中电联 杨昆：新时代我国电力发展成就及展望

党的十八大以来，以习近平同志为核心的党中央高瞻远瞩，准确把握我国经济社会发展的阶段性特征，统筹能源发展和安全，作出一系列重大战略部署，指导推动清洁低碳、安全高效的现代能源体系加快构建，新时代我国能源电力行业进入高质量发展新阶段。

（来源：微信公众号“中能传媒研究院”作者：杨昆 中电联党委书记、常务副理事长）

01能源电力发展取得新成就

党的十八大以来，电力行业全面贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，强化碳达峰碳中和目标引领，以供给侧结构性改革为主线，以科技创新为驱动，以体制改革为抓手，推动电力发展质量变革、效率变革、动力变革，为我国经济社会高质量发展提供了坚强电力保障。

（一）积极推动能源消费革命，电力消费方式发生深刻变革

终端能源消费电气化态势清晰显现。全社会用电量快速增长，2021年达到83313亿千瓦时，是2012年的1.68倍。工业、建筑、交通部门和农村地区持续推动实施电能替代，2021年完成替代电量约1900亿千瓦时，带动电能占终端能源消费比重达到约26.8%，较2012年提高4.2个百分点。十年来，我国电能占终端能源消费比重累计增幅在全球主要经济体中最大，电气化发展整体水平位居国际前列。其中，粤港澳大湾区与英国电气化水平相当，长三角区域接近德国同期电气化水平。

电力普遍服务扎实推进。城乡用电普遍服务均等化取得积极进展，农村用电条件明显改善，有效助力乡村振兴。2021年，农村人均生活用电量1031千瓦时，是2012年的2.5倍，新一轮农网改造升级工程提前一年达到预定目标，累计完成160万口农村机井通电，为3.3万个自然村通上动力电，农村输配电能力与供电质量稳步提升。截至2020年底，北方农村地区实施“煤改电”清洁取暖户数达到1063万户，支撑清洁取暖率提高到约28%。光伏扶贫工程被列为国家“精准扶贫十大工程”之一，全国累计建成2636万千瓦光伏扶贫电站，惠及近6万个贫困村、415万贫困户。

用户电力获得感显著增强。用电营商环境持续优化，全面推行用电报装“三零”“三省”服务以来，累计为用户节省办电投资超过1500亿元。世界银行发布的《全球营商环境报告2020》显示，中国营商环境排名跃居全球第31位，其中“获得电力”大幅提升至第12名，跻身于“全球最佳实践行列”。目前，我国电力营销服务从传统现场服务、电话服务与大用户服务逐步扩展到涵盖智能互动式服务厅、“互联网+”业务受理等多种现代电力服务。电力企业加快构建以电力为中心环节的综合能源服务体系，搭建智慧能源管理平台，推动示范项目落地实施，满足用户多元化、差异化用能需求，助力用户综合能效不断提升。

（二）积极推动能源供给革命，电力供给加速绿色低碳转型

多元绿色发电供应体系基本形成。发电生产供应能力快速提升，电源结构由以煤为主向多元化、绿色化转变，发展动力由传统煤电增长向非化石能源增长转变。截至2021年底，全国发电装机容量达到23.8亿千瓦，是2012年的1.7倍，水电、风电、光伏发电装机均突破3亿千瓦，风电并网装机容量连续12年稳居全球第一，光伏发电并网装机容量连续7年稳居全球第一，海上风电和抽水蓄能装机容量跃居世界首位，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地和一大批抽水蓄能电站加快推进建设，新型储能累计装机超过400万千瓦并保持高速增长。2021年，全国非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦，占总发电装机容量的47.0%，首次超过煤电装机占比。2012-2021年，全国非化石能源发电量增量占全部发电量增量的53.8%，非化石能源逐步成为发电供应的增量主体。

电网资源优化配置能力和安全运行水平世界领先。跨区跨省输电通道加快推进，全国“西电东送”规模超过2.9亿千瓦，累计建成投运“十五交十八直”33个特高压输电工程，跨区输电能力达到1.7亿千瓦，是2012年的2.3倍。2021年全国跨区输送电量7091亿千瓦时，是2012年的3.5倍。电网规模显著扩大，截至2021年底，全国220千伏及以上输电线路84.3万千米，变电容量49.4亿千伏安，分别是2012年的1.67倍、1.94倍。区域电网形成以特高压、超高压为骨干网架，各级输配电网同步优化，华北、华东特高压主网架基本形成，华中特高压主网架加快推进，东北、西北主网架持续优化，西南川渝藏形成独立同步电网，南方区域西电东送主网架形成交直流并联运行的大电网格局。配电网发展效率效益不断提升，智能配用电、微电网、分布式供能技术应用规模不断扩大，供电可靠性持续提升，全国用户平均供电可靠率从2012年的99.858%，上升至2021年的99.872%。

