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电力行业“十四五”发展规划研究

来源:中国电力企业联合会 2021/08/03 0

为支撑国家能源局电力发展“十四五”规划的编制,中电联组织国内主要电网企业、发电企业、电力行业协会开展研究,形成了《电力行业“十四五”发展规划研究》课题成果与《新冠肺炎疫情对电力行业影响研究》《国际贸易争端对我国电力需求水平影响及趋势研究》《“十四五”及中长期电力资源优化配置及政策机制创新研究》《我国核电发展问题研究》《我国煤电行业高质量发展路径及政策机制革新研究》《综合能源服务发展研究》6项专题研究成果。

《电力行业“十四五”发展规划研究》提出了7个领域的“十四五”电力工业发展主要目标,包含6个类别、30项主要指标;阐明了电力行业重点任务,提出了可操作性的保障措施,为政府有关部门、行业内企事业单位提供决策参考

一、发展基础与形势

(一)取得的成绩

电力工业发展规模迈上新台阶。2019年,全社会用电量7.25万亿千瓦时,发电装机20.1亿千瓦,人均装机1.44千瓦/人,年人均用电量约5186千瓦时/人。跨区输电能力1.5亿千瓦。

电力清洁低碳转型取得新成效。非化石能源消费比重从2015年的12.1%提高到2019年的15.3%,提前一年完成“十三五”规划目标。2019年,非化石能源发电装机容量8.4亿千瓦,占比42.0%,较2015年提高了7.2个百分点。“十三五”以来,非化石能源发电量增量占全社会用电量增量的52.3%,单位发电量二氧化碳排放强度累计下降50克/千瓦时。

电力安全高效发展达到新水平。2019年,火电、水电、燃气轮机与核电机组的等效可用系数均达到90%以上,变压器、架空线路等主要输变电设施的可用系数均超过99%。电力需求侧管理不断优化,2015-2019年,全国累计节约电量795亿千瓦时,节约电力1976万千瓦。

电气化进程持续推进。2019年,全国电能占终端能源消费比重26%。2016-2019年,电能替代累计新增电量约5989亿千瓦时,对全社会用电增长的贡献率为38.5%。

电力装备技术创新日新月异。发电行业持续加强关键技术攻关,建立完备的水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源装备制造产业链。特高压1000千伏交流和±800千伏、±1100千伏直流输电技术实现全面突破,柔性直流输电技术取得显著进步。

电力国际合作取得积极进展。大力实施“引进来”和“走出去”战略,积极落实“一带一路”倡议,截至2019年底,我国主要电力企业境外累计实际投资总额878.5亿美元,对外工程承包新签合同额累计2848.5亿美元。

体制机制改革取得丰硕成果。电力价格形成机制逐步完善,经营性电力用户发用电计划全面放开,电力市场化改革红利不断释放。电力市场交易机制逐步完善,市场化交易电量规模大幅提高,2019年,电力市场直接交易电量21771.4亿千瓦时,占全社会用电量比重30%。

(二)发展形势

电力需求保持刚性增长,终端用能电气化水平持续提高。新旧动能转换、高技术及装备制造业快速成长、战略性新兴产业迅猛发展、传统服务业向现代服务业转型、新型城镇化建设均将带动用电刚性增长。电能在工业、建筑、交通部门替代化石能源的力度将不断加大,带动电能占终端能源消费比重持续提高。

电力供给向清洁能源转变,电力碳排放进入峰值平台期。在“碳排放、碳达峰”目标下,电源发展动力由传统煤电向清洁能源转变。推动煤电与可再生能源协调发展,可有效减缓电力碳排放增长,降低电力碳排放强度,助力碳排放达峰。

技术创新驱动力不断增强,综合智慧能源形态逐步形成。可再生能源发电、储能以及“云大物移智”等先进技术创新培育,成为电力产业升级的新增长点。电力与现代信息通信技术和控制技术深度融合,实现多能互补、智能互动。

体制改革深入推进,市场高效配置资源优势进一步显现。电力市场体系逐步完善,逐步形成多买多卖的双边交易市场和电价形成机制。全国电力碳市场建设加快推进,将有力促进碳市场与电力市场协调发展、深入融合。

