“十四五”电力行业煤炭消费控制政策研究

袁家海，宋 岩

(华北电力大学，北京市昌平区，102206)

电力行业是我国最大的煤炭消费和碳排放行业，煤炭消费量占全国总量比重达到50%以上[1]，碳排放量占全国碳排放总量的40%以上[2]。控制电力行业煤炭消费总量对于中国实现“30·60”“双碳”目标影响重大，在2021年4月的气候峰会上，习总书记也已明确提出中国将严控煤电项目，“十四五”时期严控煤炭消费增长。

“十三五”期间，在电力供给侧结构性改革措施和政策的推动下，煤电装机增长得到了有效控制，2020年底控制在11亿kW以内。但是，大规模的电能替代导致了电力需求保持快速增长，在新能源无法满足全部增量需求的情况下，燃煤发电量和发电耗煤总量仍可能有一定的增长空间，不利于电力行业的碳减排。在“十三五”期间得到有效控制的情况下，电煤消费量仍然保持持续增长态势，随着今后电力需求规模的持续扩大，电煤消耗量仍有继续增长的可能，根据中电联2021年1-5月数据显示，全社会用电量为3.23万亿kW·h，比2020年同时期增长了17.7%，电力需求仍呈增长趋势。

“十四五”是我国电力行业转型发展的关键窗口期，在上述背景下，笔者及其研究团队对“十四五”电力行业煤炭消费控制目标与政策进行了研究，探讨了“十四五”期间我国电力发展情景与煤电合理规模，阐述了“十四五”期间电力行业煤炭消费控制的关键问题和煤电转型路径，为电力行业如何权衡“发展与减排、整体与局部、短期与中长期”关系提出相关建议。

1 “十三五”期间电力行业发展情况概述

1.1 电力供需情况

“十三五”期间全社会用电量增长了1.8万亿kW·h，年均增长5.7%，超过了《电力发展“十三五”规划》提出的预期性年均增速3.6%～4.8%。在经历了2016-2018年间的迅速增长后，全社会用电量从2019年开始放缓，2020年受新冠疫情影响，全社会用电量为7.51万亿kW·h，同比增长3.1%[3]，回落至2014年水平。“十二五”与“十三五”期间我国全社会用电量及增速情况如图1所示。

图1 “十二五”与“十三五”期间我国全社会用电量及增速情况

从用电结构看，2020年第三产业和居民用电比重持续提升，比重之和达到30.6%，全社会用电结构逐步调整，但是，第三产业和居民用电激增也导致出现了用电负荷尖峰化、日间和夜间双高峰的现象，叠加波动性新能源占比提升的影响，给电力安全可靠供应带来了巨大挑战。

从电源结构来看，电力行业继续向绿色低碳发展，非化石能源发电装机均保持较快增长。“十三五”期间各电源新增装机容量情况如图2所示。

图2 “十三五”期间各电源新增装机容量情况

2020年全国新增发电装机容量为19 087万kW，同比增加8 587万kW，其中新增并网风电、太阳能发电装机容量分别为7 167万kW和4 820万kW，新增并网风电装机规模创历史新高。截至2020年底，全国全口径发电装机容量为22.0亿kW，同比增长9.5%；其中，非化石能源发电装机容量合计9.8亿kW，占全口径发电装机容量的比重为44.8%；全口径煤电装机容量为10.8亿kW，占总装机容量的比重为49.1%，首次降至50%以下[3]。

从发电结构看，可再生能源发电量保持较快增长，2020年全国全口径发电量为7.62万亿kW·h。“十三五”期间，全国全口径发电量年均增长5.8%，其中非化石能源发电量年均增长10.6%，占总发电量的比重从2015年的27.2%上升至2020年的33.9%；煤电发电量年均增速为3.5%，占总发电量的比重从2015年的67.9%下降至2020年的60.8%。“十三五”期间我国电源发电量结构如图3所示[4]。

