中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NOx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

6 w% M: \/ @0 o5 N' l 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

9 ]- W$ h& F+ k5 Y" l2 a 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

设施”发回来的数据信息，是配电网连接用户的重要节点[8]。因此，本文认为在中国下阶段

智能配电网的建设中首先需要完成智能变电站的设计和建设，为用户用电和分布式发电并网

提供技术平台；同时，推进用户端智能用电设备等的安装。考虑到中国配电网的建设和运营

特点，现阶段应围绕管理输电阻塞、推迟配电系统投资和降低供电中断3方面的功能来设计、

建设中国智能变电站，充分发挥智能变电站在局部能源管理中的协调作用，提高配电网的运

行效率，实现整个电力链的最优运行。

图25 物联网平台与现有电力通信网的性能比较

从图25可知，在物联网平台下运行的电网比传统电网更加智能和安全。在智能电网中由

于能够实时交换信息，使得大量分布式发电（含风能和太阳能等可再生能源发电）和分布式

储能在电网中可以即插即用，进而还可参与运行优化；使得用户中可平移负荷，可与电网友

好合作（犹如虚拟电源），帮助电网实现需求侧管理（如削峰填谷），并在紧急情况下支援

电网运行。智能配电技术也可以感知输电配电用户端的电力运行情况，快速诊断系统出现的

问题，保证电力安全平稳运行。

2）分布式发电并网技术

分布式电源是区别于传统集中发电、远距离传输和大互联网络的发电形式。分布式电源

通常指功率为数千瓦至5MW 的小型模块式、分布在负荷附近、与环境兼容的独立电源，由

电力部门、用户或第三方所有，以满足电力系统和用户的特定要求的发电设施[9]。从广义上

讲，分布式电源的是任何安装在用户附近的小型发电设施，包含热电联产、冷热电联产以及

各种蓄能技术等，而不论这种发电形式的规模大小和一次能源的使用类型。显然我国的“小

机组”、“小火电” 和“小热电” 也可以属于分布式电源的范畴，但与现代分布式发电技

术不在同一层面上，由于技术经济性能与环境性能不好将被逐渐淘汰。

在不同的研究领域分布式电源有不同的分类方式。按发电能源是否可再生将分布式电源

分为两类：一类是利用可再生能源的分布式电源，主要包括风力发电、光伏发电、太阳热发

电、生物质能发电、地热及海洋能发电等；另一类是利用不可再生能源的分布式电源，主要

采用化石燃料作为能源，包括往复式发动机技术、微型燃气轮机和燃料电池等发电形式。根

据分布式电源和电力系统的接口形式，分布式电源可分为同步机形式的分布式电源和逆变器

形式的分布式电源。

分布式发电技术是中国集中能源供应系统的有益补充[10]。在目前负荷集中地区应用分

布式发电技术，能够有效满足用户对供电灵活性、可靠性等的要求，同时作为一种清洁高效

的发电技术，规模化发展后还有助于实现节能减排的目标；对于偏远地区(如新疆无电地区)

等自治型区域，利用大电网延伸解决其供电问题成本较高，设计小型单一离网型发电站还没

有发展到经济可行的阶段，通过分布式发电技术能够有效解决其电能供应问题。

除了在偏远或特殊地区只有分布式电源作为唯一的供电电源外，大部分选择分布式电源

的用户希望既能使用分布式电源供电又可以由当地电网供电，或由它们同时供电，或把电网

作为备用电源以提高供电的可靠性和灵活性。而电网公司为了提高系统的可靠性和安全性，

希望可以对用户的分布式电源输出功率进行远方调度，要实现这些功能就必须保持分布式电

源和系统之间的联系，即通过并网系统以实现分布式电源和电力系统之间的转换或实现相应

的控制和保护等功能。

分布式电源的并网系统包括两方面含义：在分布式电源和电网之间建立起物理联系的设

备。与外界形成电气联系的手段，同时并网包还可以实现分布式电源单元的监视、控制、测

量、保护和调度等功能。因此，并网系统使得分式电源、地区电力系统以及用户之间可以互

动，并且是它们之间通信和控制的通道。可以根据分布式电源的特性和所要实现的功

能把并网系统分为几种：1、逆变器型并网系统，如用于燃料电池、光伏发电系统和微透平

机组等发出直流或高频交流电的分布式电源。2、具有同步功能的并网系统，用于与地区电

网并联运行分布式电源，当分布式电源担任削峰、基本电源、联合发电或作为紧急和备用电

源时采用此种并网系统。3、包含远方调度模块的并网系统，电力系统可以根据需要实现对

分布式电源的起停进行实时远方调度，这时并网系统还需附加测量、监视和控制设备[11]。

图26 市场环境下的电力系统组成 图27 引入分布式发电技术后电力系统结构

分布式电源给配电网规划带来的影响包括以下几个方面:

一、加大了规划区电力负荷的预测难度。由于规划区内用户可根据自身实际需要安装和

使用分布式电源，为自身及规划区其他用户提供电源，这些分布式电源与电力负荷相抵消，

从而对规划区负荷增长的模型产生影响。同时分布式电源安装点存在不确定性，而利用可再

生能源发电的分布式电源的输出电能又常受到气候等自然条件的影响，其输出电能有明显的

随机特性，因此规划部门很难准确预测电力负荷的增长和空间负荷分布情况。

二、虽然分布式电源能减少或推迟配电系统的建设投资，但位置和规模不合理的分布式

电源可能导致配电网的某些设备利用率低和网损增加，导致网络中某些节点电压的下降或出

现过电压改变故障电流的大小、持续时间及其方向，还可能影响到系统的可靠性，因此规划

模型必须充分考虑到分布式电源带来的各种影响，使规划模型变得更加复杂。

三、配电网规划是一个动态多目标不确定性非线性整数规划问题，其动态属性与其维数

相关联，通常需同时考虑几千个节点，若规划区内再出现许多分布式电源，将使寻找最优网

络布置方案更加困难。同时，分布式电源机组类型及所采用能源的多样化、建设成本和运行

维护成有很大差别，因此如何在配电网中确定合理的电源结构、如何协调和有效地利用各类

型的电源成为迫切需要解决的问题，这就更增加了规划的难度。

四、对于想在配电网安装分布式电源的用户或独立发电公司与想维持系统现有的安全和

质量水平不变的配电网公司之间存在一定的冲突。因为有大量分布式电源接入配电系统并网

运行，这将对配电网系统结构产生深刻影响，对大型发电厂和输电的依赖逐步减少，原有的

单向电源馈电潮流特性发生了变化，包括电压调整、无功平衡和继电保护等在内的综合性问

题将影响系统的运行，还可能造成配电网公司收入减少，这些是配电网公司所不愿意接受的。

五、分布式电源大多采用新能源，建设和运行成本较高，目前分布式电源的应用受国家

相关政策的影响很大。因此使得国家能源政策和能源规划等直接渗透到与分布式电源有关的

电力系统规划中，并影响到规划的决策过程。

虽然分布式电源会给配电网带来一系列电能质量方面的问题，但分布式电源也存在改善

电能质量的潜力。首先，分布式电源能够及时快速地提供电能，当电网关联负载较大时，分

布式电源在相关控制策略下在尽可能短的时间内投入使用，使系统尽可能减少故障，从而提

高整个电网系的稳定性。其次，逆变型分布式电源可通过适当的控制策略来控制并入点电压，

等效于并入STA-COM，在一定程度上改善配电网内供电电压质量问题。另外，由于分布式

电源的并入增加了整体短路容量，从而加强了系统电压强度，抑制和削弱区域配电网内出现

的电压波动等问题[12]。

目前并网困难是中国分布式能源可持续发展的主要瓶颈之一。导致并网困难的关键原因

是：1、分布式能源发展至今，利益相关方在电力标价等问题上难以达成一致，这一问题主

要源于国家对电网公司的现行考核机制——中国电力行业以发电量和供电量来衡量和考核

工作成绩；2、国内一些相关法规也增大了突破行业壁垒的难度，例如从严格的法律意义上

讲，分布式电源将多余电量直接提供给其他用电主体是违反《电力法》的，正是由于现存法

规的相关规定，其他行业企业的分布式能源所发电量也只能卖给电网公司，否则将会违法，

进一步限制了分布式能源的发展；3、受设备一次投资成本及运行维护成本较高的影响，如

目前应用较为成熟的“冷热电三联供”分布式发电系统，由于天然气燃料价格高等因素，分

布式能源无法达到能与火电上网电价相竞争的程度，因此很难被电网公司接受；4、目前对

分布式能源并网技术还没有统一的技术标准和规范，也就是说分布式发电还处于无序状态。

3）电力系统储能技术

这里电力系统储能技术特指可以略性地充放电，并为电力系统提供平衡容量服务的储能

技术[13]。储能技术的发展有利于大规模间歇式可再生能源的高效综合利用，缓解电网运行

的安全压力，增强电网自身的调控能力，满足电力系统运行可靠性与电力供需平衡的要求。

目前中国电力系统的峰谷差日益加大，大规模间歇性可再生能源的并网也给电力系统的

安全稳定运行带来了挑战，在推进智能电网建设的同时，大力发展电力系统储能技术是解决

这些问题的重要手段。在电力系统储能技术的发展中面临着经济性差、推广难、规划滞后等

问题。这就需要相关部门制定相应的政策、标准，协调好各主体的利益系，重视储能产业的

规划建设，引导好储能产业的发展方向，发挥好储能技术平衡电力供需、保证电力系统可靠

性的重要作用。

作为新兴产业，储能自2008 年起一直保持较快增长。截至2015 年底，国内电力辅助市

场、基站备用电源、风光发电领域、分布式发电及微电网、新能源汽车充换电站和家庭储能

等六大领域配套储能系统累计装机容量达到33.7GW，同比增长14.6%。其中电池储能的发展

尤为引人注目。根据美国能源局(DOE)全球储能数据库的数据统计，截至2015 年底，全球电

池储能累计装机0.61GW，较2014 年增长了20%以上。从新增装机的技术类型上看，90%以上

的新增项目使用的都是锂离子电池。技术方面，虽然2015 年有许多关于储能电池突破的新

闻，如各种金属空气电池，但从实际情况来看，这些新技术大多离应用还很遥远。目前具备

产业化应用价值的储能技术主要是锂离子电池、钒流电池、钠硫电池等。2016 年4 月国家

发改委、国家能源局下发了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）》，并发布了《能

源技术革命重点创新行动路线图》，其中包括了先进储能技术创新路线图。应用于电网的先

进储能技术种类较多，根据目前储能技术应用的成熟度，可以从3 级到0 级分为四个层次：

3 级：已经商业化的技术，例如抽水蓄能、铅酸电池储能等。

2 级：进入示范阶段或已部分商业化的技术，包括压缩空气储能、锂离子电池、钠基电

池、铅碳电池、全钒液流电池、锌溴液流电池、超导储能、飞轮储能、超级电容器、储热/

