麦电网讯：“十三五”以来，风电、光伏通过试点示范及规模化应用，取得快速发展，风电年新增装机超过1500万千瓦，光伏年新增装机约3000万千瓦，累计装机容量占比持续上升，新能源正由补充型电源逐步向主力型电源发展。近日，能源情报研究中心出品的重磅报告《能源发展回顾与展望（2020）》发布，以下为报告第四至五篇。
（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID：nyqbyj 作者：能源情报研究中心）
第四篇 电源清洁低碳转型提速
截至2020年11月底，全国发电装机容量21.2亿千瓦，同比增长6.8%。水电3.7亿千瓦，同比增长3.4%，其中，常规水电3.4亿千瓦，同比增长3.3%。火电12.3亿千瓦，同比增长4.1%，其中，燃煤发电10.7亿千瓦，同比增长3.2%，燃气发电9751万千瓦，同比增长8.4%。核电4989万千瓦，同比增长2.4%。风电2.4亿千瓦，同比增长17.5%。太阳能发电2.3亿千瓦，同比增长19.8%。前三季度，生物质发电新增装机247万千瓦，累计装机达到2617万千瓦，同比增长20.3%。预计2020年全国发电装机容量21.4亿千瓦，同比增长6.3%左右。非化石能源发电装机容量达到9.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至43.7%，比2019年底提高1.7个百分点左右。风电和太阳能发电装机比重提高至22.8%、同比提高2.2个百分点左右，对电力系统调峰能力的需求进一步增加。
1～11月份，全国基建新增发电生产能力10203万千瓦，比上年同期多投产2597万千瓦。其中，水电1079万千瓦、火电3934万千瓦（其中燃煤2724万千瓦、燃气620万千瓦）、核电112万千瓦、风电2462万千瓦、太阳能发电2590万千瓦。水电、火电、风电和太阳能发电比上年同期多投产740、517、816和795万千瓦，核电比上年同期少投产297万千瓦。预计2020年，全国基建新增发电装机容量1.4亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产9300万千瓦左右。
“十三五”以来，全国6000千瓦及以上电厂火电装机容量从2016年初的10.1亿千瓦增长到目前的12.3亿千瓦；全国6000千瓦及以上电厂核电装机容量从2016年初的2717万千瓦增长到目前的4989万千瓦。风电、光伏通过试点示范及规模化应用，取得快速发展，风电年新增装机超过1500万千瓦，光伏年新增装机约3000万千瓦，累计装机容量占比持续上升，新能源正由补充型电源逐步向主力型电源发展。水电、风电、光伏、在建核电装机规模等多项指标保持世界第一。
注：*系截至2020年11月数据
数据来源：国家统计局、中电联图
4-1 “十三五”期间全国发电装机情况
注：*系截至2020年11月数据数据来源：国家统计局、中电联图
4-2 “十三五”期间发电装机结构变化
1～11月，全国规模以上电厂发电量66824亿千瓦时，同比增长2.0%，增速比上年同期回落1.4个百分点。规模以上电厂水力发电量11378亿千瓦时，同比增长4.9%，增速比上年同期回落0.5个百分点。规模以上电厂火力发电量47096亿千瓦时，同比增长0.3%，增速比上年同期回落1.3个百分点。核能发电量3310亿千瓦时，同比增长5.0%，增速比上年同期回落13.8个百分点。全国6000千瓦及以上风电厂发电量4184亿千瓦时，同比增长15.0%，增速比上年同期提高3.7个百分点。太阳能发电量为1308亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期回落5.2%。前三季度生物质发电958亿千瓦时，同比增长19.2%。
“十三五”期间，非化石能源发电量逐年提高，在电量结构中占比逐年提升。
注：*系截至2020年11月数据
数据来源：国家统计局、中电联图
4-3 “十三五”期间分类型发电量情况
注：*系截至2020年11月数据
数据来源：国家统计局、中电联图
4-4 “十三五”期间发电量结构变化
2020年1～11月，全国电源工程投资完成4157亿元，同比增长43.5%。其中，水电投资894亿元，同比增加23.2%；火电投资448亿元，同比下降28.8%；核电投资285亿元，同比下降11.0%；风电投资2151亿元，同比增加109.9%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的92.1%，比上年同期提高10.3个百分点。根据前三季度数据，太阳能发电投资增长113.9%。
“十三五”以来，火电工程完成投资从2016年的1119亿元下降到448亿元；核电工程完成投资从2016年的504亿元下降到285亿元。据生态环境部统计，我国可再生能源领域投资、装机和发电量连续多年稳居全球第一，可再生能源投资已经连续五年超过1000亿美元。
表4-1 “十三五”期间电力投资情况（单位：亿元）
注：*系截至2020年11月数据数据来源：中电联
