重磅报告|《“十四五”电力行业煤炭消费控制政策研究》

近日，中国煤炭消费总量控制方案和政策研究( 煤控研究项目)研究报告《“十四五”电力行业煤炭消费控制政策研究》发布。该报告由华北电力大学主持编写，自然资源保护协会支持，作为于2013年10 月共同启动了“中国煤炭消费总量控制方案和政策研究”项目成果，值得推荐供参考。

《“十四五”电力行业煤炭消费控制政策研究》报告

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中国是世界煤炭生产和消费第一大国。以煤炭为主的能源结构支撑了中国经济的高速发展，但也对生态环境造成了严重的破坏。为了应对气候变化、保护环境和减少空气污染，国际环保组织自然资源保护协会(NRDC) 作为课题协调单位，与政府智库、科研院所和行业协会等20 多家有影响力的单位合作，于2013 年10月共同启动了“中国煤炭消费总量控制方案和政策研究”项目（即“煤控研究项目”），为设定全国煤炭消费总量控制目标、实施路线图和行动计划提供政策建议和可操作措施，助力中国实现资源节约、环境保护、气候变化与经济可持续发展的多重目标。请访问网站了解更多详情http://coalcap.nrdc.cn/

报告执行摘要

“十三五”期间，在电力行业供给侧改革和需求侧管理的驱动下，煤电装机快速增长的势头得到了有效控制。2020 年，全国全口径发电装机容量22.0 亿千瓦，其中煤电装机10.8 亿千瓦，占总装机的比重为49.1%，首次降至50% 以下；煤电发电量4.63万亿千瓦时，占总发电量比重从2015 年的67.9% 下降至2020年的60.8%；火电设备利用小时为4216 小时，较2015 年降低了148 小时。

但是，在煤电行业巨大体量的惯性作用影响下，中国在建煤电产能（约8813 万千瓦）依然位居世界首位，计划中的新建煤电项目还有1.59 亿千瓦。全行业产能过剩且利用小时数低、企业经济效益下滑、煤电灵活性不足、环境和气候要求日趋严格仍然是中国煤电发展面临的重大挑战。在“30·60”双碳目标和严控煤电项目的背景下，电力行业如何保障经济社会运行需求、电力控煤工作如何稳步推进是亟需讨论解决的难题。

“十四五”将是中国电力行业转型的关键窗口期。本报告充分考虑疫情对中国经济发展和用电需求的影响，结合未来五年中国宏观经济基本面和电力需求影响因素的分析，对2025 年全社会用电需求进行了预测，并考虑气候目标约束、电力资源发展潜力等因素，详细讨论了中国电力发展情景与煤电合理规模，借鉴“十三五”期间电力系统低碳发展的经验教训，对下一阶段电力发展的关键问题和煤控路径进行了探讨。

主要结论

1. 可再生能源替代和经济调度是“十三五”期间最有效的控煤手段

“十三五”期间，通过推动煤电供给侧改革和需求侧节电措施，煤电行业累计实现节煤量3.85 亿吨标煤。其中，可再生能源替代、煤电提效（含满足电力系统安全的前提下以最低的发电成本确定机组调度顺序）、降低线损和加强电力需求侧管理分别贡献节煤量2.65 亿吨标煤、0.42 亿吨标准煤、0.52 亿吨标煤和0.26 亿吨标煤（见图1）。

以2020 年为例，电力行业煤炭消费量为13.3 亿吨标煤，较2019 年小幅上升，但是与无政策调控的情景相比，实现节煤1.09 亿吨标煤。其中，可再生能源替代和煤电提效分别贡献节煤量8200万吨标煤和420 万吨标煤，占总节煤量的79%。

2.“新基建”和电能替代等重点工程会推高“十四五”期间全社会用电需求

“十四五”是中国新旧动能转换的关键时期，旧动能（四大高耗能行业）逐步退出，新动能（高科技及装备制造业）发轫。“新基建”作为新国策，重在引领新兴行业（如信息传输/ 软件和信息服务业）带动经济增长。“新基建”与电能替代的大力推进对中国用电量具有较大提升作用

预计“十四五”期间，全社会用电年均增速约为4%-5%，2025 年全社会用电量达到9.2万亿千瓦时（常规电气化情景）至9.6 万亿千瓦时（高电气化情景）。三产及居民用电量占比将上升至37-39%，而二产用电量占比会下降至60%-61% 左右。

3. 将2025 年煤电装机控制在11 亿千瓦有助于实现电力行业尽早碳达峰并为碳中和奠定基础

习主席在2021 年4 月的气候领导人峰会上宣布，“中国将严控煤电项目，‘十四五’时期严控煤炭消费增长、‘十五五’时期逐步减少。”未来几年，煤电行业面临着既要实现气候目标，又要保障全国用电需求的双重压力。

