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焕冯
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1 我国能源电力中长期发展重要问题研究张运洲国网能源研究院二〇一五年十一月

2 十三五能源电力发展要点及十二五规划目标完成情况中共中央在十三五规划建议中提出树立创新协调绿色开放共享的发展理念, 对于指导我国能源电力十三五乃至中长期的科学发展意义重大, 具体应涵盖以下几个要点 : 推进能源革命, 加快能源技术创新, 建设清洁低碳安全高效的现代能源体系 ; 提高非化石能源比重, 推动煤炭等化石能源清洁高效利用 ; 加快发展风能太阳能生物质能水能地热能, 安全高效发展核电 ; 加强储能和智能电网建设, 发展分布式能源, 推行节能低碳电力调度 ; 改革能源体制, 形成有效竞争的市场机制 1

十二五时期临近收官, 对比几年前国家发布的能源发展十二五规划中几个重要指标, 总体完成情况较好煤炭消费比重非化石能源占比和能耗强度等预计可以达到或超额完成目标, 能源消费总量超出原规划 3 亿吨标煤, 主要是因为统计数据调整等因素造成的十二五规划重要能源指标完成情况具体指标十二五规划目标

3 十二五时期临近收官, 对比几年前国家发布的能源发展十二五规划中几个重要指标, 总体完成情况较好煤炭消费比重非化石能源占比和能耗强度等预计可以达到或超额完成目标, 能源消费总量超出原规划 3 亿吨标煤, 主要是因为统计数据调整等因素造成的十二五规划重要能源指标完成情况具体指标十二五规划目标 2015 年预计完成情况一次能源消费总量 / 亿吨标煤煤炭消费比重 /% 天然气消费比重 /% 非化石能源占一次能源消费比重 /% 单位国内生产总值能源消耗降低 /% 注 : 表中规划目标出自能源发展十二五规划, 以下同 2

4 全社会用电量低于预期, 主要受近两年经济增长放缓结构调整等因素影响, 电力需求增速大幅放缓 ; 电力装机基本达到预期, 核电受福岛核事故影响不及预期, 太阳能发电超出规划目标近一倍具体指标十二五规划目标 2015 年预计完成情况全社会用电量 / 万亿千瓦时电力装机容量 / 亿千瓦其中 : 煤电 / 亿千瓦水电 / 亿千瓦核电 / 万千瓦天然气发电 / 万千瓦风电 / 万千瓦太阳能发电 / 万千瓦非化石能源发电装机比重 /%

5 一新常态下的能源电力需求预测二能源电力供应的几个观点三关于新能源大规模融入电力系统的分析 4

1 经济新常态的主要特征中国经济发展经过 30 多年的高速增长, 随着资源环境约束增强人口红利逐步消失产业升级等因素的影响, 将逐步进入到高效率低成本可持续的中高速发展新阶段新常态下中国经济将呈现速度变化结构优化和动力转换三大特征 : 增速换挡经济增速从过去 15 年平均 9.

6 1 经济新常态的主要特征中国经济发展经过 30 多年的高速增长, 随着资源环境约束增强人口红利逐步消失产业升级等因素的影响, 将逐步进入到高效率低成本可持续的中高速发展新阶段新常态下中国经济将呈现速度变化结构优化和动力转换三大特征 : 增速换挡经济增速从过去 15 年平均 9.7% 的高速增长转为 7% 左右的中高速增长 2020 年以后增速继续回落结构优化经济和产业结构发生全面深刻的变化, 经济结构调整要从增量扩能为主转向调整存量做优增量并举第三产业逐步成为产业主体, 预计到 2020 年, 第三产业增加值占 GDP 的 50% 以上动力转换经济发展动力要从主要依靠资源和低成本劳动力等要素投入转向创新驱动, 释放新需求, 创造新供给着力提高全要素生产率 5

