中国电力供应安全的经济性分析和保障路径研究.pdf

中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究1中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究2中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究7执行摘要研究背景“十三五”期间，中国电力需求快速增长、电力装机容量不断扩大，但“煤电过剩与尖峰电力短缺并存”的电力结构性矛盾始终没有得到解决，出现了“全年富电量，短时缺电力”的现象，严重影响了中国的电力供应安全（即电力系统有足够的发电和输电容量，在任何时候都能满足用户的用电要求）。常规趋势下，2020 年中国华北、华中和华东地区的尖峰电力供应缺口问题将进一步加重。但受疫情影响，经济“休克”和用电需求增长放缓，短期内负荷短缺可能不会很严峻；随着社会生产恢复、新基建提振电力消费、经济增长向服务业转轨和多元化用电需求增长，“十四五”需要做好应对期间出现负荷峰谷差拉大、尖峰负荷短缺加剧情况的准备。用电负荷可分为基荷、腰荷和峰荷三个等级，其中峰荷可细分为高峰负荷和尖峰负荷。高峰负荷是社会生产和生活集中用电时出现的高水平负荷段，依据季节的不同出现在每天上午 9-11 时和晚上 17-22 时。尖峰负荷设定为一年里峰荷中持续时间较短、负荷值最高的那部分，也是最容易出现供应缺口的负荷段。中国的电力缺口集中出现在盛夏和寒冬月份，以非常规的空调电器为代表的温控负荷快速增加使得用电负荷变得尖峰化（例如，2019 年夏季，北京和山东的空调负荷占电网最大负荷的比重分别达到 45%和 31%），在部分地区，全年最大负荷 95%以上的尖峰持续时间低于 24 小时，97%以上的持续时间则更短。尖峰化的用电负荷将成为未来的常态，对电力系统的供应安全提出巨大挑战。根据国家发改委公布的 2019 年省级电网的典型负荷曲线，对各省的年最大负荷进行简单加总，共计 11.06 亿千瓦，而 2019 年中国的电力装机总量高达 20.1 亿千瓦，其中火电机组 11.9 亿千瓦，超过了各省年最大负荷的总和，却依然在用电高峰时段出现了电力缺口。短时尖峰负荷供应短缺是当前中国电力供应安全面临的主要难题，并非是电力装机与用电负荷之间数量差异导致的，其根源是中国电力系统结构性问题基础电源过多、尖峰资源不足。因而，解决电力缺口问题不能孤立地聚焦尖峰负荷供应，而要从电力系统的整体角度出发，优化电力供应结构，在根源上解决电力缺口问题。本报告旨在从资源经济性角度确定电力系统中分别对应不同等级用电负荷的电力资源组合，明确各类电力资源的系统功能定位，提出保障用电负荷需求的电力供应优化方案（以山东省为例，可向全国推广），并评估了不同尖峰负荷供应保障方案的经济代价，以供行业和决策者参考，为“十四五”电力规划和电力行业高质量发展建言献策。中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究8主要结论在保障电力供应安全的前提下，利用电力资源充裕度技术经济分析的方法，可以从规划层面优化电力供应结构、设计尖峰负荷资源保障体系。假设存在持续时间 100 小时的 500 万千瓦尖峰负荷缺口，“需求响应（270 万千瓦，最大负荷的 3%）+延寿煤电（230 万千瓦）”方案的年化成本最低，为 3.25 亿元；“新建燃煤机组 5100 万千瓦”方案的年化成本最高，为 17.55 亿元，每年造成 14.3 亿元的浪费。若中国继续存在 2018 年电力缺口规模，即各省电力缺口总和 2454 万千瓦，用新增煤电来满足尖峰负荷缺口将造成约每年 70.2 亿元的浪费；如果从煤电机组全寿命周期（30年）的时间范围看，预计将造成共计2106亿元的浪费。可见，新建大型煤电机组来满足尖峰负荷供应是极其不经济的，而需求响应是满足短时尖峰负荷需求的首选资源，浙江、江苏、广东、山东等省份已开展需求响应实践，并取得了良好的效果；当尖峰负荷持续时间延长，“需求响应+延寿煤电”的供应方式更为经济合理。山东省是当前中国电力结构和供需矛盾（即基础负荷供应充足甚至过剩、尖峰负荷供应短缺）最为典型的代表，其电力供应结构优化和电力资源功能定位调整对于解决全国多个省份电力缺口问题有很好的参考价值。以山东为例，电力资源充裕度经济性排序结果为：尖峰资源由延寿煤电和需求响应来满足（发电侧储能可在成本进一步下降后纳入），延寿煤电（折旧和还本付息已完成的 30 万千瓦及以下合规机组）、抽水蓄能和气电作为高峰电源，跨区输电、60万千瓦以下煤电机组作为腰荷电源，60 万千瓦及以上煤电机组作为基荷电源。