【信达证券】煤炭开采：新能源发展对电煤需求的影响分析.pdf

2023-10-30

34页

3MB

一、回顾过去：新能源发展需要煤基能源支撑，煤电作为基础保障性和系统调节性电源的功能定位更加明确

1. 电煤需求拉动动力煤总消费量增长

我国煤炭消费的绝大部分用于动力煤。按照煤化程度煤炭可以分为:褐煤、烟煤和无烟煤，三者煤化程度依次递增。煤化程度也叫煤的变质程度，通俗理解就是煤中碳元素含量的高低。煤化程度和煤的转变时间及转变环境有关，煤化程度越高所需要的时间和条件也越苛刻。按用途可以将煤炭分为炼焦煤和动力煤。炼焦煤具有较好的粘结性和较厚的胶质层，可用于炼焦。动力煤，顾名思义就是提供动力来源的煤炭，理论上所有的煤种均可以作为动力煤，实践中煤炭消费的绝大部分用于动力煤（占比约 86%）。电力行业是我国动力煤消费的第一大户，未来电煤需求的增加是动力煤需求增长的主要因素。动力煤下游分为火电、供热、化工、冶金和建材，主要作为燃料也有少部分作为原料。在动力煤供需紧张价格高企的时段，也有炼焦配煤转作动力煤使用的情况。从动力煤下游消费结构看，电煤消费量占动力煤消费总量比重保持在 58%-64%之间（其中 2022 年占比 63%）。非电煤消费量占比相对较稳定。此外，随着经济发展稳中有进，电煤消费量整体呈现逐年上升的趋势（其中，2022 年电煤消费同比增速 3.87%，2023 年 1-8 月同比增速 8.50%），未来电煤消费量的增长将直接拉动动力煤消费乃至煤炭消费总量的增长。

2. “新能源”定位表述变化，明确提出推动煤电等支撑性调节性电源建设

《“十四五”现代能源体系规划》首要原则是保障安全、绿色低碳，明确大力发展非化石能源的同时，加强煤炭安全托底保障，发挥煤电支撑性调节性作用。该规划指出我国步入构建现代能源体系的新阶段，“十四五”时期是为力争在 2030 年前实现碳达峰、2060 年前实现碳中和打好基础的关键时期，必须协同推进能源低碳转型与供给保障，加快能源系统调整以适应新能源大规模发展，推动形成绿色发展方式和生活方式。其中，在电力系统建设方面，加快发展风电、太阳能发电，因地制宜开发水电，积极安全有序发展核电，有序推进煤电等支撑性、调节性电源建设，全面实施煤电机组灵活性改造，同时明确提出推动构建新型电力系统，推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进，加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。

需关注的是，相较能源发展“十二五”“十三五”规划，在非化石能源方面前两个五年规划的重点任务顺序为水电、核电、风力和太阳能，而“十四五”规划优先强调加快发展风光；在煤炭煤电方面，“十二五”规划的要求是“安全高效开发煤炭和高效清洁发展煤电”、“十三五”规划的要求是“严格控制审批新建煤矿项目、优化规划煤电建设时序和合理确定新增煤电规模”，而“十四五”规划的要求是“加强煤炭安全托底保障、发挥煤电支撑性调节性作用和大力推动煤电‘三改联动’”。可见，能源发展五年规划对煤炭煤电和新能源等政策出现新的调整变化，当前在大力发展风光新能源、推动构建新型电力系统的同时，进一步强调煤炭的兜底安全保障作用，明确提出发挥煤电等支撑性调节性电源作用，同步有序推动煤电建设和煤电灵活性改造等。

2021 年以来，国家高层已经在不同场合重新明确煤炭煤电和新能源发展定位： ◆ 2021 年底中央经济工作会议首次提出:“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。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。”

2022 年 1 月 24 日，中共中央政治局第三十六次集体学习：再次强调先立后破。要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。

2022 年 5 月 14 日，国家发改委、能源局《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》提出“加快构建适应新能源占比逐步提升的新型电力系统”（由“以新能源为主体的新型电力系统”调整为“新能源占比逐步提升的新型电力系统”。）

2022 年 5 月 24 日，《国务院关于印发扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》：有序释放煤炭优质产能。抓紧推动实施一批能源项目（水电、抽蓄、煤电、风光基地、特高压）。降低市场主体用水用电用网等成本。

2022 年 5 月 25 日，财政部《财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见》，提出“推动构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统”。

2022 年 6 月，发改委等九部门的《十四五可再生能源发展规划》提出“提升新型电力系统对高比例可再生能源的适应能力”。

2022 年 9 月 8 日，国家发改委在迎峰度夏能源保供和迎峰度冬工作预安排全国电视电话会议提出明年新开工 4 亿吨，投产 3 亿吨，火电新开工装机 1.65 亿千瓦。

中共国家发展改革委党组：推动煤电等支撑性调节性电源建设。2023 年 10 月 1 日，《求是》杂志刊发中共国家发展改革委党组署名文章《深刻把握六方面重大关系的实践要求以高质量发展推动中国式现代化》。该文章提出，在推进中国式现代化的新征程上，要加快建设现代化产业体系，深入实施产业基础再造工程和重大技术装备攻关工程，大力培育壮大战略性新兴产业，发展人工智能、生物医药、新材料、新能源等产业，推动传统产业高端化、智能化、绿色化升级改造，不断开辟发展新领域新赛道，塑造发展新动能新优势；要加强能源资源安全保障能力建设，推动煤电等支撑性调节性电源建设，加快铁矿石等重要矿产资源开发利用。