7 2 能源消费需求预测随着经济增长速度的回落, 能源消费增速也将从以往的高速增长态势回落至中低速增长阶段未来一段时期, 大力推进经济转型升级, 第三产业比重持续上升, 加快化解产能过剩限产关停高耗能产业, 治理大气和环境污染将成为关注重点, 能源增速将会有较大回落综合各方面判断, 预计 2020 年我国能源消费总量 47~48 亿吨标准煤, 十三五期间能源需求年均增长 2% 左右 ;2030 年能源消费总量 53~55 亿吨标煤,2020~2030 期间年均增速在 1.5% 左右能源需求预测 2014 年需求量 2015 年 2020 年 2030 年年增长率年年一次能源消费 ( 亿吨标煤 ) % 1.9%- 2.3% 1.2%- 1.6% 6

8 3 一次能源消费结构能源消费结构呈煤炭比重大幅下降, 非化石能源和天然气比重大幅上升的特点类型 ( 单位 : 亿吨标煤 ) 2015 年 ( 预计 ) 2020 年 2030 年折标煤比重折标煤比重折标煤比重煤炭 % % % 石油 % % % 天然气 % % % 非化石能源 % % % 其中 : 一次电力 % % % 其它非化石能源利用 % % % 能源消费合计 % % % 7

9 4 电力需求预测电力消费增速回落比能源消费增速回落缓慢, 主要是治理环境污染节能减排, 电气化水平仍将持续提升, 未来电力需求增长仍有较大空间从人均用电量水平看 2014 年中国人均用电量 4078kWh, 接近世界平均水平, 但仅为部分发达国家的 1/2-1/3 从拉动用电增长的动力看 2014 年我国二产用电比重为 73.3%, 三产和居民生活用电比重仅为 12.0% 和 12.5%, 远低于 OECD 国家 30% 以上的水平 8

10 预计十三五期间用电量年均增长 5%-6%, 到 2020 年用电量将达到万亿 kwh 年电力需求年均增速进一步回落至 2.5%-3%,2030 年用电量万亿 kwh 9

11 2040 年以后, 随着工业化城镇化基本完成, 以及人口达到峰值, 电力需求增速将大幅下降, 逐步进入饱和阶段预计饱和水平 : 全社会用电量约 11~14 万亿千瓦时人均用电量约 8000~10000 千瓦时电能占终端能源消费比重提升到 45% 左右世界主要国家人均用电量注 : 图中中国为 2014 年数据, 其他国家为 2012 年数据 10

12 电力需求进入饱和阶段呈现先东后西的区域梯度和先工业后服务业的行业梯度特点从区域时序看, 电力需求进入饱和阶段呈现先东后西的特点传统高耗能行业转移路线总体呈自东向西的趋势, 带动电力需求也呈相似的特点逐步推进从行业时序看, 电力需求进入饱和阶段呈现先工业后服务业的特点第二产业的用电饱和先于第三产业和居民生活第二产业内, 重工业的用电饱和先于轻工业 11

13 一新常态下的能源电力需求预测二未来能源电力供应的几个观点三关于新能源大规模融入电力系统的分析 12

14 1 关于煤炭与煤电峰值煤炭消费总量峰值将提前到来, 预计煤炭消费峰值在 2020 年左右即可到达煤电装机容量预计在 2025 年前出现峰值, 其后进入总量递减阶段, 定位由电量供应主体逐步转变为容量供应主体从近两年的情况看,2014 年煤炭产量 38.7 亿吨, 同比下降 2.5%;2015 年煤炭产量预计为 38 亿吨, 同比下降 1.8% 长期来看, 考虑结构调整雾霾治理生态保护和碳排放达峰等约束, 煤炭消费总量峰值时间明显提前, 煤炭供大于求的局面将长期存在 13

15 煤电装机峰值较大概率落在 2023~2025 年时间段内, 峰值总量约 12 亿千瓦 2025 年后, 煤电装机呈总量递减趋势, 远期减少至 4 亿千瓦以下煤电装机和发电量占比均下降至 10% 以下, 在系统中主要发挥调峰调频及系统备用等作用煤电装机总量变化趋势 14

