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从完成非化石能源消费占比目标判断我国新能源发展态势及有关建议

元博、吕梦璇

国网能源院

能源战略与规划研究所

《中华人民共和国2022年国民经济和社会发展统计公报》显示，2022年我国一次能源消费总量达到54.1亿吨标煤，非化石能源消费占比17.5%。能源院预计2025年能源消费总量将达到58.4亿~60.4亿吨标煤（原料用能约5亿吨标煤），在国家可再生能源“十四五”规划及国网公司向国家呈报的新能源发展规模下，20%非化石能源消费占比目标的完成情况或将受到影响。

一、2025年能源消费总量和新能源发展规模将超原规划预期

一是2025年能源消费总量将远超预期，预计达到58.4亿~60.4亿吨标煤。2022年，受极端天气驱动降温采暖电量释放、第二产业占比及用能提高等因素影响，能源消费总量提升至54.1亿吨标准煤，较2021年增长1.5亿吨（含原料用能约4.0亿吨标煤，较2021年增长约0.3亿吨标煤）。综合考虑经济发展、产业结构调整、能耗双控考核方式调整等因素，能源院通过电力供需经济-能源-电力-环境（4E）模型测算，预计2025年能源消费总量达到58.4亿~60.4亿吨标准煤（原料用能约5亿吨标煤），远超公司之前判断的56亿~57亿吨标煤。

二是受能源消费总量超预期增长影响，为满足20%非化石能源消费占比目标，新能源发展规模可能远超公司之前向国家呈报水平及可再生能源“十四五”规划水平。若按2025年能源消费总量59.4亿和60.4亿吨标煤，非化石能源消费占比20%分别倒推，全国和公司经营区新能源装机规模将分别达到11.8亿、10.0亿和12.2亿、10.4亿千瓦，分别超原计划研判1.3亿、1.0亿和1.7亿、1.4亿千瓦。

图不同情景下2025年新能源装机规模

以上研究将原料用能纳入非化石能源消费占比计算，若不纳入，则“十四五”对新能源发展需求仍维持在原规划规模。按照科学考核要求，原料用能不纳入能源消费总量控制，但《公报》在计算非化石能源消费占比时，原料用能仍被纳入能源消费总量。按照2025年能源消费总量59.4亿吨标煤进行测算，若根据科学考核要求不纳入原料用能，能源消费总量减少约5亿吨标准煤，即54.4亿吨标煤，在国家可再生能源“十四五”规划及公司向国家呈报的新能源发展规模下，非化石能源消费占比将达到20.7%，超过20%目标。

二、新能源超预期发展带来的重大问题

一是超预期新增新能源的开发模式及布局优化问题。公司经营区超预期新增新能源装机规模在1亿~1.3亿千瓦左右，将增加电网接入与外送通道的建设压力，导致新能源利用率与系统成本产生变化，需统筹考虑开发建设条件、消纳条件等因素，优化西部、北部和东中部之间布局，引导陆上和海上风电、集中式和分散式光伏及光热等多种类型新能源发电互补协调发展。

二是接入系统和跨省区外送通道规划建设问题。从“十四五”来看，新能源超预期发展要求纳规通道必须如期投产，并解决配套新能源送出消纳问题。从中长期来看，随着新能源向沙戈荒深处转移，需尽早开展新增外送通道、配套调节支撑电源规划及相关方案论证。

三是量率一体要求下，新能源合理利用率的目标问题。经测算，在2025年公司经营区新能源装机规模10亿千瓦、系统调节能力与“十四五”电力规划保持一致的边界条件下，经营区整体新能源利用率将下降至93%左右，西北、华北地区将低于90%。需根据系统承载能力优化新能源布局，因地制宜建立新能源合理利用率机制。

四是新能源系统成本提高及终端电价承压问题。经测算，考虑2025年公司经营区新能源装机规模10亿千瓦，对应系统成本将达到约0.2元/千瓦时，比国家和公司规划水平提高约0.05元/千瓦时。即使计及场站成本下降，新能源终端利用成本将达到0.54元/千瓦时左右，超出煤电约0.14元/千瓦时。亟须推动新能源系统成本科学分摊与疏导，合理控制终端电价上升幅度。

三、应对举措

一是引导新能源项目科学规划布局。全国层面，建议近中期大力发展分布式新能源和海上风电，引导新能源布局向东中部地区倾斜。经测算，考虑2025年公司经营区新能源装机规模10.4亿千瓦，若保持经营区整体利用率水平不变，在西北地区减少1000万千瓦新能源装机，华东地区可相应增加3000万~4000万千瓦。省内层面，建议明确新增项目布局向负荷中心区域倾斜，减少断面压力。

二是做好接入系统工程与跨区输电通道规划建设。充分利用已建成升压站剩余容量，发挥现有电网接入条件作用，减少新增配套电网项目建设需求。密切跟踪跨区通道配套新能源建设安排，确保纳规通道工程进度，谨防网源不协调导致新能源外送消纳受限造成的社会舆论问题。结合大型风光电基地规划布局，超前谋划新增外送通道并落实配套调节支撑性电源。

三是着力提升系统灵活调节能力，推动合理利用率机制落地。加快推动火电灵活性改造，更多以调峰辅助服务、调峰容量市场等市场化手段激励改造。合理配置和利用新型储能，推动建立适应新型储能发展的多元化收益渠道和多层级市场机制。推动政府科学确定新能源开发规模、布局、时序，综合考虑新能源发电量占比和非水消纳责任权重等指标，统筹制定合理利用率目标，并优先在消纳压力大的西北、华北地区试点落地。

四是加快西部、北部光热发电发展，增强东中部分布式系统发用电自平衡能力。在新能源集中式开发模式下，探索并加快发展兼具同步机与储能功能的光热发电。近期，主要根据调峰需求优化光热规模，与风电、光伏构成多能互补项目一体化建设。中远期，随着度电成本持续下降、利用小时数增长，光热发电或将补位替代退出的煤电机组，承担基荷并参与系统调节责任。分布式开发模式下，增加配置储能等灵活调节资源，通过“自平衡”平抑分布式新能源整体出力的波动性，实现就地平衡，减少占用大电网消纳空间，若需大电网提供备用，应明确备用容量费用收取标准及权责。

五是研究制定新能源系统成本疏导机制和预案。根据新能源系统成本水平，设计相应的容量补偿与调节市场机制、交易品种，推动新能源企业和电力用户等市场主体公平承担责任。针对服务新能源并网传输带来的电网投资改造成本增加、线路利用率降低等问题，进一步完善输配电价定价机制，将服务新能源发展纳入政策性投资认定范围，合理评价电网投资效率，科学核定电网投资规模。

四、相关建议

一是在政策已明确新增原料用能不纳入能源消费总量控制基础上，建议国家进一步优化并明确非化石能源消费占比计算方式，将原料用能不纳入非化石能源消费占比考核。

二是无论从历史经验还是专家研判来看，2025年新能源发展规模超规划预期是大概率事件，应加强新能源超预期发展情景研究，及时向国家有关部门提报研究成果，提前部署安排应对举措，能源院将持续深化相关研究，全力做好服务支撑工作。

专家介绍

元博，国网能源院能源战略与规划研究所室主任。主要从事电力系统分析、“双碳”战略路径、电力产业链供应链等研究工作。

吕梦璇，国网能源院能源战略与规划研究所初级研究员。主要从事能源电力发展规划研究工作。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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