我国电力现状和发展趋势

电力现状和发展趋势

引言

人类可持续发展战略主要涉及人口、资源、环境、经济发展和社会发展五个领域。其中，资源是可持续发展的起点和条件，人口是总体可持续发展的关键，环境是可持续发展的终点和目标，经济发展和社会发展是可持续发展的途径和调节器。这五个方面在可持续发展中的基本关系，可如下图1所示：

图1 人口、资源、环境、经济、社会发展在可持续发展中的位置和关系然而近一个世纪以来，因为因为经济的增长，人口的急速增加，人类的活动也越来越频繁，人类的可持续发展越来越面临着各种各样的挑战。下图2为我国人口增长预测图。

图2 2000-2050年中国人口则增长预测

从图2可知，未来10-20年中国的人口还会有一定幅度的增长，人口与资源矛盾越来越突出，解决人口与资源之间的矛盾愈加紧迫。

随着中国经济的快速发展，中国能源生产已经无法满足日益增加的能源消费需求。2015年中国对煤炭、石油和天然气的消费量均居世界前列，对煤炭的消费量更是达到了世界煤炭消费总量的近一半水平，而同期中国能源生产总量却远低于能源消费总量，中国石油和天然气对外依存度分别达60%和30%以上。另外，根据当今中国一次性能源开采力度分析，煤炭可开采年数不足50年，石油、天然气可开采年数不到100年。可见，按目前的能源消费速度，三大化石能源开采的压力将越来越大。因此，开发新能源和提高能源利用率是解决问题最主要的途径之一。

人类频繁的活动以及对资源的过度开采也带来了一系列环境问题。全球气候变暖是当前人类社会所面临的最大挑战之一。从1880年到2012年的100多年时间里，全球地表平均温度

始终处于增长趋势，到了上个世纪80年代，增温幅度更为显著。1983年到2012年是过去1400年来最热的30年。根据联合国全球气候变化科学评估报告，气候变化所导致的总代价将引起全球GDP损失约5%[1]；而世界银行前首席经济学家斯特恩在著名的《斯特恩报告》中更指出，在考虑更广泛的风险和影响的情况下，估计损失将上升到GDP的20%或者更多[2]。

在引起全球气候变暖的诸多因素中，人类活动所排放的温室气体不断增加是最主要原因。在温室气体引致的全球气候变暖效应中，CO2的作用高达77%，因此，减少CO2的排放，是一个亟待解决的问题，对于控制温室效应、减缓全球变暖至关重要。联合国与世界各国政府相继行动起来，通过立法或政府规划的方式各自制定了相应的CO2减排目标，通过调整经济结构，提高能源效率等途径提高经济发展的可持续能力，并大力探索新途径，为CO2减排做好技术储备。

表1 2013年世界主要国家CO2排放总量

从表1可以看出，我国是全球CO2 排放量最大的国家。要实现我国提出2020年单位国内生产总值的CO2排放比2005年下降40%-45%的目标，实施低碳经济战略，是我国发展经济的必由之路。从我国CO2 的排放结构上看，由于我国的能源结构以煤为主，当前CO2的排放主要来自于能源部门，尤其电力行业占总排放量的主体。因此，面对低碳经济的发展模式，电力行业势必将成为CO2 减排的主力军[3]。

当前中国的大气污染形势已十分严峻，在传统的煤烟型污染尚未得到解决的情况下，以PM2.5、臭氧层空洞和酸雨为特征的区域性复合型大气污染日趋严峻，突出表现在：全国特别是火电行业SO2和烟尘排放量下降，但NO x排放未得到有效控制；酸雨也未能得到控制，由硫酸型酸雨逐渐向硫氮混合型酸雨转变；高浓度细颗粒物污染日益严重，在中东部区域屡屡发生持续多日的区域性重污染灰霾天气[4]。

综上所述，在未来很长一段时间内，我国将面临着人口不断增长、一次性化石能源日益减少、传统能源不仅很大程度上依赖于进口而且对环境造成很大影响的问题。鉴于我国每年消耗的能源将近一半用于发电，对于电力行业，未来大的发展方向是对三大传统化石能源的发电产业进行节能和减排，以及大力开发水电、核电、风电等清洁能源以缓解能源消费压力和环境污染问题。

1 电力产业的现状

改革开放之来，电力工业体制不断改革，在实行多家办电、积极合理利用外资和多渠道资金，运用多种电价和鼓励竞争等有效政策的激励下，电力工业发展迅速，在发展规模、建设速度和技术水平上不断刷新纪录、跨上新的台阶。装机先后超过法国、英国、加拿大、德国、俄罗斯和日本，从1996年底开始排世界第2位，2011年超过美国后稳居世界第一。截至2015年底，全国发电装机容量达到15.3亿千瓦，其中火电、水电、核电、风电、光伏的占有率分别为65.9%、20.9％、1.7％；风力、太阳能等新能源占比分别为8.5%、2.7%。全年用电量达到5.69万亿千瓦时，发电装机容量和发电量均居世界第一位。但由于“十二五”我国经济增长的放缓和工业的转型升级逐步淘汰落后产能，发电量年增长率已经滑落到5%以内，电力的发展重心已经放到调整电源结构和技术升级上。

1.1 电力建设快速发展

火电方面，关停了一大批耗能高、污染严重的小机组，火电高参数、大容量机组比重大幅增加，燃气蒸汽联合循环发电技术引进取得成果，9F级重型燃气蒸汽联合循环机组投入运行，到2015年燃气轮机总装机量达6637万千瓦。截止2015年年底，火电总装机量达到9.9亿千瓦，稳居世界第一。

