在经历10年相关规划“空窗期”后，2016年11月，《电力发展“十三五”规划》横空出世。这是一部以绿色发展为笔触，以协调发展为框架，描绘出的我国电力工业未来5年发展的蓝图。

2017年是《电力发展“十三五”规划》全面实施的第一年，同时也是我国电力体制改革全面深化的第三年。面对经济发展“新常态”、环境标准“硬约束”，以及掣肘电力工业发展的难点及核心问题，如何转换视角，聚《电力发展“十三五”规划》和中发9号文件两部电力行业顶层设计之合力，加速我国能源转型升级。下面，我就“十二五”我国电力发展取得的重要成绩，目前电力发展面临的问题和挑战，以及《电力发展“十三五”规划》的发展目标和重点任务进行描述和解读。

我国电力发展基础及“十三五”发展目标

“十二五”期间我国电力建设步伐不断加快，多项指标居世界首位。2015年全社会用电量5.69万亿千瓦时，“十二五”年均增长6.3%，居世界首位，人均用电量4142千瓦时，超世界平均水平。

截至2015年底，全国发电装机达15.3亿千瓦，居世界第一。水电、煤电、风电、太阳能发电装机容量均居世界首位，人均装机1.11千瓦，超世界平均水平。华北、华中、华东、东北、西北、南方六个区域电网各级网架不断完善，跨省区电力资源优化配置规模达到2亿千瓦，其中西电东送规模达到1.4亿千瓦，全国220千伏及以上交流线路合计60.9万千米，变电容量33.7亿千伏安，均居世界首位。

“十二五”期间我国非化石能源发展明显加快，结构调整取得新成就。实施煤电改造4亿千瓦，超低排放改造约1.6亿千瓦，关停小火电2800万千瓦，全国火电平均供电煤耗由333克标煤/千瓦时降至315克标煤/千瓦时，节能减排达到新水平。在建/建成多项标志性工程，装备技术创新取得新突破。对外核电、火电、水电、新能源发电及输变电合作不断加强，投资形式日趋多样，电力国际合作拓展新局面。电改试点工作逐步开展，价格机制逐步完善，市场主体逐步培育，体制改革开启新篇章。

根据电力发展“十三五”规划，到2020年，我国电力总装机20亿千瓦，西电东送年输送电量2.7亿千瓦时，全社会用电量6.8到7.2万亿千瓦时，电力占终端消费比重达到27%，人均装机1.4千瓦、人均用电量4860-5140千瓦时，非化石能源消费比重达到15%、非化石能源发电装机比重达到39%，新建煤电机组平均供电煤耗300克标煤/千瓦时，现役煤电机组平均供电煤耗310克标煤/千瓦时，线损率控制在6.5%以内，电能替代用电量4500亿千瓦时。

目前我国电力发展面临的五大挑战

“十三五”是我国全面建成小康社会的决战期、深化改革的攻坚期，也是电力工业加快转型发展的重要机遇期。目前，我国电力工业发展面临的挑战主要体现在供应宽松常态化、电源结构清洁化、电力系统智能化、电力发展国际化、体制机制市场化。具体表现在：

一是“十二五”期间电力供应由总体平衡、局部偏紧的状态逐步转向相对宽松、局部过剩。

二是非化石电源快速发展的同时，局部地区弃风、弃光、弃水问题突出，“三北”地区风电消纳困难，云南、四川两省弃水严重。

三是局部地区电网调峰能力严重不足，尤其北方冬季采暖期调峰困难，进一步加剧了非化石能源的消纳矛盾。

四是电力设备利用效率不高，火电利用小时数持续下降，输电系统利用率偏低，综合线损率有待进一步降低。

五是区域电网结构有待优化，输电网稳定运行压力大，安全风险增加。

六是城镇配电网供电可靠性有待提高，农村电网供电供应能力不足。

七是电力市场在配置资源中发挥决定性作用的体制机制尚未建立，电力结构优化及转型升级的调控政策亟待进一步加强。

“十三五”电力发展重点任务

积极发展水电，统筹开发与外送。坚持生态优先和移民妥善安置的前提下，积极开发水电。以重要流域龙头水电站建设为重点，科学开发西南水电资源。坚持干流开发优先、支流保护优先的原则，积极有序地推进大型水电基地建设，严格控制中小流域、中小水电的开发。统筹水电的开发与外送，基本解决四川、云南的水电消纳问题。

