煤炭開采行業(yè)專題報告：新能源發(fā)展對電煤需求的影響分析

煤炭開采行業(yè)專題報告：新能源發(fā)展對電煤需求的影響分析一、回顧過去：新能源發(fā)展需要煤基能源支撐，煤電作為基礎保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源的功能定位更加明確1.電煤需求拉動動力煤總消費量增長我國煤炭消費的絕大部分用于動力煤。按照煤化程度煤炭可以分為:褐煤、煙煤和無煙煤，三者煤化程度依次遞增。煤化程度也叫煤的變質(zhì)程度，通俗理解就是煤中碳元素含量的高低。煤化程度和煤的轉(zhuǎn)變時間及轉(zhuǎn)變環(huán)境有關，煤化程度越高所需要的時間和條件也越苛刻。按用途可以將煤炭分為煉焦煤和動力煤。煉焦煤具有較好的粘結(jié)性和較厚的膠質(zhì)層，可用于煉焦。動力煤，顧名思義就是提供動力來源的煤炭，理論上所有的煤種均可以作為動力煤，實踐中煤炭消費的絕大部分用于動力煤（占比約86%）。電力行業(yè)是我國動力煤消費的第一大戶，未來電煤需求的增加是動力煤需求增長的主要因素。動力煤下游分為火電、供熱、化工、冶金和建材，主要作為燃料也有少部分作為原料。在動力煤供需緊張價格高企的時段，也有煉焦配煤轉(zhuǎn)作動力煤使用的情況。從動力煤下游消費結(jié)構(gòu)看，電煤消費量占動力煤消費總量比重保持在58%-64%之間（其中2022年占比63%）。非電煤消費量占比相對較穩(wěn)定。此外，隨著經(jīng)濟發(fā)展穩(wěn)中有進，電煤消費量整體呈現(xiàn)逐年上升的趨勢（其中，2022年電煤消費同比增速3.87%，2023年1-8月同比增速8.50%），未來電煤消費量的增長將直接拉動動力煤消費乃至煤炭消費總量的增長。2.“新能源”定位表述變化，明確提出推動煤電等支撐性調(diào)節(jié)性電源建設《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》首要原則是保障安全、綠色低碳，明確大力發(fā)展非化石能源的同時，加強煤炭安全托底保障，發(fā)揮煤電支撐性調(diào)節(jié)性作用。該規(guī)劃指出我國步入構(gòu)建現(xiàn)代能源體系的新階段，“十四五”時期是為力爭在2030年前實現(xiàn)碳達峰、2060年前實現(xiàn)碳中和打好基礎的關鍵時期，必須協(xié)同推進能源低碳轉(zhuǎn)型與供給保障，加快能源系統(tǒng)調(diào)整以適應新能源大規(guī)模發(fā)展，推動形成綠色發(fā)展方式和生活方式。其中，在電力系統(tǒng)建設方面，加快發(fā)展風電、太陽能發(fā)電，因地制宜開發(fā)水電，積極安全有序發(fā)展核電，有序推進煤電等支撐性、調(diào)節(jié)性電源建設，全面實施煤電機組靈活性改造，同時明確提出推動構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，推動電力系統(tǒng)向適應大規(guī)模高比例新能源方向演進，加大力度規(guī)劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節(jié)能的煤電為支撐、以穩(wěn)定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。需關注的是，相較能源發(fā)展“十二五”“十三五”規(guī)劃，在非化石能源方面前兩個五年規(guī)劃的重點任務順序為水電、核電、風力和太陽能，而“十四五”規(guī)劃優(yōu)先強調(diào)加快發(fā)展風光；在煤炭煤電方面，“十二五”規(guī)劃的要求是“安全高效開發(fā)煤炭和高效清潔發(fā)展煤電”、“十三五”規(guī)劃的要求是“嚴格控制審批新建煤礦項目、優(yōu)化規(guī)劃煤電建設時序和合理確定新增煤電規(guī)?！保笆奈濉币?guī)劃的要求是“加強煤炭安全托底保障、發(fā)揮煤電支撐性調(diào)節(jié)性作用和大力推動煤電‘三改聯(lián)動’”?？梢姡茉窗l(fā)展五年規(guī)劃對煤炭煤電和新能源等政策出現(xiàn)新的調(diào)整變化，當前在大力發(fā)展風光新能源、推動構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的同時，進一步強調(diào)煤炭的兜底安全保障作用，明確提出發(fā)揮煤電等支撐性調(diào)節(jié)性電源作用，同步有序推動煤電建設和煤電靈活性改造等。2021年以來，國家高層已經(jīng)在不同場合重新明確煤炭煤電和新能源發(fā)展定位：◆2021年底中央經(jīng)濟工作會議首次提出:“傳統(tǒng)能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上。要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優(yōu)化組合。”2022年1月24日，中共中央政治局第三十六次集體學習：再次強調(diào)先立后破。要加大力度規(guī)劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節(jié)能的煤電為支撐、以穩(wěn)定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。2022年5月14日，國家發(fā)改委、能源局《關于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展實施方案的通知》提出“加快構(gòu)建適應新能源占比逐步提升的新型電力系統(tǒng)”（由“以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”調(diào)整為“新能源占比逐步提升的新型電力系統(tǒng)”。）2022年5月24日，《國務院關于印發(fā)扎實穩(wěn)住經(jīng)濟一攬子政策措施的通知》：有序釋放煤炭優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能。