电源结构不断调整和技术升级受到重视。水电开发力度加大，以三峡电站为代表的水电稳步发展，总装机容量从1980年代的约1000万千瓦，跃增至2015年的3.19亿千瓦，稳居世界第一。核电建设取得进展，经过20多年的努力，建成以秦山、大亚湾/岭澳、田湾为代表的三个核电基地，截止2015年末，投入商业运行的核电机组共30台，总装机容量达到2608万千瓦。风电光伏等可再生能源发展迅猛，我国早在2010年底，风电累计装机便达到4182.7万千瓦，首次超过美国跃居世界第一。2015年，全国风电产业继续保持强劲增长势头，全年风电新增装机容量3297万千瓦，新增装机容量再创历史新高，累计并网装机容量达到1.29亿千瓦，这一数值也占到全球风电装机容量的四分之一。截止2015年底，我国光伏发电累计装机容量达4318万千瓦，超越德国，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。生物质发电最近十年才开始发展，截至2015年底，我国生物质发电并网装机总容量为1423万千瓦，位居世界第二位，仅次于美国。“十二五”期间，我国水电、风电、太阳能发电装机规模分别增长1.4倍、4倍和168倍，直接带动非化石能源消费比重提高了2.6个百分点。

电网建设不断加强。随着电源容量的日益增长，我国电网规模不断扩大，电网建设得到了不断加强，特别是近十五年来，电网建设得到了迅速发展，输变电容量逐年增加。截止2014年底，中国220kV及以上输电线路长度达到57.2万km(相比美国2012年约有200kV 以上线路30万km，中国接近美国2倍)，变电容量达到30.27亿kVA，中国电网规模已稳居世界第一位。

1998年以来实施的城乡电网建设与改造，特别是农村电网“两改一同价”成效显著，不仅改善了8亿农民的用电状况，解决了近3000多万无电农村人口的用电问题，而且加强了网架结构，缓解了城市配网高低电压之间联系薄弱的问题，促进了城乡经济发展和生活水

平的提高。西电东送和全国联网发展迅速。我国能源资源和电力负荷分布的不均衡性，西部煤炭、水电、风电资源丰富，决定了“西电东送”是我国的必然选择。如今基本实现了全国联网，初步实现了跨区域资源的优化配置，区域电网间的电力电量交换更加频繁，交易类型出现了中长期、短期、超短期、可中断交易等多种模式，呈现多样化的良好局面，由于跨区跨省电力交易比较活跃，部分联网输电通道长期保持大功率送电。西电东送、全国联网工程对调剂电力余缺、缓解电力供应紧张和促进资源优化配置起到重要作用。

1.2 电力环保取得显著成绩

污染物排放得到控制。火电行业末端治理设施基本普及，目前99%以上的火电机组建设了高效除尘器控制烟尘排放，安装脱硫设施的煤电机组由5.8亿千瓦增加到8.9亿千瓦，安装率由83%增加到99%以上；安装脱硝设施的煤电机组由0.8亿千瓦增加到8.3亿千瓦，安装率由12%增加到92%[5]。洁净煤燃烧技术的研究、开发和技术引进取得不错进展，已经掌握了低氮燃烧技术。水电、核电和电网的环境保护得到高度重视。

资源节约和综合利用水平不断提高。截至2014年底，全国30万千瓦及以上火电机组比例达到77.7%，60万千瓦及以上占比达到41.5%，单机容量100万千瓦的超超临界火电机组69台，居世界首位。2005～2014年，全国关停小机组容量约1亿千瓦。供电标准煤耗从1978年的471克/度下降到2015年的315克/度。

1.3 电力科学技术水平有较大提高

电力装备技术水平和发达国家的差距不断缩小。火电主力机型从50、60、70年代的5万、10万、20万千瓦，发展到80年代利用引进技术生产30和60万千瓦，进入新世纪以来60万千瓦超临界、100万千瓦超超临界机组引进技术已经国产化；水电具备了100万千瓦机组的制造能力；核电方面，自主研发的“华龙一号” 先进百万千瓦级压水堆核电技术已经出口发达国家。风机和光伏设备基本能国产化，光热设备国产化率可达90%以上。在特高压直流输电技术方面，中国已全面掌握了各电压等级直流输电系统成套设计技术，创新了特高压直流设备材料制造技术，电网已具备1000kv特高压长距离输电，交、直流输电系统控制保护设备的技术水平已居于世界领先行列。

1.4 电力供需平稳，缓慢增长

上世纪70年代起，我国基本处于长期严重缺电的局面，电力供应短缺是制约经济发展的主要瓶颈。随着电力工业快速发展，1997年开始实现了电力供需的基本平衡，部分地区供大于求。进入新世纪，随着我国实施西部大开发战略，实行积极财政政策和扩大内需的经济方针，国民经济持续发展，电力需求增长也屡创新高。最近几年经济处于平稳增长阶段，工业转型压力大，不断淘汰落后产能，电力需求没有了以往的紧张局面。全国电力供需进一步宽松，部分地区富余。目前经济发展重心偏向第三产业，电力需求随着工业增长缓慢而趋于平稳增长。

1.5 结构性矛盾突出，技术升级任重道远

电源结构有待优化。一是煤电比重很高，目前比重在70%左右，水电开发趋缓，风电光

伏等清洁能源发电发展迅速，但装机总容量仍然所占比例较小；电源调峰能力不足，主要依靠燃煤火电机组降负荷运行，调峰经济性较差。

电力生产主要技术指标与国际水平还有一定差距。火电机组参数等级不够先进，我国的

发电技术已经达到超超临界水平，新建百万湿冷机组供电煤耗可以达到280g/KWh 时水平，但仍然存在大量超临界机组甚至亚临界现役机组严重低于先进水平。清洁煤发电技术进展较慢，大型超(超)临界机组、大型燃气轮机、大型抽水蓄能设备及高压直流输电设备等本地化水平还比较低，自主开发和设计制造能力不强，不能满足电力工业产业升级和技术进步的需要。电网建设跟不上新能源的发展，削峰填谷能力弱，弃水弃风弃光现象严重，储能技术亟待突破，智能电网发展滞后。

