电力行业煤炭消费总量控制方案和政策研究.pdf

中国煤控项目电力课题组电力行业煤炭消费总量控制方案和政策研究执行摘要中国煤控项目2015/01III 目   录  前     言  . 1 第一部分   概述  . 3 一、我国电力发展概况  . 3 二、成就与挑战  . 5 第二部分  电力低碳转型路线及技术经济评估  . 8 第三部分  中长期低碳电力规划情景方案研究  . 10 一、电力需求预测 分析  . 10 二、全国及分区电力发展规划情景  . 14 三、电力行业污染物排放预测  . 17 四、煤电水耗预测  . 21 五、中长期电力投资测算及供电成本分析  . 24 六、控煤的综合效益分析  . 27 第四部分  电力行业煤炭消费总量控 制方案及政策措施  . 27 一、电力行业煤炭消费总量控制方案研究  . 28 二、电力行业煤炭消费控制政策措施  . 31 第五部分  研究结论与政策建议  . 36 一、研究结果  . 36 二、政策建议  . 37 附件 1：  . 43 可再生能源大规模发展的电力规划激进情景  . 43 1 前     言  煤炭是我国最重要的基础能源 ， 以煤为主的能源消费结构十分突出 。随着重工业化进程的加快以及城镇化速度的提高，以煤炭为主的能源消费不断快速增长。 1952 年一次能源消费中煤炭占 95%， 50 年代、 60 年代都在 90%左右， 70 年代占 80%左右， 80 年代、 90 年代70%左右， “十五”时期煤炭占一次能源消费比重逐年下降，降至 68%左右，但“十一五”期间煤炭比例小幅上升，达到 70%以上，并且随着煤炭供需压力的不断加大，煤炭资源与水资源间的逆向分布、生产与消费的逆向分布问题也日渐突出。“十二五”期间，针对煤炭供需矛盾、煤炭行业结构调整、节能减排以及推进煤炭企业并重组等问题，国家提出了一系列具体发展规划，其中煤炭工业发展“十二五”规划在明确“煤炭作为主体能源的地位不会改变”和“消费量还将持续增加”的同时，做出了“比重将明显下降”的乐观判断。 2013 年全国煤炭产量 37 亿吨左右，同比增幅 1.37%左右；煤炭消费量 36.1亿吨，同比增幅 2.6%左右 ，约占一次能源消费总量的 65.7 。  以煤为主 的 能源结构， 决定了中国的电力工业以 煤电 为主 的结构特点。 电力是中国煤炭工业的最大用户，煤炭和电力是依存度非常高的上下游产业 。 截至 2012 年底，全国煤电装机 7.54 亿千瓦， 占总装机容量的 67.78%， 全年发电量 3.71 万亿千瓦时， 占总发电量的 74.50%。由于我国能源资源的禀赋条件，决定了我国长期维持以煤为主的一次能源消费结构，可以预见煤电将在相当长的时期内仍然是我国电源结构的主力。长 期以来，以煤炭为主的能源结构支撑了中国经济的高速发展，但同时也对生态环境造成了严重的破坏，尤其是 2012 年以来反复出现的全国性大面积重度雾霾，严重威胁了公众的身体健康 。 为了应对气候变化、保护环境和减少空气污染，电力行业煤炭消费控制方案及政策研究势在必行：一方面，严格控制电力行业煤炭消费总量，使电力行业的煤炭消费量尽早达到峰值，可以节约资源，实现资源更2 大范围内的优化配置；另一方面，加强大气污染防治，在环境容量的约束下可促进电力行业实现低碳可持续发展。  本报告 通过对我国电力发展现状及面临形势的分析， 深入研究各类煤炭替代能源发电技术的经济性、竞争性及技术发展潜力，提出电力行业低碳转型路线图； 综合考虑经济社会发展、电气化水平提高 以及能源资源特征 等影响因素 ，研究全国中长期电力需求与电力负荷特性，并综合考虑电力电量平衡，编制全国中长期电力规划的基准方案和政策方案， 分析未来煤电耗能的下降空间，预测电力行业煤炭消费总量峰值和拐点； 基于区域资源评估、技术展望以及国家提出的战略规划与政策措施，编制区域中长期电力规划的基准方案， 通过 构建基于环境容量约束和输电约束的分区域综合资源战略规划模型，编制 区域 中长期电力规划 的 政策 方案； 提出电力行业煤炭消费总量控制措施，从电网实际运行角度，利用低碳电力调度模型对典型电网系统中各类替代能源的应用潜力和系统运行可行性进行分析，研究压煤、挖潜空间，并进一步对煤炭控制方案进行成本效益分析；结合电力发展战略目标、原则、布局，提出电力行业煤炭消费总量控制目标措施以及相应的政策建议。  3 第一部分   概述  一、我国电力发展概况  我国经济持续高速增长带动能源电力消费持续增加，电力行业在保持快速发展的同时，不断适应经济结构调整和科技迅猛发展带来的深刻变化，持续推进转变发展方式，调整电力结构，加强电力节能减排，为经济社会环境协调发展做出了重要的贡献。  