2020年9月，我国提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标。构建以新能源为主体的新型电力系统，大规模提高可再生能源的接入比例并推动电力行业提前达峰是实现全社会碳达峰、碳中和目标的主要路径和关键措施。另一方面，从去年12月份开始，湖南、江西、浙江、广东等地接连出现了短暂的用电负荷缺口，部分区域的“拉闸限电”和“有序用电”引起了大家的关注，一些专家建议继续增加煤电项目以弥补用电缺口，并避免出现类似美国得州一样的电力危机。在碳达峰目标下“十四五”电力如何规划，煤电如何发展，值得我们进一步分析。
一、“十三五”电力发展关键问题总结
（一）电力系统留有充足的灵活性裕度
“十三五”电力规划中提出2020年风电装机2.1亿千瓦、太阳能发电装机1.1亿千瓦的发展目标。并且为了适应高比例可再生能源的接入、降低弃风弃光率，规划中提出了增加电力系统综合调节能力的发展目标，规划“十三五”期间新增1700万千瓦抽水蓄能、新增5000万千瓦天然气发电、新增2.19亿千瓦煤电灵活性改造的目标[1]。从规划完成结果来看，2020年风电装机达到2.81亿千瓦，太阳能发电装机达到2.53亿千瓦，随机性电源超过规划目标2.14亿千瓦；而抽水蓄能仅增加850万千瓦、天然气发电增加3200万千瓦[2]，煤电灵活性改造规模也仅仅完成6000万千瓦左右[3]，灵活性电源距离规划目标还存在1.8亿千瓦左右的缺口。
从实际电力需求来看，“十三五”全国平均用电量增速达到5.7%，最大负荷增速高出用电增速1个百分点左右，均超过预期。从风光发电的消纳来看，2020年全国风电、光伏的平均利用率分别是97%、98%，均超过“十三五”规划目标。“十三五”期间，在灵活性电源远未达到规划目标、随机性电源远超规划目标的情况下，随机性电源仍能维持很高的消纳水平，同时电力系统仍能满足超预期的电力需求，这说明“十三五”期间的电力系统留有充足的灵活性裕度。
（二）不同区域电源不足与过剩并存
传统的判断认为，电力供给过剩会导致煤电利用小时下行，并认为煤电利用小时高于5500小时是电力供给不足，5000小时是供需平衡，4500小时是宽松，低于4000小时是过剩。除了供给过剩外，发用电结构变化也能驱动煤电利用小时下行。需求侧负荷曲线剧烈波动，需要煤电调峰来保持电力系统平衡，导致煤电利用小时下行。供给侧大规模风电、光伏等可再生能源的接入需要煤电让出电量空间并提供足够的电力负荷、辅助性服务支持，这也导致煤电利用小时下行。
“十三五”期间，国内的三产结构及用电结构相对于“十二五”并未发生根本性的变化，因此除供需平衡因素外，影响煤电利用小时变化的因素主要来自于发电结构的变化。我们选取全国典型省份煤电进行比较分析，将该省煤电分为基本型和调节型煤电，并将调节型煤电与风光打捆折算，折算后的基本型煤电年利用小时如图1所示。
图1 全国部分省份基本型煤电年利用小时
从图1可以看出，不考虑为风光发电让出电量的影响，全国不同省份之间煤电利用情况存在很大的不同。陕西、浙江、吉林和湖南煤电利用小时均不足4500小时，属于电力供给宽松的范围；而江西超过6000小时，安徽接近5500小时，均为电力供给紧张。因此，“十三五”不同区域电力存在宽松与紧张并存的问题。
（三）需求响应能力不足导致个别地区出现短期负荷紧张
2019年以来，我国个别省份出现了“有序用电”的事件，2020年年底，我国湖南、江西等地也出现过短暂的电力供应紧张，一时间电力供给短缺成为业界讨论的热点。
但就如同发用电结构变化导致的煤电利用小时下行被误认为是供给过剩一样，相应的需求响应能力不足引起的负荷紧张也被认为电力供给不足。国家电网公司的信息显示[4]，2019年全国超过最大负荷95%的时间不足24小时，超过最大负荷90%的持续时间普遍低于168小时（湖北、湖南、江西等省低于48小时）。按照全国最高负荷12亿千瓦左右来计算，前5%、前10%对应的负荷规模分别是6000万千瓦、1.2亿千瓦。这部分持续时间超短、需要多次启停的负荷需求利用任何电源来满足都是极为不经济的，最好的解决办法是利用需求响应的方式来解决。因此，最近几年来个别地区的“有序用电”难以归类为电力供给不足，而应该归类为需求响应能力不足。
二、“十四五”用电情景预测
“十二五”期间，我国用电量增长14934亿千瓦时，年均用电量增速6.3%；“十三五”期间，用电量增长18177亿千瓦时，年均用电量增速5.7%。2020年受疫情影响，用电量增速仅3.1%。国内多家权威机构[5、6]预测，“十四五”用电量增速放缓至4%～5%。
