广东省内化石能源资源匮乏，缺煤、少油、乏气；水电开发基本饱和，新能源发电开发潜力大。2015年自产量仅占全国一次能源生产总量的1.9%；近年生产总量总体呈上升趋势，主要增长点在一次电力；为了适应能源消费需求的增长，外部能源供应量不断增加。

“十二五”期间，广东一次能源生产总量总体上呈增长趋势，由2010年的5 268.9万tce^❶增长至2015年的6 862.5万tce，年均增速为5.43%。各种能源类型中，煤炭自2006年起停止开采，目前已无煤炭产量。原油和天然气主要产自南海。全省原油产量维持在1 100万t～1 600万t，近年来呈现略微下降的趋势。天然气产量经过“十一五”期间的高速发展后，“十二五”期间增速放缓，2015年产量约96.5亿m³。一次电力快速增长，“十二五”年均增速达12.21%，2015年一次电力生产总量为109.1 TWh^[1,2]。

“十二五”期间广东能源消费总体呈增长趋势，增速较“十五”、“十一五”期间明显减小，由“十五”和“十一五”期间10%以上的年均增长率下降至“十二五”期间2.8%的年均增长率；能源利用效率逐步提高，单位GDP能耗逐年下降；能源结构不断优化，向更加清洁、高效的方向发展。

2000年以来，广东一次能源消费总量快速增长，由2000年的7 983万tce增加到了2015年的25 662万tce，增速呈放缓趋势，由“十五”和“十一五”期间10%以上的年均增长降至“十二五”期间2.8%的年均增长，比全国“十二五”年均增长低0.6%。分能源品种来看，2011年以后煤炭消费逐年下降，石油消费增速放缓、天然气和一次电力消费保持较快增速，其中一次电力消费年均增速接近8%。

省内煤炭资源储量贫乏，开采条件复杂，不具备煤炭自产能力，自2006年起已停止开采，省内不具备煤炭供应能力。省外山西、内蒙古、陕西和贵州等地，国外印度尼西亚、澳大利亚等国家煤炭储量丰富，具备满足广东省煤炭消费需求的能力。广东省主要通过铁路、铁海联运和海运的方式输入省外煤炭资源，港口接卸能力、铁路运输条件优越，运输能力充足。

省内石油储量较少，2020年前可提供石油大约1 000万t/年，2020年以后暂不考虑省内石油供应。省外石油供应主要来自松辽、辽河、渤海湾、鄂尔多斯和新疆等地，国外主要供应来自中东地区(阿曼、伊朗和沙特等国家)、东南亚和非洲等地区。广东省港口资源丰富，港口接卸能力、铁路运输条件好。

省内陆上天然气资源匮乏，预计2020年、2030年，广东省内天然气供应能力分别为115亿m³和215亿m³。省外天然气主要来源于卡塔尔、澳大利亚、中亚、新疆等地区，天然气供应充足。广东省天然气输送通道主要包括省内LNG接收站、管网通道和少量槽车输送，接收及输送能力强。

核电站址资源丰富，开发潜力大，是广东省未来能源需求的重要来源。考虑目前已明确核电项目厂址按照每个厂址6台机组规模，后续新增核电暂按单机1 250 MW，以上厂址可装机36 GW。另外，广东省还储备了一批核电厂址，按照每个厂址4台机组规模，后续新增核电暂按单机1 250 MW，以上厂址可装机20 GW。

广东省未来煤电发展主要受限于煤炭消费总量控制和环保容量约束。煤电行业污染物排放总量按照比2015年下降50%考虑，通过实施煤电机组超低排放改造，经测算，广东环保空间可支撑煤电装机约110 GW。按照等煤量控制测算，当电煤比例提高至75%时，广东省可支撑煤电装机约80 GW；当电煤比例提高至80%时，广东省可支撑煤电装机约85 GW。

