能源安全新战略十年蝶变 | 张勉荣：我国电力高质量发展成就及展望

2014年6月13日，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上首次提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为我国新时代能源电力发展提供了根本遵循。十年来，电力行业全面贯彻落实能源安全新战略，坚决保障能源电力安全可靠供应，加快推动能源电力绿色低碳转型，进入了高质量发展的新阶段，为我国经济社会高质量发展提供了坚强电力保障。

（来源：微信公众号“电联新媒”  作者：张勉荣）

能源安全新战略指引电力发展取得辉煌成就

在能源安全新战略指引下，我国电力高质量发展在“破”与“立”中取得了辉煌成就，“破”的是传统的粗放式规模扩张的发展模式，“立”的是以绿色低碳为引领的高质量发展新模式，包括以清洁电力为主体的新供给、以绿色高效为导向的新消费、以数字化智能化为特征的新技术、以市场化为核心的新体制以及以开放共赢为理念的国际合作新局面。

电力供应保障能力和质量显著增强

电力生产能力充足，建成全球规模最大的电力供给系统。从发电装机规模上看，十年来我国发电装机容量保持中高速增长，年均增速达到13.4%。截至2023年底我国全口径发电装机容量累计达到29.2亿千瓦，较十年前增加16.7亿千瓦，是全球发电装机容量第一大国，形成了煤电、气电、水电、核电、风电、光伏等协同发展的多元化电力供给系统。从人均发电装机容量上看，2023年更是首次历史性突破2千瓦，达到了2.1千瓦。

电力绿色低碳转型提速，可再生能源在发电装机中占主体地位。从发电装机上看，截至2023年底我国可再生能源装机达到15.16亿千瓦，在全球可再生能源发电总装机中的比重接近40%，占我国发电总装机的51.9%，历史性首次超过煤电，较十年前增加20.9个百分点。其中新增装机以新能源为主，并网风电、太阳能发电装机容量较十年前分别增加了3.66亿千瓦、5.95亿千瓦，增长了3.8倍、31倍。煤电占发电总装机容量比重下降至39.9%，首次低于40%，相较于十年前下降23.4个百分点。从发电量上看，2023年我国可再生能源发电量3万亿千瓦时，约占全社会用电量的1/3，较十年前提升约10个百分点。其中风电光伏发电量占全社会用电量比重突破15%，较十年前提升约12.3个百分点。

电力系统调节能力明显改善，绿色转型更有保障。近年来，我国电力系统调峰能力稳步提高，煤电机组灵活性制造、改造工作全面推进，储能装机规模持续增长。截至2023年底，抽水蓄能累计装机规模达到5094万千瓦，较十年前提升1.36倍；新型储能累计装机规模达到3139万千瓦；煤电灵活性改造规模累计约3亿千瓦。电力系统调节能力提升有效支撑了新能源消纳利用，2023年全国风电、光伏发电利用率达到97.3%、98.0%。

电网网架结构更加坚强，跨省区资源配置能力显著提升。截至2023年底，我国220千伏以上输电线路回路长度超92.05万千米，较十年前增加37.66万千米，220千伏及以上公用变电设备容量超54.02亿千伏安，较十年前翻一番，新增投运特高压工程32项，电网总体规模保持世界第一，并形成以东北、华北、西北、华东、华中、南方六大区域电网为主体、区域间有效互联的电网格局。国家电网经营区域跨省区输电能力达2.6亿千瓦，南方电网经营区域西电东送能力超过5800万千瓦，输送清洁能源比例超过80%。

电力消费转向高质量增长

用电结构持续优化，终端用能电气化水平持续提高。随着我国现代化产业体系建设的推进，全社会用电量保持平稳增长，从十年前53223亿千瓦时增长至2023年的92241亿千瓦时，年均增速7.3%。同时，伴随着先进制造业和服务业快速发展，新兴产业发展和传统产业转型升级带来电力需求新变化，特别是5G、人工智能、大数据、电动汽车等产业发展，以及新型城镇化快速推进，居民生活水平提高，电力消费结构持续优化，第二产业和第三产业用电占比分别较十年前下降7.6%和上升6.3%。随着终端能源消费“新电气化”进程加快，电能替代向纵深发展，终端用能领域电能占比持续提高，2023年全国电能占终端能源消费比重约28%，在全球主要国家中位居前列。

