内容提要：“十四五”时期是电力工业全面落实高质量发展要求，深入推进电力供给侧改革的关键时期。回顾“十三五”时期电力工业发展历程，清洁低碳、安全高效的现代电力工业体系正在形成，“十三五”时期规划目标基本实现，并呈现以下特点：清洁低碳、安全高效的电力供应能力大大增强；电力工业空间布局有所优化；电力系统效率与调节能力不断改善与提高；电价形成机制不断完善，初步建立了输配电价监管制度；电力技术创新能力与国际合作水平不断提升。“十四五”时期电力工业需着力解决煤电定位与电力电源结构优化的关系问题、电力工业平衡发展与电力工业布局问题、深化电力市场化改革和电力价格改革问题。面向“十四五”，要发挥好煤电在电力工业转型发展的积极作用，优化电力工业空间布局，进一步降低电力成本，将科技创新作为推动电力工业高质量发展的新动能，稳步推进电力体制市场化改革和电力价格改革。
关键词：电力工业；高质量发展；转型升级；电价改革
基金项目：本文受中国社会科学院登峰战略优势学科（产业经济学）资助。
2020年是“十三五”规划的收官之年，也是科学谋划未来五年电力工业发展的关键之年。面向“十四五”，电力工业发展面临诸多新形势和新变化，存在着诸多不确定性，既有新冠疫情全球性爆发带来的经济发展不确性，也有中国电力工业转型升级带来的困难与挑战。在总结“十三五”电力工业发展成就与经验的基础上，把握未来五年电力工业发展，对推动能源转型升级，实现电力工业高质量发展，保障经济社会持续稳定发展具有重要意义。
一、“十三五”时期电力工业发展成就
“十三五”时期是电力工业加快转型发展的重要时期，也是深化电力市场改革的攻坚期。“十三五”时期电力工业发展总体目标是加快调整优化、转型升级，构建清洁低碳、安全高效的现代电力工业体系；着力调整电力结构、优化电源布局、升级配电网、增强系统调节能力、提高电力系统效率和推进体制改革与机制创新；加强统筹协调，加强科技创新，加强国际合作①。经过“十三五”时期的发展，中国电力工业实现了电力供应宽松常态化、发电结构清洁低碳化、电力系统智能化数字化、体制机制市场化、经营国际化的态势。
①来源于国家发改委、国家能源局，《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》，2016.11。
（一）“十三五”时期中国电力工业发展主要目标的实现情况
“十三五”电力规划的具体目标体现为电气化水平、安全供电能力、电力结构优化、电力系统效率和电能替代等方面。对标电力规划目标，各项指标基本实现，见表1。
表1“十三五”时期电力工业发展主要目标与实现情况
注：*为2020年估计数据；资料来源：作者根据国家发改委《电力十三五规划》及Wind数据库整理
第一，经过努力，约束性指标非化石能源消费比重、新建煤电机组平均供电煤耗、现役煤电机组平均供电煤耗分别为15.3%、300克标煤/千瓦时和308克标煤/千瓦时，实现了电力工业发展目标。但我们也要看到，化石能源装机、核电、抽水蓄能的目标实现起来很困难。
第二，城乡居民生活电气化水平显著提高。通过“十三五”时期电力工业的发展，中国电气化进程进入中期发展阶段，缩小了与美国、德国、日本等发达国家电气化进程的差距。电气化水平是衡量电力现代化的主要依据，可以通过全社会用电量、电能源占终端能源消费比重、人均装机、人均用电量和人均生活用电量等指标进行衡量。（1）全社会用电量大幅增加。“十三五”时期，中国全社会用电量大幅增加，年均增速约5%。全社会用电量从2015年的5.69万亿千瓦时，增加到2020年的7.29万亿千瓦时，实现了“十三五”电力规划目标的6.8-7.2万亿千瓦时。（2）电能占终端能源消费比重持续增加。电能占终端能源消费比重(%)由“十二五”末的25.8%，提升到2020年的27%，实现了规划目标。（3）人均装机与人均用电量接近中等发达国家水平。人均装机从2015年的1.11，增加到2020年1.5千瓦；人均用电量从2015年4142千瓦时/人，增加到2020的约5300千瓦时/人，接近中等发达国家水平。
