A 电力行业发展呈现新的特征

电源装机结构持续向清洁低碳化发展。一方面，非化石能源发展进入大规模“增量替代”阶段，2018年全球新增非化石能源装机的一半在中国。截至2018年底，非化石能源发电装机达7.7亿千瓦，占总装机的比重为40.8%；发电量2.16万亿千瓦时，占全口径发电量的比重为30.9%，相比2015年分别提高6个百分点、3.7个百分点。另一方面，我国火电大容量、高参数、节能环保机组比例明显提高，截至2018年底，全国火电单机60万千瓦及以上机组占比44.8%；进一步加大节能减排改造力度，截至2018年底，达到超低排放限值的煤电机组约8.1亿千瓦，单位火电发电量二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量分别降至0.20克、0.19克、0.04克，促进煤电优质产能释放；燃煤发电效率大幅提升，火电平均供电煤耗降至308克/千瓦时，与2006年相比降低60克/千瓦时，降幅达16%。

终端能源消费电气化水平不断提高。2018年，电能占终端能源消费比重达到25.5%，较2010年提高了4.2个百分点；2016—2018年累计完成替代电量3923亿千瓦时，且呈现逐年升高态势。伴随着电能替代实施力度不断加大，带动工业生产制造、交通运输、居民生活、建筑等重点领域电气化水平稳步提高，特别是随着电动汽车的快速发展，交通领域的电气化将全面提速。

数字化智能化技术逐渐融入电力系统，系统灵活性不断增强。电力企业积极推进新一代信息技术及数字技术成果与产业融合，全国首批55个能源互联网示范项目中，已有14个项目通过验收；国家电网公司提出打造“泛在电力物联网”，在源网荷储泛在调度控制、网上办理业务、现代智慧供应链、综合示范区建设等方面积极探索，取得突出成效；发电企业积极推进煤电灵活性改造工作，华能丹东电厂2×35万千瓦机组最小技术出力达到20%，国家能源集团庄河电厂2×60万千瓦机组最小技术出力达到30%，达到国际先进水平；自2016年开展工业领域电力需求侧管理以来，已累计节约电源投资3000万千瓦，转移夏、冬季高峰负荷400多万千瓦，减少企业用电成本1500多亿元。

能源电力国际合作是“一带一路”倡议的重要基础和支撑。我国与沿线国家在能源电力基础设施的投资和贸易呈上涨趋势，2013—2018年，我国主要电力企业参与“一带一路”国际合作累计完成投资107亿美元，签订电力工程承包合同622个，总金额1167亿美元；各电力企业不断推动建立技术、标准、设备、管理全方位“走出去”的国际产能合作模式；全球能源互联网理念得到广泛认同，已纳入“一带一路”建设、联合国“2030议程”和促进《巴黎协定》实施工作框架，为推动国际能源电力与经济社会环境协同发展提出解决方案；中巴经济走廊电力合作日益紧密，中国与东盟地区国家合作水平不断提升，中俄及中国与东北亚国际电力产能合作稳步推进。

电力体制改革稳步扎实推进。市场化交易规模比重大幅提高，2019年前10个月全国市场交易电量达2.2万亿千瓦时，同比增长30%；全国31个电力交易机构累计注册市场主体超过10万家；电力现货市场8个试点全部启动结算试运行；增量配电业务改革加快推进，目前已批复的试点项目中，四成以上项目已确立了业主，已投运试点项目超过60个；电价改革中，第二监管周期输配电价成本监审工作已经启动，交叉补贴等电价机制问题已开始逐步清理。

B “十四五”电力发展有关问题的认识

电力需求具有较大的增长空间。我国经济总体处于工业化中后期、城镇化快速推进期，决定了电力需求持续刚性增长。以电为中心转变能源生产和消费方式，是清洁能源发展的必然要求和清洁替代的必然结果，决定了我国电力需求还处在较长时间的增长期，具有较大的增长空间。影响“十四五”电力需求增速的主要因素有以下五方面：一是新旧动能转换，传统用电行业增速下降，高技术及装备制造业和现代服务业将成为用电增长的主要推动力量；二是新型城镇化建设，推动电力需求刚性增长，未来西部地区用电比重将有所提高，东中部地区仍是我国的用电负荷重心；三是能源转型发展，呈现明显的电气化趋势，电能替代潜力巨大；四是能源消费革命深入推进，产业结构升级和技术创新驱动等诸多因素，将在一定程度上抑制用电增长；五是在电力需求响应管理方面，可以实现负荷增速低于电量增速，带来巨大的经济社会效益。

采用产值单耗法、电力弹性系数法、人均用电量法等多种预测方法，对我国中长期电力需求进行分析预测，预计2025年我国全社会用电量达到9.2—9.5万亿千瓦时，“十四五”期间年均增速约为4.0%—4.5%。2035年全社会用电量为12万亿千瓦时左右，2020年—2035年年均增速约3%，逐步过渡为用电增长饱和阶段。

