楊昆： “四個革命、一個合作”電力能源安戰略
發布時間：2021-12-11 15:31:26 來源：浙江消控電氣有限公司
"四個革命、一個合作"能源安戰略，是習近平新時代中國特色社會主義思想在能源領域的具體體現，為能源電力高質量發展提供了根本遵循。"十三五"期間，我國電力工業攻堅克難、持續創新，實現了巨大飛躍，滿足了經濟社會發展的電力需求，電力工業發展呈現新的特征，為電力行業高質量發展奠定了基礎。"十四五"是我國由全面建成小康社會向基本實現社會主義現代化邁進的關鍵時期，編制實施好"十四五"規劃意義重大。
電力行業發展呈現新的特征
電源裝機結構持續向清潔低碳化發展。一方面，非化石能源發展進入大規模"增量替代"階段，2018年全球新增非化石能源裝機的一半在中國。截至2018年底，非化石能源發電裝機達7.7億千瓦，占總裝機的比重為40.8%；發電量2.16萬億千瓦時，占全口徑發電量的比重為30.9%，相比2015年分別提高6個百分點、3.7個百分點。另一方面，我國火電大容量、高參數、節能環保機組比例明顯提高，截至2018年底，全國火電單機60萬千瓦及以上機組占比44.8%；進一步加大節能減排改造力度，截至2018年底，達到超低排放限值的煤電機組約8.1億千瓦，單位火電發電量二氧化硫、氮氧化物、煙塵排放量分別降至0.20克、0.19克、0.04克，促進煤電產能釋放；燃煤發電效率大幅提升，火電平均供電煤耗降至308克/千瓦時，與2006年相比降低60克/千瓦時，降幅達16%。
終端能源消費電氣化水平不斷提高。2018年，電能占終端能源消費比重達到25.5%，較2010年提高了4.2個百分點；2016~2018年累計完成替代電量3923億千瓦時，且呈現逐年升高態勢。伴隨著電能替代實施力度不斷加大，帶動工業生產制造、交通運輸、居民生活、建筑等重點領域電氣化水平穩步提高，特別是隨著電動汽車的快速發展，交通領域的電氣化將全面提速。
數字化智能化技術逐漸融入電力系統，系統靈活性不斷增強。電力企業積推進信息技術及數字技術成果與產業融合，全國首批55個能源互聯網示范項目中，已有14個項目通過驗收；國家電網公司提出打造"泛在電力物聯網"，在源網荷儲泛在調度控制、網上辦理業務、現代智慧供應鏈、綜合示范區建設等方面積探索，取得成效；發電企業積推進煤電靈活性改造工作，華能丹東電廠2×35萬千瓦機組小技術出力達到20%，國家能源集團莊河電廠2×60萬千瓦機組小技術出力達到30%，達到水平；自2016年開展工業領域電力需求側管理以來，已累計節約電源投資3000萬千瓦，轉移夏、冬季高峰負荷400多萬千瓦，減少企業用電成本1500多億元。
能源電力合作是"一帶一路"倡議的重要基礎和支撐。我國與沿線國家在能源電力基礎設施的投資和貿易呈上漲趨勢，2013~2018年，我國主要電力企業參與"一帶一路"合作累計完成投資107億美元，簽訂電力工程承包合同622個，總金額1167億美元；各電力企業不斷推動建立技術、標準、設備、管理"走出去"的產能合作模式；全球能源互聯網理念得到廣泛認同，已納入"一帶一路"建設、聯合國"2030議程"和促進《巴黎協定》實施工作框架，為推動能源電力與經濟社會環境協同發展提出解決方案；中巴經濟走廊電力合作日益緊密，中國與東盟地區國家合作水平不斷提升，中俄及中國與東北亞電力產能合作穩步推進。
電力體制改革穩步扎實推進。市場化交易規模比重大幅提高，2019年前10個月全國市場交易電量達2.2萬億千瓦時，同比增長30%；全國31個電力交易機構累計注冊市場主體超過10萬家；電力現貨市場8個試點全部啟動結算試運行；增量配電業務改革加快推進，目前已批復的試點項目中，四成以上項目已確立了業主，已投運試點項目超過60個；電價改革中，第二監管周期輸配電價成本監審工作已經啟動，交叉補貼等電價機制問題已開始逐步清理。
