一、電力行業發展呈現新的特征

　　電源裝機結構持續向清潔低碳化發展。一方面，非化石能源發展進入大規模“增量替代”階段，2018年全球新增非化石能源裝機的一半在中國。截至2018年底，非化石能源發電裝機達7.7億千瓦，占總裝機的比重為40.8%;發電量2.16萬億千瓦時，占全口徑發電量的比重為30.9%，相比2015年分別提高6個百分點、3.7個百分點。另一方面，我國火電大容量、高參數、節能環保機組比例明顯提高，截至2018年底，全國火電單機60萬千瓦及以上機組占比44.8%;進一步加大節能減排改造力度，截至2018年底，達到超低排放限值的煤電機組約8.1億千瓦，單位火電發電量二氧化硫、氮氧化物、煙塵排放量分別降至0.20克、0.19克、0.04克，促進煤電優質產能釋放;燃煤發電效率大幅提升，火電平均供電煤耗降至308克/千瓦時，與2006年相比降低60克/千瓦時，降幅達16%。

　　終端能源消費電氣化水平不斷提高。2018年，電能占終端能源消費比重達到25.5%，較2010年提高了4.2個百分點;2016~2018年累計完成替代電量3923億千瓦時，且呈現逐年升高態勢。伴隨著電能替代實施力度不斷加大，帶動工業生產制造、交通運輸、居民生活、建筑等重點領域電氣化水平穩步提高，特別是隨著電動汽車的快速發展，交通領域的電氣化將全面提速。

　　數字化智能化技術逐漸融入電力系統，系統靈活性不斷增強。電力企業積極推進新一代信息技術及數字技術成果與產業融合，全國首批55個能源互聯網示范項目中，已有14個項目通過驗收;國家電網公司提出打造“泛在電力物聯網”，在源網荷儲泛在調度控制、網上辦理業務、現代智慧供應鏈、綜合示范區建設等方面積極探索，取得突出成效;發電企業積極推進煤電靈活性改造工作，華能丹東電廠2×35萬千瓦機組最小技術出力達到20%，國家能源集團莊河電廠2×60萬千瓦機組最小技術出力達到30%，達到國際先進水平;自2016年開展工業領域電力需求側管理以來，已累計節約電源投資3000萬千瓦，轉移夏、冬季高峰負荷400多萬千瓦，減少企業用電成本1500多億元。

　　能源電力國際合作是“一帶一路”倡議的重要基礎和支撐。我國與沿線國家在能源電力基礎設施的投資和貿易呈上漲趨勢，2013~2018年，我國主要電力企業參與“一帶一路”國際合作累計完成投資107億美元，簽訂電力工程承包合同622個，總金額1167億美元;各電力企業不斷推動建立技術、標準、設備、管理全方位“走出去”的國際產能合作模式;全球能源互聯網理念得到廣泛認同，已納入“一帶一路”建設、聯合國“2030議程”和促進《巴黎協定》實施工作框架，為推動國際能源電力與經濟社會環境協同發展提出解決方案;中巴經濟走廊電力合作日益緊密，中國與東盟地區國家合作水平不斷提升，中俄及中國與東北亞國際電力產能合作穩步推進。

　　電力體制改革穩步扎實推進。市場化交易規模比重大幅提高，2019年前10個月全國市場交易電量達2.2萬億千瓦時，同比增長30%;全國31個電力交易機構累計注冊市場主體超過10萬家;電力現貨市場8個試點全部啟動結算試運行;增量配電業務改革加快推進，目前已批復的試點項目中，四成以上項目已確立了業主，已投運試點項目超過60個;電價改革中，第二監管周期輸配電價成本監審工作已經啟動，交叉補貼等電價機制問題已開始逐步清理。

