四个革命、一个合作能源安全新战略，是习近平新时代中国特色社会主义思想在能源领域的明确反映，为能源电力高质量发展获取了显然遵循。十三五期间，我国电力工业攻坚克难、持续创意，构建了极大进步，符合了经济社会发展的电力市场需求，电力工业发展呈现出新的特征，为电力行业高质量发展奠下了基础。十四五是我国由全面竣工小康社会向基本构建社会主义现代化迈向的关键时期，编成实行好十四五规划意义根本性。

一、电力行业发展呈现出新的特征电源装机结构持续向洗手低碳化发展。一方面，非化石能源发展转入大规模增量替代阶段，2018年全球追加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约7.7亿千瓦，占到总装机的比重为40.8%；发电量2.16万亿千瓦时，占到全口径发电量的比重为30.9%，比起2015年分别提升6个百分点、3.7个百分点。另一方面，我国火电大容量、低参数、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到比44.8%；更进一步增大节能减排改建力度，截至2018年底，超过超低废气限值的煤电机组大约8.1亿千瓦，单位火电发电量二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量分别降到0.20克、0.19克、0.04克，增进煤电优质生产能力获释；燃煤发电效率大幅度提高，火电平均值供电煤耗降到308克/千瓦时，与2006年比起减少60克/千瓦时，降幅约16%。终端能源消费电气化水平大大提升。

2018年，电能占到终端能源消费比重超过25.5%，较2010年提升了4.2个百分点；2016~2018年总计已完成替代电量3923亿千瓦时，且呈现出大幅增高态势。预示着电能替代实行力度大大增大，造就工业生产生产、交通运输、居民生活、建筑等重点领域电气化水平急剧提升，尤其是随着电动汽车的较慢发展，交通领域的电气化将全面公里/小时。数字化智能化技术渐渐带入电力系统，系统灵活性大大强化。

电力企业大力前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个能源互联网样板项目中，有数14个项目通过竣工验收；国家电网公司明确提出打造出绿在电力物联网，在源网荷贮绿在调度掌控、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，获得引人注目效益；发电企业大力前进煤电灵活性改建工作，华能丹东电厂235万千瓦机组大于技术出力超过20%，国家能源集团庄河电厂260万千瓦机组大于技术出力超过30%，超过国际先进设备水平；自2016年积极开展工业领域电力市场需求外侧管理以来，已总计节约电源投资3000万千瓦，移往夏、冬季高峰负荷400多万千瓦，增加企业用电成本1500多亿元。能源电力国际合作是一带一路倡议的最重要基础和承托。我国与沿线国家在能源电力基础设施的投资和贸易呈圆形下跌趋势，2013~2018年，我国主要电力企业参予一带一路国际合作总计已完成投资107亿美元，签定电力工程承包合同622个，总金额1167亿美元；各电力企业大大推展创建技术、标准、设备、管理全方位回头过来的国际生产能力合作模式；全球能源互联网理念获得普遍尊重，已划入一带一路建设、联合国2030议程和增进《巴黎协议》实行工作框架，为推展国际能源电力与经济社会环境协同发展明确提出解决方案；中巴经济走廊电力合作日益密切，中国与东盟地区国家合作水平大大提高，中俄及中国与东北亚国际电力生产能力合作急剧前进。电力体制改革急剧坚实前进。

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约2.2万亿千瓦时，同比快速增长30%；全国31个电力交易机构总计登记市场主体多达10万家；电力现货市场8个试点全部启动承销试运营；增量配电业务改革减缓前进，目前已国家发改委的试点项目中，四成以上项目已奠定了业主，已投运试点项目多达60个；电价改革中，第二监管周期输配电价成本监审工作早已启动，交叉补贴等电价机制问题已开始逐步清扫。二、十四五电力发展有关问题的了解电力市场需求具备较小的快速增长空间。我国经济总体正处于工业化中后期、城镇化较慢前进期，要求了电力市场需求持续刚性快速增长。