3. 风光新能源保持增长态势，发电增量贡献中以风光为主，水电占比收窄，煤电增量仍保持较大规模

从总发电量看，2013-2022 年，全国总发电量保持逐年稳步增长态势。2013-2022 年，全国总发电量由 53474 亿千瓦时增长至 86941 亿千瓦时，年均复合增速为 5.6%，其中，受疫情、气候、经济增速等因素影响，年度增速略有波动，但除 2015 年（增速 0.5%）之外的其余年份增速保持 3.6%以上。从 2022 年发电量看，全国总发电量 86941 亿千瓦时，同比增长 3.8%，增速放缓，较上年降低 6.2 个百分点，主要原因是受上一年低基数的影响 2021 年保持高增速。其中，火力发电量 57307 亿千瓦时，同比增长 1.49%；水电发电量 13550 亿千瓦时，同比增长 1.1%；核电发电量 4178 亿千瓦时，同比增长 2.5%；风电发电量 7624 亿千瓦时，同比增长 16.3%；太阳能发电量 4276 亿千瓦时，同比增长 30.8%。

从发电绝对量电源结构看，2013-2022 年，火电仍是我国主要的发电方式，但其在总发电量中的占比有所下降，而可再生能源在总发电量中的占比有所提高，尤以风力和太阳能发电增长最为突出。2013-2022 年，我国火力发电量由 42027 亿千瓦时增长至 57307 亿千瓦时，年均复合增速 3.5%，火力发电占总发电量的比重由 78.59%下降至 65.91%，年均下降 1.41 个百分点。水力、风能、太阳能、生物质能等可再生能源在总发电量中的占比有所提高，尤其是风力和太阳能发电占比提升最为明显。仅从 2022 年发电量看，火力发电占总发电量的 65.91%，较上年下降 1.5 个百分点，而水力、风能、太阳能等可再生能源占总发电量的 29.27%，较上年的 27.73%提高 1.54 个百分点，其中，2022 年，风力、太阳能等新能源发电量占总发电量的 13.69%，较上年提高 2 个百分点，较 2013 年增长 11 个百分点。值得注意的是，相较于新能源发电量占比的明显抬升，2016 年以来的煤电发电量逐年抬升（同比增速在 0.99%-8.58%之间波动），同比增幅明显高于“十二五”期间（由 6.70%逐年降至-2.46%），与新能源发电量呈现同步增长的态势。

从发电增量电源结构看，新增发电量中风光等新能源增量占比逐步提高且保持稳步增长的趋势，水电增量占比总体呈下降趋势，火电增量仍保持较大占比但波动较大。从增量绝对值看，2013-2022 年，全社会累计新增发电量 37208 千瓦时，其中，火电、水电、风光的累计增量分别为 18165 千瓦时（占比 48.82%）、5010 千瓦时（占比 13.46%）、10837 千瓦时（占比 29.13%）。从各年度增量占比看，2013-2022 年，风光新能源发电增量占比由 10.94%提升至 65.34%，整体保持增长态势；水电发电增量占比总体呈下降趋势，下降至 4.69%；火电增量期间波动振幅较大，如 2013/2017/2018/2021 年占比增幅达 75.98%/60.83%/62.24%/62.55%，至 2022 年占比为 26.59%。总体上，当前风光等新能源发电保持持续增长，新增发电量中呈现出“以风光新能源为主力”的发展趋势，但需注意的是，发电增量贡献中以风光为主，水电占比放缓，火电增量绝对值和增量占比仍保持相对较大份额（如 2017 年、2018 年、2021 年），即，某种程度上讲，发电增量中的风光等新能源发电增量主要以替代水电减量为主，替代火电相对较小。

从新增装机看，风光新能源装机保持较高规模增量，火电新增装机占比逐年下降但仍保持相对稳定较大规模。近十年，在新能源装机高增速的带动下，我国新增装机总体容量大幅提升，总体保持过亿千瓦的增量规模，尤其是 2020 年面临缺电风险后总的装机容量快速增加。截至 2022 年底，全国发电装机容量 25.64 亿千瓦，包括：火电装机容量 13.32 亿千瓦，水电装机容量 4.135 亿千瓦，风电 3.654 亿千瓦，太阳能发电装机 3.926 亿千瓦。从电源结构增量占比看，新增装机以风力和太阳能发电装机为主且保持较高增量，尤其是 2017 年以来风光发电装机年度合计增量占比始终保持 50%以上，平均达 57.43%（其中，2022 年占比为 65.74%）；火电新增装机占比逐年下降，增量占比由 2012 年的 60.84%下降至 2022 年的 19.03%。需得注意的是，过去时间火电装机绝对增量仅下降 1480 万千瓦（2013 年为 5041 万千瓦、 2022 年为 3561 万千瓦）且 2020/2021 年火电装机增量仍超 5000 万千瓦。特别是在过去连续两年多地区出现电力供需紧张的情况下，2022 年以来持续加码煤电等支撑下电源项目的审批支持力度。根据国际环保机构绿色和平梳理，2022 年，我国新增核准煤电装机总量较2021 年呈井喷式攀升，获批装机总量高达 9071.6 万千瓦，是 2021 年获批总量的近 5 倍； 2023 年上半年总核准装机为 5040 万千瓦，已达 2022 年全年总核准装机量的 55.56%，远超 2021 年获批总量。

