70年 我国电力发展成就与启示

新中国电力70年发展与转型

回顾我国电力70年发展之路，大致可分为四个阶段。其中，前两个阶段为供需从短缺向基本平衡过渡，资源配置机制从计划向市场过渡；后两个阶段为供需从基本平衡向供需宽松转变，资源配置机制走向市场化。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID：zgdlqygl 作者：薛 静）

第一阶段，从1949年新中国成立到1978年改革开放，30年来我国电力长期处于紧缺阶段。这一阶段电力供需的特点可概括为：计划平衡下的短缺。

虽然与欧美国家几乎同时起步，但新中国成立前，我国电力工业发展缓慢。1949年，我国电网最高电压等级为220千伏，全国发电装机容量185万千瓦，年发电量43亿千瓦时，在全球分别排名第21和第25位，人均年用电量仅不到8千瓦时。

从新中国成立到实行改革开放的前30年，我国电力工业艰苦创业并初步建成较完备的电力工业生产与设备制造体系。1978年底，我国发电装机容量5712万千瓦，全年发电量2565亿千瓦时，分别位列世界第八和第七位，但人均装机容量仅为0.06千瓦，年人均发电量和用电量分别为268和247千瓦时，大大低于世界平均水平。从结构来看，1978年底电力装机火电、水电占比分别为69.7%、30.3%，全年发电量火电、水电占比分别为82.6%、17.4%。当时，水电站基本都是径流式、中小型规模；燃煤发电大多是单机20万千瓦以下煤耗高、效率低、污染重的小机组，其中许多还是煤耗特别高的超期服役机组，全国火电机组供电煤耗471克/千瓦时；电网最高电压等级330千伏，主要以相对孤立的省级电网、城市电网为主，省际之间联系很少，并且很多地区没有电网覆盖，落后于世界电网发展进程。

这一阶段，电力供应短缺是制约国民经济发展的主要瓶颈，在严格的国民经济计划平衡下，1978年全国发电装机缺口依然在1000万千瓦左右，相当于当时装机容量20%，企业用电“停三开四”甚至“停四开三”。受高度集中的传统计划经济体制影响，1952年全国主要电力企业从地方政府上划中央政府管理，电力工业长期实行“国家所有、中央统管、政企合一、厂网一家”，电力供应和需求均处于严格的政府计划管控之下。这一时期，作为连接电力供需的电价，与计划经济体制相适应，1949~1951年国民经济恢复时期由省级政府负责电价管理，从1952年国家上划电力企业资产到中央政府，电价政策开始由中央政府统一制定。1965年，国家颁发《电、热价格》，全国基本实现了统一的目录销售电价。期间，为促进电力节约，1953年国家开始实行功率因数调整电费考核和分电压等级差价制度，并在大工业用户中开始推广两部制电价。为支持重工业发展，国家对大工业电价分类下的部分重化工业用电实行行业优待电价，逐步形成了高耗能工业电价偏低、其他行业对高耗能工业用电的价格交叉补贴局面。

第二阶段，从1978年改革开放到1998年前后，电力短缺问题得到阶段性初步化解，20年间我国电力供应实现了从“紧缺到初级温饱的水平，这一阶段电力供需的特点可概括为：创新实施投资改革、加快建设供应能力，实现电力供需阶段性缓解。

1978年改革开放使中国的面貌焕然一新，也使我国电力工业面貌焕然一新。“六五”“七五”“八五”“九五”期间，全国发电装机容量年均增速分别达到5.7%、9.6%、9.5%、8%，发电量年均增速分别达到6.4%、8.6%、10.1%、6.3%。从“九五”第一年即1996年开始，我国电力供需紧张形势有所缓解，到1998年底，经过改革开放以来20年的快速发展，我国发电装机容量达到2.77亿千瓦，年发电量11577亿千瓦时，双双跃居世界第二位，初步满足了当时经济对电力的需求。从发电结构和效率看，1983年、1986年、1991年我国先后实现光伏电站、并网风电、核电零的突破；1998年底电力装机火电、水电、核电占比分别为75.7%、23.5%、0.8%，全年发电量火电、水电、核电占比分别为81.1%、17.6%、1.2%；1998年全国火电机组供电煤耗下降到404克/千瓦时。电网方面，最高电压等级达到500千伏，六大区域电网基本形成，跨区联网拉开大幕，我国进入超高压大电网时代。

