我国能源电力“十三五”成就与“十四五”展望

“十三五”我国能源电力发展取得的成就

能源消费结构改善，再电气化进一步推进。一是能源消费结构不断优化。2015-2019年，我国煤炭占能源消费总量的比重由63.7%降至57.7%，降低了6个百分点。水电、核电、风电等非化石能源由12.1%增至15.3%，增加了3.2个百分点。二是能源消费动力加快转换。“十三五”以来，我国能源消费驱动力由传统高耗能产业逐步转向第三产业和居民生活用能。三是能源终端消费中电能占比不断提升。电能终端占比已经由2015年的22.1%提升至2019年的26.0%。

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能源供给质量提升，结构进一步优化。一是能源供应向高质量阶段迈进。2015~2019年，我国一次能源生产总量从36.1亿吨标煤增至39.7亿吨标煤，发电装机从15.2亿千瓦增至20.1亿千瓦。煤炭煤电淘汰任务提前完成了《能源发展“十三五”规划》的要求。二是能源生产结构不断优化。2015-2019年，我国原煤生产比重由72.2%降低至68.9%；一次电力及其他非化石能源生产比重从14.5%增至18.5%。三是能源供给形态发生新的变化。“因地制宜、就地取材”的分布式供能系统越来越多地满足新增用能需求。

能源技术多点突破，装备进一步升级。一是火力发电和污染控制技术世界领先。超超临界机组实现自主开发并广泛应用，大型IGCC、大型褐煤锅炉已具备自主开发能力；煤电污染控制技术达到世界先进水平。二是非化石能源发电技术具备较强竞争力。水电装备制造、关键技术、建设能力全面领先世界；陆上风电形成了完整的大容量风电机组整机设计和装备制造技术体系；三代核电技术与四代高温气冷堆研发和应用走在世界前列。

能源体制改革深化，治理体系和能力进一步提升。一是能源体制革命红利持续释放。初步构建了有效竞争的能源市场结构和市场体系。由市场决定能源价格的机制逐步建立。非居民用气价格市场化持续推进，按照“准许成本加合理收益”原则，合理制定电网、天然气管网输配价格。二是新一轮电力体制改革取得显著成绩。2019年，全国电力市场直接交易电量达到2.1万亿千瓦时，占全社会用电量的30%。输配电价改革实现全覆盖。电力交易机构基本组建完毕。

能源国际合作加强，“一带一路”建设进一步走实。一是能源基础设施互联互通持续增强。陆上油气进口通道不断得到巩固和完善，油气输送保障能力大幅提高。二是能源投资和产能合作蓬勃发展。能源企业抓住共建“一带一路”的历史机遇，在有关国家相继投资建设了一批标志性的重大能源合作项目。三是参与全球能源治理的能力不断提升。与沿线29个国家共同建立了“一带一路”能源合作伙伴关系。建设性地积极参与国际气候谈判，推动《巴黎协定》实施细则谈判取得阶段性成果。

“十四五”我国能源电力发展规划的总体考虑

形势分析

全球经济形势复苏艰难。新冠肺炎疫情的全球蔓延，对世界政治经济格局产生了巨大冲击和深远影响。人口老龄化进程加快，传统经济增长动力不断减弱。经济全球化面临阶段性退潮风险，大国之间竞争与博弈更趋激烈。国际科技竞争日益激烈，技术壁垒的增高将阻碍全球劳动生产率的提升。世界经济增长重心持续东移，新兴经济体和发展中国家影响力不断提升，全球经济治理体系加速变革。

全球能源电力发展呈现出“五化”趋势。格局多极化，北美页岩油气重塑油气供应格局，各国可再生能源正在兴起。供需宽松化，全球经济结构调整和技术创新导致经济增长与能源需求逐步解耦，未来全球能源总体供大于求的局面将长期存在。安全突出化，一些地区和国家进口油气等能源资源依然面临着较大的安全风险，能源基础设施面临网络攻击等非传统安全风险。结构低碳化，《巴黎协定》对各国低碳化发展形成了长远的影响，各国均将发展可再生能源作为深入推进能源转型的主要措施。系统智能化，世界正在进入以信息产业为主导的竞争发展时期，智慧电厂、智能电网、智慧用能将成为新的趋势。