根据IPCC AR5 的研究成果，我们分解、测算了基准情景下中国煤电行业2019-2050 年间二氧化碳排放预算总量。根据历史数据与未来碳排放趋势预测，拟合出煤电行业碳排放年度平滑曲线。为了实现2℃目标，2025 年中国煤电行业碳排放量需要控制在38.5 亿吨（见图3）。

根据碳排放与煤电装机容量的关联分析，以及中国煤电部门在2℃目标情景下的碳排放预算空间，倒推测算出2025 年可允许的煤电发展规模需要控制在11.5 亿千瓦以下（见表1）。

从满足2025 年全社会电力需求的角度出发，“十四五”电力发展存在两种思路：一是在煤电驱动路径下，2025 年，非化石电量比重达到41.1%-42.9%。12 亿千瓦煤电在利用小时数4400 小时的情况下即可满足高电气化情景的用电需求；常规电气化情景下，可以封存5000 万千瓦煤电机组作为调峰备用资源，这部分机组并不纳入常规统计行列。

但这两种煤电驱动情景下的煤电装机规模都将超过碳排放预算下煤电机组允许规模的上限，与“双碳”要求背道而驰。二是在新能源驱动情景下，2025 年，非化石电量比重达到46.8%-48.8%，已接近“2030 年非化石电量比重50%”的目标。11 亿千瓦煤电的平均利用小时数降至4000-4200 小时，需要发挥更多的电力服务功能配合大规模新能源消纳，在用电需求低的情况下，可以选择性封存5000 万千瓦煤电机组，既可以提高电力系统的供应能力，还可以缓解煤电产能过剩问题。

为平衡电力需求增长与碳减排目标的约束，新能源驱动路径是更为合理的选择，2025 年全国煤电规模保持在11 亿千瓦能够以更低利用小时数（4200 小时以下）实现电力电量供应，借助“新基建”和电气化发展的契机提前实现非化石能源目标，加速电力碳减排从而使得2030 年中国碳排放达峰并尽早达峰成为可能，并为碳中和目标奠定良好基础。本报告将可再生驱动的高电气化情景作为“十四五”电力发展的推荐情景，2025 年煤电规模控制在11 亿千瓦左右（图4）。

4.“十四五”电力行业控制煤炭消费的五大路径

“十四五”期间，煤电调控主要面临以下几个关键问题：电气化将进一步推动电力需求增长，跨区输电通道利用率不足，新能源消纳依旧存在省间壁垒，短时尖峰电力供应短缺，以及急需转换的电力“新基建”思路。

为助推“十四五”期间电力行业控煤工作，本报告提出了以下五条路径（见图5）：1）严控煤电新增产能，避免重复“十三五”的过剩局面。应慎重把握煤电发展政策，严控煤电新增产能，加强对现有“煤电+ 特高压”资源的利用，而不是借“新”上“旧”。将煤电发展重心转向功能定位调整，在清洁高效地做好基础电力供应的同时，也要发挥存量机组价值，助力电力系统补足新能源消纳所需系统灵活性和短时尖峰负荷供应这两块主要“短板”。2）煤电高质量发展要契合区域政策和电力资源特征。顺应区域发展诉求来调整煤电布局，东部地区要严控煤电新建项目，对合规的运行年限在25-30 年间的30 万千瓦以上机组进行封存；蒙西和西北电网地区仍有煤电增长诉求和潜力，可有序新建煤电项目；中部省市要加强对本地电力供应结构的优化，明确不同电力资源（电源、需求侧、储能）的系统功能定位，只有在出现基荷电力不足趋势的情况下，才可适度新建煤电。3）电力市场化改革加快推动煤电功能定位调整。建立包含发电量、辅助服务、容量供给等服务在内的煤电角色评估机制。通过市场手段，确保高效机组获得经济发电小时数，调峰机组得到符合市场规则的效益。4）煤电与可再生能源实现良性博弈。在电力行业碳达峰到碳中和的转型过渡期内，煤电与可再生能源要围绕建立更加清洁高效电力系统的目标，达成良性博弈的共识，而不是冲突和竞争。5）转向新能源驱动的电气化进程。“十四五”要继续大力推进工业、交通、建筑和居民侧的电能替代，从终端用能方面减少煤炭、石油和天然气的使用，并且围绕新能源驱动电气化发展路径，逐步实现对煤电电量的存量替代，减少煤电发电空间。