16 2 非化石能源开发与布局 2030 年之前, 我国的非化石能源消费量占一次能源消费比重快速上升,2030 年占比将达到 25% 左右其中风电太阳能发电得到大规模开发利用, 风电更多地布局在三北地区, 太阳能是集中与分散相结合考虑到负荷需求调峰能力配置以及中东部地区环境治理等因素, 风电太阳能发电及西南大水电必须跨区输送, 需要建设大市场预计到 2020 年, 水电风电及太阳能发电将分别达到 3.4 亿 2.5 亿和 1.5 亿千瓦 ;2030 年, 水电风电及太阳能发电将分别达到 4.8 亿 5 亿和 5 亿千瓦 15

17 计及其它可再生能源利用 ( 太阳能热利用生物燃料等 ), 2020 年全国非化石能源消费量 7.4 亿吨, 占一次能源消费总量的 15.6%, 其中,89% 的非化石能源转换为电力 2030 年, 非化石能源消费量 13.6 亿吨, 占一次能源消费比重达 24.9%, 转化为电力的非化石能源占 93% 2020 年 2030 年化石能源占 84.4% 非化石能源占 15.6% 电力占 89% 化石能源占 75.1% 非化石能源占 24.9% 电力占 93% 其他占 11% 其他占 7% 2020 年 2030 年非化石能源比重及构成 16

(1) 水电 : 以西南水电集中开发外送消纳为主未来水电开发主要以西南地区金沙江雅砻江大渡河澜沧江怒江等河流为重点预计 2016~2020 年常规水电新增 6000 万千瓦, 其中 90% 以上在西南地区 ; 西南水电消纳的主要市场在东中部地区, 预计 2020 年全国水电外送规模 9000 万千瓦 2021~2030 年预计我国新增投产水电规模约 1.

18 (1) 水电 : 以西南水电集中开发外送消纳为主未来水电开发主要以西南地区金沙江雅砻江大渡河澜沧江怒江等河流为重点预计 2016~2020 年常规水电新增 6000 万千瓦, 其中 90% 以上在西南地区 ; 西南水电消纳的主要市场在东中部地区, 预计 2020 年全国水电外送规模 9000 万千瓦 2021~2030 年预计我国新增投产水电规模约 1.3 亿千瓦, 其中约 90% 位于西藏地区金沙江干流雅砻江干流大渡河干流澜沧江干流怒江干流 2020 年开发规模 2020 年外送规模 2020 年西南主要流域水电开发外送规模 ( 万千瓦 ) 17

19 (2) 风电 : 集中与分散开发并重, 本地和跨区消纳结合东北西北华北等三北地区以集中开发外送消纳为主, 预计 2020 年开发规模预计约 1.7 亿千瓦, 其中 70% 需要跨省区外送消纳 ;2030 年开发规模约 3.5 亿千瓦东中部川渝藏南方等区域以分散开发就地消纳为主, 预计 2020 年总规模约 8000 万千瓦,2030 年总规模约 1.5 亿千瓦, 主要在本区域内消纳年 2030 年华北东北西北其它省份 2020 年和 2030 年风电开发规模与布局 ( 万千瓦 ) 18

20 (3) 太阳能发电 : 集中与分布式开发并重,2020 年前以本地消纳为主,2030 年跨区消纳规模大幅增加青藏高原甘肃宁夏北部新疆南部蒙西等地区是我国太阳能资源丰富地区, 以集中开发为主东中部地区发展分布式光伏集中式开发 2020 年预计集中式 8000 万千瓦分布式 7000 万千瓦 2030 年预计集中式 3 亿千瓦分布式开发分布式 2 亿千瓦 19 我国太阳能资源分布图

21 3 可再生能源电力输送需求未来, 中国将呈现大规模的可再生能源发电西电东送北电南送电力流格局预计 2020 年可再生能源跨区电力输送规模有望达到约 2 亿千瓦,2030 年可再生能源电力流总规模有可能超过 6 亿千瓦 ( 单位 : 万千瓦 ) 8600 未来我国可再生能源电力流示意图 20