抓緊推動實施一批能源項目（水電、抽蓄、煤電、風光基地、特高壓）。降低市場主體用水用電用網(wǎng)等成本。2022年5月25日，財政部《財政支持做好碳達峰碳中和工作的意見》，提出“推動構(gòu)建新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)”。2022年6月，發(fā)改委等九部門的《十四五可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提出“提升新型電力系統(tǒng)對高比例可再生能源的適應能力”。2022年9月8日，國家發(fā)改委在迎峰度夏能源保供和迎峰度冬工作預安排全國電視電話會議提出明年新開工4億噸，投產(chǎn)3億噸，火電新開工裝機1.65億千瓦。中共國家發(fā)展改革委黨組：推動煤電等支撐性調(diào)節(jié)性電源建設。2023年10月1日，《求是》雜志刊發(fā)中共國家發(fā)展改革委黨組署名文章《深刻把握六方面重大關系的實踐要求以高質(zhì)量發(fā)展推動中國式現(xiàn)代化》。該文章提出，在推進中國式現(xiàn)代化的新征程上，要加快建設現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)體系，深入實施產(chǎn)業(yè)基礎再造工程和重大技術裝備攻關工程，大力培育壯大戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，發(fā)展人工智能、生物醫(yī)藥、新材料、新能源等產(chǎn)業(yè)，推動傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)高端化、智能化、綠色化升級改造，不斷開辟發(fā)展新領域新賽道，塑造發(fā)展新動能新優(yōu)勢；要加強能源資源安全保障能力建設，推動煤電等支撐性調(diào)節(jié)性電源建設，加快鐵礦石等重要礦產(chǎn)資源開發(fā)利用。3.風光新能源保持增長態(tài)勢，發(fā)電增量貢獻中以風光為主，水電占比收窄，煤電增量仍保持較大規(guī)模從總發(fā)電量看，2013-2022年，全國總發(fā)電量保持逐年穩(wěn)步增長態(tài)勢。2013-2022年，全國總發(fā)電量由53474億千瓦時增長至86941億千瓦時，年均復合增速為5.6%，其中，受疫情、氣候、經(jīng)濟增速等因素影響，年度增速略有波動，但除2015年（增速0.5%）之外的其余年份增速保持3.6%以上。從2022年發(fā)電量看，全國總發(fā)電量86941億千瓦時，同比增長3.8%，增速放緩，較上年降低6.2個百分點，主要原因是受上一年低基數(shù)的影響2021年保持高增速。其中，火力發(fā)電量57307億千瓦時，同比增長1.49%；水電發(fā)電量13550億千瓦時，同比增長1.1%；核電發(fā)電量4178億千瓦時，同比增長2.5%；風電發(fā)電量7624億千瓦時，同比增長16.3%；太陽能發(fā)電量4276億千瓦時，同比增長30.8%。從發(fā)電絕對量電源結(jié)構(gòu)看，2013-2022年，火電仍是我國主要的發(fā)電方式，但其在總發(fā)電量中的占比有所下降，而可再生能源在總發(fā)電量中的占比有所提高，尤以風力和太陽能發(fā)電增長最為突出。2013-2022年，我國火力發(fā)電量由42027億千瓦時增長至57307億千瓦時，年均復合增速3.5%，火力發(fā)電占總發(fā)電量的比重由78.59%下降至65.91%，年均下降1.41個百分點。水力、風能、太陽能、生物質(zhì)能等可再生能源在總發(fā)電量中的占比有所提高，尤其是風力和太陽能發(fā)電占比提升最為明顯。僅從2022年發(fā)電量看，火力發(fā)電占總發(fā)電量的65.91%，較上年下降1.5個百分點，而水力、風能、太陽能等可再生能源占總發(fā)電量的29.27%，較上年的27.73%提高1.54個百分點，其中，2022年，風力、太陽能等新能源發(fā)電量占總發(fā)電量的13.69%，較上年提高2個百分點，較2013年增長11個百分點。值得注意的是，相較于新能源發(fā)電量占比的明顯抬升，2016年以來的煤電發(fā)電量逐年抬升（同比增速在0.99%-8.58%之間波動），同比增幅明顯高于“十二五”期間（由6.70%逐年降至-2.46%），與新能源發(fā)電量呈現(xiàn)同步增長的態(tài)勢。從發(fā)電增量電源結(jié)構(gòu)看，新增發(fā)電量中風光等新能源增量占比逐步提高且保持穩(wěn)步增長的趨勢，水電增量占比總體呈下降趨勢，火電增量仍保持較大占比但波動較大。從增量絕對值看，2013-2022年，全社會累計新增發(fā)電量37208千瓦時，其中，火電、水電、風光的累計增量分別為18165千瓦時（占比48.82%）、5010千瓦時（占比13.46%）、10837千瓦時（占比29.13%）。從各年度增量占比看，2013-2022年，風光新能源發(fā)電增量占比由10.94%提升至65.34%，整體保持增長態(tài)勢；水電發(fā)電增量占比總體呈下降趨勢，下降至4.69%；火電增量期間波動振幅較大，如2013/2017/2018/2021年占比增幅達75.98%/60.83%/62.24%/62.55%，至2022年占比為26.59%?？傮w上，當前風光等新能源發(fā)電保持持續(xù)增長，新增發(fā)電量中呈現(xiàn)出“以風光新能源為主力”的發(fā)展趨勢，但需注意的是，發(fā)電增量貢獻中以風光為主，水電占比放緩，火電增量絕對值和增量占比仍保持相對較大份額（如2017年、2018年、2021年），即，某種程度上講，發(fā)電增量中的風光等新能源發(fā)電增量主要以替代水電減量為主，替代火電相對較小。從新增裝機看，風光新能源裝機保持較高規(guī)模增量，火電新增裝機占比逐年下降但仍保持相對穩(wěn)定較大規(guī)模。