4. 煤电仍将长时期承担保障电力安全的重要作用，并向基础保障性和系统调节性电源并重转型

2013 年以来，我国煤电发电量占比整体呈下降趋势，同比增速波动明显，但仍是发电量的主要来源。根据中电联发布的数据，截至 2022 年底，我国火力发电占总发电量的 65.91%，煤电发电量占全国总发电量的 58.4%，煤炭在现阶段仍然是我国的主要支柱能源。电源结构中，火电机组占全国总装机容量的 52%，煤电装机已跌破 50%（2021 年为 46.7%）。按照国家能源局的介绍，2021 年煤电以不足 50%的装机占比，生产了全国 60%的电量，承担了 70% 的顶峰任务，发挥了保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用。

近 7 年火电利用小时数下降趋势放缓，火电高效、经济、稳定的特征在基础能源中发挥着重要作用。2017 年以来，火电利用小时数由降转升，其中 2021 年平均利用小时 4448 小时， 2022 年平均利用小时 4379 小时，分别相较最低点 2016 年上升 6.26%、4.61%，其中 2021 年利用小时数为近年来的新高，主要原因是局部地区缺电，煤电承担更突出的主体电源功能。电力消费弹性“十三五”以来明显提升。2020 年初，新冠疫情的肆虐导致全球经济增长受损严重，而 2011 年以来我国电力消费弹性系数长期低迷，市场整体对我国用电量情况持悲观态度。出人意料的是，2020-2021 年，我国全社会用电量在月度、季度、年度三个维度均实现了超出预期的高速增长：全社会用电量增速为 3.1%、10.3%，用电弹性系数大幅度上升，达到 1.38 和 1.23，位居近十年前二。需关注的是，如我们在之前的报告《我国能源、煤炭需求中长期预测（二）》中强调的，我国三产、居民用电弹性更高、韧性更强，第三产业复合增速最高、弹性最大，居民生活用电在各个时间维度上整体高于复合全社会用电量增速，而用电量占比最大的第二产业，中长期来看用电量增速小于全社会平均水平，电力消费弹性亦小于 1。这也就意味着最近十年间，三产与居民生活用电已经成为全社会用电量增长的主要边际驱动因素。但不同的是，第二产业本身用电量与产值之间呈现显著的线性关系，三产用电弹性更高，而居民生活用电贡献电量而不贡献经济产值。我们认为，随着我国居民人均收入水平的进一步提升与产业升级持续进行，三产与居民生活用电量占比上行的趋势，在较长时间内都不会发生改变，而这两者将驱动我国全社会用电量继续快速上行，然而由于现阶段的风光发电量规模仍相对较低，相当一段时间内煤电依然是满足社会经济发展需求的重要能源。

我国以煤为主的资源禀赋，决定了煤电在相当长时期内仍将承担保障我国能源电力安全的重要作用。对比不同的发电方式，水电受到可利用资源的制约，水电站还要兼顾水量调蓄、改善航道等功能，丰水或枯水期会影响其发电能力；核电建设以确保安全为前提，需保持平稳建设的节奏，建设周期长、投资大；受“多煤少气”的资源限制难以大规模发展天然气发电；风电和太阳能发电受季节、天气和昼夜交替的影响存在间歇性、波动性大的问题，且面临电力系统消纳的问题。此外，尽管围绕新型储能做了很多工作，但相应支撑和调节能力远远未达到煤电量级。总体来看，现阶段，煤电对于电力行业、能源行业有序发展和有序转变，仍是非常重要的支撑，煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。如 2022 年来水明显偏枯的三季度，全口径煤电发电量同比增长 9.2%，较好地弥补了水电出力的下降，充分发挥了煤电兜底保供作用。我们预计，2030 年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。同时，为支撑“双碳”战略和系统稳定运行，煤电机组通过节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，实现向清洁、高效、灵活转型。

二、立足当下：煤电与新能源的有效协同是能源安全稳定供应必由之路

1．新能源短期内难以承担主体电源作用

新能源发电具有一定的波动性和间歇性特点。新能源发电系统的稳定性有待加强，与传统的能源设施相比，新能源发电系统与整体能源消耗趋势之间的关联性较大，功率预测难度较大，加上缺乏相应的市场回报制度，目前电力系统的灵活度偏低。随着新能源产业的持续发展，按照电气特性分析，新能源的电力系统等值转动惯量以及系统抗扰动能力会大幅度降低，容易出现系统功能不足、电压失稳、频率受限等问题，难以满足社会用电稳定需求1。

相较风电，新能源中光伏日出力波动更大。风光发电存在日内尺度上的电力供需错配，风电出力主要集中在傍晚及夜间，约 18 点-6 点；光伏出力主要集中在中午，约 10 点-15 点。但用电负荷高峰集中在 8 点-10 点和 18 点-22 点。常规火电机组启停时间最少也需要 6h，且极大增加了发电煤耗，降低了机组寿命，如果仅靠负荷平衡新能源出力，易导致午后新能源弃限、晚高峰电力供应不足。随着光伏占比的提升，对于调峰要求更高。

