电能结构性缺口估计

根据可持续发展理念，受化石资源短缺、温室气体减排限制，如果仅从总量上分析电能供需将无法反映出环境和资源对电能供给约束的影响，需要从结构层面分析供需缺口是否存在。因此本节将首先分析影响电能供需的资源和环境条件。

3.3.1 资源供给约束

火力发电是将煤炭、石油、天然气等进行燃烧使之转换为热能，再将热能转换为机械能，最后将机械能转换为电能的一个发电过程，主要包括煤电、油电、天然气电。中国煤炭资源丰富，油、气资源相对不足，在一次能源消费结构中煤炭占2/3左右，故电力产业以燃煤火电为主，在火电中燃油、燃气发电的比重很小。从历年统计数据看，火电占中国发电总量的80%以上，其中煤电占80.9%，气电仅占0.1%，石油发电比例更低。煤炭在相当长的时间内仍然是电力工业的主要燃料。因此，为使研究更具有针对性，重点对煤炭资源消耗进行分析。

1）煤炭储量

截至2015年年底，全国查明煤炭资源量1.57万亿吨（来源于2016国土资源部发布的《中国矿产资源报告》），2015年我国煤炭消费量约为33.8亿吨。2 000m以浅的预测煤炭资源量为5.6万亿吨，能源剩余可采总储量中原煤占58.8%，决定了我国以煤炭为主的能源利用格局将长期存在（来源于《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》）。另外，BP公司对2011年世界各国可探明的煤炭储量数据进行分析，美国为2 372.95亿吨（占世界总量的27.6%），俄罗斯为1 570.1亿吨（18.2%），中国为1 145亿吨（13.3%）。中国排世界第三位，但是按照中国的年开采量，则中国煤炭出产比仅33年，美国为239年，俄罗斯为471年。可见按照现在的开采速度，中国的煤炭储量虽高，但维持年限远远落后世界平均水平。

2）煤炭年供给量

能源供给常见的预测方法有灰色预测法、复合小波神经网络模型、协整和误差模型等。以上模型的缺陷是大多假设能源可以持续扩张，忽视了能源产出受资源有限这一重要特征。Logistic模型考虑饱和值特征，具有数学上的简洁性和明显的现实性，能很好地刻画能源消费量与经济增长的反馈机制，因此，本书使用Logistic模型来预测未来煤炭的产出趋势。

（1）Logistic模型。生物生长过程的一般特征是由慢到快，最后趋于饱和，整个生长过程是一条S形曲线。Logistic模型曲线主要用来描述在环境资源有限的情况下生物种群的增长规律。它的基本公式是

NP＝

式中，NP——t时刻的种群数量；Nmax——环境容纳的种群的最大数量；e——种群的禀赋增长率；c——最大数量影响因子；a——增长速度因子（禀赋增长率）； t——时间。本书用此模型对原煤产量进行预测。

（2）煤炭产出拟合与预测结果。《中国统计年鉴2012》公布的各类一次能源比例见表3.5。

表3.5 原煤统计值

世界各国家的相关历史数据分析表明，能源消费与经济发展水平（林伯强，魏巍贤，李丕东，2007）和人口数量（R.A. Herendeen，1981）相关。本书采用人均GDP变量为解释变量回归历年原煤产出量。Logistic模型公式及参数意义为

NP＝

式中，Np——煤炭产出量；Nmax——极限开采量；c——极限开采量影响因子；a——增长速度因子（禀赋增长率）；t——人均GDP。

极限资源开采量是预测总煤炭产出量的一个关键因素。参考国内外研究机构对中国煤炭储量的预测结果，同时结合中国社会经济发展水平的预期，本书对至2050年的中国煤炭极限资源开采量分别设置三种情景，即悲观情景、中观情景和乐观情景，各情景对应的极限开采量为10 000百万吨、15 000百万吨和20 000百万吨。中国原煤产出拟合结果如图3.4所示。