第三，“十三五”时期，城乡居民生活用电持续增长，从“十二五”末的7,276亿千瓦时，增加到2020年的10,941亿千瓦时。居民人年均生活用电量从2015年529千瓦时/人，增加到2020年的778千瓦时/人。
图1 “十三五”时期居民生活用电
数据来源：作者根据国家数据计算整理
（二）清洁低碳、安全高效的电力供应能力增强
1.电力供应能力大大提升。“十三五”时期，新增电力装机5.9亿千瓦，与“十二五”时期新增装机5.5亿千瓦大体相当，对中国目前电力装机规模的贡献约为30%。到“十三五”末的2020年，电力装机规模约21亿千瓦，年均增长5%左右，是“十二五”末的2015年电力装机的1.4倍；发电量约7.5万亿千瓦时，是2015年发电量的1.2倍。
2.电力供应结构不断优化。“十三五”时期，中国电力供应结构不断清洁化。通过积极发展水电，有序开发风电光电，推进沿海核电建设，实现发电结构不断清洁化的目标。
表2“十三五”时期电力供应规模与结构
注：*为2020年指标减2015年指标，是“十三五”末与“十二五”末的数量对比，其单位为表头指标的单位。**为2020年指标与2015年指标的比值，其单位为倍，衡量“十三五”末是“十二五”末的多少倍。数据来源：国家数据，https://data.stats.gov.cn/
——发电装机结构大大优化。到2019年，实现非化石能源发电装机8.2亿千瓦、占比40.8%，提前完成了7.7亿千瓦、占比39%的规划目标。预计到2020年底，非化石能源发电装机将达到8.8亿千瓦、占比41.6%。“十三五”时期，新增非化石能源发电装机3.6亿千瓦，较“十二五”末非化石能源装机（5.8亿千瓦）增加了70%。2020年非化石能源占比（41.6%）较2015年（34.1%）提升了约8个百分点。到2020年，煤电装机约10.5亿千瓦①，实现了到“十三五”末煤电装机不超过11亿千瓦的规划目标。
①截至2019年底，中国在运煤电装机容量为10.05亿千瓦（1,004,948兆瓦）。“十三五”前四年煤电平均年增长3%。
——发电量结构有所优化。到2020年，实现非化石能源发电量2.3万亿千瓦时、占比约31%，较2015年非化石能源发电量1.5万亿千瓦时、占比26%大大提高。火电发电量占比69.3%，较2015年下降了4个百分点。
3.清洁低碳、安全高效的现代电力工业体系正在形成。“十三五”时期，清洁低碳、安全高效的现代电力工业体系在电源侧建设方面，得益于以下几个方面的努力：第一，对煤电规划建设的严格控制，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上；第二，对落后煤电产能的淘汰，“十三五”淘汰煤电落后产能2000万千瓦以上。第三，大力发展非化石能源。到2020年，全国风电装机达到2.1亿千瓦以上，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上，核电投产约3000万千瓦、开工建设3000万千瓦以上。第四，通过外送通道，跨省区可再生能源消纳4000万千瓦。第五，通过储能（电化学储能和抽水蓄能）设施建设，提高可再生能源的消纳能力。
（三）电力工业空间布局有所优化