2 电力产业链分析

2.1我国电力产业链基本概况

发电我国的电力市场与国外有所差异，产业链基本由国企控制，而且我国能源储备现状

决定了70%左右的发电量靠火力发电，造成高污染高能耗的现状。下图3为我国发电能源结构。

（a ）2015年我国能源发电装机结构 （b ）2015年我国能源发电量结构

图3 2015年我国发电能源结构 我国的能源消费结构决定了相当长时间内我国发电仍以煤炭为主，水电、核电、和新能

源为辅。大力发展清洁能源是为了减少污染以及减轻对化石能源的依赖。从下图我国用电分布可知，大部分发电用于工业，其中钢铁化工等高能耗行业又占据工业用电相当大的一部分，所以我国的电力消费走势很大程度上决定于工业发展情况，尤其是几大高耗能产业。

图4 全部用电部门耗电饼状图 图5 电力下游行业耗电分布

我国的电力体制改革始于上世纪80-90年代，比较重要的两个时间点为2002年和2015年，2002年国务院发布了《电力体制改革方案》，实现厂网分离;2015年国务院再发《关于进一步

深化电力体制改革的若干意见》，促进电力市场化改革，进一步推动发电售电市场化。下图为中国电力市场产业链示意图。

图6 电力产业链示意图

电力涉及到我国的国计民生，所以电力产业基本由国企把控。我国电力上游发电相关企业主要有两大电力建设企业：中国电建和中国能建；上游五大发电集团：中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司；发电四小豪门：华润电力、国华电力、国投电力、中广核。

上游电力设备制造企业主要有特变电工、国电南瑞、思源科技、许继集团、上海电气、哈尔滨电气、东方电气等企业。中游执行输电、配电、售电企业主要是国家电网和南方电网。

下游用电按行业分为六种，分别是工业用电、商业用电、住宅（居民）用电、排灌用电、非工业用电和农业生产用电，不同的用电类别执行不同的电价。

2.2 火电的发展趋缓，重点是节能减排

截至2015年底，全国全口径火电装机累计达到9.9亿千瓦(其中煤电8.8亿千瓦、占火电比重为89.3%)，同比增长7.8%，装机增速远大于电力需求增速。2015年，火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时，同比大幅降低410小时。火电设备利用小时大幅下降，主要受第二产业电力消费持续疲软、火电机组装机过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等因素影响，此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电发电设备的利用小时数,下图为我国近年来火电发展情况。

（a）2000-2016年火电装机情况（b）2007-2015年火电发电量增速

(c)2010-2015年火电平均利用小时数 (d)2010-2015年火电营收增速

图7 我国火电运营情况

从上图可知，目前火电存在的问题：由于国内经济增长乏力，火电消费减速换挡，营收增长缓慢；非化石能源发电快速发展，电力供应过剩明显，火电需求增长空间有限。

2015年，根据煤电价格联动机制的有关规定，国家发改委分别于4月和12月两次下发相关文件，下调燃煤发电上网电价，两次分别下调2分和3分钱，同时下调工商业用电价格。虽然目前煤炭价格处于低位，但我们预计受全球经济低迷导致的大宗商品价格疲软影响，电煤价格仍有一定程度的下降空间，相应未来燃煤上网电价也有进一步下调的可能，这将对火电企业的营业收入和业绩带来一定的负面影响，在一定程度上降低火电企业投资的积极性。另外，根据《大气污染防治行动计划》要求，京津冀、长三角、珠三角等重点地区除热电联产外不得审批新建燃煤发电项目。“9号文”配套文件-《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》，将占我国煤电装机容量8%的自备电厂纳入监管范围，并要求京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂；装机明显冗余、火电利用小时数偏低地区，除以热定电的热电联产项目外，原则上不再新(扩)建自备电厂项目。

在2016年4月，国家发改委和国家能源局联合下发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，以应对目前日益严重的煤电产能过剩局面，以期化解由此带来的能源行业运行风险。对存在电力盈余的省份以及大气污染防治重点区域，原则上不再安排新增煤电规划建设规模。即便是确有电力缺口的省份，也要优先发展非化石能源发电项目，并充分发挥跨省区电力互济、电量短时互补作用，减少对新增煤电规划建设规模的需求。根据火电“十三五”规划，力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。上述规划进一步压缩了火电的增长空间。

环保方面，“十二五”以来，国家将火电脱硫脱硝作为应对大气污染防治的重大举措，出台了一系列政策推动燃煤机组加装脱硫脱硝装置，经过五年的努力，全国火电行业脱硫脱硝工作进展良好。根据中国电力企业联合会的数据，2015年，全国新投运脱硫机组0.53亿千瓦，累计投运8.2亿千瓦，占现役火电机组容量的82.8%;新投运脱硝机组1.6亿千瓦，累计投运脱硝机组8.5亿千瓦，占现役火电机组容量85.9%。从目前进展看，全国火电脱硫脱硝工作已接近尾声。但与此同时，国家已将火电行业环保政策重心开始移向燃煤电厂超低排放。随着《能源发展战略行动计划(2014～2020年)》、《国家应对气候变化规划(2014～2020年)》、《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014～2020年)》，以及根据2015年12月的《全

面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平，我国“十三五”电力行业节能减排发展目标已确定。综上所述，“十三五”期间，国家在火电行业环保关注点将从脱硫脱硝转向超低排放。

发电设备方面，随着机组向大型化、清洁化发展，60万千瓦、100万千瓦超（超）临界机组成为我国主力火电机组，我国火电机组的参数、性能和产量已全方位地占据世界首位。锅炉、汽轮机和发电机这火电‘三大主机’已完全能够自主设计制造，虽然四大管道、高端阀门、炉水循环泵等这些被喻为火电技术国产化‘最后一公里”的辅机设备也有一些技术突破，但市场基本被国外产商垄断，而且大多数关键核心部件和材料仍需要进口。预计到2020年，40%的核心基础零部件、关键基础材料实现自主保障，受制于人的局面逐步缓解，发电与输变电设备等产业急需的核心基础零部件（元器件）和关键基础材料的先进制造工艺得到推广应用。到2025年，70%的核心基础零部件、关键基础材料实现自主保障。燃气发电设备也取得进展，目前我国F级燃气轮机已经取得重大技术突破，拥有完全自主知识产权。综合看来，未来一段时间，随着技术的进步，发电设备国产化占有率将不断提高。

