电力决策与舆情参考:我国中长期能源电力转型发展展望与挑战分析

发布时间:2018-03-14

我国中长期能源电力转型发展展望与挑战分析

国网能源研究院 张宁,邢璐,鲁刚

《电力决策与舆情参考》2018年3月2日第7期

  一、引言

  党的十九大提出了建设清洁低碳、安全高效的能源体系目标,中国能源发展战略方向已然明朗,能源革命正在加速推进。能源中长期发展战略路径选择和前瞻性政策部署尤为重要,关系到能源体系建设目标的实现。在构建绿色低碳全球能源治理格局、推动中国经济转向高质量发展阶段、积极落实碳减排承诺和建设美丽中国的大背景下,面对能源发展新动向、技术新进步、消费新模式、产业新业态等不确定因素,如何研判电力在构建清洁低碳、安全高效能源体系中的地位和作用,如何研判我国未来电气化分阶段演进趋势,需要以新格局、新方法来论证回答。采取定性与定量相结合的方式,深入分析和展望电力及能源系统前景,对于能源行业践行创新、协调、绿色、开放、共享新发展理念,支撑全面建设社会主义现代化国家具有重要意义。

  国网能源研究院基于能源和电力领域的长期研究,借助自主开发的全球能源研究统一平台,以新时代能源革命的战略思想为引领,立足于能源中长期发展方向、发展方式、发展动力、战略步骤深刻调整的新格局,采用源-网-荷-储协调等新理论和现代分析决策新技术,研判了中国能源和电力到2050年的转型发展趋势,以期为中国能源电力发展的中长期路径选择提供参考。研究设置了各类转型措施实施力度相对平衡的常规转型情景和电气化水平更快提升的电气化加速情景,在两个情景下分别进行能源电力发展展望。

  二、我国能源转型发展展望

  基于模型运行结果分析,对中国中长期能源发展形成八大判断。

  一是能源需求增速放缓,总量将较快进入平台期。中国终端能源需求即将进入增长饱和阶段,2035-2040年前后达到峰值后缓慢下降。一次能源需求2020-2025年进入增长饱和阶段,约在2030年后进入平台期,总量稳定在56-58亿吨标准煤,其中化石能源需求在2025年前后达到峰值41-43亿吨标准煤。如果按照电热当量法计算可再生能源发电量,则一次能源需求将在2030-2035年达到峰值,峰值降至47-50亿吨标准煤。

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图1 一次能源需求

  二是能源利用效率持续提升,人均用能水平维持低位。在经济结构调整、用能技术进步和终端能源消费结构改善等因素共同作用下,能源利用效率持续提高。随着节能技术的逐步推广应用,我国基于用能技术的节能潜力释放趋缓,基于用能结构升级的节能潜力贡献持续提升。2030年和2050年单位GDP能耗分别降至2015年水平的50%-53%和24%-27%左右。人均能源需求缓慢增长,2040年以后基本稳定在4.0-4.2吨标准煤。

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图2 终端能源利用效率

  三是能源需求增长动力转换,用能部门结构朝着均衡方向变化。工业用能需求在2025年前达到峰值后稳步下降,交通和建筑部门用能持续增长,能源需求增长动力从工业部门转移到建筑和交通部门,工业、建筑、交通部门的终端用能占比从目前的6-2-1格局演变成4-3-3格局。钢铁、建材、化工、有色金属等高耗能行业占工业用能比重由65%逐步降至2050年的47%左右。

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图3 终端能源利用部门结构

  四是能源结构加速优化升级,清洁化水平显著提升。煤炭终端需求逐步被替代,2030年在终端能源消费中占比将降至20%左右,2050年降至10%以下。天然气消费快速增长,油品增长相对缓慢,2050年油气占终端能源消费的比重提升至40%上下。电能在终端能源消费结构中的比重持续上升,在2030年前超过煤炭成为最主要的终端用能品种。一次能源结构持续朝着清洁低碳方向调整,非化石能源在2035-2040年前后成为第一大能源品种,2050年占一次能源需求总量的比重达到46%-58%。

