"四個革命、一個合作"能源安戰略，是習近平新時代中國特色社會主義思想在能源領域的具體體現，為能源電力高質量發展提供了根本遵循。"十三五"期間，我國電力工業攻堅克難、持續創新，實現了巨大飛躍，滿足了經濟社會發展的電力需求，電力工業發展呈現新的特征，為電力行業高質量發展奠定了基礎。"十四五"是我國由建成小康社會向基本實現社會主義現代化邁進的關鍵時期，編制實施好"十四五"規劃意義重大。 

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。電力企業積推進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探索，取得成效；發電企業積推進煤電靈活性改造工作，華能丹東電廠2×35萬千瓦機組小技術出力達到20%，國家能源集團莊河電廠2×60萬千瓦機組小技術出力達到30%，達到水平；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"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"走出去"的產能合作模式；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。

"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，預計資源省份快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，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。
　　為保證核電安全高效發展和樹立核電品牌優勢，建議一是要確立核電戰略地位，保持核電建設節奏。按照國家兩個一百年發展目標，研究新時代核電發展戰略規劃，組織制定《2035年核電總體發展戰略》，確定各階段發展目標。持續加強研發創新，進一步提升化能力。二是要加大核電支持力度，完善相關配套政策。給予核電企業融資政策支持，推動核電專項建設基金、乏燃料處置基金征收后置。按照成本加合理利潤的原則定價，保障核電優先上網，以基荷運行為主，提高利用效率。三是要培育優秀的核安全文化，建立健全核電標準體系。創新公眾溝通模式，加強核電科普，提升全民核科學素養，消除公眾核恐懼。加強核電標準化建設，整合國內優勢資源，在對外推廣、品牌塑造上形成產業聯盟，建立核電"團隊"，進一步提升"走出去"能力。
　　統籌施策，促進西南水電高質量發展。我國川、滇、藏三省（區）水能資源豐富，目前開發率不足38%，與發達國家相比，仍有較大開發空間。
　　近年來，水電行業發展面臨生態環境保護壓力大，移民安置難度高，經濟負擔和建設成本持續上升等諸多問題。為此，建議加強統一規劃和統籌協調，實現水電在更大范圍內消納；加強水電流域統籌規劃建設，提高流域整體效益；強化移民管理，切實落實水電移民安置；完善水電稅費政策，促進水電企業健康發展；加大金融政策支持力度，加快西南水電建設。預計到2025年，常規水電裝機達到4億千瓦，其中西南水電占全國新增容量的90%以上。
　　煤電在系統中的作用將向電量和電力調節型電源轉變。我國以煤為主的資源稟賦和煤電是煤炭清潔、高效、經濟、便捷的好利用方式，決定了煤電在一定時期內仍將在我國能源電力系統中發揮重要作用。為支撐更大規模的新能源消納和系統運行，需要煤電機組更多地提供系統調節服務，更多地承擔系統調峰、調頻、調壓和備用功能，其市場定位將由傳統的提供電量的主體電源，逐步轉變為提供可靠容量、電量和靈活性調節型電源。
　　未來，煤電還有一定的發展空間。煤電發展空間既要滿足電量平衡又要滿足電力平衡。從電量平衡看，目前煤電利用小時數僅為4300小時左右，而煤電機組本身的利用小時數可以達到5000小時甚至更高，存在較大的電量增長潛力，考慮其他新增電源，可以不安排新的煤電項目；從電力平衡看，由于新能源發電有效容量低。為滿足電力平衡要求，需要建設一定規模的火電（煤電）裝機來"托底保供"。我們預計2025年煤電裝機可控制在12~12.5億千瓦以內，2030年達到峰值。