三种情景下，Logistic模型拟合的相关系数的平方（R2）分别是0.996、0.988、0.987，这表明：模型很好地反映了中国原煤产出的发展规律，可以用此模型对中国原煤产出进行预测。结果如图3.5所示。

图3.4 不同情景的中国原煤产出拟合结果

图3.5 中国原煤产出预测结果（单位：百万吨）

预测结果表明：在未来近50年，中国的原煤产出将有大幅增长。在所设置的三种极限产出情景中，悲观情景下，2040年左右达到最高产出；而中观和乐观情景下，在2050年左右达到最大产出。

3）煤电能耗分析

考虑到煤电节能技术进步，借鉴国家规划目标和国际供电煤耗标准，本书估计至2050年发电煤耗系数见表3.6。

表3.6 至2050年发电煤耗系数

注：《能源发展“十二五”规划》中发电煤耗为323［gce（k W·h）］。

将年供电量（不计对电动汽车的供电量）的预计结果乘以发电煤耗，得到满足供电需求的煤炭量，再将其与不同情景下的原煤总产量进行比较，从而可以反映出电煤消耗的煤炭资源量在资源消耗中的比例，见表3.7。

表3.7 至2050年供电煤耗状况

注：每吨原煤相当于0.714 3t标准煤。

研究表明，要满足电能需求，相比平均电煤比例为50.8%（历史数据均值计算得到），悲观情景下，完全使用煤电，2040年左右电煤供给将不能满足供电所需；而中观情景下，2050年左右电煤供给不足；乐观情景下，至2050年电煤供给一直充足。

另外，从各阶段累计供电量乘以供电煤耗系数（表3.8）得到的累计供电煤炭量，通过与每一阶段的电煤产出量进行比较，可得到表3.9。

表3.8 2003—2009年中国煤产量和电煤消耗量

表3.9 中国2015—2050年累计供电量和供电的煤炭量

从2015年起累计的供电量逐渐增大，对煤炭的需求也增加，按照本书设计的三种情景，基本可以满足供电量所需。按照中国煤炭网统计，2007年，中国煤炭的剩余可采储量为2040亿吨，而2007—2012年，社会总用电量241 598亿k W·h，消耗电煤82亿吨。按照此消耗速度，剩余可采储量为1 881亿吨原煤，约956亿吨电煤。相比较而言，如果全部采用煤电，则可能因煤炭储备不足，2040年左右电煤储量不足；在暂时无重大煤炭资源新发现条件下，不考虑外供，则在2040年出现电煤重大缺口。

3.3.2 碳排放约束

单位终端用电量碳排放不应仅计算一次能源发电的生命周期碳排放，应该包括电力系统整个生命周期的碳排放，即包括燃料发电的生命周期碳排放直接排放和电厂建设运行维护等间接引起的碳排放两部分。

1）生命周期评价法

生命周期评价（life cycle analysis，LCA）起源于1969年美国中西部研究所，受可口可乐委托对饮料容器从原材料采掘到废弃物最终处理的全过程进行的跟踪与定量分析。国内外许多汽车的碳排放计量、环境评价等都借鉴了该思想，如Mikhail Granovskii，Ibrahim Dincer等（2006），郭文双、申金升、徐一飞（2003），欧训民、张希良（2009）等。本书主要采用从终端因耗电能所引致的一次能源的碳排放量进行计量，使用单位二次能源的碳排放系数进行估算。能源链的碳排放系数估算将考虑我国的能源生产、运输、储存等实际情况，包括资源的开采、运输和储存，燃料的炼制、运输、储存和分配，以及燃料的加注和最终使用等全生命周期都将被纳入考虑范围。碳排放主要包括CO2、甲烷（CH4）、氧化亚氮（N2O）、氢氟碳化物（HFCS）、全氟碳化物（PFCS）、六氟化硫（SF6）等气体排放，排放量以二氧化碳当量为度量单位。