1～11月份，全国发电设备累计平均利用小时3384小时，比上年同期降低85小时。分类型看，水电设备平均利用小时为3627小时，比上年同期增加128小时；火电设备平均利用小时为3727小时（其中，燃煤发电和燃气发电设备平均利用小时分别为3814和2364小时），比上年同期降低129小时；核电设备平均利用小时6746小时，比上年同期增加36小时；并网风电设备平均利用小时1912小时，比上年同期增加30小时；太阳能发电设备平均利用小时1203小时，比上年同期降低2小时。
表4-2 “十三五”期间发电设备利用小时数（单位：小时）
注：*系截至2020年11月数据数据来源：中电联
“十三五”以来，全国火电设备平均利用小时在4200～4400小时左右波动。全国核电设备平均利用小时已从“十三五”初期的不足7100小时波动回升至7400小时左右。
1.习近平对金沙江乌东德水电站首批机组投产发电作出重要指示
据新华社6月29日消息，中共中央总书记、国家主席、中央军委主席习近平日前对金沙江乌东德水电站首批机组投产发电作出重要指示，代表党中央，对首批机组投产发电表示热烈的祝贺，向全体建设者和为工程建设作出贡献的广大干部群众表示诚挚的问候。
习近平强调，乌东德水电站是实施“西电东送”的国家重大工程。希望同志们再接再厉，坚持新发展理念，勇攀科技新高峰，高标准高质量完成后续工程建设任务，努力把乌东德水电站打造成精品工程。要坚持生态优先、绿色发展，科学有序推进金沙江水能资源开发，推动金沙江流域在保护中发展、在发展中保护，更好造福人民。
6月29日，金沙江乌东德水电站首批6号、7号机组正式投产发电。11月30日前，陆续又有4台机组投产发电。12月19日，乌东德水电站左岸3号机组结束72小时试运行，正式投产发电。此前一天，乌东德右岸10号机组也顺利投产。至此，乌东德水电站2020年投产目标按期完成，实现半年内投产8台85万千瓦巨型水轮发电机组的佳绩，已投产机组运行状态良好。作为我国第四、世界第七大水电站，乌东德水电站由中国长江三峡集团公司于2015年12月全面开工建设，总装机容量1020万千瓦，年均发电量389.1亿千瓦时，所有机组将于2021年7月前全部建成投产。据测算，乌东德水电站生产的绿色电能，每年将节约标准煤1220万吨，分别减少温室气体二氧化碳、二氧化硫排放3050万吨和10.4万吨，相当于种植8.5万公顷的阔叶林，有助于中国实现节能减排目标。
乌东德水电站是党的十八大以来中国开工建设并投产的首个千万千瓦级世界级巨型水电站，将成为中国“西电东送”能源战略中的骨干电源点。
2.严控新增煤电产能规模，优化产能结构
《2020年能源工作指导意见》《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》对煤电新增规模、产能优化作出明确规定，使煤电在发挥电力供应“压舱石”作用的同时，推进生态文明建设，合理引导煤电发展。国家能源局2020年2月发布的《关于发布2023年煤电规划建设风险预警的通知》显示，2023年，列入测算的33个省（市、自治区），山西、甘肃、宁夏3省（区）煤电装机充裕度预警指标为红色。
《2020年能源工作指导意见》指出，在确保电力、热力供应的基础上，继续淘汰关停不达标的落后煤电机组。从严控制、按需推动煤电项目建设。推进散煤治理和煤炭清洁化利用，着力提高电煤消费比重。国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》指出，稳妥推进煤电建设，发布实施煤电规划建设风险预警，严控煤电新增产能规模，按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。开展煤电风光储一体化试点，在煤炭和新能源资源富集的西部地区，充分发挥煤电调峰能力，促进清洁能源多发满发。有序安排煤电应急调峰储备电源建设。目前，山东等地方陆续发布燃煤机组关停名单，落实上述文件有关精神。“十三五”以来，关停落后煤电机组超过3000万千瓦。
3.持续推进煤电机组超低排放和节能改造
截至2019年底，我国实现超低排放的煤电机组约8.9亿千瓦，占煤电总装机容量的86%，我国建成了世界最大规模的超低排放清洁煤电供应体系。《2020年能源工作指导意见》指出，2020年，我国统筹推进现役煤电机组超低排放和节能改造，西部地区具备条件的机组年底前完成超低排放改造。目前，相关地区和火电企业正抓紧推动改造，部分已完成改造的地区积极探索，加强和巩固改造成果。其中，11月18日，江苏249台主力燃煤发电机组经过超低排放改造，全部接入江苏省火力发电节能减排监控中心燃煤机组超低排放实时监控系统，在全国率先实现省域燃煤机组超低排放全联网监控。
4.有序落实煤电资源区域整合
继2019年12月国资委下发《中央企业煤电资源区域整合试点方案》后，2020年5月，国资委下发《关于印发中央企业煤电资源区域整合第一批试点首批划转企业名单的通知》，通知称，目前已就甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5个试点区域48户煤电企业（或项目）整合达成一致意见，其中，38户将于2020年6月30日前划转、2户于发电项目竣工后一年内划转、8户暂不划转（5户煤电一体化项目、2户自备电厂、1户已签订股权转让协议）。据统计，在40户划转名单中，甘肃区域共14户，装机容量共1261.5万千瓦，全部划入华能集团。陕西区域共8户，装机容量共908万千瓦，全部划入大唐集团。新疆区域共13户，装机容量共629.4万千瓦，全部划入华电集团。青海区域共2户，装机容量共130万千瓦，全部划入国家电投集团。宁夏区域共3户，装机容量共334万千瓦，全部划入国家能源集团。上述五大区域煤电资源整合首批划转企业装机量合计共3262.9万千瓦。五大发电集团已在有序落实该项煤电资源划转工作。
