改革开放40年我国电力发展回顾与展望

　　1978年，党的十一届三中全会拉开了我国改革开放的序幕，缔造了震撼世界的“中国奇迹”。电力作为经济发展的基础保障，40年来伴随我国终端用能的电气化水平不断提升，已成为助推经济发展的重要抓手。党的十八大以来，生态文明建设被提升到前所未有的高度，美丽中国要实现人与自然的和谐发展，电力将发挥重要作用。电力的使用既清洁又高效，特别是可再生能源电力已成为我国调整能源结构、减少煤炭消费、推动经济转型的关键抓手。我国电力通过60多年的发展，特别是改革开放以来，在全国联网、解决无电人口等方面取得了举世瞩目的成绩，但也必须看到我国电力发展仍面临清洁能源消费比重偏低、配置资源效率低下、体制机制有待完善等重重挑战。在建设现代化经济体系的过程中，我国电力行业该如何发展，如何适应新的经济发展体系，如何加快改革创新，已成为未来我国能源领域改革发展迫切需要解决的问题。

 

　　改革开放以来我国电力发展情况

 

　　电源结构不断优化，技术创新引领发展

 

　　改革开放之初，我国电力供应主要依靠水电和火电，电力供应矛盾十分严峻，在一定程度上成为当时国民经济发展的主要瓶颈之一。1978年全国发电总装机容量约为5712万千瓦，其中，水电装机1728万千瓦，占总装机容量的30.3%，火电装机容量3984万千瓦，占总装机容量的比重约为69.7%;全国发电量2565亿千瓦时，水电发电量446亿千瓦时，占总发电量的17.4%，火电发电量2119亿千瓦时，占总发电量的82.6%。通过改革开放40年的不断发展，我国不仅水电、火电等常规电源装机容量大幅增长，而且以风、光、核等为代表的清洁能源也实现跨越式发展，促进了我国电源多元化格局的形成和结构的优化，电力供应矛盾逐步缓解，有力保障了国民经济的发展需要。截至2017年底，全国发电总装机容量177703万千瓦，相较1978年增长超过30倍，其中，水电增长了18.7倍，火电增长了26.8倍，核电、风电和太阳能发电从无到有，装机容量分别达到3582万千瓦、16367万千瓦和13025万千瓦；清洁能源比重由1978年的30.3%提升至2017年的37.8%。从发电量看，2017年全国总发电量达到64179亿千瓦时，约是1978年的25倍，核、风、光等清洁能源发电量比重达到29.1，相比1978年提升了11.7个百分点（见图1、图2）。

 

　　过去的40年我国经济持续高速增长，电力需求旺盛，华能、华电、国电一批百万千瓦超超临界火电机组相继投运，我国在超临界机组发电技术、大型空冷机组的开发和应用等方面均达到国际先进水平，火电机组发电煤耗和供电煤耗也从1978年的434克/千瓦时和471克/千瓦时，分别下降至2016年的312克/千瓦时和294克/千瓦时。依托国家重大工程建设，我国水电装备也实现了显着进步，三峡、溪洛渡、向家坝、白鹤滩、乌东德等一大批大型水电站相继投运，我国大型水电机组的制造能力和水平已达到世界领先水平，水电控制自动化、流域梯级利用已居世界先进。我国核电从无到有，成功走出了一条“引进、消化、吸收、再创新”的逆袭之路，“华龙一号”示范工程标志我国已经掌握了具有自主知识产权的第三代百万千瓦级核电技术。我国可再生能源发电起步比较早，但在相当长的时期内进展非常缓慢，自2015年《中华人民共和国可再生能源法》发布以来，近十几年，我国的可再生能源技术发展迅速，特别是“十五”后期以来，风电、太阳能发电从制造到开发取得了一系列突出成就，目前我国风电和太阳能发电装机容量连续多年稳居世界第一，全国已建立起较为完整的可再生能源产业链，大型风机、低风速风机、光伏发电效率、光热发电等不断获得突破。

 

　　各级电网持续完善，资源实现大范围配置

 