政策建议

（1）“十四五”是电力低碳转型的战略窗口期，应将碳排放目标作为煤电发展的强约束

“十四五”是面向2030 年碳减排目标的关键窗口，在此期间，作为减碳主力的电力部门实现碳排放达到峰值可以极大地提高2030 年之前全社会碳达峰的可行性。中国煤电效率已居全球领先水平，技术减排潜力有限，为避免电力高碳路径锁定、错过减排机会，“十四五”有必要树立煤电峰值意识，应将碳排放目标作为煤电发展的强约束，及早确定煤电碳排放达峰路径，严防因为满足短期的电力需求继续大上煤电，给中长期能源转型人为设置障碍。

（2）煤电发展要考虑宏观环境的不确定性，慎重把握供给侧改革政策力度

现有煤电机组还有很多的闲置产能，可以应对未来电量和基础电力的增长；采取等量或减量替代落后煤电策略而新建的大型高效机组也只适合作为基荷电源，对于提高电力系统可调节能力的作用有限；尖峰电力短缺导致的电力供应安全问题应由需求响应等更为经济合理的资源来解决。因此，从电量、基础电力、灵活容量和尖峰资源的角度来看，继续扩大煤电规模都是不合理的。在电力需求增长不确定的情况下，更要慎重把握煤电供给侧改革政策力度，防止规模化扩张造成电力系统结构性矛盾加剧。

（3）将市场化作为新时期推进煤电功能定位调整的主要手段

经过五年的试点性推进，电力市场化改革迈入实质性阶段，在“十四五”期间将成为推进电力系统结构性优化的主要手段。现货市场竞价规则要更加公平合理，对煤电机组形成价格分级，确定高效的基荷机组；辅助服务市场的定价机制要按照机组所提供的服务类型、贡献程度来确定各区间定价标准，准确反映辅助服务的稀缺价值，激励煤电机组参与灵活性服务，保障高比例可再生能源消纳；容量机制要释放中长期价格信号，引导容量投资，尤其是尖峰资源的配置，以较低的社会成本来保障电力供应可靠性。总的来讲，电力市场化改革可以通过竞争方式确定各类机组的系统定位，从而提高电力系统的运行效率。

（4）把握好“新基建”的精髓，杜绝借“新”上“旧”

“新基建”是中国依靠加大投资来提振经济的重要举措，更多的是面向未来需求。以电力“新基建”为例，项目包括可再生能源、智能电网、微电网与分布式能源、新型储能、新能源汽车充电设施等基础设施网络建设，是发展智能化、清洁化、多元化电力工业的基础，其定位是长远性、先导性、全局性工程，将带动资金流动、技术研发、结构转型、民生就业等经济要素活跃起来。煤电投资虽然在短期内可以拉动经济增长和民生就业，但长远发展潜力有限，会加重能源供应成本负担、拉低行业的经济效益、阻碍低碳转型。

（5）加强区域能源流的清洁化、高效化

在现有特高压线路大量产能闲置、核准/ 在建线路容量庞大的情况下，受端地区仍开展煤电建设工作，加重了省间壁垒；输电线与输煤线功能重叠、相互拉低利用率，导致基建投资效益低下；中东部省份的可再生能源电量占全社会用电量比重要落后于西部省份。“十四五”应加强对特高压跨区电力输送功能的开发利用，让电力基建的作用不止停留在拉动投资层面，更要为国家能源安全和清洁电力消纳做出贡献。

以下为报告目录和主要图表：

在煤电驱动路径下，2025 年，非化石电量比重达到41.1%-42.9%（图3-2）。12亿千瓦煤电在利用小时数4400 小时的情况下即可满足高电气化情景的用电需求；常规电气化情景下，可以封存5000 万千瓦煤电机组作为调峰备用资源，这部分机组并不纳入常规统计行列。但这两种煤电驱动情景下的煤电装机规模都将超过碳排放预算下煤电机组允许规模的上限，与“双碳”要求背道而驰。

在新能源驱动路径下，2025 年，非化石电量比重达到46.8%-48.8%（图3-2），高于煤电驱动路径，更为接近“2030 年非化石电量比重50%”的目标。11 亿千瓦煤电的平均利用小时数降至4000-4200 小时，需要发挥更多的电力服务功能配合大规模新能源消纳，在用电需求低水平的情况下，可以选择性封存5000 万千瓦煤电机组，既可以提高电力系统的供应能力，还可以缓解煤电产能过剩问题。

CWEA

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IPCC温升1.5°C报告下载

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《2020年生产差距报告》

（The Production Gap, 2020）

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《2020年排放差距报告》

The Emissions Gap 2020

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气候目标相关参考

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