2020年我国人均用电量5320千瓦时，已经进入到发达经济的初期发展阶段；但是根据当年人均生活用电量776千瓦时来衡量，我国还停留在工业化的后期阶段。参考经合组织国家的用电结构，未来我国居民用电和第三产业用电占比仍将不断提高。居民用电和第三产业用电的特点是负荷曲线受到气候变化影响导致的尖峰特征更加明显。“十二五”以来，我国绝大部分省市用电负荷增速大于用电量增速一个百分点左右[7]，预计“十四五”这种趋势不会改变。因此预计“十四五”全国最高用电负荷增速比用电量增速高一个百分点，预计维持5%～6%的增速。
三、“十四五”电力规划推荐情景
（一）“十四五”电力规划的背景
第一，“双碳”目标已经成为“十四五”电力规划的硬约束。我国自去年9月提出“双碳”目标后，去年12月提出了2030年风电、太阳能发电总装机达到12亿千瓦以上的发展目标；今年3月进一步提出了构建以新能源为主体的新型电力系统的战略目标。到“十四五”末，预计可再生能源在全社会用电量增量中的比重将达到三分之二左右，在一次能源消费增量中的比重将超过50%。因此“十四五”电力发展规划的制定必须以“双碳”目标作为强约束。
第二，煤电、水电、风电和光伏发电等的成本因素不再是限制规划结果的关键因素。进行电力规划的主要目标函数是在满足用电需求的情况下使全社会的总用电成本最低。不考虑输配电成本情况，仅从发电侧来评估，煤电、水电、风电和光伏任何一种电源都难以在全国层面相对于其他电源形成成本优势，煤电只是在某些区域或某些项目上具有相对成本优势，但随着风光发电成本的进一步降低，这种优势在“十四五”会逐步消失。因此“十四五”电力规划中煤电、水电、风电、光伏四种电源的成本问题不再是约束规划的关键因素。
第三，将需求侧资源纳入规划已经成为业界的共识。随着用电负荷尖峰特征的逐步凸显，电网公司、地方政府都逐步意识到仅依靠供给侧增加电源的方式满足电力需求既不经济也没有必要，将需求侧资源纳入电力规划，利用需求响应的方式削减尖峰负荷逐步成为大家的共识。2019年国网公司就提出建议按照尖峰负荷95%来进行电力规划，超出部分利用需求侧管理的方式来满足[4]。山东、江苏、浙江等省份2020年年度的电力平衡方案中也提出了按照最大负荷5%设置需求侧响应的目标[8-10]。
（二）“十四五”电力规划推荐情景分析
基于“十四五”电力规划的背景，本文根据前述分析直接给出推荐情景，具体的数据信息如表1所示。
表1 “十四五”电力规划推荐情景数据表
（三）推荐情景关键指标解释
水电方面，预计“十四五”常规水电每年新投产1000万千瓦左右，装机由2020年的3.4亿千瓦增加到3.9亿千瓦；新投产的机组主要集中在金沙江中上游、怒江和澜沧江流域。抽水蓄能在“十四五”将迎来大发展，在目前3100万千瓦在运的基础上，再增加5000万千瓦左右，总规划超过8000万千瓦，继续保持世界第一。
天然气发电方面，适当加快发展速度，在东部沿海地区建设一批重点调峰项目，到2025年天然气发电规模达到1.5亿千瓦。
核电方面，预计已经在建17台机组除霞浦2号外全部建成，2020年核准未建的3台机组将有两台建成，核电新增装机2000万千瓦，总规模达到7000万千瓦。
风电和太阳能方面，受“双碳”目标的激励，行业各机构都预测风电和太阳能将迎来大发展，但考虑到上下游产业链配套产能的可持续发展，预计风电、光伏每年合理的新增规模分别为5000万千瓦、6000万千瓦，2025年风电和光伏的装机规模分别达到5.3亿千瓦、5.5亿千瓦，成为满足增量电力需求的主力电源。需要说明的是，尽管在部分区域，风电、光伏难以达到20%、15%的有效出力系数，但是考虑到中西部负荷时序上的差异和跨区域输电的影响，再加上调度的优化，在全国总体层面20%、15%的出力系数是可以达到的。
生物质发电方面，优化资源利用，每年新增生物质秸秆发电200万千瓦、新增垃圾发电200万千瓦，2050年总装机达到5500万千瓦左右。
新型储能方面，国家规划中提出的3000万千瓦发展目标能够完成。但是新型储能预计更多应用在负荷侧，并和分布式、微网结合。
需求响应方面，至少按照最大负荷的5%来规划，“十四五”通过需求响应的方式至少能减少6000万千瓦的尖峰负荷需求。
（四）推荐情景规划结果分析
按照推荐规划方案，2025年全国电力总装机达到30.88亿千瓦，2025年全社会总发电量达到9.72万亿千瓦时，比2020年高出2.1万亿千瓦时，能够保证年均用电量5%、最高负荷6%的用电增量需求。
按照此推荐方案，2025年可再生能源装机占比将达到53%，“十四五”增量用电部分的67%来自于可再生能源，“双碳”目标约束下的电力发展目标能够满足。