广东省天然气供应充裕，省内管网规划覆盖21地市，能够为未来气电发展提供充足的燃料来源和运输条件。

全省水电已开发84.3 GW，几近开发完毕，潜力极其有限，而且开发的代价逐步加大。

广东省沿海风资源相对丰富，陆上风电可开发容量为9.5～13.6 GW；近海浅水区可装机约11 GW，深水区可开发容量约75 GW。

广东省太阳能资源条件一般，考虑用地等因素影响，光伏发电主要利用屋顶和闲散土地发展光伏发电，发展大规模光伏发电的条件相对较差。

广东省生物质发电主要包括农林生物质发电和垃圾发电两部分，受燃料约束，广东省生物质发电发展潜力有限。

广东省周边云南、藏东南及境外大湄公河次区域等水资源丰富，具备向广东供应电力的能力。

广东省作为改革开放的先行省份，按照习近平书记2012年视察广东时提出的“三个定位、两个率先”要求，需发展成为中国特色社会主义的排头兵、深化改革开放的先行地，率先全面建成小康社会、率先基本实现社会主义现代化。预计到2020年全省人均生产总值比2010年再翻一番，基本实现广东省经济发展目标；预计2020年GDP总量将达到7.60万亿元，“十三五”年均增长率约为7.0%；“十四五”、“十五五”年均增长率分别为6.2%、4.7%。广东能源需求预测结果如表1所示。

电力需求预测结果如表2所示。

表2是结合各主要行业的用电历史分析，重点对三次产业及高耗能行业用电进行细化分析，针对各主要用电行业的发展历史和未来发展趋势，分别对各行业“十三五”期间需电量进行细化预测研究，并通过研判负荷利用小时数，对最大负荷进行预测^[3]。

在2015年能源消费基础上，化石能源新增供应能力仅考虑省内未来新增供应能力参与平衡，能源平衡结果如表3所示。

“十三五”期间，西电东送新增加滇西北送广东5 GW电力，新增乌东德送广东5 GW，至2020年，外区送电广东容量预计将达到45 GW。在考虑已明确电源项目基础上，2020年广东无电力空间，2025年、2030年电力空间如表4所示。

“十三五”期间，广东省煤炭消费达到峰值，石油消费增速减缓，天然气和非化石能源快速发展，成为能源供给增量的主体；2020～2030年，石油消费步入峰值，煤炭消费逐步下降，天然气消费持续增长，非化石能源成为能源供给增量的主体。

1)能源生产定位分析

广东省能源自产能力有限，主要增长点来源于天然气、核能和可再生能源。预计2020年、2025年和2030年，广东省能源自产能力分别为5 700万tce、9 500万tce、11 500万tce。

2)能源消费定位分析

能源消费总量持续增长，但增速逐渐降低。2030年人均能耗约3.93 tce/人。2030年人均用电量约8 600 kWh/人，超过2013年日本、德国水平，低于美国、韩国水平。

能源效率不断提升，“十三五”、“十四五”、“十五五”期间，广东省单位GDP能耗分别下降21%、17%和15%，至2030年，单位GDP能耗降至0.31 tce/万元(2000年价)，约为2005年的1/3，达到美国2013年水平。

能源消费结构不断优化，与2015年相比，2030年煤、油比重分别下降15.2%和5.6%，天然气和非化石能源比重分别上升8.0%和12.8%^[4,5]。

3)能源供需定位分析

能源对外依存度有所上升，与2015年相比，2030年广东省能源对外依存度上升3.9%，提高到26.6%，能源供应仍以外来供应为主。

能源供需缺口进一步增大，2020年、2025年、2030年广东省能源需求缺口分别为4 225万tce、6 615万tce、10 215万tce。

远期，广东能源发展应以保供应、调结构为主。控制煤炭消费总量，提高电煤消费比重；多渠道保障油气供应，提高天然气消费比重；优先利用非化石能源，不断提高非化石能源消费比重。优先发展核电，大力发展新能源发电，积极发展天然气发电，清洁高效按需发展煤电。