重点依托西南水电基地开发，建成金沙江中游送电广西、滇西北至广东、四川水电外送、乌东德电站送电两广输电通道；开工建设白鹤滩电站外送工程，积极开展金沙江上游、澜沧江上游、雅鲁藏布江水电的消纳方案研究。

在所有能源类型中，水电最具绿色、可再生特性，并且与其它具有间歇性、随机性的新能源相比，水电可控可调，是基础能源的最佳选择。“十三五”电力发展强调走低碳清洁、可持续的道路，因此，水电在绿色能源战略中具有非常重要的地位。水电开发的重点主要是西部的四川和云南，大渡河、雅砻江、金沙江中下游、澜沧江、怒江。关于延伸至藏区的金沙江上游、澜沧江上游的水电消纳问题，都会在“十三五”末期提到议事日程。

大力发展新能源，优化调整开发布局。按照集中开发与分散开发并举，就近消纳为主的原则，来优化风电布局。调整“三北”地区风电消纳困难及弃风严重地区的风电建设节奏，提高风电就近消纳能力，解决弃风限电问题。加大消纳能力较强或负荷中心区风电开发力度，力争中东部及南方区域风电占全国新增规模的一半。在江苏、广东、福建等地因地制宜推进海上风电项目建设。

按照分散开发、就近消纳为主的原则布局光伏电站。全面推进分布式光伏和“光伏+”综合利用工程，积极支持光热发电，全面推进分布式光伏发电建设，重点发展屋顶分布式光热发电系统，实施光伏建设一体化工程。在中东部地区结合采煤沉降区治理，以及农业、林业、渔业综合利用等适度建设光伏电站项目，推进光热发电试点示范项目。

基于我国的资源禀赋与负荷中心呈逆向分布特点，西部大规模开发存在消纳和外送困难，能源利用率低以及外送经济性差等问题。因此，“十三五”期间，我国新能源发展以集中和分散相结合的发展模式，“两条腿走路”。一方面在东部、南部地区加大新能源的开发力度，加快发展低速风电和屋顶光热项目。另一方面要加大西部集中式新能源外送能力，依托电力外送通道，以“存量优先”为原则，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦以上。

鼓励多元化能源利用，因地制宜试点示范。在满足环保要求的条件下，合理建设城市生活垃圾焚烧发电和垃圾填埋气发电项目。积极清洁利用生物质能源，推动沼气发电、生物质发电和分布式生物质气化发电。到2020年，生物质发电装机1500万千瓦左右。

安全发展核电，推进沿海核电建设。坚持安全发展核电的原则，加大自主核电示范工程建设力度，着力打造核心竞争力。加快推进沿海核电项目建设，建成三门、海阳AP1000自主化依托项目，建设福建福清、广西防城港、“华龙一号”示范工程，开工建设CAP1400示范工程等一批新的沿海核电工程。深入开展内陆核电研究论证和前期准备工作，认真做好核电厂址资源保护工作。

积极发展天然气发电，大力推进分布式气电建设。天然气和核电的发展对我国电力工业发展具有特殊的意义。我国电力装机依然有缺口存在，从长远来看，若煤电装机占比压低在55%，水电装机占比20%，剩余的25%由气电、核电、新能源补充。若新能源装机占比5%，气电和核电补充剩余的20%，所以核电和气电在我国电力工业发展具有重要地位。核电和气电的发展决定了我国今后需要多少清洁能源来替代煤电。由于气电具有良好的调峰性能，可以使电网接纳新能源的能力大幅度提升，因此在“十三五”期间，要充分发挥现有天然气电站调峰能力，推进天然气调峰电站建设。在有条件的华北、华东、南方、西北等地区建设一批天然气调峰电站，新增规模达到500万千瓦以上。适度建设高参数燃气蒸汽循环热电联产项目，支持利用煤层气、煤制气、高炉煤气等发电。推广应用分布式气电，重点发展热电冷多联供。

