1、中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究1中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究3中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究4報告作者簡介袁家海 教授2006 年 6 月獲管理學博士學位，現任教于華北電力大學經濟與管理學院；2011- 2012 年在密歇根大學（安娜堡）任訪問學者。長期從事電力經濟、政策與規劃問題研究，在能源領域國際權威期刊發表學術論文 80 余篇，出版中文專著 4 部，英文專著 1 部，在電力規劃理論與方法、低碳電力轉型與政策、可再生能源經濟性評價與發展政策等研究領域多有建樹。2013 年以來，對

2、國內的煤電政策及電力市場進行了深入的研究。報告評審專家簡介胡兆光國家電網能源研究院原副院長、首席能源專家，華北電力大學、北京交通大學兼職教授、博士生導師，國家自然科學基金會評審專家，享受政府特殊貢獻津貼。徐 震山東省科學技術協會常務委員、山東省電力科學技術協會執行主席、山東省電力企業協會副會長，山東省電力市場管理委員會成員，兼中國能源研究會理事、中國機械工業聯合會能源互聯網設備與技術分會副理事長、山東省社會組織總會副會長、山東省新能源產業協會副理事長。中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究5隨著經濟的發展，負荷率會不斷下降，即峰谷差還不斷擴大。這將為電網調峰帶來一定的壓力與挑戰。為了電網的安

3、全穩定運行，需要一定的調峰電源，如水電、抽水蓄能電站、燃氣電站等。由于我國這些資源相對不足，在北方地區也采用煤電調峰，這是不得已。如何應對這種挑戰？該報告從國家、電網、電廠、用戶等多個視角，科學地研究了我國峰谷差不斷加大如何調峰的問題，結論認為：新建大型煤電機組來滿足尖峰負荷供應是非常不經濟的，而需求響應是滿足短時尖峰負荷需求的首選資源， 并對浙江、 江蘇、 廣東、 山東等省份已開展需求響應實踐進行了研究與總結，認為當尖峰負荷持續時間延長，“需求響應 + 延壽煤電”的供應方式更為經濟合理。隨著電力市場的建立，許多國家采用需求響應的便捷方法調整負荷的不平衡。我國也在這方面積累了許多經驗。我們有條

4、件全面大規模推廣需求響應這種既經濟又便捷的方法解決電網調峰問題。在充分研究及得到的結論的基礎上，該報告提出的運行建議，特別是建議：十四五”電力規劃需要重新審視傳統的滿足 100% 最大負荷供應平衡的規劃思路，根據需求響應等手段削減尖峰用電負荷的有效能力，將負荷平衡條件下調，若需求響應可以有效降低最大用電負荷 5%，以 95% 最大用電負荷為新的平衡條件，可以減少電源容量建設、降低供電成本。另外建議 ： 建立公平合理的容量機制， 釋放價格信號， 健全的容量機制可以有效降低容量采購成本，形成類似“需求響應 + 延壽煤電”的方案來更經濟地滿足尖峰負荷需求。該報告的分析科學嚴謹，數據詳實，提出的建議具

5、有針對性實時性及可操作性。將對政府、企業等相關部門提供重要決策參考。國網能源研究院原副院長 胡兆光教授2020 年 6 月 5 日專家薦語中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究6研究報告的分析思路好，方法和結論對山東電力的發展特別是對正在進行的山東“十四五”規劃的編制具有較高的參考價值。山東省是電力大省，由于用電需求結構變化、夏季高溫天氣等因素，近幾年出現了尖峰電力缺口，預計 2020 年夏季用電高峰時段依然會出現缺口。表面上看，出現電力缺口是因為電力系統沒有足夠的裝機來滿足電力負荷，但根本原因是電力系統的結構性矛盾。袁家海教授課題組的研究報告從資源經濟性的角度探討了如何在根源上解決尖峰電力

6、缺口問題，并以山東省為實例展開了深入的分析。報告認為需求響應是滿足短時尖峰負荷需求的首選資源，而通過新建大型煤電機組來滿足尖峰負荷需求會造成極大的資源浪費。報告提出了電力供應結構的優化方案和若干措施， 并對山東省煤電功能調整、 自備電廠、 跨區輸電、容量補償機制等問題進行了深入的討論和分析。同時建議：1、本課題研究中采用的 Screening Curve 模型，始于上個世紀的 60 年代，其歷史局限性導致這一方法無法考慮可再生能源的波動特性，有沒有更新的能夠讓風電和太陽能等可再生能源有更直觀判斷的工具，會增強研究結論的可信度、說服力和指導性。2、希望更多的考慮發電廠還需滿足供熱需求。隨著城鎮化