随着国内经济发展速度持续放缓，我国电力生产消费呈现出新的特征，电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换档、结构不断调整，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松，火电行业产能过剩的态势将进一步加剧。预计“十三五”前中期电力供需将延续总体富余、部分地区明显过剩的格局，火电行业发展将面临严峻挑战。从下图8可知，我国的电源和火电的投资都在减少。

图8 近些年我国电源和火电投资情况

在电力供给呈明显过剩态势的情况下，我们认为对该行业投资应持高度谨慎的态度，结合近半年全国各省区火电项目在建拟建情况，我们有以下建议：

第一，严格控制电力供应过剩严重地区的投资规模。“十三五”期间，我国电力消费增速将继续向下换挡，全国电力供需形势将进一步宽松，在这种情况下，总体上我们建议严格控制电力供应过剩严重地区的火电投资规模。2015年，吉林、上海、浙江、福建、湖北、河南、湖南、广东、广西、重庆、四川、云南等省区火电设备平均利用小时低于4000小时，建议严控以上各省项目投资规模。

第二，择优投资火电利用程度较高省市的热电联产项目。2015年，河北、内蒙古、江苏、江西、山东、海南、青海、宁夏、新疆火电设备平均利用小时超过4800小时，设备利

用程度较高，可在这些地区根据并网条件、电煤供应条件、当地消纳能力等因素，择优选择热电联产项目进行投资。

第三，在部分新能源装机大省择优投资燃气调峰机组。“十二五”以来，我国风电、太阳能发电等新能源发电装机增长迅猛，截至2015年末，我国风电和太阳能发电装机容量均位居世界第一。但与此同时，受电网建设滞后、调峰能力不足等因素制约，部分新能源装机大省弃风和弃光形势严峻。目前，内蒙古、甘肃、青海、新疆、吉林等弃风弃光形势严重的省份存在较大的调峰机组需求空间，建议在以上省份择优投资建设燃气调峰机组。

第四，在火电投资项目的技术选择上，建议选择高参数、环保型机组。在我国环境承载能力已近上限、而燃煤发电作为电力供应主体地位短期内又难以改变的背景之下，洁净煤技术大范围普及应用将是火电行业健康发展的关键，未来具有广阔发展空间。我们预计未来主要的技术如循环流化床发电技术、超临界/超超临界发电技术、整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术等，将是未来行业发展的主流技术方向，建议新建火电机组选择采用这些技术的高参数、环保型机组。

第五，建议加大对已投产机组的环保改造投资力度。火电行业的发展通常会产生较多的污染物排放，虽然近几年我国已经出台了一系列强有力的节能减排措施，但目前硫氧化物、氮氧化物的排放量仍然居于世界首位，故自2014年7月开始，存量火电机组开始实行更为严格的2011版大气污染物排放标准。在环保压力加大的背景下，必须加大对已投产机组的环保改造投资力度，为火电机组安装烟气脱硫、脱销、除尘设备，提高机组的环境友好性。

2.4 统筹开发水电，强化抽水蓄能和外送

经过多年发展，我国水电装机容量和年发电量已突破3亿千瓦和1万亿千瓦时，分别占全国的21.1%和17.6%，水电工程技术居世界先进水平，形成了规划、设计、施工、装备制造、运行维护等全产业链整合能力。我国水能资源总量、投产装机容量和年发电量均居世界首位，与80多个国家建立了水电规划、建设和投资的长期合作关系，是推动世界水电发展的主要力量。水电为中国最早发展，亦是最成熟的可再生能源，对国家要完成2020年非化石能源消费比重达到15%的国际减排目标，有着举足轻重的作用。而现在受着水电开发成本增加、弃水严重等问题，投资速度放缓，整体发展进入稳定发展期或成熟期。根据下图，水电装机量和投资总额基本呈下降趋势。

图9 2000-2016年水电装机增速图10 “十二五”我国水电投资情况

生态环保压力不断加大。随着经济社会的发展和人们环保意识的提高，特别是生态文明

建设，对水电开发提出了更高要求；随着水电开发的不断推进和开发规模的扩大，剩余水电开发条件相对较差，敏感因素相对较多，面临的生态环境保护压力加大。

水电开发经济性逐渐下降。我国待开发水电主要集中在西南地区大江大河上游，经济社会发展相对滞后，移民安置难度加大。同时，有关方面希望水电开发能够扶贫帮困，促进地方经济发展，由此将脱贫致富的期望越来越多地寄托在水电开发上，进一步加大了移民安置的难度。此外，大江大河上游河段水电工程地处偏远地区，制约因素多，交通条件差，输电距离远，工程建设和输电成本高，水电开发的经济性变差，市场竞争力显著下降。国家对水电综合利用的要求越来越高，而投资补助和分摊机制尚未建立，加重了水电建设的经济负担和建设成本。

随着电网安全稳定经济运行要求不断提高和新能源在电力市场的份额快速上升，抽水蓄能电站开发建设的必要性和重要性日益凸显。“十三五”将加快抽水蓄能电站建设，以适应新能源大规模开发需要，保障电力系统安全运行。

根据《电力“十三五”规划》的要求，显示各主要指标均被下调，如全国常规水电新增投产约4000万千瓦，新开工6000万千瓦以上，其中小水电规模500万千瓦左右。2020年水电总装机容量达到3.8亿千瓦，其中常规水电3.4亿千瓦，抽水蓄能4000万千瓦，年发电量1.25万亿千瓦时。预计2025年全国水电装机容量达到4.7亿千瓦，其中常规水电3.8亿千瓦，抽水蓄能约9000万千瓦；年发电量1.4万亿千瓦时。综合显示中国水电的高速成长气已过，预期水电装机容量的发展将续年减慢，抽水蓄能电站是重点之一，未来几年水电增长率在5%以内。

