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新能源发展理念下能源转型和“十四五”电力该如何发展?

日期:2020-09-29    来源:电力网

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2020
09/29
09:14
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关键词: 能源互联网 十四五电力规划 国家电网

9月22-23日,由中国电力发展促进会(下称“电促会”)、国家电网有限公司发展策划部、中国南方电网有限责任公司战略规划部联合主办,水电水利规划设计总院协办的“2020中国电力规划发展论坛”在京召开。

在2020中国电力规划发展论坛现场,全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院副院长李隽就中国能源转型与“十四五”电力规划研究进行了精彩的主题演讲。

以下为李隽演讲实录:

尊敬的各位嘉宾、各位同事,大家下午好!我是全球能源互联网发展合作组织李隽,很荣幸能参加今天的会议,我发言的主题是有关新能源发展理念下的能源转型和“十四五”电力发展的研究。

我今天介绍的包括三个部分,第一部分能源转型的思路和路径活动。中国现在是全球最大的能源生产国和能源消费国,2009年我们国家的能源生产和能源消费分别达到了将近40亿吨,49亿吨标准煤,那么中国现在也是世界上最大的一个碳排放国。我国能源结构以化石能源为主,资源约束趋紧,也面临油气能源安全风险高的问题。贯彻落实新发展理念与绿色可持续发展的方式,保障我国“十四五”和今后较长一段时期,经济社会发展的需求需要转变,发展思路,进一步加快能源变革转型。

能源变革转型的总体思路,我们提出了“三个转变、两个加快”,打造清洁低碳安全高效的现代能源体系,三个转变是指能源生产环节从一煤独大向清洁主导转变。在能源消费配置环消费环节,从化石能源为主向以电为中心转变,在能源配置环节,从就地平衡向大范围互联互通转变。两个加快是指加快技术创新和加快电力市场的建设。

下面从“三个转变、两个加快”的角度,分别对每一个转型的思路做一个简要的介绍。

首先是以清洁主导转变能源生产方式,主要是指转变煤电功能布局,加快清洁替代的过程。我国煤电装机规模大,投运时间短,加快以清洁为主导的能源生产方式,煤电需要控总量加存量,由主体电源转变为灵活调节电源,转变媒介的功能。西部北部清洁能源资源丰富,资源条件显著优于中东部地区,适宜集中式规模化开发,是保障我国能源公共的重要基础。大力开发西部北部清洁能源基地,以建设大基地融入大电网,建立大市场的思路,实施风光水火打捆外送,在东中部因地制宜发展分布式能源。

东中部的分布式能源资源总量有限,然后分布式电源是电力供应的重要补充。在能源消费环节,以电为中心,转变能源消费方式,电能的能源利用效率和经济效率相对高,在工业制造、居民生活、交通运输等领域,加快电能替代,电用油用气的用,可以大幅降低能源强度,提高用能效率。

同时加快发展清洁建制燃料产业,也就是在电能比较难以直接替代化石能源的领域进行电能替代。我们认为这也是能源转型的一个重要方向。电制燃料,包括电制氢、电制甲烷等等,通过这些途径为经济社会发展提供充足的燃料和原材料,减少油气进口,降低油气对外依存度,保障国家的整体能源安全。

我们做了一个测算,到2035年电制燃料产业实现规模发展,可以替代石油1亿吨,是天然气510亿立方米,到2050年实现替代石油3.8亿吨,替代天然气1500立方米。

第三个转变,在配置环节,以大电网互联转变能源配置方式,发挥电网的配置平台和市场载体的作用。

一是加快特高压骨干网架的建设,尽早形成西部为送端,东部为手段的互联电网,发挥市场的资源配置作用,同时推进与周边国家的互联互通,包括与蒙古、哈萨克斯坦、俄罗斯、缅甸等国家的互联工程,利用国际资源国内市场加强国际能源合作,两个转变的加快技术创新,按照自主创新示范先行,中国引领的思路,聚焦能源清洁化、电气化、智能化、集成化,搞事关能源转型发展全局的方向,推动能源开发转换配置使用等领域的技术和装备创新,促进产业化发展,抢占全球能源技术的制高点,比如柔性技术、储能技术、热泵技术等等。

