編者：吳敬儒先生，資深電力專家，研究領域廣泛，涉及電力工業發展、電力體制改革、電力規劃、水電及新能源建設、核電等諸多領域，具有很高的學術影響力。中電新聞網特刊發其最新研究成果《2015~2030年電力工業發展展望》（略有刪減），供廣大讀者借鑒參考，并希望藉此共同探討我國電力工業發展之路。

　　本報告主要研究新常態發展階段的電力工業發展問題及建議。

　　發展水平預測

　　2020年發電量7.4萬億千瓦時，人均5210千瓦時/年，可滿足實現全面小康用電需求；2030年發電量9.47萬億千瓦時，人均6530千瓦時/年，縮小了和發達國家用電水平的差距。

　　改革開放以來我國社會經濟發展取得了舉世矚目的偉大成就，2014年國內生產總值增長7.4%，達到636463億元（約10.36萬億美元）居世界第二位；發電量55459億千瓦時，發電裝機容量13.6億千瓦，均居世界首位。我國人口多，人均水平不高，國內生產總值人均僅7574美元，仍低于世界人均水平；發電量人均4057千瓦時，稍高于世界人均水平（約3300千瓦時），仍屬于發展中國家，處于社會主義發展初級階段，發展潛力巨大，道路正確，實現兩個百年目標任重道遠，需繼續快速發展。

　　據我國經濟研究機構及專家研究，為全面實現小康目標，2015～2020年均gdp增速約需6.6%左右。2021~2031年后10年增速將放緩至5%左右，人均gdp進入發達國家初期水平。

　　發電量增速由經濟增速和綜合反映經濟結構調整、節電力度等因素的電力彈性系數來決定。在單位產量耗電大的重工業快速發展階段電力彈性系數大于1。在經濟結構調整單位產值用電較少的三產及部分二產產品比重增大階段，電力彈性系數在0.6～0.82左右。近3年電力彈性系數為0.71。我國今后發展趨勢三產及單位產值耗電少的高精尖產業將快速發展，比重增大，因此我國近期電力彈性系數可能在0.7左右，以后還將逐步降低。

　　  綜合以上情況分析，我們按2015～2020年gdp年均增長7%、電力彈性系數0.7，2021～2030年gdp年均增長5%左右、電力彈性系數0.5，預測2015～2030年發電量水平如表1。

　　2020年發電量7.4萬億千瓦時，人均5210千瓦時/年，可滿足實現全面小康用電需求；2030年發電量9.47萬億千瓦時，人均6530千瓦時/年，縮小了和發達國家用電水平的差距，為實現第二個百年目標達到發達國家水平邁出了重要一步。從發電總量水平看，今后16年我國將超過美國、歐盟較多，穩居世界首位。從人均用電水平看，僅為美國一半，經合組織國家（oecd）綜合平均水平的70%左右，日本的75%左右，差距仍較大（如表2），需繼續快速發展。

　　2020年發電量7.4萬億千瓦時，人均5210千瓦時/年，可滿足實現全面小康用電需求；2030年發電量9.47萬億千瓦時，人均6530千瓦時/年，縮小了和發達國家用電水平的差距。

　　 發電電源構成預測

　　電源結構優化，風電、光伏、水電、核電將是今后能源發展的重點，非化石能源發電比重增大。

　　為保護環境實現可持續發展，我國提出了非化石能源比重在2020年達15%，2030年達20%的目標。因此必須優化電源結構，優先大力加快可再生能源電源和提高核電發展比重使其在2020年占30%以上，2030年占40%以上。在大力加快非化石能源發電發展方針指引下，風電、光伏、水電、核電將是今后能源發展的重點，非化石能源發電比重增大。

　　經結合我國實際情況初步分析研究測算，2015～2030年發電量及發電裝機容量構成情況如圖1、圖2。

　　各種電源發展概況如下：一、水電。2014年常規水電裝機2.8億千瓦，發電量10661億千瓦時，在建規模不足3000萬千瓦。水電技術可開發容量5.42億千瓦，未開發水電資源主要集中在四川、云南、西藏，是今后發展的重點。預測常規水電2020年裝機3.6億千瓦，電量1.26萬億千瓦時；2030年裝機4.5億千瓦，電量1.59萬億千瓦時，占16.8%。技術可開發容量除雅魯藏布江外均得到較好開發利用。