2013 年我国 全社会用电量达到 5.32 万亿千瓦时 ，发电 装机容量达 12.47 亿千瓦，首次超过美国跃居世界首位，其中 煤电装机达 7.9亿千瓦 。 2013 年火电完成投资比 2005 年减少 59.1%；所占电源投资比重降至 25.0%，比 2005 年降低 45.4 个百分点 ， 其中 2013 年煤电投资占电源投资比重降 至 19.6%。  据中国电力企业联合会统计， 截至 2012 年底，全国火电装机容量 81968 万千瓦，占我国总装机容量的 71.48%。 2012 年，全国火电发电量 39255 亿千瓦时，占总发电量的 78.7%。 2000-2011 年我国火电装机容量及占总装机比重变化见图 表 1，火电发电量及占总发电量比重变化见图 表 2。  图 1  2001-2012 年我国火电装机容量及占总装机比重变化  4 图  2  2001-2012 年火电发电量及占总发电量比重变化  我国能源以煤为主，根据中国统计摘要 2013， 2012 年我国能源消费总量 36.2 亿吨标准煤，其中煤炭占能源消费总量的 67.1%，石油占 18.5%，天然气占 5.2%，水电、核电及其他能源发电占 9.2%。在煤炭的消费结构中，电煤占煤炭消耗量比重最大， 2012 年，受电力消费需求放缓以及水电多发影响，全国 6000 千瓦及以上电厂发电消耗原煤 17.90 亿吨，比上年减少 1.87%； 6000 千瓦及以上电厂供热消耗原煤 1.84 亿吨，比上年增长 1.01%。全年 6000 千瓦及以上电厂发电生产及供热消耗原煤 19.74 亿吨，比上年减少 1.61%，占全国原煤供应总量的 50.23%。 2011 年分行业煤炭消费情况见 图表 9。  图  3  2011 年分行业煤炭消费情况  资料来源 ： 中国能源统计年鉴 2012，电力、热力的生产供应业所占比例为 49.8%。  0.51% 7.62% 37.41% 50.09% 0.23% 0.19% 0.64% 0.62% 2.69% 农、林、牧、渔、水利业  采掘业  制造业  电力、煤气及水生产和供应业  建筑业  交通运输、仓储和邮政业  批发、零售业和住宿、餐饮业  其他行业  生活消费  5 二、成就与挑战  1、 2013 年装机与电力生产规模跃居世界第一 ，但 人均装机仍有较大发展空间 。  图  4  2001-2012 年全国发电总装机容量及其增速变化  图  5  2001-2012 年全国人均装机容量及其增速变化  2、 以煤电为主的装机和发电结构，使 电力行业 在节能减排中理应承担无可推卸的责任。  6 图  6   2001-2012 年全国不同发电类型装机比重变化  图  7  2001-2012 年全国不同发电类型发电量比重  3、 电气化水平显著提升，但仍存在较大提升空间 。  图  8  电气化水平国际比较  051015202530电能占终端能源比重（%）中国  美国  日本  韩国  加拿大  德国  英国  OECD 世界  7 4、煤电能效显著提升， 2012 年供电煤耗为 325 克标煤 /度电，主要污染物排放绩效近年来也显著提高， 但与煤电节能减排升级与改造行动计划的要求相比，节能减排的空间和压力巨大：新建机组供电煤耗小于 300 克标煤 /度电，现有机组平均低于 310 克标煤 /度电；东部煤电污染物排放绩效达到燃气机组水平，中部接近燃气机组水平。  图  9  1980-2012 年我国火电机组平均供电标准煤耗变化情况  5、 可再生能源，特别是风电 2006 年以来发展迅速 ， 但非化石发电比例依然低（ 2012 年不足 22%）；中国核电发展速度远低于预期；可再生能源并网遇到较大困难；太能阳发展严重滞后 。  图  10  2006-2012 年我国不同类型非化石能源装机比重变化  8 图  11  2006-2012 年我国不同类型非化石能源发电量比重变化  第二部分  电力低碳转型路线 及技术经济评估  报告对主要发电技术的技术发展路线进行了分析和展望 ，主要包括清洁煤发电技术、天然气发电技术、风电技术、核电技术、太阳能发电技术以及智能电网技术。同时， 报告还从发电侧与售电侧两个角度对可再生能源的竞争力情况进行了比较分析，分析结果如图 表 12所示。发电侧主要是对集中式的可再生能源电源与火力发电上网电价进行对比，售电侧则是针对分布式电源 与零售电价的比较 而言。  