5.碳排放约束进一步收紧
2020年，全国碳市场建设取得较大进展。政策法规方面，以《碳排放权交易管理暂行条例》为代表的国家碳交易立法进程持续推进，全国碳市场管理办法以及配额分配等配套政策加紧制定。2020年11月，生态环境部陆续起草了《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（征求意见稿）、《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》（征求意见稿）和《年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》(征求意见稿)等三份文件，向社会公开征求意见，碳排放核查指南等相关技术标准逐步完善。基础设施建设方面，湖北省、上海市生态环境主管部门及相关支撑单位在生态环境部指导下研究制定了全国碳排放权注册登记系统和交易系统的施工建设方案，结合专家论证意见进一步完善系统施工建设方案。配额分配方面，全国碳市场重点排放单位碳排放数据报送工作逐年开展，形成《纳入年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》，向社会征求意见，2019～2020年全国碳市场纳入发电行业重点排放单位共计2267家。
6.风电光伏平价上网规模超4千万千瓦
3月，国家能源局发布《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，重点突出推进平价上网和加大力度实施需国家补贴项目竞争配置的两大方向，同时强化风电、光伏发电项目的电力送出和消纳保障机制，提高市场竞争力，推动产业进入高质量发展的新阶段。
8月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》。《通知》提出，结合各省级能源主管部门报送信息，2020年风电平价上网项目装机规模1139.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模3305.06万千瓦。2019年第一批和2020年风电、光伏发电平价上网项目须于2020年底前核准（备案）并开工建设，除并网消纳受限原因以外，风电项目须于2022年底前并网，光伏发电项目须于2021年底前并网。
2019年1月，国家发展改革委联合国家能源局下发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，提出开展平价上网项目和低价上网试点项目建设。同年5月，国家发展改革委、国家能源局汇总公布了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目清单，总规模2076万千瓦。从装机规模情况看，2020年平价上网装机规模比2019年明显扩大。
7.各省可再生能源消纳责任权重相继出炉
2020年是我国正式实施可再生能源电力消纳保障机制的第一年。根据《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号)，我国将对各省级行政区域承担的可再生能源电力消纳责任权重进行全面监测评价和正式考核。5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》，明确了各省（区、市）2020年可再生能源电力消纳总量责任权重、非水电责任权重的最低值和激励值，西藏以可再生能源为主，807号文明确不予考核。全国有10个省（区、市）的最低可再生能源总量消纳责任权重超过30%，9个省（区、市）最低非水电可再生能源消纳责任权重超过15%。7月起，多地发布可再生能源电力消纳实施方案，要求各类市场主体完成相应可再生能源及非水可再生能源消纳量，实质性推进配额制落地实施。
为促进清洁能源高质量发展，5月国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》，提出将从“构建以消纳为核心的清洁能源发展机制”“加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制”“全面提升电力系统调节能力”“着力推动清洁能源消纳模式创新”“构建清洁能源消纳闭环监管体系”五个方面入手，建立健全清洁能源消纳长效机制。根据国家发展改革委、国家能源局联合印发的《清洁能源消纳行动计划（年）》，到2020年基本解决清洁能源消纳问题。
8.完善补贴方式促进非水可再生能源发电健康发展
