2024统筹安全保供和“双碳”目标的煤电转型报告

2024年04月 目录 一、统筹安全保供和“双碳”目标的煤电转型背景1 （一）安全保供压力下的煤电近中期转型形势1 （二）“双碳”目标约束下的煤电长期转型需求3 （三）统筹安全保供和“双碳”目标的煤电转型方向4 二、电力供需与转型展望5 （一）电力供需展望5 1.电力需求预测5 2.电力资源发展潜力5 3.其他资源发展趋势7 （二）电力系统转型路径展望10 三、电力系统低碳转型路径设计12 （一）情景设置及结果12 （二）各情景下电力系统低碳转型路径分析14 1.化石能源保供情景14 2.低碳资源保供情景16 3.统筹协调保供情景18 四、电力系统转型成本及经济代价21 （一）煤电转型成本21 （二）电源投资成本22 1.电源成本预测22 2.各转型情景下的电源投资成本29 （三）碳排放成本31 （四）不同转型路径经济代价对比33 五、煤电转型的对策建议35 （一）统筹安全保供与“双碳”目标双重要求，兼顾近期与远期、整体与区域、增量与存量煤电转型需求，制定煤电转型时间表和路线图35 （二）聚焦能源电力新技术、新模式、新业态，为煤电转型注入强大动能36 （三）健全多层次电力市场体系建设，探索电碳市场协同联动机制，促进煤电持续健康运行和绿色低碳转型37 （四）加强对煤电部门转型金融的顶层设计，建立区域协同公正转型的财政机制，支持煤电行业高质量发展37 一、统筹安全保供和“双碳”目标的煤电转型背景 （一）安全保供压力下的煤电近中期转型形势 国民经济回升向好持续拉动电力消费，我国电力需求保持较快速度的刚性增长。2023年全社会用电量为9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%，增速较2022年增加3.1个百分点。 《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》预计2024年全社会用电量将达到9.8万亿千瓦时，同比增长6.3%。同时，电力需求增长重心正逐步向第三产业和居民用电转移，用电负荷对温度、天气状况更加敏感，尖峰化和双峰化愈发凸显。2023年夏季，全国最高用电负荷达到约13.5亿千瓦，多地最大用电负荷已创新高，超过历史同期用电负荷水平。中 国电力企业联合会预计2024年全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦，比2023年增加1亿千瓦左右，这为电力行业带来了较大的保供压力。 9000035.0% 75000 30.0% 亿千瓦时 60000 45000 30000 15000 25.0% 20.0% 15.0% 10.0% 5.0% 0 20162017201820192020202120222023 第一产业第二产业 第三产业城乡居民生活 第三产业和城乡居民生活比重 0.0% 图1-12016-2023年我国分产业电力消费情况 我国可再生能源装机增长迅速，但仍无法满足全部新增电力电量需求。截至2023年底，我国可再生能源装机达到14.5亿千瓦，同比增长25.1%，占全国发电装机比例历史性超过煤电。然而，可再生能源电力电量占比仍然不高。一方面，可再生能源新增电量无法满足全社会用电增长需求。2023年我国风电和光伏发电量为14691亿千瓦时，占全社会用电量的15%左右，若继续保持20%左右的增速，则新增风电、光伏发电可以满足全社会用电量增长 3%，距离2024年全社会用电量8%的增速还有5%的缺口。另一方面，可再生能源新增装机无法满足新增尖峰负荷。2023年全国可再生能源新增装机3亿千瓦，高于最大电力负荷1亿千瓦左右的增量。我国水电开发潜力受限，建设周期较长，受气候因素影响较大，而风电、光伏具有随机性、波动性等特点，在负荷高峰时刻对电力平衡的支撑力不足，可靠出力有限， 最低出力远低于装机容量，纳入电力平衡的比例较低。而煤电凭借其丰富的资源禀赋、快速的建设周期、较低的经济成本、较强的灵活性和出力稳定性等特点，在近中期内仍将保持基础保障型电源的核心地位，并发挥维护国家能源电力安全、保障电力稳定供应的关键作用。 近年来极端天气频发，进一步激化电力供需的矛盾。