综合技术发展路径和技术经济评估，课题组提出中国电力行业低碳转型路径如下：  2020 年 前 ：火电依然占据主体 位置 ，西部发展大型煤电基地，以 USC、 CFB 为主，机型以 USC（ SC） +CHP、天然气调峰电站、分布式天然气热电冷联产（ CCHP）为主，煤电装机进入高峰期；清洁能源以水电、核电和陆上风电为主，加大对海上风电和太阳能光伏的扶持力度，鼓励在东部负荷中心发展分布式 PV。  2020-2030 年：煤电高峰期结束， CCS 改造或退役火电厂改建 CCS成为煤电发展新趋势， 700 摄氏度 USC 进入商业化前示范阶段；受天然气供应能力提升的影响，天然气发电的比重将有进一步的提升；9 水电基本饱和，风电、太阳能（包括 PV 和光热）成为主力电源；三代核电技术迅速推广；可再生比例显著提高，各种能效措施的节能潜力得到充分释 放。  图  12  2020-2050 年可再生能源竞争力对比  2030-2050 年： 700 摄氏度 USC 进入商业化运行，将显著提升煤电的发电效率；火电（煤电和气电）开始进行 CCS 改造；三代核电技术全面实现乏燃料闭环运行，四代核电技术开始由商业化示范进入商业化运行；各种储能技术（氢能、及其它燃料电池）全面运用，电0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20202020302050火电上网电价  火电上网电价  火电上网电价  平均销售电价  平均销售电价  元 /kWh 分布式 PV 分布式光热  集中式光热  集中式 PV 核电  海上风电  陆上风电  西部火电  中部火电  东部火电  10 网格局发生根本性变化，实现“大网 +中网 +微网”协同发展，并与其它能源网络融合。  第三部分  中长期低碳电力规划情景方案研究  一、电力需求预测分析  1、 人均用电量的国际比较。  2012 年中国人均用电量 为 3667 千瓦时， 相当于美国 1959 年、英国 1965 年、日本 1972 年、韩国 1995 年的人均用电水平。 2005 年美国、欧盟、日本等国家的人均用电量先后达到峰值，用电量出现饱和之后逐年下降， 2012 年日本人均用电量为 7945 千瓦时， OECD 为8163 千瓦时，韩国为 10236 千瓦时，美国为 13156 千瓦时。  图  13  人均用电量国际比较  2、 电力需求预测 基准方案  2010 年， 全国全社会用电量 4.20 万亿 千瓦时，“十一五”期间年均增长 11.1%；全口径最大负荷 6.61 亿千瓦，“十一五”期间年均增长 11.3%。 2011 年和 2012 年用电量同比增长 11.7%和 5.6%。  综合考虑经济 社会发展、电气化水平提高等影响因素和电力作为重要基础产业及民生重要保障的地位，对比分析世界发达国家用电需求发展历程，借鉴国内各机构预测成果，采取多方法进行预测，提出未来电力需求增长高中低方案预测结果。预计 2020 年全国全社会用020004000600080001000012000140001600018000196019621964196619681970197219741976197819801982198419861988199019921994199619982000200220042006200820102012人均用电量（千瓦时/人）加拿大  中国  德国  英国  日本  OECD 美国  世界  韩国  11 电量 7.6-8.1 万亿千瓦时，推荐方案为 7.99 万亿千瓦时， 2012-2020年年均增速 6.07%左右，人均用电量约为 5570 千瓦时 。  预计 2030 年全国全社会用电量 9.5-11.5 万亿千瓦时，推荐方案为 10.54 万亿千瓦时， 2020-2030 年年均增速 2.81%；人均用电量 7250千瓦时，相当于 OECD 国家 1996 年的平均水平。  预计 2050 年全国全社会用电量 12.0-13.2 万亿千瓦时，推荐方案为 12.76 万亿千瓦时， 2030-2050 年年均增速 0.96%，人均用电量 9210千瓦时，相当于韩国 2010 年的平均水平。  