以电为中心改变能源生产和消费方式，是清洁能源发展的必定拒绝和洗手替代的必然结果，要求了我国电力市场需求还处在较长时间的增长期，具备较小的快速增长空间。影响十四五电力市场需求增长速度的主要因素有以下五方面：一是新旧动能切换，传统用电行业增长速度上升，高技术及装备制造业和现代服务业将沦为用电快速增长的主要推展力量；二是新型城镇化建设，推展电力市场需求刚性快速增长，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焦点；三是能源转型发展，呈现出显著的电气化趋势，电能替代潜力极大；四是能源消费革命了解前进，产业结构升级和技术创新驱动等诸多因素，将在一定程度上诱导用电快速增长；五是实行绿在电力物联网战略，在电力市场需求号召管理方面，可以构建负荷增长速度高于电量增长速度，带给极大的经济社会效益。使用产值单耗法、电力弹性系数法、人均用电量法等多种预测方法，对我国中长期电力市场需求展开分析预测，预计2025年我国全社会用电量超过9.2~9.5万亿千瓦时，十四五期间年均增长速度大约为4.0%~4.5%。

2035年全社会用电量为12万亿千瓦时左右，2020年~2035年年均增长速度大约3%，逐步过渡性为用电快速增长饱和状态阶段。电源结构洗手低碳程度进一步提高。融合我国各区域经济社会发展、用电结构以及市场需求外侧管理等因素，基于储能技术成熟期，预计2025年电源总装机超过27亿千瓦，非化石能源发电装机占到比超过48%，非化石能源发电量占到比超过37%。

2035年，电源装机超过38亿千瓦，非化石能源发电量将全面打破化石能源。新能源持续较慢发展，消纳难题不应引发推崇。新的能源技术变革减缓，成本明显上升。

过去五年风电开发利用成本上升了大约30%，光伏组件价格大约上升一半，预计资源良好省份最慢2020年可实现平价网际网路。未来，新能源呈现出持续较慢发展态势。

预计2025年，风电、太阳能发电合计装机超过7亿千瓦，发电量占比将相似15%，部分省份将突破30%。我国新能源较慢发展的同时，曾经常出现弃风率超过17.2%、弃光率约13.0%的情况。近年来采行了一系列措施，弃电问题获得有效地减轻。但新能源发电量占到于多的省区，消纳难题依然比较突出，如2018年，甘肃、新疆新能源发电量占到比仅为20%、15%，弃风率超过19%、23%，弃光率分别为10%、16%。

未来新能源更加大规模的发展，消纳难题不应引发高度重视。解决问题新能源消纳难题牵涉到电源、电网、用户、政策、技术等多个方面，必须多措举，提升系统调节和消纳能力。

近期，在电源外侧可通过实行煤电灵活性改建，建设抽水机蓄能电站、天然气调峰电站等各类灵活性调节电源提升系统调节能力。在电网外侧建设跨区电缆地下通道，完备区域主网架及智能配电网建设，利用电网基础平台起到实行多能有序和冷、热、电牵头智能调度，充分利用横跨省区调节资源。

在用户外侧强化市场需求外侧管理，实行峰谷天内电价，发展各类灵活性用电负荷和智能电器，构建移峰填谷。在市场机制方面，创建可再生能源目标引领制度，完备辅助服务补偿机制，启动绿色证书交易机制，使用发电权交易、省间市场交易等。将来看，将更进一步增强大容量、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强化系统调节能力等措施。

增进核电安全性高效发展，有效地替代煤电装机。核电与新能源、煤电比起具备较为优势。

经济性上，部分核电网际网路电价已高于当地副产物煤电标杆电价，也高于目前新能源及配备储能的成本；发电特性上，核电能量密度低，出力平稳，需要独自一人分担基本负荷，有效地替代煤电装机，有助系统的平稳；环保方面，核电不废气二氧化碳等温室气体，不废气二氧化硫、氮氧化物等危害气体以及粉尘等污染物。根据目前核电建设情况，到2020年核电装机大约0.53亿千瓦。为有效地掌控煤电装机，我们预计2025、2030年核电装机须要分别超过0.89、1.37亿千瓦，每年投运6~8台核电机组。