图11 “十二五”与“十三五”水电发展规划比较

2.5核电发展迎来良机

全国大约有70%的煤炭资源集中分布在山西、陕西、内蒙古等中西部地区，80%以上的水利资源分布在我国西南地区，而经济发达，人口稠密的沿海地区却缺乏能源，所以核电主要在沿海地区发展起来。截至2015年底，中国大陆运行的核电机组30台，总装机容量2831万千瓦，在建的核电机组24台，总装机容量2672万千瓦。其中，在建核电机组数位居世界第一，在建、在运机组总数位居世界第三。2015年，核电发电量约占全国发电量的3.1%。根据国务院办公厅下发的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，到2020年我国核电

在运机组要达到5800万千瓦，在建3000万千瓦。而按照规划，未来五年内，中国需再开工建设40台核电机组，至少需投入6000亿元。

当然，核电也有缺陷，反应堆的安全问题尚需不断监控及改进，核电建设投资费用仍然比常规能源发电高，回收周期长。但自中国出现严重雾霾天气以来，各种新能源、清洁能源备受青睐，核电作为效率较高的发电形式也再次迎来发展的春天。随着我国核电建设的重启，核电建设迎来高潮。

核电作为清洁能源中国一重已掌握了三代核电技术AP1000“心脏”——反应堆压力容器的核心技术，打破世界51项世界纪录成为世界惟一兼备三代堆核岛铸锻件和成套设备制造能力的企业、完全是我国自主完全具有知识产权的中国品牌的大型先进压水堆核电技术三代半核电。AP1000是中国从美国西屋公司引进的百万千瓦级压水堆三代核电技术，CAP1400则是中国在消化、吸收、全面掌握AP1000非能动技术基础上，再创新而来的具有自主知识产权、功率更大的三代核电技术。目前，CAP1400示范工程设备国产化率超过80%，另外，AP1000依托项目四台机组平均国产化率约为55%。

作为另一分支，华龙一号是中核集团和中广核集团在中国三十余年核电科研、设计、制造、建设和运行经验的基础上，充分借鉴国际三代核电技术先进理念，汲取福岛核事故经验反馈，联合开发的具有自主知识产权、可独立出口的三代百万千瓦级压水堆核电机型。目前，华龙一号示范工程正在福建福清与广西防城港双线推进。

CAP系列脱胎于美系技术，华龙则是基于中国此前已掌握的从法国引进的M310核电技术。可见，三代核电将接替二代加，成为“十三五”核电发展的主流路线，而中国自主设计的核电技术将在其中唱绝对主角。在被称为第四代核电技术的高温气冷堆方面，我国也取得不少进展。2014年8月，高温气冷堆核电站“心脏装备”——主氦风机工程样机完成热态工程验证。12月，高温气冷堆燃料元件通过国外权威检测，各项指标达到国际先进水平。

图12 在运行的核电站图13 在建的核电站

图14 筹建中的核电站

从图可知，由于我国国情的原因，目前已经和在建的核电基本放在沿海缺电地区，由于核电属于耗水工业，规划中的内陆核电也主要放在水源丰富的长江流域，但是日本福岛核电危机延缓了我国内陆核电进程。未来核电作为清洁能源发展潜力巨大，但前提是保证核电的安全运行。专家分析认为，上市是公司融资的重要方式，预计中国核电规模将有迅猛扩张。而随着核电行业的加速，与之相配套的相关产业也将迎来快速发展。

2.6风电稳步发展，优化调整布局

我国风能资源丰富，可开发利用的风能储量约10亿kW，其中，陆地上风能储量约2.53亿kW（陆地上离地10m高度资料计算），海上可开发和利用的风能储量约7.5亿kW，共计10亿kW。从国内自身状况来看，截止2015年底风电总装机量达1.29亿kW，全球第一。全球风电的产业格局正经历一个调整、重构、再建设的关键节点，而中国的风电产业实现了接连突破，成为世界清洁能源的奇迹。但海上风电比重过低，也成为制约我国风电产业可持续发展的障碍之一。2015年受“抢装潮”影响，装机规模30GW以上创历年新高，而风电招标量增速提前显著上升。2016年前三季度招标量达24.1GW，同比增长近7成，预计全年大概率会达到30GW，这显示了开发商对于后续装机的预期。

2015年底发改委发布《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》，对陆上风电前三类资源区2016年和2018年上网标杆电价做出电价分别下调2分钱和 3分钱的调整，四类资源区分别降低1分钱、2分钱。中长期来看，补贴退坡将有助于提升风电行业竞争力，倒逼成本下降，平价上网的目标。根据2014年发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》，目标要求到2020年风电发电与煤电上网电价相当。因此，为达成2020年

实现平价上网的政策目标，未来五年风电上网补贴将逐渐下行。

图15 我国历年累计风电装机容量及十三五规划目标

目前，风电标杆电价处在下行通道，2018年风电电价的下调仍将刺激风电行业有一定的抢装行情，从而带动设备出货量的增加。10月11日国家发改委发布的最新电价调整的《关于调整新能源标杆电价的征求意见函》中也规定，2018年1月1日之前核准，2019年年底之前建成的项目执行旧电价，也会推动未来三年风电装机维持在高位。

根据规划目标，到2020年底风力发电开发利用目标达到250GW，则未来五年风电装机复合增长率将达到10%-20%，平均每年新增装机容量超过20GW。根据《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%。为达此目标，2016年3月3日国家能源局发布《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，明确2020年除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上，并制定各省市能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标。据测算2015年我国绝大部分省市非水可再生能源发电占比仍与2020年目标最低要求仍有差距，尤其在中东部地区缺口尤甚。在可再生能源发电西部地区饱和、向东部和南部地区转移的情况下，风电厂开发成为重要选择。

图16 全国月度风电发电量占比

图17 我国各省份历年弃风率

图18 我国各省市弃风率及下达装机规模

从上图可知，当前风电产业仍面临三大问题：一是风电产业内部结构不合理，过分依赖“三北”大基地，分散式风电和海上风电仍然弱小；二是风电发电量占全部发电量的比例仍然较低，不足5%;三是弃风状况没有得到有效遏制。

