能源转型中的电力燃料供需格局研究

　　核心观点：加快推动能源电力转型，是碳达峰、碳中和战略目标的主要内容和关键领域。在转型过程中，既面临能源生产和消费总量继续显著增长的约束，还要解决可再生能源接入比例逐步提高、用电负荷特性持续变化，对电力系统安全稳定运行提出的更高要求，尤其今年下半年全国多地出现电力供应缺口，更突出体现了煤电对保障电力供应安全的兜底作用。

　　预计“十四五”电力行业用煤需求年均增长2.4%左右，2030年达24.5-25.3亿吨，用煤需求季节性波动强度进一步增大；发电用天然气需求年均增长超过10%。电力安全高度依赖电力燃料供应。

　　提出如下建议：一是统筹做好上下游能源行业能源转型顶层设计，提升煤炭供应能力，增强供应弹性。二是进一步完善推进煤炭产供储销体系建设，确保电煤稳定供应。三是建立和完善市场机制和价格机制，推动煤电转型和健康持续发展。四是持续加大财税费政策支持力度，提高火电企业持续发展能力。五是加快推进关键核心技术的研发和规模化应用。 

　　一、当前火电发展及燃料供需现状

　　1.煤电发展和电煤供需现状

　　煤电作为我国主力电源，长期以来,发挥着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用。2020年底，燃煤机组装机10.8亿千瓦，为2000年的5倍。随着电力产业转型升级，风水光核等清洁能源的快速发展，煤电装机占比逐年下降，利用小时数明显降低。2020年煤电装机占总装机的比重49.1%，首次降至50%以下；利用小时4340小时，比2011年下降965小时；煤电发电量占总发电量的比重60.8%，煤电依然是中国电力供应中不可或缺的主力电源。

图1  2010至2020年全国煤电装机及占比情况

　　2020年，全国电厂发电及供热消耗原煤23.0亿吨，占全国煤炭消费量53%，其中华北区域消耗量最高，华东次之。煤炭去产能效果明显，产能步向主产地、大型企业集中。2020年，全国原煤产量38.4亿吨，同比增长0.9%，其中，山西、内蒙古、陕西三省原煤产量占全国煤炭产量的71.4%，比2015年提高7.0个百分点。由于煤炭资源和消费需求的逆向分布，近半数煤炭依赖跨省区运输，2020年，内蒙古、山西、陕西合计调出煤炭16.7亿吨，占当年全国煤炭产量的48.5%，调出地集中、调出量大，加大了煤炭产运需衔接难度和压力。进口煤是国内煤炭资源的重要补充，在稳定电煤整体供应体系、促进锅炉配煤掺烧、改善企业经营等方面发挥了积极的重要作用。

　　2016年下半年以来，受各种因素影响，煤炭供应形势持续偏紧。尤其是今年3月份以来，各月产量增速均在零上下或负增长，电煤需求增长超预期而产量增加乏力，市场供应严重不足。坑口、港口、用户端等各环节价格均大幅跳涨，屡创新高，远远高于电力企业承受能力，煤电企业陷入整体亏损。同时电煤的紧张形势也随之影响电网的稳定运行，多个地方不得已采取有序用电，甚至出现了拉闸限电现象。

　　2.燃气发电和天然气供需现状

　　2020年底，全国燃气发电装机容量9802万千瓦，占发电装机比例4.5%，主要分布在京津冀、长三角和珠三角等东部经济发达地区。除部分地区供热机组外，多以调峰调频为主，约占燃气发电机组总容量的70%。2020年，全国燃气发电机组发电量为2485亿千瓦时，占全国发电量的3.3%。燃气发电利用小时较低。燃气发电企业经营成本居高不下。

　　我国天然气资源不足，对外依存度逐年增长。2020年，天然气进口量1397亿立方米，同比增加5.3%，对外依存度为43.0%。储气设施建设落后、调峰矛盾突出，尤其近几年来“煤改气”政策下，我国冬季天然气消费量激增，峰谷差也更加突出。

　　二、能源转型中的火电发展及燃料需求

　　1.能源转型下火电发展规模及布局

　　党的十九届六中全会及中央经济工作会也提出，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中强调要统筹煤电发展和保供调峰。国务院在《2030年前碳达峰行动方案》中明确要严格控制新增煤电项目，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

　　中短期内，煤电装机达峰前，煤电机组尽可能按照“增容控量”的思路安排运行，现有机组延寿及灵活性改造，同时新增部分装机满足电力平衡要求，尽可能利用清洁能源发电，减少碳排放。预计“十四五”、“十五五”期间，全国煤电装机新增1.5、0.3亿千瓦，2025年、2030年全国煤电装机分别达到12.3、12.6亿千瓦，2030年，全国煤电装机达峰。远期来看，对于我国煤电退出程度仍存在不同观点，取决于各项关键技术的发展路径和成熟程度。