加快煤电转型升级，促进清洁有序发展。积极主动适应能源结构调整和电力市场发展，加快煤电结构优化和转型升级。建立风险预警机制和实施取消“三批”政策，促进煤电高效、清洁、可持续发展。煤电发展在我国具有特殊地位，基于我国的能源战略安全限制，我国电力行业不可能大规模进口油气进行发电。在这种条件下，煤电今后仍然是不可替代的电源。到2030、2050年，煤炭在能源中的占比依然为50%左右。发电是煤炭作为动力能源最高效、最清洁的方式。提及“雾霾”，煤电便就成为罪魁祸首，而实际上导致雾霾频发的主因是散烧煤。现在国家提倡“燃煤替代”，而不是提“煤电替换”。但是作为煤电行业，依然需要进一步转型升级、提高清洁化程度，减少污染物排放。

加强调峰能力建设，提升系统灵活性。为提升系统消纳新能源的能力，“十三五”期间将继续对煤电进行系统灵活性改造。基于我国资源禀赋，以及北方冬季供暖和系统调峰存在矛盾，因此要全面推动煤电机组灵活性改造。实施煤电机组调峰能力提升工程，充分借鉴国际火电灵活性相关经验，加快推动北方地区热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范及推广应用。改造完成后，增加调峰能力4600万千瓦，其中“三北”地区增加4500万千瓦。同时加快抽水蓄能电站建设。统筹规划、合理布局，在有条件的地区，抓紧建设一批抽水蓄能电站。加强抽水蓄能电站调度运行管理，切实发挥抽水蓄能电站提供备用、增强系统灵活性的作用。

筹划外送通道，增强资源配置能力。根据“十三五”期间电力外送统筹送受端需求，受端电源结构及调峰能力，合理确定受电比重和受电结构。跨区送电具有可持续性，满足送电地区长远需要，应参与受端电力市场竞争。输煤输电并举，避免潮流交叉迂回，促进可再生能源消纳，确保电网安全。“十三五”期间全国新增西电东送通道输电能力1.3亿千瓦，2020年达到2.7亿千瓦。

在实施水电配套外送输电通道的基础上，重点实施大气污染防治行动12条输电通道及酒泉至湖南、准东至安徽、金中至广西输电通道。建成东北（扎鲁特）送电华北（山东）特高压直流输电通道，解决东北电力冗余问题。适时推进陕北（神府、延安）电力外送通道建设。结合受端市场情况，积极推进新疆、呼盟、蒙西（包头、阿拉善、乌兰察布）、陇（东）彬（长）、青海等地区电力外送通道论证。

优化电网结构，提高安全水平。坚持分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效的原则，按照《电力系统安全稳定导则》的要求，充分论证全国同步电网格局，进一步调整完善区域电网主网架，提升各电压等级电网的协调性，加强区域内省间电网互济能力，提高电网运行效率，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。

一是东北区域。东北电网从农业角度来说是自给自足的平衡，电网格局也要平衡能源格局，不作为外送电源发展。“十三五”期间，西电东送、北电南送的格局随着外送通道建设而改变。2020年东北电网初步形成1700万千瓦外送能力，力争实现电力供需基本平衡。重点加快扎鲁特至山东青州特高压直流输电工程建设，2018年形成1000万千瓦电力外送能力。适时启动赤峰（元宝山）至冀北输电通道建设。加强东北主网至高岭背靠背500千伏电网，确保300万千瓦的输电能力。加强蒙东与辽宁、吉林省间断面建设。

二是华北区域。华北电网既是送端也是受端。送端包括山西、陕西、蒙西，受端包括京、津、唐、河北廊坊、山东等地。若把特高压直流输电比喻为飞机，特高压交流输电比喻为火车，飞机适合点对点运输，但像华北电网存在多个送端和受端，特高压交流输电便更为适合。“十三五”期间，西电东送格局基本不变，京津冀鲁接受外来电力超过8000万千瓦。依托在建大气污染防治行动计划交流特高压输电工程，规划建设蒙西至晋中，胜利至锡盟，潍坊经临沂、枣庄至石家庄交流特高压输电工程，初步形成“两横两纵”的1000千伏交流特高压骨干网架。建设张北至北京柔性直流工程，增加张北地区风光电外送能力。研究实施蒙西电网与华北主网异步联网及北京西至石家庄交流特高压联络线工程。