"十四五"電力發展有關問題的認識
電力需求具有較大的增長空間。我國經濟總體處于工業化中后期、城鎮化快速推進期，決定了電力需求持續剛性增長。以電為中心轉變能源生產和消費方式，是清潔能源發展的必然要求和清潔替代的必然結果，決定了我國電力需求還處在較長時間的增長期，具有較大的增長空間。影響"十四五"電力需求增速的主要因素有以下五方面：一是新舊動能轉換，傳統用電行業增速下降，高技術及裝備制造業和現代服務業將成為用電增長的主要推動力量；二是城鎮化建設，推動電力需求剛性增長，未來西部地區用電比重將有所提高，東中部地區仍是我國的用電負荷重心；三是能源轉型發展，呈現明顯的電氣化趨勢，電能替代潛力巨大；四是能源消費革命深入推進，產業結構升級和技術創新驅動等諸多因素，將在一定程度上抑制用電增長；五是實施泛在電力物聯網戰略，在電力需求響應管理方面，可以實現負荷增速低于電量增速，帶來巨大的經濟社會效益。
采用產值單耗法、電力彈性系數法、人均用電量法等多種預測方法，對我國中長期電力需求進行分析預測，預計2025年我國全社會用電量達到9.2~9.5萬億千瓦時，"十四五"期間年均增速約為4.0%~4.5%。2035年全社會用電量為12萬億千瓦時左右，2020年~2035年年均增速約3%，逐步過渡為用電增長飽和階段。
電源結構清潔低碳程度進一步提高。結合我國各區域經濟社會發展、用電結構以及需求側管理等因素，基于儲能技術成熟期，預計2025年電源總裝機達到27億千瓦，非化石能源發電裝機占比達到48%，非化石能源發電量占比達到37%。2035年，電源裝機達到38億千瓦，非化石能源發電量將全面超越化石能源。
新能源持續快速發展，消納難題應引起重視。新能源技術進步加快，成本下降。過去五年風電開發利用成本下降了約30%，光伏組件價格約下降一半，預計資源省份快2020年可實現平價上網。未來，新能源呈現持續快速發展態勢。預計2025年，風電、太陽能發電合計裝機達到7億千瓦，發電量占比將接近15%，部分省份將突破30%。
我國新能源快速發展的同時，曾出現棄風率高達17.2%、棄光率達13.0%的情況。近年來采取了一系列措施，棄電問題得到有效緩解。但新能源發電量占比高的省區，消納難題仍然比較，如2018年，甘肅、新疆新能源發電量占比僅為20%、15%，棄風率高達19%、23%，棄光率分別為10%、16%。未來新能源更大規模的發展，消納難題應引起高度重視。解決新能源消納難題涉及電源、電網、用戶、政策、技術等多個方面，需要多措并舉，提高系統調節和消納能力。近期，在電源側可通過實施煤電靈活性改造，建設抽水蓄能電站、天然氣調峰電站等各類靈活調節電源提高系統調節能力。在電網側建設跨區輸電通道，完善區域主網架及智能配電網建設，利用電網基礎平臺作用實施多能互補和冷、熱、電聯合智能調度，充分利用跨省區調節資源。在用戶側加強需求側管理，實施峰谷分時電價，發展各類靈活性用電負荷和智能電器，實現移峰填谷。在市場機制方面，建立可再生能源目標引導制度，完善輔助服務補償機制，啟動綠色證書交易機制，采用發電權交易、省間市場交易等。長遠看，將進一步強化大容量、高效率、低成本、長壽命儲能技術研發和推廣應用，充分利用電動汽車充放電功能增強系統調節能力等措施。