7、率的提高，山東省內供熱需求將大幅提高，需要在電源結構調整過程中考慮如何保障問題。山東省已經啟動電力發展“十四五”規劃編制工作，確定了“一個規劃、一個項目庫和三個專題研究”的中心任務，其中三個專題研究包括電力供需平衡研究、煤電行業轉型升級研究和電力系統調節能力提升與配套政策機制研究。該報告的研究內容與山東省的三個專題研究非常相關，可為山東電力發展“十四五”規劃研究編制工作提供有力的支撐。山東省電力企業協會副會長 徐震2020 年 6 月專家薦語中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究7執行摘要研究背景“十三五”期間，中國電力需求快速增長、電力裝機容量不斷擴大，但“煤電過剩與尖峰電力短缺并存”的電

8、力結構性矛盾始終沒有得到解決，出現了“全年富電量，短時缺電力”的現象，嚴重影響了中國的電力供應安全（即電力系統有足夠的發電和輸電容量，在任何時候都能滿足用戶的用電要求）。常規趨勢下，2020 年中國華北、華中和華東地區的尖峰電力供應缺口問題將進一步加重。但受疫情影響，經濟“休克”和用電需求增長放緩，短期內負荷短缺可能不會很嚴峻；隨著社會生產恢復、新基建提振電力消費、經濟增長向服務業轉軌和多元化用電需求增長，“十四五”需要做好應對期間出現負荷峰谷差拉大、尖峰負荷短缺加劇情況的準備。用電負荷可分為基荷、腰荷和峰荷三個等級，其中峰荷可細分為高峰負荷和尖峰負荷。高峰負荷是社會生產和生活集中用電時出現的

9、高水平負荷段，依據季節的不同出現在每天上午 9-11 時和晚上 17-22 時。尖峰負荷設定為一年里峰荷中持續時間較短、負荷值最高的那部分，也是最容易出現供應缺口的負荷段。中國的電力缺口集中出現在盛夏和寒冬月份，以非常規的空調電器為代表的溫控負荷快速增加使得用電負荷變得尖峰化（例如，2019 年夏季，北京和山東的空調負荷占電網最大負荷的比重分別達到 45% 和 31%），在部分地區，全年最大負荷 95% 以上的尖峰持續時間低于 24 小時，97% 以上的持續時間則更短。尖峰化的用電負荷將成為未來的常態，對電力系統的供應安全提出巨大挑戰。根據國家發改委公布的 2019 年省級電網的典型負荷曲線，

10、對各省的年最大負荷進行簡單加總，共計 11.06 億千瓦，而 2019 年中國的電力裝機總量高達 20.1 億千瓦，其中火電機組 11.9 億千瓦，超過了各省年最大負荷的總和，卻依然在用電高峰時段出現了電力缺口。短時尖峰負荷供應短缺是當前中國電力供應安全面臨的主要難題，并非是電力裝機與用電負荷之間數量差異導致的，其根源是中國電力系統結構性問題基礎電源過多、尖峰資源不足。因而，解決電力缺口問題不能孤立地聚焦尖峰負荷供應，而要從電力系統的整體角度出發，優化電力供應結構，在根源上解決電力缺口問題。本報告旨在從資源經濟性角度確定電力系統中分別對應不同等級用電負荷的電力資源組合， 明確各類電力資源的系統

11、功能定位， 提出保障用電負荷需求的電力供應優化方案 （以山東省為例，可向全國推廣），并評估了不同尖峰負荷供應保障方案的經濟代價，以供行業和決策者參考，為“十四五”電力規劃和電力行業高質量發展建言獻策。中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究8主要結論在保障電力供應安全的前提下，利用電力資源充裕度技術經濟分析的方法，可以從規劃層面優化電力供應結構、設計尖峰負荷資源保障體系。假設存在持續時間 100 小時的 500 萬千瓦尖峰負荷缺口，“需求響應（270 萬千瓦，最大負荷的 3%）+ 延壽煤電（230 萬千瓦）”方案的年化成本最低，為 3.25 億元；“新建燃煤機組 5100 萬千瓦”方案的年化成

12、本最高，為 17.55 億元，每年造成 14.3 億元的浪費。若中國繼續存在 2018 年電力缺口規模，即各省電力缺口總和 2454 萬千瓦，用新增煤電來滿足尖峰負荷缺口將造成約每年 70.2 億元的浪費；如果從煤電機組全壽命周期（30年） 的時間范圍看， 預計將造成共計2106億元的浪費。 可見， 新建大型煤電機組來滿足尖峰負荷供應是極其不經濟的，而需求響應是滿足短時尖峰負荷需求的首選資源，浙江、江蘇、廣東、山東等省份已開展需求響應實踐，并取得了良好的效果；當尖峰負荷持續時間延長，“需求響應 + 延壽煤電”的供應方式更為經濟合理。山東省是當前中國電力結構和供需矛盾（即基礎負荷供應充足甚至過剩