1.电源空间布局优化。电源的布局以优化资源配置为目标，通过输电与输煤、集中式与分布式的成本效益比较，充分发挥西部地区可再生能源的资源富集优势与现有输电线路作用，在全国范围内进行电源布局优化。电力资源跨省（区）配置主要以“西电东送”为主，“西电东送”输电通道新增规模1.3亿千瓦，“西电东送”的送电能力约2.7亿千瓦。2019年，全国跨地区送电量超过5300亿千瓦时。其中，南方电网“西电东送”电量超过2250亿千瓦时。预计2020年跨地区送电量超过5500亿千瓦时。
图2 四大地区发电量占比及火电发电量占比
2.煤电布局得以优化。长期以来，中国煤电布局以就地平衡为主，75%的燃煤电厂分布在东中部地区，造成中东部地区污染严重，输煤压力加重。“十三五”时期，优化煤电布局，在煤炭资源富集的中西部地区建设大型火电项目。到2019年，西部地区火电发电量占比27.6%，较2015年上升了2.2个百分点；东部地区火电发电量占比44.0%，较2015年下降了2.4个百分点。
3.电网主网架不断优化，配电网升级改造有序推进。“十三五”时期，不断优化电网主网架，完善区域电网主网架，加强省间联络线建设。已基本形成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的电网，跨区跨省输电能力突破200吉瓦，形成全国联网格局。“十三五”时期，新增220千伏及以上输电线路18.7万公里，其中交流线路16.8万公里；新增200千伏及以上变电设备容量11.2亿千伏安。到2020年，220千伏及以上输电线路回路长度约78.5万公里，变电设备容量45.0亿千伏安。
表3 “十三五”时期新增220千伏及以上送电线路长度及变电设备容量
注：*为2020年估计数据；数据来源：作者根据中电联相关数据计算
（四）电力系统效率有所改善
1.煤电效率进一步提高，清洁化水平大幅提高。新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标煤/千瓦时，煤电机组超低排放改造率已超过70%，煤电机组供电煤耗约308克标煤/千瓦时。现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克标煤/千瓦时。
2.发电设备可靠性大幅提高。中电联可靠性管理中心数据表明，2019年纳入可靠性管理的各类发电机组等效可用系数均达到90%以上，其中燃煤机组92.79%，同比增加0.53个百分点；燃气—蒸汽联合循环机组92.37%，同比降低0.1个百分点；水电机组为92.58%，同比增加0.28个百分点；核电机组91.01%，同比下降0.83个百分点①。
①国家能源局和中国电力企业联合会：2019年发电设备可靠性指标，新华网，http://www.xinhuanet.com，2020.6.3。
3.供电可靠性保持较高水平。用户平均停电时间和停电频率不断下降，中电联可靠性管理中心数据表明，2019年全国用户平均停电时间13.72小时/户，同比减少2.03小时/户。其中，城市地区4.50小时/户（2018年4.77小时/户），农村地区17.03小时/户（2018年19.73小时/户）。全国用户平均停电频率2.99次/户，同比减少0.29次/户。其中，城市地区1.08次/户（2018年1.11次/户），农村地区3.67次/户（2018年4.07次/户）。
线损率不断下降、电网运行效率不断提高。电网综合线损率在6.5%以内。新增500千伏及以上交流线路9.2万公里，变电容量9.2亿千伏安。
（五）电力工业市场化改革和电力价格改革取得了重要进展
1.电力市场建设成效初显。第一，售电侧市场化平稳推进，初步形成了多买多卖的市场竞争格局。第二，以中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场体系初具雏形，省间交易致力于落实国家战略、促进清洁能源在更大范围优化配置和消纳，省内交易致力于省内资源优化配置、确保电力平衡和电网安全稳定运行。第三，现货市场建设正在推进，并取得一定成效。8个现货试点地区实施路径、规则彼此不同，市场建设各具特色，在电量市场、辅助服务市场等方面进行了有益的探索，并取得阶段性成果。