我国继续推动经济高质量发展。我国将加快建设现代化经济体系，经济增长模式逐步由投资拉动和粗放型要素驱动转向内需为主和集约型创新驱动。投资结构和效率不断改善，消费结构加快升级，出口产品和服务的附加值持续提高。京津冀、长江经济带、粤港澳大湾区、黄河流域等新的增长极增长带加快形成。扩大内需战略将深入实施，“两新一重”投资建设将加速推进，以国内大循环为主、国内国际互促的双循环发展的新格局逐步形成。

我国能源电力发展可以用“保、降、转、优、促”五个字来概括。保能源安全，能源领域传统安全与非传统安全问题交织，保障安全成为“十四五”时期能源领域首要任务。降消费增速，“十四五”期间能源消费平均增速将继续降低。转发展动能，能源消费增长的主要来源逐步由传统高耗能产业转向第三产业和居民生活用能。优供给结构，基地型建设与分散式布局将全面加快，天然气供应将进一步加强，煤炭供应总量将继续受到控制。促再电气化，“十四五”期间电能在终端能源消费中的比重将继续延续“十三五”的趋势不断提升。

主要目标

能源安全保障。继续增强能源安全战略保障能力，提升能源利用效率，提高能源清洁替代水平，国内一次能源生产能力达到43亿吨标准煤，能源自给率保持在80%以上。

能源消费总量。继续实施能源消费总量和强度双控制，能源消费总量控制在53亿吨标准煤以内，煤炭消费总量控制在28亿吨标煤以内，单位国内生产总值能耗降低15%。

能源消费结构。继续加大低碳清洁能源开发力度，大力推动能源消费结构调整，煤炭消费比重降低到52%以下，天然气消费比重力争达到11%，非化石能源消费比重提高到19%以上。

能源低碳环保。继续加强能源领域的环境保护和应对气候变化，降低能源生产、转化、输送、使用过程中的污染排放量，推动单位国内生产总值二氧化碳排放下降18%。

再电气化进程。继续在工业、建筑、交通、居民生活等终端能源消费领域推进再电气化，电能在终端能源消费中的比重提升到30%以上。

清洁煤电发展。继续坚持煤电供给侧结构性改革，优化煤电发展，超低排放煤电机组比重达到100%，全国煤电平均利用小时大于4500小时（即煤电利用率要高于51%）。

非化石能源发展。继续加大风能、太阳能、水能、核能等非化石能源开发力度，大力推动电源结构调整，非化石能源装机比重超过50%。

可再生能源电力消纳。继续加大可再生能源电力的消纳力度，全国平均风电、太阳能发电利用率高于95%，主要流域水能利用率高于95%。

“十四五”我国能源电力发展重点工作建议

加快再电气化进程，促进能源生产和消费革命。一是加快推动重点消费领域电能替代进程。主要是电锅炉、热泵、电动轨道交通的替代。二是培育以电为中心的综合能源消费模式。在消费侧发展以电为中心、横向多能互补、纵向“源-网-荷-储”融合互动的用能方式。三是加强配电网基础设施建设与改造升级。围绕城镇发展定位，适度超前、高标准建设城镇配电网。四是着力完善再电气化相关的政策与机制。推动出台电能替代相关政策、技术标准及法律法规，提升电能替代经济性。

充分发挥特高压输电优势，实施“西电东送2.0”。一是持续扩大西电东送规模。从中长期看，跨省跨区电力资源配置需求依然强劲，初步测算，到2035年，跨区外来电将达到30%左右。二是着力提升输电通道利用效率。合理确定受电比重和受电结构，提高跨区送电的可持续性。三是充分发挥特高压输电技术优势。加快发展特高压交流输电，构建坚强的送受端交流网架。四是完善西电东送市场化交易机制。健全西电东送输电电价定价机制，探索建立跨区跨省输电两部制电价及市场化的电价形成机制，建立西电东送合同履约保障机制。

加大基地型规模化开发力度，突破新能源发展瓶颈。一是坚持风光煤电输用一体化能源基地发展路径。坚持基地型规模化能源开发路径，建立具备灵活安全平衡调节能力的电网友好型电源，有效降低电力系统成本。二是促进投资建设运维一体化海上风电基地开发。积极促进一体化海上风电基地开发，加快海上风电技术升级。三是突破新能源大规模并网的技术难题和市场壁垒。加快对电力系统基础理论、控制技术、平衡技术的重构和探索，为新能源从增量替代向存量替代发展储备理论和技术支撑。打破省间市场壁垒，建立有利于新能源发展的市场机制。