2022年夏季持续罕见高温天气，叠加降水持续偏少、来水严重偏枯，导致部分地区电力供应形势紧张。其中西南地区、华中地区出现区域性气象干旱，主要流域水库蓄水不足，水力发电能力断崖式下降，严重影响了当地电力供应以及电力外送能力。而冬季12月多地出现大范围强寒潮、强雨雪天气，全国近十个省级电网电力供需形势偏紧。极端天气引发高峰时期的负荷激增，而非化石能源难以平抑用电峰值的电力负荷，需要煤电缓解高峰时段的电力保供压力。2022年全国22个省级电网负荷创历史新高，高峰时段全国最高负荷同比增长6.4%。以广东为例，2022年7月下旬广东电网负荷创年度新高，达1.42亿千瓦，而水电、风电、太阳能发电、核电及其他可 再生能源的装机总和仅6900万千瓦，且风光作为间歇性能源，有很大不确定性，而且届时西部—广东的外调电负荷同样受天气影响而大幅降低，导致峰值时期的额外负荷大部分由煤电来平抑。近中期，煤电仍是我国电力供应的重要组成部分，尤其在电力短缺的时段下，煤电的保供地位更加凸显，发挥能源电力安全“压舱石”和“顶梁柱”的作用。 图1-2电力供需平衡矛盾 （二）“双碳”目标约束下的煤电长期转型需求 为积极应对气候变化问题，实现经济社会的可持续发展，习近平主席于第七十五届联合国大会一般性辩论上正式宣布“中国将力争在2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”。随后，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》对“双碳”工作做出总体部署，方案要求“要坚持安全降碳，在保障能源安全的前提下，大力实施可再生能源替代，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系”。 电力行业低碳转型是构建清洁低碳安全高效的能源体系、实现“双碳”目标的关键环节。作为我国国民经济和社会发展的重要基础产业，电力行业2022年碳排放量约51亿吨，占我国碳排放总量的46%，是碳排放的主要来源。根据中电联《中国电力行业年度发展报告》，2022年我国电力碳排放强度为541gCO2/kWh，同比下降3.05%。电力行业总体碳排放强度虽呈现逐年下降的趋势，但下降速度较为缓慢，与碳中和愿景仍存在较大的差距。从发电方式来看，全国火电碳排放强度远高于电力行业总体碳排放强度。国家能源局数据显示，2022年全国火电的碳排放强度约为832gCO2/kWh，远高于电力行业总体碳排放强度。由于我国富煤、贫油、少气的能源禀赋，以煤电为主的火电长期以来一直是我国电力能源的绝对主力。国家能源局数据显示，2023年我国火电装机13.9亿千瓦(含煤电11.6亿千瓦，气电1.3亿千瓦)，占比47.6%；发电量为6.27万亿千瓦时（含煤电5.35万亿千瓦时）,占比达到了66.3%。中金公司和国网能源研究院的预测，如果2060年保持目前的能源结构和电力供给结构不变， 届时将会产生每年160亿吨的二氧化碳排放。 作为火电主体的煤电，是我国电力行业中最主要的碳排放来源，也是电力行业低碳转型的关键。考虑到煤电目前占据的主导地位及其较高的碳排放强度，煤电势必要在中长期进入控量、减量阶段，如何实现煤电低碳转型显得尤为关键。 图1-3电力行业是我国碳排放重点部门 （三）统筹安全保供和“双碳”目标的煤电转型方向 煤电是我国电力供应和二氧化碳排放的双主体。一方面，我国是全球最大的能源消费国和生产国，长期以来，煤炭占我国能源生产和消费总量比例都在50%以上，是我国能源安全体系的坚强保障。煤电一直以来都是我国的“主体电源”，2023年装机占比39.7%的煤电，提供了全国58.9%的发电量，支撑了超7成的电网高峰负荷，承担了超8成的供热任务。尽管煤炭属于高碳化石能源，但出于我国能源资源禀赋以及先立后破的原则，以国内相对富裕的煤炭为主是保障国家能源安全的现实选择，因此在一定时期内煤电在保障我国能源安全方面还将发挥基础和兜底作用；另一方面，而以煤为主的火电行业二氧化碳排放量占全国总排放的40%左右，是我国当前碳排放的主要来源，也是实现“双碳”目标的主力军。 煤电低碳转型需要统筹我国能源安全保供和低碳减排双重要求。