　　燃气发电具有调节速度快、调峰幅度大、二氧化碳排放低等优势，燃气发电在能源转型中的定位和发展方向相对比较明确，“十四五”及以后，调峰电源将是气电发展的主要方向。从成本、对外依存度、化石能源特性上看，燃气发电不宜成为持续快速大量发展的电源，可以适度推进。预计到2025年、2030年全国气电装机分别达到1.5、2.35亿千瓦。

　　2. 电力燃料需求预测及展望

　　预计“十四五”期间电力消费将以中速保持刚性增长。综合考虑我国经济发展阶段、电能替代、新型城镇化建设、能效水平提升，根据中电联相关研究，预计“十四五”、“十五五”期间，我国全社会用电量年均增速分别为4.8%、3.6%，2025年、2030年我国全社会用电量分别为9.5万亿、11.3万亿千瓦时。

　　在充分考虑用电需求和保障用电安全的基础上，以优先发展清洁能源、促进电力行业绿色低碳发展为原则，从发挥兜底和调节性作用角度预测煤电、气电发电量。预计“十四五”期间，煤电、气电发电量年均分别增长2.4%、12.5%左右；进入“十五五”时期，随着储能技术的成熟和应用，清洁能源、核电等加快发展，煤电发电量增长有限，总体呈倒“V”型走势波动，煤电发电量年均增速-0.7%～0.1%，气电发电量增长相对平稳，与“十四五”增速基本持平，2030年气电发电量6700亿千瓦时左右。

　　综合考虑煤电机组出力情况、设备升级、节能改造和参与深度调峰对煤耗的影响，预计2025年电力行业用煤25.2亿吨左右，“十四五”年均增速2.4%左右，2030年电力行业用煤24.5-25.3亿吨。考虑到极端天气、清洁能源的消纳以及储能技术的发展情况，所带来的用电需求增长的不确定性，煤电的兜底保障作用或不可缺，在经济保持正常发展情况下，煤电出力或将高于预期，电煤需求增长存在突破以上预测的可能。电力燃料耗用波动性增大，夏、冬两季呈双高峰。电网安全高度依赖电力燃料供应。

　　3.电力燃料供应情况展望

　　未来煤炭产量在“十四五”时期需维持一定增长。煤炭进口方面，近几年进口煤量维持2.7-3亿吨左右，预计后期进口煤量大概率维持在3亿吨左右。从目前煤炭规划意见来看，煤炭产量增速远低于电力用煤增速。若进一步提升煤电利用效率与清洁化水平的同时，大力压降散烧煤和工业用煤，用煤结构进一步向电力倾斜，其他行业用煤及散烧煤需求控制在预期范围内，电煤供需可基本实现平衡。

　　煤电基础保障性和系统调节性电源的系统定位，对电煤安全、稳定、充足供应提出更高要求，电力燃料供应需要在能源转型中维持动态平衡。煤炭供应的紧平衡与电煤需求波动性增强的矛盾更加突出，煤炭供应应对需求波动的弹性不足，易出现时段性、区域性供需失衡情况。

　　三、相关建议

　　我国经济进入高质量发展阶段，电力需求和负荷将继续保持较快增长。“双碳”目标下，能源电力行业转型调整步伐加快，并处于构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中，电力安全稳定供应的难度更大，季节性及极端天气下电力供应紧张的情况将明显增多，需要发挥煤炭在能源中的主体作用，以及煤电在电力系统中的兜底保供和调峰调频作用。

　　一是统筹做好上下游能源行业能源转型顶层设计。统筹规划煤炭产能，继续核增部分煤炭产能，提升煤炭供应能力，防止煤炭产量收缩过快，提高部分用煤地区的内部平衡保障能力，保持进口煤政策的连续性，确保电煤、电力供应安全。

　　二是进一步完善推进煤炭产供储销体系建设。研究建立煤炭储备产能和应急生产能力，制定煤矿保供与弹性生产机制，优先组织满足条件的先进产能煤矿，形成煤矿应急生产能力，增强供应弹性。完善煤炭生产模式和中长期合同中均衡的供应模式，提高煤炭生产交易的弹性。完善煤炭储备制度要求，分时段制定煤炭储备天数标准。持续完善煤炭运输体系建设，打通运输瓶颈。

　　三是建立和完善市场机制和价格机制。进一步完善和推动电煤中长协机制。进一步理顺电力、热力价格与煤炭、天然气价格机制，建立成本传导顺畅、联动合理、调节有效的市场化价格机制。完善电力市场辅助服务补偿与交易机制，健全完善煤电参与电力辅助服务的政策机制，出台针对深度调峰和备用机组的两部制电价。

　　四是持续加大财税费政策支持力度，提高火电企业持续发展能力。针对当下的火电机组经营困难的问题，向经营困难的燃煤机组提供专项资金补贴，维持企业正常生产经营。征收特别收益金，效仿石油行业征收特别收益金的模式,设定征收煤炭特别收益金的煤价下限，充分发挥收益金的调节作用。加大对煤电去产能等工作支持力度，给予财政、税收、金融等优惠政策，减轻企业改革成本压力。