　　應大力加快建設抽水蓄能電站，2014年抽水蓄能電站裝機2183萬千瓦，在建規模2114萬千瓦，預測2020年裝機容量5000萬千瓦，2030年1.1億千瓦，容量占比提高到3.8%。

　　 二、風電。2014年并網風電裝機容量9581萬千瓦，發電量1563億千瓦時，發展態勢良好。我國風電資源豐富，陸上可開發容量25.7億千瓦，海上1.9億千瓦，開發條件好，建設快，投資省，陸上風電成本已接近煤電上網電價，2020年可降至同價，是加快可再生電源發展的重點。預測2020年風電裝機將達到2.5億千瓦，發電量5000億千瓦時，2030年5億千瓦，發電量1萬億千瓦時，占10.6%。

　　我國陸上風電資源分布集中在北方，與用電中心地區不一致，因此加快風電發展必須采取在內蒙古、甘肅、新疆規劃建設特大型風電基地向京津冀魯、華東、華中電網送電和在各地積極開發利用當地風電并舉的方針，今后將以開發蒙、甘、新風電向外送電為主，2030年將占全國風電50%左右，為此建議像三峽工程電源電網同步協調規劃建設那樣來規劃建設北方大型風電基地及北電南送電網規劃建設工作。

　　風電是隨機間歇性不穩定電源，需和其他調節性能好的電源協調配合運行，才能保證供電質量及電網運行穩定安全。抽水蓄能電站是目前最優的蓄能調節電源，最好建在發端，無建站條件時也可建在受端，數量約在風電綜合供電出力的20%～30%左右，應按實際需要研究確定。

　　海上風電靠近用電中心地區，發電小時高，電網消納方便，建設難度大、投資貴、發電成本高，除潮間帶外一般約為陸上風電一倍左右。應因地制宜積極有序開發利用。

　　三、光伏發電。在國家政策鼓勵下光伏發電近來發展很快，2014年并網光伏發電容量2652萬千瓦，發電量237億千瓦時，當年新增1063萬千瓦，電量147億千瓦時，實現了跨越式發展。預測2020年將達1億千瓦，2030年3億千瓦。由于我國人多地少，經濟發達地區人口稠密，適宜發展以陽光屋頂為主的分布式光伏發電，是今后發展重點，占比將達60%～70%左右，這在德國占80%以上。西部地區具有建設大型光伏發電基地向外送電的條件，因電能質量差、成本高，經濟上競爭力差，如何發展有待深入研究確定。

　　由于科技創新進步很快，光伏發電造價和成本下降很快。目前每千瓦投資約7000～10000元，上網電價0.8～1元/千瓦時，仍高于火電，需靠補貼支持是制約光伏發電發展的主要因素。國家要求2020年光伏上網電價降至與銷售電價同價。

　　發電成本高，陽光建筑屋頂落實困難，西部地區大型光伏基地向外輸電經濟性差，隨機間歇性電能質量差，是制約光伏發電發展的四大因素，必須認真研究，大力攻關，創新改革，妥善解決。

　　光熱發電電能質量較好，但設備復雜，造價和成本較光伏發電高一倍多，市場競爭力差，我國已建成6座總容量1.39萬千瓦實驗性電站，核準10座容量40.36萬千瓦，需繼續進行研究實驗，掌握技術，少量發展。

　　四、核電。我國2014年核電運行機組22臺，裝機容量1988萬千瓦，發電量1262億千瓦時，占2.3%；在建核電26臺，容量2590萬千瓦。預測2020年核電容量約5300萬～5800萬千瓦左右，發電量約3600億～4000億千瓦時；2030年裝機容量13000萬千瓦，發電量約9300億千瓦時。今后我國核電發展將全部采用第三代核電技術，自主研發的“華龍一號”、cap-1400和引進技術的ap-1000、epr-150設備，“華龍一號”將是今后發展重點。