二是加快市场建设,构建全国统一电力市场,依托互联大电网平台,加快推动构建全国统一电力市场重大措施跟壁垒,健全交易机制,理顺价格关系,推动能源清洁能源的开发,构建全国电碳市场,以电能和碳排放权相结合的变态产品为抓手,推动电力市场和碳市场的深度融合,协同发展。

能源转型总体路径。按照三步走的原则,我们提出了分阶段的发展目标,第一步在十四五期间完成增量替代,煤电踩刹车,清洁能源踩油门,煤电从主力电源向调节性电源转变,新增需求由风光储输满足,清洁装机和发电量比重持续提升,分别达到57%和45%。能源系统实现碳排放达峰。

第二步,在2025年和2035年完成存量替代,煤电加速退出,加快向调节性电源转变。清洁能源和电能分别成为生产侧和消费侧的第一大能源,清洁发电占比发电量占比达到69%,占一次能源消费比重48%,能源系统碳排放大幅降低。

第三步2035年到2050年实现全面转型,清洁能源实现对化石能源的全面替代,清洁能源占一次能源的比重达到74%,能源自给率提高到95%,单位GDP能耗比目前减减降低60%以上,趋近碳综合的发展目标。

第二部分简要介绍一下合作组织关于对中国电力“十四五”发展规划的一些研究分析。

在电力需求方面,综合考虑经济社会发展,产业结构调整、电能替代等因素。我们提出“十四五”的电力系数,按照高中低三个发展前景,提出了三个方案,并推荐中前景方案。推荐方案是2025年我国全社会用电量达到9.2万亿千瓦时,“十四五”的年均增速在4.4%,因为现在的“十四五”规划正在进行中,数据基本上大家的预测基本上在9万亿、9.2万亿,也有预测到9.8万亿。

我们提出来的中前景方案是9.2万亿千瓦时,那么我们对“十四五”期间全社会用电量的预测考虑主要有几个方面的原因因素。

一是从满足经济社会高质量发展的角度考虑,预计十四五期间我们国家的经济仍然将保持中高速的增长,年均增速大约在5.5%,这样我们的电力弹性系数在0.8左右。

二是加快能源转型电气化是电力需求增长的根本动力,预计到2025年我国电能占终端能源消费比重达到32%电能占常规电能替代量达到5000~6000 千瓦时。

5G基站、数据中心等作为数字心肌电规模化发展,直接用电需求将超过5120。从人均用电量看,随着人民生活水平的提高,预计到2025年我国人均用电量达到6000千瓦时,相当于2016年美国人均用电量的1/2,大致是日本德国的80%和90%的水平。从分产业用电结构看,第三产业和城乡居民用电量比重不断提高,二产比重仍然保持较高的水平。随着经济发展方式转变和产业结构优化调整,战略性新兴产业和现代服务业将成为用电增长的主要动力。

预计到2025年,第三产业和城乡居民用电比重分别上升到19.1%,19.8%,一产二产用电比重有所下降,占比大概分别为1.3%和59.8%。从电力需求的分布看,东中部地区仍将是我们国家电力需求的中心。2025年东中部地区用全社会用电量大约是9万亿千瓦时,“十四五”年均增速4.3%,低于全国的平均水平。东中部的用电量占比从2015年2020年的66.1%,65.2降至2025年的64.7%,西部北部地区考虑产业转移西部大开发等因素,2025年全社会用电量超过3万亿千瓦时,十四五年均增速4.7%,高于东中部地区。

从分区域的工作量预测来看,东中部地区在较长时间内仍然是我们国家的电力的主要的电力需求中心。电力供应方面,“十四五”期间清洁能源成为我国的主导能源,总装机预计到2025年我国电源装机总量达到29.5亿千瓦,清洁能源装机占比由2019年的41.9%提高到2025年的57.5%,煤电装机占比由2019年的51.8%下降到2025年的37.3%。2025年我国电源总发电量达到9.3万亿千瓦时,清洁能源发电量占比45%。