2.电价形成机制不断完善，初步建立了输配电价监管制度。第一，不断放松电价管制，上网电价和销售电价逐步由政府定价转变为由市场竞争形成；输配电价由政府定价。2018年，销售电价由上网电价（49%）、输配电价（30%）、增值税（14%）、政府基金及附加（4%）和线损（3%）构成。第二，输配电价格传导机制更明确，区域电网容量电费纳入省级电网输配电价回收，电量电价按输电量计收。第三，输配电价改革稳步推进。初步建立了输配电价监管制度，首个监管周期输配电价顺利实施，第二轮输配电价核定已启动。第四，输配电价整体下降。区域电网输电价大多有所降低，最大降幅达到0.0335元/千瓦时（除四川省容量成本增加至0.0004元/千瓦时、华中区域电量电价无变化以外）；省级电网输配电价，17个省份的输配价格明显降低，最大降幅达到0.159元/千瓦时，其他省份输配电价有升有降。
3.增量配网改革正在推进。2016年以来，国家发改委、国家能源局先后分四批在全国范围内开展了404个增量配电业务改革试点，鼓励社会资本投资配电业务，第五批试点项目正在评估中。探索了增量配网电价机制。现阶段增量配电网配电定价机制为“用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价”。
（六）电力技术创新能力与国际合作水平提高
1.电力技术创新能力大大提升。第一，电力装备技术水平取得了飞跃式的发展，超超临界常规煤粉发电技术达到世界先进水平，空冷技术、循环流化床锅炉技术达到世界领先水平，水电机组的设计与制造能力达到世界先进水平，全面掌握三代核电技术，攻克具有四代特征的高温气冷堆技术。第二，电网技术取得了巨大进步。中国主导制定的特高压、新能源并网等国际标准成为全球相关工程建设的重要规范。特高压输电技术和超临界技术进入世界先进行列，拥有世界电压等级最高的正负1100千伏直流输电和1000千伏交流特高压输电；输变电设备制造能力处于世界先进水平。特高压输电技术的发展改变了中国输变电行业长期跟随西方发达国家发展的被动局面，确立了国际领先地位。
2.国际合作不断深化。第一，中国电力时外投资呈现出爆发式的增长态势。电网、发电、电建、电力装备等电力企业依托丰富的水电工程、火电工程、风电场、光伏电站、电网工程的建设经验，不断探索对外合作的方式，通过并购运营、电力工程总包、电力设备输出、电力国际贸易、电力标准制定与电力规划编写等多种方式，使电力对外合作规模不断增大、合作区域更加广泛、合作领域日趋多元。
第二，电力国际贸易规模不断扩大。“十三五”时期，电力出口的规模略有扩大，但总体平稳。到2019年，电量出口217亿千瓦时，出口金额15.87亿美元，主要向中国香港（124亿千瓦时）、越南(23亿千瓦时)、蒙古国(13亿千瓦时)、缅甸(6亿千瓦时)出口；进口电量52亿千瓦时、电力进口金额为1.7亿美元，主要从俄罗斯（35亿千瓦时）、缅甸（15亿千瓦时）、香港（3亿千瓦时）进口。
表4 “十三五”时期电力进出口情况
二、“十四五”时期中国电力工业发展需要着力解决的主要问题
面向“十四五”的电力工业发展，需要着力解决以下重大问题：煤电定位与电力电源结构优化的关系问题、电力工业平衡发展与电力工业布局问题、深化电力市场化改革问题。
（一）煤电定位问题
“十四五”时期，应明确煤电定位问题，处理好煤电发展与电力结构优化关系。
1.明确煤电定位为基础性电源，处理好其他电源发展的关系问题。“十四五”时期，煤电将由主体性电源转变为基础性电源。考虑到未来用电仍将保持刚性增长，为保障电力供应，作为托底电源的煤电仍需保持适当增量和储备。