三是西北区域。西北是典型外送点。“十三五”期间，重点加大电力外送和可再生能源消纳能力。加快准东、宁东、酒泉和陕北特高压直流外送通道建设。根据市场需求，积极推进新疆第三回、陇彬、青海外送通道研究论证。陕西电网建设陕北至关中第二通道，形成陕北“目”字形网架。新疆电网进一步向南疆延伸，形成750千伏多环网结构，适时启动南疆与格尔木联网工程。

四是华东区域。华东是我国经济最发达、城镇密度最高的地区，是典型的受端电网。“十三五”期间，长三角地区新增外来电力3800万千瓦。计划建成淮南经南京至上海1000千伏特高压交流输电工程，初步形成受端交流特高压网架，提高电网接收外来电的能力，提高稳定性，增强余缺调剂能力。建设苏州特至新余、江苏东洲至崇明500千伏输变电工程，实现上海与苏州电网互联。研究实施适用技术，保证多回大容量直流安全稳定受入。开工建设闽粤联网工程，研究与台湾地区联网可行性。

五是华中区域，包括华中四省和西南地区。华中电网既是受端，也是送端。“十三五”期间，实现电力外送到电力受入转变，湖南、湖北、江西新增接受外电达到1600万千瓦。实施渝鄂直流背靠背工程，实现与川渝藏电网异步联网，提高四川水电外送能力。推进省间电网加强工程，满足外来电规模增加需要。针对华北、华中联网安全运行薄弱环节，研究采取必要的安全措施。积极研究论证三峡电力留存及外送方案优化调整。

“十三五”期间，川渝藏形成相对独立的同步电网，加快建设川渝第三条500千伏输电通道建设，提高川渝间电网互济能力。四川电网结合第四回特高压直流外送工程，加强水电汇集通道建设，同时完善西部水电基地至负荷中心500千伏输电通道。结合金沙江上游开发，积极推进金上水电外送工程论证和建设。研究论证川西电网目标网架，确保涉藏水电开发和消纳。重庆电网进一步加强受端电网建设，满足外来电力增加需要。西藏电网结合电气化铁路规划建设，重点建设藏中电网与昌都联网、拉萨至灵芝铁路供电工程，同时在立足优先保障自身电力供应的前提下，综合技术、经济、国防等多方面因素，推进建设阿里电网与藏区主网互联工程，实现主网覆盖西藏各地区。

六是南方区域。南方电网是自给自足的西电东送电网，“十三五”期间，稳步推进西电东送，建成“八交十一直”西电东送输电通道，送电规模达到4850万千瓦。进一步加强和优化主网结构，实现云南电网与主网异步联网。建成海南联网II回工程，适时启动广东电网直流背靠背工程，形成以送、受端电网为主体，规模适中、结构清晰、定位明确的2-3个同步电网，提高电网安全稳定水平。同时提高向香港、澳门地区供电能力。

升级改造配电网，推进智能电网建设。满足用电需求，提高用电质量，着力解决配电网薄弱问题，促进智能互联，提高新能源消纳能力，推动装备提升与科技创新，加快构建现代配电网。强化配电网统一规划，健全标准体系。中心城市（区）智能化建设和应用水平大幅提高，供电质量达到国际先进水平。实施新一轮农网改造升级工程，加快新型小乡镇、中心村电网和农业生产供电设施改造升级。推进“互联网+”智能电网建设。提升电源侧智能化水平，加强传统能源和新能源发电的厂站级智能化建设，促进多种能源优化互补。构建“互联网+”电力运营模式，推广双向互动智能计量技术应用。

