中国电力报：关于能源电力发展重大问题的看法

关于能源电力发展重大问题的看法

国网能源研究院有限公司董事长（院长）、党委书记 张运洲

《中国电力报》2019年7月16日 第2版

　　当前，国家正在组织开展能源电力“十四五”规划前期研究工作，有许多事关长远的重大问题需要深入研究和探讨。

　　第一，能源电力增长与经济增长的关系

　　当前我国经济进入高质量发展阶段，消费对经济的拉动起主导作用，这得益于中等收入群体的不断扩大。按国家统计局标准，目前我国中等收入人口为4亿人，有报告判断，到2035年可达到8亿人。随着经济结构调整、技术进步以及能效的提升，预计一次能源消费“十四五”期间平稳增长，增速在2%左右。

　　电力消费增速明显高于一次能源，主要是由于清洁能源仍处于快速发展时期，80%以上清洁能源转化为电能加以利用，电气化水平将持续较快上升。

　　第二，中美经贸摩擦对我国电力需求影响

　　影响今年电力需求增长的最大变量就是中美经贸摩擦。中美经贸摩擦本质上不是所谓的解决贸易逆差问题，而是美国对中国崛起的战略遏制，美国要通过各种手段来抑制我国高新技术产业发展，削弱中国制造业立国的根基，防止我国产业向“中高端”迈进。美国已对中国输美2500亿美元商品征收25%的关税，后期是否会对剩余商品加征关税还不完全确定。短期来看，中美经贸摩擦虽然将增加我国经济的下行压力，影响我国电力需求增速，但权威判断对我国经济的影响总体可控。

　　由于中美经贸摩擦具有长期性，中美双方的磋商也会一直持续，未来将在什么时候什么范围调整关税具有较大的不确定性，这将给量化中美经贸摩擦的影响以及准确预测电力需求走势带来很大困难。从历史经验来看，电力消费增速的波动幅度往往要大于经济增速的波动幅度，因此可以判断今后几年中美经贸摩擦对用电量增长的影响要大于对经济增长的影响。

　　第三，“十四五”电力供需形势判断

　　我国“十四五”期间电力平衡情况是当前业界十分关切、也具有一定争议的问题。经国网能源院初步测算，预计“十四五”期间全社会用电量增长率为4～5%，电力弹性系数小于1，电力负荷峰谷差持续加大，冬季采暖范围扩大导致冬季用电峰值上升较快，夏季及冬季日负荷双峰特征更加明显。

　　一方面，受第二产业用电比重稳步下降、第三产业和居民用电占比逐年提高影响，国家电网经营区域最大负荷增速将高于用电量，预测2025年达到13亿千瓦，年均增速5.5%左右，高于用电量增速约1个百分点。最大日峰谷差率预计将增至35%，最大日峰谷差达到4亿千瓦，电力系统调峰压力进一步增大。

　　另一方面，东中部地区夏季冬季日负荷更多地呈现双峰特征，增加了电力平衡的难度。尤其在某些电网晚高峰期间光伏出力几乎为零，电力晚高峰平衡问题需要高度重视并加以解决。

　　综合考虑环保及碳减排约束对煤电发展的影响、新能源大规模发展、水电和核电建设周期较长等因素，“十四五”期间我国东中部区域电力平衡面临较大压力。据国网能源院初步测算，如果仅考虑已明确的“十四五”期间投产电源和跨区输电通道，2025年国网公司经营区东中部地区高峰时段电力供应能力明显不足，其中，华北受端、华东、华中等地区的电力缺口将分别达到2400万、3400万和2800万千瓦。需要多措并举，包括增加高保证出力电源、跨区调剂以及加大需求侧响应力度等手段，以满足电力供应。

　　第四，新形势下高比例新能源消纳

　　近年来，在政府、发电企业、电网企业、用户共同努力下，我国新能源消纳取得显著的成就，弃电量、弃电率呈逐年下降趋势，国网公司今年也提出力争将新能源弃电率控制在5%以内。考虑国家能源转型要求、发电成本下降等因素，“十四五”期间新能源增长动力依然强劲。

　　规模上，结合我国要实现2030、2050年的减排目标，预计国网公司经营区“十四五”期间新增新能源规模至少约2.3亿千瓦，2025年总规模达到至少6.5亿千瓦（全国为7.5亿千瓦，太阳能发电的装机增长快于风电）。

　　布局上，应坚持新能源集中式与分布式开发并举，进一步向东中部地区倾斜。统筹开发陆地集中式风电场与光伏电站、海上风电、分散式风电以及分布式光伏，新能源新增装机占国网公司经营区全部新增规模由54%增至61%，并需要继续调控西部北部地区新增规模。通过优化新能源布局，充分利用东中部地区的消纳市场空间，更有助于实现5%弃电率控制目标，还可以提高全国新能源装机规模约1000万千瓦，降低约500万千瓦灵活调节电源的需求。