在这一阶段，1981年党的十一届六中全会指出，我国社会的主要矛盾是人民日益增长的物质文化需要同落后的社会生产之间的矛盾。这个主要矛盾，决定了我们的根本任务是集中力量发展社会生产力。电力生产力的发展在改革开放大环境下，首先从改变国家独家办电体制即电力投融资体制入手，着力解决资金不足和投资激励不足问题，调动全国上下内外、四面八方办电积极性。1980年电力行业率先实行“拨改贷”，此后又推出集资办电（1981年试点，1985年推广）、发行电力建设债券（1987年）、在全国范围开征电力建设资金（1988年）等解决电力建设资金短缺问题的政策。1984年我国第一个利用世界银行贷款的工程——云南鲁布革水电站开工建设，1987年第一座中外合作的电厂——广东沙角电厂B厂首台机组投产，1994年批准电力企业到海外上市筹集资金，电力工业利用外资规模不断扩大。此阶段最具标志性的政策，是1985年国务院批转国家经委、国家计委、水利电力部、国家物价局制定的《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，决定把国家统一建设电力和统一电价的办法，改为鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，并对部分电力实行多种电价的办法。

这一时期，以集资办电为主要内容的电力投融资体制改革取得巨大成功之后，电力市场化改革被提上议事日程。1987年，全国电力体制改革座谈会提出“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集资办电”和“因地因网制宜”的电力改革与发展方针。1997年，国家电力公司正式成立，与电力部并轨运行；1998年，九届全国人大一次会议批准《国务院机构改革方案》，决定撤销电力工业部，实行政企分开，将电力工业部的电力行政管理职能移交国家经贸委，行业管理职能移交中国电力企业联合会，国家电力公司开始独立运作，至此电力工业比较彻底地实现了在中央层面的政企分开。同时，随着电力供需基本平衡甚至略有富余，1998年下半年，国家又先后启动农电“两改一同价”（改造农村电网、改革农电管理体制、实现城乡同网同价）和“厂网分开、竞价上网”试点工作，拉开了电力市场化改革的序幕。

第三阶段，从1998年前后电力短缺问题得到初步的、阶段性化解，到2015年前后电力产能出现相对富余，我国电力从初级温饱到相对富裕水平，成长为电力大国。这一阶段电力供需的特点可概括为：发电市场化改革推动电力供需由基本平衡转向宽松。

事实证明，1998年前后我国实现的电力供需基本平衡是初级水平，平衡关系相当脆弱。特别是2002年我国加入WTO，进入“世界工厂”供应体系，加上我国城镇化发展加快，导致重化工业出现了跨越式高速增长，对电力需求出现了急速拉升格局，导致2002年到2008年期间电力供应再次趋紧，全国大部分地区出现了拉闸限电现象；2008下半年以来到2012年，受“4万亿”投资拉动作用，电力需求增速在2009~2011年期间有所反弹；2012年开始，一方面受全球性金融危机和世界经济发展出现瓶颈的影响，另一方面中央“十八大”确定了我国经济转型发展的战略指导方针，我国经济进入转型过渡期，GDP增速趋缓、电力需求增长进入中速平台，电力供需呈现“总体平衡、结构性余缺”的格局。

这一时期，一系列数据、标志性事件和“世界之最”充分表明，我国电力已成长为名副其实的电力大国，并在部分领域领先世界。2009年和2010年，我国首个1000千伏特高压交流和首个±800千伏特高压直流工程先后投运，国家电网成为世界上运行电压等级最高的交直流混合大电网；2010年，全国220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别达到44.27万千米、19.74亿千伏安，电网规模跃居世界第一；2011年，全国发电量达到4.72万亿千瓦时,跃居世界第一，同时随着青藏联网工程投运，我国内地电网全面互联；2013年，我国发电装机容量达到12.5亿千瓦，全社会用电量达到5.32万亿千瓦时，二者均跃居世界第一；2015年，我国人均发电装机历史性突破1千瓦、达到1.11千瓦，人均用电量约4142千瓦时，均超世界平均水平。2015年12月，随着青海省最后3.98万无电人口结束没有“长明电”的历史，我国无电人口全部用上电，实现了“电力富裕”路上“一个也没落下”的目标。随着电力产能总量规模的持续扩张，我国电力产业结构调整迈出坚实步伐。2015年底，全国发电装机容量15.3亿千瓦，发电量5.60万亿千瓦时，其中火电、水电(含抽水蓄能)、核电、风电、太阳能发电、生物质能发电装机占比分别为64.9%、20.9%、1.7%、8.6%、2.8%、0.8%，全年发电量火电、水电、核电、风电占比分别为73.1%、19.9%、3.0%、3.3%，非化石能源发电装机容量和发电量占比较前两个阶段实现较大幅度提高。

