碳達峰目標下的“十四五”煤電發(fā)展
康俊杰 楊富強 吳迪
（北京大學能源研究院）
2020年9月，我國提出“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”的目標。構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，大規(guī)模提高可再生能源的接入比例并推動電力行業(yè)提前達峰是實現(xiàn)全社會碳達峰、碳中和目標的主要路徑和關鍵措施。另一方面，從去年12月份開始，湖南、江西、浙江、廣東等地接連出現(xiàn)了短暫的用電負荷缺口，部分區(qū)域的“拉閘限電”和“有序用電”引起了大家的關注，一些專家建議繼續(xù)增加煤電項目以彌補用電缺口，并避免出現(xiàn)類似美國得州一樣的電力危機。在碳達峰目標下“十四五”電力如何規(guī)劃，煤電如何發(fā)展，值得我們進一步分析。
一、“十三五”電力發(fā)展關鍵問題總結
（一）電力系統(tǒng)留有充足的靈活性裕度
“十三五”電力規(guī)劃中提出2020年風電裝機2.1億千瓦、太陽能發(fā)電裝機1.1億千瓦的發(fā)展目標。并且為了適應高比例可再生能源的接入、降低棄風棄光率，規(guī)劃中提出了增加電力系統(tǒng)綜合調節(jié)能力的發(fā)展目標，規(guī)劃“十三五”期間新增1700萬千瓦抽水蓄能、新增5000萬千瓦天然氣發(fā)電、新增2.19億千瓦煤電靈活性改造的目標[1]。從規(guī)劃完成結果來看，2020年風電裝機達到2.81億千瓦，太陽能發(fā)電裝機達到2.53億千瓦，隨機性電源超過規(guī)劃目標2.14億千瓦；而抽水蓄能僅增加850萬千瓦、天然氣發(fā)電增加3200萬千瓦[2]，煤電靈活性改造規(guī)模也僅僅完成6000萬千瓦左右[3]，靈活性電源距離規(guī)劃目標還存在1.8億千瓦左右的缺口。
從實際電力需求來看，“十三五”全國平均用電量增速達到5.7%，最大負荷增速高出用電增速1個百分點左右，均超過預期。從風光發(fā)電的消納來看，2020年全國風電、光伏的平均利用率分別是97%、98%，均超過“十三五”規(guī)劃目標。“十三五”期間，在靈活性電源遠未達到規(guī)劃目標、隨機性電源遠超規(guī)劃目標的情況下，隨機性電源仍能維持很高的消納水平，同時電力系統(tǒng)仍能滿足超預期的電力需求，這說明“十三五”期間的電力系統(tǒng)留有充足的靈活性裕度。
（二）不同區(qū)域電源不足與過剩并存
傳統(tǒng)的判斷認為，電力供給過剩會導致煤電利用小時下行，并認為煤電利用小時高于5500小時是電力供給不足，5000小時是供需平衡，4500小時是寬松，低于4000小時是過剩。除了供給過剩外，發(fā)用電結構變化也能驅動煤電利用小時下行。需求側負荷曲線劇烈波動，需要煤電調峰來保持電力系統(tǒng)平衡，導致煤電利用小時下行。供給側大規(guī)模風電、光伏等可再生能源的接入需要煤電讓出電量空間并提供足夠的電力負荷、輔助性服務支持，這也導致煤電利用小時下行。
“十三五”期間，國內的三產結構及用電結構相對于“十二五”并未發(fā)生根本性的變化，因此除供需平衡因素外，影響煤電利用小時變化的因素主要來自于發(fā)電結構的變化。我們選取全國典型省份煤電進行比較分析，將該省煤電分為基本型和調節(jié)型煤電，并將調節(jié)型煤電與風光打捆折算，折算后的基本型煤電年利用小時如圖1所示。
圖1 全國部分省份基本型煤電年利用小時
