一、电力行业发展呈现新的特征

　　电源装机结构持续向清洁低碳化发展。一方面，非化石能源发展进入大规模“增量替代”阶段，2018年全球新增非化石能源装机的一半在中国。截至2018年底，非化石能源发电装机达7.7亿千瓦，占总装机的比重为40.8%;发电量2.16万亿千瓦时，占全口径发电量的比重为30.9%，相比2015年分别提高6个百分点、3.7个百分点。另一方面，我国火电大容量、高参数、节能环保机组比例明显提高，截至2018年底，全国火电单机60万千瓦及以上机组占比44.8%;进一步加大节能减排改造力度，截至2018年底，达到超低排放限值的煤电机组约8.1亿千瓦，单位火电发电量二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量分别降至0.20克、0.19克、0.04克，促进煤电优质产能释放;燃煤发电效率大幅提升，火电平均供电煤耗降至308克/千瓦时，与2006年相比降低60克/千瓦时，降幅达16%。

　　终端能源消费电气化水平不断提高。2018年，电能占终端能源消费比重达到25.5%，较2010年提高了4.2个百分点;2016~2018年累计完成替代电量3923亿千瓦时，且呈现逐年升高态势。伴随着电能替代实施力度不断加大，带动工业生产制造、交通运输、居民生活、建筑等重点领域电气化水平稳步提高，特别是随着电动汽车的快速发展，交通领域的电气化将全面提速。

　　数字化智能化技术逐渐融入电力系统，系统灵活性不断增强。电力企业积极推进新一代信息技术及数字技术成果与产业融合，全国首批55个能源互联网示范项目中，已有14个项目通过验收;国家电网公司提出打造“泛在电力物联网”，在源网荷储泛在调度控制、网上办理业务、现代智慧供应链、综合示范区建设等方面积极探索，取得突出成效;发电企业积极推进煤电灵活性改造工作，华能丹东电厂2×35万千瓦机组最小技术出力达到20%，国家能源集团庄河电厂2×60万千瓦机组最小技术出力达到30%，达到国际先进水平;自2016年开展工业领域电力需求侧管理以来，已累计节约电源投资3000万千瓦，转移夏、冬季高峰负荷400多万千瓦，减少企业用电成本1500多亿元。

　　能源电力国际合作是“一带一路”倡议的重要基础和支撑。我国与沿线国家在能源电力基础设施的投资和贸易呈上涨趋势，2013~2018年，我国主要电力企业参与“一带一路”国际合作累计完成投资107亿美元，签订电力工程承包合同622个，总金额1167亿美元;各电力企业不断推动建立技术、标准、设备、管理全方位“走出去”的国际产能合作模式;全球能源互联网理念得到广泛认同，已纳入“一带一路”建设、联合国“2030议程”和促进《巴黎协定》实施工作框架，为推动国际能源电力与经济社会环境协同发展提出解决方案;中巴经济走廊电力合作日益紧密，中国与东盟地区国家合作水平不断提升，中俄及中国与东北亚国际电力产能合作稳步推进。

　　电力体制改革稳步扎实推进。市场化交易规模比重大幅提高，2019年前10个月全国市场交易电量达2.2万亿千瓦时，同比增长30%;全国31个电力交易机构累计注册市场主体超过10万家;电力现货市场8个试点全部启动结算试运行;增量配电业务改革加快推进，目前已批复的试点项目中，四成以上项目已确立了业主，已投运试点项目超过60个;电价改革中，第二监管周期输配电价成本监审工作已经启动，交叉补贴等电价机制问题已开始逐步清理。