图3 “十三五”期间我国电源发电量结构

1.2 电力行业“十三五”期间煤炭消费控制措施的落实情况评估

电力行业“十三五”期间淘汰煤电落后产能超额完成规划目标，严控新增产能效果显著，在2020年前取消和推迟煤电建设项目1.5亿kW以上，淘汰落后煤电机组约2 000万kW，将全国煤电装机规模控制在11亿kW以内；灵活性改造技术已相对成熟，但调峰补偿机制还存在补偿标准偏高、责权分配不明晰等问题，火电机组灵活性改造仅完成了规划目标的24%，改造速度较为迟缓；抽水蓄能、电化学储能等灵活性资源发展也相对迟缓，“十三五”期间电力规划提出到2020年，实现能源终端消费环节电能替代散烧煤、燃油消费总量约1.3亿tce，电能替代新增用电量达到4 500亿kW·h[5]，电能替代取得较大进展。

1.3 电煤消费量及节煤量核算

“十三五”期间以来，电力行业供给侧结构改革持续推进，为电力行业煤炭消费总量控制工作带来积极影响。一是实施煤电供给侧改革，淘汰落后煤电机组，推进超低排放和节能改造；二是通过经济调度释放效率空间，降低了平均供电煤耗；三是可再生能源装机大规模增长，弃风、弃光问题逐渐改善，对煤电的替代作用增强[6]；四是加强需求侧管理、减少不必要的电力消费也有助于控制电煤消费量的增长[7]。以2020年为例，电力行业煤炭实际消费量为13.3亿tce，各项节煤措施的执行推动煤炭消费量减少1.09亿t。

可再生能源替代和煤电提效是“十三五”期间最有效的节煤措施，分别节煤2.65亿t和0.42亿t。此外，推动煤电供给侧改革降低线损和加强电力需求侧管理控制电力煤炭消费[8]，分别贡献0.52亿tce和0.26亿tce的节煤量，“十三五”期间电力行业煤炭消费量核算及各项措施节煤贡献如图4所示。

图4 “十三五”期间电力行业煤炭消费量核算及各项措施节煤贡献

2 “十四五”期间电力需求展望

2.1 电力需求影响因素分析

电力需求受到各类因素的叠加影响，具体因素主要为以下几个方面。

(1)电能替代和电气化发展会拉高用电需求。推进电能替代的行动将加速我国终端电气化发展，预计“十四五”期间年均电能替代量保持在1 500亿～2 000亿kW·h左右，会持续抬高电力消费。

(2)新旧动能转换持续推进。我国经济发展进入了新常态，消费和服务业取代投资、出口成为拉动经济增长的主要动力，但是传统产业在短期内仍然是经济发展的重要支撑，“新旧动能”共同构成新常态背景下支撑经济增长的力量[9]。

(3)数字经济引领用电量新增长点。“十四五”期间，我国“新基建”逐步落实，从需求侧方面看，“新基建”有助于扩大有效需求，服务于消费升级，更好地满足人民美好生活的需要；从供给侧方面看，“新基建”有助于扩大有效供给，释放中国经济增长潜力，为创新发展特别是抢占全球科技创新至高点创造基础条件，随之而来的用电高需求会为电力行业带来发展红利。

2.2 “十四五”期间电力需求预测

笔者采用电力供需趋势推演的方法，从产业用电量变化的角度，结合各产业的当前现状、疫情影响、发展趋势与相关政策，设定高、低2种增速情景，对“十四五”期间各产业电力需求预测分析见表1。

表1 “十四五”期间各产业电力需求预测分析

“十四五”期间我国扩大内需，大力推动“新基建”、电能替代、数字经济等重点工程，会提升全社会用电需求和终端电气化水平，因此，笔者将用电需求高增速的情景设定为高电气化情景、将低增速情景设定为常规电气化情景，用电需求增速情景设定见表2。

表2 用电需求增速情景设定

结合分行业用电预测分析2025年全社会用电量预测如图5所示。预计“十四五”期间全社会用电年均增速约为4%～5%，2025年全社会用电量达到9.2万亿kW·h(常规电气化情景)～9.6万亿kW·h(高电气化情景)。其中第三产业及居民用电量占比达37%～39%，第二产业用电量占比下降至60%～61%。