需求响应及负荷调控能力持续提升，电力供应更加有保障。我国按照“需求响应优先，有序用电保底”的原则，将需求响应作为电网经济运行常态化调节措施，以削峰、填谷为主要形式的需求响应业态推广范围和规模持续扩大，细化有序用电方案，加快建设新型电力负荷管理系统平台建设，打造电力负荷“资源池”，强化了电力负荷调控管理能力。全国已有20余个省市出台了需求响应实施细则，国网经营区需求响应能力超过4700万千瓦，南网经营区需求响应能力突破1100万千瓦。

电力科技创新能力显著提升

清洁能源发电技术加快推进，实现多领域全球领先。十年来，我国清洁能源发电技术发展迅猛，清洁能源装备制造产业链基本完备，成为全球技术创新领头羊。水电规划、设计、施工、设备制造全面领先，全球最大单机容量100万千瓦水电机组投入运行，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。风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，具备最大单机容量达16兆瓦的全系列风电机组制造能力。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。超超临界火电机组技术水平、发展速度等跃居世界首位。核电产业体系日臻完善，核电新建机组综合国产化率接近90%，全球首个高温气冷堆商业示范核电项目成功并网发电。

输电技术创新能力大幅提升，数字化智能化转型成效显著。十年来，我国连续攻克特高压输电、柔性直流输电、大电网安全等关键核心技术，电网的总体装备和技术水平处于国际前列。全面掌握了自主知识产权的特高压交直流输电核心技术，自主研发特高压输变电设备，柔性直流输电技术打破国外垄断，建成世界上首个特高压多端混合直流工程—昆柳龙直流工程，创造了19项世界纪录。自主创新研发特大电网智能调度控制系统，大电网仿真技术全球领先，构建运营了世界上运行电压等级最高、规模最大、技术水平最高的交直流混联特大电网。数字技术与传统电力系统技术深度交叉融合，电网数字化、智能化水平逐步提高，数字电网建设不断提高电网优化配置资源能力、多元负荷承载能力及安全供电能力。

储能技术和产业发展势头强劲，成本实现快速下降。十年来我国大规模储能技术由以抽水蓄能为主向多元化储能技术创新发展转变。其中，抽水蓄能等主流储能技术总体达到世界先进或领先水平，新型储能应用技术不断突破，电化学储能技术进入商业化示范阶段，压缩空气储能实现关键技术突破，国际首套百兆瓦先进压缩空气储能示范电站实现并网发电。随着储能新技术、新装备、新材料持续迭代升级，产业集群效应逐步显现，近年来储能成本持续下降。逐步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，关键材料、部件已实现自主可控。

电力市场化改革全面推进

多层次统一电力市场体系初具雏形，市场决定资源配置作用凸显。我国电力市场化改革加速推进，交易品种不断丰富，电力中长期交易已在全国范围内常态化运行，现货市场建设全面铺开，广东、山西已率先进入正式运行，南方区域电力现货市场圆满实现首次全域结算试运行，辅助服务市场逐步完善，华北、西北、南方等地区建设调峰、备用、调频等辅助服务市场，新能源逐步进入电力市场，绿色电力交易机制逐步完善，新能源市场化交易电量占新能源总发电量比重接近一半。经营主体更趋多元，独立的售电、储能、负荷聚合商等新型主体参与市场机制逐步完善。电力市场化交易电量和主体规模逐年扩大，2023年全国市场交易电量5.7万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到61.4%，在交易机构注册的主体数量达到70.8万家。

电价市场化改革取得重大突破，各环节电价机制逐步理顺。燃煤发电电量实行全额市场化定价，上网电价浮动范围扩大至±20%，工商业用户目录电价取消，推动工商业用户价格全部通过市场化方式形成。初步形成容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制。建成覆盖各级电网的输配电价体系，按照“准许成本+合理收益”原则严格第三监管周期核价，推动形成更加合理的输配电价结构，基本实现工商业同价全覆盖。