2020年1月财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确，国家不再发布可再生能源电价附加补助目录，而由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电补贴项目清单。此前已公布的1～7批目录内项目直接列入电网企业可再生能源发电项目补贴清单。2月发布的《可再生能源电价附加资金管理办法》，明确财政部按照以收定支的原则向电网企业和省级财政部门拨付可再生能源发电项目补助资金。2020年11月，财政部办公厅印发《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》，要求抓紧审核存量项目，分批纳入补贴清单。文件中明确2006年及以后年度按规定完成核准（备案）手续并且完成全容量并网的所有项目均可申报进入补贴清单。
9.海上风电建设加速推进
我国海上风电步入开发建设新阶段。广东、福建、江苏、山东等地海上风电进入开工建设高峰期。截至2020年上半年，海上风电在建项目30余个，共计容量约1300万千瓦。截至2020年9月底，我国海上风电累计并网规模750万千瓦。
广东：2020年广东省重点建设19个海上风电项目。2019～2020年海上风电项目预计投资1565.19亿元、项目数19项（续建项目16项、新建项目3项）。按照《广东省海上风电发展规划（年）（修编）》，广东省规划海上风电场址23个，总装机容量6685万千瓦。
福建：2020年福建省重点建设18个海上风电项目，在建重点项目包含福建三峡海上风电产业园等14个海上风电项目，预备重点项目包含4个海上风电项目。
江苏：2020年江苏如东实施13个海上风电项目，投资超过300亿。截至6月底，全江苏省风电并网容量1110万千瓦，提前完成“十三五”规划的目标任务。其中，海上风电装机464万千瓦，占全国的70%，连续多年全国第一。
山东：根据《山东省海上风电发展规划（）》（修编版），山东省规划三大海上风电基地，分别是渤中基地890万千瓦（其中近东营市周边规划海上风电700万千瓦）、半岛北基地30万千瓦、半岛南基地680万千瓦，共计41个风电场。
10.抽水蓄能电站建设积极推进
12月20日，安徽绩溪抽水蓄能电站最后一台机组并网发电，标志我国目前最大抽水蓄能电站6台机组全部并网。绩溪抽水蓄能电站总装机容量180万千瓦，超过目前安徽省已有、在建抽水蓄能电站装机容量总和。
随着新能源装机不断增长，电网对储能的需求增加。尽管有新的储能技术出现，抽水蓄能仍是当前最经济可行的储能解决方案。2020年，电网企业积极推进抽水蓄能建设，河北、山西、辽宁、浙江、山东、河北、福建、广东已有若干开工或审批等进展信息。
11.白鹤滩水电站获关键进展
白鹤滩水电站装机总容量1600万千瓦，单机容量100万千瓦，位居世界第一。预计2021年7月首批机组投产发电，2022年7月全部机组将实现投产发电。
2020年白鹤滩水电站建设获得关键进展。9月9日，继全球首台百万千瓦水电机组转子吊装仅22天之后，白鹤滩水电站2号机组转轮吊装完成，这是白鹤滩水电站完成吊装的第三台单机容量100万千瓦水轮发电机组转轮，标志着全球首座百万千瓦水电站又一机组进入全面总装阶段。11月26日，白鹤滩水电站大坝首批坝段浇筑到顶，标志着中国300米级混凝土双曲特高拱坝建造技术实现世界引领。12月19日，白鹤滩水电站泄洪洞工程顺利完工。这是白鹤滩水电站首个完工的主体工程，为2021年7月首批机组投产发电和工程整体安全度汛奠定了坚实基础。
白鹤滩水电站送出工程也在加速建设当中。12月10日，白鹤滩—江苏±800千伏特高压直流输电工程开工，标志着白鹤滩水电站送出工程终于落地。
12.重型燃气轮机国产化成果显现
近年来，我国为“航空发动机与燃气轮机”国家科技重大专项，投入了千亿资金，华能南通电厂燃气轮机发电项目等24个项目列入第一批燃气轮机创新发展示范项目。依托该批次示范项目，我国燃气轮机产业长期以来依赖进口的关键核心技术逐步实现国产化，未来两年将陆续收获成果。
国内首台自主研发F级50兆瓦重型燃气轮机满负荷运行
11月27日，国内首台拥有自主知识产权的F级50兆瓦重型燃气轮机整机在四川德阳实现满负荷稳定运行，标志着我国重型燃气轮机自主研制match国产化迈出关键一步。这是电站长期运行前的最后一项性能试验，也代表着通过11年攻坚，我国“啃”下了发电装备领域最后一块“硬骨头”。F级重型燃气轮机工作温度达1300摄氏度以上，能保证高温部件在金属熔点以上安全稳定地工作数万个小时。此次设备100%自主化后，整机制造成本可大幅降低，运行与维护价格可节省近一半，检修周期也可缩短50%以上。
13.多地下调天然气发电上网电价，浙江试点平价上网
2020年以来，考虑国际天然气价格下降，浙江、广东、天津等地陆续调降天然气发电上网电价，降低企业用能成本。浙江省发改委还组织开展天然气发电机组平价上网改革试点工作，试点电价按照统调燃煤机组上网基准电价0.4153元/千瓦时执行。
14.“华龙一号”全球首堆实现并网
2020年，“华龙一号”新核准四台机组、实现全球首堆并网、在海外通过欧洲认证，建设应用进入新阶段。9月2日，国务院常务会议核准通过海南昌江核电二期工程和浙江三澳核电一期工程各两台“华龙一号”120万千瓦机组建设，列入国家规划。此前，国内6台、国外2台“华龙一号”机组正在顺利建设中。11月27日，“华龙一号”全球首堆——中核集团福清核电5号机组首次并网发电。机组各项技术指标均符合设计要求，机组状态良好，为后续机组投入商业运行奠定了坚实基础，并创造了全球第三代核电首堆建设的最佳业绩。