表格  1  经济发展和能源电力需求预测表（ 基准方案）  项目  2020 年  2015-2020均增  2030 年  2020-2030均增  2050 年  2030-2050均增  人口（亿人）  14.33  14.53  13.85  GDP（万亿元）  83 7.00% 145 5.74% 277 3.29% 人均 GDP（ 2010年 美元）  9670   16660   33389   用电量（亿千瓦时）  79890 6.07% 105390 2.81% 127590 0.96% 人均用电量（千瓦时）  5570  7250  9210  3、电力需求预测政策方案  能效电厂 （ efficiency power plant， EPP）不是一种真实的发电厂，而是一种虚拟电厂，即通过实施一揽子节电计划和能效项目，在需求侧节约电力资源。从实施目的来说，能效电厂包括降低电能消耗（节能，相当于减少建设提供基本负荷的发电厂）和降低最大电力负荷、改善电力负荷曲线（移峰填谷，相当于建立调峰电厂） 2 层含义。  在美国， 25 个州都发布了长期（大于等于 3 年）的能源节约目标，或者 能效标准。这 25 个州占全美销售电量的 60%。如果这些州可以做到其设定的目标， 2020 年的可节约电量 2320 亿千瓦时，相当于全国销售电量的 6%。图 表 14 是各州的能效目标的设定汇总，可以看出，能效占比（节能量占全社会用电量的比例）平均在 1% 1.5%浮动，且处于上升的状态。  12 图  14  美国典型州能效目标的设定  资料来源： ACEEE, State Energy Efficiency Resource Standards(EERS), April 2014 电力节能潜力评估。 在节能潜力评估方面，工业节能与建筑节能分别由专业的行业课题组进行研究与描述，本报告仅研究通用型节能技术与电力行业自身能效技术的节能效果。此外， 地源热泵技术 作为一种新兴高效节能技术，在报告中予以考虑与体现。  报告通过对文献和 数据的整理及计算， 得出 中国在 2020、 2030到 2050 年的节能减排水平预估如 表格 2 所示。  表格  2  节能潜力评估  技术 /亿 kWh 2020 年  2030 年  2050 年  节能灯  480.02  3304.54  0.00  高效电机  1300.00  1800.00  2300.00  节能变压器  88.70  91.65  17.74  变频调速器  977.00  935.00  757.00  高效家电  4000 7500 10000 地源热泵技术  171.98  311.18  589.59  总计  7017.69 13942.38 13664.33 负荷曲线优化潜力评估 。 负荷曲线优化的主要技术手段是依靠冰蓄冷、电动汽车以及需求侧管理等。  冰蓄冷 技术在用电低谷期蓄存冷量，用电高峰期融冰释冷单独供冷或与制冷机共同运行供冷。由于电力负荷与空调负荷特性基本一致，所以，冰蓄冷技术具有削峰填谷的作用，可缩小电网峰谷差、平衡电力负荷、减小机组装机容量、改善发电机组效率以及降低环境污染等。冰蓄冷系统的应用可提高电网负荷率，使电力部门实现减排。  0.00%0.50%1.00%1.50%2.00%2.50%3.00%2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 202013 电动汽车 接入网络（ Vehicle to Grid，  V2G）技术体现了能量双向、实时、可控、高速地在车辆和电网之间流动，为电网调峰带来了新途径。利用电动汽车作为可移动的分布式储能装置可避免或延缓电网建设的优势受到广泛关注。 以每辆电动车平均每年节省成品油 3t、平均耗电率为 0.2 kWh/km 来计算，每辆车每年的节能量（节油量折合成标准煤，耗电量折合成标准煤）达 2.421tce。  表格  3  不同规模电动汽车对峰谷差影响  电动汽车规模 /万辆  峰谷差 /万 kW 调峰容量节约 /万 kW 调峰投资现值节约 /亿元  0 947.74 0 0 10 925.24 22.50 5.63 20 902.74 45.00 11.25 50 835.25 112.49 28.12 100 722.73 225.01 56.25 资料来源：张秉良，孙玉田，李建祥 . 电动汽车的电网高峰模型及效益分析 . 供用电 2012年 2 月  电力需求侧管理 是指对用电一方实施的管理。这种管理是国家通过相应政策措施来引导用户高峰时少用电，低谷时多用电，从而减轻用电高峰时段的供电压力，提高供电效率，优化用电方式的一种办法。目前普遍实行的错峰用电、全社会节能以及大客户负荷终端控制，就是需求侧管理的几个重要方面。  