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3、电源发展
2016年,我国常规水电装机增速持续放缓,抽水蓄能装机增速显著提高,风电装机增速回落,光伏装机保持高速增长,光热发电刚刚起步,核电装机维持较快速增长,气电、煤电装机增速显著放缓。
未来三年,我国新增常规水电主要集中在川滇两省,新增抽蓄装机870万千瓦,拟投产的核电工程主要集中在山东省及东南沿海各省。
未来三年水电消纳问题有望逐步缓解
国家电网正在抓紧建设川渝500千伏第三通道,渝鄂背靠背联网工程。
南方电网金中直流工程、永富直流工程、云南鲁西背靠背联网及扩建工程相继投运,正在抓紧建设滇西北送电广东直流工程。
国家能源主管部门正在积极协调落实四川、云南后续水电外送通道建设。
风电和光伏发电发展应向消纳能力充裕的中东部及南方倾斜,并积极采取一系列提高系统调节能力的综合措施将系统弃风、弃光率控制在合理水平。
未来三年风电发展的当务之急是解决系统消纳问题
2016年,全国风电装机增速明显放缓,三北风电装机比重开始下降,同比下降了2.3%。
2016年,为促进三北地区新能源消纳,国家启动了两批22个项目约1700万千瓦煤电灵活性改造试点。
未来三年,采取综合措施后,三北地区风电消纳能力1.3-2.3亿千瓦;其他地区风电消纳能力2-2.7亿千瓦。
重型燃气轮机国产化开发有望取得突破进展,分布式天然气多联供发展潜力大,光热发电仍需长期关注与政策支持。
煤电将由传统的提供电力电量的主体性电源,逐步向同时提供可靠容量、电量和灵活性调节能力的基础性电源转变。
未来三年煤电行业继续向清洁灵活高效转型升级
2016年,煤电超低排放改造规模约1亿千瓦。
未来三年,煤电超低排放改造规模约2.3亿千瓦。
2019年,煤电行业主要大气污染物排放总量下降↓40%以上。
未来三年,三北地区采用先进技术实施煤电灵活性改造约1.4亿千瓦。
2019年,煤电供电标准煤耗率下降至约312克/千瓦时。
4、电网发展
2016年,我国输电网规模稳步增加,西电东送规模进一步扩大,跨省、跨区交换电量持续增长。
目前已形成以六大区域电网为主体,区域电网间交直流互联,覆盖全部省(区、市)的大型电网,并与俄罗斯、蒙古等7个国家实现电力互联。同时,配电网规模不断扩大,智能化水平不断提高。
2017年,计划投产重点输电通道9条,同时开展多条输电通道的研究工作。
全国110千伏配电网建设规模预计将较大幅度增长,为优化电压序列,多数省(区、市)35千伏配电网变电容量增速将有所放缓,10千伏变电容量将相对充裕,各类新能源微电网示范项目支持力度将进一步加大。
跨省跨区输电通道建设是我国能源电力绿色转型的重要举措
2016年,我国西电东送规模进一步扩大,约1.8亿千瓦,同比增长↑ 29%。
在建重点输电通道12条,其中水电外送通道4条,可联合消纳新能源通道8条。
5、电力技术
2016年,我国电力工业继续加强关键领域技术、各类装备的研发与示范工作。各类海上、陆上风力发电技术和光伏、光热发电技术稳步推进。
具有自主知识产权的“华龙一号”核电机组示范工程开工建设。
各类清洁高效的燃煤发电技术、特高压交直流输电技术等均已示范投运、在建或正在申请示范立项。
燃料电池、储能等新兴技术不断取得突破。微电网、主动配电网等智能电网技术示范取得成功,不断推动我国电力工业清洁、高效化得发展。
技术创新在能源电力转型中的作用将更加凸显
低风速风电技术
槽式熔盐光热发电技术
我国自主三代核电技术“华龙一号”
大容量储能技术
燃料电池发电技术
煤电灵活性改造技术
±1100千伏特高压直流输电技术
特高压多端直流输电技术
大容量柔性直流输电技术
微电网技术
源-网-荷互动技术
6、供需形势
2016年,全国电力供需总体宽松,部分地区存在电力冗余。
按电力发展“十三五”规划提出的各类电源发展目标,跨区、跨省电力交换规模,以及煤电规模控制目标,对全国各地区未来三年电力电量平衡进行测算分析,预计未来三年全国电力供需将延续总体宽松的态势。
未来三年电力需求将维持恢复性增长态势
2016年,电力消费实现恢复性增长,增速达5%。
未来三年,高载能行业用电预计呈先期反弹、后期回落的趋势。
三产用电和居民生活用电增速仍将维持8%左右的较高水平。
预计2019年全社会用电量将达到6.9万亿千瓦时左右。
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