促進核電安全高效發展，有效替代煤電裝機。核電與新能源、煤電相比具有比較優勢。經濟性上，部分核電上網電價已低于當地脫硫煤電標桿電價，也低于目前新能源及配置儲能的成本；發電特性上，核電能量密度高，出力穩定，能夠獨自承擔基本負荷，有效替代煤電裝機，有助于系統的穩定；環保方面，核電不排放二氧化碳等溫室氣體，不排放二氧化硫、氮氧化物等有害氣體以及粉塵等污染物。根據目前核電建設情況，到2020年核電裝機約0.53億千瓦。為有效控制煤電裝機，我們預計2025、2030年核電裝機需分別達到0.89、1.37億千瓦，每年投運6~8臺核電機組。
為保證核電安全高效發展和樹立核電品牌優勢，建議一是要確立核電戰略地位，保持核電建設節奏。按照國家兩個一百年發展目標，研究新時代核電發展戰略規劃，組織制定《2035年核電總體發展戰略》，確定各階段發展目標。持續加強研發創新，進一步提升化能力。二是要加大核電支持力度，完善相關配套政策。給予核電企業融資政策支持，推動核電專項建設基金、乏燃料處置基金征收后置。按照成本加合理利潤的原則定價，保障核電優先上網，以基荷運行為主，提高利用效率。三是要培育優秀的核安全文化，建立健全核電標準體系。創新公眾溝通模式，加強核電科普，提升全民核科學素養，消除公眾核恐懼。加強核電標準化建設，整合國內優勢資源，在對外推廣、品牌塑造上形成產業聯盟，建立核電"團隊"，進一步提升"走出去"能力。
統籌施策，促進西南水電高質量發展。我國川、滇、藏三省（區）水能資源豐富，目前開發率不足38%，與發達國家相比，仍有較大開發空間。
近年來，水電行業發展面臨生態環境保護壓力大，移民安置難度高，經濟負擔和建設成本持續上升等諸多問題。為此，建議加強統一規劃和統籌協調，實現水電在更大范圍內消納；加強水電流域統籌規劃建設，提高流域整體效益；強化移民管理，切實落實水電移民安置；完善水電稅費政策，促進水電企業健康發展；加大金融政策支持力度，加快西南水電建設。預計到2025年，常規水電裝機達到4億千瓦，其中西南水電占全國新增容量的90%以上。
煤電在系統中的作用將向電量和電力調節型電源轉變。我國以煤為主的資源稟賦和煤電是煤炭清潔、高效、經濟、便捷的好利用方式，決定了煤電在一定時期內仍將在我國能源電力系統中發揮重要作用。為支撐更大規模的新能源消納和系統運行，需要煤電機組更多地提供系統調節服務，更多地承擔系統調峰、調頻、調壓和備用功能，其市場定位將由傳統的提供電量的主體電源，逐步轉變為提供可靠容量、電量和靈活性調節型電源。
未來，煤電還有一定的發展空間。煤電發展空間既要滿足電量平衡又要滿足電力平衡。從電量平衡看，目前煤電利用小時數僅為4300小時左右，而煤電機組本身的利用小時數可以達到5000小時甚至更高，存在較大的電量增長潛力，考慮其他新增電源，可以不安排新的煤電項目；從電力平衡看，由于新能源發電有效容量低。為滿足電力平衡要求，需要建設一定規模的火電（煤電）裝機來"托底保供"。我們預計2025年煤電裝機可控制在12~12.5億千瓦以內，2030年達到峰值。
能源綠色低碳轉型不是簡單地"去煤化"，煤電裝機增加不等同于碳排放量增加。一是實施電能替代，優化用能方式。目前，我國尚有約7億噸煤炭直接燃燒，用于采暖或提供熱負荷，壓減散燒煤用于發電，碳排放并沒有增加。二是通過技術創新，降低煤電機組供電煤耗。三是服務新能源發電，轉變煤電利用方式。煤電為新能源發電"讓路"，利用小時數已從2010年的5030小時下降至目前的4300小時，降幅為15%；隨著新能源大規模開發，煤電利用小時數還將進一步下降，煤電裝機碳排放呈明顯下降趨勢。計算分析表明，煤電碳排放已基本進入平臺期，將于2025年達峰，之后將加速下降。