弃风主要由于当地电网接纳能力不足、风电场建设工期不匹配和风电不稳定等自身特点导致的部分风电场风机暂停的现象。弃风最大的原因还是电网建设速度跟不上清洁能源发展的速度。2015年，风电弃风限电形势加剧，全年弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率15%，同比增加7个百分点。我国弃风率在20%以上的地区包括吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、宁夏、新疆，在2016年风电开发建设方案中均未安排新增规模，过剩风电机组将属于历史存量资产，当地弃风率将得到有效遏制。而增量装机规模则集中在河南、山东、湖南等非弃风限电地区，在非限电地区风电场投资IRR较高无虞。

《风电发展“十三五”规划》明确加快推动风电产业发展，风电从从补充能源转向替代能源。根据规划，到2020年底，风电累计并网装机容量将达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上；风电年发电量将达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%，风电的角色已经改变。

根据我国风电开发建设的资源特点和并网运行现状，“十三五”时期风电主要布局原则是：弃风率超过20%的省份，暂停安排风电装机；加快开发中东部和南方地区陆上风能资源、有序推进“三北”地区风电就地消纳利用、利用跨省跨区输电通道优化资源配置、积极稳妥推进海上风电建设。

面对新形势和挑战，规划明确了“十三五”时期我国风电发展的重点任务：

有效解决风电消纳问题。通过加强电网建设、提高调峰能力、优化调度运行等措施，充分挖掘系统消纳风电能力，促进区域内部统筹消纳以及跨省跨区消纳；提升中东部和南方地区风电开发利用水平。重视中东部和南方地区风电发展，将中东部和南方地区作为我国“十三五”期间风电持续规模化开发的重要增量市场；推动技术自主创新和产业体系建设，不断提高自主创新能力，加强产业服务体系建设，推动产业技术进步，提升风电发展质量，全面建成具有世界先进水平的风电技术研发和设备制造体系。

2.7太阳能发展迅速，分布式光伏是重点

我国光伏经过前些年的低潮，随着“十二五”时期，国务院发布了《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，光伏产业政策体系逐步完善，光伏技术取得显著进步，市场规模快速扩大。太阳能热发电技术和装备实现突破，首座商业化运营的电站投入运行，产业链初步建立。光伏发电规模快速扩大，市场应用逐步多元化。全国光伏发电累计装机从2010年的86万千瓦增长到2015年的4318万千瓦，2015年新增装机1513万千瓦，累计装机和年度新增装机均居全球首位。光伏发电应用逐渐形成东中西部共同发展、集中式和分布式并举格局。光伏发电与农业、养殖业、生态治理等各种产业融合发展模式不断创新，已进入多元化、规模化发展的新阶段。

光伏制造产业化水平不断提高，国际竞争力继续巩固和增强。“十二五”时期，我国光

伏制造规模复合增长率超过33%，年产值达到3000亿元，创造就业岗位近170万个，光伏产业表现出强大的发展新动能。2015年多晶硅产量16.5万吨，占全球市场份额的48%;光伏组件产量4600万千瓦，占全球市场份额的70%。我国光伏产品的国际市场不断拓展，在传统欧美市场与新兴市场均占主导地位。我国光伏制造的大部分关键设备已实现本土化并逐步推行智能制造，在世界上处于领先水平。

光伏发电技术进步迅速，成本和价格不断下降。我国企业已掌握万吨级改良西门子法多晶硅生产工艺，流化床法多晶硅开始产业化生产。先进企业多晶硅生产平均综合电耗已降至80kWh/kg，生产成本降至10美元/kg以下，全面实现四氯化硅闭环工艺和无污染排放。单晶硅和多晶硅电池转换效率平均分别达到19.5%和18.3%，均处于全球领先水平，并以年均0.4个百分点的速度持续提高，多晶硅材料、光伏电池及组件成本均有显著下降，光伏电站系统成本降至7元/瓦左右，光伏发电成本“十二五”期间总体降幅超过60%。

光伏产业政策体系基本建立，发展环境逐步优化。在《可再生能源法》基础上，国务院于2013年发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，进一步从价格、补贴、税收、并网等多个层面明确了光伏发电的政策框架，地方政府相继制定了支持光伏发电应用的政策措施。光伏产业领域中相关材料、光伏电池组件、光伏发电系统等标准不断完善，产业检测认证体系逐步建立，具备全产业链检测能力。我国已初步形成光伏产业人才培养体系，光伏领域的技术和经营管理能力显著提高。

太阳能热发电实现较大突破，初步具备产业化发展基础。“十二五”时期，我国太阳能热发电技术和装备实现较大突破。我国在太阳能热发电的理论研究、技术开发、设备研制和工程建设运行方面积累了一定的经验，产业链初步形成，具备一定的产业化能力。

当前存在的问题：

1）高成本仍是光伏发电发展的主要障碍。虽然我国光伏产业能够全面国产化，光伏发电价格已大幅下降，但与燃煤发电价格相比仍然偏高，在“十三五”时期对国家补贴依赖程度依然较高，光伏发电的非技术成本有增加趋势，地面光伏电站的土地租金、税费等成本不断上升，屋顶分布式光伏的场地租金也有上涨压力，融资成本降幅有限甚至民营企业融资成本不降反升问题突出。光伏发电技术进步、降低成本和非技术成本降低必须同时发力，才能加速光伏发电成本和电价降低。

2）并网运行和消纳仍存较多制约。电力系统及电力市场机制不适应光伏发电发展，传统能源发电与光伏发电在争夺电力市场方面矛盾突出。太阳能资源和土地资源均具备优势的西部地区弃光限电严重，就地消纳和外送存在市场机制和电网运行管理方面的制约。中东部地区分布式光伏发电尚不能充分利用，现行市场机制下无法体现分布式发电就近利用的经济价值，限制了分布式光伏在城市中低压配电网大规模发展。

3）光伏产业面临国际贸易保护压力。随着全球光伏发电市场规模的迅速扩大，很多国家都将光伏产业作为新的经济增长点。一方面各国在上游原材料生产、装备制造、新型电池研发等方面加大技术研发力度，产业国际竞争更加激烈;另一方面，很多国家和地区在市场