在“十四五”期间,煤电的装机水平是大家讨论的一个热点问题。在这里我们也对煤电的总量做了一些研究分析,从全球来说,煤电的竞争力在持续的走低,气候环境压力不断增大,退出进程在加快,煤电环保超低排放改造利用小时数的导致发电的边际成本上升,亏损面不断扩大。

目前,全球已经有30多个国家先后出台了退煤的政策,从我们国家来说,我们国家的煤电结构性风险比较突出,包括装机总量大,服役时间短,我国的机组平均服役煤电机组平均服役时间是11年,百万级千瓦机组平均服役时间是三年。然后随着煤电利用小时数下降,煤电的经营压力也在逐渐加大。

另外一个是碳排放总量高,煤电排放占能源相关碳排放的32%。过去10年我国年均新增装机占全球新增装机的80%以上,那么在过去的4年,我国净增的新增装机超过欧盟全部煤电总量,从这个角度说,我国的能源转型的难度其实是远远超过其他国家的。

从过去的历史看,煤电在我国能源电力供应中发挥了重要的保障作用,同时随着风光装机的增加,我国煤电装机的占比也是在逐年下降的。2020年我国煤电装机占比732019%年煤电装机占比52%,下降超过21个百分点,应该说我们国家信息发展步伐是在不断加快的。但从今后长远看,随着碳排放压力的增加和新能源机组搭建经济性的快速提升,继续投资新建煤电,将会带来资产损失和较大碳排放的国际压力。

“十四五”是我国能源转型发展的重要窗口期和机遇期,还需要下大决心加快煤电查封并逐步退出。我国“十四五”煤电发展需要根据不同地区的特性差异化进行安排,严控东中部煤电新增规模,开展煤电灵活性改造,煤电从集合性电源向调节性电源实现功能转变。

“十四五”期间,新增煤电布局主要在西部和北部东中部不再新建煤电,并退出老旧机组。2025年煤电的总装机规模控制在10亿千瓦,东中部煤电装机比重由2020年的56%下降到52%。2025年往后煤电的退出主要由风光水储的方式满足新增电力缺口的需求。

在研究中我们做了一个煤电11亿千瓦的方案,和一个高煤电装机方案的经济性的对比分析,主要分析两个方案的依次电源投资总额和考虑运行费用的年费用比较低。两个方面的差异主要是煤电装机总量不同,方案一是11亿的煤电装机方案,二是12.8亿千瓦的煤电装机,相应的方案一增加了风光的装机总量和4000万千瓦的储能。从第一次投资比较看,方案二也就是高煤电装机方案经济型相对较好,比方案一11.16万亿元。

从年费用比较看,煤电运行的燃料成本高,按照运行期25年考虑,方案二高煤电方案年费用比方案一高300亿美元300亿元每年。上面的分析没有考虑碳排放的成本,如果方案二考虑碳排放,每年将增加二氧化碳排放超过6.1亿吨,碳排放的成本增加180亿元,并且存在着更多的环境成本和社会成本。这是对十四五期间我们对煤电装机总量的一个分析判断。

关于风电,“十四五”规划投产风电2.9亿千瓦,2025年工业装机总量5.4亿千瓦,其中海上风电装机3000万千瓦,年均增长超过5000万千瓦。2025年西部北部地区风电装机占比59%。

关于太阳能发电发展,“十四五”规划投产太阳能发电3.2亿千瓦,2025年太阳能装机5.6亿千瓦,年均增加超过6000万千瓦。2025年分布式光伏占太阳能发电装机的占比超过1/3。我们这里提出的风电的装机规模和太阳能发电的装机规模相对都比较大,每年的投产总量远超十三五的发展规模,资源禀赋和电力需求逆向颁布,决定了十四五期间西电东送和北电南送的电力流规模格局是电力流的格局不会改变。

我国清洁能源资源超过70%集中在西部北部地区,电力消费超过60%,分布在东中部地区,能源资源与电力需求是逆向分布。那么从资源禀赋上,说明我们继续还需要维持这样一个西电东送和东送的格局。

从经济性上分析,西部北部新型能源基地送电至东中部地区,2025年预计落地电价是在0.26~0.32元每千瓦时左右。东中部分布式光伏海上风电的度电成本分别是0.35和0.65元每千瓦时。