近十年，在新能源裝機高增速的帶動下，我國新增裝機總體容量大幅提升，總體保持過億千瓦的增量規(guī)模，尤其是2020年面臨缺電風險后總的裝機容量快速增加。截至2022年底，全國發(fā)電裝機容量25.64億千瓦，包括：火電裝機容量13.32億千瓦，水電裝機容量4.135億千瓦，風電3.654億千瓦，太陽能發(fā)電裝機3.926億千瓦。從電源結(jié)構(gòu)增量占比看，新增裝機以風力和太陽能發(fā)電裝機為主且保持較高增量，尤其是2017年以來風光發(fā)電裝機年度合計增量占比始終保持50%以上，平均達57.43%（其中，2022年占比為65.74%）；火電新增裝機占比逐年下降，增量占比由2012年的60.84%下降至2022年的19.03%。需得注意的是，過去時間火電裝機絕對增量僅下降1480萬千瓦（2013年為5041萬千瓦、2022年為3561萬千瓦）且2020/2021年火電裝機增量仍超5000萬千瓦。特別是在過去連續(xù)兩年多地區(qū)出現(xiàn)電力供需緊張的情況下，2022年以來持續(xù)加碼煤電等支撐下電源項目的審批支持力度。根據(jù)國際環(huán)保機構(gòu)綠色和平梳理，2022年，我國新增核準煤電裝機總量較2021年呈井噴式攀升，獲批裝機總量高達9071.6萬千瓦，是2021年獲批總量的近5倍；2023年上半年總核準裝機為5040萬千瓦，已達2022年全年總核準裝機量的55.56%，遠超2021年獲批總量。4.煤電仍將長時期承擔保障電力安全的重要作用，并向基礎保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型2013年以來，我國煤電發(fā)電量占比整體呈下降趨勢，同比增速波動明顯，但仍是發(fā)電量的主要來源。根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的數(shù)據(jù)，截至2022年底，我國火力發(fā)電占總發(fā)電量的65.91%，煤電發(fā)電量占全國總發(fā)電量的58.4%，煤炭在現(xiàn)階段仍然是我國的主要支柱能源。電源結(jié)構(gòu)中，火電機組占全國總裝機容量的52%，煤電裝機已跌破50%（2021年為46.7%）。按照國家能源局的介紹，2021年煤電以不足50%的裝機占比，生產(chǎn)了全國60%的電量，承擔了70%的頂峰任務，發(fā)揮了保障電力安全穩(wěn)定供應的“頂梁柱”和“壓艙石”作用。近7年火電利用小時數(shù)下降趨勢放緩，火電高效、經(jīng)濟、穩(wěn)定的特征在基礎能源中發(fā)揮著重要作用。2017年以來，火電利用小時數(shù)由降轉(zhuǎn)升，其中2021年平均利用小時4448小時，2022年平均利用小時4379小時，分別相較最低點2016年上升6.26%、4.61%，其中2021年利用小時數(shù)為近年來的新高，主要原因是局部地區(qū)缺電，煤電承擔更突出的主體電源功能。電力消費彈性“十三五”以來明顯提升。2020年初，新冠疫情的肆虐導致全球經(jīng)濟增長受損嚴重，而2011年以來我國電力消費彈性系數(shù)長期低迷，市場整體對我國用電量情況持悲觀態(tài)度。出人意料的是，2020-2021年，我國全社會用電量在月度、季度、年度三個維度均實現(xiàn)了超出預期的高速增長：全社會用電量增速為3.1%、10.3%，用電彈性系數(shù)大幅度上升，達到1.38和1.23，位居近十年前二。需關注的是，如我們在之前的報告《我國能源、煤炭需求中長期預測（二）》中強調(diào)的，我國三產(chǎn)、居民用電彈性更高、韌性更強，第三產(chǎn)業(yè)復合增速最高、彈性最大，居民生活用電在各個時間維度上整體高于復合全社會用電量增速，而用電量占比最大的第二產(chǎn)業(yè)，中長期來看用電量增速小于全社會平均水平，電力消費彈性亦小于1。這也就意味著最近十年間，三產(chǎn)與居民生活用電已經(jīng)成為全社會用電量增長的主要邊際驅(qū)動因素。但不同的是，第二產(chǎn)業(yè)本身用電量與產(chǎn)值之間呈現(xiàn)顯著的線性關系，三產(chǎn)用電彈性更高，而居民生活用電貢獻電量而不貢獻經(jīng)濟產(chǎn)值。我們認為，隨著我國居民人均收入水平的進一步提升與產(chǎn)業(yè)升級持續(xù)進行，三產(chǎn)與居民生活用電量占比上行的趨勢，在較長時間內(nèi)都不會發(fā)生改變，而這兩者將驅(qū)動我國全社會用電量繼續(xù)快速上行，然而由于現(xiàn)階段的風光發(fā)電量規(guī)模仍相對較低，相當一段時間內(nèi)煤電依然是滿足社會經(jīng)濟發(fā)展需求的重要能源。我國以煤為主的資源稟賦，決定了煤電在相當長時期內(nèi)仍將承擔保障我國能源電力安全的重要作用。對比不同的發(fā)電方式，水電受到可利用資源的制約，水電站還要兼顧水量調(diào)蓄、改善航道等功能，豐水或枯水期會影響其發(fā)電能力；核電建設以確保安全為前提，需保持平穩(wěn)建設的節(jié)奏，建設周期長、投資大；受“多煤少氣”的資源限制難以大規(guī)模發(fā)展天然氣發(fā)電；風電和太陽能發(fā)電受季節(jié)、天氣和晝夜交替的影響存在間歇性、波動性大的問題，且面臨電力系統(tǒng)消納的問題。此外，盡管圍繞新型儲能做了很多工作，但相應支撐和調(diào)節(jié)能力遠遠未達到煤電量級?？傮w來看，現(xiàn)階段，煤電對于電力行業(yè)、能源行業(yè)有序發(fā)展和有序轉(zhuǎn)變，仍是非常重要的支撐，煤電向基礎保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型。如2022年來水明顯偏枯的三季度，全口徑煤電發(fā)電量同比增長9.2%，較好地彌補了水電出力的下降，充分發(fā)揮了煤電兜底保供作用。我們預計，2030年前煤電裝機和發(fā)電量仍將適度增長，并重點圍繞送端大型新能源基地、主要負荷中心、電網(wǎng)重要節(jié)點等區(qū)域統(tǒng)籌優(yōu)化布局。