山东省现有电力结构的发电年化成本约为 1466.7 亿元，而优化方案的年化成本约为 1232.3 亿元，电力供应结构不合理导致了每年 234.4 亿元的浪费（其中固定投资浪费 131.9 亿元，变动成本浪费 102.5 亿元），相当于新建约 321 万千瓦陆上风电或 426 万千瓦光伏项目所需的投资。山东的实例分析表明，中国电力行业存在着依靠很大的低效冗余电源投资保障电力供应安全的问题，结构性改革“降成本”的潜力巨大。进入 2020 年后，疫情冲击全球经济，尽管中国复产复工进展顺利，但国内需求和对外出口的不景气直接导致电力需求下降。对外出口受阻导致制造业产能下滑，会拉低基础用电负荷水平，而“新基建”有一定滞后性，难以快速拉动电力需求；服务业用电需求回暖、数字经济快速发展和城乡居民用电量稳步增长会继续拉高用电峰荷。因而，中国大概率会出现用电负荷“谷段下沉、峰段升高”此消彼长的情况，导致负荷峰谷差进一步拉大。煤电是支撑基础用电负荷的主力电源，但在基础用电负荷水平下降、大量煤电产能闲置的情况下，新建煤电机组用于解决尖峰电力缺口问题会加重电力系统的容量冗余，是极其不经济的，会造成极大的社会资源浪费；而对符合条件的老旧机组进行延寿处理，既可以缓解煤电过剩问题，也可以提供尖峰电力服务。因此，中国煤电未来发展的重心不再是装机规模的增长，而是挖掘现有机组的容量价值。政策建议1、疫情冲击用电需求，“十四五”电力规划要重新审视电力增长情况受疫情影响，国内消费和对外贸易的增长态势均有所下滑，直接导致全社会用电需求的下降；全球疫情持续时间尚不明朗，“去全球化”、中美贸易冲突不可避免地会影响中国对外出口，再考虑到中国经济潜在增速降低、经济结构转变以及新一轮基建项目的辐射作用等多方宏观因素的叠加消涨效应，中国“十四五”电力发展已不能按照 2018 年和 2019 年的预判来进行总量规划，尤其是煤电发展规模问题。“十四五”电力规划要基于当前的宏观经济基本面来重新审视电力需求形势，考虑可能出现的电力消费结构（二产比重进一步下降、三产和居民消费比重显著增加）、用电负荷特性（负荷峰谷差进一步拉大）、电力资源功能（电源-电网-需求侧-储能从孤立到协同）等的变化，制定电力发展目标和路径。中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究92、改变电力供应安全的单一思路，经济合理地保障电力资源充裕“十二五”及之前的电力规划大多是从满足电力电量平衡的角度制定方案，在很大程度上杜绝了电力缺口的大范围出现，但弊端是很容易造成电力结构冗余。“十三五”用电负荷缺口暴露出的是整个电力系统的结构性矛盾，基础电源过多、尖峰资源不足，继续一味地新增大型电源无疑会加重结构性矛盾。采用综合资源规划的理念保障电力资源充裕度，可以直观地体现各类资源的经济性，并明确各自的系统功能定位，从而指导电力规划进行电源结构优化。“十四五”电力规划应从电力系统结构性调整入手来解决电力供应安全问题，明确现有电力资源的功能定位，利用市场机制引导资源配置来“补短板”，而不是一味地建设电源容量尤其是已经过剩的煤电来满足新时期的用电负荷需求。“十四五”电力规划需要重新审视传统的满足 100%最大负荷供应平衡的规划思路，将需求响应纳入区域规划，可以根据需求响应等手段削减尖峰用电负荷的有效能力，将负荷平衡条件下调，例如若需求响应可以有效降低最大用电负荷5%，则95%最大用电负荷为新的平衡条件，从而减少电源容量建设、降低供电成本。“十四五”电力规划是面向长远转型目标的战略“窗口期”，将煤电发展的工作重心从规模扩张转向功能调整。3、继续完善市场机制打破省间壁垒，提高跨区输电通道利用效率跨区输电是解决新能源消纳、加强区域资源互济的重要渠道，消纳送端省份富余电力、减少受端省份煤电规模，对送端和受端省份都有明显的利好效应。但中国电力交易形成了“省为实体”的格局，为了保护本省经济或发电企业利益，往往不愿意接收外来电力，人为地阻碍了跨区输电，形成了省间壁垒。从资源经济性角度看，跨区输送的清洁电力的价格通常要低于本地的标杆电价，在市场化的竞争中有明显的成本优势。因此，要继续完善电力中长期交易、现货交易等市场机制，发挥跨区输电的经济性优势，减少人为抬高输配电价或施加行政手段限制交易等行为，避免地方政府以邻为壑，只顾自己发展。4、煤电要发挥主体电源作用，发展重心从装机扩容转向功能调整在未来经济增长和用电需求存在极大不确定性的情况下，不宜继续扩大煤电规模。煤电电量已到达或接近峰值，继续新增煤电会拉低整个煤电行业的效益；以保障电力供应安全为借口建设煤电，实际上是对各类资源的电力价值的认识不清晰。