　　改革开放之初，我国电网建设相对滞后，全国220千伏及以上输电线路长度仅2.3万千米，变电容量约为2528万千伏；历经40年的建设，全国电网建设也取得了举世瞩目的成就，最高电压等级从220千伏、500千伏逐步发展到当前的1000千伏、±800千伏，电压层级分布日趋完善，截至2017年底，全国220千伏及以上输电线路总长达到68.8万千米，是1978年的30倍，变电容量达到40亿千伏安，相比改革之初增长了157倍多。“十二五”时期，新疆、西藏、青海玉树藏族自治州、四川甘孜州北部地区相继结束了孤网运行的历史，全国彻底解决了无电人口用电问题，电网成为满足人民美好生活需要的重要保障。我国电网规模2005年以来稳居世界第一，电网建设总体保证了新增17亿千瓦电源的接入，满足了新增电量6万亿千瓦时的供电需求，有力支撑了社会经济的快速发展。

 

　　我国的发电资源与电力负荷呈现明显的逆向分布，煤电资源主要分布在东北、华北和西北，风电资源主要集中在“三北”和华东沿海地区，太阳能光伏资源主要分布在西北和华北地区，而负荷中心集中于东南部沿海和中部地区，跨省跨区电网建设已成为我国解决资源分布不均、优化发电资源的重要手段，我国已基本建成“西电东送、南北互供、全国联网”的电网配置资源格局，8条1000千伏特高压交流线路和13条±800千伏特高压直流线路相继投运，电力资源的大范围调配成为常态。从2006～2017年，我国跨区输电容量增长了5倍，西南、西北和华中三个区域的输出电量规模最大，合计占比超过3/4;34个省市中，20个省市净电量输出超过10太瓦时，13个省市净电量输入超过10太瓦时；作为水电资源丰富的西南地区，云南和四川是全国跨省外送电量比例最大的省份，2017年均超过40%;而北京和上海作为人口密度最大的城市（除香港和澳门），年用电量超过40%为外来电（见图3、图4）。

 

　　电力市场化改革逐步推进，竞争体系初步形成

 

　　为了促进电力行业更好地满足经济和社会发展需求，提高从电力建设、生产到消费的效率，电力行业一直走在我国改革的前列，前后大致经历了三个阶段。

 

　　第一个阶段，省为实体，集资办电。改革开放后，随着经济的发展，用电需求猛增，电源不足的矛盾越发突出。为了解决电源投资不足的问题，我国出台多渠道、多层次、多形式集资办电政策，核心思想是引进外国资本、鼓励民间资本投资建设电源，相继成立了华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团公司，华能、新力等发电公司，长江三峡、清江、五陵等水电公司，还成立了南方电力联合公司，打破了国家独家办电的局面，调动了各方面的积极性，极大地促进了电力特别是电源的发展。

 

　　第二个阶段，政企分开，厂网分离，竞价上网。伴随当时我国经济进入调整阶段，为了更好地提高电力行业效率，竞争性电力市场在全国开始试点建设。1997年国家电力公司成立，开启我国步入政企分开、公司化改组的轨道；1998年电力部撤销，电力行政管理权移交国家经贸委及地方政府，截至2000年底，全国大多数省市电力工业完成政企分开。2002年，原国家电力公司一分为七，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团，基本形成了我国电力竞价上网的格局。从2003年开始，一直到2010年，电力供需基本处于严重紧缺状态，在这个时期无论是电源建设规模，还是电网建设规模，均达到了过去几十年的顶峰。2011年开始，我国成为世界第一大电网系统；2013年，全国电源装机总规模超越美国，位居世界第一。

 

　　第三个阶段，配售分开，改革深化。2015年伴随《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文件）的印发，我国电力体制改革得到进一步深化，在电力生产、运输、交易、消费产业链条上，对自然垄断部分实行管制；对非自然垄断部分予以放开，引入竞争机制。打破了电网企业的售电专营权，向社会放开配售电业务，推进建立了相对独立规范运行的交易机构；同时，还在增量配电网领域，积极引入社会化资本投资，最终形成了“管住中间、放开两头”的体制架构，促进了电力发、输、配、用各环节效率提升。

 

　　当前我国电力发展面临的主要挑战

 

　　纵观改革开放以来我国电力行业的发展变迁，电力在支撑经济发展中发挥着越来越重要的作用，伴随我国社会主要矛盾转变为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分发展之间的矛盾，电力发展也经历了从最初保障性供应，到解决资源分布不均衡，再到当前优化能源结构，电力已成为构建现代化能源体系和推动经济高质量发展的重要抓手；伴随改革的推进，打破垄断、引入竞争依然是电力领域适应新经济发展阶段的必然方向。然而我国电力发展有起伏、有往复，依然面临以下几方面的挑战：