　　“華龍一號”目前已定點福清、防城港兩個項目4臺機組，步子太小，應抓緊再核準一批項目；及時開工三門、海陽、昌江等二期工程；爭取今年新開工規模1500萬～2000萬千瓦左右，爭取在2020年投產500萬～1000萬千瓦左右。榮城cap-1400項目在ap-1000投產成功后建設。內陸核電可在有效防止發生重大核泄漏事故時不擴散核污染，確保環境清潔安全條件下有序安排建設。需研究解決在沿海軟基地區建設核電的可行性問題。

　　鑒于核電建廠條件高，涉及面廣，選址定點前期工作周期長、落實難，要加強核電中長期發展規劃工作，確定2030年前建設項目地址和機型，并定期根據新情況進行修改調整。已選定廠址要很好保護。

　　我國核燃料循環體系，前端相對完善，后端嚴重滯后，已不能滿足核電快速發展的需要，要加強后端產業規劃、科技研究和設施建設工作。

　　繼續加強核電科研開發工作，需盡快全部掌握第三代核電核心技術和設備制造能力，并積極開展第四代核電堆型的研發工作，加快快中子增值堆（簡稱快堆）研究和三明80萬千瓦商業性示范快堆的科研試制建設工作，爭取及早建成，加強核聚變科研工作等，使我國核電科技處于世界先進水平。

　　 五、煤電。近期以來由于可再生能源發電、核電及天然氣發電等清潔電源加快發展、煤電占比逐年下降，2014年我國煤電裝機容量82524萬千瓦，發電量39075億千瓦時，占70.4%。煤電成本低，供電安全可靠，資源立足國內仍為發電電源構成主體。在發展清潔電源的同時，仍需科學合理發展一部分清潔煤電，預測煤電發電量2020年約46010億千瓦時，裝機容量10.44億千瓦，2030年發電量47570億千瓦時，裝機容量11.86億千瓦，煤電發電量將在2025年前后達到峰值，以后逐年減少。

　　要著力抓好煤炭清潔發電工作。（一）新建煤電一律做到污染物近零排放，并對現有電廠加快改造；（二）2030年供電煤耗降到300克/千瓦時以下，加強700攝氏度高超超臨界發電設備研制，大力推廣熱電聯產；（三）加強對溫室氣體捕集、貯存、利用技術研究工作，建設試點示范工程，掌握技術、經驗。

　　為幫助解決風電、太陽能等隨機不穩定電源出力變化時對電網供電質量的影響，要研究加大煤電機組調節能力。煤電利用小時數將進一步降低，煤電裝機容量的增速將大于電量增速。

　　為改善環境，我國東部地區已限制或減少煤電發展，今后煤電發展重點將在煤炭資源豐富的中西部地區。

　　 六、天然氣發電。2014年天然氣發電裝機容量5567萬千瓦，發電量1183億千瓦時，占2.13%。與2012年世界天然氣發電量51040億千瓦時，占22%比較，差距很大，這是我國天然氣供應條件決定的。天然氣發電有效率高、調節性能好、污染少、溫室氣體排放量較煤電少60%，可在用電中心地區建設，發展熱電冷聯產分布式電源等優勢。但發電成本高，目前約0.8元/千瓦時左右，較煤電貴一倍，這是制約發展的主要因素之一；過去天然氣長期供應量不足，只能少量用于發電，也影響了發展。我國今后天然氣供應量增加很快，2020年將達3500億～4000億立方米，2030年達5000億～6000億立方米，在優先滿足民用、工業、交通用氣后可用于發電數量大量增加，為天然氣發電快速發展創造了有利條件，今后發展快慢將取決于氣價及氣電上網電價。最近制定的氣電價格可較煤電高0.35元/千瓦時，費用由各省自行解決的政策，將有利于氣電發展。

　　為改善環境質量，氣電將在電價承受能力高的東部地區有較快發展，并替代部分現有煤電；中西部地區在氣價低的地區發展，氣電比重將逐年提高。初步預測2020年氣電裝機將達1億千瓦，發電量3500億千瓦時，用氣約700億立方米；2030年氣電裝機約1.8億千瓦，發電量6300億千瓦時，占比提高到6.7%，用氣約1260億立方米。