13、、尖峰負荷供應短缺）最為典型的代表，其電力供應結構優化和電力資源功能定位調整對于解決全國多個省份電力缺口問題有很好的參考價值。以山東為例，電力資源充裕度經濟性排序結果為：尖峰資源由延壽煤電和需求響應來滿足（發電側儲能可在成本進一步下降后納入），延壽煤電（折舊和還本付息已完成的 30 萬千瓦及以下合規機組）、抽水蓄能和氣電作為高峰電源，跨區輸電、60萬千瓦以下煤電機組作為腰荷電源，60 萬千瓦及以上煤電機組作為基荷電源。山東省現有電力結構的發電年化成本約為 1466.7 億元，而優化方案的年化成本約為 1232.3 億元，電力供應結構不合理導致了每年 234.4 億元的浪費（其中固定投資浪費 1

14、31.9 億元，變動成本浪費 102.5 億元），相當于新建約 321 萬千瓦陸上風電或 426 萬千瓦光伏項目所需的投資。山東的實例分析表明，中國電力行業存在著依靠很大的低效冗余電源投資保障電力供應安全的問題，結構性改革“降成本”的潛力巨大。進入 2020 年后，疫情沖擊全球經濟，盡管中國復產復工進展順利，但國內需求和對外出口的不景氣直接導致電力需求下降。對外出口受阻導致制造業產能下滑，會拉低基礎用電負荷水平，而“新基建”有一定滯后性，難以快速拉動電力需求；服務業用電需求回暖、數字經濟快速發展和城鄉居民用電量穩步增長會繼續拉高用電峰荷。因而，中國大概率會出現用電負荷“谷段下沉、峰段升高”此消

15、彼長的情況，導致負荷峰谷差進一步拉大。煤電是支撐基礎用電負荷的主力電源，但在基礎用電負荷水平下降、大量煤電產能閑置的情況下，新建煤電機組用于解決尖峰電力缺口問題會加重電力系統的容量冗余，是極其不經濟的，會造成極大的社會資源浪費；而對符合條件的老舊機組進行延壽處理，既可以緩解煤電過剩問題，也可以提供尖峰電力服務。因此，中國煤電未來發展的重心不再是裝機規模的增長，而是挖掘現有機組的容量價值。政策建議1、疫情沖擊用電需求，“十四五”電力規劃要重新審視電力增長情況受疫情影響，國內消費和對外貿易的增長態勢均有所下滑，直接導致全社會用電需求的下降；全球疫情持續時間尚不明朗，“去全球化”、中美貿易沖突不可避

16、免地會影響中國對外出口，再考慮到中國經濟潛在增速降低、經濟結構轉變以及新一輪基建項目的輻射作用等多方宏觀因素的疊加消漲效應，中國“十四五”電力發展已不能按照 2018 年和 2019 年的預判來進行總量規劃，尤其是煤電發展規模問題?！笆奈濉彪娏σ巹澮诋斍暗暮暧^經濟基本面來重新審視電力需求形勢，考慮可能出現的電力消費結構（二產比重進一步下降、三產和居民消費比重顯著增加） 、 用電負荷特性 （負荷峰谷差進一步拉大） 、 電力資源功能 （電源-電網-需求側-儲能從孤立到協同）等的變化，制定電力發展目標和路徑。中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究92、改變電力供應安全的單一思路，經濟合理地保

17、障電力資源充?！笆濉奔爸暗碾娏σ巹澊蠖嗍菑臐M足電力電量平衡的角度制定方案，在很大程度上杜絕了電力缺口的大范圍出現，但弊端是很容易造成電力結構冗余?！笆濉庇秒娯摵扇笨诒┞冻龅氖钦麄€電力系統的結構性矛盾，基礎電源過多、尖峰資源不足，繼續一味地新增大型電源無疑會加重結構性矛盾。采用綜合資源規劃的理念保障電力資源充裕度，可以直觀地體現各類資源的經濟性，并明確各自的系統功能定位，從而指導電力規劃進行電源結構優化?！笆奈濉彪娏σ巹潙獜碾娏ο到y結構性調整入手來解決電力供應安全問題，明確現有電力資源的功能定位，利用市場機制引導資源配置來“補短板”，而不是一味地建設電源容量尤其是已經過剩的煤電來滿足

18、新時期的用電負荷需求?！笆奈濉彪娏σ巹澬枰匦聦徱晜鹘y的滿足 100% 最大負荷供應平衡的規劃思路，將需求響應納入區域規劃，可以根據需求響應等手段削減尖峰用電負荷的有效能力，將負荷平衡條件下調，例如若需求響應可以有效降低最大用電負荷5%， 則95%最大用電負荷為新的平衡條件， 從而減少電源容量建設、 降低供電成本?！笆奈濉彪娏σ巹澥敲嫦蜷L遠轉型目標的戰略“窗口期”，將煤電發展的工作重心從規模擴張轉向功能調整。 3、繼續完善市場機制打破省間壁壘，提高跨區輸電通道利用效率跨區輸電是解決新能源消納、加強區域資源互濟的重要渠道，消納送端省份富余電力、減少受端省份煤電規模，對送端和受端省份都有明顯的