从电价竞争力上来说,西电东送仍然具有较好的经济性和定价竞争优势,预计2025年跨区跨省电力流将由2019年的2.2亿千瓦增大到3.6亿千瓦,其中跨区电力有2.4亿千瓦,跨省电力流1.2亿千瓦。

“十四五”期间,特高压骨干网站发展主要包括三个方面,一是加快形成三华更加同步电网,主要的目的是提高通过加强区域互联,提高多直流落点的华东华中地区的安全性和体育严重事故的能力。

二是构建川渝特高压主网架,实现西四川西部大渡河上游雅砻江中游水电的开发外送,满足川渝地区快速增长的负荷需求。

三是统筹推进特高压直流通道的建设,规划十四五期间新建7个西北西南能源基地外送特高压的直流工程,输电总的输电容量是5600万千瓦,到2025年我国特高压直流工程将达到23轨,总的输电容量达到1.8亿千瓦。

跨国电网的互联发展重点是结合周边国家资源禀赋和发展实际,建立跨境电力互联的合作机制,纳入多边合作框架,开展面向东北亚、东南亚、南亚等重点地区的电力联网和项目可行性研究。

在电力技术方面,首先是清洁发电,这里简要介绍一下我们做的对光伏和风电的一些价格的预测,预计到2025年光伏平均度电成本降至0.3元每千瓦时,在资源条件好的地区可以降到0.21元每千瓦时,光热的平均重点成本可以在0.9元每千瓦时左右,然后资源条件好的路上风电可以达到0.25元每千瓦时,海上风电的平均度电成本大约是在0.7元每千瓦时,资源条件好的地方可以是到0.6元。在柔性直流输电方面,大容量低损耗和高经济性是未来柔性直流输电技术发展的重点。

储能方面预计锂离子电池储能系统的成本在1600亿到1800元每千瓦时,度电成本是0.45~0.5元每千瓦时,液流电池的储能成本可以降至3000元每千瓦时以下,固定成本是在0.7元。

第三部分关于对2035年和2050年中长期的一个发展展望,简要介绍一下我们对电力需求和中期规划的一个研究结果。

电力需求方面,2035年预计我们国家的全社会用电量将达到11.6万亿千瓦时,年均增速2.3%,人均用电量超过8000千瓦时,最大负荷接近20亿千瓦。那么到2050年预计全社会用电量达到14.1万亿千瓦时,2035~50年的年均增速1.3%,人均用电量超过1万千瓦时。东中部地区电力需求比重进一步降低,但仍然保持电力负荷中心的地位。2035年东中部的用电量比重降到63.350%年进一步下降到60.9%。

在电力供应方面,2035年我国电源总装机预计达到43.7亿千瓦,其中清洁能源发电装机是32.5亿千瓦,占比74.7%,主要是风光装机。2050年我国电源总装机将达到60.1亿千瓦,清洁装机占占比达到29.5%,新能源发电装机和发电量将占据主导地位。2050年风电装机19.7亿千瓦,风电太阳能发电装机23.6亿千瓦,合计占比是72%,也就是说百分之接近90%的清洁装机里头占大头的是风机和光伏。

从发电量上来看,风电的发电量是4.4万千瓦时,太阳能的发电量是4.7万亿千瓦时,合计占比63%,也就是在远期的时候,其实它的装机总量和发电量占比都已经是大幅提高了,也就是说那个时候的调峰电源煤电的调峰电源一个是总量也小了,另外一个它的利用小时数其实也是在下降的。

我们也对2035年—2050年的电力流规模进行了分析。从分析结果看,西电东送的规模仍然是加大的,2035年跨区跨省的电力流达到5.1000瓦,50年是7.4亿千瓦,实际上这还是因为在清洁发展转型之后,原来的西电东送更多的是输送的煤电,那么现在实际上是风和光资源条件好的,还是主要分布在西电和西部和北部,也就是说我们国家西电东送的整个的格局和规模仍然是保持的。

以上就是我们合作组织对我国能源转型和“十四五”规划的一些研究观点和主要分析结论,感谢大家的关注,谢谢大家。

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