　　七、其他能源發電。主要包括生物能、垃圾、余熱余壓、地熱、海洋能發電等，2014年發電裝機容量共2954萬千瓦，發電量1436億千瓦時，占2.9%，其中余熱余壓發電約占一半以上，生物能占15%左右，垃圾發電占13%左右。在用能多的大工業增速放緩后，余熱余壓發電增量減少；我國地少人多，生物能發電只能因地制宜少量發展；垃圾、地熱發電將繼續根據資源供應情況發展，數量不多，因此今后其他非化石能源發電增速將放緩，按降至2%左右預測，2020年發電裝機約3330萬千瓦，發電量1650億千瓦時，2030年裝機4100萬千瓦，發電量2000億千瓦時。

　　 電網發展情況預測

　　2020年華北電網裝機容量將超過4億千瓦，華東、華中、南方電網約3億～4億千瓦，西北電網超過2億千瓦，東北電網約1.5億千瓦。 2030年電網規模將再增大40%～50%。

　　隨著用電增加，六大電網將進一步擴大。

　　2020年華北電網裝機容量將超過4億千瓦，華東、華中、南方電網約3億～4億千瓦，西北電網超過2億千瓦，東北電網約1.5億千瓦。 2030年電網規模將再增大40%～50%。全國聯網進一步加強。華北、華東、華中、東北將逐步形成1000千伏特高壓交流網架，西北750千伏電網進一步加強，南方電網特高壓超高壓交直流網架增強。各級電壓電網相應配套協調發展，電網智能化水平提高。

　　我國可再生能源資源分布與經濟發達地區不一致，呈逆向分布。隨著水電、風電、太陽能發電的加快發展利用、大型發電基地的建設，電網必須統一規劃，同步配套協調建設，才能充分發揮作用，電網發展必須加強。

　　在開發川、滇、藏大型水電基地時必須規劃建設四川、藏東南至華中電網，云南、藏東南至南方電網西電東送的交直流輸變電工程。加快開發利用內蒙古、甘肅、新疆三省區21.3億千瓦風能資源，建設大型風電基地向華北、華東、華中電網供電必須建設內蒙古至京津冀魯、內蒙古至華東電網，甘肅新疆至華中電網的北電南送三大輸電通道，輸送風電經濟可用容量2020年約4000萬千瓦（風電裝機8000萬千瓦），電量1600億千瓦時；2030年1.2億千瓦（風電裝機2.4億千瓦），電量4800億千瓦時。這是利用北方豐富風電向東、中部缺能地區輸送風電、增加清潔能源供應減少污染的宏偉工程。在北方煤炭礦區建設的幾個大型清潔煤發電基地也要建設幾項特高壓交直流輸電工程向華東、華中電網供電。特高壓交直流電網將有巨大發展。跨區送電能力增強，全國聯網水平提高。

　　要研究風電、光伏等隨機間歇性不穩定電源比重增大后，提高電網消納能力及保障安全經濟穩定運行問題，提出各類電源的優化組合和協調配合運行措施，提高安全經濟供電水平，發揮智能電網作用。

　　2020年華北電網裝機容量將超過4億千瓦，華東、華中、南方電網約3億～4億千瓦，西北電網超過2億千瓦，東北電網約1.5億千瓦。2030年電網規模將再增大40%～50%。

　　電力科學發展的建議

　　一、我國經濟進入新常態發展階段，電力工業也相應進入新常態發展時期，將以中高速較快發展，結構改善、污染減少、質量提高。

　　 應采取有力措施推動2020年發電量達到7.4萬億千瓦時，人均5210千瓦時/年，發電裝機容量約20億千瓦，非化石能源發電量2.44萬億千瓦時，占比提高到33%；2030年發電量9.47萬億千瓦時，人均6530千瓦時/年，非化石能源發電量4.08萬億千瓦時，占比進一步提高到43.1%，發電裝機容量29億千瓦。為實現兩個百年目標，改善環境質量，推進綠色可持續發展創造良好條件。