降煤电、增可再生能源发电是电力结构优化的主要内容。相比其他发电方式，煤电相对成本较低。考虑到电力工业的发展成本和电力结构优化，需要着重研究不同种类电源发展的比例关系，处理好煤电与清洁能源发电的关系。
2.明确煤电的调峰作用，持续推进煤电的灵活性改造。灵活性不足制约着我国电力工业低碳转型，进而会影响到实现2030年碳达峰和2060年碳中和的国家承诺。中国电源结构中灵活性调节电源比重低，不足6%，“三北”地区不足4%，远低于欧美国家。美国、西班牙和德国的灵活性调节电源比重分别为49%、34%和18%。
“十三五”时期，煤电灵活性改造规划目标2.2亿千瓦时①并没能完成。国家电网《服务新能源发展报告2020》显示：截至2019年底，中国累计推动完成煤电灵活性改造约5775万千瓦。该数字仅为2.2亿千瓦改造目标的25%左右。究其原因，一是由于煤电机组灵活性改造技术尚需要在智能控制、自适应控制等方面有突破性进展；二是煤电机组灵活性改造的补偿机制尚不能完全补偿因技改投入的成本，导致煤改造的积极性不高；三是电力辅助服务价格的市场机制尚未形成，不能有效激励煤电灵活性改造。
①按照《电力发展“十三五”规划》，三北地区（东北、华北、西北）热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦；其它地方纯凝机组改造约450万千瓦。
（二）电力工业发展不平衡与电力工业布局问题
1.地区电力平衡与电力工业布局问题。“十四五”时期电力工业发展还将面临电力工业布局与地区电力平衡矛盾问题。一方面，中东部地区电力平衡①问题还比较突出；另一方面，考虑到资源分布、环境容量和电力需求增长等因素，“十三五”时期中国电力工业布局调整的原则是新增发电装机向中西部地区倾斜。
①所谓电力平衡，是指电力系统的供需平衡。
“十三五”期间，华北、华东、华中都出现了供电紧张局面。究其原因为，本地区电力需求增长快、本地煤电项目建设控制、跨区特高压通道送端配套电源建设滞后以及跨区域电力交易市场机制不畅。
“十三五”时期，新增发电装机主要布局在东部地区。“十三五”时期，全国电源建设新增产能5.7亿千瓦。其中，东部地区、中部地区、西部地区和东北地区分别为2.4亿千瓦（41.1%）、1.4亿千瓦（24.1%）、1.7亿千瓦（30.2%）和2594万千瓦（4.5%）。从表5中不难发现，2020年，东部地区电源建设新增生产能力约为42.4%，较“十二五”末的2015年增加了13.1个百分点；西部地区电源建设新增生产能力约为28.3%，较“十二五”末的2015年减少了17.0个百分点。与2015年相比，新增装机2020年有较大规模缩减，全国减少了3935万千瓦，其中西部地区减少了3325万千瓦、中部地区减少了977万千瓦，而东部地区增加了31万千瓦。
表5 “十三五”时期全国分地区电源建设新增生产能力
注：*为2020年估计数据；数据来源：作者根据中电联统计数据计算
2.电力系统效率地区差异还比较大。“十四五”时期，要努力改善电力系统效率地区差异的问题。与“十二五”末相比，尽管各地区电力系统效率有了较大的提升，发电煤耗和供电煤耗都有较大的下降，但是电力系统效率的地区差异还是较为明显的，西部地区电力系统的效率明显低于东部地区。观察表6可以发现，西部地区和东北地区的发电煤耗和供电煤耗显著高于东部地区。以平均供电煤耗为例，2020年，西部地区和东北地区分别为326克标煤/千瓦时、310克标煤/千瓦时，高于“十三五”对现役煤电机组平均供电煤耗308克标煤/千瓦时的约束性目标；东部地区为290克标煤/千瓦时，大大优于308克标煤/千瓦时；中部地区为306克标煤/千瓦时。