同时，“华龙一号”走出去也取得积极进展。2020年，“华龙一号”通过欧洲用户要求（EUR）符合性评估，获得EUR认证证书。认证结果表明“华龙一号”的设计满足欧洲最新核电要求。“华龙一号”EUR认证于2017年8月全面启动，EUR组织11家成员单位参与。认证经过了申请、准备、详细评估和定稿四个阶段，在认证过程中，审评方基于中广核提交的大量审评文件，完成了5000多项符合性分析，“华龙一号”的技术先进性和成熟性得到认可。
15.运行核电机组安全状态良好
《2020年能源工作指导意见》再次明确，安全发展核电。2020年，我国核电运行安全水平始终保持国际前列。3月，世界核运营者协会（WANO）在其官方网站公布了全球核电机组2019年综合指数排名，全球411台运行机组参评、65台满分，我国45台机组参评、23台满分，在全球处于较高水平。8月，生态环境部发布《核安全信息公开办法》，自2020年10月1日起施行，以进一步规范和加强核安全信息公开工作，保障公民、法人和其他组织对核安全的知情权、参与权、表达权和监督权。11月，生态环境部发布《核动力厂营运单位核安全报告规定》，明确于2021年1月1日起施行。这是对1995年6月颁布的《核电厂营运单位报告制度》（HAF001/02/01）的修订，主要对定期报告、重要活动报告、建造阶段事件报告、运行阶段事件报告、核事故应急报告等报告要求作出明确规定。
我国现有48台运行核电机组、14台在建核电机组，有18座核燃料循环设施，在用放射源约15万枚，射线装置近20万台（套）。我国运行核电机组安全状态良好，在建机组质量受控，核燃料循环设施安全运行，核与辐射安全总体形势保持稳定。
16.核能供暖商用进一步推广，创新开展水热同传
国家电投海阳核电于2019年建成全国首个核能商用供热项目，2019～2020年首个供暖季为周边73个小区持续供热136天，节约原煤15579吨，居民普遍反馈供热效果良好。该项目被国家能源局命名为“国家能源核能供热商用示范工程”。
2020年11月，依托海阳核电一期工程，全国“零碳”供暖城市创建暨国家能源核能供暖商用示范工程二期开工仪式在山东省海阳市举行。该项目二期工程将于2021年建成，使供暖面积由一期的70万平方米增至450万平方米，实现海阳城区供暖全覆盖，建成全国首个“零碳”供暖城市。
海阳核电站投用世界首个水热同传实践工程。海阳核电水热同传创新示范项目对海水淡化水进行深度处理直至达到饮用水标准，同时，利用核电机组加热至85摄氏度，为海阳核电站生活区近2千人同时供热供水。水热同传比传统分传技术节省投资约50%，节省运维成本约20%，为同步解决城市清洁取暖和淡水需求等民生问题提供了现实可行的方案。
17.新一代可控核聚变研究装置建成放电
12月4日，我国新一代可控核聚变研究装置“中国环流器二号M”（HL-2M）在成都正式建成放电，标志我国正式跨入全球可控核聚变研究前列，HL-2M将进一步加快人类探索未来能源的步伐。
可控核聚变研究装置又被称为“人造太阳”，需要超高温、超高密度等条件，多采用先进托卡马克装置，通过超强磁场将1亿摄氏度的等离子体约束在真空室内，达到反应条件。目前全球正在共同探索其实现方法，建造模拟实验平台。HL-2M是我国自主知识产权、规模最大、参数最高的“人造太阳”。国际热核聚变实验堆计划是当今世界规模最大、影响最深远的国际大科学工程，我国于2006年正式签约加入该计划。法国、日本、美国、英国等多国科学家持续多年在成都进行联合研究，并设立“中法联合实验周”，推动了全球相关科研进展。
1.煤电发展需“十四五”规划明确定位
在碳达峰、碳中和目标下，严控煤电新增规模成为行业共识。但在电力安全保供、系统调峰等需求下，煤电作为电力供应的“稳定器”和“压舱石”，具有基础保障、为新能源消纳提供调节能力等作用，“十四五”煤电何去何从，业界争议仍然较大。
有研究认为，西北新能源基地需要配套煤电，特高压受端或局部地区需要一定支撑电源，全国煤电还要有2～4亿千瓦增量；而为了尽早实现碳达峰，很多研究认为应停止审批新的煤电项目，甚至有研究指出，当前每新增1亿千瓦煤电机组，将增加超过3000亿元资产损失，2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦；也有观点认为，煤电是煤炭清洁高效利用的重要方式，不能仅用一个行业的碳达峰时间来评判其影响，如从全社会角度考虑，散煤治理是大气污染防治和碳减排重中之重。
实践层面，据有关统计，上半年新核准煤电机组超过2000万千瓦；地方政府宣布的重点煤电项目约1亿千瓦，其中新开工项目约4800万千瓦。目前看，2020年煤电装机将接近11亿千瓦，而“十四五”煤电发展的新增规模有较大不确定性，考虑已核准项目建成规模，约有1～2亿千瓦增量，待“十四五”规划公布后将明朗化。但无论煤电新增规模如何确定，作为首先纳入全国碳市场的行业，煤电碳减排压力将会持续增加。未来煤电企业要巩固传统污染物控制成果并提升水平，持续降低单位供电二氧化碳排放水平，提升二氧化碳捕集、利用与封存技术水平，并降低技术成本。
