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碳达峰碳中和目标下内蒙古电力低碳发展研究 2023 年 9 月 碳达峰碳中和目标下内蒙古电力低碳发展研究碳达峰碳中和目标下内蒙古电力 低碳发展研究北京计鹏信息咨询有限公司自然资源保护协会（NRDC）2023年9月ii目录引言iii1.内蒙古自治区电力发展现状12.内蒙古自治区电力低碳转型目标43.内蒙古电力低碳转型机遇和挑战64.内蒙古自治区电力低碳转型路径分析95.建议14参考文献17iii碳达峰碳中和目标下内蒙古电力低碳发展研究引言继国务院印发2030 年前碳达峰行动方案后，国家发展和改革委员会、国家能源局于 2022 年 1 月正式发布“十四五”现代能源体系规划，提出到 2035 年，能源高质量发展取得决定性进展，基本建成现代能源体系。非化石能源消费比重在 2030 年达到 25%的基础上进一步大幅提高，可再生能源发电成为主体电源，新型电力系统建设取得实质性成效，碳排放总量达峰后稳中有降。在“双碳”目标的引领下，作为中国最主要的碳排放来源之一，电力行业必将成为国家节能减排工作的重要抓手。内蒙古自治区作为国家重要能源和战略资源基地，不仅其煤炭开发利用位居全国前列，其风能、太阳能资源也都属于全国最丰富的区域之一，外送电量连续多年居各省前列，在我国电力低碳转型总体工作中占据重要的位置。作为传统煤电和新能源的装机大省，内蒙古电力系统低碳发展研究将有助于回答新型电力系统的结构、形态、技术和体制机制等问题，为全国实现新型电力系统提供重要的转型经验。在自然资源保护协会（NRDC）支持下，北京计鹏信息咨询有限公司在梳理国家和内蒙古电力发展现状及未来发展规划的基础上，进一步研究内蒙古电力发展情况，采用定量和定性相结合的方式，基于能源环境核算原理开展内蒙古碳达峰、碳中和目标下电力转型路径的研究，并提出了推动未来电力低碳发展的政策建议。1 内蒙古自治区电力发展现状2碳达峰碳中和目标下内蒙古电力低碳发展研究2022 年 6 月，内蒙古自治区党委、自治区人民政府印发关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见，提出到 2030 年二氧化碳排放量达到峰值，具体到电力行业，2030 年目标为“非化石能源消费比重达到 25%左右，新能源发电总装机容量超过 2 亿千瓦、发电总量超过火电”。2021 年，内蒙古自治区电力装机容量为 1.5 亿千瓦（6000 千瓦及以上发电设备）1，其中可再生能源装机占比为 36.5%，低于全国 44.8%的平均水平；2021 年总发电量为5999 亿千瓦时，可再生能源发电量占比约为 20.6%，低于全国 29.7%的平均水平。1 图 1：2021 年内蒙古自治区电力装机结构 图 2：2015 年-2021 年内蒙古自治区电力装机结构情况 62.5%25.9%8.7%1.5%0.7%0.7%煤电风电太阳能发电水电气电其他7260760981708229871893829829314034363656405642945199557224.5%9.4%6.4%10.9%5.9%21.1%7.2%8.2%3.3%2.8%5.0%2.4%7.5%2.5%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%0200040006000800010000120001400016000180002015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年可再生能源装机规模（万千瓦）火电装机规模（万千瓦）年可再生能源装机增长率%年新增可再生能源装机占全国年新增的比例%图 1-1：2021年内蒙古自治区电力装机结构数据来源：内蒙古自治区电力行业协会统计月报（可再生能源占比36.5%，其中包括：风电 25.9%、太阳能发电 8.7%、水电 1.5%、以及其他中的约0.4%的生物质发电）“十三五”时期以来，由于旺盛的电力需求，内蒙古自治区可再生能源和火电装机都有所增长，但可再生能源装机增速高于火电。