表6 “十三五”时期分地区发电煤耗与供电煤耗
注：*为2020年7月累计数据；数据来源：作者根据中电联相关数据计算整理
（三）深化电力市场化改革问题
1.计划与市场双轨运行问题。计划与市场双轨运行，影响电力市场化改革的总体推进。计划与市场双轨制主要体现在以下几个方面：第一，市场化电价的煤电与计划体系下固定上网电价的部分核电、水电、新能源发电双轨制，部分核电、水电、新能源发电还不能参与市场竞争。当前，新能源参与电力市场问题突出。一些省份对于新能源参与电力现货市场进行了积极的探索，如甘肃新能源发电采用“报量报价”模式，山西新能源发电采用“报量不报价”模式；浙江、山东、四川、福建新能源发电则采用“全额保障性收购”模式，新能源发电不参与电力现货市场交易。如何设计新能源参与电力市场的机制，既能实现新能源发电保障性收购有序开展有，又能让多发新能源发电参与市场交易，对于中国电力结构优化意义重大。第二，市场化的省内电价与部分计划的固定上网电价的跨省区送受电双轨制。目前，跨省区送受电暂时未放开，省间主要是富余可再生能源可以参与市场竞争。放开省间电力市场是更大范围内优化电力资源的重要举措，但省间与省内市场的衔接目前还缺乏一套完善的机制。第三，一部分市场化的经营性用户（大用户）与另一部分计划体制的经营性用户（中小用户）的双轨制，存在发电侧与用电侧放开规模不一致的矛盾。在经营性用户发用电计划全面放开后，对于中小经营性电力用户放开后如何参与市场不明确。第四，市场的经营性用电户与计划的居民用电户双轨制。
2.现货市场设计与市场不公平竞争风险防范问题。现货市场规则过于复杂且各省差异较大，市场运行相关机制不完善，出现现货价格低于中长期合同价格，价格发现功能难以发挥，将影响用户签订中长期合同的积极性。还有辅助服务市场与电能量市场间不衔接、搁浅成本没有回收的体制机制等问题。
中国发电侧市场竞争结构存在一些问题，需要设计市场不公平竞争防范机制。发电侧市场不公平竞争的现象时有发生，如部分地区部分发电企业市场份额过高可能形成地区垄断优势，不仅影响市场公平竞争，还将推高电力价格，增加用户的用电成本。
3.深化输配电价改革问题。尽管输配电价改革取得实质性进展，但还存在以下问题：第一，政府电价监管与国务院国资委绩效考核目标不统一、不协调。国务院国资委对电网企业的盈利能力、资产质量、债务风险和经营增长的明确考核，这些考核目标与输配电价核定监管并不完全一致。例如，国务院国资委考核的利润率、资产收益率等指标，在某种程度上与输配电价规制的准许回报率并不一致。第二，各地区输配电价的基金附加水平与监管方式存在较大差异，从而难以形成反映不同地区电力成本和供求关系的价格信号，从而阻碍了电力市场跨区、跨省交易，不利于跨区域电力资源的优化配置。第三，首轮输配电价核定尚存不足。
4.深化增量配电网改革问题。增量配电网改革是新电改的最大亮点之一，是打破原电网企业垄断的重要突破点。“十三五”期间，增量配电网改革推进缓慢，来自垄断企业的阻力比较大。据2018年国家发改委、能源局的电改督查调研表明：增量配电“试点整体缓慢，一些地方政府和电网企业在改革关键问题、关键环节上认识不到位，与中央改革精神存在偏差，配电业务向社会资本放开的要求未得到有效落实；一些试点项目在供电区域划分、接入系统等环节受到电网企业阻挠，迟迟难以落地”。增量配电网改革缓慢的原因，主要是配电价格机制对配电企业缺乏激励机制、投资回收困难、增量配电网与省级电网之间的结算不畅等影响了社会资本的投资，削弱了配电业务对社会资本的吸引力。
（四）煤电项目建设与煤电企业经营问题
1.煤电项目建设依然存在一些问题。电力工业建设需要统筹考虑未来市场消纳、送出通道、企业盈利。然而，受地方经济发展驱动，存在搭新基建的“顺风车”建设电力项目，如为缓解新冠疫情影响，一些地方为拉动经济重建煤电项目（重启规划多年但未开工建设项目）等现象。