时空错配叠加调节资源缺乏，新能源消纳压力逐渐显现。随着新能源装机占比的逐步增大，尽管 2022 年全国整体新能源消纳情况尚可，但弃风率较 2021 年已经出现边际上升，部分新能源大基地所在地区消纳率较低。与此同时，新能源出力的同质性与反负荷特性在装机占比快速提升后更为显现，“零电价”“负电价”频现，在现存“基于边际成本出清”的电力现货市场环境下会导致其大发时电价低而又难以在高电价时段获利，收益率存在下行风险。

新能源发电能量的密度较低，单位装机容量的用地需求较大，然而新能源发电项目用地有着不可触及的“红线”。自然资源部联合国家林业和草原局、国家能源局出台了《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》明确，项目选址应当避让耕地、生态保护红线、历史文化保护线、特殊自然景观价值和文化标识区域、天然林地等；涉及自然保护地的，还应当符合自然保护地相关法规和政策要求。国土规划利用现状与新能源发展规划无法高效衔接配合，限制了新能源产业项目的土地资源利用率。在我国西部地区新能源资源丰富，人均土地面积较大，可以通过合理地规划配置大力开发风光。如果新能源产业无法在该区域内合理建设，不仅会影响到生态保护计划的实施，也不利于新能源产业的开发与利用。集中式新能源基地多位于负荷偏低地区，电力送出受网架限制。我国的能源资源分布与能源负荷中心呈逆向分布关系，风光资源富集在西部和北部地区，而能源消费负荷集中在东中部地区。目前，电能大规模的远距离直接传输仍存在困难，大规模跨省输送与电力系统安全稳定经济运行之间存在矛盾。尤其是以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目自 2022 年起陆续并网投产，新能源项目地域分布较为集中，西部和北部部分地区消纳压力增大。

总体讲，新能源高速增长的同时也给电力安全稳定供应带来一系列挑战，“新能源+储能” 并不能成为煤电的替代者。一方面，高比例新能源显著提升了电力供给的随机性，进一步加剧了电力供需的时间错配，电力平衡对于系统调峰的依赖性明显增强。从日内看，光伏在晚高峰时段几乎无出力；从全年看，风电和光伏季节性出力与全社会用电需求也呈现出一定的峰谷错配。在此情况下，用电高峰期的电量平衡高度依赖具备系统调节能力的常规电源，煤电机组兜底调节作用进一步凸显。而在用电低谷期，高比例新能源并网也要求提高系统灵活性，通过降低煤电等调峰电源出力为大规模新能源消纳利用腾挪空间。另一方面，尽管调峰需求持续扩大，我国灵活性调节电源建设目前仍较为滞后。发展较为成熟的抽水蓄能易受季节性因素和极端天气影响，灵活调节能力有限；新型储能则受技术和成本约束（据袁红《联营的路径选择及政策建议》测算，储能成本只有下降到 0.1 元/千瓦时左右，才具备一定的竞争力。否则，“新能源+储能”就会因电价过高导致经济性变差，新型电力系统的综合发电成本会大幅度上升），仍不具备大规模部署和应用的条件。发电侧的随机性持续攀升与灵活电源支撑不足相互叠加。面向新型电力系统的构建，协同推进煤电转型与新能源发展，加快提升系统调峰能力迫在眉睫。

2．煤电具备支撑新能源有效协同发展的基础条件

煤电的高效、经济和便捷性能够满足支撑新能源的大规模接入后电力系统稳定的需求。我国电力系统用电量峰谷变化大，季节性变化大，风电、光伏等新能源的大规模接入加大了我国电力系统稳定的压力。由于煤电发电较为灵活，随时可以满足调度、调节的需要，是当前及以后相当长的阶段电网调峰最为经济快捷的方式。在其他发电方式不能满足用电需求时，依靠煤电弥补供电的缺口基本不受地域、气象等条件的限制，这是煤电相比于其他发电方式最大的优势之一。煤炭开发利用主要区域与风光新能源富集区域高度重合，区域空间协同优势突出。太阳能方面，我国太阳能辐射资源总体呈“高原大于平原、西部干燥区大于东部湿润区”的分布特点，新疆、青海、内蒙古、甘肃、宁夏、陕西等省份大部分都拥有很丰富的太阳辐照量。风能方面，我国的东北地区西部和东北部、内蒙古中东部、新疆北部和东部的部分地区、甘肃西部、青藏高原等地的风能相对丰富。然而我国内蒙古、陕西、新疆、甘肃等西部地区也是我国煤炭资源集中地和煤炭开发的主产区，我国的坑口电厂和现代煤化工产业也主要集中在能源 “金三角”煤炭主产区(内蒙古鄂尔多斯-陕西榆林-宁夏宁东)以及新疆伊型、准东、哈密等煤炭接续区，煤炭资源富集区与太阳能资源富集区具有很大的重叠性。煤炭煤电与风光等新能源富集区域的高度重合，为新能源与煤炭清洁转化的深度耦合协同发展提供了基础条件。