2.多维度提升新能源消纳能力
近几年，我国新能源总体消纳利用水平持续提升。但随着成本不断下降，风电、光伏发电逐步实现平价上网，新能源装机规模将不断扩大。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。因此，新能源消纳压力将持续存在，需要电源、电网、用户，政策、市场、技术等多方面共同努力，巩固目前新能源消纳良好态势，准备好迎接新的挑战。
一是更多依靠市场手段，形成促进新能源消纳的长效机制。统筹用好电力中长期、现货、辅助服务市场、可再生能源电力消纳保障机制和绿证交易机制等，并结合实际需要培育新的市场，加速形成利于清洁能源消纳的电力市场机制。同时，加强监测监管，严格考核相关责任主体的新能源消纳责任，保障政策落实到位。二是加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统。加快构建智能化的电力调度交易和运行的机制，推动柔性直流输电，局域智能电网和微电网等技术应用，加快跨省、跨区电力通道建设，发挥大电网综合平衡能力。大力推动传统煤电机组灵活性改造，加快抽水蓄能、调峰气电等灵活电源建设，推进储能规模化示范，切实提高系统灵活性。着力释放需求响应潜力，提高用户侧的智能化水平和高载能负荷灵活性，促进源荷双向的智能互动。
3.有序推进新能源项目建设
从2021年起，陆上风电和海上风电国家补贴将相继退出，2021年光伏行业也将不再有新增补贴项目。市场与政策共同向平价上网驱动，行业项目建设增速。目前风电进入平价前的冲刺期，海上风电抢装行情已经启动，2020年前三季度全国风电新增并网装机同比增幅明显。多家风机设备厂商的产品供不应求，风机吊装设备租金也开始出现大涨。大量风电投资企业正不断扩大产能加紧冲刺。截至2020年6月底，我国在建海上风电项目约11吉瓦。广东、福建、浙江已将总规模达14吉瓦的海上风电项目列为重点建设项目。
为规范风电建设秩序，国家能源局综合司发布《关于开展风电开发建设情况专项监管的通知》，重点对十省市的地方能源主管部门、电网企业、风电企业落实国家规划（年度建设方案）、产业政策、项目核准、电网接入、建设标准等情况开展监管。内蒙古、河北、湖南、陕西也就风光建设规模、生态问题等提出规范措施。下一步新能源项目建设还需进一步规范有序推进。
4.天然气发电亟待提升经济性
天然气发电清洁环保，并具有快速爬坡、灵活调峰优势，单位供电二氧化碳排放低于煤电，但长期以来由于气源保障和经济性两大问题难以快速发展。为了推动电力转型、提高电力系统灵活性，到2035年前，天然气发电规模仍将保持稳步增长。国内多家机构预测，2025年，气电装机容量将达到1.5亿千瓦，占比约5%～6%，发电量占比6.4%；2035年装机容量将达到2亿千瓦，占比5%。
同时，即使当前天然气供应总体宽松，天然气价格降低，天然气发电成本下降，但其经济性在电力市场竞争中仍不占优势，有待通过市场、燃气发电装备国产化等多种途径提升其经济性。
5. 严守核电发展安全底线，重视保护优良核电厂址资源
核安全是国家安全的重要组成部分，我国将继续坚持安全发展核电。考虑到核电在稳定供电、清洁低碳等方面拥有巨大优势，在碳中和目标下，其在电力体系中的作用更加显著，出于国家安全考虑，核电中长期核准建设节奏和布局要以稳妥为重，使核电运行安全始终处于受控状态。综合考虑核电产业链健康发展等需要，未来核电新增规模将保持平稳，预计到2025年，我国核电在运装机达7000万千瓦。从中远期看，厂址资源特别是沿海地区优良厂址资源稀缺。目前部分地方规划的核电发展目标，实际上已缺少充分的厂址资源支撑。未来行业将更加重视保护优良核电厂址资源。
6.加快提升三代核电经济性，开展核能综合利用
由于技术成本高，我国三代核电建设成本随之增加，在短期内面临较大经济压力。同时，随着我国电力市场不断完善，各类电源参与市场竞争或成趋势，核电具有稳定供应的优势，但其调峰能力有限，不宜进行深度调峰。如何深挖降本增效潜力，提升自身经济性和市场竞争力，将是核电企业未来的一项重点工作。
近年来，我国大力推动核能综合利用，目前已在供暖、医疗等多方面有所突破。未来一段时期将是核技术逐步摆脱发电单一利用走向多元化利用、收获应用成果的重要探索阶段，需进一步推动核能综合利用途径、市场规模拓展和社会认同提升。
第五篇 电网资源配置能力提升
国家能源局数据显示，2020年1～11月，新增220千伏及以上输电线路长度28976千米，同比增加1813千米；新增220千伏及以上变电设备容量19160万千伏安，同比减少103万千伏安。据中电联数据，“十三五”期间，全国220千伏及以上输电线路回路长度和变电设备容量不断增长，由2016年的645609千米、345970万千伏安，增长到2019年的754785千米、426392万千伏安，但增速从2019年起有所放缓。
注：*系截至2020年11月数据数据来源：国家能源局、中电联图
5-1 “十三五”期间220千伏及以上输电线路长度增长情况
注：*系截至2020年11月数据数据来源：国家能源局、中电联图
5-2 “十三五”期间220千伏及以上变电设备容量增长情况
图5-3 2020年部分在建、投运重点特高压工程
