電力行業“十四五”發展規劃研究

一、發展基礎與形勢

（一）取得的成績

電力工業發展規模邁上新臺階。2019年，全社會用電量7.25萬億千瓦時，發電裝機20.1億千瓦，人均裝機1.44千瓦/人，年人均用電量約5186千瓦時/人。跨區輸電能力1.5億千瓦。

電力清潔低碳轉型取得新成效。非化石能源消費比重從2015年的12.1%提高到2019年的15.3%，提前一年完成“十三五”規劃目標。2019年，非化石能源發電裝機容量8.4億千瓦，占比42.0%，較2015年提高了7.2個百分點。“十三五”以來，非化石能源發電量增量占全社會用電量增量的52.3%，單位發電量二氧化碳排放強度累計下降50克/千瓦時。

電力安全高效發展達到新水平。2019年，火電、水電、燃氣輪機與核電機組的等效可用系數均達到90%以上，變壓器、架空線路等主要輸變電設施的可用系數均超過99%。電力需求側管理不斷優化，2015-2019年，全國累計節約電量795億千瓦時，節約電力1976萬千瓦。

電氣化進程持續推進。2019年，全國電能占終端能源消費比重26%。2016-2019年，電能替代累計新增電量約5989億千瓦時，對全社會用電增長的貢獻率為38.5%。

電力裝備技術創新日新月異。發電行業持續加強關鍵技術攻關，建立完備的水電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源裝備制造產業鏈。特高壓1000千伏交流和±800千伏、±1100千伏直流輸電技術實現全面突破，柔性直流輸電技術取得顯著進步。

電力國際合作取得積極進展。大力實施“引進來”和“走出去”戰略，積極落實“一帶一路”倡議，截至2019年底，我國主要電力企業境外累計實際投資總額878.5億美元,對外工程承包新簽合同額累計2848.5億美元。

體制機制改革取得豐碩成果。電力價格形成機制逐步完善，經營性電力用戶發用電計劃全面放開，電力市場化改革紅利不斷釋放。電力市場交易機制逐步完善，市場化交易電量規模大幅提高，2019年，電力市場直接交易電量21771.4億千瓦時，占全社會用電量比重30%。

（二）發展形勢

電力需求保持剛性增長，終端用能電氣化水平持續提高。新舊動能轉換、高技術及裝備制造業快速成長、戰略性新興產業迅猛發展、傳統服務業向現代服務業轉型、新型城鎮化建設均將帶動用電剛性增長。電能在工業、建筑、交通部門替代化石能源的力度將不斷加大，帶動電能占終端能源消費比重持續提高。

電力供給向清潔能源轉變，電力碳排放進入峰值平臺期。在“碳排放、碳達峰”目標下，電源發展動力由傳統煤電向清潔能源轉變。推動煤電與可再生能源協調發展，可有效減緩電力碳排放增長，降低電力碳排放強度，助力碳排放達峰。

技術創新驅動力不斷增強，綜合智慧能源形態逐步形成。可再生能源發電、儲能以及“云大物移智”等先進技術創新培育，成為電力產業升級的新增長點。電力與現代信息通信技術和控制技術深度融合，實現多能互補、智能互動。

體制改革深入推進，市場高效配置資源優勢進一步顯現。電力市場體系逐步完善，逐步形成多買多賣的雙邊交易市場和電價形成機制。全國電力碳市場建設加快推進，將有力促進碳市場與電力市場協調發展、深入融合。

共建“一帶一路”持續推進，電力互聯互通逐步加強。隨著我國電力技術裝備制造加速轉型升級，將為我國在新形勢下搶得全球電力產業鏈重構先發戰略機遇，加強與周邊國家電力互聯互通，推動“一帶一路”沿線國家電力基礎設施建設，在全球能源治理體系重塑進程中為迸發更多中國聲音開拓了新的空間。

（三）主要問題和挑戰

電力工業保障能源安全面臨挑戰。我國石油和天然氣對外依存度分別達到70%、45%，需要在供應側加大清潔發電能源開發力度，在消費側持續提升電氣化水平。當前電力安全體系建設與能源安全保障要求尚不匹配，發生大面積停電的風險始終存在。

清潔能源加大開發利用存在制約。流域龍頭水電站開發難度大。西部新能源發電基地“碎片化”開發情況較為普遍。核電的戰略地位尚需進一步明確。系統綜合調節能力存在制約，靈活調節電源裝機占比不到6%，煤電靈活性改造推進滯后。

電力系統整體能效水平亟待提高。部分地區已投運輸電通道利用率偏低，西南與“三北”地區電力外送通道建設滯后。電力需求側管理存在短板，系統源網荷亟待高效融合。我國單位國內生產總值電耗超出世界平均水平1倍，開展節能節電任重道遠。

深化電力體制機制改革任重道遠。電力市場建設配套體制機制未完全構筑，電價形成機制尚未充分理順，現行《電力法》不適應當前電力發展問題逐步凸顯。

二、發展目標

供應能力。預期2025年，全社會用電量9.5萬億千瓦時，“十四五”期間年均增速5%；全國發電裝機容量28.5億千瓦，年均增速5.9%。人均裝機2.0千瓦/人，人均用電量6600千瓦時/人左右。