高效的大容量煤电机组应是作为基荷电源；作为腰荷电源的中等容量机组要加快深度调峰改造和热电解耦，提高系统灵活性；对于能效指标达标又完成超低排放改造的到期机组，在保证设备安全的情况下，应该建议实行延寿运行，用于启停调峰、战略备用，继续为电力系统提供容量贡献。同时，加快自备电厂的市场化，依法依规将其转变为公用电厂，参与电网安全调峰工作。5、建立公平合理的容量机制，释放价格信号健全的容量机制可以有效降低容量采购成本，形成类似“需求响应+延寿煤电”的方案来更经济地满足尖峰负荷需求，避免出现“建设煤电机组来应对短时电力供应短缺”的不合理情况。高比例可再生能源发展和用电负荷“新常态”对电力系统的备用容量充裕度有更高的要求，但单一电量市场往往无法激励充足的发电投资来确保资源充裕性，特别是在当市场最高限价被各种政治因素所限而被人为压低的情况下，因此需要引入容量机制，以确保发电商能够收回固定成本。中国特殊的政治经济学语境，和世界各国电力市场机制建设的经验均决定了在中国引入容量机制的必要性。发电主体按照各自功能从现货市场和容量市场获取相应收益，在监管机制下发挥“市场力量”的作用，真正还原电力的商品属性且兼顾电力“实时平衡”的商品特性。中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究10203050708080910111215161717252528293031333334363940目录01.电力供需现状分析1.1 全国电力供需形势1.2 区域电网电力供需02.“十四五”电力供应安全保障的总体思路2.1 建立综合资源战略规划体系2.2 平衡好电力安全与经济代价2.3 平衡好电力安全与长期电力转型关系03.电力资源充裕度技术经济比较3.1 资源充裕度理论3.2 电力供应资源04.山东省案例4.1 山东省电力基本情况4.2 山东省电源优化方案4.2.1 电力供应结构优化结果4.2.2 电力供应结构优化措施4.2.3 讨论与分析4.3 不同电力供应保障方案的经济分析05.结论与政策建议5.1 研究结论5.2 政策建议附录附录 I 综合资源战略规划附录 II Screening Curve 模型附录 III 山东省电力资源情况附录 IV 山东省煤电应急调峰储备电源名单注释中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究2电力供需现状分析01中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究3全社会用电量增速中国用电需求增长情况图 1-1800007000060000500004000030000200001000002000200820042012201620022010200620142018200120092005201320172003亿千瓦时201120072015201918%16%14%12%10%8%6%4%2%0%2019 年，中国全社会用电量 7.23 万亿千瓦时，比上年增长 4.5%，如图 1-1 所示，用电需求增速较 2018 年有所下滑，回归增长常态，符合用电需求波动增长趋势。分行业用电需求看，2019 年一产、二产、三产和城乡居民用电量较2018 年分别增长 4.5%、3.1%、9.5%和 5.7%，三产和城乡居民用电在全国电量消费中分别占比 17%和 14%，分别拉动全社会用电量增长 1.5 和 0.8 个百分点，对全社会用电量增长的贡献率合计达到 51%；分区域用电需求看，2019 年，东、中、西部和东北地区全社会用电量较 2018 年分别增长 3.6%、4.5%、6.2%、3.7%，占全国比重分别为 47.2%、18.7%、28.3%、5.8%，全国共有 28 个省份用电量实现正增长，西部地区用电量增速领先1。1.1 全国电力供需形势中国用电需求结构中三产和居民消费比重不断增加，二者的时段性需求模式会使得电力负荷特性恶化，主要表现为用电峰谷差拉大、尖峰负荷拔高且短暂、平均负荷率降低，进入用电负荷“新常态”阶段。随着中国经济结构性改革、新旧动能转换及城镇化电气化发展等现代化进程不断推进，负荷特性将持续恶化，尤其是以非常规的空调电器为代表的温控负荷快速增加（2019 年夏季，北京和山东的空调负荷占电网最大负荷的比重分别达到 45%和 31%），全年最大负荷 95%以上的尖峰持续时间普遍低于 24 小时2，对电力系统的调节能力提出巨大挑战。有别于过去用电负荷的整体基数式增长模式（即用电负荷曲线的峰、平、谷段均增长），新时期的用电负荷增长模式主要是峰值拉伸式（即尖峰负荷显著提升，而基荷和腰荷则增长缓慢）。