同時，為支撐“雙碳”戰(zhàn)略和系統(tǒng)穩(wěn)定運行，煤電機組通過節(jié)能降碳改造、供熱改造和靈活性改造“三改聯(lián)動”，實現(xiàn)向清潔、高效、靈活轉(zhuǎn)型。二、立足當下：煤電與新能源的有效協(xié)同是能源安全穩(wěn)定供應必由之路1．新能源短期內(nèi)難以承擔主體電源作用新能源發(fā)電具有一定的波動性和間歇性特點。新能源發(fā)電系統(tǒng)的穩(wěn)定性有待加強，與傳統(tǒng)的能源設施相比，新能源發(fā)電系統(tǒng)與整體能源消耗趨勢之間的關聯(lián)性較大，功率預測難度較大，加上缺乏相應的市場回報制度，目前電力系統(tǒng)的靈活度偏低。隨著新能源產(chǎn)業(yè)的持續(xù)發(fā)展，按照電氣特性分析，新能源的電力系統(tǒng)等值轉(zhuǎn)動慣量以及系統(tǒng)抗擾動能力會大幅度降低，容易出現(xiàn)系統(tǒng)功能不足、電壓失穩(wěn)、頻率受限等問題，難以滿足社會用電穩(wěn)定需求1。相較風電，新能源中光伏日出力波動更大。風光發(fā)電存在日內(nèi)尺度上的電力供需錯配，風電出力主要集中在傍晚及夜間，約18點-6點；光伏出力主要集中在中午，約10點-15點。但用電負荷高峰集中在8點-10點和18點-22點。常規(guī)火電機組啟停時間最少也需要6h，且極大增加了發(fā)電煤耗，降低了機組壽命，如果僅靠負荷平衡新能源出力，易導致午后新能源棄限、晚高峰電力供應不足。隨著光伏占比的提升，對于調(diào)峰要求更高。時空錯配疊加調(diào)節(jié)資源缺乏，新能源消納壓力逐漸顯現(xiàn)。隨著新能源裝機占比的逐步增大，盡管2022年全國整體新能源消納情況尚可，但棄風率較2021年已經(jīng)出現(xiàn)邊際上升，部分新能源大基地所在地區(qū)消納率較低。與此同時，新能源出力的同質(zhì)性與反負荷特性在裝機占比快速提升后更為顯現(xiàn)，“零電價”“負電價”頻現(xiàn)，在現(xiàn)存“基于邊際成本出清”的電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下會導致其大發(fā)時電價低而又難以在高電價時段獲利，收益率存在下行風險。新能源發(fā)電能量的密度較低，單位裝機容量的用地需求較大，然而新能源發(fā)電項目用地有著不可觸及的“紅線”。自然資源部聯(lián)合國家林業(yè)和草原局、國家能源局出臺了《關于支持光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)范用地管理有關工作的通知》明確，項目選址應當避讓耕地、生態(tài)保護紅線、歷史文化保護線、特殊自然景觀價值和文化標識區(qū)域、天然林地等；涉及自然保護地的，還應當符合自然保護地相關法規(guī)和政策要求。國土規(guī)劃利用現(xiàn)狀與新能源發(fā)展規(guī)劃無法高效銜接配合，限制了新能源產(chǎn)業(yè)項目的土地資源利用率。在我國西部地區(qū)新能源資源豐富，人均土地面積較大，可以通過合理地規(guī)劃配置大力開發(fā)風光。如果新能源產(chǎn)業(yè)無法在該區(qū)域內(nèi)合理建設，不僅會影響到生態(tài)保護計劃的實施，也不利于新能源產(chǎn)業(yè)的開發(fā)與利用。集中式新能源基地多位于負荷偏低地區(qū)，電力送出受網(wǎng)架限制。我國的能源資源分布與能源負荷中心呈逆向分布關系，風光資源富集在西部和北部地區(qū)，而能源消費負荷集中在東中部地區(qū)。目前，電能大規(guī)模的遠距離直接傳輸仍存在困難，大規(guī)?？缡≥斔团c電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行之間存在矛盾。尤其是以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地項目自2022年起陸續(xù)并網(wǎng)投產(chǎn)，新能源項目地域分布較為集中，西部和北部部分地區(qū)消納壓力增大。總體講，新能源高速增長的同時也給電力安全穩(wěn)定供應帶來一系列挑戰(zhàn)，“新能源+儲能”并不能成為煤電的替代者。一方面，高比例新能源顯著提升了電力供給的隨機性，進一步加劇了電力供需的時間錯配，電力平衡對于系統(tǒng)調(diào)峰的依賴性明顯增強。從日內(nèi)看，光伏在晚高峰時段幾乎無出力；從全年看，風電和光伏季節(jié)性出力與全社會用電需求也呈現(xiàn)出一定的峰谷錯配。在此情況下，用電高峰期的電量平衡高度依賴具備系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的常規(guī)電源，煤電機組兜底調(diào)節(jié)作用進一步凸顯。而在用電低谷期，高比例新能源并網(wǎng)也要求提高系統(tǒng)靈活性，通過降低煤電等調(diào)峰電源出力為大規(guī)模新能源消納利用騰挪空間。另一方面，盡管調(diào)峰需求持續(xù)擴大，我國靈活性調(diào)節(jié)電源建設目前仍較為滯后。發(fā)展較為成熟的抽水蓄能易受季節(jié)性因素和極端天氣影響，靈活調(diào)節(jié)能力有限；新型儲能則受技術和成本約束（據(jù)袁紅《聯(lián)營的路徑選擇及政策建議》測算，儲能成本只有下降到0.1元/千瓦時左右，才具備一定的競爭力。否則，“新能源+儲能”就會因電價過高導致經(jīng)濟性變差，新型電力系統(tǒng)的綜合發(fā)電成本會大幅度上升），仍不具備大規(guī)模部署和應用的條件。發(fā)電側(cè)的隨機性持續(xù)攀升與靈活電源支撐不足相互疊加。面向新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建，協(xié)同推進煤電轉(zhuǎn)型與新能源發(fā)展，加快提升系統(tǒng)調(diào)峰能力迫在眉睫。2．