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中国 电力供应安全的经济分析与保障路径研究 袁家海教授课题组 报告作者： 袁家海 教授 张浩楠 华北电力大学 朱衍磊 华北电力大学 宋岩 华北电力大学 杨晓文 华北电力 大学 协调员： 吴婧涵 绿色和平 李丹青 绿色和平 袁家海简介 2006 年 6 月获管理学博士学位，现任教于华北电力大学经济与管理学院； 2011- 2012 年在密歇根大学（安娜堡）任访问学者。长期从事电力经济、政策与规划问题研究，在能源领域国际权威期刊发表学术论文 80 余篇，出版中文专著 4 部，英文专著 1 部，在电力规划理论与方法、低碳电力转型与政策、可再生能源经济性评价与发展政策等研究领域多有建树。 2013 年以来，对国内的煤电政策 及电力市场进行了深入的研究。 胡兆光简介 国家电网能源研究院原副院长、首席能源专家，华北电力大学、北京交通大学兼职教授、博士生导师，国家自然科学基金会评审专家，享受政府特殊贡献津贴。 徐震 简介 山东省科学技术协会常务委员、山东省电力科学技术协会执行主席、山东省电力企业协会副会长，山东省电力市场管理委员会成员，兼中国能源研究会理事、中国机械工业联合会能源互联网设备与技术分会副理事长、山东省社会组织总会副会长、山东省新能源产业协会副理事长。 专家荐语 随着经济的发展，负荷率会不断下降，即峰谷差还不断扩大。这将为电网调峰带来一定的压力与挑战。为了电网的安全稳定运行，需要一定的调峰电源，如水电、抽水蓄能电站、燃气电站等。由于我国这些资源相对不足，在北方地区也采用煤电调峰，这是不得已。如何应对这种挑战？该报告从国家、电网、电厂、用户等多个视角，科学地研究了我国峰谷差不断加大如何调峰的问题，结论 认为：新建大型煤电机组来满足尖峰负荷供应是非常不经济的，而需求响应是满足短时尖峰负荷需求的首选资源，并对浙江、江苏、广东、山东等省份已开展需求响应实践进行了研究与总结，认 为当尖峰负荷持续时间延长， “ 需求响应 +延寿煤电 ”的供应方式更为经济合理。 随着电力市场的建立，许多国家采用需求响应的便捷方法调整负荷的不平衡。我国也在这方面积累了许多经验。我们有条件全面大规模推广需求响应这种既经济又便捷的方法解决电网调峰问题。 在充分研究及得到的结论的基础上，该报告提出的运行建议，特别是建议：十四五”电力规划 需要重新审视传统 的满足 100%最大负荷 供应 平衡的规划思路， 根据需求响应等手段削减尖峰用电负荷的有效能力，将 负荷平衡条件 下调，若 需求响应可以有效降低最大用电负荷 5%， 以 95%最大用电负荷为 新的 平衡条 件 ，可以减少 电源容量建设、降低供电成本。 另外建议： 建立公平合理的容量机制，释放价格信号 ， 健全的容量机制可以有效降低容量采购成本，形成类似“需求响应 +延寿煤电”的方案来更经济地满足尖峰负荷需求。 该报告的分析科学严谨，数据详实，提出的建议具有针对性实时性及可操作性。将对政府、企业等相关部门提供重要决策参考。 国网能源研究院 原副院长 胡兆光教授 2020 年 6 月 5 日 专家荐语 研究报告 的分析思路好，方法和结论对山东电力的发展特别是对正在进行的山东“十四五”规划的编制具有较高的参考价值。 山东省是电力大省，由于用电需求结构变化、夏季高温天气等因素，近几年出现了尖峰电力缺口，预计 2020 年夏季用电高峰时段依然会出现缺口。表面上看，出现电力缺口是因为电力系统没有足够的装机来满足电力负荷，但根本原因是电力系统的结构性矛盾。 袁家海教授课题组 的研究报告从资源经济性的角度探讨了如何在根源上解决尖峰电力缺口问题，并以山东省为实例展开了深入的分析。报告认为需求响应是满足短时尖峰负荷需求的首选资源，而通过 新建大型煤电机组来满足尖峰负荷需求会造成极大的资源浪费。 报告提出了电力供应结构的优化方案和若干措施，并对山东省煤电功能调整、自备电厂、跨区输电、容量补偿机制等问题进行了深入的讨论和分析。