“四个革命、一个合作”能源安全新战略，是习近平新时代中国特色社会主义思想在能源领域的具体体现，为能源电力高质量发展提供了根本遵循。“十三五”期间，我国电力工业攻坚克难、持续创新，实现了巨大飞跃，满足了经济社会发展的电力需求，电力工业发展呈现新的特征，为电力行业高质量发展奠定了基础。“十四五”是我国由全面建成小康社会向基本实现社会主义现代化迈进的关键时期，编制实施好“十四五”规划意义重大。

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。

(作者杨昆 为中电联党委书记、常务副理事长)