冷、熔融盐储热等.这些技术均已完成研发并开始产业示范。对于能量密度较低但功率密度

较高的超导储能、飞轮储能、超级电容器，在电网用先进大容量储能方面可以起到辅助作用，

配合其它能量型储能技术使用。

1 级：技术原理通过验证但尚处于实验室研发阶段的技术，例如锂液流电池、锂浆料电

池、金属基电池等新型储能电池。此类新型储能技术在研发之初就立足于低成本长寿命大容

量的技术要求，起点较高，发展十分迅速，具有较大的商业潜力。

0 级：新概念储能技术，最近一两年以及未来会出现的一些新型储能技术，其技术原理

尚未得到验证，属于原创技术，需要我们高度重视。

在上述技术分类中，3 级和2 级特别需要相关价格政策的支持，1 级和0 级需要科研立

项支持技术创新。因此，一方面，政府相关部门需要出台支持储能产业可持续发展的价格政

策，促进现有相对成熟的一些储能装备技术进入WM 级以上的示范和商业应用，在示范中发

现及解决一些应用技术问题，并带动储能商业模式的创新和商业项目的实施推广;另一方面，

必须高度重视储能技术的原始创新和知识产权布局，积极开发低成本、长寿命、高安全、易

回收的新型储能技术，为储能产业的可持续发展及能源转型提供重要的技术支撑。

基于目前弃风弃光现象，现阶段有以下建议：

1、中国应大规模建设储能项目。中国现在风电总装机容量已经超过130GW，但是70~80%

的风能没有很好利用，特别是后半夜的风能全部放弃，损失的能量即使收回50%，也相当于

重建三到四个三峡发电站。虽然大规模储能技术中抽水蓄能是首选，但抽水蓄能严格受到地

理条件限制，并存在水库漏水和蒸发等问题。所以不能指望抽水蓄能来解决大量弃风和弃光

等问题。

2、废弃电池污染环境是大规模电池储能发展的主要风险。现在中国大量用的磷酸铁锂

电池寿命太短，浅充浅放为八年，深充深放最多四年，废弃电池对环境造成了大量污染。此

外，锂电池的工作环境温度要求严格（温度不超过摄氏27 度（正负2~4 度）的温度区域才

能有效运用），这也进一步增加了电池的使用成本。

3、中国可以大规模部署自主研发的非补燃压缩空气储能技术。该技术的优点是：1）

系统配置灵活，系统效率可以达到70%以上；2）投资成本低，与抽水蓄能几乎相当；3）适

用于大规模储能和分散式储能，不发电的时候可以调峰使用；4）碳排放为零；5）可以提供

天然的热、电、冷三联供，不但可以提供不间断热水，而且可以提供2~3 摄氏度的制冷环境

用于保鲜水果和粮食，在东北和中国很多地方都可以使用；6）可以在电压不足时提供自然

支撑调压。

图28 智能电网节能规划示意图

从图18可知，智能电网是一个复杂的系统，需要统筹规划。现阶段中国应继续坚定推进

特高压主网架建设工作，网架薄弱的问题逐步解决；同时，在配电和用电环节，加强分布

式发电并网、智能配电、智能用电和电力系统储能等技术的推广应用，推进中国坚强智能

电网建设工作。现实中相关技术的推广应用更需要行业制度、国家政策等外部环境提供支撑

与激励。

3 国家政策和电力形势

3.1 经济和能源需求增长换挡降速

1）从外部环境看：受国际经济形势低迷和国内结构调整影响，经济增速有所放缓，但

在投资和国内消费的支撑下，大幅回落的可能性不大，我国经济将中高速运行一段时间。

2）从发展阶段看：我国处于工业化向后工业化过渡阶段，仍在沿着先行国家开辟的工

业化、信息化道路追赶前进，城镇化进程也在加速推进。根据世界各国发展经验，这一阶段

电力需求仍将保持中速增长。

3）从发展目标看：我国将在2020 年全面建成小康社会，2030年达到中等发达国家水平

之前，人口也将达到峰值，随着经济社会发展和生活水平提高，人均用电量将逐年增长。

2012 年和2013年，中国能源消费增速分别为3.7%和3.9%，相比前10 年年均8.6%的增速

已经有了大幅下降。未来一段时期将大力推进经济转型升级，第三产业比重持续上升，加快

化解产能过剩、限产关停高耗能产业以及治理大气和环境污染将成为各方面关注重点。预计

2020年中国能源需求总量为46亿-47亿吨标准煤，“十三五”期间能源需求年均增长3%左右，

电力增速也将回调，但消费增速回落要比能源消费增速回落缓慢。到2020年，中国天然气供

应能力预计将达到4 000亿m3，相比2013年1700亿m3有很大提高，到2020年，非化石能源利用

总量超过7亿t标准煤，占一次能源消费比重达15%，其中，转化为电力的非化石能源占84%。

电力在非化石能源开发利用中始终居于中心地位。2030年，非化石能源占一次能源消费比重

有望达23%-25%[14]。

3.2 供给方式面临较大调整

煤炭等常规化石能源由“ 供给不足”转向“供给过剩”，新能源快速发展，但也面临

消纳难等问题。常规发电能源主要是煤炭， 从供应侧来看，2015年全国煤炭产量累计完成37

亿吨左右，同比减少1.7亿吨，下降4%左右；全国煤炭销量累计完成35.15亿吨，同比减少

1.91亿吨，下降5.15%，供给已经超过需求，但是产销都在进一步压缩。而随着结构调整力

度的不断加强，煤炭需求增速放缓、供大于求的局面预计将长期存在，雾霾治理、生态压力

和低碳发展的倒逼机制将使煤炭消费总量峰值时间明显提前[15]。

图29 世界发电平均单机容量

图30 分布式能源入网下的智能电网

从新能源的发展来看，2015 年，中国风电、太阳能发电装机已分别达到1.29 亿kW、

4318 万kW，都居世界第一位。但与此同时，新能源资源富集地区负荷水平不高，总体市

场空间有限，消纳面临着很大困难，弃风弃光现象严重。众所周知，我国能源供应和能

源需求呈逆向分布，在资源上“西富东贫、北多南少”，在需求上则恰恰相反。值得一提的

是，不仅是煤炭、石油等化石能源如此，新能源如风能、太阳能也是如此：80%以上的风能

资源分布在“三北”地区，太阳能资源也是“高原大于平原、西部大于东部”，而75%以上

的能源需求集中在东部、中部地区。