2.煤电企业经营问题较为突出。“十四五”期间，煤电企业将面临新冠疫情带来的经济增长放缓、能源转型、煤电产能过剩的压力，企业经营环境将更加严峻。“十三五”时期，煤电企业经营困难问题就比较突出。受煤价快速上涨、煤电产能过剩、市场竞价加剧等因素叠加影响，煤电企业亏损面超过50%。2018年，五大发电集团的煤电企业亏损面达54.2%，亏损金额约380亿元。
表7 2018年主要电力公司煤电企业亏损情况
数据来源：Wind数据库
三、“十四五”时期电力工业高发展的方向与路径
“十四五”时期电力工业要加快转型、实现高质量发展，既要面对错综复杂国际形势和新冠肺炎疫情严重冲击的新形势，也要面临资源条件约束、环境约束、技术水平约束等。
（一）“十四五”时期电力工业展望
展望“十四五”，中国电力工业将秉承“创新、协调、绿色、开放、共享”新发展理念，构建新发展格局，调整优化、转型升级，逐步建成清洁低碳、安全高效的现代电力体系。
1.电力需求稳定增长。“十四五”时期，中国电力消费年均增速4.2%左右，略低于“十三五”年均增速。电力需求稳定增长，到“十四五”末，全社会用电量约9.5万亿千瓦时，较2020年电力需求将增加1.5万亿千瓦时。
2.电力装机规模将有较大增加。“十四五”时期，新增电力装机容量为7.5-8亿千瓦，年均新增电力装机容量约1.5亿千瓦。到2025年，电力装机将达到28亿千瓦。其中，煤电规模仍持继续增长的态势，2025年装机达到13.5亿千瓦，占比为48%；水电装机4亿千瓦，新增装机主要集中在南方和西南地区；核电装机7300万千瓦，约占3%；风电未来继续持增长态势，2025年装机达5.1亿千瓦，占比为18%；抽水蓄能①、储能、气电都有一定规模的增长。抽蓄、储能、气电到2025年装机达到3.7亿千瓦，占比为12%。
①“十三五”期间新开工抽水蓄能总装机容量为6000万千瓦，到2025年将会达到9000万千瓦左右。
3.电力结构进一步优化。“十四五”时期，煤电装机占比将继续下降，但煤电对中国能源安全依然至关重要。中国煤电装机在电源中的占比有望控制在50%以内，新能源装机达到8亿千瓦左右，占比29%，发电量达到1.5万亿千瓦时左右，占比16%。
（二）“十四五”时期电力工业高质量发展的方向
“十四五”时期，电力工业将坚持以推动电力高质量发展为主题，以深化电力供给侧结构性改革为主线，以电力改革创新为根本动力，以满足人民日益增长的美好生活需要为根本目的。电力工业发展将围绕构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局，将新发展理念贯穿电力工业各个领域。电力工业高质量发展的方向：一是提升电力安全保障能力与电力系统整体效率；二是加快电能替代步伐，电能占终端能源消费比重将达到30%；三是推进电力绿色转型升级及煤电清洁高效发展；四是大力推动电力供给侧结构性改革；五是促进技术创新与国际电力合作。
（三）“十四五”时期电力工业高质量发展的实现路径
1.发挥好煤电在电力工业转型发展的积极作用。“十四五”时期，煤电将继续发挥电力安全保障“压舱石”的作用，需要考虑尖峰负荷抑制、需求侧响应等综合措施。第一，严格控制新上煤电项目，通过节能提效和建设虚拟电厂，满足“十四五”时期电力负荷增长以及系统削峰填谷的需求。第二，推进煤电机组的节能减排。（1）新增煤电机组，要以建设大容量、高参数、低能耗、零排放和智慧型机组为主，要着重解决好煤炭直接和分散燃烧问题，推行县镇实现集中供热。（2）继续对存量煤电机组进行升级改造，以提高存量煤电机组的灵活、低碳和高效。目前还有3.5亿千瓦的亚临界存量机组，要通过改造让其充分发挥作用，如果一味地淘汰，会存在资源浪费问题。