2）终端消费引致的发电量边际增量计算

终端消费引致的发电量边际增量（以下简称发电量边际增量）主要是指多消费1k W·h电时，引致电源端需要增加的发电量。从电力系统角度看，决定发电量边际增量的因素包括电源系统、输配电系统和充电系统，具体来讲就是由于电力系统在电能传输过程中产生的有功或无功损耗而造成电力系统“首尾”端的负荷不平衡。因而，发电量边际增量的大小可衡量整个电力系统（由发电、输电到充电）效率，边际增量越大表明电能的损耗越大，其随着电力系统效率的提高而减少。

从电源端到充电端，整个电力系统可分为电源、电网和终端利用装置。这三部分的效率分别为电厂用电率、电网网损率及用电效率，是影响发电量边际增量的直接因素。因此，终端消费引致的发电量边际增量计算模型为

QMy＝

式中，QMy——单类发电量边际增量；epy——电厂厂用电率；el——电网线损率；ecx——用电效率。

y取1～4时，分别代表煤电、核电、水电和新电源，其中新电源包括太阳能、风能、生物质发电等。通过《中国电力统计年鉴（2008）》、中国电力企业联合会、《能源发展“十二五”规划》获得相关数据资源，综合得到表3.10中的参数。

表3.10 2015年电力系统参数估计

注：假设新能源的厂用电率为0。

3）发电能源结构下的综合发电量边际增量模型及估计

在《中国能源中长期发展规划纲要》及相关文件中，国家发展和改革委员会提出优化煤电结构的同时，2005—2020年电力工业重点发展水电、核电和风电。终端用电基于平均发电组合而不是边际发电组合。综合发电量边际增量表示用电终端每消耗1k W·h电能，电源端需提供的电能量。由于电能是由多种能源发电综合而形成的，各种一次能源发电产生的排放和能耗存在很大差异。因此，计算综合发电量的边际增量时，需考虑不同年份内各种主要发电技术在电源结构中的比例，具体计算方法如下：

QM＝QM 1·r1＋QM2·r2＋QM3·r3＋QM4·r4 （3.11）

式中，QM——综合发电量边际增量；ri（i＝1～4）——分别代表煤、核、水、新能源在电能供给中的比例。取不同阶段各发电技术在总装机容量中的比例。

本书参考《2050中国能源和碳排放报告》对未来至2050年中国电能结构研究成果，详见表3.11。

表3.11 电能结构预估

通过计算，本书以2015年为例，得到不同发电技术下的终端的平均边际发电量增量，如图3.6所示。

图3.6 不同发电技术引致的边际发电量增量（k W·h）

由图3.6可知，终端充电引致的煤电端发电边际增量最大，意味着终端用1k W·h电，则需要从煤电厂发1.26k W·h电，远远高于核电（1.23k W·h）、水电（1.19k W·h）、新能源（1.185k W·h）、综合电（1.25k W·h）。理由是电源发电量增量主要受电厂厂用电率的影响，煤电的厂用电率较大，故其发电量边际增量较其他发电技术最大。此外，发电量边际增量主要还受电源结构、电网输配电效率和不同用电模式下充电效率的影响，基本呈线性关系。由于我国以煤电为主的电源结构长期难以改变，故考虑不同时期电源结构的综合发电边际增量与相应的煤电边际增量变化不大，如2015年的综合发电边际增量为1.25k W·h，仅比煤电低0.01k W·h。但随着我国电源结构的调整，核电、水电比例的增加，综合边际增量呈现递减的趋势，2050年综合发电边际增量为1.007k W·h，较2015年下降16%。

4）温室气体排放量估算

为了计量终端用1k W·h电产生的间接碳排放，本文采用生命周期分析方法，对能源链的每个环节和整个能源链的温室气体排放进行全面综合的定量和定性分析。根据我国目前电能开发的特点和对未来电能开发的中长期规划，本书将煤电、核电和水电、新能源发电的间接排放纳入计量范围内，计算公式为

Cv＝QM1·Ce1·r1＋QM2·Ce2·r2＋QM3·Ce3·r3＋QM4·Ce4·r4 （3.12）

式中，CV——一度电的间接排放量；Cei（i＝1～4）——分别代表煤电链、核电链、水电链、新能源链的碳排放系数，其他参数同式（3.11）。ir（i＝1～4）——分别代表煤、核、水、新能源在电能供给中的比例。