同时建议： 1、本课题研究中采用的 Screening Curve 模型，始于上个世纪的 60 年代，其历史局限性导致这一方法无法考虑可再生能源的波动特性，有没有更新的能够让风电和太阳能等可再生能源有更直观判断的工具，会增强研究结论的可信度、说服力和指导性。 2、希望更多的考虑发电厂还需满足供热需求。随着城镇化率的提高，山东省内供热需求将大幅提高，需要在电源结构调整过程中考虑如何保障问题。 山东省已经启动电力发展“十四五”规划编制工作，确定了“一个规划、一个项目库和三个专题研究”的中心任务，其中三个专题研究包括电力供需平衡研究、煤电行业转型升级研究和电力系统调节能力提升与配套政策机制研究。该报告的研究 内容与山东省的三个专题研究非常相关，可为山东电力发展“十四五”规划研究编制工作提供有力的支撑。 山东 省 电力 企业 协会 副 会长 徐震 2020 年 6 月 执行摘要 研究背景 “十三五 ”期间，中国电力需求快速增长、电力装机容量不断扩大，但 “煤电 过剩与 尖峰电力 短缺并存 ”的电力结构性矛盾始终没有得到解决，出现了 “全 年 富电量，短时缺电力 ”的现象，严重影响了中国的电力供应安全 （即电力系统有足够的发电 和 输电容量，在任何时候都能满足用户的 用电 要求） 。常规趋势下， 2020年 中国华北、华中和华东地区的 尖峰 电力 供应缺口问题 将进一步加重 。 但受疫情影响，经济 “休克 ”和用电需求增长放缓，短期内负荷短缺可能不会很严峻；随着社会生产恢复、新基建提振电力消费、经济增长向服务业转轨和多元化用电需求增长， “十四五 ”需要做好应对期间出现负荷峰谷差拉大、尖峰负荷短缺加剧情况的准备。 用电负荷可分为基荷、 腰荷 和 峰荷 三个等级，其中峰荷可细分为高峰负荷和尖峰负荷。高峰负荷是社会生产和生活 集中用电时出现的高水平负荷段，依据季节的不同出现在每天上午 9-11 时和晚上 17-22 时。 尖峰负荷 设定为 一年里 峰荷中持续时间 较短 、负荷值最高的那部分，也是最容易出现供应缺口的负荷段 。 中国的电力缺口集中出现在 盛夏和寒冬月份 ， 以非常规的空调电器为代表的温控负荷快速增加使得 用电 负荷 变得 尖峰化 （ 例如， 2019 年夏季，北京和山东的空调负荷占电网最大负荷的比重分别达到 45%和 31%） ， 在部分地区， 全年最大负荷 95%以上的尖峰持续时间低于 24 小时 ， 97%以上的持续时间则更短 。 尖峰化的用电负荷 将成为未来的常态， 对电力系统的 供应安全 提出巨大挑战。 根据国家发改委公布的 2019 年省级电网的典型负荷曲线，对各省的年最大负荷进行简单加总，共计 11.06 亿千瓦，而 2019年中国的电力装机总量高达 20.1亿千瓦，其中火电机组 11.9 亿千瓦，超过了各省年最大负荷的总和 ，却依然在用电高峰时段出现了电力缺口。短时尖峰负荷供应短缺是当前中国电力供应安全面临的主要难题 ， 并非是电力装机与用电负荷之间数量差异导致的，其 根源是 中国电力系统结构性问题 基础电源过多、尖峰资源不足 。 因而，解决电力缺口问题 不能 孤立地聚焦 尖峰负荷供应，而 要 从 电力系统的整体 角度出发 ，优化 电力供应结构 ，在根源上解决电力缺口问题 。 本报告 旨在从资源经济性角度 确定电力系统中分别对应不同等级用电负荷的电力资源组合， 明确各类电力资源的系统功能定位，提出保障用电负荷需求的电力供应 优化 方案 （以山东省为例 ，可向全国推广 ） ， 并评估了不同 尖峰负荷 供应保障方案的经济代价，以供行业和决策者参考 ，为“十四五”电力规划 和电力行业高质量发展 建言献策 。 主要结论 在保障电力供应安全的前提下，利用电力资源充裕度技术经济 分析 的方法，可以从规划层面优化电力供应结构、设计尖峰负荷资源保障体系。 假设存在 持续时间 100 小时 的 500万千瓦 尖峰负荷 缺口， “需求响应（ 270万千瓦，最大负荷的 3%） +延寿煤电（ 230万千瓦） ”方案的年化成本最低，为 3.25 亿元； “新建燃煤机组 5100 万千瓦 ”方案的年化成本最高，为 17.55亿元 ， 每年 造成 14.3 亿元的浪费 。 