用电负荷增长模式的不同决定了满足负荷增长的电力供应扩容方式不同，在应对电力普遍短缺的基态局面时，新增电源装机是最为直接有效的解决办法，而在负荷增长“新常态”下，应从综合资源规划角度着手优化电力供应结构来满足尖峰负荷。中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究4电力供应能力方面，中国电力供应能力持续增强，结构进一步优化。2019 年底，全国全口径发电装机容量 20.1 亿千瓦、同比增长 5.8%。分类型看，水电 3.6 亿千瓦、核电 4874 万千瓦、并网风电 2.1 亿千瓦、并网光伏发电 2.0 亿千瓦、火电 11.9 亿千瓦（其中煤电装机 10.4 亿千瓦、气电 9022 万千瓦）3，如图 1-2 所示。非化石能源发电装机比重达到 41.9%，比上年底提高 1.1 个百分点，发电装机结构进一步优化。新增装机方面，2019 年，全国新增发电装机容量10173 万千瓦，其中新增煤电装机容量 2989 万千瓦，较 2018 年少投产 67 万千瓦，新增非化石能源发电装机容量6389 万千瓦，占新增发电装机总容量的 62.8%，成为新增电源主力（如图 1-3 所示）1。“十二五”期间，火电（煤电加气电）是新增电源主力，占五年内全部新增电源装机的 51%，其中累计新增煤电装机高达 2.3 亿千瓦；而“十三五”期间，以风电、光伏为代表的新能源电源取代煤电成为新增装机的主角，占 2016-2019 年间全部新增电源装机的 52.7%4。从新增电源装机的变化情况来看，中国在保证每年电源建设规模的同时，也在加快清洁低碳转型步伐；煤电新增规模的下降是煤电产能过剩后供给侧改革成效的体现，也是电力低碳转型的必然要求。煤电气电水电核电风电光伏其他250000200000150000100000500000201220162014201820132017万千瓦201120152019煤电气电水电核电风电光伏14000120001000080006000400020000万千瓦201220162014201820132017201120152019电力生产能力方面，中国电力延续绿色低碳发展趋势，非化石能源发电量保持较快增长。2019 年，全国全口径发电量为 7.33 万亿千瓦时，比上年增长 4.7%，如图 1-4 所示；发电设备平均利用小时 3825 小时，比上年降低 54 小时，主要是由于新能源发电比重提升且电源装机总量过剩，拉低了总体的利用小时数水平3。全国非化石能源发电量 2.39 万亿千瓦时，比上年增长 10.4%，占全国发电量的比重为 32.6%，比上年提高 1.7 个百分点，其中，水电、核电、并网风电和并网太阳能发电量分别比上年增长 5.7%、18.2%、10.9%和 26.5%。全国全口径火电发电量 5.05 万亿千瓦时，比上中国新增电源情况图 1-3中国电源装机结构图 1-2中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究5煤电气电水电核电风电光伏其他80000700006000050000400003000020000100000亿千瓦时进入 2020 年后，新冠疫情对中国经济社会运行影响极大，短期经济发展停滞，随着各行业复工，对电力行业的影响减退，但国内外研究机构普遍认为中国 2020 年电力需求增速将有所下降。疫情对电力需求的影响，短期来看，二产和三产用电量普遍下降，城乡居民生活用电上升，其中，1-3 月份全国用电量累计 15698 亿千瓦时，一、二、三产和居民用电增速（同比）分别为 4%、-8.8%、-8.3%和 3.5%。各行业累计用电量增速中，信息传输、软件和信息技术服务业最高，住宿和餐饮业最低5。国家统计局数据显示，1-3 月份中国发电量 15822 亿千瓦时，同比下降6.8%；其中，3月份火电、水电增速同比下降7.5%、5.9%，但降幅收窄（分别比1-2月份收窄1.4和6.0个百分点）；核电、风电和光伏的发电量分别增长 6.9%、18.1%和 8.6%5。疫情冲击全球经济，尽管中国复产复工进展顺利，但国内需求和对外出口的不景气直接导致电力需求下降。对外出口受阻导致制造业产能下滑，会拉低基础用电负荷水平，而“新基建”有一定滞后性且规模有限，难以快速拉动电力需求；服务业用电需求回暖、数字经济快速发展和城乡居民用电量稳步增长会继续拉高用电峰荷。因而，中国大概率会出现用电负荷“谷段下沉、峰段升高”此消彼长的情况，导致负荷峰谷差进一步拉大。