由于煤电在我国电源结构中所占的比例一直在80%左右，因此本书重点对煤电链的排放系数进行计算，采用生命周期法研究煤炭生产、运输、发电环节的碳排放，计算公式为

C el ＝Cep ＋Cet ＋Ceg （3.13）

式中，Cel——煤电链排放系数；Cep——煤炭生产环节排放系数；Cet——煤炭运输环节排放系数；Ceg——煤炭发电环节排放系数。

煤电链排放系数：国外煤电链全生命周期排放为800～1 000g CO2eq/k W·h，考虑到中国煤炭资源的实际情况，本书借鉴表3.12中的国内相关研究成果。

表3.12 煤电链碳排放系数研究成果

注：根据政府间气候变化专门委员会第 3 次评估报告（2001），各温室气体的 GWP 值换算单位煤电的碳排放系数为1 058.03g CO2eq/（k W·h）。CO2、CH4和N2O对应的GWP值分别为1、23、296。GWP指单位重量的某种温室气体在大气中产生的温室效应与单位重量的CO2在大气中产生的温室效应之比。

这里前三种结果均包含资源开采阶段的生命周期的碳排放，而夏德建（2010）的研究计算了发电侧的生命周期阶段的碳排放。本书将对前三类结果取平均值作为煤电链的碳排放系数，即975.17g CO2eq/（k W·h）。

水电碳排放系数取243.1g CO2eq/（k W·h）。用水发电过程基本是零排放，但水电链的温室气体排放主要来自于水库中生物体产生的温室气体。排放量的大小与水库规模、用水量和用电量等有关系。国外水电链的温室气体排放系数为1～34g CO2eq/（k W·h）（C.L. Goodale， M.J. Apps，2007），由于各国水电资源禀赋差异较大，因此来自国外的数据对本书的参考意义不大。本书采用中国原子能科学研究院马忠海（1999）关于我国水电单位温室气体排放的数据，即243.1g CO2eq/（k W·h）。

核电碳排放系数取 80g CO2eq/（k W·h）。国外同类研究的结果为 5～165.72g CO2eq/（k W·h）（M.J. Scott，M. Kintner-Meyer，D.B. Elliott DB等，2007）。考虑到我国的铀资源的禀赋及在铀提炼、铀浓缩等技术与国外先进水平尚有差距，所以借鉴国内的研究结论。马忠海、潘自强（1999）估算中国核电链排放时考虑了核电站的建设和后期运行所产生的温室气体排放，核电链的碳排放系数为13.5g CO2eq/（k W·h）。欧训民、张希良（2009）计算的结果是核电链温室气体排放为6.506g CO2e/MJ。按照1k W·h电3.6兆焦计算，为23.4g CO2eq/（k W·h）。该研究仅仅计算了核电发电过程的碳排放。Dones等学者研究出我国核能链温室气体排放区间为9～80g CO2/（k W·h）（Michael J，2007），该计量数据相对比较全面，为最大限度凸显碳排放问题，本文取该区间上限80g CO2eq/（k W·h）。

新电源主要指风电和生物质电。风电为8～30g CO2/（k W·h）（C.L. Goodale，M.J. Apps， 2007），生物质电为20g CO2eq/（k W·h）（欧训民，张希良，2009）。由于各种发电方式的比例及技术难以确定，其各自全生命周期温室气体排放范围为10～60g CO2eq/（k W·h）。本书选择30g CO2eq/（k W·h）为平均碳排放系数。