2020年，重大输电通道工程规划建设持续推进。电网企业在做好疫情防控的同时积极复工复产，重点推进蒙西至晋中、张北至雄安、驻马店至南阳特高压交流工程，张北柔性直流工程，青海至河南、雅中至江西、陕北至湖北特高压直流输电工程，乌东德电站送电广东广西特高压多端直流示范工程，云贵互联通道工程等重大电网工程建设。目前，张北柔性直流工程、云贵互联通道工程、张北至雄安特高压交流工程、阿里与藏中电网联网工程已建成投产。
据国家能源局数据，2020年1～11月电网工程投资完成3942亿元，同比下降4.2%。“十三五”期间，电网投资较“十二五”期间有较大幅度增加。2016～2018年，电网工程投资连续三年在5000亿元以上，分别为5426亿元、5315亿元、5373亿元。2019年有所下降，为4856亿元。
注：*系截至2020年11月数据数据来源：国家能源局图
5-4 “十三五”期间电网工程投资完成情况
“十三五”期间，《配电网建设改造行动计划（年）》持续推进，配电网投资较“十二五”有较大幅度提高。除2017年外，配电网投资每年都在3000亿元以上，配电网投资占电网总投资比重都在57%以上，2019年更是超过64%。
“三区三州”和抵边村寨农网改造升级全面完成
2020年上半年，“三区三州”、抵边村寨农网改造升级按期全面完成，深度贫困地区210多个国家级贫困县、1900多万群众的基本生产生活用电条件显著改善。目前，农村平均停电时间从2015年的50多小时降低到15小时左右，综合电压合格率从94.96%提升到99.7%，户均配电容量从1.67千伏安提高到2.7千伏安。
2016年国务院专门部署实施新一轮农村电网改造升级工程。2016～2019年，农网改造升级总投资达8300亿元；农网累计新增改造110千伏变压站3000余座，35千伏变电站1000余座，10千伏变压器110余万台，各电压等级线路共230万千米。2019年底，新一轮农网改造升级提前达到预定目标，完成160万口农村机井通电，涉及农田1.5亿亩；为3.3万个自然村通上动力电，惠及农村居民800万人。全国农村大电网覆盖范围内全部通动力电，带动农村电气化率达到18%。小城镇中心村用电质量全面提升，惠及农村居民1.6亿人。
据中电联统计，1～11月份，全国跨区送电完成5617亿千瓦时，同比增长13.5%。其中，华北送华中（特高压）35亿千瓦时，同比增长3.0%；华北送华东543亿千瓦时，同比增长9.5%；东北送华北460亿千瓦时，同比增长9.9%；华中送华东394亿千瓦时，同比增长11.6%；华中送南方275亿千瓦时，同比增长29.3%；西北送华北和华中合计1300亿千瓦时，同比增长7.4%；西南送华东977亿千瓦时，同比增长0.3%。1～11月份，全国各省送出电量合计14041亿千瓦时，同比增长6.1%。
注：*系截至2020年11月数据数据
来源：中电联图5-6 “十三五”期间跨区送电情况
“十三五”期间，建成投运跨省跨区重要输电通道23条，全国大电网基本实现联通，西电东送能力达到2.6亿千瓦。全国跨省、跨区电力输送电量保持较快增长，2019年跨省、跨区送电量分别为14440亿千瓦时和5404亿千瓦时，较2016年的10030亿千瓦时和3777亿千瓦时，均增长超40%。
1.继续加大跨省输电通道建设
2020年5月，中共中央、国务院印发《关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》明确，要贯彻新发展理念，推动高质量发展，优化能源供需结构。继续加大西电东送等跨省区重点输电通道建设，提升清洁电力输送能力。加强电网调峰能力建设，有效解决弃风弃光弃水问题。积极推进配电网改造行动和农网改造升级，提高偏远地区供电能力。
《指导意见》指出，强化举措推进西部大开发形成新格局，顺应了中国特色社会主义进入新时代、区域协调发展进入新阶段的新要求，亦可促进国内大循环。加大跨省输电通道建设是新基建的重要组成部分，同时也是优化能源供需结构的必要之举。
2.“获得电力”服务水平进一步提升
2020年9月17日国务院常务会议确定，全面推广居民和小微企业低压用电报装“零上门、零审批、零投资”，今年年底前在全国实现用电报装业务线上办理，将居民用户和实行“三零”服务的低压非居民用户全过程办电时间分别压减至5个和25个工作日内，其他用户办电时间也大幅压缩。2022年底前，实现居民和低压用户用电报装“三零”服务全覆盖，其中非居民用户办电时间减至15个工作日内。上述措施三年累计可为小微企业节省投资约1300亿元。“三零”服务自2018年实施以来，截至2020年7月底，北京、上海两市已累计为小微企业节省投资约28.5亿元。
提升“获得电力”服务水平是优化营商环境的一项重要内容。世界银行《2020年全球营商环境报告》显示，我国营商环境全球排名进一步提升至第31位，其中“获得电力”指标排名进一步提升至第12位，连续2年保持全球领先水平，为我国营商环境世行评估总体排名提升作出了重要贡献。
3.加强电网规划投资管理
