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關于“十四五”電力發展有關問題的思考

來源:能源研究俱樂部  撰稿人:  發布時間:2020年03月24日 浏覽:
摘要:

“四个革命、一个合作”能源安全新战略,是习近平新时代中国特色社会主义思想在能源领域的具体体现,为能源電力高质量发展提供了根本遵循。“十三五”期间,我国電力工业攻坚克难、持续创新,实现了巨大飞跃,满足了经济社会发展的電力需求,電力工业发展呈现新的特征,为電力行业高质量发展奠定了基础。“十四五”是我国由全面建成小康社会向基本实现社会主义现代化迈进的关键时期,编制实施好“十四五”规划意义重大。

  “四个革命、一个合作”能源安全新战略,是习近平新时代中国特色社会主义思想在能源领域的具体体现,为能源電力高质量发展提供了根本遵循。“十三五”期间,我国電力工业攻坚克难、持续创新,实现了巨大飞跃,满足了经济社会发展的電力需求,電力工业发展呈现新的特征,为電力行业高质量发展奠定了基础。“十四五”是我国由全面建成小康社会向基本实现社会主义现代化迈进的关键时期,编制实施好“十四五”规划意义重大。

  一、電力行业发展呈现新的特征

  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,占總裝機的比重爲40.8%;發電量2.16萬億千瓦時,占全口徑發電量的比重爲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,促進煤電優質産能釋放;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,帶動工業生産制造、交通運輸、居民生活、建築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。

  数字化智能化技术逐渐融入電力系统,系统灵活性不断增强。電力企业积极推进新一代信息技术及数字技术成果与产业融合,全国首批55个能源互联网示范项目中,已有14个项目通过验收;国家电网公司提出打造“泛在電力物联网”,在源网荷储泛在调度控制、网上办理业务、现代智慧供应链、综合示范区建设等方面积极探索,取得突出成效;发电企业积极推进煤电灵活性改造工作,华能丹东电厂2×35万千瓦机组最小技术出力达到20%,国家能源集团庄河电厂2×60万千瓦机组最小技术出力达到30%,达到国际先进水平;自2016年开展工业领域電力需求侧管理以来,已累计节约电源投资3000万千瓦,转移夏、冬季高峰负荷400多万千瓦,减少企业用电成本1500多亿元。

  能源電力国际合作是“一带一路”倡议的重要基础和支撑。我国与沿线国家在能源電力基础设施的投资和贸易呈上涨趋势,2013~2018年,我国主要電力企业参与“一带一路”国际合作累计完成投资107亿美元,签订電力工程承包合同622个,总金额1167亿美元;各電力企业不断推动建立技术、标准、设备、管理全方位“走出去”的国际产能合作模式;全球能源互联网理念得到广泛认同,已纳入“一带一路”建设、联合国“2030议程”和促进《巴黎协定》实施工作框架,为推动国际能源電力与经济社会环境协同发展提出解决方案;中巴经济走廊電力合作日益紧密,中国与东盟地区国家合作水平不断提升,中俄及中国与东北亚国际電力产能合作稳步推进。

  電力体制改革稳步扎实推进。市场化交易规模比重大幅提高,2019年前10个月全国市场交易电量达2.2万亿千瓦时,同比增长30%;全国31个電力交易机构累计注册市场主体超过10万家;電力现货市场8个试点全部启动结算试运行;增量配电业务改革加快推进,目前已批复的试点项目中,四成以上项目已确立了业主,已投运试点项目超过60个;电价改革中,第二监管周期输配电价成本监审工作已经启动,交叉补贴等电价机制问题已开始逐步清理。

  二、“十四五”電力发展有关问题的认识

  電力需求具有较大的增长空间。我国经济总体处于工业化中后期、城镇化快速推进期,决定了電力需求持续刚性增长。以电为中心转变能源生产和消费方式,是清洁能源发展的必然要求和清洁替代的必然结果,决定了我国電力需求还处在较长时间的增长期,具有较大的增长空间。影响“十四五”電力需求增速的主要因素有以下五方面:一是新旧动能转换,传统用电行业增速下降,高技术及装备制造业和现代服务业将成为用电增长的主要推动力量;二是新型城镇化建设,推动電力需求刚性增长,未来西部地区用电比重将有所提高,东中部地区仍是我国的用电负荷重心;三是能源转型发展,呈现明显的电气化趋势,电能替代潜力巨大;四是能源消费革命深入推进,产业结构升级和技术创新驱动等诸多因素,将在一定程度上抑制用电增长;五是实施泛在電力物联网战略,在電力需求响应管理方面,可以实现负荷增速低于电量增速,带来巨大的经济社会效益。