2021 年可再生能源电力装机相比 2015年增长 43.6%，与 2021 年火电装机相比，增速高 8 个百分点，详见图 1-2。1 来自内蒙古自治区 2021 年国民经济和社会发展统计公报，装机容量及设备利用小时统计口径为全区 6000 千瓦及以上电厂数据。3 1 图 1：2021 年内蒙古自治区电力装机结构 图 2：2015 年-2021 年内蒙古自治区电力装机结构情况 62.5%25.9%8.7%1.5%0.7%0.7%煤电风电太阳能发电水电气电其他7260760981708229871893829829314034363656405642945199557224.5%9.4%6.4%10.9%5.9%21.1%7.2%8.2%3.3%2.8%5.0%2.4%7.5%2.5%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%0200040006000800010000120001400016000180002015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年可再生能源装机规模（万千瓦）火电装机规模（万千瓦）年可再生能源装机增长率%年新增可再生能源装机占全国年新增的比例%图 1-2：2015年-2021年内蒙古自治区电力装机结构情况数据来源：国家能源局、内蒙古自治区电力行业协会从电力消费结构来看，2021 年内蒙古自治区全社会用电量为 3958 亿千瓦时，第一产业、第二产业、第三产业、居民生活用电结构占比为1:87:8:4，相较于全国的1:68:17:14，第二产业用电占比明显偏高，高出约 19 个百分点。从电力外送来看，内蒙古自治区外送电规模连续多年领跑全国，2021 年外送电量达到 2467 亿千瓦时，占其发电总量的 41.1%，占全国跨省区外送电量的 15%以上。2 内蒙古自治区电力低碳转型目标52022 年内蒙古自治区先后发布能源、可再生能源、电力发展等“十四五”发展规划，提出率先建立以新能源为主体的新型电力系统、加快绿色电力消费升级、加强技术创新和产业发展、深化电力体制机制改革等电力低碳发展的主要方向，并设定了 2025 年和2030 年的电力发展目标，详见表 2-1。表 2-1：内蒙古自治区“十四五”电力能源相关规划目标整理具体指标2025年2030年全社会用电量（亿千瓦时）5220-负荷侧响应（%）3-电力装机规模（亿千瓦）2.713新能源装机占比（%）50-新能源发电量占比（%）-50平均供电煤耗（克标煤/千瓦时）305-电力外送能力（万千瓦）7800-新增外送通道可再生能源电量占比（%）50-3 内蒙古电力低碳转型 机遇和挑战7在机遇方面：“双碳”承诺要求可再生能源规模化发展。在 2021 年生物多样性公约第十五次缔约方大会领导人峰会上，我国提出将大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。从能源安全保障、生态环境协同和新能源规模快速扩大等角度出发，发展大型风光基地是首选之举。内蒙古自治区不仅风光资源丰富，而且荒漠化未利用土地总面积丰富，积极推进新一轮风光电基地的开发建设，为内蒙古电力低碳转型提供了良好的机遇。能耗双控向碳排放双控转变激励可再生能源高比例发展。我国正逐步从能耗双控向碳排放双控政策转变，到“十四五”时期末，预计可再生能源在全社会用电量增量中的比重将达到三分之二左右，在一次能源消费增量中的比重将超过50%。