從圖1可以看出，不考慮為風光發(fā)電讓出電量的影響，全國不同省份之間煤電利用情況存在很大的不同。陜西、浙江、吉林和湖南煤電利用小時均不足4500小時，屬于電力供給寬松的范圍；而江西超過6000小時，安徽接近5500小時，均為電力供給緊張。因此，“十三五”不同區(qū)域電力存在寬松與緊張并存的問題。
（三）需求響應能力不足導致個別地區(qū)出現(xiàn)短期負荷緊張
2019年以來，我國個別省份出現(xiàn)了“有序用電”的事件，2020年年底，我國湖南、江西等地也出現(xiàn)過短暫的電力供應緊張，一時間電力供給短缺成為業(yè)界討論的熱點。
但就如同發(fā)用電結構變化導致的煤電利用小時下行被誤認為是供給過剩一樣，相應的需求響應能力不足引起的負荷緊張也被認為電力供給不足。國家電網公司的信息顯示[4]，2019年全國超過最大負荷95%的時間不足24小時，超過最大負荷90%的持續(xù)時間普遍低于168小時（湖北、湖南、江西等省低于48小時）。按照全國最高負荷12億千瓦左右來計算，前5%、前10%對應的負荷規(guī)模分別是6000萬千瓦、1.2億千瓦。這部分持續(xù)時間超短、需要多次啟停的負荷需求利用任何電源來滿足都是極為不經濟的，最好的解決辦法是利用需求響應的方式來解決。因此，最近幾年來個別地區(qū)的“有序用電”難以歸類為電力供給不足，而應該歸類為需求響應能力不足。
二、“十四五”用電情景預測
“十二五”期間，我國用電量增長14934億千瓦時，年均用電量增速6.3%；“十三五”期間，用電量增長18177億千瓦時，年均用電量增速5.7%。2020年受疫情影響，用電量增速僅3.1%。國內多家權威機構[5、6]預測，“十四五”用電量增速放緩至4%～5%。
2020年我國人均用電量5320千瓦時，已經進入到發(fā)達經濟的初期發(fā)展階段；但是根據當年人均生活用電量776千瓦時來衡量，我國還停留在工業(yè)化的后期階段。參考經合組織國家的用電結構，未來我國居民用電和第三產業(yè)用電占比仍將不斷提高。居民用電和第三產業(yè)用電的特點是負荷曲線受到氣候變化影響導致的尖峰特征更加明顯?！笆濉币詠?，我國絕大部分省市用電負荷增速大于用電量增速一個百分點左右[7]，預計“十四五”這種趨勢不會改變。因此預計“十四五”全國最高用電負荷增速比用電量增速高一個百分點，預計維持5%～6%的增速。
三、“十四五”電力規(guī)劃推薦情景
（一）“十四五”電力規(guī)劃的背景
第一，“雙碳”目標已經成為“十四五”電力規(guī)劃的硬約束。我國自去年9月提出“雙碳”目標后，去年12月提出了2030年風電、太陽能發(fā)電總裝機達到12億千瓦以上的發(fā)展目標；今年3月進一步提出了構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的戰(zhàn)略目標。到“十四五”末，預計可再生能源在全社會用電量增量中的比重將達到三分之二左右，在一次能源消費增量中的比重將超過50%。因此“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃的制定必須以“雙碳”目標作為強約束。
第二，煤電、水電、風電和光伏發(fā)電等的成本因素不再是限制規(guī)劃結果的關鍵因素。進行電力規(guī)劃的主要目標函數是在滿足用電需求的情況下使全社會的總用電成本最低。不考慮輸配電成本情況，僅從發(fā)電側來評估，煤電、水電、風電和光伏任何一種電源都難以在全國層面相對于其他電源形成成本優(yōu)勢，煤電只是在某些區(qū)域或某些項目上具有相對成本優(yōu)勢，但隨著風光發(fā)電成本的進一步降低，這種優(yōu)勢在“十四五”會逐步消失。因此“十四五”電力規(guī)劃中煤電、水電、風電、光伏四種電源的成本問題不再是約束規(guī)劃的關鍵因素。