2020年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强和规范电网规划投资管理工作的通知》。从统筹规划、投资管理和事后评价三个环节入手，进一步明确了电网项目规划投资相关要求。《通知》要求，能源主管部门要从促进行业健康发展角度进一步强化电力统筹规划，加强电网规划与电力体制改革的衔接。一方面，体现电网规划与输配电价监管的有效衔接，电网规划要充分征求价格主管部门意见，合理论证投资规模；另一方面，电网规划与电力市场建设有效衔接，电网规划要适应电力体制改革要求，按照市场化原则，遵循市场主体选择，合理安排跨省跨区输电通道等重大项目。
4.电网企业持续提升新能源并网消纳能力
国家电网公司综合采取技术升级、扩大联网、优化调度等措施，持续提升新能源并网消纳能力。目前，国家电网已成为全球输电距离最远、能源资源配置能力最强的电网，同时成为全球新能源并网装机规模最大的电网。截至2020年10月底，新能源并网装机超过4亿千瓦，其中风电装机1.86亿千瓦、太阳能发电装机1.97亿千瓦，新能源综合利用率达到97.3%。
2020年上半年，南方电网公司通过开展清洁能源调度，充分消纳水电、风电、光伏等清洁能源，全网水电发电量达1511.9亿千瓦时，水电发电利用率达到99.8%。全网可再生能源发电利用率达99.87%。
5.电网企业融入“新基建”建设，积极拓展新业态
3月4日，中共中央政治局常务委员会召开会议，提出要加快5G网络、数据中心等新型基础设施建设进度。5G基站、特高压、新能源汽车充电桩、大数据中心、人工智能、工业互联网等作为“新基建”要点，成为电网企业拓展新业态的重点。
国家电网公司提出：加快特高压工程项目建设，加快新能源汽车充电业务发展，加快现代信息通信技术推广应用，加强“新基建”项目配套电力建设。此外，国家电网公司围绕能源电力科技前沿，全面攻坚核心技术，加强人工智能、区块链、北斗等技术的研究应用，将区块链技术应用纳入泛在电力物联网建设重点任务，推进电网向能源互联网转型升级，聚焦综合能源服务，大力拓展专用车充电市场，积极推广智能有序充电。2020年4月，国家电网公司将年度投资计划由4186亿元调增至4600亿元，重点向特高压、新能源汽车充电桩和“数字新基建”等领域倾斜。
南方电网公司关注交直流串并联复杂大电网规划与运行、高压直流、智能输变电、智能配用电、人工智能与数字化技术、储能与可再生能源等技术方向，推动数字化转型，升级互联网客户服务平台，加大充电基础设施投资力度。根据《南方电网公司融入和服务新型基础设施建设行动计划（2020年版）》，2020～2022年，南方电网公司将抓好22项重点举措、实施62个重点项目，涉及投资1200亿元，积极融入和服务新型基础设施建设。其中，2020年已安排投资239亿元，加快重点项目落地实施。
1.适应新能源高比例接入，电网需进一步提升灵活性
在电力低碳化、系统规模不断扩大、峰谷差加大等因素影响下，电网发展面临多重挑战。研究显示，未来五年，我国风电、光伏发电等新能源装机将由目前的近5亿千瓦增长至8～10亿千瓦，装机占比将由五分之一提升至三分之一，发电量占比迈过10%，电力系统调节能力严重不足。在用电端，随着三产及居民生活用电占比提升、各类新型用电设施增加，负荷尖峰化加剧。
提升电力系统调节能力，要从源网荷储各环节挖掘资源潜力。对于提升电网侧灵活性而言，要优化输电通道布局和网架结构、提升跨省区电网互联互济水平、推广柔性直流输电技术、支持电网侧储能、提高配电网灵活性、发展微电网等多种措施并举，促进高比例新能源消纳和电网安全经济运行。
2.优化资源配置，增强跨地区输电能力和规模
在优化资源配置、保障电力供应、拉动经济增长、推动绿色发展、促进区域能源协调发展等多重目标下，应积极推动跨地区输电能力建设，提高跨地区电力交易规模。从基础设施层面，加强跨地区电源电网规划，积极稳妥推进跨省区输电通道项目核准建设，建设好配套电源，防止源网脱节，并改造升级部分跨省联络线，减少断面阻塞，为跨省区输电提供坚强的物理支撑。从市场建设层面，完善跨地区电价、交易等市场机制，打破省间壁垒，做好省间市场规则、交易品种与时序的衔接，充分发挥市场在跨地区电力资源配置的决定性作用，提升已投运跨地区输电通道的利用率和跨地区电力交易规模。
3.加快电网数字化、智能化转型
作为数字“新基建”和构建现代化基础设施体系的重要内容，电网行业将加快数字化与智能化。2020年，国家电网公司确立“具有中国特色国际领先的能源互联网企业”战略目标，南方电网公司发布全球首份《数字电网白皮书》。两大电网企业进一步明确建设能源互联网、数字电网，并积极部署电力云网、主动配电网等试点落地，表明电网行业坚定将“大云物移智链”等先进数字技术与业务融合，乘数字化大势而为的决心。
加快电网数字化、智能化转型，要加强新的电气科技装备及关键材料研发，注意交叉科学、跨界融合技术的创新发展，提升先进数字技术的适用性，推动新旧技术体系经济高效衔接，促进电力流、信息流和业务流高度融合，并避免数量众多电力电子装置增加带来的潜在风险。此外，电网数字化投资成本下降与收益递增是一个渐进过程，而非一蹴而就，要明确国有电网企业功能定位并完善配套考核机制，调动其积极性以更好承担转型重任。
统筹：陈学婧 杨永明执笔：第一篇 齐正平；第二篇 杨永明；第三篇 邱丽静；第四篇 郑徐光 崔晓利；第五篇 韩继园；第六篇 郑徐光；第七篇 杨永明制图：李丹丹
节选自《能源情报研究》2020年第12期