　　一方面“三北”地区经济发展相对滞后、电力需求不足、电力市场狭小，另一方面却是

化石能源和新能源都比较富足，这就必然导致新能源消纳上的矛盾。在“三北”地区每个省

份火电装机本已经富余，新能源装机又发展迅猛的情况下，如果想避免弃风、弃光，就只有

一条路——建设跨区输电通道，将新能源电力送出“三北”之外的中东部消纳。考虑到风电

场、光伏电站建设周期短，而输电通道建设周期长，所以，要想保障新能源电站竣工即能外

送，输电通道项目就必须提前核准、开工。

3.3 环境保护的约束进一步增强

相比以前，大气、水资源的约束性加强，成为约束能源发展的重要基础条件。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、O3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NOx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[16]。自“十一五”开始，SO2排放总量削减率成为约束性指标，“十二五”

新增NOx作为被强制削减的污染物。从下图31可以看出，虽然经过近些年的排污治理，情况

有所好转，但是NOx排放仍任重而道远。展望“十三五”乃至更长时期，环保将逐步成为中

国能源电力行业发展的“硬约束”，《大气污染防治行动计划》等多项措施及要求已经发布，

将陆续实施并严格考核。未来能源电力如何与生态环境协调发展面临巨大挑战。

图31 2000-2014年火电发电量、耗煤量和排污情况

3.4 碳减排面临新形势新挑战

国际社会把21世纪末全球平均温度升高控制在2 ℃之内作为共识。要实现2℃目标，一

般研究认为，全球应在2020年之前碳排放达到峰值[17]。2014年11月，《中美气候变化联合

声明》中提出，中国计划2030年左右CO2排放达到峰值且将努力早日达峰，并计划到2030年

非化石能源占一次能源消费比重提高到20％左右。这要求我们采取比过去更大的力度控制碳

排放，化解日益增加的国际压力。

近期，中国在《国家应对气候变化规划（2014—2020 年）》中提出，在总结温室气体

自愿减排交易和碳排放交易试点的经验基础上，研究全国碳排放总量控制目标地区分解落实

机制，制订碳排放交易总体方案。“十三五”期间如政策落地实施，意味着燃煤电厂即便经

过脱硫、脱硝等清洁化改造，也难以满足碳排放的要求，从而面临着更加严格的约束[18]。

3.5 深化电力体制改革的影响

强调发挥市场的主体作用，能源价格形成新机制、电力市场化改革对“十三五”发展将

会产生重要影响。习近平总书记提出推进能源消费、供给、技术、体制“四个”革命，要求

坚定不移地推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，未来将主

要由市场主导配置资源。电力市场化改革应重点解决好以下问题：（1）逐步建立电价形成

机制。不再将电价作为宏观调控的手段，上网电价、销售电价由市场竞争形成，输配电价由

政府监管。（2）加快建立竞争电力市场体系。在大用户直接交易的基础上，在售电侧进一步

引入竞争，形成多买方、多卖方的市场结构，推进电网公平开放，建立中立于竞争主体的电

力市场组织平台。（3）转变政府对电力的监管方式，进一步简政放权、弱化项目审批职能、

强化战略规划职能，实施依法监管。这些无疑将对“十三五” 电力发展产生深远影响。

结构上做好清洁能源开发与化石能源利用的平衡。布局上做好存量调整和增量优化的平

衡。存量上要着力解决东北等地区电力过剩、新能源弃风限电的问题，中东部重点区域老旧

燃煤机组基本退出。增量上煤电、核电、新能源装机应统筹规划布局，高效利用。调配上做

好本地供应和跨区调运的平衡。中国能源供应的重心逐步西移、北移是大势，中东部地区用

能缺口将逐步扩大。调配上既要充分挖掘本地供应能力，也要利用好区外、境外等多种渠道

的资源。

4 电力行业的发展趋势

与世界主要国家相比，目前我国存在较为明显的电源结构性过剩问题。我国煤电发电量

占比世界第一，但利用小时数仅为4400小时，低于美国和欧盟的4900小时，比同样以煤电为

主的印度低1500小时。我国煤电利用率不断下降的同时，风电、太阳能等清洁能源利用水平

并未相应提升，虽然装机容量位居世界第一，但源网建设不配套等问题突出，利用小时数在

不断下降，目前远低于美国、欧盟等新能源发展较快地区，仅与印度相当;此外，虽然我国

风电、太阳能装机比例合计达到了11.3%，发电量却仅占4%，而在美国、欧盟、印度等国家

和地区，新能源发电量占比均远高于装机占比;具体到我国新能源富集地区来看，这一趋势

更加明显，甘肃、新疆等地风电装机(29%、26%)占比与丹麦(31%)相当，但丹麦风电发电量

占比达到33%，而甘肃和新疆这一比例仅为10%和8%，电源利用水平仍有较大提升空间。

表2 中国与世界主要国家煤电和新能源利用水平对比

类别中国美国欧盟印度丹麦

装机占比59%39%29%72%-　

煤电

发电量占比67%29%17%57%-　

利用小时4400497849476072-　

装机占比8.50%3.30%6.30%2.40%31%

发电量占比3.30%5.20%16.70%7.50%33%风电

利用小时17282406194315552500

装机占比2.80%0.20%2.10%0.20%-　

发电量占比0.70%0.70%6.30%0.40%-　

太阳

能

利用小时90011259711055-　

“十三五”电力发展规划大体分为电源和电网两部分，其中电源发展方面：

第一，积极发展水电，统筹开发与外送。

第二，大力发展新能源，优化调整开发布局。按照集中开发与分散开发并举、就近消

纳为主的原则优化风电布局，统筹开发与市场消纳，有序开发风电光电。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。按照存量优先的原则，