第三，將需求側資源納入規(guī)劃已經成為業(yè)界的共識。隨著用電負荷尖峰特征的逐步凸顯，電網公司、地方政府都逐步意識到僅依靠供給側增加電源的方式滿足電力需求既不經濟也沒有必要，將需求側資源納入電力規(guī)劃，利用需求響應的方式削減尖峰負荷逐步成為大家的共識。2019年國網公司就提出建議按照尖峰負荷95%來進行電力規(guī)劃，超出部分利用需求側管理的方式來滿足[4]。山東、江蘇、浙江等省份2020年年度的電力平衡方案中也提出了按照最大負荷5%設置需求側響應的目標[8-10]。
（二）“十四五”電力規(guī)劃推薦情景分析
基于“十四五”電力規(guī)劃的背景，本文根據前述分析直接給出推薦情景，具體的數據信息如表1所示。
表1 “十四五”電力規(guī)劃推薦情景數據表
（三）推薦情景關鍵指標解釋
水電方面，預計“十四五”常規(guī)水電每年新投產1000萬千瓦左右，裝機由2020年的3.4億千瓦增加到3.9億千瓦；新投產的機組主要集中在金沙江中上游、怒江和瀾滄江流域。抽水蓄能在“十四五”將迎來大發(fā)展，在目前3100萬千瓦在運的基礎上，再增加5000萬千瓦左右，總規(guī)劃超過8000萬千瓦，繼續(xù)保持世界第一。
天然氣發(fā)電方面，適當加快發(fā)展速度，在東部沿海地區(qū)建設一批重點調峰項目，到2025年天然氣發(fā)電規(guī)模達到1.5億千瓦。
核電方面，預計已經在建17臺機組除霞浦2號外全部建成，2020年核準未建的3臺機組將有兩臺建成，核電新增裝機2000萬千瓦，總規(guī)模達到7000萬千瓦。
風電和太陽能方面，受“雙碳”目標的激勵，行業(yè)各機構都預測風電和太陽能將迎來大發(fā)展，但考慮到上下游產業(yè)鏈配套產能的可持續(xù)發(fā)展，預計風電、光伏每年合理的新增規(guī)模分別為5000萬千瓦、6000萬千瓦，2025年風電和光伏的裝機規(guī)模分別達到5.3億千瓦、5.5億千瓦，成為滿足增量電力需求的主力電源。需要說明的是，盡管在部分區(qū)域，風電、光伏難以達到20%、15%的有效出力系數，但是考慮到中西部負荷時序上的差異和跨區(qū)域輸電的影響，再加上調度的優(yōu)化，在全國總體層面20%、15%的出力系數是可以達到的。
生物質發(fā)電方面，優(yōu)化資源利用，每年新增生物質秸稈發(fā)電200萬千瓦、新增垃圾發(fā)電200萬千瓦，2050年總裝機達到5500萬千瓦左右。
新型儲能方面，國家規(guī)劃中提出的3000萬千瓦發(fā)展目標能夠完成。但是新型儲能預計更多應用在負荷側，并和分布式、微網結合。
需求響應方面，至少按照最大負荷的5%來規(guī)劃，“十四五”通過需求響應的方式至少能減少6000萬千瓦的尖峰負荷需求。
（四）推薦情景規(guī)劃結果分析
按照推薦規(guī)劃方案，2025年全國電力總裝機達到30.88億千瓦，2025年全社會總發(fā)電量達到9.72萬億千瓦時，比2020年高出2.1萬億千瓦時，能夠保證年均用電量5%、最高負荷6%的用電增量需求。
按照此推薦方案，2025年可再生能源裝機占比將達到53%，“十四五”增量用電部分的67%來自于可再生能源，“雙碳”目標約束下的電力發(fā)展目標能夠滿足。
按照此推薦方案，電力行業(yè)將在“十四五”期間實現(xiàn)煤電裝機、發(fā)電耗煤和碳排放量的“三達峰”，峰值分別是11.5億千瓦、13.8億噸標煤和45億噸碳排放，提前5年實現(xiàn)國家制定的碳排放達峰目標，并為碳中和目標的實現(xiàn)打下堅實的基礎。