电源结构清洁低碳程度进一步提高。结合我国各区域经济社会发展、用电结构以及需求侧管理等因素，基于储能技术成熟期，预计2025年电源总装机达到27亿千瓦，非化石能源发电装机占比达到48%，非化石能源发电量占比达到37%。2035年，电源装机达到38亿千瓦，非化石能源发电量将全面超越化石能源。

新能源持续快速发展，消纳难题应引起重视。新能源技术进步加快，成本显著下降。过去五年风电开发利用成本下降了约30%，光伏组件价格约下降一半，预计资源优越省份最快2020年可实现平价上网。未来，新能源呈现持续快速发展态势。预计2025年，风电、太阳能发电合计装机达到7亿千瓦，发电量占比将接近15%，部分省份将突破30%。

我国新能源快速发展的同时，曾出现弃风率高达17.2%、弃光率达13.0%的情况。近年来采取了一系列措施，弃电问题得到有效缓解。但新能源发电量占比高的省区，消纳难题仍然比较突出，如2018年，甘肃、新疆新能源发电量占比仅为20%、15%，弃风率高达19%、23%，弃光率分别为10%、16%。未来新能源更大规模的发展，消纳难题应引起高度重视。解决新能源消纳难题涉及电源、电网、用户、政策、技术等多个方面，需要多措并举，提高系统调节和消纳能力。近期，在电源侧可通过实施煤电灵活性改造，建设抽水蓄能电站、天然气调峰电站等各类灵活调节电源提高系统调节能力。在电网侧建设跨区输电通道，完善区域主网架及智能配电网建设，利用电网基础平台作用实施多能互补和冷、热、电联合智能调度，充分利用跨省区调节资源。在用户侧加强需求侧管理，实施峰谷分时电价，发展各类灵活性用电负荷和智能电器，实现移峰填谷。在市场机制方面，建立可再生能源目标引导制度，完善辅助服务补偿机制，启动绿色证书交易机制，采用发电权交易、省间市场交易等。长远看，将进一步强化大容量、高效率、低成本、长寿命储能技术研发和推广应用，充分利用电动汽车充放电功能增强系统调节能力等措施。

促进核电安全高效发展，有效替代煤电装机。核电与新能源、煤电相比具有比较优势。经济性上，部分核电上网电价已低于当地脱硫煤电标杆电价，也低于目前新能源及配置储能的成本；发电特性上，核电能量密度高，出力稳定，能够独自承担基本负荷，有效替代煤电装机，有助于系统的稳定；环保方面，核电不排放二氧化碳等温室气体，不排放二氧化硫、氮氧化物等有害气体以及粉尘等污染物。根据目前核电建设情况，到2020年核电装机约0.53亿千瓦。为有效控制煤电装机，我们预计2025年、2030年核电装机需分别达到0.89亿千瓦、1.37亿千瓦，每年投运6—8台核电机组。

为保证核电安全高效发展和树立核电品牌优势，建议一是要确立核电战略地位，保持核电建设节奏。按照国家“两个一百年”发展目标，研究新时代核电发展战略规划，组织制定《2035年核电总体发展战略》，确定各阶段发展目标。持续加强自主研发创新，进一步提升自主化能力。二是要加大核电支持力度，完善相关配套政策。给予核电企业融资政策支持，推动核电专项建设基金、乏燃料处置基金征收后置。按照成本加合理利润的原则定价，保障核电优先上网，以基荷运行为主，提高利用效率。三是要培育优秀的核安全文化，建立健全核电标准体系。创新公众沟通模式，加强核电科普，提升全民核科学素养，消除公众核恐惧。加强核电标准化建设，整合国内优势资源，在对外推广、品牌塑造上形成产业联盟，建立核电“国际团队”，进一步提升“走出去”能力。

统筹施策，促进西南水电高质量发展。我国川、滇、藏三省（区）水能资源极为丰富，目前开发率不足38%，与发达国家相比，仍有较大开发空间。

近年来，水电行业发展面临生态环境保护压力大、移民安置难度高、经济负担和建设成本持续上升等诸多问题。为此，建议加强统一规划和统筹协调，实现水电在更大范围内消纳；加强水电流域统筹规划建设，提高流域整体效益；强化移民管理，切实落实水电移民安置；完善水电税费政策，促进水电企业健康发展；加大金融政策支持力度，加快西南水电建设。预计到2025年，常规水电装机达到4亿千瓦，其中西南水电占全国新增容量的90%以上。

煤电在系统中的作用将向电量和电力调节型电源转变。我国以煤为主的资源禀赋和煤电是煤炭清洁、高效、经济、便捷的最好利用方式，决定了煤电在一定时期内仍将在我国能源电力系统中发挥重要作用。为支撑更大规模的新能源消纳和系统运行，需要煤电机组更多地提供系统调节服务，更多地承担系统调峰、调频、调压和备用功能，其市场定位将由传统的提供电量的主体电源，逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性调节型电源。

未来，煤电还有一定的发展空间。煤电发展空间既要满足电量平衡又要满足电力平衡。从电量平衡看，目前煤电利用小时数仅为4300小时左右，而煤电机组本身的利用小时数完全可以达到5000小时甚至更高，存在较大的电量增长潜力，考虑其他新增电源，可以不安排新的煤电项目；从电力平衡看，由于新能源发电有效容量低，为满足电力平衡要求，需要建设一定规模的火电（煤电）装机来“托底保供”。我们预计2025年煤电装机可控制在12—12.5亿千瓦以内，2030年达到峰值。