 

　　发展方向和市场导向不明确，导致严重依赖化石能源与清洁能源消纳困难依然并存。在我国原有以煤炭为主的能源系统惯性依然存在，2017年全国总发电量的68.5%来自燃煤发电，2.4%来自天然气发电，化石能源发电比重依然偏高，很多地区环境承载能力已达到或接近上限，高碳消费成为造成我国大部分城市严重污染的重要因素；国际上，我国要履行《巴黎协定》应对气候变化的自主行动计划，要求2030年左右实现碳排放达到峰值。面对国内和国外的压力，我国当前可再生能源发展却面临严峻的消纳形势，2017年全国弃风电量422亿千瓦时，主要集中在“三北”地区；弃光电量73亿千瓦时，甘肃、新疆、陕西、青海和宁夏较为严重。虽然风、光等可再生能源发电具有波动性和间歇性的特点，由于发展方向和市场导向不明，使得电力系统巨大和潜在的灵活性不能被挖掘和利用，外加地方和企业间的利益壁垒，这是造成当前清洁能源消纳困难的主要原因。

 

　　我国可再生能源富集地区，电源结构多以传统燃煤机组为主，受设计等因素影响，我国燃煤机组最大调峰幅度普遍设定为50%，远远落后于丹麦、德国等20%左右的领先水平，电力体制机制改革滞后，致使煤电机组灵活调节能力受限；其次，当前的电网调度和交易体系严重影响了省间、区域间电力互济能力的发挥，而且成为省市利益的保护伞，严重影响了电网灵活性的释放；第三，用户侧缺乏有效的价格等机制，电力需求响应资源开发不足。

 

　　绿色发展理念没有深融到电网建设中，使电力资源配置效率不高。我国资源与需求的分布不均衡，迫使“西电东送、南北互供、全国联网”成为客观必然。然而自2004年以来，我国电网发展呈现重高压轻低压、重输电轻配电的趋势，过分强调新建大容量、远距离特高压输电项目，大量已建500千伏、750千伏跨省、跨区输电线路无法得到有效利用，造成我国输电网线路配置资源效率低下。2016年我国装机容量与输电线路回路长度之比约为2638千瓦/千米，仅为欧洲电网（2015年）的74.2%，美国电网（2012年）的69.3%，同样低于日韩电网，如果参考美国电网的利用水平，我国当前电网还可以支撑新增7.3亿千瓦的电源装机；2016年我国全社会用电量与输电线路回路长度之比为955万千瓦时/千米，不足欧美的80%，远低于日韩的2291万千瓦时/千米和1522万千瓦时/千米。如果参考美国的输电水平，当前输电网可以支撑7.8万亿千瓦时的用电量，这就意味着我国“十三五”期间不再需要新增任何输电线路。同时在技术尚未完全成熟的情况下，快速上马大批特高压跨区输电项目，造成部分重大输电工程运行输送功率不能达到预期，可靠性指标远低于全国平均水平。近期国家能源局关于《浙福特高压交流等十项典型电网工程投资成效监管报告》披露，哈郑工程投产以来最大输送功率不足设计输送容量的63%，2016年哈郑、糯扎渡、溪洛渡年度能量不可用率分别为0.18%、0.3%和0.3%，远高于同期全国0.061%的平均水平。

 

　　适应能源转型变革需要的电力体制机制仍有待完善。长期以来，我国延续发电计划调度和政府定价模式，已无法适应当前低碳、清洁发展需要，很难调解不同电源之间、各个区域之间的利益冲突；价格制度也尚不完善，缺乏激励电源侧增加灵活调节能力的市场机制，造成火电机组调峰应用、抽水储能等灵活调节能力较高的电源发展缓慢；需求侧响应能力也没有得到深入挖掘，用户电价缺乏弹性，系统调节需求无法通过价格信号传导至用户，并影响其用电行为，导致用户参与系统调节的积极性不高；能源价格、税收等作为调节市场利益关系的重要政策手段，也没有充分考虑和评估对于外部环境的影响，导致清洁能源的低碳、绿色、环保优势无从发挥。对于可再生能源来说，当前的固定电价政策是我国可再生能源发展的主要支持机制，但随着可再生能源规模日益增大，补贴缺口不断加大，并且补贴水平调整不平稳，多次造成补贴下降产生的“抢装潮”，不适用于未来电力市场改革和可再生能源市场化发展方向。

