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2024年全社会用电量将达9.8万亿千瓦时 新能源发电装机规模或首超煤电

添加时间:2024-04-22 13:54:31   浏览次数: 次   作者:缴翼飞 林润   出处:21世纪经济报道    【 】   打印   关闭窗口

 

     近日,国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》(下称《指导意见》)的通知,并公布了今年在供应保障、能源结构、质量效率等方面的量化目标,计划全国能源生产总量达到49.8亿吨标准煤左右。煤炭稳产增产,原油产量稳定在2亿吨以上,天然气保持快速上产态势。发电装机达到31.7亿千瓦左右,发电量达到9.96万亿千瓦时左右。

     与此同时,今年1-2月份的电力数据也陆续披露,国家能源局最新数据显示,1-2月份全社会用电量累计15316亿千瓦时,同比增长11.0%;截至2月底,全国累计发电装机容量约29.7亿千瓦,同比增长14.7%。

     在3月26日举办的2024年经济形势与电力发展分析预测会上,中电联党委书记、常务副理事长杨昆指出,1-2月我国全社会用电量总体呈现快速增长态势。预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦。到2024年底,新能源发电装机规模将达到13亿千瓦左右,首次超过煤电装机规模,占总装机比重上升至40%左右。

     新能源发电装机规模将首超煤电

    国家能源局数据显示,今年1-2月,全社会用电量累计15316亿千瓦时,同比增长11.0%,其中规模以上工业发电量为14870亿千瓦时。从分产业用电看,第一产业用电量192亿千瓦时,同比增长11.1%;第二产业用电量9520亿千瓦时,同比增长9.7%;第三产业用电量2869亿千瓦时,同比增长15.7%;城乡居民生活用电量2735亿千瓦时,同比增长10.5%。

       从具体地方情况来看,今年开年的电力消费情况也是增势良好。

    “广东是外贸第一大省,通过对3315家出口企业抽样调查统计,出口企业用电量同比增速正在逐步回升,在去年四季度用电量实现转正,而随着今年1-2月外贸实现开门红,整体用电量增速也重回了3.8%的正增长态势。” 广州电力交易中心总经理钟声表示,基于经济复苏前景向好,电力需求预计稳步增长,预计南方区域最高统调负荷2.6亿千瓦,同比增长9.8%,预计南方区域统调发受电量1.6万亿干瓦时,同比增长7.5%。

     “1-2月我国全社会用电量总体呈现快速增长态势。随着现代化建设全面推进,今后一个时期电力需求仍将保持刚性增长。”杨昆从全国情况分析,今年的政府工作报告将2024年GDP增速目标设定为5%左右,综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素,预计在电力消费方面,2024年全年全社会用电量将达到9.8万亿千瓦时,比2023年增长6%左右。全国统调最高用电负荷将达到14.5亿千瓦,比2023年增加1亿千瓦左右。

      值得注意的是,中国能源结构转变上实现了历史性突破。2023年非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦,占总装机容量比重首次突破50%,达到53.9%,同比提高4.4个百分点,而这个比例还将在今年进一步扩大。

     《2024年能源工作指导意见》在今年的发展目标中提出,非化石能源发电装机占比提高到55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上。

      杨昆预测,2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦,2024年底,全国发电装机容量将达到32.5亿千瓦,同比增长12%左右。非化石能源发电装机将达到18.6亿千瓦左右,占总装机的比重上升至57%左右,其中,水电4.4亿千瓦、并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦、核电6191万千瓦、生物质发电4700万千瓦左右。

   “尤其是新能源发电装机规模将达到13亿千瓦左右,首次超过煤电装机规模,占总装机比重上升至40%左右。”杨昆强调。

     能源的消费结构也随之改变,《指导意见》明确,非化石能源占能源消费总量比重提高到18.9%左右,终端电力消费比重持续提高。并且将科学优化新能源利用率目标,印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业,以消纳责任权重为底线,以合理利用率为上限,推动风电光伏高质量发展。