由此得到的各电源链碳排放系数取值见表3.13。

表3.13 各电源链碳排放系数取值

根据我国目前电能开发的特点和对未来电能开发的中长期规划，本书将煤电、核电和水电、新能源发电等组成的综合电源纳入计量范围内。

由表3.14可知，中国电力产业的CO2排放总量不断增加，通过计算可知，2020年，中国电力CO2排放量比2010年（碳排放量为33.8亿吨）增加42%。

表3.14 综合发电导致的年碳排放预测

3.3.3 度量思想及模型构建

以煤为主的能源结构和火电为主的电力格局意味着电力行业将面临能源短缺和环境污染的问题。随着资源短缺和环境污染问题越来越严重，根据可持续发展理念，社会需要消耗资源少、环境友好的电能。因此，以煤为主的火电发展受限，为满足电能发展需求，必须增加清洁能源发电量。发电侧的碳排放主要来自燃煤发电。由于水电、核电和新能源发电的碳排放比煤电低，因此为简便起见，本书将水电、核电和新能源发电统称为清洁能源发电。如果清洁能源供电达不到能源消耗和碳排放约束下的电能需求，说明电能供给出现缺口。如果超出了该碳排放约束的清洁电能供给量，说明电能供给不会出现缺口。为直观起见，本书使用清洁能源发电结构比例（清洁能源发电量与总发电量的比值）来度量清洁能源发电供给或需求的程度。因此，资源环境约束下的电能供需缺口即结构性缺口表示为满足资源环境要求的清洁能源发电需求结构比例与清洁能源发电供给结构的差额。用公式表示为

GER资源环境约束＝DER需求－SER供给

式中，GER资源环境约束——资源环境约束下的电能供需缺口；DER需求——清洁能源发电结构比例的需求；SER供给——清洁能源结构比例的实际供给。

如果GER资源环境约束＞0，表示清洁电能供给小于需求，电能缺口存在；相反，则表示电能供给大于需求，清洁电能存在裕量，不存在缺口。

由于资源环境约束下的电能供给结构同时受经济、资源、环境等约束，需要同时满足多个目标，那么求解满足要求的能源结构可以采用运筹学中的目标规划法来解决。目标规划数学模型的一般形式（胡运权，2007）为：

st.

式中，gk——第k个目标约束的预期目标值；Wlk－、Wlk＋——P1优先因子对应个目标的权系数；dj－、dk＋、dk－——松紧变量。

3.3.4 缺口估计

1）优先满足经济需求的电能缺口

电能供给结构优先满足经济需求，同时要求碳排放控制到最小，同时各电源发电量受到资源限制。采用多目标规划法对电源结构进行优化，求出满足要求的低碳电能比例要求。

以总电力供应满足社会需求为第一优先级，各能源发电量上下限制条件为第二优先级，以环境污染物温室气体排放量维持2010年总量不变为第三优先级，借鉴施应玲（2009）所构建的电源结构优化模型，建立目标函数为

st.

式中， jp（j＝1，2，3）——第i目标的优先满足因子；ix——各电源目标年的发电量；ia——第i类电源发电碳排放系数；i＝1～4，分别表示煤电、水电、核电、新能源发电；D——社会用电需求；dj——负偏差变量（表示实际值小于目标值）；dj——正偏差变量（表示实际值小于目标值）；C1——二氧化碳排放总量的约束 ——基准年2010年第i类电源的发电量比例[1]；k——优化目标年；、——分别为各电源发电量年均降低（或增长）率的上下限。

国家对2020年的碳排放和经济发展具有较为明确的发展规划，而对2020年以后的发展规划目标较为模糊。因此，本书主要以2020年为例，以国家“十二五”规划将碳减排目标作为减排目标，对2020年实现经济优先目标下的电能结构进行分析。各参数取值如下。

k＝2020。参照“十二五”规划社会用电量变化参数，设α＝β＝8%。2010年全国发电量为41 413亿k W·h，电力行业碳总排量为33.8亿吨，碳排放强度为0.000 816。电源结构及碳排放系数见表3.15。按照“十二五”规划，单位国内生产总值CO2排放降低17％，参考这一减排标准，电力行业的单位国内生产总值CO2排放降低17%，如果2020年按照7%的增长速度，则GDP为53.73万亿元，电力CO2排放量约为38.14亿吨。