依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000 万千瓦。

第三，安全发展核电，推进沿海核电建设。

第四，有序发展天然气发电，大力推进分布式气电建设。

第五，加快煤电转型升级，促进清洁有序发展。

电网发展方面：

筹划外送通道，增强资源配置能力。合理布局能源富集地区外送，建设特高压输电和常

规输电技术的“西电东送”输电通道，新增规模1.3 亿千瓦，达到2.7 亿千瓦左右；优化电

网结构，提高系统安全水平。电网主网架进一步优化，省间联络线进一步加强。充分论证全

国同步电网格局，进一步调整完善区域电网主网架，探索大电网之间的柔性互联，加强区域

内省间电网互济能力。严格控制电网建设成本，提高电网运行效率。全国新增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。

升级改造配电网，推进智能电网建设。加大城乡电网建设改造力度，基本建成城乡统筹、

安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好、与小康社会相适应的现代配电网，适应电力系

统智能化要求，全面增强电源与用户双向互动，支持高效智能电力系统建设。

从近些年的国家规划可以看出我国电力发展战略如下：

“十一五”规划：①煤炭开发利用—②煤电—③水电—④核电—④油气开发—⑤风能、

生物质能、太阳能、地热能和海洋能

“十二五”规划：①煤炭开发利用—②油气开发—③煤电—④水电—⑤核电—⑥风电、

太阳能、生物质能、地热能等

“十三五”规划：①水电—②风电、光伏、光热—③核电—④生物质能、地热能、潮汐

能—⑤煤炭开发利用—⑥煤电—⑦油气开发—⑧成品油升级

很明显，煤电的地位和角色变化最大，而随着技术进步带来的发电成本下降，风电、太

阳能的地位显著上升。除行业自身因素外，这与中国的电力供需大背景息息相关。在缺电时

代，保供需求优先于对能源清洁性的需求。随着环境日趋恶劣、用电增速放缓，传统能源的

外部性环境成本得到重视，能源结构向清洁低碳化倾斜。

鉴于我国化石能源的稀缺和对环境的污染现状，在当前弃水弃风弃电的条件下，国家把

清洁能源放在优先位置理所当然。

个人认为未来电力发展方向如下：

火电方面，由于用电的放缓和大气污染的治理任务，主要方向是关停高污染低效率的小

机组，对现有的大机组进行低硫低氮改造，北方大中型以上城市实行热电联产集中供热。天

然气发电不断增长，由于价格原因，相当部分用于调峰。技攻关700℃超超临界发电技术，

煤气化联合循环(IGCC)自主化设计制造，研究碳捕捉与封存(CCS)和资源化利用技术。

水电方面，由于优质水电大部分已被开发，未来开发水电的成本变高，发展空间有限。

主要做好水电扶贫和分布式小水电开发入网，重点投资抽水蓄能建设，用于调峰。

核电方面，由于不受季节的影响以及污染少等优点，沿海地区将加快核电建设，同时研

究核电控制技术，筹建内陆核电。

新能源方面，对于弃风弃光分别超过20%、5%的地区，加强本地消纳和建网外送，不外

批建设项目；加强中东部和南方地区的开发力度，积极推进海上风电。全面推进分布式光伏，

重点推进屋顶分布式光伏发电系统，以就地消纳为主。

电网方面，筹划外送通道，增强资源配置能力。合理布局能源富集地区外送，可再生能

源优先上网，建设特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道，新增规模1.3 亿千

瓦，达到2.7 亿千瓦左右。充分论证全国同步电网格局，进一步调整完善区域电网主网架，

探索大电网之间的柔性互联，加强区域内省间电网互济能力。全国新增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。