　　二、“十四五”电力发展有关问题的认识

　　电力需求具有较大的增长空间。我国经济总体处于工业化中后期、城镇化快速推进期，决定了电力需求持续刚性增长。以电为中心转变能源生产和消费方式，是清洁能源发展的必然要求和清洁替代的必然结果，决定了我国电力需求还处在较长时间的增长期，具有较大的增长空间。影响“十四五”电力需求增速的主要因素有以下五方面：一是新旧动能转换，传统用电行业增速下降，高技术及装备制造业和现代服务业将成为用电增长的主要推动力量;二是新型城镇化建设，推动电力需求刚性增长，未来西部地区用电比重将有所提高，东中部地区仍是我国的用电负荷重心;三是能源转型发展，呈现明显的电气化趋势，电能替代潜力巨大;四是能源消费革命深入推进，产业结构升级和技术创新驱动等诸多因素，将在一定程度上抑制用电增长;五是实施泛在电力物联网战略，在电力需求响应管理方面，可以实现负荷增速低于电量增速，带来巨大的经济社会效益。

　　采用产值单耗法、电力弹性系数法、人均用电量法等多种预测方法，对我国中长期电力需求进行分析预测，预计2025年我国全社会用电量达到9.2~9.5万亿千瓦时，“十四五”期间年均增速约为4.0%~4.5%。2035年全社会用电量为12万亿千瓦时左右，2020年~2035年年均增速约3%，逐步过渡为用电增长饱和阶段。

　　电源结构清洁低碳程度进一步提高。结合我国各区域经济社会发展、用电结构以及需求侧管理等因素，基于储能技术成熟期，预计2025年电源总装机达到27亿千瓦，非化石能源发电装机占比达到48%，非化石能源发电量占比达到37%。2035年，电源装机达到38亿千瓦，非化石能源发电量将全面超越化石能源。

　　新能源持续快速发展，消纳难题应引起重视。新能源技术进步加快，成本显著下降。过去五年风电开发利用成本下降了约30%，光伏组件价格约下降一半，预计资源优越省份最快2020年可实现平价上网。未来，新能源呈现持续快速发展态势。预计2025年，风电、太阳能发电合计装机达到7亿千瓦，发电量占比将接近15%，部分省份将突破30%。

　　我国新能源快速发展的同时，曾出现弃风率高达17.2%、弃光率达13.0%的情况。近年来采取了一系列措施，弃电问题得到有效缓解。但新能源发电量占比高的省区，消纳难题仍然比较突出，如2018年，甘肃、新疆新能源发电量占比仅为20%、15%，弃风率高达19%、23%，弃光率分别为10%、16%。未来新能源更大规模的发展，消纳难题应引起高度重视。解决新能源消纳难题涉及电源、电网、用户、政策、技术等多个方面，需要多措并举，提高系统调节和消纳能力。近期，在电源侧可通过实施煤电灵活性改造，建设抽水蓄能电站、天然气调峰电站等各类灵活调节电源提高系统调节能力。在电网侧建设跨区输电通道，完善区域主网架及智能配电网建设，利用电网基础平台作用实施多能互补和冷、热、电联合智能调度，充分利用跨省区调节资源。在用户侧加强需求侧管理，实施峰谷分时电价，发展各类灵活性用电负荷和智能电器，实现移峰填谷。在市场机制方面，建立可再生能源目标引导制度，完善辅助服务补偿机制，启动绿色证书交易机制，采用发电权交易、省间市场交易等。长远看，将进一步强化大容量、高效率、低成本、长寿命储能技术研发和推广应用，充分利用电动汽车充放电功能增强系统调节能力等措施。

　　促进核电安全高效发展，有效替代煤电装机。核电与新能源、煤电相比具有比较优势。经济性上，部分核电上网电价已低于当地脱硫煤电标杆电价，也低于目前新能源及配置储能的成本;发电特性上，核电能量密度高，出力稳定，能够独自承担基本负荷，有效替代煤电装机，有助于系统的稳定;环保方面，核电不排放二氧化碳等温室气体，不排放二氧化硫、氮氧化物等有害气体以及粉尘等污染物。根据目前核电建设情况，到2020年核电装机约0.53亿千瓦。为有效控制煤电装机，我们预计2025、2030年核电装机需分别达到0.89、1.37亿千瓦，每年投运6~8台核电机组。