实施电能替代，优化能源消费结构。到2020年，实现能源终端消费环节电能替代散烧煤、燃油消费总量约1.3亿吨标煤，提高电能占终端能源消费比重。立足能源清洁化发展和大气污染防治，以电能替代散烧煤、燃油为抓手，不断提高电能占终端能源消费比重、可再生能源占电力消费比重及电煤占煤炭消费比重。综合考虑地区潜力空间、节能环保效益、财政支持能力、电力体制改革和电力市场交易等因素，因地制宜，分步实施，逐步扩大电能替代范围，着力形成节能环保、便捷高效、技术可行、广泛应用的新型电力消费市场。重点在居民采暖、生产制造、交通运输、电力供应与消费四个领域，推广或试点电采暖、地能热泵、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、船舶岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等。开展差别化试点探索，积极创新，实施一批试点示范项目。

加快充电设施建设，促进电动汽车发展。按照“因地制宜、快慢互济、经济合理”的要求，以用户居住地停车位、单位停车场、公交及出租车场站等配建的专用充电设施为主体，以公共建筑物停车场、社会公共停车场、临时停车位等配建的公共充电设施为辅助，以独立占地的城市快充站、换电站和高速公路服务区配建的城际快充站为补充，推动电动汽车充电基础设施体系加快建设。探索鼓励电动汽车充放电与电力系统互动，改善系统调峰能力。

推动集中供热，逐步替代燃煤小锅炉。到2020年，北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到60%以上，形成规划科学、布局合理、利用高效、供热安全的热电联产产业健康发展格局。

积极发展分布式发电，鼓励新能源就近高效利用。加快分布式电源建设。放开用户侧分布式电源建设，推广“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，鼓励企业、机构、社区和家庭根据自身条件，投资建设屋顶式太阳能、风能等各类分布式电源。鼓励在有条件的产业聚集区、工业园区、商业中心、机场、交通枢纽及数据存储中心和医院等推广建设分布式能源项目，因地制宜发展中小型分布式中低温地热发电、沼气发电和生物质气化发电等项目。支持工业企业加快建设余热、余压、余气、瓦斯发电项目。

开展电力精准扶贫，切实保障民生用电。围绕新型工业化、城镇化、农业现代化和美丽乡村建设，以满足用电需求、提高供电质量、促进智能化为目标，着力解决乡村及偏远地区供电薄弱问题，加大电力精准扶贫力度，加快建设现代配电服务体系，推进村庄公共照明设施建设，支持经济发展，服务社会民生。加强老少边穷地区电力供应保障。全面解决农村电网户均供电容量低、安全隐患多、“卡脖子”、“低电压”等问题，加大国家级贫困县、集中连片特殊困难地区以及偏远少数民族地区、革命老区配电网建设与改造力度。加大电力扶贫力度。坚持因地制宜、整体推进、政府主导、社会支持的原则，充分结合当地资源特点，鼓励电力企业履行社会责任，在贫困地区建设电力项目。支持贫困地区水电开发，适当发展绿色小水电，贫困地区的电力项目优先纳入电力规划规模。鼓励水电项目留存部分电力电量保障当地用电需要。建立长期可靠的项目运营管理机制和扶贫收益分配管理制度。确保电力扶贫项目与贫困人口精准对应，切实实现“精准扶贫、有效扶贫”。

加大攻关力度，强化自主创新。应用推广一批相对成熟、有市场需求的新技术，尽快实现产业化。试验示范一批有一定积累但尚未实现规模化生产的适用技术，进一步验证技术路线和经济性。集中攻关一批前景广阔但核心技术受限的关键技术。鼓励企业增加研发投入，积极参与自主创新。

落实“一带一路”倡议，加强电力国际合作。坚持开放包容、分类施策、合作共赢原则，充分利用国际国内两个市场、两种资源，重点推进电力装备、技术、标准和工程服务国际合作。根据需要实现跨境电网互联互通，鼓励电力企业参与境外电力项目建设经营。探讨构建全球能源互联网，推动以清洁和绿色方式满足全球电力需求。

深化电力体制改革，完善电力市场体系。组建相对独立和规范运行的电力交易机构，建立公平有序的电力市场规则，初步形成功能完善的电力市场。深入推进简政放权。