升级改造配电网，推进智能电网建设。加大城乡电网建设改造力度，中心城市(区)围绕

发展定位和高可靠用电需求，高起点、高标准建设配电网，供电质量达到国际先进水平；城

镇地区结合国家新型城镇化进程及发展需要，适度超前建设配电网，满足快速增长的用电需

求，加快西部及贫困地区农村电网改造升级，推进东中部地区城乡供电服务均等化进程。全

面提升电力系统的智能化水平，提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，满足多元用户供

需互动。实现能源生产和消费的综合调配，充分发挥智能电网在现代能源体系中的作用。

总的来说，电力投资的重点从电源转移到电网，由于配电侧一直是弱项，将作为电网的

建设重心，加强分布式能源入网以及储能的建设，提高电网的智能化水平。

5 国家关于电力行业发展的规划

5.1 火电的发展规划

2011 年7 月，环保部发布《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），对火电厂

排放进行了严格的规定。

表3 我国火电厂大气污染物排放标准

污染项目

燃煤锅炉排放浓燃煤锅炉重点地区天然气燃气轮机组

度极限值特别排放极限值排放浓度极限值

烟尘，mg/m330205

二氧化硫，mg/m35035

100（新建）

200（现有）

氮氧化物，mg/m310010050

汞及化合物，μg/m33030-

2012 年12 月，环保部公布了《重点区域大气污染防治“十二五”规划》，这是我国第

一部综合性大气污染防治规划。规划提出到2015 年，我国重点区域可吸入颗粒物、细颗粒

物年均浓度要分别下降10％、5％。针对京津冀、长三角、珠三角等复合型污染严重的特点，

提高了细颗粒物控制要求，细颗粒物年均浓度下降6%。

2013 年9 月，国务院发布《大气污染防治行动计划》具体指标：到2017 年，全国地级

及以上城市可吸入颗粒物浓度比2012 年下降10%以上，优良天数逐年提高；京津冀、长三

角、珠三角等区域细颗粒物浓度分别下降25%、20%、15%左右，其中北京市细颗粒物年均浓

度控制在60 微克/立方米左右。

经过上面三个文件的规划，火电装机遇冷，而且投资的重点变为火电的节能减排上。

2014 年，国务院发布了《政府核准投资项目目录(2014 年本)》，将火电项目的审批权由

中央下放至各省级政府，而地方政府为保GDP 增长对火电项目大开“绿灯”，新建火电项目

密集上马。根据中金公司研究部统计，2015 前三季度，全国共有155 个燃煤电厂已受理或

通过审批，这一数字接近2012 年至2014 年煤电环评批复项目装机总量的近八成。

图32 火电投资额及同比增速 图33 火电新增设备容量及同比增速

上图显示了2011-2013 年火电投资遇冷，2014 年-2015 年猛增，都跟政策出台时间吻合，

所以电力的投资受政策的影响很大。

2014 年《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)》、2015 年11 月，《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》

表4 国家关于燃煤电厂超低排放的规划

2016 年4 月《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。此次共有13 个省

被暂缓核准项目，15 个省被暂缓建自用项目。

图34 2006-2016 年全国用电增速

图35 2007-2015 年中国火电发电量及增速

虽然2014 年国家把火电项目审批权下放给各地政府，火电装机量猛增，但是火电发电

量和利用小时数连续两年负增长，不仅因为社会用电量的放缓，而且国家对环保要求越来越

严格，更加倾向于清洁能源的发展。

表5 2015 年国家调整煤电上网电价的政策

2015 年国家两次下调火电上网电价，进一步表明对清洁能源发电的支持，火电的份额

将进一步压缩。

5.2 清洁能源发展规划

2013 年7 月《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》推动屋顶分布式光伏的发展。

2015 年12 月《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》以及2016 年4

月《能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）》,《能源技术革命重点创新行动路线图》

2016 年6 月《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的

通知》，2016 年10 月《关于调整新能源标杆电价的征求意见函》等引导风电光伏合理的发

展，降低补贴倒逼产业链做强做大。

图36 2005-2015 年中国新增和累计风电装机容量

图37 2009-2015 年中国新增和累计光伏装机容量

2015 年之前国家出台的的政策主要是抑制火电快速增长，逼迫火电做好节能减排，引

导清洁能源特别是风电、光伏的快速发展，风电光伏的角色从补充能源向替代能源的转变。

虽然风电光伏发展符合预期，但是电网的建设没跟上，弃风弃光现象严重，所以2015 年后

的政策基本上是对可再生能源有序的开发，对弃风弃光比例分别超过20%、5%的省份不在下

批新项目，重点放在电网的建设上。

表6 最近两年国家有关新能源的政策

图38 2006-2016 年三季度全国各类机组投资比例

总的说来，2011 年以后，火电的投资放缓，转向风电光伏等可再生能源，2015 年的政

策推动新能源有序开发，风电光伏仍然会高速增长，但是重点转向电网的投资，尤其是储能

和配电网的建设。

5.3 电网的建设规划

电网方面，输电主要是建成特高压输电缓解电力分布不均和弃风弃光现象，重心转移到

配电网的假设。

2015.8《配电网建设改造行动计划(2015-2020)》。

到2020 年，中心城市（区）智能化建设和应用水平大幅提高，供电可靠率达到99.99%，

用户年均停电时间不超过1 小时，供电质量达到国际先进水平；城镇地区供电能力及供电安

全水平显著提升，供电可靠率达到99.88%以上，用户年均停电时间不超过10 小时，保障地

区经济社会快速发展；乡村及偏远地区全面解决电网薄弱问题，基本消除长期“低电压”，

户均配变容量不低于2 千伏安，有效保障民生。

加快建设现代配电网，以安全可靠的电力供应和优质高效的供电服务保障经济社会发

展，为全面建成小康社会提供有力支撑。提升供电能力，实现城乡用电服务均等化。构建简

洁规范的网架结构，保障安全可靠运行。应用节能环保设备，促进资源节约与环境友好。

推进配电自动化和智能用电信息采集系统建设，实现配电网可观可控。满足新能源、分布

式电源及电动汽车等多元化负荷发展需求，推动智能电网建设与互联网深度融合。

通过实施配电网建设改造行动计划，有效加大配电网资金投入。2015-2020 年，配电网

建设改造投资不低于2 万亿元， “十三五”期间累计投资不低于1.7 万亿元。预计到2020

年，高压配电网变电容量达到21 亿千伏安、线路长度达到101 万公里，分别是2014 年的

1.5 倍、1.4 倍，中压公用配变容量达到11.5 亿千伏安、线路长度达到404 万公里，分别是

2014 年的1.4 倍、1.3 倍。

5.4 电力体制改革规划

2015.3《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》“鼓励社会资本投资配电业务。按

照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有

效途径。逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配

电业务。”

2015 年11 月30 日，国家发改委、国家能源局正式公布6 大电力体制改革配套文件。

其中关于电网的有：《关于推进输配电价改革的实施意见》;《关于推进电力市场建设的实

施意见》;《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》;《关于推进售电侧改革的实施

意见》。

还原电力商品属性，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分

电压等级输配电价，明确政府性基金和交叉补贴，并向社会公布，接受社会监督。健全对电

网企业的约束和激励机制，促进电网企业改进管理，降低成本，提高效率。

　　遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，积极培育市场主体，坚持节能减

排，建立公平、规范、高效的电力交易平台，引入市场竞争，打破市场壁垒，无歧视开

放电网。具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电

量平衡机制;逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功

能完善的电力市场。在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系。

　　有序放开发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和

电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。选择具备条件地区开展试点，建

成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场;总结经验、完善机制、丰富品种，视情

况扩大试点范围;逐步建立符合国情的电力市场体系。

5.5 智能电网规划

2015 年7 月国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进智能电网发展的指导意见》。

　 (一)指导思想

坚持统筹规划、因地制宜、先进高效、清洁环保、开放互动、服务民生等基本原则，深

入贯彻落实国家关于实现能源革命和建设生态文明的战略部署，加强顶层设计和统筹协调;

