新形势下电力保供：应对需求增长和低碳转型双重挑战︱能源思考
“十四五”以来，中国的能源电力领域经历了深刻变革。在电力供应端，可再生能源装机规模持续快速增长，太阳能、风能发电在电力结构中的占比逐年提升。在电力消费端，终端电气化率稳步提升，2023年达到28%左右，工业、商业和居民的用电方式也在优化，电动汽车的广泛普及就是一个典型代表，不仅改变了交通领域的能源消费结构，也为电力系统带来了新的负荷特性和调节需求。本文对中国能源电力低碳转型的新动态进行了简析并提出了相应的政策建议。
中国能源电力低碳转型的新动态
一是能源电力需求快速增长。
电力需求增长往往是由产业结构、产业政策、科技发展乃至气候变化等多种因素共同作用的结果。长期来看，全社会用电量增长趋势一般与GDP增长趋势保持一致，在经济平稳增长阶段，全社会用电量增速往往略低于GDP增速。然而，自2020年以来，电力需求增速远超GDP增速，一次能源增速紧跟GDP增速，并在2023年超过GDP增速。以2023年为例，GDP增速为5.2%，而全社会用电量和能源消费量的增速分别为6.7%和5.7%。上世纪80年代以来，这样的增长仅在重工业和基础设施快速发展的2002~2005年出现过。
具体看，第二产业中，尽管钢铁、建材等高载能行业的产品需求走低，但用能、用电量仍小幅增长；而高新技术及装备制造业又正在快速崛起，用电需求高速增长，导致用电占比最大的第二产业用电量仍在较快增长。第三产业中，互联网及相关服务、电动汽车充换电服务业等新业态发展迅猛，导致用电快速增长。居民受气候变化、煤改电等政策影响，用电增速也处于较快增长阶段。另外，数字AI、互联网等科技广泛应用于各产业和居民生活，也推动了电力需求进一步增长。
二是新能源强劲增长推进能源结构低碳化。
2013年，一次能源消费结构中，煤炭占比67%，石油占比17%，天然气占比5%，非化石能源（风、光、水、核、生物质等）占比10.2%。到了2023年，煤炭占比降至55.3%，石油占比18.3%，天然气占比8.5%，非化石能源占比17.9%。从数据来看，近十年间，石油占比变化不大，清洁能源中的水电和核电占比也变化不大。能源消费结构的绿色转型主要来自风电、光伏和天然气对煤炭的替代。尤其是风光发展迅速，推动了中国能源消费结构的低碳转型，也为全球提供了以较低成本实现低碳转型的机会。
三是能源电力供需面临新挑战。
目前，电力保供面临需求攀升与低碳转型的双重压力。根据中电联的数据，2023年，31个省份的用电量正增长，最高用电负荷同比增长4.3%。一方面，当前我国以工业为主的产业结构导致经济发展高度依赖于能源消费，抑制能源消费增长可能会影响到经济发展。特别是在经济增长相对缓慢的时期，抑制能源消费的政策通常更难以实施。另一方面，清洁能源增长难以满足电力需求增长。2023年，新能源发电量增量占总发电量增量的46.1%，可见清洁能源电力增量无法满足全社会用电量增量，这也意味着电力增量缺口仍需要化石能源来满足。如果这一态势延续，将会影响能源转型进程。由于核电和水电建设周期长，因此需要加快风电光伏发展速度。2019~2023年，风光发电量的平均增速为22%。随着风光接入电网的比例增大，维持电网稳定性的难度越来越大，如果无法尽快解决消纳问题，风光电量增速难以高过22%，短期内很难成为用电增量主体。
四是煤电进入效率降低、波动频繁的运行新常态。
山西晋非投资
一方面，随着可再生能源发电量的快速增长，煤电维持80%的设计小时数甚至更低的利用率水平运行。“十三五”期间，经济增长放缓、高耗能产业去产能影响，叠加可再生能源替代，煤电利用小时数一度跌至4200小时左右。“十四五”以来，煤电利用小时数小幅回升至4600小时左右。这主要是受煤电停缓建政策影响，煤电装机增长缓慢，但用电需求发生反弹，不过随着近三年来大规模新核准煤电的陆续投产以及双碳目标的影响，未来煤电利用小时数总体将呈现下行趋势。另一方面，在风电光伏快速发展的背景下，电网的波动性增强，需要煤电承担更多的调节性电源的角色，实现快速爬坡、深度调峰甚至是频繁的启停调节。煤电将长时间处于启停、波动运行频繁的状态，机组可靠性及能耗、碳排放水平都面临极大的挑战，运营成本也呈现多维度增长的态势。继2023年全国供电煤耗率小幅反弹后，根据国家能源局公布的2024年1~10月电力工业数据，全国供电煤耗率为307克/千瓦时，同比增加1.8克/千瓦时，再次出现上升。另外，在实际运行中，为保障安全，频繁启停调峰和深度调峰增加了运维成本。可以看到，随着波动性、间歇性风光装机的增加，煤电的能耗、度电排放、燃料成本以及折旧运维成本都在上升。
五是AI对电力需求的影响逐渐扩大。
业内普遍认为，AI将在2030年前爆发式增长，导致电力需求激增，进而影响能源电力低碳转型。据国际能源署预测，到2026年，AI行业的电力需求将是2023年的10倍。全球范围内，不论是AI核心企业数量，还是AI大模型数量，中国都仅次于美国。中国的AI行业正处于快速发展阶段，未来也将成为构建新质生产力的主要驱动力，这意味着AI行业的电力需求将在全社会用电需求中占据越来越大的比例。AI的发展对能源消费的冲击可能影响低碳转型。因此，需要探索如何通过提高需求侧用电效率等方式对冲AI的电力需求增长。
针对转型新动态的政策建议