图5 2025年全社会用电量预测

3 “十四五”电力供应情景分析

3.1 气候目标约束下的煤电合理规模测算

根据联合国政府向气候变化专门委员会第5次评估报告(IPCC AR5)的研究成果，在成本最优的“2°C”情景中，2011-2050年间我国二氧化碳的累计总排放范围为2 800亿～4 000亿t[10]。根据能源占总碳排放比例的75%以及2011-2018年间我国的能源碳排放量[11]，可以得到2019-2050年的能源碳排放预算空间为1 320亿～2 220亿t。参考高电气化水平下煤电部门的碳排放占比，得到煤电碳排放空间，按照气电规划装机容量测算碳排放空间，最后得到电力部门在巴黎协议“2°C”目标下2019-2050年间的碳排放预算空间为600亿～930亿t，其中煤电部门的碳排放预算空间为470亿～800亿t。

世界各国实现碳中和的路径均一致地显示，电力部门提前10～15 a实现零碳是整个经济体实现碳中和的前提条件。根据碳排放达峰时间点和温控目标约束引起碳排放量的急剧下降，设定煤电部门的年度碳排放空间的基准情景，并以此估算气候目标约束下煤电可允许的发展规模。具体情景设置参数如下：

假设基准情景下我国煤电行业2019-2050年间二氧化碳排放预算总量为642亿t，2019年煤电行业碳排放总量为36.7亿t，2020年煤电行业碳排放总量为37.2亿t二氧化碳，碳排放在2024年进入平台期并在2026年左右达到峰值的38.5亿t二氧化碳，在2026-2029年碳排放量开始进入缓慢下降阶段，2030年以后实现平稳持续下降，直到2045年后实现净零排放(根据前文所述碳排放预算空间与电力发展总趋势，预测碳排放量在小幅增长后进入短期平台期，而后开始缓慢下降，进一步加速减排以实现温控目标，运用线性拟合方式得到2045年左右达到净零排放)。由此拟合出煤电行业碳排放年度平滑曲线，“2℃”目标情景下的2019-2050年期间煤电碳排放预算如图6所示。

图6 “2℃”目标情景下的2019-2050年期间煤电碳排放预算

燃煤电厂二氧化碳排放量的估算公式如下：

年碳排放量=容量×利用小时数×碳排放强度

=容量×利用小时数×发电煤耗×标准煤二氧化碳的排放系数k(k= 2.8 )

未来新型电力系统中煤电定位转型成为辅助型电源，其利用小时数随之缩短，作为灵活性调节电源供电煤耗将略有增加[12]。以2019年煤电供电煤耗为306.4 gce/(kW·h)、煤电厂用电率以6.01 %为基础[13]，对未来关键年份的供电煤耗及厂用电率进行推算。根据公式计算得出碳排放预算下的煤电机组允许规模见表3。

表3 碳排放预算下的常规煤电机组允许规模

3.2 2035年电力发展远景分析

“十九大”报告中明确提出，到2035年我国要基本实现社会主义现代化。作为阶段性发展目标的重要节点，2035年电力发展情况对制定高质量的电力规划有重要参考价值。到2030年，预计我国人口可达到峰值，约为14.5亿人[14]，之后将进入缓慢下降阶段，笔者预计2035年我国人口总量保持在14.3亿～14.4亿人左右。2020-2035年间，我国GDP将保持中低速增长，预计2035年人均GDP将达到2.1万～2.2万美元左右。2030-2035年间，全国各个省份将先后处于完成现代化建设的收官之年，预计这段时期的用电量将继续保持万亿千瓦时的增量，增速在高基数情况下将保持较低水平，在高能效、高电气化率驱动下，2035年全社会用电量将达到11万亿～11.7万亿kW·h；人均用电量达到7 600～8 100 kW·h /人。随着新能源成本下降、储能技术成熟、社会低碳减排意愿强烈、煤电机组运行寿命陆续到期，我国电源结构将更加清洁低碳化。

预计2035年我国电源结构中煤电机组比重将降至30%以下、电量比重保持在30%左右；以风光为代表的新能源发电装机比重将达到40%左右、发电量比重接近20%。

3.3 电力资源发展潜力分析

目前，我国主要的发电技术包括火力发电(燃煤、燃气、余汽和余热、生物质燃烧)、水力发电、核能发电、太阳能光伏发电、太阳能光热发电、陆上风电、海上风电等。结合技术经济评估和行业分析报告，笔者认为各类型发电资源在“十四五”期间发展潜力见表4。