一方面，由主体性电源转向基础保障性和系统调节性电源；另一方面逐步由高碳电源转变为低碳电源，有序退出，以顺应经济社会清洁低碳发展需求。国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》提出，新型电力系统建设分为“三步走”发展路径，即加速转型期(当前至2030年)、总体形成期 (2031年至2045年)和巩固完善期(2046年至2060年)。在加速转型期，要逐步推动新能源成为发电量增量主体，而煤电需作为电力安全保障的“压舱石”，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长1，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。在总体形成期，以新能源为主的非化石能源发电逐步替代化石能源发电，新能源成为系统装机主体电源，煤电需依托燃煤耦合生物质发电、CCS和提质降碳燃烧等清洁低碳技术的创新突破，不断加快清洁低碳转型步伐。在巩固完善期，新能源逐渐成为发电量结构主体电源和基础保障性电源，煤电转型为系统调节性电源，提供应急保障和备用容量，支撑电网安全稳定运行。 煤电高质量转型是建设新型能源体系、推动我国能源高质量发展的关键。煤电转型既关系到近中期的能源电力安全是否能得到保障，也决定了中长期能源绿色低碳转型、碳达峰碳中和目标能否顺利实现。因此，本研究将探讨统筹电力安全供应与“双碳”目标下的煤电转型路径，推动煤电高质量低碳转型，助力中国式能源现代化建设。 1国家能源局.《新型电力系统发展蓝皮书》，2023 二、电力供需与转型展望 （一）电力供需展望 1.电力需求预测 1)宏观经济增长。随着我国经济发展将进入质提量增的发展阶段，这一转变伴随着传统行业的绿色转型和高技术制造业的崛起，居民收入的回升和消费结构的升级，将进一步促进电力需求的增长； 2)电气化水平提升。在“双碳”目标的推动下，终端用能将持续进行绿色低碳转型。工业领域通过电气化技术替代传统能源，交通和建筑领域也在通过电动汽车、电动船只和电气化采暖等技术，促进电力需求的增长； 3)能效水平提高。节能技术的广泛应用和节能意识的增强，使得中国的能效逐步提高。城市建筑和工业采取的节能措施将进一步扩大节能节电的规模，从而在一定程度上减缓电力消费的增长； 4)气候变化。气候是影响用电增速的重要因素。空调和电采暖设备的普及使得电力需求对于天气的变化更加敏感，而极端天气的频发导致用电需求波动不断增加。 电力需求主要受宏观经济增长带来的能源需求整体增加、终端用能电气化水平提升、能效水平提高，以及气候变化等因素影响： 受到宏观经济增长、电气化水平提高、能效水平提高、产业结构变化等因素影响，近中期，我国电力需求增长空间大、增速快，预计2030年全社会用电量约为11.9万亿千瓦时； 中远期增速放缓，预计2040-2050年后电力需求开始进入饱和增长期，2060年约15.7万亿千瓦时，增长趋于饱和，2025年、2030年、2040年、2050年、2060年全国电力需求将分别达到10.0万亿千瓦时、11.9万亿千瓦时、13.8万亿千瓦时、15.1万亿千瓦时、15.8万亿千瓦时。未来，我国全社会最高用电负荷将与全社会用电量保持总体一致的发展趋势，而随着我国第三产业和居民用电量占比的逐渐提高，全社会用电负荷波动性增强，最高用电负荷也将升高。2025年、2030年、2040年、2050年、2060年全国电力负荷将分别达到约16.3亿千瓦、18.1亿千瓦、21.7亿千瓦、25.2亿千瓦、28.5亿千瓦时。整体来看，全社会用电量仍有较大增长空间，最高用电负荷不断升高。 2.电力资源发展潜力 我国电力绿色低碳转型趋势持续推进。截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2 亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重在2023年首次突破50%，达到53.9%。以电动载人汽车、锂电池和太阳能电池为代表的外贸“新三样”成为 我国外贸出口的新增长点。2023年，“新三样”产品累计