19、利好效應。但中國電力交易形成了“省為實體”的格局，為了保護本省經濟或發電企業利益，往往不愿意接收外來電力，人為地阻礙了跨區輸電，形成了省間壁壘。從資源經濟性角度看，跨區輸送的清潔電力的價格通常要低于本地的標桿電價，在市場化的競爭中有明顯的成本優勢。因此，要繼續完善電力中長期交易、現貨交易等市場機制，發揮跨區輸電的經濟性優勢，減少人為抬高輸配電價或施加行政手段限制交易等行為，避免地方政府以鄰為壑，只顧自己發展。4、煤電要發揮主體電源作用，發展重心從裝機擴容轉向功能調整在未來經濟增長和用電需求存在極大不確定性的情況下，不宜繼續擴大煤電規模。煤電電量已到達或接近峰值，繼續新增煤電會拉低整個煤電行業的

20、效益；以保障電力供應安全為借口建設煤電，實際上是對各類資源的電力價值的認識不清晰。高效的大容量煤電機組應是作為基荷電源；作為腰荷電源的中等容量機組要加快深度調峰改造和熱電解耦，提高系統靈活性；對于能效指標達標又完成超低排放改造的到期機組，在保證設備安全的情況下，應該建議實行延壽運行，用于啟停調峰、戰略備用，繼續為電力系統提供容量貢獻。同時，加快自備電廠的市場化，依法依規將其轉變為公用電廠，參與電網安全調峰工作。 5、建立公平合理的容量機制，釋放價格信號健全的容量機制可以有效降低容量采購成本，形成類似“需求響應 + 延壽煤電”的方案來更經濟地滿足尖峰負荷需求，避免出現“建設煤電機組來應對短時電力

21、供應短缺”的不合理情況。高比例可再生能源發展和用電負荷“新常態”對電力系統的備用容量充裕度有更高的要求，但單一電量市場往往無法激勵充足的發電投資來確保資源充裕性，特別是在當市場最高限價被各種政治因素所限而被人為壓低的情況下，因此需要引入容量機制，以確保發電商能夠收回固定成本。中國特殊的政治經濟學語境，和世界各國電力市場機制建設的經驗均決定了在中國引入容量機制的必要性。發電主體按照各自功能從現貨市場和容量市場獲取相應收益，在監管機制下發揮“市場力量”的作用，真正還原電力的商品屬性且兼顧電力“實時平衡”的商品特性。中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究10中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究

22、10203050708080910111215161717252528293031333334363940目錄01. 電力供需現狀分析1.1 全國電力供需形勢1.2 區域電網電力供需02.“十四五”電力供應安全保障的總體思路2.1 建立綜合資源戰略規劃體系2.2 平衡好電力安全與經濟代價2.3 平衡好電力安全與長期電力轉型關系03. 電力資源充裕度技術經濟比較3.1 資源充裕度理論3.2 電力供應資源04. 山東省案例4.1 山東省電力基本情況4.2 山東省電源優化方案4.2.1 電力供應結構優化結果4.2.2 電力供應結構優化措施4.2.3 討論與分析4.3 不同電力供應保障方案的經濟分析0

23、5. 結論與政策建議5.1 研究結論5.2 政策建議附錄附錄 I 綜合資源戰略規劃附錄 II Screening Curve 模型附錄 III 山東省電力資源情況附錄 IV 山東省煤電應急調峰儲備電源名單注釋中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究2電力供需現狀分析01中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究3全社會用電量增速中國用電需求增長情況圖 1-1800007000060000500004000030000200001000002000200820042012201620022010200620142018200120092005201320172003億千瓦時201120072015

24、201918%16%14%12%10%8%6%4%2%0%2019 年，中國全社會用電量 7.23 萬億千瓦時，比上年增長 4.5%，如圖 1-1 所示，用電需求增速較 2018 年有所下滑，回歸增長常態，符合用電需求波動增長趨勢。分行業用電需求看，2019 年一產、二產、三產和城鄉居民用電量較2018 年分別增長 4.5%、3.1%、9.5% 和 5.7%，三產和城鄉居民用電在全國電量消費中分別占比 17% 和 14%，分別拉動全社會用電量增長 1.5 和 0.8 個百分點，對全社會用電量增長的貢獻率合計達到 51%；分區域用電需求看，2019 年，東、中、西部和東北地區全社會用電量較 20

25、18 年分別增長 3.6%、4.5%、6.2%、3.7%，占全國比重分別為 47.2%、18.7%、28.3%、5.8%，全國共有 28 個省份用電量實現正增長，西部地區用電量增速領先1。1.1 全國電力供需形勢中國用電需求結構中三產和居民消費比重不斷增加， 二者的時段性需求模式會使得電力負荷特性惡化， 主要表現為用電峰谷差拉大、 尖峰負荷拔高且短暫、 平均負荷率降低， 進入用電負荷 “新常態” 階段。 隨著中國經濟結構性改革、新舊動能轉換及城鎮化電氣化發展等現代化進程不斷推進， 負荷特性將持續惡化， 尤其是以非常規的空調電器為代表的溫控負荷快速增加 （2019 年夏季， 北京和山東的空調負荷

