三、克服能源转型所面临挑战的核心力量

　　2）可再生电源消纳能力的提升

　　不同发电系统的电源特性和容量系数存在固有差异，核电为发电效率最高、稳定性最强的电源类型，2018-2022年国内核电机组平均利用小时数为7489.8小时，化石电源中煤电的容量系数也较高，近5年平均利用小时数达4488.8小时。而可再生电源的出力情况随水文情况、风光资源等天气因素的波动较大，属于天然不稳定电源，近5年水电机组的平均利用小时数为3634.2小时，而风电和光伏的利用小时数仅为2140.8小时、1261.8小时，均不及煤电机组的一半。

　　从过往变迁来看，技术进步会带来风光电源容量系数的小幅改善，但趋势性增长并不明显，天气因素仍在主导水电及风光可再生电源的利用小时数。2021年后持续的来水偏枯导致水电利用小时数连续大降，水电发电量稳定增长的趋势被打破，今年上半年同比降幅甚至达22.9%。风光资源在不用年景间亦存在较大波动，2022年全国太阳能资源为偏大年景，年平均水平面总辐照量为近30年最高，较近30年均值高3%，受这一偏高基数的影响，今年1-9月太阳能发电利用小时数同比下降4.3%。因此尽管截至9月底光伏并网容量同比增45.3%，上半年集中式光伏并网容量的同比增速也达到29.8%，但前9个月我国的光伏发电量同比增速仅为11.3%。

　　除利用小时数天然偏低且不稳定外，新能源电力的消纳瓶颈也在一定时期制约了风光电源的发展。我国的风能、太阳能资源主要集中在西北地区，本地对新能源电力的消纳能力有限加之外送通道容量存在阶段性制约，2016年我国弃风率一度达到17.1%，2014年弃光率也达14%，高峰时期甘肃的弃风、弃光率均突破40%。

　　为解决这一问题，2017年11月国家发改委和能源局联合印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，要求严格落实《可再生能源法》规定的可再生能源发电全额保障性收购制度，明确要通过可再生能源电力配额制、落实可再生能源优先发电制度、用电大省积极接纳可再生能源外送电压减本地煤电、推进可再生能源电力参与市场化交易等措施，确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降。

　　2019年5月10日，两部委进一步发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，决定对各省设定可再生能源电力消纳责任权重，即对电力消费规定应达到的可再生能源电量比重。其中承担消纳责任的市场主体包括电网企业、售电公司及通过电力批发市场购电的电力用户，消纳量的完成以实际消纳为主要方式，并可以购买“超额消纳量”、认购“绿证”的方式补充消纳。除2020年疫情影响外，各省的可再生能源消纳责任权重基本逐年稳步增加，2023年各省非水电消纳责任权重介于6%-27.2%之间，2024年非水消纳责任权重的预期目标区间上移至7.7%-28.9%。

　　除保消纳政策的促进外，特高压投运带来的外送电增长也为西北地区的新能源电力消纳打开了外送瓶颈。2014年5月，国家能源局提出加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道的建设，包括“四交五直”9项特高压工程及3条±500千伏输电通道，新增的约7000万千瓦输电能力自2016年开始进入密集投运期，2017-2020年间全国跨区域送电量的平均增速达12.6%，其中华北送华东、西北送华中两大新能源电力外送通道的送电量年均增速分别达到42%、18%，极大缓解了风光电源本地消纳能力不足的问题。十四五期间，国网规划建设“24交14直”共38条特高压线路，国家能源局也在2022年初论证了十四五时期配套可再生能源发电的“3交9直”12条特高压通道，预计可满足1.2亿千瓦的外送电需求，由此我国的新能源消纳瓶颈将进一步打开。

　　在保消纳政策、新能源电力的市场化交易及特高压外送电通道拓宽的多重作用下，我国平均弃风率、弃光率显著回落，且2020年以来持续稳定在3%、2%左右的低位水平。但分地区来看，近两年来蒙东、蒙西的弃风率仍在8-10%的偏高水平，西藏弃光率高达20%以上，青海弃光率也高于7%。考虑到2030年前大型风光基地的上马规划，新能源电力的利用率仍需保消纳政策的进一步落实及特高压外送通道的同步释放来保障。