电力国际合作取得新局面

电力国际合作日益强化，加速全球绿色转型进程。我国积极参与全球能源治理，在“一带一路”倡议下，与世界各国开展了广泛的电力合作。持续推动技术和产品创新，为全球贡献了七成以上的光伏组件和六成的风电装备，开展海外新能源、水电等清洁能源投资，加速了各国绿色转型进程。大力推动电力跨境互联互通，与周边“一带一路”国家建有跨国联网线路，如国家电网与俄罗斯、蒙古、吉尔吉斯斯坦、朝鲜等国家，以及南方电网与越南、老挝、缅甸等澜湄区域国家电网互联互通。同时，还有力推进了技术服务、电网技术标准国际化推广、境外投资并购及海外工程承包。

我国电力转型发展面临的挑战

在当今世界正经历百年未有之大变局下，我国电力转型发展面临更加严峻挑战，地缘政治冲突、国际能源价格波动、全球气候变化问题等复杂多变的国内外因素相互交织，使得我国电力安全供应保障、绿色低碳转型以及电能经济供应面临重重挑战。

一是绿色低碳转型挑战空前。电力行业是我国碳排放量占比最大的行业，占全国能源消耗产生碳排放总量的四成左右，而能源消耗又占碳排放总量的八成左右。为此，“双碳”目标下推进绿色低碳转型发展，能源电力行业任务最重，承担着主力军作用，必须加速推进能源结构转型，加大力度开发风电、光伏等新能源，持续增强新能源供给能力，推动新能源逐步成为绿色电力供应的主力军。然而，考虑新能源发电对传统化石能源发电难以快速形成全面安全替代，未来能源电力结构调整将面临高碳电力资产累积规模大、脱碳难度高等挑战，电力系统转型任重道远。

二是安全供应保障压力凸显。我国经济长期向好的基本面没有改变，电力需求长期来看将继续保持刚性增长，且随着产业结构持续调整变化，第三产业和居民用电量占比持续提高，“高负荷小电量”的负荷尖峰化特征愈加凸显，电力供需格局将呈现“全局平衡、局部电力电量双缺”的局面。同时，伴随新能源装机规模持续扩大，新型储能、可调负荷、电动汽车等广泛应用，新型电力系统安全供应保障由“源随荷动”转为“源网荷协同互动”，呈现系统主体多元化、电网形态复杂化、运行方式多样化等特点，对电力系统规划和安全运行提出了更大挑战。

三是电能经济供应难度加大。随着技术进步和规模效应凸显，近年来新能源发电成本快速下降，但新能源发电年利用小时数显著低于常规能源，大规模发展新能源需要配置大规模储能、灵活调节电源、支撑保障电源以应对新能源随机性、波动性、间歇性对安全可靠供电的影响，也势必降低电网输配电资产利用率，增大了电源装机、电网建设冗余，增加了全社会综合用能成本，迫切需要加快推动新能源由上网平价向利用平价转变。而当前电力市场机制和价格机制仍不健全、成本疏导尚存堵点，不能完全满足新型电力系统建设和保障电力安全稳定供应等需要。

更好推动我国电力转型发展的建议

下一步，为更好推动我国电力转型发展，必须坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，以能源安全新战略为工作指引，加快发展新质生产力，深化数字化绿色化协同转型，推动构建新型电力系统和新型能源体系，为中国式现代化道路行稳致远提供坚强电力保障。

一是统筹优化全国电力生产力布局。坚持“全国一盘棋”，统筹我国“由北向南、由西向东”的总体能源流向，充分考虑新增电力流时序和空间上衔接，科学规划和安排全国能源电力流向，深化“西电东送”，新增“北电南送”。

二是加快推进新能源开发利用。采用先进的特高压柔性直流技术输送新能源，打破沙戈荒大基地新能源送出难题。推动海上风电集群化开发利用，逐步由近海向深远海拓展。大规模推动“风光储一体化”等开发，形成多能互补的开发建设新模式。

三是加快数字电网建设。深化数字化绿色化协同，依托数字技术构建新型电力系统智能调控体系，统筹解决海量主体泛在、多维时空平衡、实时双向互动等关键技术难题。

四是加快需求侧资源利用体系建设。发挥需求侧灵活调节资源在保供应、降成本中的关键作用，推动需求侧资源参与电网互动，跟随新能源出力特性减少弃风弃光，使之成为保障电力安全供应的关键力量。

五是完善电力市场体系和市场机制。以区域电力市场建设为抓手，加快推进全国统一电力市场体系建设，构建适应新型电力系统的市场机制和价格机制。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件。作者系南方电网能源发展研究院党委书记、董事长。