四、“十四五”煤電發(fā)展
第一，嚴控煤電新增規(guī)模。將煤電核準權限重新上收，除特殊情況外，不再核準新的商用煤電機組。為了保證燃煤發(fā)電技術不斷創(chuàng)新并且為光熱發(fā)電、氫燃料發(fā)電等進行技術儲備，每年安排400萬千瓦左右的先進技術示范項目；同時加快落后機組淘汰和過剩機組的封存?zhèn)溆谩Ｊ姑弘娫谀壳?0.9億千瓦在運、1億千瓦左右在建的基礎上，2025年煤電總裝機量控制在11.5億千瓦左右。
第二，推動煤電定位轉變。加大60萬千瓦及以上超臨界、超超臨界供熱改造的力度，使高效煤電機組在全力保障供電安全的同時更多承擔供熱、供氣職能，提高資源利用效率。加大30萬、60萬千瓦級亞臨界機組的靈活性改造力度，使中型機組在電力系統(tǒng)中承擔更多的輔助服務職能。加大中小型落后煤電機組的淘汰力度，為30萬千瓦及以下排放達標機組讓出電量和熱力空間，使30萬千瓦級煤電在保障區(qū)域供熱、供氣和區(qū)域電網調頻調峰中承擔更多的責任。
第三，優(yōu)化煤電布局。按照有減有增的原則，推動煤電在全國區(qū)域內布局的優(yōu)化。在東北、西北等煤電過剩的地區(qū)及豫北、鄂西等部分區(qū)域加大過剩煤電淘汰的力度，提高現(xiàn)有高效煤電機組的利用效率，并且為其他地區(qū)煤電發(fā)展讓出指標空間。在三北特高壓送端科學布局合理規(guī)模的煤電，為高比例可再生能源的送出提供保障，提高特高壓線路的利用效率。在華中、華東地區(qū)因地、因時布局少量高效煤電機組，保障當地電力、熱力供給。
五、政策建議
第一，準確計算電力的安全裕度及所需靈活性資源閾值下限。目前，很多專家學者從保障用電安全、為可再生能源提供靈活性等角度來支持進一步增加煤電；但是“十三五”規(guī)劃的實踐已經證明我國電力規(guī)劃中留有較大的安全裕度。為了進一步推動可再生能源的發(fā)展，同時避免出現(xiàn)美國得州的大停電事故，需要采用“自下而上”的方式分省、分地區(qū)對未來電力系統(tǒng)的安全裕度進行準確評估，對保持電力系統(tǒng)安全所必須的靈活性資源下限進行準確計算，以推動電力行業(yè)在保持安全的情況下盡快實現(xiàn)碳達峰的目標。
第二，收緊煤電核準權限，制定更加嚴格的控制目標。因為受到GDP、稅收、就業(yè)等多方面因素的影響，地方政府在煤電發(fā)展上一直保持很高的熱情。因此，一定要收緊煤電核準的權限，并制定嚴格的規(guī)劃約束目標和考核指標，避免在實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵時期出現(xiàn)“剎車失靈”問題。
第三，高度重視需求側響應手段的應用。從前文的分析中可以看出，業(yè)內所關注的局部地區(qū)“缺電”問題不是真正的電力短缺，而是因為電力需求側缺乏靈活響應造成的。因此利用市場化的手段提高需求側響應能力是解決這種“缺電”的最有效手段。
第四，建立合理的收益和成本分攤機制。在保障用電安全的情況下提高電力的清潔、低碳水平勢必要增加用電成本，這種增量成本不能一直在電力系統(tǒng)內部消納，必須選擇合適的機會疏導出來。因此應該合理計算高比例可再生能源并網的成本，并建立合理的分攤和疏導機制，讓成本有效分攤，以推動電力行業(yè)可持續(xù)發(fā)展。
// 參考文獻：
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