这一时期，发电侧市场化改革不断推进。2002年，以“二滩弃水事件”为导火索，国务院出台《电力体制改革方案》，启动实施“厂网分开、主辅分开、竞价上网”为主要内容的电力市场化改革，从根本上改变了政企不分、厂网不分等问题，各类电源电价形成机制逐步完善，初步形成了发电市场多元化竞争格局，促进了发电能力、电网规模快速发展。2015年，中共中央、国务院出台《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明确在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制框架，推进“三放开、一独立、三强化”，标志我国电力市场化改革进入新阶段。

第四阶段，从2015年前后电力产能相对富余到如今全面推进电力高质量发展，我国电力正在“从相对富裕向富强”的电力强国迈进。这一阶段电力供需的特点可概括为：让市场在电力资源配置中起决定性作用，努力实现新常态下的低碳电力供需高效平衡和能源电力产业高质量发展。

2015年12月，中央经济工作会议指出，引领经济发展新常态，要努力实现多方面工作重点转变，更加注重供给侧结构性改革，更加注重提高发展质量和效益。2017年党的十九大提出，我国经济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段。在高质量发展阶段，经济发展面临的突出问题是生产过剩且产品质量不高，是供给侧结构性问题。虽然自新中国成立尤其是2008年后电力供需实现基本平衡甚至略有富余以来，我国电力始终沿着质量提高、效率提升、结构优化的方向努力，但只有在经济转型、绿色发展新常态环境下，，国家提出着力推进供给侧结构性改革，我国电力高质量发展才具备了向高质量发展转型的投资、运行空间，在低碳电力优先原则、市场化优化调节下的供需总体平衡政策环境下，我国电力才真正开始由高速增长阶段转向高质量发展阶段。

2015年以来，我们围绕“四个革命、一个合作”的能源安全新战略和电力供给侧结构性改革精准发力，电力高质量发展取得阶段性成效。

一是针对煤电产能过剩精准发力，加快建设国际领先的高效清洁煤电体系。2017年，出台《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》，明确“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦；到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。二是针对弃水弃风弃光精准发力，大力促进可再生能源持续健康发展。2017年，出台《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，要求到2020年在全国范围内有效解决“三弃”问题。2018年，印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，推动建立清洁能源消纳的长效机制，进一步明确“2020年基本解决清洁能源消纳问题”的总体目标。三是围绕推动能源革命与数字革命融合发展精准发力，加快建设世界一流能源互联网。2016年国家出台《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》，提出“互联网+”智慧能源（能源互联网）发展要以“互联网+”为手段，以智能化为基础，促进能源和信息深度融合，推动能源互联网新技术、新模式和新业态发展，推动能源领域供给侧结构性改革，建设以智能电网为基础，与热力管网、天然气管网、交通网络等多种类型网络互联互通，多种能源形态协同转化、集中式与分布式能源协调运行的综合能源网络，为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提质增效升级奠定坚实基础。2019年，提出电网转型发展新思路：以坚强智能电网、智慧化数字信息系统相结合，构建“枢纽型、平台型、共享型”电网，推进泛在物联网建设，标志着国家能源互联网战略生根落地。

我国电力发展成就与启示

回顾梳理我国电力70年发展的不平凡历程，主要有以下启示：

抓住主要矛盾，把握正确发展方向。主要矛盾决定发展的根本任务和努力方向。在电力短缺时期，主要矛盾就是落后的电力生产无法满足旺盛的电力需求。改革开放后，由于对社会主要矛盾的正确认识，电力行业增强了千方百计加快电力建设、扩大电力供给的自觉，电力生产力得到了极大解放和发展，仅用20年左右的时间，就初步缓解了全国电力短缺的局面，并能不断推动新的供应能力增长，以满足不同阶段经济发展对电力在规模、结构方面的新需求。今后，在我国经济发展进入绿色发展新常态、电力供需总体平衡但有结构性余缺新形势下，必须充分认识电力行业主要矛盾的变化，将努力方向及时聚焦到推进电力低碳结构调整的高质量发展上来。