26、占電網最大負荷的比重分別達到 45% 和 31%） ， 全年最大負荷 95% 以上的尖峰持續時間普遍低于 24 小時2， 對電力系統的調節能力提出巨大挑戰。 有別于過去用電負荷的整體基數式增長模式 （即用電負荷曲線的峰、 平、 谷段均增長） ， 新時期的用電負荷增長模式主要是峰值拉伸式 （即尖峰負荷顯著提升， 而基荷和腰荷則增長緩慢） 。 用電負荷增長模式的不同決定了滿足負荷增長的電力供應擴容方式不同， 在應對電力普遍短缺的基態局面時， 新增電源裝機是最為直接有效的解決辦法， 而在負荷增長 “新常態” 下， 應從綜合資源規劃角度著手優化電力供應結構來滿足尖峰負荷。中國電力供應安全的經濟分析與保

27、障路徑研究4電力供應能力方面， 中國電力供應能力持續增強， 結構進一步優化。 2019 年底， 全國全口徑發電裝機容量 20.1 億千瓦、 同比增長 5.8%。 分類型看， 水電 3.6 億千瓦、 核電 4874 萬千瓦、 并網風電 2.1 億千瓦、 并網光伏發電 2.0 億千瓦、 火電 11.9 億千瓦 （其中煤電裝機 10.4 億千瓦、 氣電 9022 萬千瓦）3， 如圖 1-2 所示。 非化石能源發電裝機比重達到 41.9%， 比上年底提高 1.1 個百分點， 發電裝機結構進一步優化。 新增裝機方面， 2019 年， 全國新增發電裝機容量10173 萬千瓦， 其中新增煤電裝機容量 298

28、9 萬千瓦， 較 2018 年少投產 67 萬千瓦， 新增非化石能源發電裝機容量6389 萬千瓦， 占新增發電裝機總容量的 62.8%， 成為新增電源主力 （如圖 1-3 所示）1。 “十二五” 期間， 火電 （煤電加氣電） 是新增電源主力， 占五年內全部新增電源裝機的 51%， 其中累計新增煤電裝機高達 2.3 億千瓦； 而 “十三五” 期間，以風電、 光伏為代表的新能源電源取代煤電成為新增裝機的主角， 占 2016-2019 年間全部新增電源裝機的 52.7%4。從新增電源裝機的變化情況來看， 中國在保證每年電源建設規模的同時， 也在加快清潔低碳轉型步伐； 煤電新增規模的下降是煤電產能過剩

29、后供給側改革成效的體現， 也是電力低碳轉型的必然要求。煤電氣電水電核電風電光伏其他250000200000150000100000500000201220162014201820132017萬千瓦201120152019煤電氣電水電核電風電光伏14000120001000080006000400020000萬千瓦201220162014201820132017201120152019電力生產能力方面， 中國電力延續綠色低碳發展趨勢， 非化石能源發電量保持較快增長。 2019 年， 全國全口徑發電量為 7.33 萬億千瓦時， 比上年增長 4.7%， 如圖 1-4 所示； 發電設備平均利用小時 3

30、825 小時， 比上年降低 54 小時， 主要是由于新能源發電比重提升且電源裝機總量過剩， 拉低了總體的利用小時數水平3。 全國非化石能源發電量 2.39 萬億千瓦時， 比上年增長 10.4%， 占全國發電量的比重為 32.6%， 比上年提高 1.7 個百分點， 其中， 水電、 核電、 并網風電和并網太陽能發電量分別比上年增長 5.7%、 18.2%、 10.9% 和 26.5%。 全國全口徑火電發電量 5.05 萬億千瓦時， 比上中國新增電源情況圖 1-3中國電源裝機結構圖 1-2中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究5煤電氣電水電核電風電光伏其他800007000060000500004

31、00003000020000100000億千瓦時進入 2020 年后，新冠疫情對中國經濟社會運行影響極大，短期經濟發展停滯，隨著各行業復工，對電力行業的影響減退，但國內外研究機構普遍認為中國 2020 年電力需求增速將有所下降。疫情對電力需求的影響，短期來看，二產和三產用電量普遍下降，城鄉居民生活用電上升，其中，1-3 月份全國用電量累計 15698 億千瓦時，一、二、三產和居民用電增速（同比）分別為 4%、-8.8%、-8.3% 和 3.5%。各行業累計用電量增速中，信息傳輸、軟件和信息技術服務業最高，住宿和餐飲業最低5。國家統計局數據顯示，1-3 月份中國發電量 15822 億千瓦時，同比

