杨昆:电力工业高质量发展之路

新中国成立70年来，我国电力工业取得举世瞩目的伟大成就，实现了从落后、追赶到超越的跨越式发展，为经济社会发展提供了有力支撑。党的十九大报告强调，推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，为电力工业高质量发展指明了方向。实现能源电力发展低碳转型、满足人民群众对美好生活的向往，是电力行业持之以恒的奋斗目标。

电力工业发展取得伟大成就，满足了经济社会发展需要

发展规模世界领先。我国发电装机规模、发电量稳居世界第一，建成世界上规模最大的特高压交直流混合电网，实现除台湾以外的全国联网和户户通电。1949年新中国成立之初，全国发电装机容量185万千瓦，年发电量43亿千瓦时，人均装机仅3.4瓦。到2018年底，全国全口径装机容量19.0亿千瓦，发电量7.0万亿千瓦时，全社会用电量6.8万亿千瓦时，人均用电量4900千瓦时，分别是1949年的1027倍、1627倍、1396倍、544倍；全国35千伏及以上输电线路长度195.9万千米，35千伏及以上公用变电设备容量58.5亿千伏安，分别是1949年的303倍、1690倍。电网始终保持安全稳定运行，供电能力和供电质量居世界先进水平，城乡供电可靠性在99.8%以上。

绿色低碳转型加快。2018年底，我国水电、并网风电、并网太阳能发电装机分别达到3.52亿、1.84亿、1.75亿千瓦，均居世界第一；非化石能源发电装机容量7.7亿千瓦，占总发电装机容量比重上升至40.8%。煤电装机容量占总发电装机容量比重由1949年的91%下降到2018年的53%。能源利用效率大幅提升，煤电污染物排放控制水平、二氧化碳排放控制水平达到世界先进水平，2006～2018年，电力行业累计减少二氧化碳排放约137亿吨。与世界主要国家相比，中国煤电发电效率仅低于日本，高于法国、德国、韩国等其他国家。全国线损率由1978年的9.64%降低至2018年的6.27%，居同等供电密度国家先进水平。

科技创新日新月异。持续加强对关键技术的攻关和重点装备的研发，多项发电和输电技术居于国际领先水平，科技水平迈入世界电力强国行列。超超临界机组实现自主研发，百万千瓦空冷发电机组、大型循环流化床发电技术世界领先；“华龙一号”三代核电技术实现“弯道超车”，成为“国家名片”；大容量风电机组、光伏发电组件技术和产能居世界前列；水电规划、设计、施工、设备制造全面领先。特高压1000千伏交流和±800千伏、±1100千伏直流输电技术实现全面突破，掌握了具有自主知识产权的特高压核心技术和全套装备制造能力，建立了完整的特高压技术标准体系，柔性直流输电技术取得显著进步。

开放合作全面广泛。大力实施“引进来”和“走出去”，积极落实“一带一路”倡议，国际合作规模不断扩大。投资菲律宾、缅甸、俄罗斯、法国、意大利、埃及、埃塞俄比亚、美国、加拿大、智利、澳大利亚等国家电力项目，实现资金、技术、装备、标准、管理等各环节国际合作。大力推进电力标准国际化工作，在特高压、新能源、电动汽车充电设施等相关标准方面居于世界领先水平。发起成立全球能源互联网发展合作组织，为全球能源治理贡献中国智慧与中国方案。积极参与电力行业国际组织工作，中国在世界能源电力领域的硬实力、软实力和话语权全面提升。

电力改革成果丰硕。电力体制改革经历了集资办电、政企分开、厂网分开以及电力市场的孕育，电力投资主体多元化格局已经形成，电力价格形成机制逐步完善，适合我国国情的电力市场体系框架初步建立，多模式、多层次市场化改革试点格局初步形成。特别是新一轮电力体制改革以来，电力市场化进程不断加快，电力市场化交易比重逐年提高，企业用电成本不断降低，2016～2018年，累计释放改革红利超过1800亿元。