增强政策支持和引导，稳步推进西南水电接续开发。一是加强流域统筹规划，推动水风光多能互补开发。加快推进藏东南水电纳入国家能源发展规划。二是明确市场消纳方向，同步规划建设外送通道。合理确定外送规模，明确市场消纳方向。确保水电开发和外送通道同步规划、同步建成，提高清洁能源利用率。三是加大金融财税政策支持，完善电价形成机制。给予金融政策支持，将西南水电开发列入中央预算内投资补助范畴，通过财政贴息、税费减免、利率优惠等方式，提高西南水电开发的市场竞争力。

提升国产化水平，推动核电安全高效发展。一是坚持安全高效技术路线。进一步提高国产化率。加快华龙一号、高温气冷堆等国产化核电机组的推广，并努力将其打造成能源外交名片。二是努力突破卡脖子技术。在已投产三代核电的基础上，加快相关技术的验证，并努力突破关键技术制约。三是统筹沿海和内陆核电布局。充分考虑社会舆论对核电发展的影响，近期新建机组仍需以沿海厂址为主，在一次能源匮乏、电力供应保障能力不足的内陆地区，适度布局内陆核电项目。

正确把握功能定位，科学推进煤电高效清洁发展。一是提升煤电机组灵活性，适应能源结构转型。充分挖掘存量煤电容量价值，提升现有煤电机组灵活性。二是拓展公用服务范畴，促进环保高效发展。加快发展热电联产，推广清洁高效热电联产技术，完善城市垃圾及污泥耦合发电技术，部署关键技术研发及工程验证。三是大力推进科技创新，提升清洁发电水平。推进煤炭发电科技革命，加大重大科技项目攻关，掌握650℃、700℃超超临界关键技术、碳捕集利用与封存技术、多污染物一体化近零排放等先进技术。

着力解决“卡脖子”关键技术难题，建设能源科技强国。一是聚焦“卡脖子”技术加快攻关步伐。不断强化关键环节、关键领域、关键产品保障能力，逐步实现国产化替代。二是加大先进能源技术研究应用。聚焦海上风电发展面临的重大课题，积极推动大容量海上风电机组及关键部件国产化。三是大力探索发展新模式新业态。探索数字能源经济新模式，引导产业链向数字化智能化转型。四是持续完善能源科技创新体系。加强创新成果奖励激励政策，引领原创性成果不断取得突破。建立健全国内统一的能源电力技术标准体系。

持续深化体制改革，着力提升能源治理能力。一是坚定法治化和市场化的改革方向。加快《电力法》修订，推动改革进入不可逆轨道，尽快细化顶层设计、形成政策体系。二是统筹推进国资国企改革和电力市场化改革。统筹进行国有电力企业考核机制调整。明确国有电力企业在市场环境下应当继续承担社会责任，对于由于市场机制和计划机制转换产生的“沉没成本”和承担社会责任付出的成本在考核过程中予以豁免。三是进一步建立健全电力市场机制。推动电力现货试点地区结合实际情况，加快推进调频、备用等辅助服务市场建设，建立适合国情的发电容量成本回收机制。

加快推进能源数字化转型，发展工业互联网。一是加快培育和巩固能源电力行业核心竞争力。进行顶层总体架构设计，建立结构清晰稳定、适用性广、实用度高、安全可靠、可扩展性强的体系框架，为工业互联网大数据软件与应用建设的提供基本依据和指导。二是打造工业互联网大数据软件与应用生态体系。充分发挥我国体制优势，瞄准世界能源电力科技前沿，紧紧围绕工业互联网、大数据软件与应用生态体系等关键技术，加大政府基础性投入与支持。建立工业互联网重大示范工程全生命周期成本分摊机制，引导社会资本增加基础领域研发投入。

深化共建“一带一路”，全方位加强能源国际合作。一是充分发挥政府宏观引领和统筹协调作用。发挥政府间对话机制作用，为企业投资创造良好的合作环境和制度保障。二是着力提高海外风险研判与防范能力。在政府层面，对“一带一路”沿线重点国家和地区进行多维度、差别化、精准化的风险评估。在企业层面，建立科学的海外投资项目论证和决策机制，制定海外突发事件应急处置预案。三是全面加强标准领域的国际合作。积极拓宽参与国际标准化活动的领域范围，深化基础设施、装备制造、节能环保等领域标准的国际合作。四是积极参与引领全球能源治理体系变革。推进《巴黎协定》实施细则遗留问题谈判。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年10期，作者为华能能源研究院