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图4 终端能源消费结构

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图5 电气化加速情景下一次能源需求结构变化

  五是煤炭需求已进入下降通道,清洁高效利用势在必行。煤炭需求已进入下降通道,峰值出现在2013年,峰值消费量28亿吨标准煤。常规转型情景下,煤炭需求在经历峰值平台期后较快下降,2030年降至24.4亿吨标准煤,2050年降至10.0亿吨标准煤。电气化加速情景下,煤炭需求下降速度更快,2030年需求降至22.6亿吨标准煤,2050年降至7.2亿吨标准煤。随着煤炭清洁高效利用步伐加快,终端散煤利用逐步转为发电供热集中利用,终端煤炭需求和污染物排放将大幅下降。

  六是油气需求增长平稳,能源安全整体可控。石油需求在2030-2035年达峰,峰值为6.7亿-7.0亿吨,2040年以后出现较明显下降,2050年需求降至5.5-6.6亿吨。石油对外依存度在2035年前后达峰,峰值约70%。天然气需求持续增长,常规转型情景下,2050年需求增至8900亿立方米;电气化加速情景下,天然气需求在2040年左右达峰,峰值约7000亿立方米,2050年需求降至6500亿立方米左右。天然气对外依存度在2040-2045年前后达峰,峰值约50%-60%。从一次能源自给率来看,能源自给能力整体保持在80%上下,电气化加速情景下的能源安全水平明显提高。

  七是电气化水平持续提升,电能成为能源供应和消费主体。电能在终端能源消费结构中占比持续提升,2030年提高至30%左右,2050年增至35%-46%。建筑部门是电气化水平和提升潜力最高的部门,电气化水平从2015年的29%提高到2015年的46%-66%。工业部门电气化水平从2015年的23%提高到2050年的42%-49%。随着终端电气化水平的提高,发电能源占一次能源的比重也持续上升,常规转型情景下在2035年超过50%,电气化加速情景下在2025年即超过50%,并在2050年达到69%左右。

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图6 各部门电气化水平

  八是能源燃烧碳排放提前达峰,碳强度下降目标超额实现。能源燃烧二氧化碳排放即将进入平台期,2020-2025年达到峰值,峰值水平约为101-105亿吨,应对气候变化进入新阶段。2020年、2030年碳排放强度比2005年下降50%以上、70%以上,均可超额实现自主减排目标。2050年碳排放强度将比2005年下降90%以上,使我国在GDP总量增长超过10倍的情况下,二氧化碳排放总量与2005年水平大致相当甚至更低。我国从碳排放快速增长阶段进入稳定增长阶段,为碳排放总量控制和排放权交易等应对气候变化措施提供了更加成熟的客观条件。

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图7 能源燃烧二氧化碳排放

  三、我国电力转型发展展望

  基于模型运行结果,对中国中长期电力发展形成九大判断。

  一是电力需求仍有较大增长空间。电力需求总量持续增长,增速逐步放缓,2035年左右进入增长饱和阶段,饱和时点相比于能源需求延后10-15年,2050年电力需求将在当前水平基础上翻番,达到12.3-14.4万亿千瓦时,人均电力消费达到8800-10300千瓦时。工业部门用电占比逐步下降,2050年仍是最主要的电力消费部门;建筑部门用电占比快速提高;交通部门由于用电量基数太小,尽管电量增长明显,但在全部用电量中占比仍然较低。

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图8 电力需求

  二是电源装机容量保持持续增长。2050年之前电源装机将保持快速、持续增长,常规转型情景与电气化加速情景下,2030年装机容量分别达到28.7亿千瓦、36.3亿千瓦左右,2050年装机容量分别达到44.3亿千瓦、57.5亿千瓦左右。增量部分以清洁能源为主,电源结构逐步优化。两情景下,2030年清洁电源装机容量分别达到15.4亿千瓦、21.7亿千瓦左右,2050年分别达到35.1亿千瓦、46.9亿千瓦左右。

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图9 常规转型情景下各类电源装机容量

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图10 电气化加速情景下各类电源装机容量

  三是电源发展呈现“风光领跑、多源协调”态势。陆上风电、光伏发电将是发展速度最快的电源,2030年、2050年两者总装机容量占比有望超过30%、50%。气电受成本因素制约,增长空间有限,2030年、2050年的优化装机容量将分别达到1.8亿千瓦、3.7亿千瓦左右。核电发展受到站址与建设速度等因素影响,预计2030年、2050年的装机容量将分别达到1.2亿千瓦、2.2亿千瓦左右。水电可开发潜力已相对有限,预计2030年、2050年装机容量将分别达到4.6亿千瓦、5.4亿千瓦左右。煤电将逐步转变为具有深度调节能力的容量支撑电源,2030年、2050年装机容量预计将达12亿千瓦、7亿千瓦左右。除风电、光伏发电外各类电源虽然装机容量增长有限,但都将在电力系统中发挥重要作用,在波动性电源大规模发展的情况下保障电力系统的电力电量平衡与调峰灵活性,各类电源呈现协调发展态势。