煤電具備支撐新能源有效協(xié)同發(fā)展的基礎條件煤電的高效、經(jīng)濟和便捷性能夠滿足支撐新能源的大規(guī)模接入后電力系統(tǒng)穩(wěn)定的需求。我國電力系統(tǒng)用電量峰谷變化大，季節(jié)性變化大，風電、光伏等新能源的大規(guī)模接入加大了我國電力系統(tǒng)穩(wěn)定的壓力。由于煤電發(fā)電較為靈活，隨時可以滿足調(diào)度、調(diào)節(jié)的需要，是當前及以后相當長的階段電網(wǎng)調(diào)峰最為經(jīng)濟快捷的方式。在其他發(fā)電方式不能滿足用電需求時，依靠煤電彌補供電的缺口基本不受地域、氣象等條件的限制，這是煤電相比于其他發(fā)電方式最大的優(yōu)勢之一。煤炭開發(fā)利用主要區(qū)域與風光新能源富集區(qū)域高度重合，區(qū)域空間協(xié)同優(yōu)勢突出。太陽能方面，我國太陽能輻射資源總體呈“高原大于平原、西部干燥區(qū)大于東部濕潤區(qū)”的分布特點，新疆、青海、內(nèi)蒙古、甘肅、寧夏、陜西等省份大部分都擁有很豐富的太陽輻照量。風能方面，我國的東北地區(qū)西部和東北部、內(nèi)蒙古中東部、新疆北部和東部的部分地區(qū)、甘肅西部、青藏高原等地的風能相對豐富。然而我國內(nèi)蒙古、陜西、新疆、甘肅等西部地區(qū)也是我國煤炭資源集中地和煤炭開發(fā)的主產(chǎn)區(qū)，我國的坑口電廠和現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)也主要集中在能源“金三角”煤炭主產(chǎn)區(qū)(內(nèi)蒙古鄂爾多斯-陜西榆林-寧夏寧東)以及新疆伊型、準東、哈密等煤炭接續(xù)區(qū)，煤炭資源富集區(qū)與太陽能資源富集區(qū)具有很大的重疊性。煤炭煤電與風光等新能源富集區(qū)域的高度重合，為新能源與煤炭清潔轉(zhuǎn)化的深度耦合協(xié)同發(fā)展提供了基礎條件。礦區(qū)地面土地資源可有效解決新能源開發(fā)面臨的土地資源約束問題。2022年2月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》鼓勵在采沉陷區(qū)發(fā)展風光基地。經(jīng)過多年高強度開采，我國采煤沉陷區(qū)面積不斷擴大。我國有23個省市區(qū)151個縣市區(qū)分布采煤沉陷區(qū)，面積20000km2主要分布在我國東部、東北等采煤歷史悠久的老礦區(qū)。其中，山西、內(nèi)蒙古等地區(qū)采煤沉陷區(qū)面積均在3000km2左右，陜西、山東、安徽等地區(qū)采煤沉陷區(qū)面積均在1000km2左右。憑借賦煤區(qū)煤炭與新能源富集區(qū)高度重合的優(yōu)勢,利用關閉退出煤礦賦存的多種可利用資源來發(fā)展風、光等新能源產(chǎn)業(yè),轉(zhuǎn)變?yōu)樾履茉撮_發(fā)基地,可延續(xù)煤礦生命周期,使煤礦再現(xiàn)經(jīng)濟活力。廢棄礦井的地面地下空間資源適用風光等新能源建設，具有較大的再開發(fā)利用潛力。煤炭礦區(qū)具有發(fā)展新能源的先天優(yōu)勢。除了豐富的煤炭資源外，還有大量的土地、風、光等其他資源以及已建成的道路、輸電線路等基礎設施。依托煤礦現(xiàn)有設施和條件，利用礦井及周邊大量閑置的土地或利用已經(jīng)建成的基礎設施,如道路和輸電線路等，大力發(fā)展光伏、風電、光熱、地熱以及瓦斯發(fā)電等,提高礦區(qū)及周邊可再生能源消費比，實現(xiàn)煤電靈活性調(diào)峰作用，減少棄風、棄光等,促進可再生能源發(fā)電更多實現(xiàn)就地就近消納轉(zhuǎn)化。3．煤電與新能源有效協(xié)同發(fā)展是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的必由之路新型電力系統(tǒng)是新型能源體系的重要內(nèi)容和實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵載體，是保障國家能源安全的重要基礎。黨的二十大報告提出“深入推進能源革命”“加快規(guī)劃建設新型能源體系”。電力系統(tǒng)連接能源生產(chǎn)和消費，是規(guī)劃建設新型能源體系、加快綠色轉(zhuǎn)型的中心環(huán)節(jié)，地位重要、作用突出。在“碳達峰、碳中和”目標的引領下，我國電力系統(tǒng)進入了構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的發(fā)展階段。2023年6月2日，國家能源局組織發(fā)布《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》（以下簡稱藍皮書）?！端{皮書》明確，新型電力系統(tǒng)是以確保能源電力安全為基本前提，以滿足經(jīng)濟社會高質(zhì)量發(fā)展的電力需求為首要目標，以高比例新能源供給消納體系建設為主線任務，以源網(wǎng)荷儲多向協(xié)同、靈活互動為有力支撐，以堅強、智能、柔性電網(wǎng)為樞紐平臺，以技術創(chuàng)新和體制機制創(chuàng)新為基礎保障的新時代電力系統(tǒng)，是新型能源體系的重要組成部分和實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵載體。新型電力系統(tǒng)具備安全高效、清潔低碳、柔性靈活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清潔低碳是核心目標，柔性靈活是重要支撐，智慧融合是基礎保障，共同構(gòu)建起新型電力系統(tǒng)的“四位一體”框架體系。構(gòu)建新型電力系統(tǒng)需要穩(wěn)定性靈活性資源。目前，國際上新能源發(fā)展較好的國家，具有靈活調(diào)節(jié)性能的機組裝機比重普遍較高。其中，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%。