节能增效与减污降碳成效显著。建成全球最大的清洁高效煤电供应体系，煤电机组发电效率、污染物排放控制达到世界先进水平。2021年全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗301.5克/千瓦时，较2012年下降22.5克/千瓦时，与世界主要煤电国家相比，在不考虑负荷因素影响下，我国煤电效率与日本基本持平，总体上优于德国、美国。截至2021年底，全国超低排放煤电机组超过10亿千瓦，2021年全国单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别为22、101、152毫克/千瓦时，较2012年分别下降94.4%、95.5%、93.7%。电力碳排放强度持续下降，2021年全国单位发电量二氧化碳排放约558克/千瓦时，较2012年降低21.1%，以2012年为基准年，2013—2021年，电力行业累计减少二氧化碳排放约80.4亿吨。全国碳排放权交易市场第一个履约周期顺利收官，截至2021年底，碳排放配额（CEA）累计成交量达到1.79亿吨，日均交易规模超过125万吨，超过欧盟现货二级市场的20倍。

（三）积极推动能源技术革命，电力科技创新能力大幅提升

发电技术研发和装备制造水平迈上新台阶。风电、光伏发电技术总体处于国际先进水平，低风速、超高海拔风电技术位居世界前列，10兆瓦海上风机开始批量生产，光伏发电技术快速迭代，晶硅电池、薄膜电池转换效率多次刷新世界纪录。核电产业体系日臻完善，新建机组综合国产化率接近90%，华龙一号全球首堆示范工程——福清核电5号机组正式投入商业运行，全球首个并网发电的第四代高温气冷堆核电项目——石岛湾高温气冷堆核电站示范工程首次并网发电。水电规划、设计、施工、设备制造全面领先，全球首个单机容量百万千瓦的水电站——白鹤滩水电站将与三峡工程、葛洲坝工程，以及金沙江乌东德、溪洛渡、向家坝水电站一起构成世界最大的清洁能源走廊。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，多台超超临界二次再热煤电机组相继投产，供电煤耗降至270克标准煤/千瓦时以下。

电网总体装备和运维水平处于国际前列。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，世界上输电电压等级最高、距离最远的±1100千伏准东-皖南特高压直流工程建成投运。柔性直流输电技术取得显著进步，世界首台机械式高压直流断路器投运、首台特高压柔直换流阀研制成功，张北柔性直流电网示范工程支撑北京冬奥会场馆实现100%绿电供应，世界首个特高压多端混合直流工程乌东德电站送广东广西工程提前投产。智能变电站、智能线路巡检转向推广应用阶段，分布式电源、电动汽车灵活接入取得积极进展，电力电子器件、新型储能、超导输电技术获得长足进步。

电力与多能源品种融合利用取得新突破。新一代数字信息技术逐步实现在各类综合能源应用场景中的广泛应用，多能流能量管理技术、直流电网技术、电能路由器技术、信息物理系统融合技术、虚拟电厂技术、云仿真技术、多能协调运行技术、面向分布式主体的能源交易技术等能源互联网和综合能源服务技术全面升级，促进多能融合能源网络、信息物理能源系统与综合能源运营平台的数字化、智能化水平持续提升。“互联网+”智慧能源、多能互补集成优化、新能源微电网、源网荷储一体化、综合能源服务等能源电力发展新技术、新模式、新业态应用范围逐步扩大，促进电力与多能源品种之间更加有效地互联、互通、互济。

（四）积极推动能源体制革命，电力关键领域改革持续深化

电力市场化改革取得阶段性成果。落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及相关配套文件要求，全国统一电力市场体系建设稳步推进，2021年，全国市场交易电量约3.5万亿千瓦时，占全社会用电量的40%以上。市场主体更加多元，截至2021年底，全国各电力交易中心累计注册市场主体46.7万家，电力用户市场参与率达到80%以上。2021年，8个省级现货试点陆续启动不间断试运行工作，新增6个现货试点工作已经启动，电力辅助服务市场初步形成调峰、调频、备用等辅助服务产品体系。绿色电力交易试点正式启动，首批成交电量近80亿千瓦时，环境溢价约3分钱/千瓦时。

电力价格改革持续推进。有序放开发电侧和售电侧竞争性环节电价。发电侧深化燃煤发电价格形成机制改革，形成燃煤发电上网电价“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，稳步推进风电、光伏发电上网电价市场化改革，进一步完善抽水蓄能、新型储能价格机制；售电侧全面放开经营性电力用户发用电计划，推动工商业用户参与电力市场交易，电网企业代理购电价格的市场化形成机制初步建立。加快健全输配电价监管体系，2015年启动输配电价改革试点，2016年实现全覆盖，初步建立起以“准许成本+合理收益”为核心的输配电价监管制度框架，完成两个周期的输配电价核定。完善峰谷分时电价机制，引导电力削峰填谷。