  四是电源布局继续向资源富集地区倾斜。近期受消纳形势与补贴政策等多重因素影响,电源布局当以东中部负荷中心与西部北部资源富集区并重。但长期来看,电源装机向资源条件更好的西部、北部倾斜是全国一盘棋下更为科学的能源转型方案。其中,煤电装机布局将以华北、西北地区为主,华东等受端地区由于煤电机组密度大、环境减排形势严峻,煤电退出趋势明显;气电装机近中期以东中部为主,政策支持的热电联产与园区分布式三联供机组具备发展潜力,远期气价更具竞争力的西北地区增长潜力更大;风电布局仍将以“三北”地区为主,近期东中部分散式风电迎来发展机遇期,但随着弃风问题缓解,在优质资源区开发风电是更具经济性的优化方案;光伏发电宜集中式与分布式并重,东中部分布式光伏近中期具备较大增长空间,但受限于可用屋顶面积与光照资源条件,分布式光伏难以满足负荷中心的用电需求,更无法作为我国大力发展清洁能源的主体部分,在优质资源区集中式开发仍将贡献重要份额。

  五是电网大范围配置清洁能源能力增强。全国互联电网将在新一代电力系统中发挥更加重要的作用。一方面,我国能源资源与负荷需求逆向分布的国情决定了全国范围优化配置资源的客观需求。另一方面,高比例新能源电力系统对灵活性提出更高要求,跨区互联电网通过采用更加灵活优化的运行方式,在全国范围内实现电力供需动态平衡,将有力促进高比例新能源消纳利用。电力系统整体规划结果表明,2030年、2050年我国跨区输电通道优化容量分别达到3亿、5亿千瓦左右,“西电东送”规模呈逐步扩大趋势,并且将以输送清洁能源为主。电网作为大范围、高效率配置能源资源的基础平台,重要性将愈加凸显。

  六是需求侧资源与储能将成为未来电力系统中的重要资源。能效电厂有助于挖掘需求侧节能潜力,是推进能源消费革命的重要抓手,预计2050年规模将达4.5亿千瓦左右。需求响应作为一种高效的灵活性资源,对未来高比例新能源电力系统的优化运行至关重要,在常规转型情景与电气化加速情景下,2050年分别达到2.1亿千瓦、3.7亿千瓦左右。当前对需求响应的认识多局限于削峰填谷、缓解峰荷时段电力供需紧张形势,未来其价值将更多体现在促进新能源消纳与系统优化运行。储能同样是未来电力系统不可或缺的组成部分,将作为新一代电力系统中重要的灵活性资源,为系统电力平衡、调峰调频、新能源消纳等做出重要贡献。随着储能成本逐步下降,我国储能装机容量将持续增长,特别是在2030年之后储能将进入快速发展期,2050年将达3亿千瓦以上。

  七是电力系统实现源-网-荷-储协调运行。新一代电力系统中,各类电源、电网、需求侧资源与储能将存在更多协调互动,以灵活高效的方式共同推动电力系统优化运行,有力促进新能源消纳。随着新能源渗透率不断提高,气电、水电、光热等灵活性电源将发挥重要调峰作用,煤电也将更多承担调峰任务,仅部分高参数大容量煤电机组继续承担基荷。跨区输电线路的运行方式将更加灵活,有效支撑清洁能源在更大范围实现充分消纳。需求响应与储能等新兴灵活性资源的运行方式随风光电出力优化调整,支撑系统优化运行。

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图11 电气化加速情景下2050年西北地区冬季典型周各类电源出力优化结果

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图12 电气化加速情景下2050年西北地区冬季典型周跨区输电优化结果

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图13 电气化加速情景下2050年西北地区冬季典型周需求响应与储能出力优化结果