32、下降6.8%；其中， 3月份火電、 水電增速同比下降7.5%、 5.9%， 但降幅收窄 （分別比1-2月份收窄1.4和6.0個百分點） ；核電、風電和光伏的發電量分別增長 6.9%、18.1% 和 8.6%5。疫情沖擊全球經濟，盡管中國復產復工進展順利，但國內需求和對外出口的不景氣直接導致電力需求下降。對外出口受阻導致制造業產能下滑，會拉低基礎用電負荷水平，而“新基建”有一定滯后性且規模有限，難以快速拉動電力需求；服務業用電需求回暖、數字經濟快速發展和城鄉居民用電量穩步增長會繼續拉高用電峰荷。因而，中國大概率會出現用電負荷“谷段下沉、峰段升高”此消彼長的情況，導致負荷峰谷差進一步拉大。2018

33、 年，全社會用電增速回升，全國電力供需形勢從總體寬松轉為總體平衡、局部過剩；2019 年，全國電力供需總體平衡、局部地區高峰時段電力供應偏緊。具體來看，2018 年東北和西北區域電力供應能力富余，華北、華東、華中和南方區域電力供需總體平衡，部分地區受年初大范圍雨雪天氣、夏季持續高溫天氣、部分時段燃料供應偏緊等因素影響，局部時段電力供需平衡偏緊、采取有序用電措施，其中，華北、華中和西南電網電力最大缺口分別為 600萬千瓦、500 萬千瓦和 230 萬千瓦，部分省份電力供需情況如表 1-1 所示；2019 年東北、西北區域電力供應能力富余，華北、華東、華中、南方區域電力供需總體平衡，其中，蒙西、冀

34、北、遼寧、浙江、江西、湖北、海南等省級電網在部分時段采取了有序用電措施，蒙西電網從前幾年的電力供應能力富余轉為 2019 年以來的電力供應偏緊。對比 2018和 2019 年區域電網供需情況，二者之間沒有整體性變化，在經濟發達、人口稠密的地區易出現尖峰負荷缺口1。1.2 區域電網電力供需201220162014201820132017201120152019年增長 2.4%； 其中， 煤電發電量 4.56 萬億千瓦時， 比上年增長1.7%3。 2019 年較 2018 年新增的發電量中， 水電、 核電、風電、 光伏和煤電的貢獻率分別為 20.8%、 16.4%、 12.0%、 14.0% 和

35、23.3%， 可以看出， 非化石能源發電已經成為新增發電量的貢獻主體， 電力清潔低碳化進一步提升。中國發電量增長及結構圖 1-4中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究6表 1-1 2018 年部分省份電力供需形勢區域電力供需狀態華北電網京津唐-50 萬千瓦短缺河北南網-440 萬千瓦短缺山東-300 萬千瓦短缺山西-214 萬千瓦短缺華東電網安徽-150 萬千瓦短缺浙江-100 萬千瓦短缺華中電網湖北-220 萬千瓦短缺湖南-250 萬千瓦短缺河南-250 萬千瓦短缺江西-150 萬千瓦短缺東北電網遼寧200 萬千瓦富余吉林300 萬千瓦富余黑龍江400 萬千瓦富余蒙東電網650 萬千瓦富余

36、西北電網甘肅300 萬千瓦富余新疆300 萬千瓦富余青海800 萬千瓦富余西南電網四川-160 萬千瓦短缺重慶-170 萬千瓦短缺南方電網電力供需平衡有余注：表中為各省電網最大負荷缺口 / 富余，并非同時出現， 所以與區域電網的最大缺口存在偏差。數據來源：國網能源研究院中國能源電力發展展望 2019系列報告中電聯預計，2020 年華北、華中區域部分時段電力供需偏緊，華東、南方區域電力供需總體平衡，東北、西北區域電力供應能力富余1；而國網能研院預計 2020 年夏季高峰負荷期間，在不采取措施的情況下，華北、華東和華中電力缺口可能分別達到 1000 萬、800 萬和 1500 萬千瓦6。照此估計，

37、中國中東部（華北、華中和華東）地區的電力供需情況將進一步吃緊。但受疫情不確定性影響，經濟“休克”和用電需求增長放緩，短期內負荷短缺可能不會很嚴峻；隨著社會生產恢復、新基建提振電力消費、經濟增長向服務業轉軌和多元化用電需求增長，“十四五”需要做好應對期間出現負荷峰谷差拉大、尖峰負荷短缺加劇等可能情況的準備。電力供應安全不僅要考慮供電能力的提升，還要考慮供電成本問題。電力供應“降成本”首先從規劃角度入手是更為經濟性的選擇，提前做好資源配置工作能夠提高電力服務質量、減少“事故”補救成本。如今，中國經濟基本完成工業化進程、三產居民用電負荷成為新增負荷主體、疊加極端氣象因素，用電負荷特性持續惡化，電網負

38、荷率降低、尖峰負荷短而高，這是中國電力需求的“新常態”，如果繼續單純依靠增加電源來滿足 100% 的負荷需求要付出極大的代價。經濟學的邊際成本（即增加一單位的產量隨即而產生的成本增加量）理論認為，每一單位產品的成本與總產品量有關，隨著產量的增加，邊際成本會先減少后增加。以煤電機組為例，在其發電能力范圍內增加年發電小時數，機組的固定成本攤銷到每度電上的成本會減少、供電煤耗降低使得度電變動成本減少，從而使得生產每度電的邊際成本減少，因此以前建設的煤電機組是追求高利用小時數的電量型基礎電源；若為滿足每年幾百甚至幾十小時的尖峰負荷而投資數億元建設煤電機組，其年產出將會極低、邊際成本極高、效益不經濟，造