電源結構。預期2025年，全國非化石能源發電裝機15.7億千瓦，占比約53.2%，較2020年提高7.9個百分點。非化石能源發電量占比約39.5%。

電網發展。預期2025年，跨區跨省電力流規模提高到3.7億千瓦，全國新增500千伏及以上交流線路9萬公里，變電容量9億千伏安。

清潔能源消納。2025年，確保平均風電利用率、光伏發電利用率均保持國際先進水平，水能利用率95%以上。“十四五”期間，抽水蓄能新增裝機約2900萬千瓦，單循環調峰氣電新增規模約1000萬千瓦，各省級電網基本具備3～5%的尖峰負荷響應能力。

低碳環保。預期2025年，發電用煤消費比重提高到60%以上。電力碳排放進入峰值平臺期，力爭淘汰火電落后產能2000萬千瓦，單位火電發電量碳排放強度持續穩步下降。

電力系統效率。預期2025年，單位國內生產總值電耗較2020年下降6.0%，火電平均供電煤耗低于298克標煤/千瓦時。電網綜合線損率控制在5.5%以內。

電氣化發展。預期2025年，電能占終端能源消費比重30%，電能替代新增電量約5000億千瓦時。充電基礎設施建設滿足不低于1400萬輛電動汽車的充電需求。

三、重點任務

（一）推動電力綠色低碳發展

大力發展可再生能源，堅持集中式與分布式并舉開發新能源，安全有序發展先進核電，將調峰電源作為“十四五”氣電發展的主要方向；合理控制煤電新增規模，發揮煤電托底保供和系統調節作用，服務新能源發展。

預期2025年，全國常規水電裝機3.7億千瓦，風電裝機4億千瓦，太陽能發電裝機5億千瓦，生物質發電裝機6500萬千瓦，核電裝機0.7億千瓦，氣電裝機1.5億千瓦，煤電裝機規模力爭控制在12.3億千瓦以內。“十四五”期間，力爭完成約2500萬千瓦煤電機組延壽。

（二）推動電力安全高效發展

推動構建規模合理、分層分區、安全可靠的電力系統，推動各級電網協調發展。穩步推進跨區跨省輸電通道建設，加強與周邊國家電力互聯互通，開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”建設。

“十四五”期間，預期新增可再生能源外送能力約7000萬千瓦。到2025年，力爭實現跨國直流輸電容量2800萬千瓦，全國10（6、20）千伏供電系統用戶平均供電可靠率達到99.89%，用戶平均停電時間不超過10小時。

（三）推動電力靈活智慧發展

提高電力系統綜合調節能力，加快抽水蓄能電站建設、布局燃氣調峰電站，提高新建煤電機組調峰能力，實施煤電靈活性改造，加快電化學儲能示范推廣應用，提高需求側響應能力。從電源側、電網側、負荷側協同推進新型電力系統建設，促進系統各環節全面數字化、調控體系高度智能化。推進以電力為中心環節的綜合智慧能源系統建設。

（四）提升全社會電氣化水平

加大電能替代實施力度，加快充電設施與服務網絡建設，持續優化用電營商環境，深入推進電力普遍服務，進一步提升農村供電可靠性和供電能力。到2025年，電能占終端能源消費比重提高到30.0%，全國公共充電樁保有量達到300萬臺以上，全國人均生活用電量達到1200千瓦時/人以上。

（五）加強電力技術裝備創新

提升關鍵核心技術的自主創新能力，聚焦先進儲能、可再生能源發電、核電、電網、綜合能源等電力關鍵共性技術成熟度，分層分類實施核心技術攻關、試驗示范和推廣應用，補強技術裝備短板。推動產業升級，加快電力與多種能源融合技術創新，培育新業態。

（六）深化電力體制機制改革

構建開放高效的電力市場體系，加快建設全國統一電力市場，推動形成科學的電價機制，逐步取消或合理歸位與基金附加相關的特殊政策，加強電力市場監管和信用體系建設，推動電力市場與全國碳市場協調發展，推動增量配電改革試點落地見效，健全可再生能源電力消納長效機制。

（七）構建電力國際合作體系

推進“一帶一路”電力基礎設施建設，拓展電力技術創新國際合作，推動電力領域投資便利化，促進電力國際合作惠及民生，加強國際電力產能合作，深化電力國際合作服務。

四、保障措施

強化規劃實施機制。增強規劃引導約束作用，細化落實目標任務。完善規劃動態評估機制，建立高效透明的電力規劃實施監管體系。

健全依法治理體系。加快修訂頒布《電力法》，完善相關配套管理辦法，并與《可再生能源法》《節約能源法》等配套法規相銜接。

做好電力行業管理。進一步深化“放管服”改革。制訂修訂一批電力行業國家標準、定額和規程，堅持依法監管、精準監管、創新監管。

建立規劃協調機制。銜接國家規劃、區域規劃與省級規劃，協商重大電力項目布局、規模和時序，協調電網與電源項目。

完善財稅投資政策。對國家重大戰略性、公益性電力工程以及經濟欠發達地區電力建設給予資金幫扶。進一步完善水電、抽水蓄能、核電的財稅優惠政策。

（來源：中電聯理事會工作部）

發布時間:2021-10-22 訪問次數:2150