需求侧管理在 20 世纪 90 年代由国外引入中国， 2002 年后政府开始全面倡导，在过去的十多年中，需求侧管理 成功应用于移峰填谷、节能节电等方面，累积节电 1304 亿千瓦时、节煤 5860 万吨、移峰380 万千瓦、削峰 3650 万千瓦、减排二氧化硫 133 万吨，为节能减排工作做出了巨大的贡献。  电力需求政策方案 主要考虑深度节能政策对电力需求过快的抑制功能，同时也充 分考虑了我国电力能源供应的资源禀赋和环境生态承载力约束。考虑电力节能的影响后，对 2020、 2030、 2050 年中国人均用电量做出预测，分别为 5400、 6610、 8710 千瓦时。 30、 50 年的人均用电量相当于 OECD 国家 1985、 2007 年的平均水平。与基准情景相比， 分别降低 640、 500 千瓦时。  14 通过对我国节能灯、高效电机、节能变压器、变频调速器等典型节能技术的潜力进行综合评估，测算不同节能技术最大程度的节能电量或移峰电量。结合我国目前的能效管理现状以及不同节能技术对电量与负荷的影响，并借鉴美国能效占比演变趋势的国际经验，设定2020、 2030、 2050 年可以实现的能效电量占理论节能电量的 35.4%、66.6%、 50.3%。  表格  4  电力需求预测参数（政策情景）  2020 2030 2050 人口（亿）  14.33 14.53 13.85 GDP（万亿元）  83 145 277 GDP 增速（ %）  7.50% 5.8% 3.3% 人均 GDP（ 2010 年 美元）  9670  16660  33389  人均用电（千瓦时）  5400 6610 8710 电量净增长率（ %）  5.65% 2.19% 1.15% 全社会净需求电量  77403  96100  120720  能效电量  2487  9290  6870  全社会总需求电量  79890  105390  127590  二、全国及分区电力发展规划情景  本报告设计两种具有代表性的情景进行分析，一是基准情景，即水电、核电、风电等可再生能源均达到预期开发规模的下限；二是政策情景，即在政策工具指导下优化电力资源配置，实现经济上可开发利用的最优核电与可再生能源发电规模，积极促进核电与可再生能源的发展，实现煤电替代，控制煤炭消费总量。  1、全国及分区电力规划基准情景  基准情景以水电、核电、风电、太阳能发电达到预期开发规模下限为边界条件，研究该情景对应的电力流和电源结构。  表格  5  全国电源装机及发电量表（基准方案）  装机构成（万千瓦）  发电量（亿千瓦时）  年度  2012 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 水电  24947 36000 41000 42500 44000 12600 14350 14900 15400 抽蓄  2033 6000 15000 22500 30000 480 1800 3300 4500 煤电  75400 108000 128000 126000 124000 54000 61440 57960 57040 燃气  3717 10000 20000 25000 30000 3000 6000 7500 9000 15 核电  1257 5800 16000 23000 30000 4060 11200 16100 21000 风电  6142 20000 35000 52500 70000 4000 7000 10500 14000 太阳能  341 10000 30000 50000 70000 1600 4500 7000 9800 生物质能  769 1400 2000 2500 3000 630 900 1100 1350 合计  112573 197200 287000 344000 401000 79890 105390 115060 127590 2020、 2030、 2040、 2050 年我国燃煤燃气发电装机容量所占总装机逐步下降，分别为 60%、 52%、 44%、 38%；非化石能源 发电装机 所占比重逐年上升，分别为 40%、 48%、 56%、 62%。  煤炭工业发展“十二五”规划提出，“十二五”期间将在蒙、新、晋、陕、甘、宁、黔等省（自治区）建设锡林郭勒、鄂尔多斯、呼伦贝尔、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等 16 个大型煤电基地，到 2020 年逐步形成一批以外送电力为主的现代化千万千瓦级大型煤电基地。 