　　3）“后能源危机”时代煤电的再定位

　　面对疫情后的需求修复，国内煤炭生产端的供给约束及俄乌冲突一度导致传统化石能源价格飙升，全球范围内的“能源危机”在国内的影射便是2021年、2022年我国连续两年夏季出现较大范围的限电现象。在此背景下，政策端对“能源安全”的关切度明显升温，在2022年发改委的《国民经济和社会发展计划》中，明确提出要有序核增一批煤炭先进产能，加快提升煤炭储备能力，继续发挥传统能源特别是煤炭、煤电的兜底保供和调峰作用，积极推进现有煤电项目改造升级；2023年的发展计划中进一步提出要“加强各类电源特别是煤电等可靠性电源建设”，煤电的改造升级及新建部署作为能源保供的重要举措被再次提上日程。

　　2021年10月国家发改委、能源局联合印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，方案中明确“十四五”时期我国要对6亿千瓦煤电机组进行升级改造，在2020年末的煤电装机总量中占比55.6%，其中3.5亿千瓦为针对供电煤耗在300g标煤/度电以上煤电机组的节煤降耗改造、2亿千瓦为降低最小发电出力的灵活性改造、0.5亿千瓦为供热改造。

　　对新建煤电机组而言，该方案也明确要采用超超临界、供电煤耗低于270g的机组，设计工况下供电煤耗高于285g的湿冷煤电机组、高于300g的空冷煤电机组不允许新建，且全部实现最小发电出力达到35%额定负荷的灵活性制造。2021年出现的限电风波倒逼煤电投资意愿出现明显逆转，火电电源投资一改十三五时期的负增长进入新一轮扩张周期，在此引领下今年前9个月火电新增设备容量同比大增67.3%、1-8月煤电新增设备容量同比增速更是高达107.4%，容量瓶颈缓解后年内并未出现限电潮。

　　四、电力系统能源转型对化石能源消费的影响

　　根据彭博新能源财经的预测，十四五、十五五时期中国风电新增装机将达到307.7GW、316.3GW，较期初水平增速分别为106.5%、53%；光伏装机也将自2023年起迎来更快发展，2023-2025年间的新增装机便可达694.4GW，十五五时期的新增装机有望达到1383.3GW，且户用及商用分布式光伏将在新增装机中起到更大的推动作用，十四五、十五五时期光伏装机总量的增速将分别达到327.5%、121.9%。

　　根据这一更充分考虑市场因素的预测，2030年我国风电及太阳能发电装机总量可达34.3亿千瓦，远超《2030年前碳达峰行动方案》等我国现有政策所规划的12亿千瓦以上。

　　根据IMF对未来5年中国GDP增速的预测我们推测了中国发电量的中期展望，并以除煤电外各类型电源的装机容量展望为基础预估其未来5年的发电量变化趋势，据此测算出中国经济系统对煤电发电量的需求。不难发现，即便考虑到电能替代的影响，国内发电量增速仍将伴随着经济增速的趋稳而温和回落，受到风光电源大力发展的冲击，我国煤电产量有望在2023-2024年提前达峰。而度电煤耗效率的提升也将边际促进电煤消费在“十四五”期间达峰的完成，这一时间点将较《2030年前碳达峰行动方案》中要求的煤炭消费2025-2030年间达峰有所提前，预估未来5年发电用途动力煤消费的同比降幅平均在2.4%左右。

　　从发电结构来看，未来5年包括水电、风电、太阳能发电在内的可再生电源出力占比有望自2023年的28.3%逐步提升至40.1%，随着不稳定电源发电量占比的提升，煤电在尖峰负荷时段的调峰需求也将增加，因此在电煤需求趋势性达峰后我们也将看到其面对水文、风光资源在大小年、淡旺季分布不均而体现出的更大波动性。

　　2016年以来气电需求在我国天然气消费总量中的占比大体在14-18%，根据中国石油规划总院的预测，2025年我国天然气发电规模将达1.38-1.54亿千瓦，2030年我国天然气发电规模将达1.82-2.24亿千瓦，因此气电发电量未来5年仍有望保持7-8%的偏高增速。值得注意的是，受制于我国气源对外依存度高、供应不稳定的特点，旺季时优先保障民生用气的需求在一定程度上影响了气电燃料的稳定性，碳市场、辅助服务市场的发展初期气电难以通过环境溢价、调峰溢价获取成本优势，电力集团对气电的运营始终存在担忧，实际发电用天然气增速存在下调风险。