《“十三五”电力煤控中期评估与后期展望》报告发布

 
《“十三五”电力煤控中期评估与后期展望》报告发布  
 

5月16日，中国煤炭消费总量控制方案和政策研究项目在京举行中国电力发展形势分析研讨会。会上发布了《“十三五”电力煤控中期评估与后期展望》。

从“十三五”开始，我国能源结构转型进入关键阶段，打赢蓝天保卫战、进一步强化煤炭消费总量控制在能源结构转型中的重要性更加凸显。作为现代能源系统的核心，电力行业一直是煤炭消耗的最主要部门，同时也是温室气体、污染物排放的大户。在新形势下，以保证电力供应安全为基础，继续深化供给侧改革，强化需求侧管理，加速提高可再生能源发电比例是实现电力部门煤炭消费控制目标的关键。同时，我国仍处在转变发展方式、优化经济结构、转换增长动力的关键时期，加之国际经济发展走弱，存在很多不稳定不确定因素，“十三五”后期电力煤控工作面临着诸多挑战。

《“十三五”电力煤控中期评估与后期展望》报告分析了2018年全社会用电量增速超预期的原因，并对“十三五”后期用电需求进行了预测，预计2020年全社会用电量将达到7.54万亿千瓦时左右。报告从供应能力、电源结构、节能减排、可再生能源消纳等方面对我国“十三五”电力规划进展情况进行了评估，分析了电力煤耗的增长趋势。报告估算了可再生能源替代、火电效率提高、降低弃风弃光、需求侧能效等手段对电力煤控的贡献。结合对其他电源装机及利用率的预测，预计2020年发电煤炭消耗量将为13.2亿吨标煤左右并达到峰值。报告最后针对“十三五”后期煤控形势提出了一系列政策建议。

报告在分析2018年全国全社会用电量增长8.5%时指出，新旧动能转换拉动全社会用电量增长4.4%，电能替代拉动全社会用电量增长2.4%，温度异常和污染治理分别拉动全社会用电量增长1.2%和0.5%。报告认为，电力如此高速增长不具有可持续性。2019年第一季度全社会用电量增速同比仅增长5.5%，增速比去年同期回落4.3%，已经印证了这一点。2019-2020年的电力增速则主要取决于旧动能和新动能的转换，即高耗能行业退坡速度和现代服务业的增长速度。报告认为2020年全社会用电量将从2018年的6.84万亿千瓦时增加到7.54万亿千瓦时，“十三五”期间年均用电增速5.8%。

报告同时对“十三五“电力规划作了中期评估。电力“十三五”规划提出2020全国发电装机容量20 亿千瓦，年均增长5.5%。截至2018年底，全国全口径发电装机容量19亿千瓦，“十三五”前三年发电装机年均增长7.6%。报告指出，根据近年来电源发展趋势特别是可再生能源的投产规模，若“十三五”后期继续保持7.6%的年均装机增速，则2020年全国发电装机容量将达到22.2亿千瓦，远高于规划目标。其中，煤电、常规水电(含抽水蓄能)装机容量与规划目标保持一致；气电由于价格和气源供应等问题、核电由于工期延误，预期装机量将低于规划目标。截止到2018年底，水电装机3.5亿千瓦（含抽水蓄能），完成规划目标92.1%；火电装机11.4亿千瓦（含煤电10.1亿千瓦，完成规划目标91.8%、气电8330万千瓦，完成规划目标75.7%）；核电装机4466万千瓦，完成规划目标77.1%；并网风电装机1.8亿千瓦，完成规划目标85.7%；并网太阳能发电装机1.7亿千瓦，超出规划目标54.6%。根据评估结果，报告建议对“十三五”规划目标进行适当调整，将太阳能、风电规划装机容量提升至2.7亿千瓦和2.3亿千瓦，气电、核电规划装机容量降至1亿千瓦和5500万千瓦，其他电源规划装机不变。此外，2018年非化石能源发电量占总发电量比重已达29.6%，若十三五后期“三弃”问题进一步改善，则2020年非化石能源发电量比重有望提升至32%-34%，超出“十三五”规划31%的目标。

在煤电方面，报告指出，2017年现役煤电机组平均供电煤耗已降至309克标煤/千瓦时，提前完成了“十三五”规划310克标煤/千瓦时的目标。但报告同时认为，由于超低和清洁高效改造已基本完成，考虑到现役装机的巨大基数，后两年新投产高效率机组带来的效率提升空间相对有限。报告估算2020年电力行业煤炭消费量将从2018年的12.6亿吨标煤增长到（电力需求7.5万亿千瓦时）13.2亿吨标煤， 这一数字高于“十三五”规划（电力需求7.2万亿千瓦时）下的12.3亿吨标煤和电力规划设计总院规划情景（电力需求7.4万亿千瓦时）下的12.9亿吨标煤。报告指出，新旧动能转换、经济的高质量发展和清洁能源的快速发展有利于我国“十三五”后期的电力煤控工作。即便在高增长情景下的7.5万亿千瓦时，电力行业煤耗也将于2020年达峰（13.2亿吨），之后将处于平台期，并随着煤电定位调整和发电效率小幅提高而呈缓慢下降趋势。对于电力行业的煤控工作，报告认为未来需要做到如下几点：（1）持续推进煤电供给侧改革，实现煤电高质量发展（2）提升能效水平，加强需求侧管理；（3）持续深化电力体制改革，加速推进电力市场化建设；（4）促进可再生能源消纳，推动可再生能源平价上网，加速提高可再生能源发电份额。

来自中国电力企业联合会、国家发改委能源研究所、国网能源研究院、国家电力投资集团等单位的多位专家还就中国未来电力行业的发展问题展开了热烈的讨论。与会专家认为，2019年全国用电很难继续保持2018年的高速增长形势，未来用电需求增长会进一步降低；新能源电力供应侧的平价上网很快就会来临，3-5年将会形成对煤电的大规模替代，煤电的竞争力会进一步的降低；电力体制改革不仅对煤电的退出起到重要的推动作用，而且能够优化煤电的结构，提高高效煤电对低效煤电的替代，推动区域电力调配和电力调度的绿色低碳优化；推广需求侧管理和综合能源服务对电力的优化利用起到重要的作用，降低对煤电的消费需求；煤电去产能需要保持政策定力，需要将“自上而下”的宏观手段和“自下而上”的微观手段结合起来，多措并举来优化煤电产能。

自然资源保护协会（NRDC）高级顾问杨富强指出，限制煤电发展已经成为国际共识。目前已经有包括世界银行、亚投行和渣打银行在内的超过100家国际金融机构限制煤炭融资。同时，英国、德国、加拿大等几十个国家和地区宣布淘汰或退出燃煤发电。即便是在已宣布退出《巴黎协定》的美国，2018年也共计退出煤炭装机1450万千瓦左右，煤电在总发电量中的占比也已下降到27%。在此国际大环境下，我国应该积极引导落后煤电的有序退出，严格控制煤电新增规模， 争取把煤电装机总量控制在11亿千瓦时以内，煤电行业煤耗在2020年达到峰值13.2亿吨标煤，最大程度地避免高额资产搁浅风险。在面对空气污染、节约资源和应对气候变化等诸多严峻挑战的情况下，控制煤电装机增长、逐步加快煤电的退出是推动我国朝安全、高效、绿色、低碳电力发展的必由之路。

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