电力“放管服”改革深入推进。深化简政放权，市场竞争活力逐步改善。取消了电力企业发展建设规划和专项发展建设规划审批、电力用户向发电企业直接购电试点、电力市场份额核定等行政审批事项，下放了所有火电站、热电站、抽水蓄能、风电站以及部分电网、水电站项目核准等行政审批事项，继续对分布式发电、可再生能源发电等项目实施电力业务许可豁免、简化政策。持续提升监管效能，电力行业管理从原来的以行政计划和项目审批为主，向更加注重发挥能源电力战略、规划、政策和标准的引领作用转变，向更加重视事中事后监管转变。全面提升政府服务效率，全面清理不合理证明，简化办事手续，减轻企业负担。

（五）全方位加强能源国际合作，电力国际合作水平稳步提高

参与国际能源治理的影响力不断提升。我国积极应对能源国际合作风险与挑战，广泛参与全球能源治理，先后与50多个国家和地区建立政府间能源合作机制。与29个国家共同建立了“一带一路”能源合作伙伴关系，在国际组织层面成立了中国—阿盟清洁能源中心、中国—非盟能源伙伴关系、中国—中东欧能源项目对话与合作中心、亚洲太平洋经济合作组织（APEC）可持续能源中心、中国—东盟清洁能源能力建设计划等多个区域合作平台。通过多次举办国际性能源电力活动，形成了一系列重要文件，于2014年正式加入国际可再生能源署（IRENA），2015年正式成为国际能源署（IEA）联盟国。中国电力专家就职国际电工委员会（IEC）主席，推动中国电力标准走出去。中电联承办2022-2023年亚太电协大会系列活动，成为《联合国气候变化框架公约》观察员，中国电力企业发起成立全球能源互联网发展合作组织，为推动世界能源绿色低碳转型做出了积极贡献。

电力企业“走出去”积极稳妥有序推进。全面落实“一带一路”倡议，电力企业投资、服务、装备、技术、标准“走出去”持续加强。截至2021年底，中国主要电力企业在国外的工程承包合同额累计达到3432亿美元，海外投资达到1027亿美元，电力装备出口累计达到312亿美元。2021年，中国电力企业新签合同金额311.8亿美元，对外直接投资了30个电力项目，投资总金额69.6亿美元。其中，风电、太阳能发电领域数量最多，约占项目总数的56.7%，海外能源投资结构绿色低碳转型步伐进一步加快。水电、核电、特高压均已成为我国电力企业“走出去”和“一带一路”建设中的亮眼名片。

02能源电力高质量发展的新形势

当前，百年变局和世纪疫情相互交织，在“双碳”目标约束下，全球能源体系深刻变革，能源供需多极化格局深刻演变，能源绿色低碳转型加速推进，能源利用方式更趋复杂多元，能源科技创新加快融合发展，能源产业生态加速跨越升级，以电为中心的现代能源体系日趋凸显，能源电力发展结构与路径将产生重大变化。

一是电力需求将保持中高速增长。我国构建新发展格局，健全现代产业体系，形成强大国内市场将带动电力需求保持刚性增长，未来新增用电需求将主要依靠清洁能源满足。预计2025年、2030年我国全社会用电量分别为9.5万亿千瓦时、11.3万亿千瓦时，“十四五”“十五五”期间年均增速分别为4.8%、3.6%。预计到2030年，我国风电、太阳能发电等新能源发电装机规模将超过煤电成为第一大电源，2060年前新能源发电量占比有望超过50%。能源利用方式深刻变化，电能利用范围得到前所未有的拓展，预计到2030年、2060年，我国电能占终端能源消费比重将分别增至39%和70%左右。

二是清洁低碳转型持续加快。坚持集中式和分布式并举，保持风电、太阳能发电快速发展，全面推进4.5亿千瓦规模的沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地项目建设，鼓励建设海上风电基地，加大负荷中心地区分布式清洁能源开发力度，预计2025年、2030年、2035年，我国风电装机分别达到4.5亿千瓦、5.8亿千瓦、10.0亿千瓦；太阳能发电装机分别达到5.5亿千瓦、7.8亿千瓦、15.0亿千瓦。积极推动水电基地开发，加快抽水蓄能电站建设，预计2025年、2030年、2035年，全国常规水电装机分别达到3.8亿千瓦、4.4亿千瓦、4.8亿千瓦，抽水蓄能装机分别达到0.62亿千瓦、1.2亿千瓦、1.5亿千瓦。积极安全有序发展核电，预计2025年、2030年、2035年，全国核电装机分别达到0.7亿千瓦、1.3亿千瓦、1.8亿千瓦。统筹电力保供和降碳，加快推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型，合理布局气电建设，预计2025年、2030年、2035年，煤电装机分别达到12.5亿千瓦、13.0亿千瓦、11.2亿千瓦，气电装机分别达到1.5亿千瓦、2.4亿千瓦、3.0亿千瓦。