电力工业高质量发展的几个关键方面

党的十九大报告指出，中国特色社会主义进入新时代，我国社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾。人民群众的美好生活需要电力工业发挥基础保障作用。我国总体还处于工业化中后期和城镇化快速推进期，为实现“两个一百年”奋斗目标，预计未来三十年我国经济将保持中高速增长，电力需求还将保持较长时间的增长。预测2020年、2035年全国总装机规模将分别达到21.5亿千瓦、35.3亿千瓦，全社会用电量将分别达到7.6万亿千瓦时、11.4万亿千瓦时，2020～2035年用电量年均增速2.8%。

为满足人民群众对美好生活的向往，电力工业要顺应能源格局向清洁主导、电为中心转变的大趋势，注重发展的质量和效益，着重把握好以下几个关键方面。

（一）深化供给侧结构性改革

发展低碳电力，就要通过能源高效利用、清洁能源开发、减少污染物排放，实现电力工业的清洁、高效和可持续发展。

深化煤电灵活性改造。随着新能源加速发展和用电特性变化，系统对调峰容量的需求将不断提高。我国具有调节能力的水电站少，气电占比低，煤电是当前最经济可靠的调峰电源，煤电市场定位将由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供可靠容量、电量和灵活性的调节型电源，煤电利用小时数将持续降低，预计2030年将降至4000小时以下。目前，应分地区、分机组容量有序实施煤电机组灵活性改造。对于清洁可再生能源消纳困难的“三北”地区、限制核电出力的广西、福建等省（区），30万千瓦及以下、部分60万千瓦煤电机组可以进行灵活性改造，100万千瓦、部分60万千瓦机组作为基荷电源，以便更好地发挥大容量、高参数机组能效作用。

加快清洁能源特别是核电发展。坚持集中式和分布式并举，继续加快清洁能源开发，争取到2035年，风电、光伏装机均达到6.0亿千瓦，水电装机达到4.8亿千瓦。在积极发展水电、风电、太阳能发电的同时，必须建设一定规模的核电，才能有效地替代煤电装机、控制煤电建设规模，并尽早达到峰值。据中电联测算，2035年核电装机需要达到2亿千瓦，而截至2018年底，核电在运装机仅4466万千瓦，需要每年核准6～8台机组。核电项目体量大、建设周期长，要超前谋划，尽快确立核电战略地位，加快核电建设。

持续加强电力行业应对气候变化工作。明确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，促进电力低碳发展。要建立健全碳交易市场，促使企业的生产者、经营者进一步提高企业低碳发展认识，优化电力企业建设、生产和经营活动，提高低碳发展水平，促进电力行业实现低成本减碳。要加强电力企业参与碳市场后碳管控能力建设，提高电力企业管理水平。

（二）深化电力市场化改革

近年来，电力改革出现市场主体多元化、利益诉求多样化的新趋势，协调的复杂性大大增加。当前一个突出矛盾就是省间壁垒严重，有的省份宁可用本地煤电也不愿用外来清洁发电，甚至限制和干预省间电力交易。据统计，由于省间壁垒造成的弃电量占总弃电量的40%以上。

加快建设全国电力市场。尽快修订《电力法》及相关配套法规，加强顶层设计，构建统一开放、高效运转的电力市场体系。重点完善与全国电力市场相适应的交易机制，逐步统一省间电力交易规则，促进跨区跨省直接交易，打破省间壁垒和市场分割。

推动形成科学的电价机制。加快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，使电价真正反映能源供应的合理成本、供求关系、资源状况和生态环境治理成本。结合电价改革进程，妥善解决电价交叉补贴问题。

稳妥推进增量配电改革试点。推进增量配电改革，坚持配电网统一标准，促进输配电网协同发展、安全运营。

深化碳市场与电力市场耦合。统筹推动电力市场与碳交易市场深度融合，构建电碳综合市场，发挥市场高效配置资源优势，按照边际成本由低到高的顺序实施电力交易调度，实现碳减排与能源转型协同推进。

进一步加强电力信用体系建设。加快完善电力市场信息披露制度，实现信用信息交换共享、信用奖惩协调联动，使守信者处处受益、失信者寸步难行，促进形成良好的行业信用应用机制与环境。