德國主要以占總裝機37.3%的火電機組作為靈活性電源，包括硬煤發(fā)電機組、褐煤發(fā)電機組、單循環(huán)燃氣發(fā)電機組以及聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電機組。德國的經(jīng)驗表明，在充分挖掘火電廠潛力的情況下，燃煤機組的最小出力可以從50%～60%下降到35%～50%，爬坡速度可以提升到原來的3倍，冷啟動時間縮短5%。相比之下，我國靈活電源裝機比重遠低于發(fā)達國家水平，電力系統(tǒng)仍然以煤電為主體電源，抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源裝機比重較低，不足6%。其中，“三北”地區(qū)新能源富集，風電、太陽能發(fā)電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調(diào)節(jié)電源卻不足3%。按照“十四五”“十五五”年均新增風光裝機1.1億千瓦測算，2025年全國電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力缺口將達到2億千瓦，2030年進一步增至6.6億千瓦，調(diào)節(jié)能力不足將成為制約新能源發(fā)展的重要因素。在電力需求持續(xù)增長和綠色低碳轉(zhuǎn)型步伐加快的雙重背景下,煤電仍是支撐電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行、保證能源安全供應的壓艙石。隨著新能源加速發(fā)展和用電結(jié)構(gòu)調(diào)整,電力系統(tǒng)對調(diào)峰容量的需求將不斷提高。而水電、氣電、儲能調(diào)峰電源等受站址資源條件、經(jīng)濟效益等影響,調(diào)峰能力有限;煤電作為調(diào)峰電源,具有技術和經(jīng)濟上的優(yōu)勢,可為新能源平抑波動提供調(diào)峰、調(diào)頻、電壓調(diào)節(jié)等服務,規(guī)避新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性。2023年6月，國家能源局發(fā)布的《藍皮書》指出，“煤電作為電力安全保障的‘壓艙石’，向基礎保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型。此外，在業(yè)內(nèi)專家看來，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)主要有三條路徑：提升現(xiàn)有電力系統(tǒng)的調(diào)峰、調(diào)頻、備用等靈活性調(diào)節(jié)能力；借助儲能、氫能、需求響應等外部調(diào)節(jié)手段，平抑供需波動；構(gòu)建獨立自主的微能源系統(tǒng)，在自平衡與自調(diào)度的基礎上，實現(xiàn)分布式能源的就地消納與源網(wǎng)荷儲的智能互動。需注意的是，各類設施中,最經(jīng)濟的莫過于煤電機組的靈活性改造，其改造成本最低。據(jù)《廣東“十三五”電源調(diào)峰聯(lián)合運行策略優(yōu)化》測算，采用煤電進行深度調(diào)峰的單位發(fā)電成本為0.05元/kWh。根據(jù)中國電力企業(yè)管理雜志刊出的袁紅《聯(lián)營的路徑選擇及政策建議》顯示：目前機組改造成本約500元-1500元/千瓦，遠低于新建調(diào)峰電源成本(抽水蓄能5500-7000元/千瓦，電化學儲能2000-3000元/千瓦)。4．政策主導&煤企實施，共同推進煤炭煤電與新能源一體化發(fā)展鑒于，我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展仍然面臨政策體系不完善、投資回報機制不健全、關鍵核心技術有待突破等問題，煤電靈活性改造仍未全面完成，需求側(cè)響應多數(shù)仍然通過“有序用電”的行政型手段開展，不能靈活跟蹤負荷變化。我們認為，在我國新型電力系統(tǒng)建設的進程中，既要積極推進新能源的大規(guī)模發(fā)展，也要充分強化煤電的基礎能源地位，加快靈活調(diào)節(jié)改造，提升兜底保障能力。當前，煤電新能源與煤電不是簡單的此消彼長的對立關系，只有協(xié)調(diào)好煤電轉(zhuǎn)型與新能源發(fā)展之間的關系，才能更好地支撐電力系統(tǒng)安全高效運行。當前，國家相關主管部門正積極推動煤電“三改聯(lián)動”和“兩個聯(lián)營”以及風光火儲一體化發(fā)展模式，著力提高電力系統(tǒng)靈活性和安全性。推動煤炭煤電“兩個聯(lián)營”，圍繞以沙漠、戈壁、荒漠為重點的大型風光電基地，打造“風光火儲一體化”開發(fā)模式，一方面，能夠依托礦區(qū)優(yōu)勢，強化煤電優(yōu)勢，在礦區(qū)大力發(fā)展坑口清潔低碳煤電，能夠提高煤電發(fā)電效率，實現(xiàn)煤電的近零排放，實現(xiàn)煤炭自身的清潔化發(fā)展；另一方面，合理規(guī)劃建設清潔高效先進節(jié)能的配套支撐性煤電，充分發(fā)揮煤電基礎保障和系統(tǒng)調(diào)節(jié)作用，進一步夯實煤電的電力保供“壓艙石”作用，促進新能源開發(fā)外送，為經(jīng)濟社會發(fā)展提供堅強電力保障。相關政策導向如下：2021年12月，中央經(jīng)濟工作會議首次提出:“傳統(tǒng)能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上。要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優(yōu)化組合?！?021年12月，國家公布第一批風光大基地項目清單，共計50個項目，總規(guī)模達97.05GW裝機。2022年2月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》，要求到2030年，規(guī)劃建設風光基地總裝機約4.55億千瓦。