2018 年，全社会用电增速回升，全国电力供需形势从总体宽松转为总体平衡、局部过剩；2019 年，全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧。具体来看，2018 年东北和西北区域电力供应能力富余，华北、华东、华中和南方区域电力供需总体平衡，部分地区受年初大范围雨雪天气、夏季持续高温天气、部分时段燃料供应偏紧等因素影响，局部时段电力供需平衡偏紧、采取有序用电措施，其中，华北、华中和西南电网电力最大缺口分别为 600万千瓦、500 万千瓦和 230 万千瓦，部分省份电力供需情况如表 1-1 所示；2019 年东北、西北区域电力供应能力富余，华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，其中，蒙西、冀北、辽宁、浙江、江西、湖北、海南等省级电网在部分时段采取了有序用电措施，蒙西电网从前几年的电力供应能力富余转为 2019 年以来的电力供应偏紧。对比 2018和 2019 年区域电网供需情况，二者之间没有整体性变化，在经济发达、人口稠密的地区易出现尖峰负荷缺口1。1.2 区域电网电力供需201220162014201820132017201120152019年增长 2.4%；其中，煤电发电量 4.56 万亿千瓦时，比上年增长1.7%3。2019 年较 2018 年新增的发电量中，水电、核电、风电、光伏和煤电的贡献率分别为 20.8%、16.4%、12.0%、14.0%和 23.3%，可以看出，非化石能源发电已经成为新增发电量的贡献主体，电力清洁低碳化进一步提升。中国发电量增长及结构图 1-4中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究6表 1-1 2018 年部分省份电力供需形势区域电力供需状态华北电网京津唐-50 万千瓦短缺河北南网-440 万千瓦短缺山东-300 万千瓦短缺山西-214 万千瓦短缺华东电网安徽-150 万千瓦短缺浙江-100 万千瓦短缺华中电网湖北-220 万千瓦短缺湖南-250 万千瓦短缺河南-250 万千瓦短缺江西-150 万千瓦短缺东北电网辽宁200 万千瓦富余吉林300 万千瓦富余黑龙江400 万千瓦富余蒙东电网650 万千瓦富余西北电网甘肃300 万千瓦富余新疆300 万千瓦富余青海800 万千瓦富余西南电网四川-160 万千瓦短缺重庆-170 万千瓦短缺南方电网电力供需平衡有余注：表中为各省电网最大负荷缺口/富余，并非同时出现，所以与区域电网的最大缺口存在偏差。数据来源：国网能源研究院中国能源电力发展展望 2019系列报告中电联预计，2020 年华北、华中区域部分时段电力供需偏紧，华东、南方区域电力供需总体平衡，东北、西北区域电力供应能力富余1；而国网能研院预计 2020 年夏季高峰负荷期间，在不采取措施的情况下，华北、华东和华中电力缺口可能分别达到 1000 万、800 万和 1500 万千瓦6。照此估计，中国中东部（华北、华中和华东）地区的电力供需情况将进一步吃紧。但受疫情不确定性影响，经济“休克”和用电需求增长放缓，短期内负荷短缺可能不会很严峻；随着社会生产恢复、新基建提振电力消费、经济增长向服务业转轨和多元化用电需求增长，“十四五”需要做好应对期间出现负荷峰谷差拉大、尖峰负荷短缺加剧等可能情况的准备。电力供应安全不仅要考虑供电能力的提升，还要考虑供电成本问题。电力供应“降成本”首先从规划角度入手是更为经济性的选择，提前做好资源配置工作能够提高电力服务质量、减少“事故”补救成本。如今，中国经济基本完成工业化进程、三产居民用电负荷成为新增负荷主体、叠加极端气象因素，用电负荷特性持续恶化，电网负荷率降低、尖峰负荷短而高，这是中国电力需求的“新常态”，如果继续单纯依靠增加电源来满足 100%的负荷需求要付出极大的代价。经济学的边际成本（即增加一单位的产量随即而产生的成本增加量）理论认为，每一单位产品的成本与总产品量有关，随着产量的增加，边际成本会先减少后增加。以煤电机组为例，在其发电能力范围内增加年发电小时数，机组的固定成本摊销到每度电上的成本会减少、供电煤耗降低使得度电变动成本减少，从而使得生产每度电的边际成本减少，因此以前建设的煤电机组是追求高利用小时数的电量型基础电源；若为满足每年几百甚至几十小时的尖峰负荷而投资数亿元建设煤电机组，其年产出将会极低、边际成本极高、效益不经济，造成严重的投资浪费和资源挤压。在此负荷“新常态”下，尖峰负荷不能再单纯依靠电源建设来满足，而应从综合资源规划角度着手来优化电力供应结构。从资源充裕度的经济性角度来看，需求响应无需前期高昂的建设成本，是更为经济的选择，甚至可以在必要时将符合条件的老旧煤电机组进行延寿处理作为战略备用型资源。