表3.15 2010年电源结构及碳排放系数

将相关数据代入优化模型，通过使用LINGO软件计算，结果见表3.16。

表3.16 电源发电量及温室气体排放

以经济优先对电源结构进行优化。2010年，全国发电量为41 413亿k W·h。其中，火电为33 253亿k W·h，占发电总量的80.29%；水电为6 622亿k W·h，占16%；核电734亿k W·h，占1.77%；风电为430亿k W·h，占1.03%，还有少量太阳能等其他能源。在总发电量可以满足社会用电需求的基础上，火电比例下降到76.0%，水电比例提高到19.5%，核电比例增加到2.2%，新能源发电增加到2.3%。随着发电量增加，电力产业总排放量比2010年增加16亿吨。

由表3.15可知，到2020年，优先满足电量需求6.3万亿k W·h，CO2排放总量49.8亿吨，则碳排放强度增长9%，没有实现碳减排目标，则此时，包含水电在内的可再生能源发电比例已达到23.8%，超过国家“十二五”规划中的15%发展目标。在没有实行煤炭减排技术条件下，以满足社会用电需求为首要条件，仅仅依靠提高可再生能源比例是无法实现碳减排目标的。

由于水电、核电以及新能源发电受气候、技术、环境影响，其年发电量变化相对不稳定，因此，本书将国家对2020年可再生能源发展比例要求设为2020年实际可以实现的低碳电能供给比例，因此电能结构性缺口计算结果见表3.17。

表3.17 2020年的电能结构性缺口

综上，到2020年，优先满足社会电能需求情况下，新能源发电比例需提高到2.3%，包括水在内的低碳能源发电比例提高到24%。尽管这样，也无法实现减排17%的目标。这种情况下的电能缺口为9%，也就是按照规划的电能结构比例，仍然远远达不到实现碳减排17%的目标，在煤电能耗和减排技术背景下，必须在总电能消耗量中实现9%的低碳能源发电比例要求。

2）满足碳减排要求的新能源利用要求

如果政府以碳减排为优先考虑的发展目标，以碳排放约束为目标函数中的第一优先级，以电力供应总量满足用电需求和各电源发电量上下限为二、三优先级对电源结构进行优化，建立优化模型：

st.

式（3.16）中各参数意义与取值同式（3.15）中各参数取值相同。经运算得到的优化结果见表3.18。

表3.18 电源发电量及温室气体排放

从表3.18显示的从环境优先角度优化电源结构的结果来看，在全国总发电量满足目标年预测所需用电量的同时，火力发电量为3.55亿k W·h，所占比例下降到56.3%，新能源发电比例达到22%，相当于法国、德国的可再生能源比例要求。水电比例提高到19.5%，核电比例增加到2.2%，与经济优先情景下的比例结构基本持平。我国的规划是非化石能源比例达到15%，发现要实现电力行业的单位CO2下降17%，则需要提高新能源发电量比例达到22%。

供电结构得到明显优化，“十二五”末时排放总量为36.5亿吨，比2010年的碳排放目标增加了8%；碳排放强度下降62.7%，基本达到减排目标。而在模型运算结果中，偏差变量、 、均大于0，说明火电、水电、核电、新能源增加仍有剩余（未达到上限）；但大于0，说明煤电下降仍有剩余（未达到下限）；大于0，说明新能源发电量下降已经不足（达到下限以下），必须增加新能源发电量。

同理，2020年的低碳电能供需进行比较，得到电能供需缺口结果见表3.19。

表3.19 2020年的电能结构性缺口

综上结果表明，到2020年，新能源发电比例提高到22%，优先满足碳减排目标的各能源发电量也能满足社会用电需求。这比例相当于美国、德国、欧洲联盟的非水可再生能源发电规划目标，远远超过国家的15%的发展规划，总缺口为28.7%。而2011年，我国的新能源发电量约占总发电量的2%，因此降低CO2排放，新能源发电的供需缺口较大。

[1]参考国家社会经济发展规划的划分，本书以2010年为基准年。