表4 各类型电源发展潜力分析与2025年规模预测

此外，我国的能源资源与负荷中心呈逆向分布，需要依靠跨区电力输送来实现电力资源配置优化。截至到2020年4月，我国已建成投运的500 kV及以上的跨省输电线路共48条，在建的共15条，已核准的有4条，还有10条正在规划中。以当前工程建设进度推算，2025年华北电网、蒙西电网、东北电网、华中电网、西南电网、西北电网将分别实现2 110万kW、6 400万kW、1 860万kW、2 650万kW、4 740万kW和10 800万kW的外送能力，届时跨区输电能力将大大增强。

3.4 电力规划情景与煤电合理规模

截至2020年6月底，我国在役煤电机组约10.5亿kW，在建煤电机组1.53亿kW，缓建机组达0.66亿kW，核准阶段的机组0.4亿kW，到2025年寿命满30年的机组0.61亿kW。若“十四五”期间在建、缓解和核准机组全部建成，预计2025年我国煤电规模将达到12.5亿kW左右；若核准项目取消，则2025年我国煤电规模保持在12亿kW左右；若仅允许部分在建机组继续建成投产，则2025年我国煤电规模有望控制在11亿kW左右。

“煤电+特高压”传统基建和以新能源为代表的电力“新基建”是“十四五”电力发展的2种思路，对应地形成了煤电驱动的电气化和新能源驱动的电气化这2种路径。在满足战略发展目标、电力需求、跨区输电能力以及基本物理约束等条件下，笔者利用规划模型模拟出以下4条发展路径。

(1)煤电驱动的常规电气化路径(CBS)：11.5亿kW煤电常规机组+0.5亿kW调峰备用机组(不列入常规调度统计行列)；

(2)煤电驱动的高电气化路径(CHS)：12亿kW煤电常规机组保障煤电驱动的高电气化用电需求；

(3)新能源驱动的常规电气化路径(NBS)：10.5亿kW煤电常规机组+0.5亿kW调峰备用机组(不列入常规调度统计行列)；

(4)新能源驱动的高电气化路径(NHS)：11亿kW煤电常规机组保障新能源驱动的高电气化用电需求。

2025年全国电源装机规模及发电量见表5。

表5 2025年全国电源装机规模及发电量

在煤电驱动路径下，预计2025年非化石电量比重可达到41.1%～42.9%。12亿kW煤电在利用小时数为4 400 h的情况下即可满足高电气化情景的用电需求；常规电气化情景下，可以封存5 000万kW煤电机组作为调峰备用资源。但这2种煤电驱动情景下的煤电装机规模都将超过碳排放预算下煤电机组允许规模的上限，难以实现2045年的净零排放、达成碳排放目标，这与“双碳”要求背道而驰。

在新能源驱动路径下，预计2025年非化石电量比重可达到46.8%～48.8%，高于煤电驱动路径。11亿kW煤电的平均利用小时数降至4 000～4 200 h，需要发挥更多的电力服务功能配合大规模新能源消纳，在用电需求低水平的情况下，可以选择性封存5 000万kW煤电机组，既可以提高电力系统的供应能力，还可以缓解煤电产能过剩问题。

电气化进程加速会拉高电力需求水平，煤电驱动的高电气化情景下，预计2025年全国煤电规模可保持在12亿kW以内，能够以较低的利用小时数保障电力供应，并且发电能力仍有上调空间。但是，这会使得电力行业碳排放量继续上升，面临低碳减排的巨大压力。为平衡电力需求增长与碳减排目标的约束，新能源驱动路径是更为合理的选择，2025年全国煤电规模保持在11亿kW，能够以相对更低的利用小时数实现电力电量供应，并符合“2℃”温控目标下碳排放预算对煤电规模的要求，借助“新基建”和电气化发展的契机提前实现非化石能源目标，加速电力碳减排从而使2030年我国碳排放达峰并尽早达峰成为可能，进一步为电力行业2045实现净零排放提供有利条件，为碳中和目标奠定良好基础。因此，笔者将新能源驱动的高电气化情景作为“十四五”电力发展的推荐情景。

4 “十四五”期间电力发展关键问题及煤电调控路径分析

4.1 电力发展关键问题

(1)电气化水平的提高会拉升电力消费水平。虽然煤电可以有力支撑短期的电力需求增长，但双碳目标、生态环保、资源储量等因素限制了煤电长期担当基础电力资源的可能性，清洁能源才是支撑电气化发展、保障能源安全的主要力量。

