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“十四五”电力规划与煤电定位转型研究

时间:2020-01-14 15:53      来源:未知   浏览量:

“十四五”电力规划与煤电定位转型研究

受多重因素影响,“十三五”期间电力需求增速回暖,从2015年的0.96%触底反弹到2018年的8.5%,远超预期。据国家电网公司数据统计,2018年温度异常、电能替代和环保治理分别拉动电力需求增长1.2%、2.4%和0.5%,而经济增长则贡献了剩余的4.4%。可以看出,经济因素始终是影响电力需求的关键,推高2018年电力消费高增速的主要是偶发因素(温度异常)叠加短期政策效应的集中释放(环保、电能替代),不具有代表性和可持续性。中国的电力需求与经济增长依然关系紧密,尽管全社会用电量增速与GDP增速一升一降,但并不意味着电力与经济脱钩,未来电力消费增速势必要回落,原因在于:一是推高电量消费的政策或者偶发因素多是短期影响因素,从长期来看对拉升电力需求作用不大;二是中国电力消费增速呈现波动性变化,电力消费弹性系数很难超过2004年1.5的峰值,在经济下行压力下,电力消费增速难以再现2018年的高增速;三是从发达国家电力消费增长规律来看,人均GDP达到1万美元、人均用电量达到5000千瓦时的阶段后,人均用电量增长趋势放缓,即使中国电气化率要高于同发展阶段的国家,但是没有理由判定这种非均衡状态会一直持续下去,且在经济下行压力叠加2018年用电需求高基数的前提下,未来电力需求增速势必减缓。从绝对增量来看,五年期内“万亿千瓦时”的增长量级仍将持续下去,预计2035年后,全社会电力需求将进入平台期。

(来源:电力决策与舆情参考 作者:袁家海 张浩楠)

2016年起,煤电产能过剩问题凸显,国家发展改革委、国家能源局下发多份文件调控煤电建设规模,要求“十三五”煤电装机力争控制在11亿千瓦以内。然而,2017年底以来电力需求出现了回暖,2018全年电力需求超预期增长,尤其是温度异常带来的超短期夏季尖峰负荷的出现(2018年夏季山东、江苏、江西、陕西等省区共出现了约1500万千瓦的尖峰负荷缺口),使得我国电源结构不合理及区域布局不合理矛盾更加凸显。决策层面对煤电的政策导向随之发生微妙变化,政策导向从2016年以来的“严控煤电产能过剩”变为“补齐能源基础设施短板,有效化解电力、煤炭区域性时段性供需矛盾”。2018年底以来,引导煤电高质量发展成为主基调。

煤电高质量发展的首要任务是要保障近期(“十四五”)和中长期(2030~2050年)的电力需求和供应安全,同时也要为能源生产和消费革命/生态文明要求下的中长期电力转型和可再生能源高比例发展留足空间,并在电力市场环境下结合自身竞争优势找准功能定位和盈利点。就满足电力需求与能源生产和消费革命的双重要求而言,要破解气候变化背景下的煤电高质量发展课题,需要客观把握电力需求的近期动态与中长期趋势,并对能源生产和消费革命要求下的电力低碳目标与转型路径进行系统全面判断,这一方面决定了煤电的发展空间上限,另一方面也在可再生能源高比例发展场景下对煤电功能定位提出了新的要求。