能源绿色低碳转型不是简单地“去煤化”，煤电装机增加不等同于碳排放量增加。一是实施电能替代，优化用能方式。目前，我国尚有约7亿吨煤炭直接燃烧，用于采暖或提供热负荷，压减散烧煤用于发电，碳排放并没有增加。二是通过技术创新，降低煤电机组供电煤耗。三是服务新能源发电，转变煤电利用方式。煤电为新能源发电“让路”，利用小时数已从2010年的5030小时下降至目前的4300小时，降幅为15%；随着新能源大规模开发，煤电利用小时数还将进一步下降，煤电装机碳排放呈明显下降趋势。计算分析表明，煤电碳排放已基本进入平台期，将于2025年达峰，之后将加速下降。

从供给侧和消费侧共同提升系统综合调节能力。我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，新能源富集的“三北”地区更是不到3%，调节能力先天不足。而抽水蓄能电站受站址资源和建设工期限制、气电受气源气价限制、储能受经济安全性限制，均不具备大规模建设条件，煤电灵活性改造是提高系统调节能力的现实选择。国内外运行经验表明，煤电灵活性改造技术成熟；经济性上，提升单位千瓦调峰容量成本约在500元—1500元之间，相比抽水蓄能、气电、储能均具有比较优势。目前，灵活性改造整体完成情况距“十三五”规划目标还有较大差距。东北地区辅助服务补偿政策激励力度大，完成度高；西北、华北完成较少。推动煤电灵活性改造，一是要加大辅助服务补偿力度。2018年我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的0.83%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%。二是完善补偿政策，综合考虑企业增加的改造成本、运维成本和损失的机会成本，切实保障煤电项目取得合理收益，激发煤电企业灵活性改造的积极性。三是加强规划引导，有序安排煤电灵活性改造项目。重点对30万千瓦及以下煤电机组进行灵活性改造，作为深度调峰的主力机组，甚至参与启停调峰。对于新能源消纳困难的“三北”地区、核电出力受限的地区，可考虑改造部分60万千瓦亚临界煤电机组参与深度调峰。四是发挥市场机制作用，适时出台容量电价，扩大灵活性交易品种。

没有消费侧的积极变革，就不可能有能源高质量发展，必须强化需求侧管理，提升用户侧灵活性。通过引导用户高峰时少用电，低谷时多用电，实现削峰填谷、移峰平谷，从而减少系统调峰需求，降低用电成本。以山东省2018年用电负荷为例，全省95%以上的高峰负荷约400万千瓦，累计持续时间约147小时。通过需求侧管理削减尖峰负荷，不仅可以减少电源装机500万千瓦，延缓电厂和电网配套投资合计约400亿元，还改变了电网的负荷特性，降低了峰谷差，减少了用户侧的调峰需求，从而使发电侧的调节能力更好地满足新能源消纳要求。

加强需求侧管理，要充分发挥信息化系统优势，强化智能电网系统平台建设、电能服务产业培育，与泛在电力物联网、“互联网+”智慧能源示范、电动汽车充放电服务、电能替代等工作密切结合，不断深化电力需求侧管理工作内涵和外延。峰谷分时电价政策是电力需求侧管理的有效手段，要进一步扩大分时电价的实行范围，确定科学、合理的峰谷分时电价比。

深化电力市场化改革，推动形成科学的电价机制。加快建设全国电力市场，打破省间壁垒和市场分割。结合电价改革进程，妥善解决电价交叉补贴问题，降低电价中政府基金及附加比重，还原电力商品属性。稳妥推进增量配电改革试点，促进输配电网协同发展、安全运营。统筹推动电力市场与碳交易市场深度融合，发挥市场高效配置资源优势，明确电力企业二氧化碳排放硬约束，通过碳约束倒逼电力结构优化，改善发电结构，提高发电效率，挖掘减排空间。

强化电力高质量发展指标评价。为贯彻落实能源安全新战略，中国电力企业联合会遵循国家构建清洁低碳、安全高效的能源体系要求，研究提出电力行业高质量发展目标，主要有：2025年，电能占终端能源消费比重达到29.5%，非化石能源装机占比达到48%左右，非化石能源发电量占比达到37%左右，非化石能源占能源消费比重达到19.5%左右；综合碳排放强度402克/千瓦时，综合发电煤耗165克标煤/千瓦时；单位火电发电量CO2排放量为830克/千瓦时，单位煤电发电量SO2、NOx排放量分别为0.12克/千瓦时、0.16克/千瓦时；逐步形成3%尖峰负荷的响应能力。

能源电力高质量发展涉及面广、要求高，建议相关部门加强顶层设计，尽快完善并出台能够反映安全、绿色、高效、创新、开放、共享特征的评价指标体系，充分利用现代信息技术夯实统计信息基础，以目标为导向开展定期评价与考核。