近期，广东能源发展应以控总量、促清洁为主。推进煤炭清洁高效利用，严格控制煤炭消费总量，力争“十三五”期间达到峰值；加快油气管网建设，推进原油加工及储运工程建设，稳步推进油气体制改革；积极消纳非化石能源，提高非化石能源消费比重。安全发展核电，加快推进后续核电站前期工作；合理发展新能源发电；控制煤电、气电发展规模。

煤炭：广东省内已停止自产，受制于煤炭来源不确定、运距远、运力有限等因素制约，煤炭供应面临较大压力。因此，广东应积极控制煤炭消费总量，同时多方拓展煤炭供应渠道。

石油：广东中长期石油将停止自产，石油供应全部来自省外。应积极拓宽石油供应渠道，加快与油气资源丰富的省区合作，增强与印尼、澳大利亚等国外地区油气合作。另外，应加快石油储备体系和输送管网建设，保障石油供应。

天然气：加快管网建设，为推广使用天然气创造条件。同时，积极拓展天然气多渠道供应，建设西气东输三线和新疆煤制气外输管道项目，通过广西北海LNG粤西支线与广西天然气管网网络相连。

非化石能源：核能、云电和可再生能源是广东省非化石能源供应增量的主要组成部分，后续应进一步安全高效发展核电，推进后续核电项目建设，合理接受西部水电，积极开发利用可再生能源。

若已获得核准和路条的火电机组均在“十三五”期间投产，广东将出现较大规模的电力盈余。建议广东积极落实国家发改委等16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》要求，合理控制煤电建设规模。

考虑适当推迟部分电源项目基础上，煤电装机比重由2015年的59%下降至49%，非化石能源装机占比由26%提高至34%；在该电源方案下，广东无调峰缺口；煤电利用小时数明显下降^[6,7]。

在考虑已明确电源基础上，根据电力电量平衡计算结果，2025年广东电力缺口约3 GW。根据《广东省能源发展“十三五”规划》，广东开工建设湛江核电一期2×1 250 MW机组；再考虑新增部分新能源装机，预计2025年广东无电力缺额。

电源结构进一步优化。煤电机组比重不断下降；2025年非化石能源装机比重比2020年略有提升。

广东存在一定的调峰缺额。实施煤电机组灵活性改造35 GW，或采取实施煤电机组灵活性改造13 GW、新增抽水蓄能电站1.2 GW等措施^[8,9,10]。

煤电利用小时数有所回升。该电源方案下，广东煤电机组利用小时数提高至约4 400 h。

2030年广东电力缺额较大，结合不同电源特性，提出低碳、经济、高灵活性、综合等4个电源发展模式。

本模式以低碳环保为目标，电源方案以发展省内核电、新能源等非化石能源电源为主导方向，应重点关注系统调峰问题。2030年广东较已明确核电机组再新增装机15 GW，新增风电装机20.5 GW，新增太阳能发电装机9.4 GW，无需新增煤电装机。

系统调峰压力大增。建议实施煤电机组灵活性改造20 GW、新增调峰气电3 GW、新增抽水蓄能电站4.8 GW。

电源结构明显优化。火电装机占比由2015年约75%下降至2030年的55%，新能源装机占比由2015年的3%大幅提高至15.5%。

煤电利用小时数基本保持稳定。根据测算，此模式下广东煤电机组利用小时数约4 100 h。

本模式以较好的经济性为目标，以发展经济性相对较好的煤电为主导方向，应加大煤电清洁化改造力度。2030年广东较已明确煤电机组再新增装机约20 GW，达到96.47 GW；新增核电装机5 GW，新增风电装机12.5 GW，新增太阳能发电装机5.4 GW。若按等煤量控制，此方案电煤比重须达90%左右，实现难度较大。