二、对“十四五”电力规划的若干思考

1.全社会用电量增速呈现波动性变化,判断2018年为本次电力需求增速的峰值,在2018年全社会用电量大基数的前提下,未来电力需求增速将有所下降。电力供应能力充足,各类电源利用率有所提高;全社会用电量增速呈现周期性变化,人均用电量上涨空间较大。电能替代和电气化率提高短期内会拉高用电需求,但不过是把未来终端消费要转为用电的部分能源需求提前释放或实现了,因此从长期来看对拉升电力需求作用不大。综合考虑能效技术进步和电气化水平提高因素及对比主要国家电力消费增长规律,我国电力经济发展轨迹与韩国相似,“十四五”期间电力需求年均增速在3%~4%之间,2025年全社会用电量8.5~8.8万亿千瓦时、人均用电量6000~6200千瓦时/人;2020~2035年电力需求年均增速为2.4%~2.8%。我国行业发展进入“主动去库存”阶段的概率较大,工业企业将大幅减少生产规模,导致工业电力需求增速下滑风险增大。未来我国实现新旧动能转换,新兴制造行业、三产和居民在全社会用电量中将占据主要地位,电力需求尚有增长空间,预计“十四五”期间黑色、有色和非金属矿物制品业年均用电增速为1%、1.5%和2%。

2.“十四五”期间,陆上风电、光伏电站将全面实现平价上网,分布式光伏和分散式风电也可在除居民的所有场景下实现售电侧平价;海上风电也有望在近中期实现平价上网。可再生能源大范围增量替代效应和区域性存量替代效应增强,预计可再生能源可提供的新增电量相当于2.7亿千瓦煤电机组的发电量(2025年较2018年),可以节约3.9亿吨标准煤。

3.基于不同的发展目标,模拟了三种发展路径:常规发展情景(BAU)下“十四五”期间煤电仍然作为主力电源保障电力供应,且新疆、甘肃、宁夏、陕西等地将继续新建一批煤电项目,2025年非化石能源发电量占比达到40%;新政策发展情景(NPS)依托“电改9号文”和“能源生产和消费革命战略”设计,该情景下“十四五”期间将引入现货市场、推动跨省区电力交易,不再新核准建设煤电项目,只续建“十三五”期间停缓建的项目,2025年非化石能源发电量占比达到42%,2030年非化石能源发电量占比达50%,即能源生产革命要求的目标;低碳发展情景(LCS)下,能源相关部门强化了对于履行《巴黎协定》低于2℃气候变化目标的行动,该情景下“十四五”期间进一步压缩煤炭消费,不再建设煤电项目,进一步优化跨省区电力调度,大力强化能源效率,2025年非化石能源发电量占比达44%,2030年非化石能源发电占比有望超过54%。在满足“十四五”期间电力需求、各类型资源可开发潜力、可再生能源发电竞争力、可调动的需求响应规模、系统灵活性及非化石能源发展目标等约束下,采用规划模型测算三种电力发展情景中2025年全国电源装机规模分别为27.18亿千瓦、27.61亿千瓦、27.64亿千瓦,非化石能源发电装机比重分别为50.3%、52.6%和55.1%,发电量比重分别为39.6%、41.7%和43.7%。只有BAU情景中煤电在“十四五”期间仍然对电量的增长有少量的贡献,但其规模过高、年利用小数较低,运行效率非常不经济;NPS和LCS情景相较BAU情景更加清洁、经济及高效,不可调度的电源(主要为太阳能光伏发电和风电)占比分别达到31%和32.4%,这对电力系统而言具有一定的挑战性,但从丹麦、德国、瑞典等可再生能源发电占比较高的国家电力系统运行情况看,其风险总体可控。

4.在2018年全国煤电装机容量(10.08亿千瓦)基础上,梳理预计新增(10435万千瓦)和退役(2758万千瓦)机组情况,预计2020年煤电装机规模10.8亿千瓦,符合“十三五”电力规划的目标要求。假设“十四五”期间继续新增1亿千瓦煤电装机,正常退役3300万千瓦,则2025年煤电装机规模约为11.5亿千瓦。这是不考虑政策干预和需求响应削峰的基准结果,同时也是煤电年利用小时数保持在可接受区间(高于4000小时)的估算结果。在当前输电线路通道能力约束下,考虑需求响应削峰及系统可靠性,全国2025年煤电装机合理规模应保持在10.5~10.8亿千瓦左右,若需求响应削峰规模达不到预期目标(只形成最高用电负荷3%的需求响应规模),则煤电合理规模应保持在10.7~11.1亿千瓦左右。

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