推广应用新技术、新设备和新材料，全面提升电力系统的智能化水平;全面体现节能减排和

环保要求，促进集中与分散的清洁能源开发消纳;与智慧城市发展相适应，构建友好开放的

综合服务平台，充分发挥智能电网在现代能源体系中的关键作用。发挥智能电网的科技创新

和产业培育作用，鼓励商业模式创新，培育新的经济增长点。

(二)基本原则

坚持统筹规划。编制智能电网战略规划，发挥电力企业、装备制造企业、用户等市场主

体的积极性，在合作共赢的基础上合力推动智能电网发展。

坚持集散并重。客观认识我国国情和能源资源赋存与消费逆向分布的实际，在进一步发

挥电网在更大范围优化配置能源资源作用的同时，提高输电网智能化水平。与此同时，加强

发展智能配电网，鼓励分布式电源和微网建设，促进能源就地消纳。

坚持市场化。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，探索运营模式创新，鼓励社会

资本进入，激发市场活力。

坚持因地制宜。各地要综合考虑经济发展水平、能源资源赋存、基础条件等差异，结合

本地实际，推进本地智能电网发展。

　　(三)发展目标

　　到2020 年，初步建成安全可靠、开放兼容、双向互动、高效经济、清洁环保的智能电

网体系，满足电源开发和用户需求，全面支撑现代能源体系建设，推动我国能源生产和消费

革命;带动战略性新兴产业发展，形成有国际竞争力的智能电网装备体系。

　　实现清洁能源的充分消纳。构建安全高效的远距离输电网和可靠灵活的主动配电网，实

现水能、风能、太阳能等各种清洁能源的充分利用;加快微电网建设，推动分布式光伏、微

燃机及余热余压等多种分布式电源的广泛接入和有效互动，实现能源资源优化配置和能源

结构调整。

　　提升输配电网络的柔性控制能力。提高交直流混联电网智能调控、经济运行、安全防御

能力，示范应用大规模储能系统及柔性直流输电工程，显著增强电网在高比例清洁能源及多

元负荷接入条件下的运行安全性、控制灵活性、调控精确性、供电稳定性，有效抵御各类

严重故障，供电可靠率处于全球先进水平。

　　满足并引导用户多元化负荷需求。建立并推广供需互动用电系统，实施需求侧管理，

引导用户能源消费新观念，实现电力节约和移峰填谷;适应分布式电源、电动汽车、储能等

多元化负荷接入需求，打造清洁、安全、便捷、有序的互动用电服务平台。

主要任务：

　　(一)建立健全网源协调发展和运营机制，全面提升电源侧智能化水平

　　加强传统能源和新能源发电的厂站级智能化建设，开展常规电源的参数实测，提升电源

侧的可观性和可控性，实现电源与电网信息的高效互通，进一步提升各类电源的调控能力和

网源协调发展水平;优化电源结构，引导电源主动参与调峰调频等辅助服务，建立相应运营

补偿机制。

　　(二)增强服务和技术支撑，积极接纳新能源

　　推广新能源发电功率预测及调度运行控制技术;推广分布式能源、储能系统与电网协调

优化运行技术，平抑新能源波动性;开展柔性直流输电技术试点，创新可再生能源电力送出

方式;推广具有即插即用、友好并网特点的并网设备，满足新能源、分布式电源广泛接入要

求。加强新能源优化调度与评价管理，提高新能源电站试验检测与安全运行能力;鼓励在集

中式风电场、光伏电站配置一定比例储能系统，鼓励因地制宜开展基于灵活电价的商业模

式示范;健全广域分布式电源运营管理体系，完善分布式电源调度运行管理模式;在海岛、山

区等偏远区域，积极鼓励发展分布式能源和微电网，解决无电、缺电地区的供电保障问题。

　　(三)加强能源互联，促进多种能源优化互补

　　鼓励在可再生能源富集地区推进风能、光伏、储能优化协调运行;鼓励在集中供热地区

开展清洁能源与可控负荷协调运行、能源互联网示范工程;鼓励在城市工业园区(商业园区)