(2)跨区输电通道利用率低下。以特高压线路为主的跨区输电是我国实现区域电力互济的重要方式，减少负荷中心区域的化石能源消耗和环境污染，实现区域间电力流、资金流、信息流的交互。除了技术和资源条件的限制，跨区输电最大的障碍是省间壁垒。

(3)新能源消纳问题不可避免。随着风电和光伏等波动性电源的比重快速增加，为充分消纳新能源所需的电力系统灵活调节资源呈几何倍数增长，且区域间清洁能源发展不平衡不充分的矛盾也日益凸显。

(4)短时尖峰负荷供应短缺成为当前我国电力供应安全面临的主要难题。基础电源过多、尖峰资源不足是导致问题的主要原因，继续一味地新增大型电源只会加重结构性矛盾。此外，随着风电光伏的快速发展，新能源波动对电力系统调度的影响将越发显著，叠加短时尖峰电力需求，会使得常规机组的出力曲线波动更加频繁剧烈。

(5)电力基建具有很强的项目滞后性和投资惯性，要具有应对未来需求的前瞻性。电力基建投资惯性在“十三五”期间的煤电热潮中得到了充分展现，高回报率吸引了大量资金同一时期投入到煤电项目建设中，导致行业投资泡沫及后来的产能过剩。

4.2 煤电调控路径

(1)慎重把握煤电发展政策，严控煤电新增产能。将煤电发展重心转向功能定位调整，在清洁高效地做好基础电力供应的同时，也要发挥存量机组价值，助力电力系统补足新能源消纳所需系统灵活性和短时尖峰负荷供应这2块主要“短板”。

(2)煤电高质量发展要契合区域政策和电力资源特征，顺应区域发展诉求。东部地区以严控煤电新建项目为主；蒙西和西北电网地区仍有煤电增长诉求和潜力，可有序新建煤电项目；中部省市要加强对本地电力供应结构的优化，明确不同电力资源的系统功能定位，只有在出现基荷电力不足趋势的情况下，才可适度新建煤电。

(3)电力市场化改革加快推动煤电功能定位调整。建立包含发电量、辅助服务、容量供给等服务在内的煤电角色评估机制，通过市场手段，确保高效机组获得经济发电小时数，调峰机组得到符合市场规则的效益[15]。

(4)在电力行业碳达峰到碳中和的转型过渡期内，煤电与可再生能源要围绕建立更加清洁高效电力系统的目标，达成良性博弈的共识。

(5)转向新能源驱动的电气化进程。“十四五”期间要继续大力推进电能替代，从终端用能方面减少煤炭、石油和天然气的使用，并且围绕新能源驱动电气化发展路径，逐步实现对煤电电量的存量替代，减少煤电发电空间，促使煤电电量和电力行业碳排放提前达峰。

5 结论与政策建议

目前我国电力行业正处于低碳转型的关键窗口期，把控电力的供需平衡与去碳化进程是需要兼顾的2个重点。从满足我国电力需求和实现碳排放“2℃”目标这2个方面入手，测算出我国煤电行业2019-2050年间二氧化碳排放预算总量为642亿t。通过历史数据与未来碳排放趋势预测，在实现“2℃”目标的情景下，2025年可允许的常规煤电装机规模为11.5亿kW，此后逐年减少直至2045年的0亿kW。

“十四五”期间电力行业应当如何控制煤炭消费，笔者认为一是将碳排放目标作为煤电发展的强约束，及早确定煤电碳排放达峰路径；二是要慎重把握供给侧改革政策力度，防止规模化扩张造成电力系统结构性矛盾加剧；三是将市场化作为新时期推进煤电功能定位调整的主要手段，缓解财政补贴压力；四是把握好“新基建”的精髓，及时调整电力结构，杜绝重启煤电建设浪潮；五是加强对特高压跨区电力输送功能的开发利用，推动区域能源流的清洁化、高效化。

以新能源为驱动力的电气化路径成为必然选择。在满足电力需求的前提下，新能源驱动的路径将进一步减少煤电利用小时数，降低碳排放水平，加速碳减排进程，为我国碳达峰与碳中和目标的实现奠定良好的基础。