22 4 电力供应结构 2020 年 2030 年, 全国电源总装机分别达到 20.7 亿 30.3 亿千瓦其中, 非化石能源装机占比从目前的 32% 分别提高到 39% 54% 电源类型 ( 万千瓦 ) 2014 年 2020 年 2030 年煤电燃气抽水蓄能核电水电风电太阳能生物质合计

5 电力行业碳排放峰值我国能源结构及消费特点, 决定了电力行业在助力能源行业尽早达峰的同时, 其自身碳排放峰值很可能晚于整个能源行业预计 2025 年左右电力行业碳排放达到峰值, 此后碳排放强度将快速大幅下降转换为电力是煤炭实现清洁高效便捷利用的主要途径中国煤炭用于发电比例 51%, 世界平均水平 62%,

23 5 电力行业碳排放峰值我国能源结构及消费特点, 决定了电力行业在助力能源行业尽早达峰的同时, 其自身碳排放峰值很可能晚于整个能源行业预计 2025 年左右电力行业碳排放达到峰值, 此后碳排放强度将快速大幅下降转换为电力是煤炭实现清洁高效便捷利用的主要途径中国煤炭用于发电比例 51%, 世界平均水平 62%, 欧美发达国家 80% 以上我国能源消费中, 还有大量低效使用甚至在终端直接燃烧的煤炭因此煤炭消费总量达到峰值以后, 非发电领域的煤炭消费仍将持续转移到电力行业, 使得煤电发电量及相应的碳排放量在能源行业碳排放达到峰值后还将保持一定时期的增长, 出现峰值时间差峰值时间差的长短在一定程度上取决于清洁能源替代的发展力度, 二者呈负向关系 22

24 按照不同电力需求方案和可再生能源发展方案测算, 电力行业 2023~ 2027 年实现碳排放达峰达峰后, 电力行业碳排放强度将以年均 6%-7% 的速度递减预计 2030 年碳排放强度较 2015 年下降幅度将超过 25% 电力行业碳排放总量及强度变化趋势 23

25 一新常态下的能源电力需求预测二未来能源电力供应的几个观点三关于新能源大规模融入电力系统的分析 24

26 1 特高压直流主送新能源是可行的未来电力的供应和输送将逐步过渡到以清洁能源为主导特高压直流主送新能源提高清洁电力外送比重是发展趋势特高压直流主送新能源, 指直流系统以输送风电光电为主, 在送端只配套少量火电电源, 综合利用配套火电和送端电网调节能力, 实现特高压直流输电分段平稳运行 0 有功功率 / 万千瓦风电大发时, 富余电力在送端电网消纳或合理弃风直流输电曲线配套火电富余光电风电光电为主的新能源送端电网补充电力直流输电分段平稳运行示意图富余风电时间 / 小时 25

27 以新疆哈密能源基地风光火联合外送为例进行分析直流电压 ±800kV, 额定输送容量 800 万千瓦较优电源配置方案为 : 火电 100 万千瓦, 风电 1400~1600 万千瓦, 光伏发电 600~800 万千瓦直流多段式运行较好地跟随了风光出力特性, 一方面可减少弃风弃光, 另一方面兼顾了受端接纳能力, 提高了输电通道的利用率配套风电容量取通道容量的 1.75~2 倍光伏容量取 0.75~1 倍较优新能源电量占输电量的比重可达 85% 以上, 弃风弃光比例在 10% 以内火电配套容量建议选取通道容量的 10%, 在保证直流稳定运行的前提下, 将更大的容量空间留给新能源 26 风光装机规模区间变化下弃风比例 26