矿区地面土地资源可有效解决新能源开发面临的土地资源约束问题。2022 年 2 月，国家发改委、国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》鼓励在采沉陷区发展风光基地。经过多年高强度开采，我国采煤沉陷区面积不断扩大。我国有 23 个省市区 151 个县市区分布采煤沉陷区，面积 20000km2主要分布在我国东部、东北等采煤历史悠久的老矿区。其中，山西、内蒙古等地区采煤沉陷区面积均在 3000km2左右，陕西、山东、安徽等地区采煤沉陷区面积均在 1000km2左右。凭借赋煤区煤炭与新能源富集区高度重合的优势,利用关闭退出煤矿赋存的多种可利用资源来发展风、光等新能源产业,转变为新能源开发基地,可延续煤矿生命周期,使煤矿再现经济活力。

废弃矿井的地面地下空间资源适用风光等新能源建设，具有较大的再开发利用潜力。煤炭矿区具有发展新能源的先天优势。除了丰富的煤炭资源外，还有大量的土地、风、光等其他资源以及已建成的道路、输电线路等基础设施。依托煤矿现有设施和条件，利用矿井及周边大量闲置的土地或利用已经建成的基础设施,如道路和输电线路等，大力发展光伏、风电、光热、地热以及瓦斯发电等,提高矿区及周边可再生能源消费比，实现煤电灵活性调峰作用，减少弃风、弃光等,促进可再生能源发电更多实现就地就近消纳转化。

3．煤电与新能源有效协同发展是构建新型电力系统的必由之路

新型电力系统是新型能源体系的重要内容和实现“双碳”目标的关键载体，是保障国家能源安全的重要基础。党的二十大报告提出“深入推进能源革命”“加快规划建设新型能源体系”。电力系统连接能源生产和消费，是规划建设新型能源体系、加快绿色转型的中心环节，地位重要、作用突出。在“碳达峰、碳中和”目标的引领下，我国电力系统进入了构建以新能源为主体的新型电力系统的发展阶段。2023 年 6 月 2 日，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称蓝皮书）。《蓝皮书》明确，新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为有力支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，是新型能源体系的重要组成部分和实现“双碳”目标的关键载体。新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建起新型电力系统的“四位一体”框架体系。

构建新型电力系统需要稳定性灵活性资源。目前，国际上新能源发展较好的国家，具有灵活调节性能的机组装机比重普遍较高。其中，西班牙、德国、美国占比分别为 34%、18%、49%。德国主要以占总装机 37.3%的火电机组作为灵活性电源，包括硬煤发电机组、褐煤发电机组、单循环燃气发电机组以及联合循环燃气发电机组。德国的经验表明，在充分挖掘火电厂潜力的情况下，燃煤机组的最小出力可以从 50%～60%下降到 35%～50%，爬坡速度可以提升到原来的 3 倍，冷启动时间缩短 5%。相比之下，我国灵活电源装机比重远低于发达国家水平，电力系统仍然以煤电为主体电源，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机比重较低，不足 6%。其中，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的 72%、61%，但灵活调节电源却不足 3%。按照“十四五”“十五五”年均新增风光装机 1.1 亿千瓦测算，2025 年全国电力系统调节能力缺口将达到 2 亿千瓦，2030 年进一步增至 6.6 亿千瓦，调节能力不足将成为制约新能源发展的重要因素。

在电力需求持续增长和绿色低碳转型步伐加快的双重背景下,煤电仍是支撑电网安全稳定运行、保证能源安全供应的压舱石。随着新能源加速发展和用电结构调整,电力系统对调峰容量的需求将不断提高。而水电、气电、储能调峰电源等受站址资源条件、经济效益等影响, 调峰能力有限;煤电作为调峰电源,具有技术和经济上的优势,可为新能源平抑波动提供调峰、调频、电压调节等服务,规避新能源发电的不稳定性。2023 年 6 月，国家能源局发布的《蓝皮书》指出，“煤电作为电力安全保障的‘压舱石’，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。此外，在业内专家看来，构建新型电力系统主要有三条路径：提升现有电力系统的调峰、调频、备用等灵活性调节能力；借助储能、氢能、需求响应等外部调节手段，平抑供需波动；构建独立自主的微能源系统，在自平衡与自调度的基础上，实现分布式能源的就地消纳与源网荷储的智能互动。需注意的是，各类设施中,最经济的莫过于煤电机组的灵活性改造，其改造成本最低。据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》测算，采用煤电进行深度调峰的单位发电成本为 0.05 元/kWh。根据中国电力企业管理杂志刊出的袁红《联营的路径选择及政策建议》显示：目前机组改造成本约 500 元-1500 元/千瓦，远低于新建调峰电源成本(抽水蓄能 5500-7000 元/千瓦，电化学储能 2000-3000 元/千瓦)。

4．政策主导&煤企实施，共同推进煤炭煤电与新能源一体化发展

鉴于，我国储能产业发展仍然面临政策体系不完善、投资回报机制不健全、关键核心技术有待突破等问题，煤电灵活性改造仍未全面完成，需求侧响应多数仍然通过“有序用电”的行政型手段开展，不能灵活跟踪负荷变化。我们认为，在我国新型电力系统建设的进程中，既要积极推进新能源的大规模发展，也要充分强化煤电的基础能源地位，加快灵活调节改造，提升兜底保障能力。当前，煤电新能源与煤电不是简单的此消彼长的对立关系，只有协调好煤电转型与新能源发展之间的关系，才能更好地支撑电力系统安全高效运行。当前，国家相关主管部门正积极推动煤电“三改联动”和“两个联营”以及风光火储一体化发展模式，着力提高电力系统灵活性和安全性。推动煤炭煤电“两个联营”，围绕以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风光电基地，打造“风光火储一体化”开发模式，一方面，能够依托矿区优势，强化煤电优势，在矿区大力发展坑口清洁低碳煤电，能够提高煤电发电效率，实现煤电的近零排放，实现煤炭自身的清洁化发展；另一方面，合理规划建设清洁高效先进节能的配套支撑性煤电，充分发挥煤电基础保障和系统调节作用，进一步夯实煤电的电力保供“压舱石”作用，促进新能源开发外送，为经济社会发展提供坚强电力保障。相关政策导向如下：