等区域，开展能源综合利用工程示范，以光伏发电、燃气冷热电三联供系统为基础，应用

储能、热泵等技术，构建多种能源综合利用体系。加快源-网-荷感知及协调控制、能源与

信息基础设施一体化设备、分布式能源管理等关键技术研发。完善煤、电、油、气领域信息

资源共享机制，支持水、气、电集采集抄，建设跨行业能源运行动态数据集成平台，鼓励能

源与信息基础设施共享复用。

　　(四)构建安全高效的信息通信支撑平台

　　充分利用信息通信技术，构建一体化信息通信系统和适用于海量数据的计算分析和决

策平台，整合智能电网数据资源，挖掘信息和数据资源价值，全面提升电力系统信息处理

和智能决策能力，为各类能源接入、调度运行、用户服务和经营管理提供支撑。在统一的技

术架构、标准规范和安全防护的基础上，建设覆盖规划、建设、运行、检修、服务等各领域

信息应用系统。

　　(五)提高电网智能化水平，确保电网安全、可靠、经济运行

　　探索新型材料在输变电设备中的应用，推广建设智能变电站，合理部署灵活交流、柔性

直流输电等设施，提高动态输电能力和系统运行灵活性;推广应用输变电设备状态诊断、智

能巡检技术;建立电网对冰灾、山火、雷电、台风等自然灾害的自动识别、应急、防御和恢

复系统;建立适应交直流混联电网、高比例清洁能源、源-网-荷协调互动的智能调度及安全

防御系统。根据不同地区配电网发展的差异化需求，部署配电自动化系统，鼓励发展配网柔

性化、智能测控等主动配电网技术，满足分布式能源的大规模接入需求。鼓励云计算、大数

据、物联网、移动互联网、骨干光纤传送网、能源路由器等信息通信技术在电力系统的应

用支撑，建立开放、泛在、智能、互动、可信的电力信息通信网络。鼓励交直流混合配用电

技术研究与试点应用，探索配电网发展新模式。

　　(六)强化电力需求侧管理，引导和服务用户互动

　　推广智能计量技术应用，完善多元化计量模式和互动功能;推广区域性自动需求响应系

统、智能小区、智能园区以及虚拟电厂定制化工程方案;加快电力需求侧管理平台建设，支

持需求侧管理预测分析决策、信息发布、双向调度技术研究应用;探索灵活多样的市场化交

易模式，建立健全需求响应工作机制和交易规则，鼓励用户参与需求响应，实现与电网协调

互动。

　　(七)推动多领域电能替代，有效落实节能减排

　　推广低压变频、绿色照明、企业配电网管理等成熟电能替代和节能技术;推广电动汽车

有序充电、V2G(Vehicle-to-Grid)及充放储一体化运营技术。加快建设电动汽车智能充电服

务网络;建设车网融合模式下电动汽车充放电智能互动综合示范工程;鼓励动力电池梯次利

用示范应用。鼓励在新能源富集地区开展大型电采暖替代燃煤锅炉、大型蓄冷(热)、集中供

冷(热)站示范工程;推广港口岸电、热泵、家庭电气化等电能替代项目。

　　(八)满足多元化民生用电，支撑新型城镇化建设

　　建设低碳、环保、便捷的以用电信息采集、需求响应、分布式电源、储能、电动汽车有

序充电、智能家居为特征的智能小区、智能楼宇、智能园区;探索光伏发电等在新型城镇化

和农业现代化建设中的应用，推动用户侧储能应用试点;建立面向智慧城市的智慧能源综合

体系，建设智能电网综合能量信息管理平台，支撑我国新城镇新能源新生活建设行动计划。

　　(九)加快关键技术装备研发应用，促进上下游产业健康发展

　　配合"互联网+"智慧能源行动计划，加强移动互联网、云计算、大数据和物联网等技术

在智能电网中的融合应用;加快灵活交流输电、柔性直流输电等核心设备的国产化;加紧研制

和开发高比例可再生能源电网运行控制技术、主动配电网技术、能源综合利用系统、储能管

理控制系统和智能电网大数据应用技术等，实现智能电网关键技术突破，促进智能电网上下

游产业链健康快速发展。

(十)完善标准体系，加快智能电网标准国际化

加快建立系统、完善、开放的智能电网技术标准体系，加强国内标准推广应用力度;加

强智能电网标准国际合作，支持和鼓励企业、科研院所积极参与国际行业组织的标准化制

定工作，加快推动国家智能电网标准国际化。

保障措施：

　　(一)加强组织协调，统筹推动智能电网发展

　　一是建立组织协调机制。加强政府部门间协调，研究落实支持智能电网发展的财税、科

技、人才等扶持政策，加强国际交流与合作，推动智能电网技术、标准和装备走出去。二是

建立科技创新机制。充分发挥政府、企业和高校科研机构的作用，加强顶层设计，建立开放

共享的智能电网科技创新体系。

　　(二)加大投资支持力度，完善电价机制

　　一是加大投资支持力度。加大国有资本预算支持力度;研究设立智能电网中央预算内投

资专项，支持储能、智能用电、能源互联网等重点领域示范项目。二是促进形成多元化投融

资体制。鼓励金融机构拓展适合智能电网发展的融资方式和配套金融服务，支持智能电网相

关企业通过发行企业债等多种手段拓展融资渠道。鼓励并引进推广智能电网新技术、新产品，

从成果转化的效益中提出一定份额用于技术创新的再投入。三是鼓励探索灵活电价机制。结

合不同地区智能电网综合示范项目，提供能反映成本和供需关系的电价信号，引导用电方、

供电方及第三方主动参与电力需求侧管理。在电力价格市场化之前，鼓励探索完善峰谷电

价等电价政策，支持储能产业发展。

　　(三)营造产业发展环境，鼓励商业模式创新

　　一是建立产业联盟推动市场化发展。发挥政府桥梁纽带作用，支持建立产业联盟，促进

形成统一规范的技术和产品标准，构建多方共赢的市场运作模式。二是鼓励智能电网商业模

式创新。探索互联网与能源领域结合的模式和路径，鼓励将用户主导、线上线下结合、平台

化思维、大数据等互联网理念与智能电网增值服务结合。依托示范工程开展电动汽车智能

充电服务、可再生能源发电与储能协调运行、智能用电一站式服务、虚拟电厂等重点领域

的商业模式创新。

总结：上述的智能电网规划可以看出，智能电网与传统电网不同的是，智能电网不仅仅

包括输电、变电、配电等环节，而且还统筹了发电、储能、售电等整个电力系统。所以，智

能电网作为我国未来能源互联网的一部分，总体发展方向是根据我国能源发展规划以及利用

我国信息技术去改造现在的电力系统。

我国能源发展规划的总体思想是节能减排，具体到电力系统，就是对火电机组进行低污

染改造，大力发展水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源，提高电能在一次性消费能源

的比例；建立特高压输电电网骨架，进行柔性输电；利用现代信息技术，建设自愈、安全、

经济、兼容的配电网；大力发展微燃机、光伏、小水电、储能等分布式能源进行削峰填谷。

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