　　消纳指标上，建议考虑适度放宽弃电率指标，树立新能源消纳的“利用率”理念，即采用以全社会电力供应总成本最低为原则的新能源消纳指标。同时，需要科学界定新能源弃电的统计方式和标准，例如，对于山东等东中部省区，新能源弃电主要发生在春节等节假日期间，建议不计入弃电统计。这样既具有更好的系统整体经济性，也有利于支撑更大的新能源开发规模，提高新能源发电量占比。

　　消纳市场机制上，目前仍然存在市场机制不健全、不完备的问题。例如，可再生能源保障性收购与市场化交易如何衔接？新能源如何参与现货市场试点，如何设计火电参与市场交易电量比例促进新能源消纳？如何进一步完善辅助服务市场，充分调动火电机组参与调峰积极性？此外，还应及时研究解决政府主管部门前不久发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》在实施中可能面临的问题，加快消除跨区跨省市场壁垒现象。这些问题都需要深入研究。

　　第五，跨区电力输送规模及能力

　　从送电规模来看，我国西电东送、北电南送规模在“十四五”期间将进一步扩大，陆续投产陕北—武汉、白鹤滩—江苏等多条重要跨区输电通道，合计新增跨区输电容量5000万千瓦左右，将显著缓解华北、华东、华中等受端地区电力供应紧张的压力。

　　从通道能力建设来看，当前，受多重因素影响，部分跨区输电通道尚未达到设计输电能力，国网公司正通过加强送受端电网建设、推动落实配套电源、组织跨区市场交易等举措，全力提升跨区输电能力，预计今年将合计提升1400万千瓦左右。展望“十四五”，新增的跨区输电通道应充分利用技术和市场的力量，提升受端交流网架的汇集与疏散能力，优化送端新能源和其他电源的匹配比例，完善网架结构、打破省间壁垒，进一步提升跨区输电通道利用水平。

　　第六，煤电峰值和调节作用

　　在全球削减煤炭消费的大形势下，我国将面临更大的控煤压力，联合国也曾强调，各国领导人都需要停止补贴化石能源产业，在2020年后停止任何燃煤电厂的建设。这就需要统筹协调好煤电的新增、退役及延寿，气电建设，以及大力推动负荷高峰期的需求侧响应等方面措施。据测算，煤电装机峰值约12.3～13.5亿千瓦，达峰时间在2030年前后，影响煤电峰值的主要因素包括电力需求增长、水电和核电开发进度、跨区通道建设节奏等。

　　相对于电量平衡而言，未来电力平衡是关键问题，电力平衡和对其他电源的调节补偿需求决定了煤电在电力系统中仍将继续发挥“压舱石”和“稳定器”等重要作用，2030年前后要在系统中维持12亿千瓦以上的煤电装机，不宜过早、过快大规模淘汰煤电，重点核心供电区域还应布局一批保障安全供应的应急备用燃煤机组。在控制用煤总量情况下，可考虑适当放宽东中部地区煤电建设规模，进一步发挥其高保证出力的调节作用，逐步降低煤电机组利用小时数，为清洁能源发展腾出更多的电量空间，更经济解决“十四五”电力平衡问题。同时还要抓紧研究对高效率低排放煤电机组的延迟退役安排。

　　第七，我国大电网安全

　　大电网安全是国家安全、能源安全的重要组成部分。我国能源供应安全未来面临的最大挑战是石油、天然气对外依存度持续升高。降低对外依存度，一方面要实施进口的多元化和通道多方向举措；另一方面要加快提升电气化水平，因为电力供应基本立足于国内，自给率很高。

　　当前，我国包括特高压交直流在内的主网架发展依然处在过渡期，电网结构还不完善，随着渝鄂背靠背直流、华北和华中特高压交流环网等重点工程建设投产，主网结构将发生较大变化，系统安全稳定问题将呈现新特点。另外，新能源大规模高比例接入、网络安全等新的风险因素与自然灾害、外力破坏等传统风险因素交织叠加，给电网安全运行带来巨大的压力和挑战。需深化交直流混联大电网运行机理和故障特性分析，扎实做好基础理论研究，完善稳定控制策略，全力保障电网安全稳定运行。有效推进分区系统保护建设，持续完善“三道防线”，确保不发生大面积停电事故。

　　第八，能源电力行业数字化与智能化转型

　　当前，数字化、智能化技术的广泛应用正在对经济社会产生深刻影响，各行各业都在推进数字化与智能化转型，能源革命与数字革命深度融合是大势所趋。在此背景下，国网公司提出“三型两网、世界一流”战略目标，以建设坚强智能电网与泛在电力物联网为基础，实现融合发展，为挖掘电网设备和各类资源潜力，提升运行效率和服务水平，培育新业态、新模式，引领推动行业生态进化，提供了重要机遇和动力。数字化与智能化转型将成为电力企业高质量发展的必由之路。