 

　　未来我国电力高质量发展展望

 

　　按照“十九大”提出的现代化经济体系建设要求，到2050年实现“美丽中国”，电力将起到主导作用，终端用能需要实现高比例电气化。如果2050年实现终端用能电气化比例55%～60%，人均用电需要到达10000～11000千瓦时，这就为可再生能源电力带来了巨大的发展空间，一次能源供应结构可以实现2/3来自于可再生能源，能源消费总量可以从2017年的44.9亿吨标准煤降到2050年的35～36亿吨标准煤，实现能源、经济、生态良性循环的可持续发展的经济社会系统。所以，未来我国电力发展必将进入高质量发展阶段，源、网、荷的发展要符合五大发展理念，电力体制机制改革要为建设清洁低碳、安全高效的电力系统搭好平台。

 

　　需要严格控制煤电装机和电煤消费量，运用市场化手段提升电力系统的灵活性。我国的终端能源还会继续增长以满足经济增长的需求，如果仍然以化石能源为主转化为终端能源，我国PM2.5的问题会越加严重，生态环境会进一步恶化，同时也难以满足履行《巴黎协定》的要求，所以要提早做准备，制定减煤、去油的能源战略，为可再生能源的发展创建市场空间；按照国际领先水平鼓励火电机组进行热储能技术改造，加快扩大全国火电灵活性改造范围，严格限制系统调峰困难地区火电热电联产化；按照经济技术合理原则加快华北、东北、西北地区抽水蓄能电站建设，同时在北京、上海、广州等一线城市加快推动电动汽车替代燃油汽车应用，并建立相应的市场机制将这些微型储能电站与本市的电力系统融合发展，可大比例吸纳风电和光电，使电力结构绿色化；充分利用不同省区用电负荷、可再生能源发电的错时特性，不断挖掘跨省区调节潜力，促进跨省区调节资源互济；加快推进电动汽车智能充放电等灵活负荷控制，充分释放需求侧资源的灵活性。

 

　　推动电力跨省跨区接续传输，加快电网输配分开。坚持电力就近利用原则，充分利用已有省间、区域间500千伏、750千伏输电联络线路，实行从优先省内平衡、到协调区域平衡、再到集中全国平衡的逐层电力调度，实现各类发电资源集中与分散利用并重、就近与跨区消纳并举，推动清洁能源在更大范围内优化配置。加快推进电网输配分开，建立非盈利性质的输电公司，形成政府监管、满足市场需要的科学输电建设机制，减少网络冗余，提高线路运行效率和管理水平，不断降低输电费用。放开配售电市场，引入全面竞争机制，发挥市场在配电网资源配置中的决定性作用，由市场形成配电价格，强化商业模式创新，实现电网高效沟通供需两侧资源。

 

　　构建节能低碳电力调度体系，加快相关电力市场机制建设。加快出台节能低碳电力调度办法，保障清洁能源优先上网，实现我国能源的清洁低碳、安全高效利用。尽快改变当前以省为主体的电力市场建设格局，加快推进区域电力市场建设，充分发挥区域级电力调度职能和跨省区联络线调剂作用，打破省间壁垒，促进送端地区与受端地区资源的互济；建设统一开放、竞争有序的区域、全国电力市场，持续扩大化石能源与非化石能源的竞争格局，倒逼各地充分利用电网资源。加快制定输电受端地区电网接纳机制和辅助服务激励政策，实现对清洁能源消纳相关利益主体进行有效补偿，尽快建立完善的辅助服务市场，为未来充分释放电动汽车、需求响应等需求侧灵活性资源提供基础平台和体制机制保障。

 

　　加强依法监管，构建电力投资、运营现代化全方位监管体系。充分利用信息采集、大数据、“互联网+监管”等先进技术手段建立常态化政府监管机制，建立责任追溯制度；引入电力第三方监督，设立独立部门或邀请第三方机构进行“事前、事中、事后”监督，并将监督情况及时反馈到规划、政策、标准、审批等环节；向社会公开发布电力监管报告，披露监管信息，增加监管工作的透明度，将监管报告作为拟定规划、制定政策的重要建议，使监管发挥更加积极主动的作用。

 

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2018年09期，作者就职于国家发改委能源研究所。