2022年11月，發(fā)改委發(fā)布消息稱，第一批9500萬千瓦基地項目已全部開工建設，印發(fā)第二批項目清單并抓緊推進前期工作，組織謀劃第三批基地項目。隨著大型風光基地建設提速，新能源并網(wǎng)消納以及跨區(qū)域外送電力等問題亟待解決。2022年12月，國資委召開在京部分中央企業(yè)座談會，會上提出，要科學有序推進碳達峰碳中和，深化煤炭與煤電、煤電與可再生能源“兩個聯(lián)營”。2023年1月，國家發(fā)改委召開例行新聞發(fā)布會，提出持續(xù)推進國有經(jīng)濟布局優(yōu)化和結(jié)構(gòu)調(diào)整，推進煤炭與煤電、煤電與新能源“兩個聯(lián)營”。2023年3月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》，錨定到2030年我國風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上的目標，加快構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系，且《實施方案》指出，按照推動煤炭和新能源優(yōu)化組合的要求，鼓勵煤電企業(yè)與新能源企業(yè)開展實質(zhì)性聯(lián)營。2023年6月，寧夏—湖南±800千伏特高壓直流輸電工程11日開工建設，這是我國首個“沙戈荒”風光電基地外送電特高壓工程。寧夏-湖南特高壓工程作為沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)首條外送特高壓直流工程，接入配套的光伏發(fā)電900萬千瓦、風電400萬千瓦，以及464萬千瓦支撐煤電，配套煤電裝機占比26.3%。三、展望未來：煤電預計2028年達峰，實際達峰或?qū)?，且達峰后存在一定平臺期結(jié)合前文研究，雙碳目標下我國加快風光等新能源發(fā)展，同步推動煤電向基礎性保障電源和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型。綜合研判經(jīng)濟發(fā)展增速、能源安全保障、綠色低碳轉(zhuǎn)型、經(jīng)濟成本合理、技術路線調(diào)整等因素基礎上，本節(jié)對新能源電量平衡和煤電達峰時間進行了初步理論預測，并基于中長期能源技術發(fā)展和經(jīng)濟性的不確定性，對實際達峰面臨的滯后性進行了闡述分析。1．電力趨勢預測：全社會用電量的增速預計在6%左右“十四五”期間我國GDP年均增速預計在5-6%之間。“十四五”規(guī)劃中提出，到2035年人均國內(nèi)生產(chǎn)總值達到中等發(fā)達國家水平。2021年我國人均GDP約為1.27萬美元，如果中等發(fā)達國家或經(jīng)濟體的人均GDP入門水平確定在2.5萬美元左右，要實現(xiàn)這一目標，人均GDP要增長一倍左右。如表所示，根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織、中電聯(lián)、能源藍皮書等預測，2023年中國經(jīng)濟運行將明顯好轉(zhuǎn)，考慮國際經(jīng)濟、房地產(chǎn)政策效果等不確定因素，2023-2025年GDP增速有望保持在5%-6%之間。據(jù)前文對電力消費彈性的分析，從電力消費彈性系數(shù)的角度，“十四五”期間全社會用電量的增速預計在6%左右。2016年以來，我國電力消費彈性系數(shù)基本在1.1上下波動。假設“十四五”期間我國GDP年均增速為5.5%，電力消費彈性系數(shù)維持在1.0-1.3之間的水平，取保守值1.0-1.1測算，則“十四五”期間我國全社會用電量的年均增速預計為6.0%、5.5%。綜上，考慮電力消費彈性的波動性和經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展下GDP增速趨緩，我們在測算未來社會用電量時，基準情形按照社會用電量增速逐步放緩的假設，即不同階段不同的社會用電量增速測算為：2023-2024年增速取值6%，2025-2027年增速取值5%，2028年增速取4.5%，2029-2030年增速取4.0%。2．電量平衡預測：“十四五”期間電煤需求保持增長（1）非化石能源裝機預測鑒于生物質(zhì)發(fā)電和其它類型發(fā)電裝機規(guī)模較小，參照過去均值予以測算。在這里主要針對水電、核電、風電和太陽能發(fā)電等進行測算。水電一般的建設周期在8年，依據(jù)目前水電開工及建設進度，可以確定“十四五”期間擬投產(chǎn)規(guī)模。根據(jù)水利水電規(guī)劃總院預計“十四五”新開工規(guī)模2000-3000萬千瓦，假設其在“十五五”期間均勻投產(chǎn)，取樂觀情景考慮，我們預計到2023-2025年裝機量累計新增4171萬千瓦，達到45522萬千瓦；“十五五”期間，水電裝機預計新增7500萬千瓦。根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035）》預測抽水蓄能的規(guī)模，該文件表明到2025年抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬千瓦以上；到2030年，投產(chǎn)總規(guī)模1.2億千瓦左右。根據(jù)近三年平均值，假設風力和光伏發(fā)電年均新增裝機約2.0億千瓦，考慮到新增裝機呈逐年上升趨勢，按照每年風光合計新增20000萬千瓦逐年遞增考慮，我們預測到“十四五”末，風、光裝機分別達到53544、87261萬千瓦；“十五五”末，風、光裝機分別達到90544、187261萬千瓦。核電建設周期在五年，參照核電項目核準審批情況，我們預計2023-2025年新增裝機約873萬千瓦，達到6425萬千瓦；“十五五”新增裝機約2500萬千瓦。（2）非化石能源利用小時數(shù)預測假設依據(jù)：水電參考過去三年和2022年的利用小時數(shù)；風電和光電在2022年的基礎上，考慮技術進步適度提高利用小時數(shù)；核電參照過去三年情況，考慮煤電支撐性等電源建設測算。