竞争不利的情况下采取贸易保护措施，对我国具有竞争优势的光伏发电产品在全球范围应用构成阻碍，也使全球合作减缓气候变化的努力弱化。

4）太阳能热发电产业化能力较弱。我国太阳能热发电尚未大规模应用，在设计、施工、运维等环节缺乏经验，在核心部件和装置方面自主技术能力不强，产业链有待进一步完善。同时，太阳能热发电成本相比其他可再生能源偏高，面临加快提升技术水平和降低成本的较大压力。太阳能热利用产业升级缓慢。在“十二五”后期，太阳能热利用市场增长放缓，传统的太阳能热水应用发展进入瓶颈期，缺乏新的潜力大的市场领域。太阳能热利用产业在太阳能供暖、工业供热等多元化应用总量较小，相应产品研发、系统设计和集成方面的技术能力较弱，而且在新应用领域的相关标准、检测、认证等产业服务体系尚需完善。

根据《太阳能发展“十三五”规划》，到2020年底，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上，其中，光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上，在“十二五”基础上每年保持稳定的发展规模;太阳能热发电装机达到500万千瓦。太阳能热利用集热面积达到8亿平方米。到2020年，太阳能年利用量达到1.4亿吨标准煤以上。

光伏发电成本持续降低。到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，在用电侧实现平价上网目标;太阳能热发电成本低于0.8元/千瓦时;太阳能供暖、工业供热具有市场竞争力。先进晶体硅光伏电池产业化转换效率达到23%以上，薄膜光伏电池产业化转换效率显著提高，若干新型光伏电池初步产业化。光伏发电系统效率显著提升，实现智能运维。太阳能热发电效率实现较大提高，形成全产业链集成能力。

主要措施：推动光伏发电多元化利用并加速技术进步。围绕优化建设布局、推进产业进步和提高经济性等发展目标，因地制宜促进光伏多元化应用。结合电力体制改革，全面推进中东部地区分布式光伏发电;综合土地和电力市场条件，统筹开发布局与市场消纳，有序规范推进集中式光伏电站建设。通过竞争分配项目实现资源优化配置，实施“领跑者”计划，加速推进光伏发电技术进步和产业升级，加快淘汰落后产能。依托应用市场促进制造产业不断提高技术水平，推进全产业链协调创新发展，不断完善光伏产业管理和服务体系。

综上所述，光伏和光热未来发展前景良好，针对所存在的问题，主要是加强产业技术能力降低发电成本，合理的建立分布式能源当地消纳发电，加快完善电网建设减少弃电现象，提高储能调峰能力。

2.8我国电网的发展现状

2.8.1传统电网的发展

我国能源与负荷呈逆向分布，煤炭、水力和风能太阳能等资源主要分布在西部和北部地区，而用电负荷集中在中部地区和东部沿海地区，中间相隔上千公里，从客观上决定了需要采取远距离、交直流混合、超/特高压的输电方式实现能源资源的优化配置。从2004年底开始前期工作以来，我国仅用四年时间，建成了目前世界上运行电压最高、技术水平最先进、我国拥有自主知识产权的交流输电工程，标志着我国在远距离、大容量、低损耗的特高压输电核心技术和设备国产化上取得重大突破，是我国能源基础研究和建设领域取得的世界级重

大创新成果，是世界电力发展史上的重要里程碑。截至2015年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度60.91万千米，比上年增长5.46%；220千伏及以上变电设备容量33.66亿千伏安，比上年增长8.86%。近年来，伴随着中国电力发展步伐不断加快，我国电网也得到迅速发展，电网系统运行电压等级不断提高，网络规模也不断扩大，全国已经形成了东北电网、华北电网、华中电网、华东电网、西北电网和南方电网6个跨省的大型区域电网，并基本形成了完整的长距离输电电网网架。目前中国基本上进入大电网、大电厂、大机组、高电压输电、高度自动控制的新时代。下图19为我国电网骨干网络分布。

图19 我国电网骨干网络分布

建国后我国农村电网从无到有，从小到大，快速发展。特别是自 1998 年开展的农村电网建设与改造以来，国家电网供电区域已实现了县县通电；乡、村、户通电率也分别达到99.9%、99.8%和 99.4%，农村电力建设实现历史性跨越。2015年12月，随着青海省最后3.98万无电人口通电，国家能源局制定的《全面解决无电人口用电问题三年行动计划（2013-2015年）》得到落实，我国全面解决了无电人口用电问题。

然而，传统电网建设虽然缓解了用电紧张局面，但是在电力供应相对紧缺时期，存在着“重发、轻供”的状况，致使电网建设相对滞后，导致电网基础性功能不能很好发挥，也难以满足经济快速发展对电力的需求。

图20 电源投资与电力投资的比较

从图20可知，我国电力的发展从大力发展电源转变成电源电网协调发展，尤其注重输变电质量的改善。鉴于用电已经比较宽松，电网将是未来电力投资的大头。

电网包含变电、输电、配电三个单元，它的任务是输送与分配电能，改变电压。在以往的电网建设中仅考虑有线路送电即可，却很少顾及电网运行的安全性和可靠性。同时也存在供电网络结构不尽合理，配网布局及质量欠妥，“卡脖子”线路和迂回供电等情况也有出现，影响电网安全运行和供电的可靠性。

电网建设滞后还表现在，电网设备陈旧落后，科技含量不高，使电力落地难，受电能力不强，线路承载能力差，送电容量不足，缺少双电源供电，转供电能差，从而造成供电质量劣化，运行电压不合格，网损增大。电网功能不强还表现在线路保护技术落后，抵御灾害袭击能力不足，还缺少预防恶劣气候及外力损害的有效措施。

随着多年城乡电网的改造与建设，但由于历史欠账，电网供电功能仍难满足用电负荷快速增长的需求。在电力需求保持稳步增长的新形势下，电网建设的滞后问题仍没有得到有效缓解。电网运行稳定性和供电灵活性仍不强，电网运行管理的自动化水平也不高，电网与电源、输电与配电的不协调状况仍没有得到改变。配电网运行红的超载情况仍存在，再加之对线路巡视力度欠佳，又缺少对线路安全运行的监视手段，致使供电中断现象时发生，从而影响电网供电可靠性，难以履行电网的社会责任。