内蒙古自治区在“十三五”能耗双控工作的基础上，2022 年发布了关于完善能耗强度和总量双控政策保障“稳中求进”高质量发展的通知，积极引导“两高”企业节能降耗、提高可再生能源利用比例和产业转型升级。约束性指标和政策导向将加速内蒙古产业转型，减少对化石能源依赖，进一步提升电气化水平和可再生能源消纳能力。技术创新和体制机制改革促进可再生能源市场化发展。我国不断推动电力技术水平提升和体制机制创新，着力探索新型电力系统技术，加强可再生能源发电并网及主动支撑、柔性直流、直流配电网、煤电机组灵活性改造、虚拟电厂、微电网等技术研发及示范应用；随着电力市场化交易改革不断深入，跨区电力交易机制、辅助服务市场、现货市场、需求侧响应补偿机制等逐步完善，在政策引导、市场运作等手段的推动下，以较小系统成本提升可再生能源消纳量。作为能源大省，内蒙古自治区可以凭借巨大资源潜力和市场优势，推进可再生能源市场化发展。在挑战方面：煤电体量大、能效较低导致二氧化碳排放总量较大。装机总量方面，煤电总量基数较大，2021 年内蒙古自治区煤电装机容量为 9618 万千瓦，占全国煤电装机总量的 8.7%，为我国煤电装机量前五的省份之一。为了匹配风光大基地开发，预计“十四五”和“十五五”时期还需陆续新增 1800 万千瓦煤电作为系统保障和调节性电源。能效方面，内蒙古自治区火电机组能效相对较差，2021 年火电平均供电煤耗为 311.8 克标准煤/千瓦时，比全国平均水平高 10.3 克，单位发电量碳排放约高出 26 克/千瓦时，火电平均利用小时数为 4994 小时，比全国火电机组平均利用小时数高出 550 小时。煤电实际调峰能力受到多重制约。一是采暖期长且必须优先保障供热需求。内蒙古自治区秋冬季气候寒冷，大部分地区采暖期长达 6 个月，部分地区达到 9 个月，火电机组中约有 45.7%的机组兼具供热任务，在采暖期间调峰能力相对受限。二是外送通道与本地电网协调能力薄弱。内蒙古自治区外送电力装机规模较大，且多数以煤电为支撑性电源，多数外送通道与本地电网无物理性连接，难以利用8碳达峰碳中和目标下内蒙古电力低碳发展研究外送电力资源调峰。三是自备电厂全面参与调峰的机制尚未完善。内蒙古自治区大量的化工、钢铁、建材、有色行业均拥有自备电厂，总装机量占全区火电装机容量的 14%，但由于自备电厂全面参与电力系统调峰的机制尚未完善，导致调峰能力相对受限。风电光伏为主的电源供电韧性不足。内蒙古自治区地处中国北部，可再生能源资源以风光资源为主，水资源相对匮乏，冬季部分地区面临暴风雪、严寒等极端天气考验，供电韧性挑战十分严峻。可再生能源本地消纳模式尚未形成。内蒙古自治区可再生能源开发走在全国前列，主要模式是大基地、集中式的开发，依靠远距离输送通道解决消纳问题。近年来，国家要求各地创新开发利用模式，除了大基地的建设，还鼓励新能源开发利用与乡村振兴、工业和建筑应用的融合发展。为了区域能源安全保障和扎实做好碳达峰碳中和目标任务，如何在用能端开发更多风电光伏应用场景，成为内蒙古自治区风电光伏可持续发展的主要挑战之一。外送通道风光电外输比例总体偏低。内蒙古自治区在“十三五”期间已建成 5 条特高压通道，外送能力达 7000 万千瓦，但配套电源中风光电占比不高，且其中两条交流通道主要输送的为火电；2021 年内蒙古自治区外送电量达到 2467 亿千瓦时，位列中国第一，但外送风电光伏电量占比仅为 20.3%，低于我国外送通道可再生能源电量比例不低于 50%的目标2。如何提升外送电中风光电配比是内蒙古自治区提升风光电消纳能力亟待突破的问题。电网的分割与网架结构影响风光电消纳。蒙东、蒙西分属两个电网公司，协调难度较大，各自富裕的电力和调峰资源难以很好的协调。