  八是电力系统成本将呈现先升后降趋势。当前至2030年,电力需求保持较快增长,且新能源发电等新技术仍处于发展期,电力系统总成本持续上升。2030-2050年,电力需求增长逐渐趋于饱和,新能源发电等技术日益成熟,系统成本进入下降期,此阶段能源发展的低碳性目标与经济性目标逐渐重合。相比于电力系统总成本,度电平均成本的达峰时间更早,预计2050年度电成本约为当前水平的一半左右。

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图14 度电平均成本对比示意

  九是电力行业碳排放强度将大幅降低。随着清洁能源发电量占比逐渐提升,电力行业碳排放总量在2025年前后出现峰值,峰值水平约为42亿吨。2050年排放量降至14亿吨,占全国碳排放的比重降至30%以下。单位电量碳排放强度方面,常规转型情景与电气化加速情景下2030年分别降至400克/千瓦时、363克/千瓦时左右,2050年分别降至114克/千瓦时、96克/千瓦时左右,低于当前水平的五分之一。

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图15 度电二氧化碳排放量

  四、我国能源电力转型面临的关键挑战

  1.多元利益格局下的体制束缚问题能否得到顺利解决。不同省份间、源网荷储不同环节间、不同能源系统间的体制机制障碍如果长期无法得到破除,将阻碍我国能源转型路径的实现。

  2.市场在能源资源配置中如何发挥决定性作用。各类资源高效参与系统运行、清洁能源跨省跨区灵活配置等,要求电力市场建设在辅助服务、跨省跨区交易规则等方面实现突破并进入成熟阶段。

  3.电力系统源-网-荷-储协调运行能否充分实现。这将决定电力发展展望中涉及的各类要素在未来运行时能否高效发挥预期作用,以及电力系统能否成功应对高比例新能源间歇性特征所带来的挑战。

  4.持续推进节能、电能替代的政策支持力度能否保持。这需要从制造业转型升级、科学规划城乡建设和交通布局等源头,合理控制工业、建筑和交通等行业化石能源消费,鼓励终端电能消费水平提高。

  5.电力系统关键技术能否获得突破并实现商业化运行。建成清洁低碳、安全高效的能源体系,尤其是建设高比例新能源电力系统,需要充分研究新一代电力系统的机理特性与运行控制关键技术。

  6.煤电合理作用能否充分发挥。鉴于我国国情,煤电的调峰、备用等价值对我国能源结构优化有重要意义,在推进煤电灵活性改造的同时,亟需建立合理的市场机制促进我国煤电完成角色转变。

  7.新能源、储能等成本能否实现下降预期。具有全寿命周期内的经济竞争力是新能源、储能设备实现大规模发展应用的必要条件,相关技术进步、产业政策引导支持尤显重要,需把握好政策扶持与市场倒逼的关系。

  8.大电网能否具备有力支撑能源转型的能力。随着新能源渗透率不断提高,仍有必要大规模建设发展跨区互联电网,增强大电网安全稳定运行能力,国家需要从长计议,及时制定相关支持政策。

  9.碳排放成本能否充分发挥转型倒逼作用。碳排放成本对非化石能源占比有较大影响,如果采用市场机制实现环境外部成本内部化,则需要加强碳市场建设,依靠碳减排政策促进能源结构优化。

  10.如何实现新能源与电力系统高效融合发展。在未来高比例新能源接入背景下,需要正确把握新能源发电边际成本与系统成本的关系,综合考虑新能源最大化消纳利用与电力系统整体效率效益和安全稳定水平,促成两者有机统一。

  五、政策建议

  1.贯彻新发展理念,在能源领域强化绿色发展,将电气化水平列入衡量社会主义现代化的重要指标,努力推动电气化发展战略上升为国家战略。

  2.以深化能源领域供给侧结构性改革为主线,坚持规划先行,切实保障能源发展和电力发展规划的权威性,加大对各专业、各地区规划之间的协调力度,发挥好电力系统在能源转型中的核心作用,发挥好电网在电力系统中的枢纽平台作用。

  3.坚持全面深化能源领域改革,逐步破除影响能源由高速发展向高质量发展的体制机制弊端,尽快建立完善辅助服务市场、新能源消纳全国统一市场、碳交易市场等机制,有效激发各类市场主体活力,全面发挥市场在资源配置中的决定性作用。

  4.以创新作为引领能源行业转型发展的第一动力,布局新一代电力系统等国家重大技术研发计划,建立以能源企业为主体、市场为导向、产学研深度融合的绿色技术创新体系,持续加大科技成果转化应用力度。

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