图21 2012年几大城市用户平均停电时间图22 2012年各国用户平均停电时间

如何提高电力供应的可靠性、可控性和电网的安全性，成为亟待研究和解决的课题。鉴于传统电网功能的局限性，难以满足经济快速发展和发电资源与用电负荷逆向分布的供电需求，更无法促进新能源发电并网消纳。为此，必须转变电网发展方式，加快推进以特高为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网的建设，这是电网发展方式的重大变革与创新。从本质上看，它是低碳经济的重要形式之一，也是践行低碳电力的具体实践。

2.8.2智能电网的发展

智能电网具有“自愈、互动、兼容、高效”等功能，可对电网运行状态进行连续的在线自我评估，能及时发现，快速诊断，消除故障隐患。当电网发生故障时，能在尽量少的人工干预下快速隔离故障，自我恢复，确保电网安全可靠运行，高效快捷地为客户提供优质电力服务。智能电网是一个复杂的系统工程，具有电力和信息双向流动性的特点，是一个高度自动化和广泛分布的电能交换网络。智能电网是以特高压为骨干网架，以信息通信平台为支撑，以智能控制为手段，构建以信息化、自动化、互动化为特征的现代供电网络。智能电网能满足多种类型发电和不同特征电力用户灵活接入，使之能在更高层面上实现电力资源的优化配

置。从而进一步完善电网功能，使之在电网结构、功能、运行、管理等方面实现新的突破。

由于国情、发展阶段及资源分布的不同, 我国的智能电网与美国的智能电网在内涵、发展方向等方面有显著的区别。美国智能电网的建设侧重于配电侧和用户侧, 重点研发可再生能源和分布式电源并网技术, 电动汽车与电网协调运行技术以及电网与用户的双向互动技术。我国智能电网是在建设坚强电网的基础上, 以建设距离长、容量大等输电特征的特高压电网为核心, 包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度共6个环节, 具有信息化、数字化、自动化、互动化的智能技术特征。并重点关注智能输电领域, 结合特高压建设与运营, 提升驾驭大电网安全运行的能力, 同时统筹配电网智能化建设工作, 逐步建设独具特色的智能电网[6-7]。总之, 我国的智能电网是一个涉及多学科、多技术领域的战略性概念, 发展智能电网必须以通信技术为基础、量测技术为手段、设备技术为支撑、控制技术为方法、支持技术为导向, 循序渐进的开展。

十三五期间，智能电网、能源互联网将迎来新的发展机遇，根据《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》，我国将大力推进能源革命，加强储能和智能电网建设，推行节能低碳电力调度，形成有效竞争的市场机制。根据国家能源局 2015 年发布《配电网建设改造行动计划(2015-2020)》中提出，“十三五”期间将累计投入不少于 1.7 万亿元用于配电网建设，全面提高电网安全运行水平。在智能调度、大电网安全稳定、配电网建设、电力交易以及需求侧管理等业务将出现新的需求。国家电网公司将加快建设以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网，推动构建集能源传输、资源配置、市场交易、信息交互、智能服务于一体的全球能源互联网的发展方向。

作为先进信息技术和高级物理电网充分结合的智能电网，可破解一系列新能源电力接入与运行的难题，为开发风电、光伏发电接入电网消纳提供良好基础，也是解决集中发电与分布式发电并入电网理想条件。从而可极大地提高电网优化配置电力资源能力，最大限度地发挥电网的功能，以达到电力的科学合理配置与经济调度，提高新能源的综合利用效率，促进新能源产业的更快更好发展。

同时智能电网还能让电力消费者积极参与电网优化运行，促进用户更好地提高电能利用率，以减少电量消耗和对电力的需求。在提高电力资源利用率的同时，可减少火电的上网电量，客观上降低污染物的排放，促进节能减排，保护生态环境，实现电网安全与低碳电力的和谐发展。下图为智能电网与传统电网的对比。

图23 智能电网与传统电网结构对比

图24 智能电网与传统电网技术对比

智能电网相对传统电网的主要优势在于实现了电网与用户之间的双向互动, 实现了电网故障的自愈功能, 进一步提高了电网供电的可靠性和高效性。智能电网对调整能源结构、实施节能减排、加强资源优化配置有着至关重要的作用，符合国内建设资源节约型、环境友好型社会的基本要求，也是未来电网的发展趋势。我国智能电网的研究起步较晚，目前主要研究以下三大技术。

1）智能输配电技术

采用柔性直流输电技术来进行风电、太阳能等功率输出波动较大的可再生能源接入，可以缓解由可再生能源输出功率波动引起的电压波动，改善电能质量。当交流系统发生短路故障时，柔性直流输电系统能够有效地隔离故障，保证风电场的稳定运行。采用柔性直流输电技术向海岛、海上钻井平台等孤岛负荷供电时，可以充分发挥柔性直流系统自换相的技术优势。同时，直流线路在投资、运行费用、长距离传输不需要添加补偿设备等方面相对于交流线路具有优势。采用柔性直流输电技术向城市中心供电，不仅可以快速控制有功功率和无功功率，解决电压闪等电能质量问题；还能够提供系统阻尼，提高系统稳定性，并在严重故障时提供“黑启动功能”。由于地域和经济发展的影响，欧洲发达国家普遍面临着供电走廊紧张、能源结构调整等重大问题，建设大规模直流电网有利于其能源的优化配置，同时能够解决由于大范围风电接入引起的系统安全隐患，柔性直流技术作为其风电接入和直流电网建设的优先选择，发展极为迅速。而在中国、美国、印度、巴西等地域辽阔的国家，特高压交直流输电技术仍将是解决远距离大容量电能输送问题的有效手段，但对于区域性新能源并网和消纳问题，柔性直流和直流电网技术将是有效的补充。未来10年将是直流电网技术和建设快速发展的阶段，随着容量的不断提升，某些领域逐步取代传统直流和交流输电是大势所趋。

智能变电站能够向终端用户发送技术和经济方面的数据信息并且能够接收由“智能用电