为确保核电安全性高效发展和竖立核电品牌优势，建议一是要奠定核电战略地位，维持核电建设节奏。按照国家两个一百年发展目标，研究新时代核电发展战略规划，的组织制订《2035年核电总体发展战略》，确认各阶段发展目标。持续强化自律研发创意，更进一步提高自主化能力。

二是要增大核电反对力度，完备涉及设施政策。给与核电企业融资政策反对，推展核电专项建设基金、乏燃料处理基金征税后置。按照成本特合理利润的原则定价，确保核电优先网际网路，以基荷运营居多，提升利用效率。三是要培育杰出的核安全文化，建立健全核电标准体系。

创意公众沟通模式，强化核电科普，提高全民核科学素养，避免公众核不安。强化核电标准化建设，统合国内优势资源，在对外推展、品牌塑造成上构成产业联盟，创建核电国际团队，更进一步提高回头过来能力。专责施策，增进西南水电高质量发展。

我国川、滇、藏三省（区）水能资源十分非常丰富，目前研发亲率严重不足38%，与发达国家比起，仍有较小研发空间。近年来，水电行业发展面对生态环境保护压力大，移民移往可玩性低，经济负担和建设成本持续上升等诸多问题。

为此，建议强化统一规划和专责协商，构建水电在更大范围内消纳；强化水电流域统筹规划建设，提升流域整体效益；增强移民管理，切实落实水电移民移往；完备水电税费政策，增进水电企业身体健康发展；特大金融政策反对力度，减缓西南水电建设。预计到2025年，常规水电装机超过4亿千瓦，其中西南水电占到全国追加容量的90%以上。煤电在系统中的起到将向电量和电力调节型电源改变。我国以煤居多的资源禀赋和煤电是煤炭洗手、高效、经济、便利的最差利用方式，要求了煤电在一定时期内仍将在我国能源电力系统中充分发挥最重要起到。

为承托更加大规模的新能源消纳和系统运营，必须煤电机组更好地获取系统调节服务，更好地分担系统调峰、调频、调压和可用功能，其市场定位将由传统的获取电量的主体电源，逐步改变为获取可信容量、电量和灵活性调节型电源。未来，煤电还有一定的发展空间。煤电发展空间既要符合电量均衡又要符合电力均衡。从电量均衡看，目前煤电利用小时数仅有为4300小时左右，而煤电机组本身的利用小时数几乎可以超过5000小时甚至更高，不存在较小的电量快速增长潜力，考虑到其他追加电源，可以不决定新的煤电项目；从电力均衡看，由于新能源发电有效地容量较低。

为符合电力均衡拒绝，必须建设一定规模的火电（煤电）装机来托底保供。我们预计2025年煤电装机可掌控在12~12.5亿千瓦以内，2030年超过峰值。能源绿色低碳转型不是非常简单地去煤化，煤电装机减少不等同于碳排放量减少。

一是实行电能替代，优化用能方式。目前，我国另有大约7亿吨煤炭必要自燃，用作采暖或获取热负荷，压减骑侍郎烧煤用作发电，碳排放并没减少。二是通过技术创新，减少煤电机组供电煤耗。三是服务新能源发电，改变煤电利用方式。

煤电为新能源发电停下来，利用小时数已从2010年的5030小时上升至目前的4300小时，降幅为15%；随着新能源大规模研发，煤电利用小时数还将更进一步上升，煤电装机碳排放呈圆形显著上升趋势。计算出来分析表明，煤电碳排放已基本转入平台期，将于2025年达峰，之后将加快上升。从供给外侧和消费外侧联合提高系统综合调节能力。我国抽水机蓄能、燃气发电等灵活性调节电源装机占到比将近6%，新能源富含的三北地区堪称将近3%，调节能力先天不足。