2021 年 12 月，中央经济工作会议首次提出:“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。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。”

2021 年 12 月，国家公布第一批风光大基地项目清单，共计 50 个项目，总规模达 97.05GW 装机。2022 年 2 月，国家发改委、国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，要求到 2030 年，规划建设风光基地总装机约 4.55 亿千瓦。

2022 年 11 月，发改委发布消息称，第一批 9500 万千瓦基地项目已全部开工建设，印发第二批项目清单并抓紧推进前期工作，组织谋划第三批基地项目。随着大型风光基地建设提速，新能源并网消纳以及跨区域外送电力等问题亟待解决。

2022 年 12 月，国资委召开在京部分中央企业座谈会，会上提出，要科学有序推进碳达峰碳中和，深化煤炭与煤电、煤电与可再生能源“两个联营”。

2023 年 1 月，国家发改委召开例行新闻发布会，提出持续推进国有经济布局优化和结构调整，推进煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联营”。

2023 年 3 月，国家发改委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，锚定到 2030 年我国风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上的目标，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，且《实施方案》指出，按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。

2023 年 6 月，宁夏—湖南±800 千伏特高压直流输电工程 11 日开工建设，这是我国首个 “沙戈荒”风光电基地外送电特高压工程。宁夏-湖南特高压工程作为沙漠、戈壁、荒漠地区首条外送特高压直流工程，接入配套的光伏发电 900 万千瓦、风电 400 万千瓦，以及 464 万千瓦支撑煤电，配套煤电装机占比 26.3%。

三、展望未来：煤电预计 2028 年达峰，实际达峰或将滞后，且达峰后存在一定平台期

结合前文研究，双碳目标下我国加快风光等新能源发展，同步推动煤电向基础性保障电源和系统调节性电源并重转型。综合研判经济发展增速、能源安全保障、绿色低碳转型、经济成本合理、技术路线调整等因素基础上，本节对新能源电量平衡和煤电达峰时间进行了初步理论预测，并基于中长期能源技术发展和经济性的不确定性，对实际达峰面临的滞后性进行了阐述分析。

1．电力趋势预测：全社会用电量的增速预计在 6%左右

“十四五”期间我国 GDP 年均增速预计在 5-6%之间。“十四五”规划中提出，到 2035 年人均国内生产总值达到中等发达国家水平。2021 年我国人均 GDP 约为 1.27 万美元，如果中等发达国家或经济体的人均 GDP 入门水平确定在 2.5 万美元左右，要实现这一目标，人均 GDP 要增长一倍左右。如表所示，根据全球能源互联网发展合作组织、中电联、能源蓝皮书等预测， 2023 年中国经济运行将明显好转，考虑国际经济、房地产政策效果等不确定因素，2023-2025 年 GDP 增速有望保持在 5%-6%之间。据前文对电力消费弹性的分析，从电力消费弹性系数的角度，“十四五”期间全社会用电量的增速预计在 6%左右。2016 年以来，我国电力消费弹性系数基本在 1.1 上下波动。假设“十四五”期间我国 GDP 年均增速为 5.5%，电力消费弹性系数维持在 1.0-1.3 之间的水平，取保守值 1.0-1.1 测算，则“十四五”期间我国全社会用电量的年均增速预计为 6.0%、5.5%。

综上，考虑电力消费弹性的波动性和经济高质量发展下 GDP 增速趋缓，我们在测算未来社会用电量时，基准情形按照社会用电量增速逐步放缓的假设，即不同阶段不同的社会用电量增速测算为：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．电量平衡预测：“十四五”期间电煤需求保持增长

（1）非化石能源装机预测

鉴于生物质发电和其它类型发电装机规模较小，参照过去均值予以测算。在这里主要针对水电、核电、风电和太阳能发电等进行测算。

水电一般的建设周期在 8 年，依据目前水电开工及建设进度，可以确定“十四五”期间拟投产规模。根据水利水电规划总院预计“十四五”新开工规模 2000-3000 万千瓦，假设其在“十五五”期间均匀投产，取乐观情景考虑，我们预计到 2023-2025 年装机量累计新增 4171 万千瓦，达到 45522 万千瓦；“十五五”期间，水电装机预计新增 7500 万千瓦。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》预测抽水蓄能的规模，该文件表明到 2025 年抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右。

根据近三年平均值，假设风力和光伏发电年均新增装机约 2.0 亿千瓦，考虑到新增装机呈逐年上升趋势，按照每年风光合计新增 20000 万千瓦逐年递增考虑，我们预测到“十四五” 末，风、光装机分别达到 53544、87261 万千瓦；“十五五”末，风、光装机分别达到 90544、 187261 万千瓦。