此外，电网负荷的“新常态”下，中国的电力安全观也应有所调整，若需求响应规模可达最大负荷的 5%，电力规划不应以 100%最大负荷为负荷平衡条件，95%更为经济、科学（超过最大用电负荷 95%的持续时间普遍低于 24 小时），剩余的 5%则可以由需求响应、储能和新型可调度新能源（风电+储能、光伏+储能、光热、可再生能源集成虚拟电厂）等资源来满足。与此同时，按照最大负荷计算的系统备用率也可相应下调。中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究7“十四五”电力供应安全保障的总体思路02中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究8“十四五”是电力低碳发展的战略“窗口期”，而电力供需形势变化（电力结构性矛盾使得短时缺电力问题更加突出）、能源革命目标（2030年非化石能源发电量比重达到50%）、环保政策加码（火电机组环保成本增加，经济性进一步下降）、电力市场化改革（竞价机制尚不完善，引导电力资源配置的效果不及预期）、巴黎协定温控目标（要求中长期煤电逐渐退出）等多重因素使得电力发展“内外交困”，与以往“按需定供”的简单总量平衡规划相比，“十四五”电力规划须有新的内涵与定位，同时将更具有挑战性。同时“十四五”电力发展面临的系统性问题是低碳转型目标下如何进一步优化电力结构来安全可靠地满足新型用电需求。具体来讲，如何满足高比例新能源消纳和负荷特性恶化对系统灵活性的需求，如何调节煤电和新能源的博弈关系，如何推动煤电功能定位调整，等等。“十四五”规划不应再是各电源品种简单叠加的“拼盘式”规划，而是各类电源定位明确、功能互补；不应再是单纯的电源规划，而是立足综合资源战略规划，源网荷储用有机衔接的规划。综合资源战略规划理论的详细内容见附录 I。电力安全始终是中国电力发展的首要命题，也是电力规划工作的核心目标，同时也要兼顾经济代价与清洁低碳。因此，综合资源战略规划需重点关注两个要点：一是要平衡好电力安全与经济代价；二是要平衡好电力安全与长期电力转型的关系。安全、经济和可持续是传统能源“不可能三角”体系（Energy Trilemma Index,ETI）的三个核心指标，其核心思想是能源供给安全、能源价格低廉和能源清洁环保这三大目标之间再不存在帕累托改进空间（即资源改进到不能再改进的理想状态），任何一个目标方向的优化都意味着其他方向的恶化7。很多国家都在尝试打破传统能源体系，例如美国发展更为环保的气电来取代煤电、欧洲国家依靠发展新能源推进“退煤”。在可预见的未来，技术进步有望使得“可再生+储能”组合的成本大幅下降，从而成为安全可靠、低碳、经济的发电资源，塑造新的能源体系，从而打破传统能源“不可能三角”体系。中国电力发展的首要命题是保障供应安全可靠，进而权衡低碳减排和经济适用原则，所对应的可量化指标分别为满足最大负荷水平与系统备用率、电力碳排放强度与污染物排放总量、发电成本与电力供应成本。电力资源充裕度理论可以作为量化电力供应安全与发电经济性之间关系的方法。电力资源充裕度是指电力系统提供电力和能源需求的能力，即在任何时候都能提供足够的发电量和电网容量，特别是在负荷峰值期间。如何用最小的经济代价满足发电需求，是电力资源充裕度理论的主要目标。2018 年，用电增速回升、电网负荷峰谷差拉大，受极端天气影响，华北、华东和华中电网出现短时供电缺口，部分时段采取了有序用电措施。多方观点认为，为保障电力供应安全应放开煤电项目限制；反观火电利用小时数 4361h4，说明有充足的电量供应能力。这种“短期缺电力、全年富电量”状态，是在中国经济基本完成工业化进程、三产居民用电负荷成为新增负荷主体、叠加极端气象因素作用下的负荷增长所出现的“新常态”。在此负荷“新常态”下，尖峰负荷不能再单纯依靠电源建设来满足，而应从综合资源规划角度着手来优化电力供应结构。中电联认为，为保障电力安全供应，2030 年煤电装机可能接近 13 亿千瓦8；国网能源研究院认为，2025 年煤电装机容量 12-13 亿千瓦，是中国实现经济可靠电力供应的重要保障9。二者均支持为保障电力供应安全继续建设煤电。但从资源充裕度的经济性角度来看，为满足短时间的非常态负荷而建设耗资数十亿的燃煤电厂会浪费大量的社会资源，需求响应无需前期高昂的建设成本，是更为经济的选择，甚至可以在必要时将符合条件的老旧煤电机组进行延寿处理作为战略备用型资源。