三是电力系统综合调节能力要求越来越高。在新型电力系统的发展建设过程中，电力系统综合调节能力建设需同步进行。新能源随机性、波动性、间歇性的特性，决定了必须建设与之配套的灵活性电源，全面提升电力系统综合调度能力。因此，构建新型电力系统要科学推动煤电节能降耗改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，加快气电、抽水蓄能、新型储能等灵活调节电源建设，积极发展虚拟电厂，促进“源网荷储”一体化发展和多能互补，鼓励电动汽车、不间断电源等用户侧储能参与系统调峰调频。提升需求侧响应能力，增加电网负荷弹性。充分发挥大电网统一调度优势，深挖跨省跨区输电能力，完善省内、区域、跨区域电网备用共享机制，在有条件的地区探索发电机组集群优化调度，充分发挥各类发电机组技术特性和能效作用，提高基荷机组利用效率。

应该看到，在能源电力高质量发展过程中，还存在一些需要解决的问题，主要表现在：加大可再生能源开发利用存在制约因素；绿色低碳用电成本呈现上涨态势；新能源占比逐步提高，对极端条件下的电力应急保障能力提出了更高要求；实现更大规模可再生能源消纳，亟需提升系统调节能力；电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征，对系统安全稳定运行提出了更高要求；支撑构建新型电力系统，亟需攻关一批先进电力技术，突破一批颠覆性降碳脱碳技术；实现清洁电力资源优化配置，需要探索建立协调、高效的电-碳市场机制；电力行业助力我国参与全球能源治理方面仍显不足，低碳电力国际标准引领力有待提升。这些问题，需要通过发展和改革的办法逐步加以解决。

03奋力开创新时代能源电力高质量发展新局面

推动能源电力行业高质量发展，要深入贯彻落实能源安全新战略，全面落实碳达峰碳中和目标要求，将构建新型电力系统作为一项长期任务，持之以恒推进实施，健全完善新能源供给消纳体系，持续优化电力市场体系，有力支撑国民经济发展和人民生活水平不断提升。

一要全力保障电力供应。深入贯彻能源安全新战略，积极推动“双碳”目标落地，加快构建新型电力系统，坚持“能源的饭碗必须端在自己手里”“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上”，加强资源节约，提升能源利用效率。加强宏观经济分析与预测预警，守住民生用电底线，践行“人民电业为人民”的承诺。

二要持续加大科技攻关力度。加快绿色低碳科技革命，加强绿色低碳重大科技攻关，培育低碳技术产品研发国家重点实验室、国家技术创新中心、重大科技创新平台，加快先进实用技术研发和推广。加快推动先进燃煤发电、燃气轮机、大型风电机组、深远海域风电、新型光伏等先进清洁发电技术创新应用。强化核电技术自主可控，加快先进核电技术研发，推广应用三代核电技术，加大高温气冷堆等新一代核电技术应用。推动大规模储能技术跨越式发展，坚持储能技术多元化，完善储能技术学科建设，推动大规模储能技术研发应用。

三要积极推动构建新型电力系统。开展新型电力系统结构、运行形态、源网荷储协调等相关理论和方法的研究，加强电力低碳标准化工作。创新电网结构形态和运行模式，增强电源协调优化运行能力，大力提升电力负荷弹性，支撑大规模可再生能源和分布式电源友好并网，确保系统安全可控、能控、在控。

四要加快建设全国统一电力市场。发挥市场对资源配置的决定性作用，深化价格形成机制改革，建立规范统一的电力市场基本交易规则和技术标准，构建多层次统一电力市场体系，促进电力资源在更大范围内共享互济和优化配置；加强电力交易、用能权交易和碳排放权交易的统筹协调，推动全国碳市场与电力市场协同发展，建立全国碳市场和电力市场联动机制，推动市场高效运转。

五要进一步加强电力国际合作。建立电力产业链供应链“走出去”协同机制，促进重大项目合作，整合产业资源，将单一企业的比较优势聚合成行业的整体优势；积极参与国际技术标准制定，加速中国电力标准国际化进程；持续推动建立区域范围、不同层面的电力合作定期沟通交流机制；继续开展电力基础设施互联互通研究，推动全球能源互联网建设；打造互利共赢的能源电力国际合作体系，持续提升参与国际能源治理的话语权和影响力。