核电建设周期在五年，参照核电项目核准审批情况，我们预计 2023-2025 年新增装机约 873 万千瓦，达到 6425 万千瓦；“十五五”新增装机约 2500 万千瓦。

（2）非化石能源利用小时数预测

假设依据：水电参考过去三年和 2022 年的利用小时数；风电和光电在 2022 年的基础上，考虑技术进步适度提高利用小时数；核电参照过去三年情况，考虑煤电支撑性等电源建设测算。

（3）非化石能源发电量预测

参照上述装机容量和利用小时数，由此可以测算出：水、核、风、光的合计发电量在 2023-2025 年分别为 32529、36364、40396 亿千瓦时，至 2030 年末合计发电量达 63054 亿千瓦时。

3．电煤需求预测：保守测算预计 2028 年达峰，达峰后存在平台期

以上测算中，新能源发电增量将无法完全覆盖用电需求的增量，仍需火电贡献，且主要依靠新增煤电。在用电需求中扣除非化石能源、天然气、生物质能发电及其他发电的出力，便是对煤电煤炭的需求。经测算， 2023-2030 年的煤电发电量分别为： 53359/54583/55537/56362/57078/57270/56872/56493 亿千瓦时，可以看出煤炭消费量预计在 2028 年达峰。

通过煤电发电量测算电煤需求时，考虑到当前技术水平和灵活性调峰效能，我们预计煤耗下降趋势逐步放缓至合理水平，2025 年以后按照 280g 保持不变测算。经测算，2023-2030 年电煤消费量增速分别为 4.6%、1.8%、1.3%、1.4%、1.3%、0.3%、-0.7%、-0.7%。值得关注的是，煤炭消费量在“十四五”时期依然处在增长阶段，若“十五五”期间的 2028 年达峰后电煤消耗保持小幅下降或将处在峰值平台期。同时，从能源安全保障作用角度看，煤电发电量仍然占总发电量的近一半，煤电在电力保供中的重要地位短期内难以改变。

4．受限于电力系统消纳瓶颈及用电需求超预期增长，实际电煤达峰时间或晚于 2028 年

4.1 供给端：风光等新能源装机过快或将冲击电力系统稳定性

新型电力系统中，当新能源电量占比和装机占比逐渐升高时，系统消纳新能源的难度逐渐加大。新能源发电的电源侧和负荷侧存在时间错配的问题，而当新能源发电占比提升或将加剧源荷时间的错配程度，加大消纳难度。“十三五”初期，新能源电量占比仅 5%左右时，全国性的风电消纳的问题曾严重凸显，平均弃风率达 15%以上。国家能源局通过出台制定解决弃风弃光弃水“三弃”问题的实施方案，弃风弃光率逐步下降，在 2019 年即被控制在 5%以内。但在 2022 年新能源电量占比已经接近 15%时，持续向下的弃风率反而出现边际升高，表明消纳的成本与难度随新能源渗透率出现同步抬升。

新能源发电渗透率在临界值之内，弃电率普遍不高，超过临界值，弃电率将显著提升。新能源弃电主要包括：一是经济弃电。当发现低价或负价能源时，调度/市场按机组经济报价由高到低进行经济弃电，即发电机组的未出清电量;二是自行弃电。按自发电计划参与电力市场的发电商，通过主动减少自发电计划造成的弃电;三是调度弃电。系统运营机构为防范或缓解系统安全可靠风险而进行的弃电，属于特殊情况下不得不干预系统运行的行为。需注意的是，参照海外新能源发展情况，当新能源发电渗透率在临界值之内，弃电率普遍不高，超过临界值，弃电率将显著提升。欧美国家均存在不同程度的新能源弃电，2020 年风电弃电率普遍处于 3%-11%区间；丹麦、爱尔兰长期保持较低的弃电率，但随着风电渗透率超过 30%，近三年弃电率明显上升。 2023 年第一季度，光伏大省当中，陕西、甘肃、宁夏、新疆，2023H1 利用小时数有较大幅度下滑；风电大省当中，新疆 2023H1 的利用小时数有较大幅度下滑。根据我们的测算，2023 至 2025 年新能源消纳空间在 1.6-2.1 亿千瓦/年。受限于消纳空间以及非线性上涨且难以疏导的系统成本，新能源新增装机年均保持 2 亿千瓦及以上的市场预期实际可能难以实现。而“十四五”之后电力系统消纳空间将主要取决于“十四五”末特高压工程建设推进情况，以及存量火电灵活性改造和新型储能等灵活性资源发展情况。中远期特高压与灵活性资源的建设节奏存在一定的不确定性，若实际推进进度不及预期，则“十四五”之后的新能源消纳压力恐将进一步加大。

4.2 需求端：全社会用电量有望超预期增长

根据我们于 2022 年 3 月发布的《2020-2025 年我国电力电量需求分析与展望》，研究分析得出：新兴产业快速发展、电能替代、居民生活用电占比提升，将增强我国全社会用电量的需求弹性与增长韧性。对于新能源汽车、光伏、半导体、数字新基建等新兴产业的发展壮大，我们既要看到其高附加值为我国实现产业转型升级与经济高质量发展带来的推动作用，也要看到新兴产业背后的高能耗、高电耗特征，将边际上拉动全社会用电量持续高速增长，并进一步推升我国电力尖峰负荷。同时，伴随人均 GDP 的提升，居民生活用电量未来增长空间巨大，持续增长的确定性强，也将进一步推动全社会用电量的高速增长，并驱动用电量相对经济增长的弹性提升。同时，如前文所述，第二产业本身用电量与经济产值之间呈现显著的线性关系，直接影响电力弹性，以及三产用电弹性更高，而居民生活用电贡献电量而不贡献经济产值，不影响电力弹性。因此，需注意的是，未来随着居民用电大幅提升后，单纯以当前电力消费弹性 1.1 基准测算的用电量相对保守。