28 特高压直流主送新能源技术经济可行, 通过合理的电源配比和运行方式安排, 新能源电量可达总输电量的 85% 以上, 输电通道利用水平可达 5500 小时以上, 输电落地电价比受端建设电源电价低元 /kwh, 具有竞争力电源和输电通道的利用小时数均在合理区间, 按前述较优电源配比方案, 火电利用小时数在 5000 小时以上, 风电 2100 小时光伏发电 1400 小时左右, 输电通道利用小时数在 5800 小时以上输电到受端的落地电价具有竞争力, 输电落地电价小于在受端建设同类电源的上网电价, 价差在 ~0.027 元 /kwh 从中长期来看, 特高压直流或柔性大容量直流 100% 输送新能源亦具备可行性, 输电通道利用小时数在 5000~5500 小时, 输电到受端仍具有电价竞争力 27

29 2 灵活电源比重须进一步提高目前, 主要发达国家煤电装机比例在 40% 以下油气装机比例在 15% 以上, 抽蓄装机比例在 4~9% 之间, 系统调峰能力较强相比国外, 中国煤电装机比重高达 60% 以上, 油气装机占比仅为 4.4%, 新能源装机比例 10.2%, 而抽蓄装机占比仅为 1.7%, 电力系统调峰能力不足已成为制约新能源消纳的重要原因国家抽蓄装机总装机世界各国装机结构现状 ( 万千瓦 ) 抽蓄占比电源结构 (%) 煤油气水核风光其它日本 % 35.7% 30% 7.9% 16.1% 0.9% 0.1% 0.3% 法国 % 5.0% 15.1% 14.5% 46.9% 6.4% 3.4% 3.5% 西班牙 % 10.8% 35.1% 13.2% 7.3% 21.2% 6.5% 0.9% 德国 % 25.5% 15.1% 3.0% 6.8% 18.3% 20.0% 7.2% 美国 % 28.3% 46.2% 6.8% 9.0% 5.2% 0.6% 2.1% 中国 % 61.2% 4.4% 19.7% 1.9% 7.5% 2.7% 0.8% 28

30 促进新能源消纳, 要加快抽蓄燃气等调峰电源建设, 挖掘常规火电机组调峰潜力, 充分利用水电需方响应等多种形式的调峰资源, 多措并举提高系统灵活调节能力根据优化研究, 预计到 2020 年, 抽蓄燃气等灵活电源比重应由 2014 年的 5.8% 提高到 7% 左右 2030 年进一步提高到 10% 左右区域 2020 年 2030 年抽蓄燃气抽蓄燃气华北华东华中东北西北南方全国

31 3 新能源消纳须及早纳入市场机制适应可再生能源大规模开发利用的电力市场体系亟需建立, 包括电量市场辅助服务市场容量市场绿色证书交易等为适应大规模可再生能源发电消纳, 需要各类电力市场资源的高效整合未来应加快构建包含电能量市场辅助服务市场容量市场等在内的全国统一电力市场, 并健全市场规则, 加强市场监管 30

32 可再生能源补贴政策调整建议受 (1) 根据补贴总额对各类可再生能源限定年度新增规模, 做到补贴成本可接 (2) 对可再生能源项目全面引入市场机制, 在享受国家规定的固定上网电价或在补贴基础上参与市场竞争 (3) 引入招标机制, 通过招标选择竞争力强的可再生能源项目开发, 促进竞争 (4) 成本分摊既要考虑个别成本也要体现系统成本, 未来应将跨区输电调峰调频等纳入可再生能源补贴范围 31

33 结语展望十三五及中长期, 中国电力工业面临难得的历史机遇, 能源结构调整, 大气污染治理, 终端用能方式变革都依靠创新驱动, 将为电力工业的转型发展注入新动力如何实现提质增效绿色发展, 从而打造电力系统的升级版是摆在电力工作者面前的重大任务, 需要我们砥砺前行, 共同奋斗! 32

34 谢谢!

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BP 2019 bp.com.cn/energyoutlook2019 BP 2019 2019 2040 BP 2040 BP BP 2 BP 2019 2019 BP BP 20 3 BP 2019 BP BPBPBP BP (Bob Dudley) 4 BP 2019 2040 2040 2040 25% 5 BP 2019 2040 6 BP 2019 9 14 15 19 21 23 24