经过30多年的快速增长，我国经济增长动力已经发生显著变化，近几年来我国经济在国际层面因素和国内层面因素相互叠加影响下，增速明显回落，尤其今年第一、三季度GDP增速均为6.9%，跌破了7%，这个增速也是2009年第二季度以来GDP首次破7%，经济发展进入了“新常态”。“新常态”是我国人口红利逐步减弱、要素成本快速上涨、投资边际效益降低、高耗能产品接近饱和等因素综合作用的结果，预示着我国经济增速、经济结构和增长动力等进入新的发展阶段。在经济新常态下，电力、煤炭、油气等能源产品需求放缓，以往能源产品短缺，上项目、扩规模是过去30年的常态，现阶段电力、煤炭、油气均出现过剩，未来电力增长空间非常有限，市场竞争也将变得更为激烈。

    经济新常态下电力需求放缓，种种迹象表明，国内电力产能过剩的格局已经出现。在经历过去30年大干快上之后，2014年底国内发电装机容量已达13.6亿千瓦，位居世界第一。但出现发电小时数下降、用电增速放缓，2014年全社会用电量仅增长3.8%，创下近十年新低。2014年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为4286小时，同比减少235小时，是1978年以来的最低水平。尤其是火电装机过剩更为明显，2014年新增装机增长13.3%，远大于电力消费增长。2014年底全国火电装机容量9.2亿千瓦，设备平均利用小时为4706小时，同比减少314小时，是1978年以来的最低水平。从电源工程投资看，2005年以来火电投资持续减少，2014年火电投资952亿元，不及2007年的一半。2013年、2014年火电投资占电源投资均在26%左右，较2006年下滑44个百分点。

    煤炭、石油、天然气等传统化石能源需求均明显下滑。2014年煤炭行情依然低迷，延续供大于求、高库存、价格下滑、利润大降的局面。下半年以来，在国家发改委等部门的救市行动下，煤炭行情出现好转，但煤炭产能过剩、市场需求放缓、进口规模扩大、新能源挤压等决定行业生死的因素依然存在。去年全年煤炭产量同比减少2.5%，这是自2000年以来的首次下降，煤炭消费总量也负增长，而在过去近10年煤炭消费年均增长2亿吨、年均增速10%左右。当前，煤炭产能过剩已成定局，短期内煤炭市场供大于求态势很难改变。目前全国核准煤炭总产能超过55亿吨(含正常生产、改扩建、规划产能)，已经远远超过需求总量，再加上年均3亿吨左右煤炭进口量，加剧产能过剩。在石油和天然气领域，“油荒”、“气荒”已经连续几年没有出现，油气消费低速增长。2014年石油表观消费量为5.18亿吨，增速约为2.8%，与2013年基本持平。全年天然气表观消费量为1830亿立方米，同比增长8.9%，增速为近10年低点。

    新能源依然保持快速发展

    当前，我国能源发展正处于深刻变革期，经济结构调整、城镇化发展对能源发展提出了新要求，能源环境问题特别是大气污染及雾霾已成为全社会高度关注的问题，迫切需要加快能源结构与布局调整。在这种背景下，尽管能源需求总体放缓，但新能源依然保持了快速发展，其在国内能源生产和消费中所占的比重不断增加。根据国家能源局数据，2014年末全国并网太阳能发电装机容量2652万千瓦、增长67.0%；并网风电装机容量9581万千瓦、增长25.6%，新增装机容量创历史新高；水电装机容量30183万千瓦，增长7.9%；核电装机容量1988万千瓦，增长36.1%，增速均明显高于电力装机整体水平。受此影响，非化石能源的比重从2013年的9.8%提升到11.1%，煤炭比重从66%下降到64.2%。

    在2014年电源工程投资中，水电、核电、风电投资规模分别为960亿元、569亿元、993亿元，清洁能源投资所占比重已经超过70%。值得注意的是，风电投资规模与火电投资接近。“十一五”以来，风电发展规模加快，投资规模在2010年达到峰值1038亿元。在“弃风”问题影响下投资热情出现消减，回落至2013年的650亿元。2014年在风电抢装等影响下，投资规模回升至993亿元。在国家政策支持下，地面光伏规划建设规模不断加码。尽管2014年光伏建设并未完成14GW的目标，2015年光伏规划的指标不降反增，方案提出2015年度全国光伏年度计划新增并网规模15GW，其中集中式电站8GW、分布式7GW，鼓励地方通过竞争性方式进行项目配置和促进电价下降。

    未来新能源电力仍将保持快速增长态势

    目前，各方对新能源发展倾注了极大的热情，政策利好更是一个接着一个，尤其是今年初国家能源局发布的《国家能源局综合司关于进一步做好可再生能源发展“十三五”规划编制工作的指导意见》，从转变能源发展方式、科学论证发展目标、研究重点任务、统筹落实消纳、加快装备产业建设以及研究保障体系等六个方面明确了可再生能源发展规划的重点任务，预示我国未来新建电源项目将出现较大变化，新能源电力将加速发展以满足新增用电需求，而以煤电为代表的化石燃料电源的发展将放缓，新能源电力将填补化石燃料电源被压缩的空间。按照《指导意见》，假设2020年一次能源消费总量为48亿吨标煤，其中15%的非化石能源将折合约2.4万亿千瓦时，而2014年非化石能源发电量仅为1.4万亿千瓦时。如此，未来需按照《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》，在2020年落实5800万千瓦核电、3.5亿千瓦常规水电、2亿千瓦风电和1亿千瓦光伏。根据去年装机情况，上述各类电源年均还要分别增加635万千瓦、803万千瓦、1737万千瓦和1225万千瓦，其中，以风电和光伏为主的新能源仍要保持高速增长，新能源开发和利用将发生趋势性变化。

    首先，新能源的开发利用范围将扩大到全国。我国新能源的发展有着较强的资源特性，即资源丰富地区新能源发展较快。这一方面导致新能源电源在送出、消纳等方面的困难，另一方面也使得新能源资源欠发达地区(包含了绝大多数的经济发达地区)忽视新能源发展，过度依赖本地的火电装机，给能源运输、当地环境带来了较大压力。此次《指导意见》要求各地挖掘潜力开发可再生能源，而可再生能源配额制将成为促成这一目标的重要保障措施。

    其次，重点项目的带动作用将进一步凸显。“十三五”规划依然强调了“以点带面”的战略，通过重大项目和重点任务来积累经验。而其中的亮点则是对更高新能源利用水平、智能电网、物联网、储能、微电网的综合供能区域试点。“互联网+能源”的概念将以重点项目的形式在“十三五”期间得到实质性的设计和体验。

    最后，政策将更为重视新能源消纳问题。《指导意见》强调“把落实可再生能源发电的消纳市场作为编制可再生能源规划的核心任务”。无论要求发挥外送通道能力最大限度送出可再生能源，还是要求地方提出建设新外送通道的需求，或是要求挖掘潜力就地消纳，都意味着可再生能源消费量的重要性。这和以往高度关注装机容量，而忽视实际发电量和利用量的情况相比，发生了明显转变。

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