　　能源綠色低碳轉型不是簡單地"去煤化"，煤電裝機增加不等同于碳排放量增加。一是實施電能替代，優化用能方式。目前，我國尚有約7億噸煤炭直接燃燒，用于采暖或提供熱負荷，壓減散燒煤用于發電，碳排放并沒有增加。二是通過技術創新，降低煤電機組供電煤耗。三是服務新能源發電，轉變煤電利用方式。煤電為新能源發電"讓路"，利用小時數已從2010年的5030小時下降至目前的4300小時，降幅為15%；隨著新能源大規模開發，煤電利用小時數還將進一步下降，煤電裝機碳排放呈明顯下降趨勢。計算分析表明，煤電碳排放已基本進入平臺期，將于2025年達峰，之后將加速下降。
　　從供給側和消費側共同提升系統綜合調節能力。我國抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比不到6%，新能源富集的"三北"地區更是不到3%，調節能力先天不足。而抽水蓄能電站受站址資源和建設工期限制、氣電受氣源氣價限制、儲能受經濟安全性限制，均不具備大規模建設條件，煤電靈活性改造是提高系統調節能力的現實選擇。國內外運行經驗表明，煤電靈活性改造技術成熟；經濟性上，提升單位千瓦調峰容量成本約在500元～1500元之間，相比抽水蓄能、氣電、儲能均具有比較優勢。目前，靈活性改造整體完成情況距"十三五"規劃目標還有較大差距。東北地區輔助服務補償政策激勵力度大，完成度高；西北、華北完成較少。推動煤電靈活性改造，一是要加大輔助服務補償力度。2018年我國輔助服務補償費用僅占上網電費總額的0.83%，遠低于美國PJM市場的2.5%、英國的8%。二是完善補償政策，綜合考慮企業增加的改造成本、運維成本和損失的機會成本，切實保障煤電項目取得合理收益，激發煤電企業靈活性改造的積性。三是加強規劃引導，有序安排煤電靈活性改造項目。重點對30萬千瓦及以下煤電機組進行靈活性改造，作為深度調峰的主力機組，甚至參與啟停調峰。對于新能源消納困難的"三北"地區、核電出力受限的地區，可考慮改造部分60萬千瓦亞臨界煤電機組參與深度調峰。四是發揮市場機制作用，適時出臺容量電價，擴大靈活性交易品種。
　　沒有消費側的積變革，就不可能有能源高質量發展，必須強化需求側管理，提升用戶側靈活性。通過引導用戶高峰時少用電，低谷時多用電，實現削峰填谷、移峰平谷，從而減少系統調峰需求，降低用電成本。以山東省2018年用電負荷為例，全省95%以上的高峰負荷約400萬千瓦，累計持續時間約147小時。通過需求側管理削減尖峰負荷，不僅可以減少電源裝機500萬千瓦，延緩電廠和電網配套投資合計約400億元，還改變了電網的負荷特性，降低了峰谷差，減少了用戶側的調峰需求，從而使發電側的調節能力更好地滿足新能源消納要求。
　　加強需求側管理，要充分發揮信息化系統優勢，強化智能電網系統平臺建設、電能服務產業培育，與泛在電力物聯網、"互聯網+"智慧能源示范、電動汽車充放電服務、電能替代等工作密切結合，不斷深化電力需求側管理工作內涵和外延。峰谷分時電價政策是電力需求側管理的有效手段，要進一步擴大分時電價的實行范圍，確定科學、合理的峰谷分時電價比。
　　深化電力市場化改革，推動形成科學的電價機制。加快建設全國電力市場，打破省間壁壘和市場分割。結合電價改革進程，妥善解決電價交叉補貼問題，降低電價中政府基金及附加比重，還原電力商品屬性。穩妥推進增量配電改革試點，促進輸配電網協同發展、安全運營。統籌推動電力市場與碳交易市場深度融合，發揮市場高效配置資源優勢，明確電力企業二氧化碳排放硬約束，通過碳約束倒逼電力結構優化，改善發電結構，提高發電效率，挖掘減排空間。
　　強化電力高質量發展指標評價。為貫徹落實能源安戰略，中國電力企業聯合會遵循國家構建清潔低碳、安全高效的能源體系要求，研究提出電力行業高質量發展目標，主要有：2025年，電能占終端能源消費比重達到29.5%，非化石能源裝機占比達到48%左右，非化石能源發電量占比達到37%左右，非化石能源占能源消費比重達到19.5%左右；綜合碳排放強度402克/千瓦時，綜合發電煤耗165克標煤/千瓦時；單位火電發電量CO2排放量為830克/千瓦時，單位煤電發電量SO2、NOx排放量分別為0.12克/千瓦時、0.16克/千瓦時；逐步形成3%尖峰負荷的響應能力。
　　能源電力高質量發展涉及面廣、要求高，建議相關部門加強頂層設計，盡快完善并出臺能夠反映安全、綠色、高效、創新、開放、共享特征的評價指標體系，充分利用現代信息技術夯實統計信息基礎，以目標為導向開展定期評價與考核。