（3）非化石能源發(fā)電量預測參照上述裝機容量和利用小時數(shù)，由此可以測算出：水、核、風、光的合計發(fā)電量在2023-2025年分別為32529、36364、40396億千瓦時，至2030年末合計發(fā)電量達63054億千瓦時。3．電煤需求預測：保守測算預計2028年達峰，達峰后存在平臺期以上測算中，新能源發(fā)電增量將無法完全覆蓋用電需求的增量，仍需火電貢獻，且主要依靠新增煤電。在用電需求中扣除非化石能源、天然氣、生物質(zhì)能發(fā)電及其他發(fā)電的出力，便是對煤電煤炭的需求。經(jīng)測算，2023-2030年的煤電發(fā)電量分別為：53359/54583/55537/56362/57078/57270/56872/56493億千瓦時，可以看出煤炭消費量預計在2028年達峰。通過煤電發(fā)電量測算電煤需求時，考慮到當前技術水平和靈活性調(diào)峰效能，我們預計煤耗下降趨勢逐步放緩至合理水平，2025年以后按照280g保持不變測算。經(jīng)測算，2023-2030年電煤消費量增速分別為4.6%、1.8%、1.3%、1.4%、1.3%、0.3%、-0.7%、-0.7%。值得關注的是，煤炭消費量在“十四五”時期依然處在增長階段，若“十五五”期間的2028年達峰后電煤消耗保持小幅下降或?qū)⑻幵诜逯灯脚_期。同時，從能源安全保障作用角度看，煤電發(fā)電量仍然占總發(fā)電量的近一半，煤電在電力保供中的重要地位短期內(nèi)難以改變。4．受限于電力系統(tǒng)消納瓶頸及用電需求超預期增長，實際電煤達峰時間或晚于2028年4.1供給端：風光等新能源裝機過快或?qū)_擊電力系統(tǒng)穩(wěn)定性新型電力系統(tǒng)中，當新能源電量占比和裝機占比逐漸升高時，系統(tǒng)消納新能源的難度逐漸加大。新能源發(fā)電的電源側(cè)和負荷側(cè)存在時間錯配的問題，而當新能源發(fā)電占比提升或?qū)⒓觿≡春蓵r間的錯配程度，加大消納難度?！笆濉背跗冢履茉措娏空急葍H5%左右時，全國性的風電消納的問題曾嚴重凸顯，平均棄風率達15%以上。國家能源局通過出臺制定解決棄風棄光棄水“三棄”問題的實施方案，棄風棄光率逐步下降，在2019年即被控制在5%以內(nèi)。但在2022年新能源電量占比已經(jīng)接近15%時，持續(xù)向下的棄風率反而出現(xiàn)邊際升高，表明消納的成本與難度隨新能源滲透率出現(xiàn)同步抬升。新能源發(fā)電滲透率在臨界值之內(nèi)，棄電率普遍不高，超過臨界值，棄電率將顯著提升。新能源棄電主要包括：一是經(jīng)濟棄電。當發(fā)現(xiàn)低價或負價能源時，調(diào)度/市場按機組經(jīng)濟報價由高到低進行經(jīng)濟棄電，即發(fā)電機組的未出清電量;二是自行棄電。按自發(fā)電計劃參與電力市場的發(fā)電商，通過主動減少自發(fā)電計劃造成的棄電;三是調(diào)度棄電。系統(tǒng)運營機構(gòu)為防范或緩解系統(tǒng)安全可靠風險而進行的棄電，屬于特殊情況下不得不干預系統(tǒng)運行的行為。需注意的是，參照海外新能源發(fā)展情況，當新能源發(fā)電滲透率在臨界值之內(nèi)，棄電率普遍不高，超過臨界值，棄電率將顯著提升。歐美國家均存在不同程度的新能源棄電，2020年風電棄電率普遍處于3%-11%區(qū)間；丹麥、愛爾蘭長期保持較低的棄電率，但隨著風電滲透率超過30%，近三年棄電率明顯上升。2023年第一季度，光伏大省當中，陜西、甘肅、寧夏、新疆，2023H1利用小時數(shù)有較大幅度下滑；風電大省當中，新疆2023H1的利用小時數(shù)有較大幅度下滑。根據(jù)我們的測算，2023至2025年新能源消納空間在1.6-2.1億千瓦/年。受限于消納空間以及非線性上漲且難以疏導的系統(tǒng)成本，新能源新增裝機年均保持2億千瓦及以上的市場預期實際可能難以實現(xiàn)。而“十四五”之后電力系統(tǒng)消納空間將主要取決于“十四五”末特高壓工程建設推進情況，以及存量火電靈活性改造和新型儲能等靈活性資源發(fā)展情況。中遠期特高壓與靈活性資源的建設節(jié)奏存在一定的不確定性，若實際推進進度不及預期，則“十四五”之后的新能源消納壓力恐將進一步加大。4.2需求端：全社會用電量有望超預期增長根據(jù)我們于2022年3月發(fā)布的《2020-2025年我國電力電量需求分析與展望》，研究分析得出：新興產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展、電能替代、居民生活用電占比提升，將增強我國全社會用電量的需求彈性與增長韌性。對于新能源汽車、光伏、半導體、數(shù)字新基建等新興產(chǎn)業(yè)的發(fā)展壯大，我們既要看到其高附加值為我國實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級與經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展帶來的推動作用，也要看到新興產(chǎn)業(yè)背后的高能耗、高電耗特征，將邊際上拉動全社會用電量持續(xù)高速增長，并進一步推升我國電力尖峰負荷。同時，伴隨人均GDP的提升，居民生活用電量未來增長空間巨大，持續(xù)增長的確定性強，也將進一步推動全社會用電量的高速增長，并驅(qū)動用電量相對經(jīng)濟增長的彈性提升。同時，如前文所述，第二產(chǎn)業(yè)本身用電量與經(jīng)濟產(chǎn)值之間呈現(xiàn)顯著的線性關系，直接影響電力彈性，以及三產(chǎn)用電彈性更高，而居民生活用電貢獻電量而不貢獻經(jīng)濟產(chǎn)值，不影響電力彈性。因此，需注意的是，未來隨著居民用電大幅提升后，單純以當前電力消費彈性1.1基準測算的用電量相對保守。根據(jù)我們的測算在GDP增速逐年下降，能源消費彈性逐年下行的基準情形下（6%-5.5%-5%），煤炭消費量最快在2028年達峰。通過假設一定的GDP增速進行敏感性分析測算，在社會用電量需求增長較快的情況下，新能源