两个区域电网内部也面临诸多制约，蒙东电网 4 盟市相对分散，尚未形成统一网架结构，所属东北电网送端电价也相对偏高，外送竞争性相对较弱；蒙西电网是按照煤电为主体的传统电力系统规划建设的，关键断面送电能力、主要通道能力、新能源汇集能力均不能满足新能源规模化发展需求，且风光资源与蒙西负荷存在一定程度的逆向分布，实现绿电自消纳的网架能力不足，根据国家能源局发布的2021 年度全国可再生能源电力发展监测评价报告，2021 年蒙西地区风电实际利用率 91.1%，光伏实际利用率96.5%，风电实际利用率较全国平均值低5.8个百分点，光伏低1.5个百分点。2 国家能源局，“十四五”现代能源体系规划4 内蒙古自治区电力低碳转型路径分析10碳达峰碳中和目标下内蒙古电力低碳发展研究首先，研究对内蒙古自治区电量需求（表 4-1）以及内外部电力负荷需求（表4-2）进行了综合分析预测。分析表明，到 2025 年和 2030 年，自治区全社会用电量将比 2020 年增加 29%和 64%，内部负荷增加 23%和 42%，外送负荷上升 61%和102%。表 4-1：内蒙古自治区2020年用电量情况，2025、2030年电量需求预测项目2020年2025年2030年全社会用电量（亿千瓦时）390050406390GDP增速(%)4.354.5电力消费弹性系数1.61.41.1第一产业电力消费增速(%)7.65.63第二产业电力消费增速(%)8.554第三产业电力消费增速(%)201512居民用电需求增速(%)3.732.5数据来源：内蒙古自治区电力行业协会、计鹏咨询研究预测数据表 4-2：内蒙古自治区2020年电力负荷情况、2025、2030年电力负荷需求预测项目2020年2025年2030年蒙东内部负荷（万千瓦）672830960蒙西内部负荷（万千瓦）332640704715外送负荷（万千瓦）392063207920数据来源：内蒙古自治区电力行业协会、计鹏咨询研究预测数据其次，研究从电量需求出发，以内蒙古自治区“十四五”电力发展规划的电源装机方案为依托，结合电力电量平衡分析，对内蒙古自治区发电量结构进行了估算。由于“十四五”期间自治区电源方案已经明确并加以实施，且基本满足负荷需求，因此研究仅对 2025-2030 年（“十五五”期间）的电源装机方案进行测算和调整，并对2030-2035 年进行了进一步的预测。11在现有规划的电源方案下，根据内蒙古自治区“十四五”电力发展规划，内蒙古自治区 2030 年规划目标电力装机超过 3 亿千瓦。根据内蒙古自治区煤电节能降耗及灵活性改造行动计划（2021-2023 年），内蒙古自治区仍在淘汰 10 万千瓦以下落后机组。考虑内蒙古自治区现有煤电装机结构，按 2030 年 10 万千瓦以下煤电机组全部淘汰，装机全部由以风光为主的新能源补充。预计 2030 年内蒙古自治区电力装机方案为煤电 1.28 亿千瓦、气电 47 万千瓦、常规水电 122 万千瓦、风电 1.04 亿千瓦、光伏6500 万千瓦、抽水蓄能 240 万千瓦、光热 100 万千瓦、生物质 130 万千瓦、新型储能1500 万千瓦。根据对以上装机方案的各类能源的利用小时数预测3，2030 年可再生能源发电量约为 3849 万千瓦时，占比约为 40%；火电发电量约为 5785 万千瓦时，占比60%。结果表明，按照现有的政策趋势，内蒙古自治区“十四五”电力发展规划中预期 2030 年“新能源发电总量超过火电发电总量”的目标可能难以实现，差距约 10 个百分点。为此，研究建议对现有规划的电源方案进行调整，即基于现有规划电源方案进一步增加新能源装机容量，至 2030 年风电装机调增 2000 万千瓦，光伏装机调增 2500 万千瓦，抽水蓄能调增 880 万千瓦，以形成低碳电源方案（表 4-3），确保可再生能源发电量占比超过 50%。表 4-3：现有规划电源方案与低碳电源方案下各类电源发电量及可再生能源占比情况预估项目2020年2025年2030年（现有规划电源方案）2030年（低碳电源方案）一、电力生产量（亿千瓦时）58768403963496851.