第一，正确理解并应对能源电力需求的快速增长。
解构电力需求增长驱动因素，分析能源电力需求快速增长的根本原因，并在此基础上，进一步辨析相关因素带来的电力需求快速增长是短期波动还是长期趋势。考虑到高耗能产业存在产量波动以及升级改造等短期内的影响因素，可加强需求侧管理，推行“节能优先、清洁替代”的高效电气化战略，将节能提效确立为低碳转型的首要手段，依照非化石能源发电供应能力所允许的可行范围，对电力需求波动予以平抑。针对科技应用、气候变化等长期趋势，则需要调整电力投资规划和能源转型方案，根据对能源电力需求预测的结果，制定新的应对方案。
第二，进一步加快可再生能源发展。
继续出台扶持政策和激励措施，引导更多的社会资金进入可再生能源领域。增强对清洁能源的支持力度，加强对传统化石能源的管控，推动电力清洁低碳转型。一方面，持续加大对可再生能源的研发投入，促进新能源领域的技术创新，包括促进新能源消纳的配套技术，通过降低生产成本，提升新能源电力的市场竞争力。同时，优化可再生能源全产业链，包括风电光伏以外的氢能、智能电网、储能等领域。借助中国的产业链优势，通过“补链、强链、延链、建链”的方式，强化新能源产业链的规模化优势和拉动效应，助力新型能源体系的完善和各能源之间的协同发展。
另一方面，转变新能源开发运营模式，不再简单地追求规模扩张，避免陷入“增量不增利”的怪圈，而是以“质效双优”为目标，根据各地区建设新型电力系统的结构性特征和转型节奏，合理安排资源部署，适配地区需求和电力系统安全裕度，在项目前期、开工、建设、投产、运营的全流程做优做强。
第三，多措并举，解决新能源消纳难题。
一是完善支撑新能源发展的技术基础。新能源电力的接入给电力系统带来新的供需特征，储能和电网的发展对于促进新能源消纳和维护电力供应稳定性至关重要。通过扩大盈利空间、建立健全标准规范和推动技术创新，促进储能行业的高质量发展。同时，推动电网的升级改造、智能化转型以及提升源网荷储灵活互动调节能力，从而提高电网对新能源电力的接纳能力。
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二是提升灵活性资源组合的调节性能。依据时间尺度精准定位不同类型灵活性资源，推动灵活性资源结构优化。加速部署短时及极短时调节资源（如电化学储能与飞轮储能），稳步增加中时资源规模（如需求响应、灵活煤电），提早部署长时调节资源（如氢能、跨区输电），全方位应对短时新能源出力扰动、中时电量不足和长时电力电量短缺的风险。促进新能源领域的数字化、智能化发展。
三是推动数字技术与可再生能源的深度融合，借助5G、大数据、云计算等数字技术加快新型电力系统的发展，探索虚拟电厂的进一步应用，借助数字技术突破新能源消纳瓶颈。
第四，加大煤电角色转变的推动力度。
基于资源禀赋、电力保供以及经济性的综合考量，考虑短期煤电兜底和调节两重功能定位，以“重电力、控电量”的发展导向，加速促进煤电实现从以单一功能为主向基础保障性电源与系统调节性电源并重的转型进程，提前布局新型电力系统所需的基础电力多元服务和负碳电力产业链。在灵活性提升方面，通过本体改造、热电解耦、与储能其他灵活性资源多元配置等方式加快“煤电+”产业升级。在减碳提升方面，适度通过燃煤耦合生物质发电、CCUS（碳捕捉、利用及封存技术）和提质降碳燃烧等清洁低碳技术低碳化、脱碳化。在融合发展方面，推动煤电产业从单一煤电模式向风光火储多能互补、冷热电联供、能源阶梯利用的综合能源模式转变。
第五，探索满足AI电力需求的低碳方案。
推动数据中心绿色化发展，推动光储充一体化、源网荷储一体化、绿色微电网等模式的广泛应用。探索对AI企业能耗与碳足迹的监管及信息披露机制，促进新能源与AI产业融合发展，减少AI发展对能源电力转型的不利影响。加大科技创新投入，提高数字基础设施的能源效率和鼓励算法优化，减少AI发展的碳排放。同时，通过提升需求侧能效对冲AI的电力需求增长。借助数字化转型，推动智能用电模式在工业、商业和居民家庭等部门的推广，完善各场景下的能源管理系统。在各用电部门开展智能用电试点，扩展不同场景下的智能用电模式，探索电动汽车、分布式能源、智慧城市等新兴场景下的能效提升方案。以智能用电带动节约用电，通过提升能效减缓AI电力需求增长压力。
第六，持续深化电力体制机制改革。
通过完善现货交易、中长期交易、分时电价等机制，形成有效衔接与联动，缓解电力供需难题，促进可再生能源消纳。建立适应可再生能源特性的市场机制，缩短交易周期、提高交易频率，为可再生能源设计兼顾参与市场和保障合理收益的差价合约机制，优化体现绿色价值的绿电绿证交易规则。通过完善容量电价、辅助服务等机制，保障电力系统具备充足的容量充裕度，提高灵活性资源的经济性和存续能力，特别是推动存量煤电角色定位实质性转变。丰富储能、微电网、需求侧资源等新兴主体参与电力市场的方式，明确准入标准，实现各类主体的公平竞争。另外，进一步完善省间电力交易，实现电力资源在全国更大范围内的互济和优化配置，缓解电力资源与用电负荷逆向分布难题，尤其是可再生能源的跨省跨区消纳问题。
（林伯强系厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长，黄辉系自然资源保护协会项目高级主管，张浩楠系华北电力大学经济管理系讲师）