2.1 建立综合资源战略规划体系2.2 平衡好电力安全与经济代价中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究9平衡好短期安全与长期转型的关系，既要保障“十四五”和中长期（2030-2050 年）的电力需求和供应安全，同时也要为能源生产和消费革命/生态文明要求下的中长期电力转型和可再生能源高比例发展留足空间，并在电力市场环境下结合自身竞争优势找准功能定位和盈利点。2030 年，中国能源转型要实现非化石能源发电量比重 50%的目标10，清洁电力将成为未来电力工业的发展重点。根据 IRENA 的预测来看，中国如果大力发展可再生能源，2030 年煤电发电量占比将下降到 43%（图 2-1）11。若 2030 年全社会用电量达到 10 万亿千瓦时12，留给煤电的电量空间不超过 4.3 万亿千瓦时，这甚至低于 2019 年的煤电电量（4.56 万亿千瓦时）1。这意味着从电量角度看煤电已没有增长空间，已到达或接近电量峰值。但从电力供应安全角度看，煤电是中国现有电力资源条件下不得已的灵活性资源选项，需要承担起保障高比例可再生电力系统安全稳定运行的重任。因此，未来电力发展的重心要转向发展非煤电源来进一步推动低碳转型；而煤电未来的发展重点不再是装机规模的增长，而是提高现有机组的灵活性和容量价值。2.3 平衡好电力安全与长期电力转型关系虽然煤电清洁高效发展取得了长足的进步，但依然存在短板，灵活性不足、低效机组拖累、落后机组减排效果不达标、自备电厂僵局等。全国不同地区发展基本面存在差异，煤电机组定位调整要切实根据不同地区的电力供需状况和主要矛盾、煤电机组装机规模预期、可再生能源发展与替代潜力、灵活性改造要求与电源结构优化潜力等，结合煤电机组自身特性做出差异化决策，避免“一刀切”。可以说，当前传统化石能源（煤炭）的清洁化利用是中国能源生产革命的主要举措，集中表现为从技术进步层面来推动煤电清洁高效发展；中长期看，还是要靠可再生能源的规模化发展来实现能源生产和消费革命，这就需要煤电做出巨大变革和牺牲，从市场机制、盈利模式、技术理念到机组运行进行全方位的深刻调整，以承担“基荷保供、灵活调峰、辅助备用”的多角色重任。煤电气电水电核电风电光伏其他203020193%3%6%18%5%3%62%4%6%13%17%10%7%43%2019（左）与 2030 预测（右）各类电源发电量占比图 2-1中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究10电力资源充裕度技术经济比较03中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究11本节描述了用于电力资源规划的 Screening Curve 模型。Screening Curve 是 20 世纪 60 年代首次提出的以最小发电成本为目标的发电计划模型，通过构建成本曲线，直观地给出发电容量扩展的最优选择。该模型只需很少的技术数据，即可权衡发电机组的资本和运行成本，得到发电成本最小化的解决方案，即电力系统中分别对应峰荷/腰荷/基荷的发电容量组合13。该模型也存在一定的局限性，例如，没有考虑经济调度、需求波动、辅助服务、输电成本以及机组层面的最小出力、机组停运、机组启动成本、新能源波动等因素14。该模型虽然无法做到电力生产模拟层面的高精度实时机组组合可靠性评估，但在设定合理系统备用容量的前提下，可以专注于经济性层面，直观透明地体现不同类型电力资源在电力供应体系中的功能定位。电力资源选择通常有传统的常规电厂、新能源发电厂、独立发电厂、外购电力、热电联产、输配电系统改进、电力需求侧管理等。传统的火电、水电机组运行状况可调控，对电力系统的机组调度有很好的响应能力，系统价值较高；需求响应和储能可贡献负荷调节能力，且响应快速、直接有效，是很好的尖峰资源；风电、光伏等新能源机组受气象因素的影响，其发电出力有很大的不确定性和波动性，在夏季用电高峰时期，风电出力很小，光伏出力与白天用电需求非常匹配，所以量化资源充裕度经济性时，假设新能源发电量全部消纳，将风电和光伏的机组出力从负荷曲线中剔除，得到净负荷曲线作为计算电力资源组合的依据。本报告所关注的问题是：在容量确定、持续时间未确定的情况下，满足最大负荷需求的最经济方案。解决方案是根据确定的发电能力和不同机组的成本曲线，选择满足不同时长尖峰负荷的最优方案。实施步骤如图3-1所示，模型原理见附录 II。本报告从电力规划与技术经济的角度，采用资源充裕度理论中经典的 Screening Curve 模型来量化电力资源的技术经济性，明确各类电力资源在电力供应组合中的排序，进而优化电力供应结构。电力负荷缺口补足代表性的方案可分为机组类、需求响应和储能设备三类。