按照此推荐方案，电力行业将在“十四五”期间实现煤电装机、发电耗煤和碳排放量的“三达峰”，峰值分别是11.5亿千瓦、13.8亿吨标煤和45亿吨碳排放，提前5年实现国家制定的碳排放达峰目标，并为碳中和目标的实现打下坚实的基础。
四、“十四五”煤电发展
第一，严控煤电新增规模。将煤电核准权限重新上收，除特殊情况外，不再核准新的商用煤电机组。为了保证燃煤发电技术不断创新并且为光热发电、氢燃料发电等进行技术储备，每年安排400万千瓦左右的先进技术示范项目；同时加快落后机组淘汰和过剩机组的封存备用。使煤电在目前10.9亿千瓦在运、1亿千瓦左右在建的基础上，2025年煤电总装机量控制在11.5亿千瓦左右。
第二，推动煤电定位转变。加大60万千瓦及以上超临界、超超临界供热改造的力度，使高效煤电机组在全力保障供电安全的同时更多承担供热、供气职能，提高资源利用效率。加大30万、60万千瓦级亚临界机组的灵活性改造力度，使中型机组在电力系统中承担更多的辅助服务职能。加大中小型落后煤电机组的淘汰力度，为30万千瓦及以下排放达标机组让出电量和热力空间，使30万千瓦级煤电在保障区域供热、供气和区域电网调频调峰中承担更多的责任。
第三，优化煤电布局。按照有减有增的原则，推动煤电在全国区域内布局的优化。在东北、西北等煤电过剩的地区及豫北、鄂西等部分区域加大过剩煤电淘汰的力度，提高现有高效煤电机组的利用效率，并且为其他地区煤电发展让出指标空间。在三北特高压送端科学布局合理规模的煤电，为高比例可再生能源的送出提供保障，提高特高压线路的利用效率。在华中、华东地区因地、因时布局少量高效煤电机组，保障当地电力、热力供给。
五、政策建议
第一，准确计算电力的安全裕度及所需灵活性资源阈值下限。目前，很多专家学者从保障用电安全、为可再生能源提供灵活性等角度来支持进一步增加煤电；但是“十三五”规划的实践已经证明我国电力规划中留有较大的安全裕度。为了进一步推动可再生能源的发展，同时避免出现美国得州的大停电事故，需要采用“自下而上”的方式分省、分地区对未来电力系统的安全裕度进行准确评估，对保持电力系统安全所必须的灵活性资源下限进行准确计算，以推动电力行业在保持安全的情况下尽快实现碳达峰的目标。
第二，收紧煤电核准权限，制定更加严格的控制目标。因为受到GDP、税收、就业等多方面因素的影响，地方政府在煤电发展上一直保持很高的热情。因此，一定要收紧煤电核准的权限，并制定严格的规划约束目标和考核指标，避免在实现“双碳”目标的关键时期出现“刹车失灵”问题。
第三，高度重视需求侧响应手段的应用。从前文的分析中可以看出，业内所关注的局部地区“缺电”问题不是真正的电力短缺，而是因为电力需求侧缺乏灵活响应造成的。因此利用市场化的手段提高需求侧响应能力是解决这种“缺电”的最有效手段。
第四，建立合理的收益和成本分摊机制。在保障用电安全的情况下提高电力的清洁、低碳水平势必要增加用电成本，这种增量成本不能一直在电力系统内部消纳，必须选择合适的机会疏导出来。因此应该合理计算高比例可再生能源并网的成本，并建立合理的分摊和疏导机制，让成本有效分摊，以推动电力行业可持续发展。
// 参考文献：
[1]国家发展改革委,国家能源局.电力发展“十三五”规划(2016-2020年)[R]. 2016.08
[2]国家能源局.2020年可再生能源发展情况总结[EB].2021.https://news.bjx.com.cn/html/20210201/1133470.shtml
[3]北极星电力网.目标规模超2亿千瓦,完成率仅1/4左右,煤电灵活性改造为啥这么慢?[EB].2020.https://news.bjx.com.cn/html/20200622/1082867.shtml
[4]国家电网有限公司.关于"十四五"能源电力发展的思考[R]. 2019.12
[5]全球能源互联网发展合作组织.中国“十四五”电力发展规划研究[R]. 2020.06
[6]张运洲,张宁,代红才,等.中国电力系统低碳发展分析模型构建与转型路径比较[J]. 中国电力, 2021,3(54), 1-11
[7]能源杂志. "十四五"我国会缺电吗?[EB].2021.https://finance.sina.cn/chanjing/gdxw/2021-03-19/detail-ikknscsi8643540.d.html
[8]山东省能源局.2020年全省有限用电方案[R]. 2020.04
[9]江苏省发展和改革委员会.省发展改革委关于做好2020年有序用电和需求响应有关工作的通知[R]. 2020.05
[10]浙江省发展和改革委员会,浙江省能源局.浙江省发展改革委省能源局关于开展2020年度电力需求响应工作的通知[R]. 2020.05