煤电发电量47035295576648422.气电发电量191919193.风电发电量8992225260031004.太阳能发电量205765110515305.常规水电发电量292929296.光热发电量5301001007.生物质发电量164065653 燃煤发电利用小时数为 4505 小时、燃气发电利用小时数为 4000 小时、风电利用小时数为 2500 小时、光伏发电利用小时数为 1700 小时、水电利用小时数为 2400 小时、光热利用小时数为 5000 小时、生物质利用小时数为 5000 小时12碳达峰碳中和目标下内蒙古电力低碳发展研究项目2020年2025年2030年（现有规划电源方案）2030年（低碳电源方案）二、可再生能源发电量占比（%）20374050研究对两种电源方案下的二氧化碳排放情况进行了对比分析（表 4-4）。预计到2025 年，煤电供电煤耗从 2020 年的 321 克/千瓦时降至 305 克/千瓦时，单位发电量二氧化碳从 2020 年的 685 克/千瓦时下降到 512 克/千瓦时。预计到 2030 年，煤电供电煤耗将降至 300 克/千瓦时。在现有规划电源方案下，单位发电量二氧化碳排放强度将降至 479 克/千瓦时；在低碳电源方案下单位发电量二氧化碳排放强度将进一步降至 400 克/千瓦时。预计到 2035 年，煤电供电煤耗将降至 290 克/千瓦时。在现有规划电源方案下，单位发电量二氧化碳排放强度将降至 373 克/千瓦时；在低碳电源方案下，随着新能源发电量在电力系统中占比提高到 60%，单位发电量二氧化碳排放强度将进一步降至 312克/千瓦时。表 4-4：现有规划电源方案与低碳电源方案电力碳排放情况预测项目2025年2030年2035年现有规划电源方案电力碳排放总量（亿吨）4.34.34.64.64.44.4单位发电量碳排放强度（克/千瓦时）512476373低碳电源方案电力碳排放总量（亿吨）4.34.33.93.93.73.7单位发电量碳排放强度（克/千瓦时）512400312在现有规划电源方案下，内蒙古自治区电力二氧化碳排放量将从 2020 年的 4.0 亿吨增加到 2025 年的 4.3 亿吨，到 2030 年增长到约 4.6 亿吨；在低碳电源方案下，二氧化碳排放量将在 2025 年前后实现达峰，峰值约为 4.3 亿吨，在 2030 年下降到约 3.9亿吨，到 2035 年进一步降至 3.7 亿吨。为了满足内蒙古电力低碳发展要求，推荐采用低碳电源方案。13 2 图 3：内蒙古电力碳达峰路径图（2020-2035 年）4.04.084.144.194.254.34.374.434.494.554.64.564.524.474.434.44.224.134.053.963.93.833.793.753.703.72.02.53.03.54.04.55.05.56.02020202520302035单位：亿吨现有规划电源方案下二氧化碳排放量低碳电源方案下二氧化碳排放量图 4-1：内蒙古电力碳达峰路径图（2020-2035年）5 建议15为了实现内蒙古自治区“2030 年新能源发电总量超过火电发电总量”的目标，到2030 年，在煤电发电小时数为 3800 小时左右的情况下，自治区煤电装机总量需要控制在 1.3 亿千瓦以内，可再生能源装机需要在“十四五”规划方案基础上增加 26%，各类新型储能需要在“十四五”规划方案基础上增加 22%，输送通道、网架结构等电网资源需要更大力度的支持。为此研究针对内蒙古自治区电力低碳转型发展提出以下建议：第一、促消纳、降成本、增需求多方推进可再生能源的快速高质量发展。在促进消纳方面，主要通过模式创新和场景挖掘突破绿电高比例消纳不足问题，以存量大工业用户、工业园区为主推动高比例绿电的源网荷储一体化园区建设，加快工业绿色转型；以绿色电力为低碳和能耗指标撬动点，积极引导对碳指标、能耗指标有需求的高耗能企业持续扩大绿色电力消纳规模。