2.进一步优化电力工业空间布局。“十四五”期间，通过优化电力工业空间布局，增加输电，减少输煤，提高新能源发电跨区交易。第一，重点在西部、北部地区布局外送电源。在西部、北部地区建设综合能源基地，沿特高压跨区输电通道配套建设储能项目和煤电一体化项目，解决弃风弃光问题，实现西部地区电力外送。第二，在“两湖一江”地区布局路口电源。在“两湖一江”地区依托蒙华铁路布局路口电源，保障“十四五”华中地区电力需求。第三，在华东、南方区域也需要一定的支撑电源。严格控制东中部煤电建设，支持在东部地区通过关停机组容量、煤炭消费量和污染物排放量等指标交易或置换，统筹安排等容量超低排放燃煤机组项目。第四，在农村和边远地区布局分布式新能源发电。根据初步统计，农村电网交叉补贴平均为0.6元/千瓦时，电网少供一度电，交叉补贴就减少0.6元。同时，农村建设分布式新能源的土地成本很低。在东中部地区发展电力合作社模式，有利于解决需求侧调节问题，同时重建农村集体经济。
3.进一步降低电力成本，将科技创新作为电力工业高质量发展的新动能。“十四五”时期，电力工业发展应以降低全社会用电成本目标，优化电源的建设，包括煤电清洁化发展和电力系统灵活性改造。中国的发电规模、电网规模世界第一，已经解决了“有没有电”的问题。“十四五”期间，要解决电力降成本的问题，要通过电力技术创新、电力市场化改革、进一步降低供电成本，让社会用户享受电力规模经济带来的“便宜电”。
加强能源开发利用关键技术研究，加快推进能源技术装备自主化进程，力争在能源数字化、大规模储能、氢能、燃料电池等重点领域取得突破，以创新驱动提高全要素生产率，抢占能源转型变革先机。
重构电网格局，强化省间电网联络，发挥特高压输电线路的作用，减少因电网阻塞而产生的额外灵活性需求。
4.深化电力体制市场化改革和价格改革。打破影响电力工业高质量发展的制度障碍，尽快建立完善有效的现货市场、辅助服务市场、容量市场，通过市场形成有效的电价、调峰价格和容量价格，激发市场主体参与电力市场、调峰市场和容量市场的积极性，从而保障绿色电力系统的安全高效运行。深化电力体制市场化改革，应围绕电力工业高质量发展，着力于建立公平竞争的售电市场、高效的输配电监管体系、多样性的终端零售市场，建设保障电力工业高质量发展的体制机制。第一，建立信号有效、保障有力的电价机制。以保障性上网电量（如新能源保障性收购电量、供热机组保障性上网电量）为基础，确定优先发电规模和电价，确保保障类用户的电价稳定。在保障电网安全和民生用电价格平稳的同时，逐步放开保障性电量的价格，建立不同类型保障性电源的竞争机制。通过电价信号激发电力需求侧用电行为，增加用电侧的灵活性。第二，逐步实现省内电力市场和跨区域电力市场的衔接，建立全国统一电力市场。在充分考虑电源结构、电网结构、调度模式等特点的基础上，尊重省级电力市场的差异性，规范省级电力市场的框架与规则，统一技术标准和接口，逐步实现省内省间市场对接、建立全国统一的电力市场。第三，建立新能源与火电等调峰电源的合理协调机制，探索具有激励作用的调峰电源价格形式。为了避免大规模风光电的波动性和不稳定性对电网造成的不利影响，需要火电机组深度参与调峰、甚至是跨省区调峰，这就需要建立火电机组参与调峰的激励机制和价格形成市场，确保大规模消纳风电、光伏发电等新能源。第四，探索利用市场化的手段推动工业节能、能效电厂、能源需求侧管理等节能项目商业化，提高中国电力工业节能水平。第五，建立有效的机制，促进在电源侧、电网侧和用电侧的储能建设。
参考文献
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数据来源：中国海关总署