实施科学政策，更好发挥政府作用。电力是与经济发展特征紧密相关产业，政策型引导的作用至关重要。改革开放后“集资办电”政策的及时推出，极大地调动了各方办电积极性，是解决我国电力短缺问题的“关键一招”。今天，在煤电产能过剩、清洁能源消纳市场不足的情况下，各类电源发展协调运行与发展，行业内各类投资主体从局部利益出发，难免会在社会舆论中发出各种声音，这就要求政府始终站在全局高度、准确把握未来“十四五”乃至2030年的发展目标和趋势，进行科学施策，以免落入错误的“路径依赖”陷阱。

相信市场力量，发挥市场配置资源的决定性作用。市场最能发掘各类市场主体的潜力并发挥其竞争优势。2002年启动的发电侧市场化改革，通过“厂网分开”打破垄断、引入竞争，促进了我国电力大发展大繁荣，但有限的“竞价上网”，未能实现上游至下游的全产业链价格传导机制，“煤电联动”政策也只能起到滞后的亡羊补牢作用，导致市场在电力资源配置中的基础性作用不可能真正发挥，“计划煤”“市场电”之间矛盾加剧，电力企业经营机制转变不到位，发电市场主体的盈亏状况完全依靠政策调节。2015年启动的新一轮电力改革，将电力市场直接建设到终端用户侧，发电生产效益直接与用户市场对接，同时推动电力交易市场化建设，以省内中长期电量交易合同为市场撬动点，不断向跨区跨省市场、辅助服务市场、现货市场、新能源替代发电市场、分布式市场、碳交易市场深化，同时配套实施输配电价核定、增量配电混改试点、新能源补贴调整、目录电价形成机制改革等，旨在使市场在资源配置中起决定性作用，以最大限度地激发各类市场主体包括终端用户高效、经济用能的活力、动力、潜力，实现行业效率、质量、服务和安全水平全面提升，践行国家绿色发展目标。

坚持内外开放，统筹利用国际国内两个市场、两种资源。改革开放前，电力产业在封闭的国家计划体制内运转，政府独家办电，既不对内开放，更不对外开放，政府有限的财力难以满足大规模电力建设对资金的需求，是造成长期缺电的根本原因。改革开放后，首先是解放思想、从打破国家统一建设电力的局面入手，一方面对内开放，通过“集资办电”鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，并在市场主体多元化后积极推进电力市场化改革，极大解放、释放、调动了国内生产力；另一方面对外开放，“引进来”资金、技术、管理经验，积极利用国外先进生产力促进自身发展，并在发展进步到一定阶段后及时“走出去”开拓国际市场，彻底改变了我国电力工业落后的面貌，实现了由电力贫穷落后向电力大国的华丽转身。70年来电力发展正反两方面的经验充分说明，对内对外开放是我国电力发展进步繁荣的重要动力，是必须长期坚持的根本策略。

坚持创新驱动，推动产业全面进步。70年来，特别是改革开放40多年来，我国大力实施科技创新，在电网、传统火电、新能源、节能减排降耗等领域，大力开展核心技术、装备研发和示范应用，推动了电网电压等级不断提高、煤电效率不断提升、核电安全更加可靠、可再生能源成本不断下降，打造了特高压输电、三代核电、大型水电装备等“大国重器”，促进了电力行业技术水平提升。大力实施管理创新，以鲁布革水电站建设为起点、引入并推广国际先进的建设项目管理经验，重视需求侧资源价值、引入并不断加强电力需求侧管理，利用先进信息通信技术、提升电力企业现代管理水平等，促进了电力行业效益效率提升。实施商业模式创新，开展综合能源服务等新型业务，利用“互联网+”思维探索建立以开放、共享为主要特征的能源电力产业发展新业态，促进电力行业优质服务水平和价值创造能力提升。实践证明，创新驱动是我国电力行业全面进步、行业综合实力和国际竞争力显著提升的根本动力。