　　 二、大力加快可再生能源發展，優化電源結構，必須狠抓落實，認真解決發展中存在的薄弱環節及難點問題。

　　（一）水電。要抓緊審定怒江流域水電開發規劃并確定第一批開發項目，目前水電在建規模不足3000萬千瓦，已嚴重影響今后發展，為實現2020年常規水電達35000萬～36000萬千瓦目標及今后發展需要，今年必須新開工一批項目，使建設規模達7000萬～8000萬千瓦左右。主要項目有白鶴灘、烏東德、雙江口、楊房溝、蘇洼龍等。2014年在建抽水蓄能電站17座、容量2114萬千瓦，不僅滿足配合風電、太陽能發電、核電快速發展需要，還需在華北、華東、南方電網新開工一批項目，增加規模1000萬千瓦左右。

　　（二）風電。風電已是我國第三大發電電源，電價已接近煤電，開發技術成熟，已具備大發展條件。但陸上資源82%集中在內蒙古、甘肅、新疆，經濟發達地區不多，在蒙、甘、新規劃建設大型風電基地及同步規劃建設北電南送三大通道向京津冀魯、華東、華中電網送電是加速風電發展，增加發達地區綠色可再生能源供應，改善環境的戰略性重要措施。又可促進各地經濟發展，增加就業。目前對此認識不足，重視不夠，缺乏全面規劃，已安排幾個特高壓交直流輸電項目，以輸送煤電為主，風電僅為陪襯，數量很少。為此建議對蒙、甘、新21億千瓦容量4.6萬億千瓦時電能（相當于50多個三峽電站）風電資源，做好全面發展規劃及分期分批開發建設規劃，和相應配套電力系統全面及分期分批發展建設規劃。首先要著重搞好“十三五”及2030年發展規劃，確定風電開發總體布局，各大型風電基地建設地點及規模、建設年限，供電地區和特高壓交直流輸電工程兩端落點，輸電方式、容量、距離等，經核準后分別組織實施。同時規劃建設配套的抽水蓄能電站、火電項目、輔助工程等。以確保電網供電質量、安全穩定運行。

　　（三）太陽能發電。主要發展光伏發電，并以分布式陽光屋頂為主，比重應占60%～70%，狠抓落實是關鍵。將任務及政策措施落實到省，建立分省負責制，負責編制光伏規劃，協調各方關系，制定對新老建筑建設光伏發電的政策，新建筑一般必須配套規劃、建設光伏發電，任務明確到各地項目，加強督促檢查，補貼費用及時到位，增強投資積極性。大力加強科研攻關工作，降低光伏發電成本是加快光伏發電發展的最重要措施。確保2020年降至銷售電價水平，以后再進一步降至電網平均上網電價。

　　三、安全高效發展核電

　　當前主要問題是：（一）“華龍一號”定型較晚較少。（二）在建規模太少，不能滿足2020年投產5800萬千瓦需要，并嚴重影響今后發展，急需新開工一批項目，擴大建設規模。建議今年在福建、廣西、廣東、浙江、江蘇、山東、遼寧擇優新開工一批采用“華龍一號”及第三代核電技術的機組項目，續建三門、海陽、昌江二期工程，增加建設規模約1500萬～2000萬千瓦，爭取2020年前投產500萬～1000萬千瓦。專家認為“華龍一號”技術成熟，批量推廣風險不大。同時又可拉動我國經濟發展，擴大出口，提高核電技術水平。

　　加強核電中長期規劃工作，把2030年投產及建設項目落實到省。

　　四、加強電力規劃工作

　　（一）加強調查研究，編好“十三五”及2030年全國、六大網及各省電力規劃，著重搞好電源優化配置，加快非化石能源發展，電源電網統籌協調發展問題，狠抓落實。克服目前存在的電源、電網規劃建設不配套，對非化石能源發電發展重視不夠，規劃目標不落實等問題。

　　（二）加強以輸送風電為主、煤電為輔的北電南送三大通道重大專項綜合規劃工作。

　　（三）加強四川、云南、藏東南水電西電東送重大專項綜合規劃工作。

　　（四）加強對各大發電公司發電規劃和兩大電網公司電網規劃指導和協調工作，搞好智能電網發展規劃。

　　（五）加強重大項目科技創新攻關規劃，抓好雅魯藏布江干支流開發規劃及輸電規劃和重大問題研究工作等。（莊來佑、張建賢、孫家康、高有典、王建生、何百磊參與研究）