系统调峰问题有效缓解。由于新增大规模调峰能力较好的煤电机组，因此广东无调峰问题。

电源结构得到优化。火电装机占比由2015年约75%下降至2030年的66%，新能源装机占比由2015年的3%大幅提高至10.5%。

煤电利用小时数与2015年相当。根据测算，此模式下广东煤电机组利用小时数约4 200 h。

本模式以增加负荷中心支撑电源、提高系统运行灵活性为目标，电源方案以发展位于负荷中心的调峰气电为主导方向，并适当建设调峰能力较强的煤电，应重点关注天然气价格。2030年广东较已明确气电机组再新增装机14 GW，新增煤电装机4 GW，新增核电装机7.5 GW，新增风电装机17.5 GW，新增太阳能装机7.4 GW。

系统调峰问题得到有效缓解。通过实施煤电机组灵活性改造5 GW满足系统调峰要求。

电源结构得到优化。火电装机占比由2015年约75%下降至2030年的63%，新能源装机占比由2015年的3%大幅提高至13.4%。

煤电利用小时数有所提高。根据测算，此模式下广东煤电机组利用小时数约4 300 h。

本模式考虑各类电源均衡发展，兼顾广东电源发展的经济性、灵活性和清洁化水平。2030年广东较已明确煤电机组新增装机6 GW，达到82.47 GW；新增气电装机6 GW，2030年达到42.79 GW；新增核电装机10 GW，2030年达到31.14 GW；新增风电装机17.5 GW，2030年达到20 GW；新增太阳能发电装机7.4 GW，2030年达到8 GW。

系统调峰仍存在一定的调峰缺口。实施煤电灵活性改造12 GW、新增抽水蓄能2.4 GW。

电源结构得到优化。火电装机占比由2015年约75%下降至2030年的60%，新能源装机占比由2015年的3%大幅提高至13.4%。

煤电利用小时数与2015年相当。根据测算，此模式下广东煤电机组利用小时数约4 200 h，与2015年相当。

综合分析，4个电源方案均能够满足2030年广东电力缺额，燃料供应能力、环保空间、厂址资源均能够支撑电源建设要求。低碳模式非化石能源装机占比最高、煤电占比最低，同时清洁化水平最高，但配套调峰电源规模最大，导致经济性相对较差；经济模式经济性最好，但煤电装机占比最高，污染物排放最多；高灵活性模式气电占比最高，经济性相对较差，污染物排放也较多；综合模式各类电源均衡发展，经济性较好，污染物排放水平居中。考虑广东电力供应安全、经济承受能力、环保空间、核电等电源建设的不确定性等因素，本报告推荐综合方案。各方案对比分析结果如表5所示。

能源现况定位：广东一次能源生产量处于全国中下游水平，能源消费总量位于全国前列，能源自给率处于全国中下游水平；能源利用效率在国内领先但与发达国家仍有差距；非化石燃料消费占比接近全国平均水平两倍；用能成本高，位于全国前列。

能源供应能力：“十三五”后，广东省内不具备煤炭、原油自产能力，天然气生产能力有所提升；省外部分省份及国家能源资源丰富，能够满足广东能源消费需求；广东交通运输能力、港口资源、油气管道等条件优越，具备满足能源输送的条件。

能源供需情况：2020年、2025年和2030年的能源需求缺口分别为4 225万tce、6 615万tce和10 215万tce，能源缺口不断增大。

能源发展战略：远期，广东能源发展应以保供应、调结构为主；近期，广东能源发展应以控总量、促清洁为主。

电源发展战略：本文提出了低碳、经济、高灵活性、综合等4个2030年广东电源发展模式，各方案均能够满足广东电力缺额，燃料供应能力、环保空间、厂址资源均能够支撑电源建设要求。通过电源结构、配套调峰电源建设、污染物排放、综合年费用等方面对比分析，推荐综合电源发展模式。