  采用产值单耗法、電力弹性系数法、人均用电量法等多种预测方法,对我国中长期電力需求进行分析预测,预计2025年我国全社会用电量达到9.2~9.5万亿千瓦时,“十四五”期间年均增速约为4.0%~4.5%。2035年全社会用电量为12万亿千瓦时左右,2020年~2035年年均增速约3%,逐步过渡为用电增长饱和阶段。

  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,成本顯著下降。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,預計資源優越省份最快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,消納難題仍然比較突出,如2018年,甘肅、新疆新能源發電量占比僅爲20%、15%,棄風率高達19%、23%,棄光率分別爲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,需要多措並舉,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,利用電網基礎平台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,啓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杆電價,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汙染物。根據目前核電建設情況,到2020年核電裝機約0.53億千瓦。爲有效控制煤電裝機,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台核電機組。

  爲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。持續加強自主研發創新,進一步提升自主化能力。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後置。按照成本加合理利潤的原則定價,保障核電優先上網,以基荷運行爲主,提高利用效率。三是要培育優秀的核安全文化,建立健全核電標准體系。創新公衆溝通模式,加強核電科普,提升全民核科學素養,消除公衆核恐懼。加強核電標准化建設,整合國內優勢資源,在對外推廣、品牌塑造上形成産業聯盟,建立核電“國際團隊”,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)水能資源極爲豐富,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。爲此,建議加強統一規劃和統籌協調,實現水電在更大範圍內消納;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。

  煤电在系统中的作用将向电量和電力调节型电源转变。我国以煤为主的资源禀赋和煤电是煤炭清洁、高效、经济、便捷的最好利用方式,决定了煤电在一定时期内仍将在我国能源電力系统中发挥重要作用。为支撑更大规模的新能源消纳和系统运行,需要煤电机组更多地提供系统调节服务,更多地承担系统调峰、调频、调压和备用功能,其市场定位将由传统的提供电量的主体电源,逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性调节型电源。

  未来,煤电还有一定的发展空间。煤电发展空间既要满足电量平衡又要满足電力平衡。从电量平衡看,目前煤电利用小时数仅为4300小时左右,而煤电机组本身的利用小时数完全可以达到5000小时甚至更高,存在较大的电量增长潜力,考虑其他新增电源,可以不安排新的煤电项目;从電力平衡看,由于新能源发电有效容量低。为满足電力平衡要求,需要建设一定规模的火电(煤电)装机来“托底保供”。我们预计2025年煤电装机可控制在12~12.5亿千瓦以内,2030年达到峰值。

  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,碳排放並沒有增加。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。煤電爲新能源發電“讓路”,利用小時數已從2010年的5030小時下降至目前的4300小時,降幅爲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台期,將于2025年達峰,之後將加速下降。

  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極性。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,作爲深度調峰的主力機組,甚至參與啓停調峰。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,適時出台容量電價,擴大靈活性交易品種。

  沒有消費側的積極變革,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年用電負荷爲例,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。

  加强需求侧管理,要充分发挥信息化系统优势,强化智能电网系统平台建设、电能服务产业培育,与泛在電力物联网、“互联网+”智慧能源示范、电动汽车充放电服务、电能替代等工作密切结合,不断深化電力需求侧管理工作内涵和外延。峰谷分时电价政策是電力需求侧管理的有效手段,要进一步扩大分时电价的实行范围,确定科学、合理的峰谷分时电价比。

  深化電力市场化改革,推动形成科学的电价机制。加快建设全国電力市场,打破省间壁垒和市场分割。结合电价改革进程,妥善解决电价交叉补贴问题,降低电价中政府基金及附加比重,还原電力商品属性。稳妥推进增量配电改革试点,促进输配电网协同发展、安全运营。统筹推动電力市场与碳交易市场深度融合,发挥市场高效配置资源优势,明确電力企业二氧化碳排放硬约束,通过碳约束倒逼電力结构优化,改善发电结构,提高发电效率,挖掘减排空间。

  强化電力高质量发展指标评价。为贯彻落实能源安全新战略,中国電力企业联合会遵循国家构建清洁低碳、安全高效的能源体系要求,研究提出電力行业高质量发展目标,主要有:2025年,电能占终端能源消费比重达到29.5%,非化石能源装机占比达到48%左右,非化石能源发电量占比达到37%左右,非化石能源占能源消费比重达到19.5%左右;综合碳排放强度402克/千瓦时,综合发电煤耗165克标煤/千瓦时;单位火电发电量CO2排放量为830克/千瓦时,单位煤电发电量SO2、NOx排放量分别为0.12克/千瓦时、0.16克/千瓦时;逐步形成3%尖峰负荷的响应能力。

  能源電力高质量发展涉及面广、要求高,建议相关部门加强顶层设计,尽快完善并出台能够反映安全、绿色、高效、创新、开放、共享特征的评价指标体系,充分利用现代信息技术夯实统计信息基础,以目标为导向开展定期评价与考核。

責任編輯:辛宇
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