從供給側和消費側共同提升系統綜合調節能力。我國抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比不到6%，新能源富集的"三北"地區更是不到3%，調節能力先天不足。而抽水蓄能電站受站址資源和建設工期限制、氣電受氣源氣價限制、儲能受經濟安全性限制，均不具備大規模建設條件，煤電靈活性改造是提高系統調節能力的現實選擇。國內外運行經驗表明，煤電靈活性改造技術成熟；經濟性上，提升單位千瓦調峰容量成本約在500元～1500元之間，相比抽水蓄能、氣電、儲能均具有比較優勢。目前，靈活性改造整體完成情況距"十三五"規劃目標還有較大差距。東北地區輔助服務補償政策激勵力度大，完成度高；西北、華北完成較少。推動煤電靈活性改造，一是要加大輔助服務補償力度。2018年我國輔助服務補償費用僅占上網電費總額的0.83%，遠低于美國PJM市場的2.5%、英國的8%。二是完善補償政策，綜合考慮企業增加的改造成本、運維成本和損失的機會成本，切實保障煤電項目取得合理收益，激發煤電企業靈活性改造的積性。三是加強規劃引導，有序安排煤電靈活性改造項目。重點對30萬千瓦及以下煤電機組進行靈活性改造，作為深度調峰的主力機組，甚至參與啟停調峰。對于新能源消納困難的"三北"地區、核電出力受限的地區，可考慮改造部分60萬千瓦亞臨界煤電機組參與深度調峰。四是發揮市場機制作用，適時出臺容量電價，擴大靈活性交易品種。
沒有消費側的積變革，就不可能有能源高質量發展，必須強化需求側管理，提升用戶側靈活性。通過引導用戶高峰時少用電，低谷時多用電，實現削峰填谷、移峰平谷，從而減少系統調峰需求，降低用電成本。以山東省2018年用電負荷為例，全省95%以上的高峰負荷約400萬千瓦，累計持續時間約147小時。通過需求側管理削減尖峰負荷，不僅可以減少電源裝機500萬千瓦，延緩電廠和電網配套投資合計約400億元，還改變了電網的負荷特性，降低了峰谷差，減少了用戶側的調峰需求，從而使發電側的調節能力更好地滿足新能源消納要求。
加強需求側管理，要充分發揮信息化系統優勢，強化智能電網系統平臺建設、電能服務產業培育，與泛在電力物聯網、"互聯網+"智慧能源示范、電動汽車充放電服務、電能替代等工作密切結合，不斷深化電力需求側管理工作內涵和外延。峰谷分時電價政策是電力需求側管理的有效手段，要進一步擴大分時電價的實行范圍，確定科學、合理的峰谷分時電價比。
深化電力市場化改革，推動形成科學的電價機制。加快建設全國電力市場，打破省間壁壘和市場分割。結合電價改革進程，妥善解決電價交叉補貼問題，降低電價中政府基金及附加比重，還原電力商品屬性。穩妥推進增量配電改革試點，促進輸配電網協同發展、安全運營。統籌推動電力市場與碳交易市場深度融合，發揮市場高效配置資源優勢，明確電力企業二氧化碳排放硬約束，通過碳約束倒逼電力結構優化，改善發電結構，提高發電效率，挖掘減排空間。
強化電力高質量發展指標評價。為貫徹落實能源安戰略，中國電力企業聯合會遵循國家構建清潔低碳、安全高效的能源體系要求，研究提出電力行業高質量發展目標，主要有：2025年，電能占終端能源消費比重達到29.5%，非化石能源裝機占比達到48%左右，非化石能源發電量占比達到37%左右，非化石能源占能源消費比重達到19.5%左右；綜合碳排放強度402克/千瓦時，綜合發電煤耗165克標煤/千瓦時；單位火電發電量CO2排放量為830克/千瓦時，單位煤電發電量SO2、NOx排放量分別為0.12克/千瓦時、0.16克/千瓦時；逐步形成3%尖峰負荷的響應能力。
能源電力高質量發展涉及面廣、要求高，建議相關部門加強頂層設計，盡快完善并出臺能夠反映安全、綠色、高效、創新、開放、共享特征的評價指標體系，充分利用現代信息技術夯實統計信息基礎，以目標為導向開展定期評價與考核。