39、成嚴重的投資浪費和資源擠壓。在此負荷“新常態”下，尖峰負荷不能再單純依靠電源建設來滿足，而應從綜合資源規劃角度著手來優化電力供應結構。從資源充裕度的經濟性角度來看，需求響應無需前期高昂的建設成本，是更為經濟的選擇，甚至可以在必要時將符合條件的老舊煤電機組進行延壽處理作為戰略備用型資源。此外，電網負荷的“新常態”下，中國的電力安全觀也應有所調整，若需求響應規?？蛇_最大負荷的 5%，電力規劃不應以 100% 最大負荷為負荷平衡條件，95% 更為經濟、科學（超過最大用電負荷 95% 的持續時間普遍低于 24 小時），剩余的 5% 則可以由需求響應、儲能和新型可調度新能源（風電 + 儲能、光伏 + 儲

40、能、光熱、可再生能源集成虛擬電廠）等資源來滿足。與此同時，按照最大負荷計算的系統備用率也可相應下調。中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究7“十四五”電力供應安全保障的總體思路02中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究8“十四五” 是電力低碳發展的戰略 “窗口期” ， 而電力供需形勢變化 （電力結構性矛盾使得短時缺電力問題更加突出） 、能源革命目標 （2030年非化石能源發電量比重達到50%） 、 環保政策加碼 （火電機組環保成本增加， 經濟性進一步下降） 、電力市場化改革（競價機制尚不完善，引導電力資源配置的效果不及預期）、巴黎協定溫控目標（要求中長期煤電逐漸退出）等多重因素使得電力發展

41、“內外交困”，與以往“按需定供”的簡單總量平衡規劃相比，“十四五”電力規劃須有新的內涵與定位，同時將更具有挑戰性。同時“十四五”電力發展面臨的系統性問題是低碳轉型目標下如何進一步優化電力結構來安全可靠地滿足新型用電需求。具體來講，如何滿足高比例新能源消納和負荷特性惡化對系統靈活性的需求，如何調節煤電和新能源的博弈關系，如何推動煤電功能定位調整，等等?！笆奈濉币巹澆粦偈歉麟娫雌贩N簡單疊加的“拼盤式”規劃，而是各類電源定位明確、功能互補；不應再是單純的電源規劃，而是立足綜合資源戰略規劃，源網荷儲用有機銜接的規劃。綜合資源戰略規劃理論的詳細內容見附錄 I。電力安全始終是中國電力發展的首要命題，也

42、是電力規劃工作的核心目標，同時也要兼顧經濟代價與清潔低碳。因此，綜合資源戰略規劃需重點關注兩個要點：一是要平衡好電力安全與經濟代價；二是要平衡好電力安全與長期電力轉型的關系。安全、經濟和可持續是傳統能源“不可能三角”體系（Energy Trilemma Index, ETI）的三個核心指標，其核心思想是能源供給安全、能源價格低廉和能源清潔環保這三大目標之間再不存在帕累托改進空間（即資源改進到不能再改進的理想狀態），任何一個目標方向的優化都意味著其他方向的惡化7。很多國家都在嘗試打破傳統能源體系，例如美國發展更為環保的氣電來取代煤電、歐洲國家依靠發展新能源推進“退煤”。在可預見的未來，技術進步有

43、望使得“可再生 + 儲能”組合的成本大幅下降，從而成為安全可靠、低碳、經濟的發電資源，塑造新的能源體系，從而打破傳統能源“不可能三角”體系。中國電力發展的首要命題是保障供應安全可靠，進而權衡低碳減排和經濟適用原則，所對應的可量化指標分別為滿足最大負荷水平與系統備用率、電力碳排放強度與污染物排放總量、發電成本與電力供應成本。電力資源充裕度理論可以作為量化電力供應安全與發電經濟性之間關系的方法。電力資源充裕度是指電力系統提供電力和能源需求的能力，即在任何時候都能提供足夠的發電量和電網容量，特別是在負荷峰值期間。如何用最小的經濟代價滿足發電需求，是電力資源充裕度理論的主要目標。2018 年，用電增速

44、回升、電網負荷峰谷差拉大，受極端天氣影響，華北、華東和華中電網出現短時供電缺口，部分時段采取了有序用電措施。多方觀點認為，為保障電力供應安全應放開煤電項目限制；反觀火電利用小時數 4361h4，說明有充足的電量供應能力。這種“短期缺電力、全年富電量”狀態，是在中國經濟基本完成工業化進程、三產居民用電負荷成為新增負荷主體、疊加極端氣象因素作用下的負荷增長所出現的“新常態”。在此負荷“新常態”下，尖峰負荷不能再單純依靠電源建設來滿足，而應從綜合資源規劃角度著手來優化電力供應結構。中電聯認為，為保障電力安全供應，2030 年煤電裝機可能接近 13 億千瓦8；國網能源研究院認為，2025 年煤電裝機容