若中国继续存在 2018年电力缺口规模，即各省电力缺口总和 2454 万千瓦，用新增煤电来满足尖峰负荷缺口将造成约每年 70.2 亿元的浪费 ；如果从煤电机组全寿命周期（ 30年） 的时间范围看，预计将造成共计 2106亿元的浪费 。可见， 新建大型煤电机组来满足尖峰负荷供应是极其不经济的，而需求响应是满足短时尖峰负荷需求的首选资源 ，浙江、江苏、广东、山东等省份已开展需求响应实践，并取得了良好的效果 ；当尖峰负荷持续时间延长， “需求响应 +延寿煤电 ”的供应方式更为经济合理。 山东省是当前中国电力结构和供需矛盾（即基础负荷供应充足甚至过剩、尖峰负荷供应短缺）最为典型的代表 ， 其电力供应结构优化和电力资源功能定位调整 对于解决全国多个省份电力缺口问题有很好的 参考价值 。 以山东为例， 电力资源充裕度经济性排序结果 为： 尖峰资源由延寿煤电和需求响应来满足（发电侧储能可在成本进一步下降后纳入） ， 延寿煤电 （折旧和还本付息已完成的 30 万千瓦及以下 合规机组） 、抽 水 蓄 能 和气电作为高峰电源，跨区输电、 60 万千 瓦 以下煤电机组作为腰荷电源， 60 万千 瓦 及以上煤电机组作为基荷电源 。 山东省现有电力结构的 发 电年化成本约为 1466.7 亿元，而优化方案的年化成本约为 1232.3 亿元，电力供应结构不合理导致了每年 234.4 亿元的浪费（其中固定投资浪费 131.9 亿元，变动成本浪费 102.5 亿元），相当于新建约 321 万千瓦陆上风电或 426 万千瓦光伏项目所需的投资。 山东的实例分析表明， 中国 电力行业存在着依靠很大的低效冗余电源投资保障 电力供应安全 的问题，结构性改革 “降成本 ”的潜力巨大。 进入 2020 年后，疫情冲击全球经济，尽管 中国 复产复工进展顺利，但国内需求和对外出口的不景气直接导致电力需求下降。对外出口受阻导致制造业产能下滑，会拉低基础用电负荷水平，而“新基建”有一定滞后性 ，难以快速拉动电力需求；服务业用电需求回暖、数字经济快速发展和城乡居民用电量稳步增长会继续拉高用电峰荷。因而， 中国 大概率会出现用电负荷“谷段下沉、峰段升高”此消彼长的情况，导致负荷峰谷差进一步拉大。 煤电是支撑基础用电负荷的主力电源，但在 基础用电负荷水平下降 、大量 煤电 产能闲置的情况下， 新建煤电机组用于解决尖峰电力缺口问题 会加重电力系统的容量冗余 ， 是极其不经济的 ， 会造成极大的社会资源浪费 ； 而对符合条件的老旧机组进行延寿处理，既可以缓解煤电过剩问题，也可以提供尖峰电力服务 。因此， 中国 煤电 未来 发展的重心不再是装机规模的增长 ，而是挖掘现有机组的容量价值 。 政策建议 1、疫情冲击用电需求，“十四五”电力规划要重新审视电力增长情况 受疫情影响，国内消费和对外贸易的增长态势均有所下滑，直接导致全社会用电需求的下降；全球疫情持续时间尚不明朗，“去全球化”、中美贸易冲突不可避免地会影响 中国 对外出口，再考虑到 中国 经济潜在增速降低、经济结构转变以及新一轮基建项目的辐射作用等多方宏观因素的叠加消涨效应， 中国 “十四五”电力发展已不能按照 2018年和 2019年的预判来进行 总量 规划，尤其是煤电发展规模 问题 。“十四五”电力规划要基于当前的宏观经济基本面来重新审视电力需求 形势 ，考虑可能出现的 电力消费结构（二产比重进一步下降、三产和居民消费比重显著增加）、用 电负荷特性（负荷峰谷差进一步拉大）、电力资源功能（电源 -电网 -需求侧 -储能从孤立到协同） 等的变化，制定电力发展目标和路径。 2、改变电力供应安全的单一思路，经济合理地保障电力资源充裕 “十二五”及之前的 电力规划大多是从满足电力电量平衡的角度制定方案，在很大程度上杜绝了电力缺口的大范围出现，但弊端是很容易造成电力结构冗余。 “十三五” 用电负荷缺口暴露出的是整个电力系统的结构性矛盾，基础电源过多、尖峰资源不足，继续一味地新增大型电源无疑会加重结构性矛盾。采用综合资源规划的理念保障电力资源充裕度，可以直观地体现各类资源的经济性，并明确各自的系统功能定位，从而指导电力规划进行电源结构优化。 “十四五”电力规划应从电力系统结构 性调整 入手来解决电力供应安全问题，明确现有电力资源的功能定位，利用市场机制引导资源配置来“补短板”，而不是一味地建设电源容量尤其是已经过剩的煤电来满足新时期的用电负荷需求。“十四五”电力规划 需要重新审视传统 的满足 100%最大负荷 供应 平衡的规划思路， 将需求响应纳入区域规划， 可以根据需求响应等手段削减尖峰用电负荷的有效能力，将 负荷平衡条件 下调， 例如 若 需求响应可以有效降低最大用电负荷 5%， 则 95%最大用电负荷为 新的 平衡条件 ， 从而减少电源容量建设、降低供电成本。“十四五”电力规划是面向长远转型目标的战略“窗口期”，将煤电发展的工作重心从规模扩张转向功能调整。 3、继续完善市场机制打破省间壁垒，提高跨区输电通道利用效率 跨区输电是解决新能源消纳、加强区域资源互济的重要渠道， 消纳送端省份富余电力、减少受端省份煤电 规模 ， 对 送端和受端省份都有明显的利好效应。但中国电力交易形成了 “省为实体 ”的格局，为了 保护本省经济或发电企业利益 ，往往不愿意接收外来电力，人为地阻碍了跨区输电，形成了省间壁垒。从资源经济性角度看，跨区输送的清洁电力的价格通常要低于本地的标杆电价，在市场化的竞争中有明显的成本优势。因此，要继续完善电力中长期交易、现货交易等市场机制，发挥跨区输电的经济性优势，减少 人为抬高输配电价或施加行政手段限制交易等行为 ，避免地方政府以邻为壑，只顾自己发展。 4、煤电要发挥主体电源作用，发展重心从装机扩容转向功能调整 在未来经济增长 和用电需求 存在极大不确定性 的情况下，不宜 继续扩大煤电规模 。煤电电量 已到达或接近 峰值，继续新增煤电会拉低整个煤电行业的效益；以保障 电力供应安全 为借口建设煤电，实际上是对各类资源的电力价值的认识不清晰。高效的大容量煤电机组应是作为基荷电源；作为腰荷电源的中等容量机组要加快深度调峰改造和热电解耦，提高系统灵活性；对于能效指标达标又完成超低排放改造的到期机组，在保证设备安全的情况下，应该建议实行延寿运行，用于启停调峰、战略备用，继续为电力系统提供容量贡献。同时，加快自备电厂的市场化，依法依规将其转变为公用电厂，参与 电网安全调峰工作。 5、建立公平合理的容量机制，释放价格信号 健全的容量机制可以有效降低容量采购成本，形成类似“需求响应 +延寿煤电”的方案来更经济地满足尖峰负荷需求，避免出现“建设煤电机组来应对短时电力供应短缺”的不合理情况 。 高比例可再生能源发展和用电负荷 “新常态 ”对电力系统的备用容量充裕度有更高的要求，但单一电量市场往往无法激励充足的发电投资来确保资源充裕性，特别是在当市场最高限价被各种政治因素所限而被人为压低的情况下，因此需要引入容量机制，以确保发电商能够收回固定成本。 中国特殊的政治经济学语境，和世界各国电力市场机制建设的经验均决定了在中国引入容量机制的必要性。发电主体按照各自功能从现货市场和容量市场获取相应收益，在监管机制下发挥 “市场力量 ”的作用，真正还原电力的商品属性且兼顾电力 “实时平衡 ”的商品特性。 目录 1.电力供需现状分析 . 1 1.1 全国电力供需形势 . 1 1.2 区域电网电力供需 . 4 2. “十四五 ”电力供应安全保障的总体思路 . 6 2.1 建立综合资源战略规划体系 . 6 2.2 平衡好电力安全与经济代价 . 6 2.3 平衡好电力安全与长期电力转型关系 . 7 3.电力资源充裕度技术经济比较 . 8 3.1 资源充裕度理论 . 8 3.2 电力供应资源 . 10 4.山东省案例 . 14 4.1 山东省电力基本情况 . 14 4.2 山东省电源优化方案 . 15 4.2.1 电力供应结构优化结果 . 15 4.2.2 电力供应结构优化措施 . 25 4.2.3 讨论与分析 . 26 4.3 不同电力供应保障方案的经济分析 . 29 5. 结论与政策建议 . 30 5.1 研究结论 . 30 5.2 政策建议 . 31 附录 I 综合资源战略规划 . 33 附录 II Screening Curve 模型 . 34 附录 III 山东省电力资源情况 . 37 附录 IV 山东省煤电应急调峰储备电源名单 . 40