立足行业定位，服务经济社会发展。一方面，电力行业是国民经济的基础性行业，电力是最普遍的生产和生活资料，满足经济社会发展对电力的需求，是电力行业的基本价值所在。在长期的电力紧缺年代，我国电力行业把改变落后生产力、提高电力生产水平作为第一要务，千方百计扩大供给、满足经济快速发展对电力的需求，努力扭转了电力短缺的被动局面。另一方面，电力行业在保护生态环境方面具有举足轻重的地位。在我国生态环境面临严峻挑战时，大力推进电力结构优化和节能减排降耗，促进煤电提质增效减排，实行史上最严火电排放标准，大力发展新能源和可再生能源发电，实施大气污染防治行动输电通道建设，为保护生态环境做出了重要贡献。实践证明，只有立足自身产业定位和特点，根据不同阶段对电力的需求积极调整发展重点和努力方向，电力行业才能在服务经济社会发展中实现自身的不断发展。

加快推进我国电力高质量发展

党的十九大指出，发展是解决我国一切问题的基础和关键，发展必须是科学发展，必须坚定不移贯彻创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念。站在新时代，推进我国电力高质量发展，必须坚持新发展理念，着力破解我国电力发展不平衡不充分的问题，推动能源“四个革命、一个合作”，推动我国加速向世界电力强国迈进。

坚持创新发展。新时代，能源电力系统要以不断创新作为引领发展的第一动力。创新的主要方向，就是顺应能源革命、数字革命趋势，在坚强智能电网基础上建设泛在电力物联网，将我国能源电力系统打造成为能源流、业务流、数据流“三流合一”的世界一流能源互联网生态系统。更加重视商业模式创新，电网、电源和储能企业均可转型为综合能源服务商，基于能源互联网平台，开展综合节能、虚拟电厂、电动汽车等储能设施智能充放电、能源金融、能源电商、能源大数据等新型业务，快速响应用户多元化、个性化用能和服务需求，服务经济社会高质量发展。

坚持协调发展。新时代，能源电力系统要以统筹兼顾的系统思维推动协调发展。正确处理供需双方之间的关系，坚持供给侧结构性改革与需求侧效率提升并重，以电力高质量发展促进经济社会高质量发展。更多运用市场手段，防范化解煤炭、煤电产能过剩风险，理顺煤、电价格关系；充分体现煤电基础电源价值和调峰等辅助服务价值，协调煤电与新能源发电关系。改变长期以来“不管用”的发展倾向，真正把需求侧作为重要资源并纳入电力市场，通过差别电价、阶梯电价、峰谷分时电价、可中断负荷电价等价格机制，促进需求侧节约用电、高效用电、科学用电。

坚持绿色发展。新时代，能源电力系统要以绿色低碳为方向推进能源生产和消费革命。牢固树立可再生能源优先发展战略，不断提升可再生能源发电装机比重；进一步优化可再生能源开发布局，因地制宜，集中式与分布式开发并举，提升可再生能源开发利用水平。促进煤电清洁低碳高效发展，持续推进煤电机组节能减排降耗，加快超低排放改造，研究解决煤电二氧化碳减排和资源化利用问题。大力推进电能替代和绿色电力消费，提高清洁电力占终端能源消费比重、电煤占煤炭消费比重、绿电占电力消费比重。

坚持开放发展。新时代，能源电力系统要以更加开放的姿态面向国内、走向世界。化解各种市场壁垒和利益冲突，建设统一开放的全国电力市场，完善标准统一的交易技术支持系统，全面放开公益性和调节性以外的发用电计划，培育更多主体进入市场，丰富交易品种，加强市场监管，维护公平竞争，实现资源在全国范围内优化配置，同时探索建立有效的市场风险对冲机制。加强能源电力领域对外开放与合作交流，“引进来”与“走出去”相结合，与各国一道，共同推进以电力系统再造为中心环节的世界能源革命。落实“一带一路”倡议，积极推进与“一带一路”沿线国家电力技术、装备、标准和工程服务合作，稳妥推进对外电力投资，根据需要推动跨境电网互联互通，稳步推进电力资源跨境优化配置。

坚持共享发展。新时代，能源电力系统要以全民共享的发展理念提升自己、造福社会。加强电力普遍服务能力和机制建设，持续提升城乡供电质量和优质服务水平。打造能源互联网价值共享平台，一方面实现分布式能源灵活接入、供需双向互动，电力与氢能等能源灵活转换、网络互联互通，同时依托能源电力市场，实现电力等能源生产消费一体化、双向交易自由化、资金结算实时化；另一方面实现跨行业数据融合和业务合作，扩大能源互联网生态圈，为政府、社会组织、上下游企业和特定客户提供新型增值服务，促进行业内外、社会上下共享改革发展成果。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年09期，作者系中国电力企业联合会行业发展与环境资源部副主任（正主任级）