45、量 12-13 億千瓦，是中國實現經濟可靠電力供應的重要保障9。二者均支持為保障電力供應安全繼續建設煤電。但從資源充裕度的經濟性角度來看，為滿足短時間的非常態負荷而建設耗資數十億的燃煤電廠會浪費大量的社會資源，需求響應無需前期高昂的建設成本，是更為經濟的選擇，甚至可以在必要時將符合條件的老舊煤電機組進行延壽處理作為戰略備用型資源。2.1 建立綜合資源戰略規劃體系2.2 平衡好電力安全與經濟代價中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究9平衡好短期安全與長期轉型的關系，既要保障 “十四五”和中長期（2030-2050 年）的電力需求和供應安全，同時也要為能源生產和消費革命 / 生態文明要求下的中長

46、期電力轉型和可再生能源高比例發展留足空間，并在電力市場環境下結合自身競爭優勢找準功能定位和盈利點。2030 年，中國能源轉型要實現非化石能源發電量比重 50% 的目標10，清潔電力將成為未來電力工業的發展重點。根據 IRENA 的預測來看，中國如果大力發展可再生能源，2030 年煤電發電量占比將下降到 43%（圖 2-1）11。若 2030 年全社會用電量達到 10 萬億千瓦時12，留給煤電的電量空間不超過 4.3 萬億千瓦時，這甚至低于 2019 年的煤電電量（4.56 萬億千瓦時）1。這意味著從電量角度看煤電已沒有增長空間，已到達或接近電量峰值。但從電力供應安全角度看，煤電是中國現有電力資

47、源條件下不得已的靈活性資源選項，需要承擔起保障高比例可再生電力系統安全穩定運行的重任。因此，未來電力發展的重心要轉向發展非煤電源來進一步推動低碳轉型；而煤電未來的發展重點不再是裝機規模的增長，而是提高現有機組的靈活性和容量價值。2.3 平衡好電力安全與長期電力轉型關系雖然煤電清潔高效發展取得了長足的進步，但依然存在短板，靈活性不足、低效機組拖累、落后機組減排效果不達標、自備電廠僵局等。全國不同地區發展基本面存在差異，煤電機組定位調整要切實根據不同地區的電力供需狀況和主要矛盾、煤電機組裝機規模預期、可再生能源發展與替代潛力、靈活性改造要求與電源結構優化潛力等，結合煤電機組自身特性做出差異化決策，

48、避免“一刀切”?？梢哉f，當前傳統化石能源（煤炭）的清潔化利用是中國能源生產革命的主要舉措，集中表現為從技術進步層面來推動煤電清潔高效發展；中長期看，還是要靠可再生能源的規?；l展來實現能源生產和消費革命，這就需要煤電做出巨大變革和犧牲，從市場機制、盈利模式、技術理念到機組運行進行全方位的深刻調整，以承擔“基荷保供、靈活調峰、輔助備用”的多角色重任。煤電氣電水電核電風電光伏其他203020193%3%6%18%5%3%62%4%6%13%17%10%7%43%2019（左）與 2030 預測（右）各類電源發電量占比圖 2-1中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究10電力資源充裕度技術經濟比較0

49、3中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究11本節描述了用于電力資源規劃的 Screening Curve 模型。Screening Curve 是 20 世紀 60 年代首次提出的以最小發電成本為目標的發電計劃模型，通過構建成本曲線，直觀地給出發電容量擴展的最優選擇。該模型只需很少的技術數據，即可權衡發電機組的資本和運行成本，得到發電成本最小化的解決方案，即電力系統中分別對應峰荷 / 腰荷 / 基荷的發電容量組合13。該模型也存在一定的局限性，例如，沒有考慮經濟調度、需求波動、輔助服務、輸電成本以及機組層面的最小出力、機組停運、機組啟動成本、新能源波動等因素14。該模型雖然無法做到電力生產模

50、擬層面的高精度實時機組組合可靠性評估，但在設定合理系統備用容量的前提下，可以專注于經濟性層面，直觀透明地體現不同類型電力資源在電力供應體系中的功能定位。電力資源選擇通常有傳統的常規電廠、新能源發電廠、獨立發電廠、外購電力、熱電聯產、輸配電系統改進、電力需求側管理等。傳統的火電、水電機組運行狀況可調控，對電力系統的機組調度有很好的響應能力，系統價值較高；需求響應和儲能可貢獻負荷調節能力，且響應快速、直接有效，是很好的尖峰資源；風電、光伏等新能源機組受氣象因素的影響，其發電出力有很大的不確定性和波動性，在夏季用電高峰時期，風電出力很小，光伏出力與白天用電需求非常匹配，所以量化資源充裕度經濟性時，假