　　二、“十四五”電力發展有關問題的認識

　　電力需求具有較大的增長空間。我國經濟總體處于工業化中后期、城鎮化快速推進期，決定了電力需求持續剛性增長。以電為中心轉變能源生產和消費方式，是清潔能源發展的必然要求和清潔替代的必然結果，決定了我國電力需求還處在較長時間的增長期，具有較大的增長空間。影響“十四五”電力需求增速的主要因素有以下五方面：一是新舊動能轉換，傳統用電行業增速下降，高技術及裝備制造業和現代服務業將成為用電增長的主要推動力量;二是新型城鎮化建設，推動電力需求剛性增長，未來西部地區用電比重將有所提高，東中部地區仍是我國的用電負荷重心;三是能源轉型發展，呈現明顯的電氣化趨勢，電能替代潛力巨大;四是能源消費革命深入推進，產業結構升級和技術創新驅動等諸多因素，將在一定程度上抑制用電增長;五是實施泛在電力物聯網戰略，在電力需求響應管理方面，可以實現負荷增速低于電量增速，帶來巨大的經濟社會效益。

　　采用產值單耗法、電力彈性系數法、人均用電量法等多種預測方法，對我國中長期電力需求進行分析預測，預計2025年我國全社會用電量達到9.2~9.5萬億千瓦時，“十四五”期間年均增速約為4.0%~4.5%。2035年全社會用電量為12萬億千瓦時左右，2020年~2035年年均增速約3%，逐步過渡為用電增長飽和階段。

　　電源結構清潔低碳程度進一步提高。結合我國各區域經濟社會發展、用電結構以及需求側管理等因素，基于儲能技術成熟期，預計2025年電源總裝機達到27億千瓦，非化石能源發電裝機占比達到48%，非化石能源發電量占比達到37%。2035年，電源裝機達到38億千瓦，非化石能源發電量將全面超越化石能源。

　　新能源持續快速發展，消納難題應引起重視。新能源技術進步加快，成本顯著下降。過去五年風電開發利用成本下降了約30%，光伏組件價格約下降一半，預計資源優越省份最快2020年可實現平價上網。未來，新能源呈現持續快速發展態勢。預計2025年，風電、太陽能發電合計裝機達到7億千瓦，發電量占比將接近15%，部分省份將突破30%。

　　我國新能源快速發展的同時，曾出現棄風率高達17.2%、棄光率達13.0%的情況。近年來采取了一系列措施，棄電問題得到有效緩解。但新能源發電量占比高的省區，消納難題仍然比較突出，如2018年，甘肅、新疆新能源發電量占比僅為20%、15%，棄風率高達19%、23%，棄光率分別為10%、16%。未來新能源更大規模的發展，消納難題應引起高度重視。解決新能源消納難題涉及電源、電網、用戶、政策、技術等多個方面，需要多措并舉，提高系統調節和消納能力。近期，在電源側可通過實施煤電靈活性改造，建設抽水蓄能電站、天然氣調峰電站等各類靈活調節電源提高系統調節能力。在電網側建設跨區輸電通道，完善區域主網架及智能配電網建設，利用電網基礎平臺作用實施多能互補和冷、熱、電聯合智能調度，充分利用跨省區調節資源。在用戶側加強需求側管理，實施峰谷分時電價，發展各類靈活性用電負荷和智能電器，實現移峰填谷。在市場機制方面，建立可再生能源目標引導制度，完善輔助服務補償機制，啟動綠色證書交易機制，采用發電權交易、省間市場交易等。長遠看，將進一步強化大容量、高效率、低成本、長壽命儲能技術研發和推廣應用，充分利用電動汽車充放電功能增強系統調節能力等措施。

　　促進核電安全高效發展，有效替代煤電裝機。核電與新能源、煤電相比具有比較優勢。經濟性上，部分核電上網電價已低于當地脫硫煤電標桿電價，也低于目前新能源及配置儲能的成本;發電特性上，核電能量密度高，出力穩定，能夠獨自承擔基本負荷，有效替代煤電裝機，有助于系統的穩定;環保方面，核電不排放二氧化碳等溫室氣體，不排放二氧化硫、氮氧化物等有害氣體以及粉塵等污染物。根據目前核電建設情況，到2020年核電裝機約0.53億千瓦。為有效控制煤電裝機，我們預計2025、2030年核電裝機需分別達到0.89、1.37億千瓦，每年投運6~8臺核電機組。