《电力工业发展展望》专题讲座精彩摘录
“十三五”以来，伴随着新常态经济结构调整效益逐步显现，改革红利、发展动力不断释放，电力需求增长达到规划预期上限。2016至2017年全社会用电量年均增速5.8%，2018年上半年全社会用电量增速9.4%，超出了规划预期的4.5%。截至2017年年底，全国发电装机达17.8亿千瓦，居世界第一;水电、煤电、风电、太阳能发电装机容量均居世界第一;人均装机约1.11千瓦，超世界平均水平。党的十九大报告描绘了我国未来发展的蓝图，并将能源纳入生态文明建设总体布局。中央经济工作会议召开，提出了推动经济高质量发展的根本要求。
“十三五”中后期电力发展预测分析
电力需求方面，“十三五”前两年，全国用电增速分别达到4.9%和6.6%，分别较2015年提高4.0和5.6个百分点，全国各区域用电增速均有显著提升。
全国电力需求预测，综合考虑，我国电力需求增速仍将延续中速偏弱的水平，后三年年均增速调整为5.2%，“十三五”年均增速将由规划增速4.5%上调至5.4%，2020年全社会用电量预计为7.4万亿千瓦时。
电力供需形势方面，2018年，江西电力供需紧张，河北南网、陕西、江苏、浙江、安徽、湖北、湖南、江西、广东电力供需偏紧，山西、云南存在电力冗余，其他地区相对宽松。2019年，陕西、上海、江苏、浙江、安徽、湖北、湖南、河南、江西、广东、海南电力供需偏紧，山西、云南存在电力冗余，其他地区相对宽松。2020年，陕西、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、河南、江西、广东电力供需偏紧，山西、云南存在电力冗余，其他地区相对宽松。
非化石能源占比方面，15%非化石能源消费比重目标实现难度较大。未来三年，全国能源消费总量预计仍将保持增长态势。非化石能源中，核电投产规模预计无法达到规划预期，影响非化石能源消费比重0.2个百分点左右。
可再生能源消纳利用方面，2020年弃风率有望控制在10%以内，风电具备平价上网条件。新能源消纳监测预警机制将为风电合理开发布局提供支撑;可再生能源就地综合应用示范模式的推广应用将加强风电就近消纳能力;平价上网的风电基地开发外送模式推广将促进解决风电外送消纳问题。
电力系统调节能力方面，提升系统调节能力仍是电力发展的重要任务。建议进一步扩大煤电灵活性改造规模，抓紧总结试点经验，加快推进华北、西北调峰辅助服务市场化运作;推动调峰气电和抽水蓄能电站建设。
电网发展方面，电网转型升级步伐将进一步加快。川渝藏电网，蒙西与华北主网，南方区域广东和海南电网均需要进一步优化网架结构，尽快论证确定目标网架;同时，电网发展重点逐步转向城乡配电网，电网智能化水平将不断提高，电网绿色平台作用将更加显现。
中长期发展展望
《能源生产和消费革命战略(2016~2030)》指出，能源消费总量控制在60亿吨标准煤以内;非化石能源占比20%，预计达到德国2015年发展水平;电量占比力争达到50%，电力在我国能源发展的中心地位日益明显，电能将成为未来多能互补综合能源系统的核心纽带。
电力需求方面，预计2020年全国用电量达到7.4万亿千瓦时，2035年全社会用电量约10.5万亿~11.1万亿千瓦时，2050年全社会用电量约11.3万亿~12.5万亿千瓦时。
电源发展方面，水电在绿色能源战略中具有非常重要的地位。坚持生态优先和移民妥善安置前提下，积极开发水电。以重要流域龙头水电站建设为重点，科学开发西南水电资源，统筹水电的开发与外送。预计到2035年水电装机达到4.5亿千瓦左右。
坚持安全发展原则推进核电建设;技术进步推动新能源与储能成本持续下降;新能源发展全面进入竞争性配置时代;国家正在研究推动实施可再生能源电力配额制;新能源发展由补贴驱动逐渐过渡为完全市场驱动;燃煤耦合生物质发电发展空间广阔。
跨省跨区外送通道中清洁能源电力外送比重进一步提高。全国电网保持区域电网异步互联互济格局。随着风电光伏等可再生能源和电动汽车等接入，配电网的潮流可能出现双向流动，增加了配电网运行控制的难度，传统配电网潮流均衡协调控制面临复杂化。未来电网将形成主干网与局域电网(微电网)结合、交流与直流混合的新形态。
体制机制方面，未来，我国电力市场逐步过渡到中长期与现货相互补充的健全市场结构，最终在全国范围内融合为竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系。
有关建议
电力行业发展需要聚焦于高质量发展;电力行业需要持续推进供给侧结构性改革。重视与市场的深度融合;把握国家节能减排政策，积极布局煤电转型升级领域相关业务;加大对风电、太阳能等清洁能源领域的业务布局;关注电能替代领域，积极拓展用户侧市场;结合电力体制改革新形势，寻求新的业务增长点;加快转型，拓展非电工程业务和新商业模式;以“一带一路”倡议为重点，深入推进国际业务发展。
（中国能建集团党委常委、副总经理，国家电力规划中心常务副主任吴云）