2014 年，鄂尔多斯、锡盟、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东等 9 个煤电基地开工和启动前期工作规模 7000 万千瓦，占到全国煤电总装机的 8%。基准情景中煤电装机于2030 年左右达到峰值。  表格  6  分区火电装机、发电量预测（基准方案）  装机（万千瓦）  发电量（亿千瓦时）  年度  2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 华北电网  33118 38064 37831 37598 16559 18270 17412 17295 华东电网  21985 23791 23460 23128 10992 11420 10799 10639 华中电网  16670 19890 19367 18844 8336 9548 8915 8668 东北电网  8313 8881 8409 7937 4156 4263 3870 3651 西北电网  15037 22257 22016 21775 7518 10683 10100 10017 南方电网  12877 15116 14917 14718 6439 7256 6864 6770 合计  108000 128000 126000 124000 54000 61440 57960 57040 电力规划基准情景中， 2020 年全国发电耗煤 15.66 亿吨标煤， 折合 21.92 亿吨原煤； 2030 年耗煤 17.20 亿吨标煤， 折合 24.08 亿吨原煤； 2040 年耗煤 15.94 亿吨标煤，折合 22.31 亿吨原煤； 2050 年耗煤15.40 亿吨标煤， 折合 21.56 亿吨原煤。  2、全国及分区电力规划政策情景  16 图  15  六大政策工具  政策情景以水电、核电、风电、太阳能发电达到预期开发规模上限为边界条件，即大规模发展核电、风电、太阳能发电。  表格  7  全国电源装机及发电量（政策方案）  装机构成（万千瓦）  发电量（亿千瓦时）  年份  2020 2025 2030 2040 2050 2020 2025 2030 2040 2050 水电  36000 40000 44000 46000 48000 12600 14000 15400 16100 16800 抽蓄  7000 11000 15000 21000 30000 560 880 1500 2100 3000 煤电  100000 103400 94000 83000 71000 50000 51700 45120 39000 33370 集中式气电  5000 7500 10000 11000 12000 2500 3750 4500 5000 5400 分布式气电  5000 7500 10000 16000 23000 1250 1875 2500 4000 5750 核电  5800 12500 19000 29000 39000 4060 8750 13300 20300 27300 风电  23000 35500 43000 62000 80000 4600 7100 8600 12400 16000 集中式 PV 4500 7500 10000 25000 40000 720 1200 1600 3750 6000 分布式 PV 6500 13500 20000 30000 40000 780 1620 2400 3600 4800 太阳能光热  1500 4800 7600 11000 15000 450 1440 2280 3300 4500 生物质能  1400 1700 2000 3000 4000 630 765 900 1350 1800 总合计  195700 244900 274600 337000 402000 77400  91910  96100  108100  120720  2020、 2025、 2030、 2040、 2050 年我国燃煤燃气发电装机容量所占总装机逐步下降，分别为 56%、 48%、 42%、 33%、 26%；非化石能源 发电装机 所占比重逐年上升，分别为 44%、 52%、 58%、 67%和 74%。  通过政策工具优化，大规模高比例发展核电、可再生能源发电，基于电力电量平衡，测算煤电装机规模，与基准情景相比，政策情景1.促进可再生能源发电规模化发展和高效消纳  2.核电安全高效发展  3.促进发电技术创新与学习效应  4.全国与区域性污染物排放控制  5.应对气候变化的政策与行动  6.