在降成本方面，主要通过技术创新和产业融合来降低成本和提高效率，推动市场化模式下的绿电应用方案的技术创新，以试点的方式总结出可推广的技术方案和商业模式；加快推动新能源产业、储能产业与互联网大数据、人工智能等现代信息技术深度融合，打造以绿电为主体特征的新型供能系统。在增需求方面，主要采用以供引需模式，在风光大基地及周边，利用当地绿色电力优势，整体筹划布局低碳、零碳产业园区，将零碳电力资源优势转化为低碳产业优势。第二、提质、增效、机制创新并举，降低火电行业碳排放。在提质方面，按照政策要求继续进行关停、淘汰煤电落后产能；以新能源指标置换方式，鼓励不在现有关停淘汰政策范围内的煤电机组有序提前退役。在增效方面，严格控制新增煤电机组供电煤耗；重点对服役年限较短、具备改造价值的 30 万千瓦等级及以上存量机组进行系统性节能改造，并试点推广耦合热泵、电锅炉、蓄热罐等成熟的热电解耦技术和可再生能源供热技术。在机制创新方面，将燃煤自备电厂纳入电力辅助服务市场的机制中，在服役年限较长的自备电厂所属企业试点“新能源+储能+燃煤自备电厂调节”模式，研究“新能源+储能”替代燃煤自备电厂模式的可行性；以电力交易市场为依托，以市场化手段推动煤电机组积极参与调峰，促进煤电角色转换。第三，整合需求侧响应资源、建设新型储能系统、完善智能电网增强新型电力系统韧性。建议逐步在新能源为主供电区域开展极端灾害事件的概率评估，掌握区域供电安全情况。在整合需求侧响应资源方面，建设新型电力负荷的管理系统，掌握全区可中断、可调节的负荷资源，鼓励各类技术创新，提升负荷侧调控响应时间与能力。在建设新型储能系统方面，稳步推进纳入规划的抽水蓄能项目建设，优先发展电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、抽水蓄能、电磁储能、可再生能源制氢等新型储能，16碳达峰碳中和目标下内蒙古电力低碳发展研究鼓励多元技术应用打造自治区储能产业体系，中长期研究废弃矿井发展中小型抽水蓄能电站、现有水电站改抽水蓄能电站的可行性。在完善智能电网方面，在可再生能源富集区域，以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体，加快配电网的改造，不断提升系统接纳新能源和多元化负荷的承载能力和灵活性；在区域供电韧性较差区域做好应急备用机组的政策和机制建设，确保极端天气下电力安全保供。第四、以存量挖掘和技术突破为抓手，提升外送通道绿电占比。在存量通道挖潜方面，按照“风光火储一体化”模式，将托克托、岱海、上都、伊敏等纯煤电外送通道改造为高比例可再生能源外送通道；围绕存量两交三直的特高压通道，主要聚焦阿拉善盟、鄂尔多斯、乌兰察布、锡林郭勒盟、通辽、兴安盟等通道附近加大布局风光电项目；在技术突破方面，新增通道应采用柔性直流等新型电力技术，并深入研究风、光伏、光热、水、火、储、氢等多种能源的优化配比，建设高质量、高比例的可再生能源外送通道。第五、优化电力市场体制、探索两网协同机制，提升电力资源配置能力。在优化电力市场体制方面，以市场机制推动不同电源功能定位转变和电力低碳转型。完善电力市场交易机制优化电力资源配置，促进边际成本较低的可再生能源优先发电，通过市场价值调动煤电提供灵活性调节服务积极性。加快蒙西电力市场建设，积极推动蒙西电力市场融入全国统一电力市场，促进可再生能源在更大范围内配置。在探索两网协同机制方面，推动内蒙古电力集团与国网东北区域电网建立协调机制，重点为调峰资源、电力资源等方面的协调，推进区域电网共济共治，服务自治区的高质量发展。17参考文献1 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