3.1 资源充裕度理论8007006005004003002001000电力供需情况尖峰负荷(MW)与持续时间(h/year)机组组合成本量化年固定运行维护费用(FOM)年化资本支出(FC)可变成本(VC)机组组合结果负荷缺口持续时间(h)EA050100150300200350250400450 500DC(h)VChFC+FOMCost成本(CNY/kW)满足尖峰负荷需求的机组组合确定流程图 3-1中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究12(1)机组类中国目前主要的机组类电源包括火电（煤电、天然气发电和生物质发电）水电、核电、风电和光伏，构成了中国庞大的电力供应体系（潮汐和地热能发电等电源的机组容量较少、处于发展初级阶段，此处暂不考虑）。火电和水电作为中国电力工业的传统主要电源，贡献了超过 85%的发电量2。传统的火电、水电机组（除径流式水电站）运行状况可调控，可以根据电力系统需要在一定范围内调整机组出力或者进行启停调节，对需求变动的响应能力较强，可以提供调峰、调频、备用等服务，系统价值较高。中国正实施大型电力基地与分布式能源并举发展策略，电源建设呈现区域性布局整合态势，按照“控制东部、稳定中部、发展西部”的总体安排，优化电力资源布局。按照规划，九大煤电基地装机容量达到 26393 万千瓦，主要分布在内蒙古、山西、陕西和新疆；十三大水电基地的总装机容量可达 28576 万千瓦，剩余经济可开发水电资源集中在西南部地区，以金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江等河流为重点15。风电和光伏作为资源充沛、清洁低碳的优质能源，符合能源低碳转型的理念，成为了新增电源的主力，中长期内将逐渐替代化石能源发电。光照条件和风资源较好的区域主要集中在新疆、甘肃、青海、内蒙古、西藏等西部地区，七个千万千瓦级的风电基地总装机容量预计可达 12600 万千瓦，十个光伏领跑者基地预计可达 4920 万千瓦15。利用跨区特高压输电线路，可以将西部丰富的风光发电与火电打捆输送到中东部地区，从而缓解中东部省市的污染问题。同时，沿海省市加快海上风电的发展、中东部地区加快分布式光伏部署，海上风电和分布式光伏可以就近消纳，免去长距离输电成本，缓解禁煤后本地能源稳定供应不足、外部能源调入受阻的问题。(2)需求响应需求响应（DR）是需求侧管理（DSM）的解决方案之一，是指当电力批发市场价格升高或系统可靠性受威胁时，电力用户接收到供电方发出的诱导性减少负荷的直接补偿通知或者电力价格上升信号后，改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保障电网稳定，并抑制电价上升的短期行为。图 3-2 是需求响应的主要类型，表 3-1 是 2018 年前试点城市需求响应的实施情况。需求响应作为供需互动的重要手段，有助于实现发电侧和需求侧资源的协调优化，与“节能环保”、“绿色低碳”、“提高效率效益”的发展要求高度契合16。3.2 电力供应资源中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究13需求响应(Demand Response)基于激励的需求响应(Incentive-based DR)直接负荷控制(Direct Load Control)可中断负荷(Interruptible Load)分时电价(Time of Use Pricing)实时电价(Real Time Pricing)尖峰电价(Critical Peak Pricing)需求侧竞价(Demand Side Bidding)紧急需求响应(Emergency Demand Response)容量/辅助服务计划(Capacity/Ancillary Severice Program)基于价格的需求响应(Price-based DR)需求侧响应类型17图 3-2表 3-1 2018 年前试点城市需求响应18内容触发条件项目类型补贴标准历史响应量管理部门北京97%高峰负荷，空气污染黄色预警及以上手动 DR/自动DR提前 30min(120 元/kW)，4h(100 元/kW)，24h(80 元/kW)7 万 kW(2015.8.12 11:0012:00)，6.6 万kW(2015.8.13 11:00-13:00)发改委、财政局、节能环保中心、电力公司江苏备用不足或局部过载，形成电力缺口，电网负荷达上年 95%峰荷，或峰谷差率达 20%约定需求响应、实时需求响应100 元/kW(每年至少参与10次，不足5次违约，如 5 次则按比例)187.04 万 kW(2015.8.4