发电外部成本内部化  17 中的煤电装机大幅下降，并于 2025 年左右达到峰值，实现煤炭消费控制的目标。  表格  8  分区火电装机、发电量预测（政策方案）  装机（万千瓦）  发电量（亿千瓦时）  年份  2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 华北电网  32635 31163 28017 24871 16318 15582 13636 11690 华东电网  18750 14202 12175.5 10149 9375 7101 5935 4770 华中电网  14344 13589 11608 9627 7172 6795 5660 4524 东北电网  7052 4904 3966 3028 3526 2452 1938 1423 西北电网  15875 20333 18457 16581 7938 10166 8980 7793 南方电网  11344 9809 8277 6745 5672 4904 4041 3170 合计  100000 94000 82500 71000 50000 47000 40190 33370 电力规划政策情景中， 2020 年发电耗煤 14.25 亿吨标煤， 折合19.95 亿吨原煤； 2025 年耗煤 14.48 亿吨标煤，折合 20.27 亿吨原煤；2030 年耗煤 12.41 亿吨标煤， 折合 17.37 亿吨原煤； 2040 年耗煤 10.53亿吨标煤，折合 14.74 亿吨原煤； 2050 年耗煤 8.84 亿吨标煤， 折合12.38 亿吨原煤。  三、电力行业污染物排放预测  根据火电厂大气污染物排放标准以及 煤电节能减排升级与改造行动计划 (2014 2020 年 ) 的要求， 东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。 在情景设定中，将全国分为重点控制区域和一般控制区域。 对于重点 控制 地区 ， 2020 年现有 燃煤发电机组三大污染物 要执行特排放限值，新建机组实现近零标准（ 5/35/50mg/Nm3）， 2030 年现有机组实现近零标准（ 5/35/50mg/Nm3）；对于一般控制地区 ， 2020 年现有燃煤发电机组要执行火电厂大气污染物排放标准要求的普通排放限值，新建机组执行特别排放限值，2030 年现有机组执行特别排放限值，新建机组实现近零标准（ 5/35/50mg/Nm3）。  18 表格  9  火电厂大气污染物排放限值预测（单位： mg/Nm3）  2020 2030 现有机组  新建机组  现有机组  新建机组  重点控制区域  烟尘  20 5 5 5 SO2 50 35 35 35 NOx 100 50 50 50 一般控制区域  烟尘  30 20 20 5 SO2 100 50 50 35 NOx 200 100 100 50 1、污染物排放量情景预测  通过严格控制全国各地区火电污染物排放， 2020、 2030 年电力行业污染物排放量控制效果显著。在更为严格的污染物排放约束条件下，政策情景与基准情景相比， 2020 年烟尘、 SO2、 NOx 的污染物排放量分别比基准情景下降了 2.73、 21.70、 27.11 万吨， 2030 年分别下降 7.03、 57.32、 61.1 万吨。  图  16  2020(a)、 2030(b)年基准情景与政策情景电力行业污染物排放比较  根据报告情景设定及分析预测结果， 2020、 2030 年电力行业污染物排放量相比 2012 年的排放水平呈现较大的下降幅度，具体来说，在政策情景中，相比 2012 年的排放水平， 2020 年烟尘排放量下降至2012 年的 52%， 2030 年下降至 25%； SO2 排放量 在 2020 年时下降至2012 年水平的 38%， 2030 年下降至 24%； NOx 的排放量在 2020年时下降至 2012 年水平的 49%， 2030 年进一步下降至 26%。从整个19 污染物排放量的下降趋势 来看，我国电力行业污染物排放量的下降潜力是巨大的。  图  17  电力行业污染物下降潜力  我国环境保护虽然取得积极进展，但环境形势依然严峻，以煤为主的能源结构导致大气污染物总量居高不下，城市大气环境形势依然严峻，区域性大气污染问题日趋明显，京津冀、长三角、珠三角地区等城市群大气污染呈现明显的区域性特征。国家多次出台相关政策控制污染物排放，综合改善空气环境质量，统筹规划重点区域的大气污染防治。由此