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2011～2016年，煤电利用小时从5305小时下降至4165小时，下降幅度达到21.5%，年均下降228小时。水电逆势上扬，在装机规模增加43%的情况下，利用小时数实现了20%的增长，占新增用电量比重达40.71%，对火电利用小时数降低影响显著。风电、太阳能发电受消纳限制，发电量与装机增长不同步，利用小时有所下降。2016年我国风电、太阳能发电新增装机合计容量超过火电，装机占比增加了9.2个百分点，发电量占比仅增长3.6个百分点，风电利用小时下降了133小时。风光利用小时下降主要受弃风弃光影响，如2016年我国弃风量497亿千瓦时，占风电发电量的20.6%，弃光率高达19.81%（见表2~4）。

全国各区域利用小时下降趋势不变，但区域差异明显

从全国各区域看，利用小时呈现全面下降趋势，新疆、甘肃、青海、宁夏、内蒙古、吉林、辽宁、山西、四川、云南等电力外送基地水电、火电、风电利用小时均大幅下降。部分中东部受电端省份利用小时均出现大幅下降，如河南、广东等。全国各区域利用小时变化显示送电端和受电端均无法消纳电量，电力严重过剩。

中东部地区调节性水电利用小时普遍有所提升，显示在当前机组结构下，调峰机组不足。

经济新常态下重新审视发电利用小时

一是重新审视利用小时作为评判电力过剩与否的标准。按照行业惯例，发电设备利用小时数在4500小时、火电在5000小时左右是评判电力过剩与否的标准。但目前我国电源结构已发生很大变化，风光发电装机占比超过10%，发电量占比超过5%，但受其间歇性等因素影响，其利用小时数只有2000小时左右。随着能源结构转型，可再生能源比重持续攀升，将进一步拉低发电设备整体利用小时，发电设备利用小时数已经不足以说明电力行业产能是否过剩。同时，可再生能源与火电存在明显的替代作用，可再生能源发电优先消纳，挤占火电份额，同时随着辅助服务市场建设，部分火电机组参与调峰，机组利用小时水平较低，火电机组利用小时数也不足以说明电力行业产能是否过剩。需重新审视新常态下电力过剩的评判标准，建立包含机组类型、市场类型、利用小时数、机组备用率、度电收益水平等综合电力过剩评判标准。

二是重新审视新常态下机组利用小时的影响因素分析。随着我国经济逐步进入新常态，全社会用电量增速放缓，电力弹性系数出现较大波动和变化，去产能、调结构、降能耗等成为影响全社会用电量更为重要的因素。需要重新认识发电利用小时、电力生产弹性系数等电力市场关键指标的作用，一方面，加强信息追踪，及时跟踪市场信号变化；另一方面，深入挖掘市场信号背后所反映出的国民经济运行情况，提高电力市场预测工作的准确性。

三是重新审视利用小时在发电企业生产经营中的作用。随着电力体制改革的推进，电量交易市场和辅助服务市场将逐步完善，火电在电力系统定位正在逐渐由电量主体向容量主体转变，由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。火电未来的盈利方向从电量转向“电量+容量”并重，通过为电力市场提供高效低成本的调频、调峰服务来获取额外收益。发电企业需重新审视利用小时在生产经营中的作用，研究建立包括利用小时、深度调峰能力、启停和备用等综合效益分析指标，更加科学地评价与分析煤电的容量效益。

四是重新审视经济新常态下发电机组利用小时区域差异。经济新常态下，各区域产业结构、能耗水平成为影响利用小时的关键因素，需进一步考虑不同区域产业结构、能耗水平和电源结构差异，合理预测区域用电需求增速，合理确定区域煤电机组定位和发展策略。通过对区域电力发展情况的分析预测，建立区域分级制度，反映不同区域发电设备利用小时数等市场关键因素的差别。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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