根据我们的测算在 GDP 增速逐年下降，能源消费弹性逐年下行的基准情形下（6%-5.5%-5%），煤炭消费量最快在 2028 年达峰。通过假设一定的 GDP 增速进行敏感性分析测算，在社会用电量需求增长较快的情况下，新能源实际发电量占社会用电量增量比例趋于下降，实际达峰时间有望延后。比如，假设风光按照基准情形的风光装机增速，按照全社会用电量和发电量始终保持 5%、4.5%、4%的平均增速进行测算，我们发现，新能源发电的年增量至少要在 2030 年后才能够完全覆盖全社会用电量的增量。

4.3 碳达峰后能源消费存在一定惯性，可能有着较长的平台期

根据欧美国家的达峰经验，碳达峰后能源消费存在惯性，可能较长时间处于高位平台期。对比美国、欧洲、日本的碳达峰与能源消费量关系可以发现，发达国家在 1980 年左右碳达峰后正在经历较长一段时间的平台期，碳排放维持稳定或逐步下降。然而能源消费依旧在维持碳达峰前的增长速度，大约持续至 21 世纪初，能源消费总量才开始下降，这说明能源消费量有相对滞后性，对于煤炭需求将起到支撑作用。

我们预计我国减排分为三个阶段，2020-2030 年属于峰值平台期，2030-2035 年逐步减排， 2035 年之后加速减排。基于清华气候院对于我国不同情境下 CO2 排放路径的研究，2030 年前碳达峰目标对应于研究中所设强化政策情景，2060 年碳中和目标位于 2°C 情景和 1.5° C 目标情景之间。当前由于能源和经济体系惯性，难以迅速实现 2°C 和 1.5°C 情景的减排路径。预计 2030 年前碳达峰后，再加速向 2060 年碳中和目标逼近。2°C 和 1.5°C 情景分别对应于全球 2070 年、2050 年左右碳中和，则 206 年碳中和路径将位于 2°C 路径和 1.5° C 路径之间。未来煤炭需求相继经历达峰-峰值平台-快速下降阶段。根据国家能源集团技术经济研究院联合中国科学院、清华大学开发的中国能源系统预测优化模型（CESFOM），据单位 GDP 能耗等多种方法，综合预测未来能源需求量 2025、2030、2035 年分别是 58、62、65 亿吨标煤。综合考虑新能源发展、节能因素等，基准情景下我国煤炭消费将在 2028 年前后达到峰值，电煤预计 2033 年达峰，此后经历 10 年左右峰值平台期后，煤炭消费维持 40 亿吨以上，此后进入较为明显的下降通道。

达峰阶段（2022 年后 6-8 年）。为实现 2030 年前二氧化碳排放达峰目标，煤炭消费尽快达峰是关键。为此，国家明确提出“十四五”控煤、“十五五”减煤的要求。从下游行业耗煤趋势看，发电供热用煤在社会用电量继续攀升的推动下仍处于持续增长阶段，炼焦用煤和其他终端耗煤下降，其中现代煤化工用煤保持增长一定程度上减缓了“其他终端耗煤”的降速。由于该阶段发电供热和化工用煤的增量高于其他领域用煤的减量，煤炭消费持续增长。

峰值平台期（10 年左右）。发电供热用煤继续增长，炼焦用煤和其他终端耗煤继续下降。由于该阶段发电供热用煤仍有增长，煤炭总体消费下降并不明显，整体处于峰值平台期，煤炭消费量始终保持在 40 亿 t 以上。

较为明显的下降阶段（到 2050 年左右）。发电供热用煤、炼焦用煤和其他终端耗煤均进入较为明显下降阶段，煤炭消费总量逐步降至 25 亿 t。

面向碳中和的快速下降阶段（到 2060 年）。在碳中和目标约束下，所有用煤环节均进入快速下降阶段，2060 年煤炭消费总量降至 8-15 亿 t。从区域看，预计 2035 年前东中部煤炭消费量先增后降、占比下降，西部消费量持续增长、占比上升。东部地区煤炭消费量预计由 2020 年的 15.8 亿 t 增长至 2025 年 17.6 亿 t，随后降至 2030 年、2035 年的 16.3 亿、14.2 亿 t，消费量占比由 2020 年的 39%降至 2035 年的 32%；中部地区煤炭消费量预计由 2020 年的 10.3 亿 t 增长至 2025 年 11.6 亿 t，随后降至 2030 年、2035 年的 11.3 亿、10.4 亿 t，消费量占比由 2020 年的 25%降至 2035 年的 23%；西部地区煤炭消费量预计由 2020 年的 14.4 亿 t 增长至 2025 年、2030 年、2035 年的 18.1 亿、19.5 亿、20.1 亿 t，消费量占比由 2020 年的 36%升至 2035 年的 45%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）