   “我国绿色发展水平整体还不够高、基础还比较薄弱,产业结构偏重、能源结构偏煤、能源效率偏低,单位GDP二氧化碳排放强度比世界平均水平高出约30%。”杨昆表示,面临保障电力安全稳定供应、实现“双碳”目标的时间倒逼等形势,必须坚定不移大力发展非化石能源,积极推动行业绿色低碳转型,这既是实现“双碳”目标的内在要求,也是应对外部挑战的迫切需要。

      高比例新能源结构催化电力市场改革

      随着能源结构的转变,构建新型电力系统以及相关的市场机制改革则更为迫切。

      根据联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)的最新报告,极端天气事件在未来将会更加频繁,能源供给与需求两端都会因此受到影响。一方面,受自然条件的限制,可再生能源供给将呈现出更大程度的间歇性和波动性,风力骤减、干旱等极端天气的发生,会造成可再生能源出力的大幅下降。另一方面,极端天气将大幅增加电力需求,加大保供难度。

     北京电力交易中心书记、副总经理谢开指出,目前极端高温或低温天气下负荷激增,但新能源出力受阴天、覆冰、极热无风等多重因素影响出现下降,无法有效支撑电力供应保障需求。比如,受光伏电源“午间大发、晚峰为零”特性影响,时段性、局部性电力供应紧张时有发生。与此同时,随着光伏装机大规模增长和发电同质化特征凸显,各地午间调峰能力普遍不足,光伏消纳困难和系统调节能力不足的问题在全网范围内同步显现。

      国家电网数据显示,2023年国家电网经营区域光伏发电日内最大波动2.59亿千瓦,系统晚峰保供难度持续增长。特别是度夏、度冬期间,降温、取暖负荷激增,最高约3亿千瓦,最高负荷增速持续高于用电量增速,电力平衡保障难度进一步增加。

   《指导意见》提出,今年将进一步提升电力系统稳定调节能力,印发实施指导火电转型发展的相关政策。推动煤炭、煤电一体化联营,合理布局支撑性调节性煤电,加快电力供应压力较大省份已纳规煤电项目建设,力争尽早投产。深入落实《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》,提升配电网支撑保障能力和综合承载能力。

      杨昆也表示,随着我国能源转型不断提速,电力体制改革进入“深水期”,多层次电力市场协同关系需进一步明确,各地新能源入市的节奏缺乏统筹,跨省区电力交易壁垒仍然存在,中长期与现货交易有待进一步衔接,批发市场价格信号没有真正向零售用户传导,辅助服务成本科学分摊和疏导的难度仍然较大,新能源的绿色价值,气电、新型储能的灵活调节价值尚未得到合理体现,电-碳市场需要深度融合,全国统一电力市场亟待由大向强、由全向优转变。这些方面,都需要深入研究、持续推动。

      谢开建议,高比例新能源下,需要进一步统筹全网电力供应保障和灵活调节能力,依托大电网、大市场,通过省间灵活交易,实现电能量和调峰、备用等资源的大范围余缺互济。同时,推动建立大型风光基地与火电、储能等打捆参与市场的新型交易模式,完善全国统一电力市场输配电价体系机制,探索引入两部制电价机制。

     《指导意见》也提出,计划指导推动山西、广东、甘肃、山东、蒙西等先行先试地区持续深化电力市场化改革,稳步推进南方、京津冀、长三角区域电力市场建设。

      钟声在会上透露,南方电网公司正在加快南方区域电力市场体系建设,针对新能源随机性大、波动性强的特点,设计更加灵活的短周期交易品种,完善相关交易机制,积极组织相关市场化交易,不断拓展应用场景,2024年年底前实现南方区域电力市场长周期结算试运行,力争2025年实现连续结算运行,为规划建设新型能源体系提供坚实保障。


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