而抽水机蓄能电站不受站址资源和建设工期容许、气电受气源气价容许、储能不受经济安全性容许，皆不具备大规模建设条件，煤电灵活性改建是提升系统调节能力的现实自由选择。国内外运营经验指出，煤电灵活性改建技术成熟期；经济性上，提高单位千瓦调峰容量成本大约在500元～1500元之间，比起抽水机蓄能、气电、储能皆具备较为优势。目前，灵活性改建整体已完成情况距十三五规划目标还有较小差距。东北地区辅助服务补偿政策鼓舞力度大，完成度低；西北、华北已完成较较少。

推展煤电灵活性改建，一是要增大辅助服务补偿力度。2018年我国辅助服务补偿费用仅有占到网际网路电费总额的0.83%，近高于美国PJM市场的2.5%、英国的8%。

二是完备补偿政策，综合考虑到企业减少的改建成本、运维成本和损失的机会成本，贯彻确保煤电项目获得合理收益，唤起煤电企业灵活性改建的积极性。三是强化规划引领，有序决定煤电灵活性改建项目。重点对30万千瓦及以下煤电机组展开灵活性改建，作为深度调峰的主力机组，甚至参予启停调峰。对于新能源消纳艰难的三北地区、核电出力有限的地区，可考虑到改建部分60万千瓦亚临界煤电机组参予深度调峰。

四是充分发挥市场机制起到，主动实施容量电价，不断扩大灵活性交易品种。没消费外侧的大力变革，就不有可能有能源高质量发展，必需增强市场需求外侧管理，提高用户外侧灵活性。

通过引领用户高峰时较少用电，低谷时多用电，构建削去峰堆谷、移峰平谷，从而增加系统调峰市场需求，减少用电成本。以山东省2018年用电负荷为事例，全省95%以上的高峰负荷大约400万千瓦，总计持续时间大约147小时。通过市场需求外侧管理缩减尖峰负荷，不仅可以增加电源装机500万千瓦，减缓电厂和电网设施投资合计大约400亿元，还转变了电网的负荷特性，减少了峰谷劣，增加了用户外侧的调峰市场需求，从而使发电外侧的调节能力更佳地符合新能源消纳拒绝。强化市场需求外侧管理，要充分发挥信息化系统优势，增强智能电网系统平台建设、电能服务产业培育，与绿在电力物联网、互联网+智慧能源样板、电动汽车充放电服务、电能替代等工作紧密融合，大大深化电力市场需求外侧管理工作内涵和外延。

峰谷天内电价政策是电力市场需求外侧管理的有效地手段，要更进一步不断扩大天内电价的实施范围，确认科学、合理的峰谷天内电价比。深化电力市场化改革，推展构成科学的电价机制。减缓建设全国电力市场，超越省间壁垒和市场拆分。融合电价改革进程，彻底解决电价交叉补贴问题，减少电价中政府基金及可选比重，还原成电力商品属性。

稳健前进增量配电改革试点，增进输配电网协同发展、安全性运营。专责推展电力市场与碳交易市场深度融合，充分发挥市场高效配备资源优势，具体电力企业二氧化碳废气软约束，通过碳约束倒逼电力结构优化，提高发电结构，提升发电效率，挖出排放量空间。

增强电力高质量发展指标评价。为贯彻落实能源安全新战略，中国电力企业联合会遵循国家建构洗手低碳、安全性高效的能源体系拒绝，研究明确提出电力行业高质量发展目标，主要有：2025年，电能占到终端能源消费比重超过29.5%，非化石能源装机占到比超过48%左右，非化石能源发电量占到比超过37%左右，非化石能源占到能源消费比重超过19.5%左右；综合碳排放强度402克/千瓦时，综合发电煤耗165克标煤/千瓦时；单位火电发电量CO2排放量为830克/千瓦时，单位煤电发电量SO2、NOx排放量分别为0.12克/千瓦时、0.16克/千瓦时；逐步形成3%尖峰负荷的号召能力。能源电力高质量发展涉及面甚广、拒绝低，建议涉及部门强化顶层设计，尽早完备并实施需要体现安全性、绿色、高效、创意、对外开放、分享特征的评价指标体系，充分利用现代信息技术夯实统计资料信息基础，以目标为导向积极开展定期评价与考核。

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