共建“一带一路”持续推进,电力互联互通逐步加强。随着我国电力技术装备制造加速转型升级,将为我国在新形势下抢得全球电力产业链重构先发战略机遇,加强与周边国家电力互联互通,推动“一带一路”沿线国家电力基础设施建设,在全球能源治理体系重塑进程中为迸发更多中国声音开拓了新的空间。

(三)主要问题和挑战

电力工业保障能源安全面临挑战。我国石油和天然气对外依存度分别达到70%、45%,需要在供应侧加大清洁发电能源开发力度,在消费侧持续提升电气化水平。当前电力安全体系建设与能源安全保障要求尚不匹配,发生大面积停电的风险始终存在。

清洁能源加大开发利用存在制约。流域龙头水电站开发难度大。西部新能源发电基地“碎片化”开发情况较为普遍。核电的战略地位尚需进一步明确。系统综合调节能力存在制约,灵活调节电源装机占比不到6%,煤电灵活性改造推进滞后。

电力系统整体能效水平亟待提高。部分地区已投运输电通道利用率偏低,西南与“三北”地区电力外送通道建设滞后。电力需求侧管理存在短板,系统源网荷亟待高效融合。我国单位国内生产总值电耗超出世界平均水平1倍,开展节能节电任重道远。

深化电力体制机制改革任重道远。电力市场建设配套体制机制未完全构筑,电价形成机制尚未充分理顺,现行《电力法》不适应当前电力发展问题逐步凸显。

二、发展目标

供应能力。预期2025年,全社会用电量9.5万亿千瓦时,“十四五”期间年均增速5%;全国发电装机容量28.5亿千瓦,年均增速5.9%。人均装机2.0千瓦/人,人均用电量6600千瓦时/人左右。

电源结构。预期2025年,全国非化石能源发电装机15.7亿千瓦,占比约53.2%,较2020年提高7.9个百分点。非化石能源发电量占比约39.5%。

电网发展。预期2025年,跨区跨省电力流规模提高到3.7亿千瓦,全国新增500千伏及以上交流线路9万公里,变电容量9亿千伏安。

清洁能源消纳。2025年,确保平均风电利用率、光伏发电利用率均保持国际先进水平,水能利用率95%以上。“十四五”期间,抽水蓄能新增装机约2900万千瓦,单循环调峰气电新增规模约1000万千瓦,各省级电网基本具备3~5%的尖峰负荷响应能力。

低碳环保。预期2025年,发电用煤消费比重提高到60%以上。电力碳排放进入峰值平台期,力争淘汰火电落后产能2000万千瓦,单位火电发电量碳排放强度持续稳步下降。

电力系统效率。预期2025年,单位国内生产总值电耗较2020年下降6.0%,火电平均供电煤耗低于298克标煤/千瓦时。电网综合线损率控制在5.5%以内。

电气化发展。预期2025年,电能占终端能源消费比重30%,电能替代新增电量约5000亿千瓦时。充电基础设施建设满足不低于1400万辆电动汽车的充电需求。

三、重点任务

(一)推动电力绿色低碳发展

大力发展可再生能源,坚持集中式与分布式并举开发新能源,安全有序发展先进核电,将调峰电源作为“十四五”气电发展的主要方向;合理控制煤电新增规模,发挥煤电托底保供和系统调节作用,服务新能源发展。

预期2025年,全国常规水电装机3.7亿千瓦,风电装机4亿千瓦,太阳能发电装机5亿千瓦,生物质发电装机6500万千瓦,核电装机0.7亿千瓦,气电装机1.5亿千瓦,煤电装机规模力争控制在12.3亿千瓦以内。“十四五”期间,力争完成约2500万千瓦煤电机组延寿。

(二)推动电力安全高效发展

推动构建规模合理、分层分区、安全可靠的电力系统,推动各级电网协调发展。稳步推进跨区跨省输电通道建设,加强与周边国家电力互联互通,开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”建设。

“十四五”期间,预期新增可再生能源外送能力约7000万千瓦。到2025年,力争实现跨国直流输电容量2800万千瓦,全国10(6、20)千伏供电系统用户平均供电可靠率达到99.89%,用户平均停电时间不超过10小时。

(三)推动电力灵活智慧发展

提高电力系统综合调节能力,加快抽水蓄能电站建设、布局燃气调峰电站,提高新建煤电机组调峰能力,实施煤电灵活性改造,加快电化学储能示范推广应用,提高需求侧响应能力。从电源侧、电网侧、负荷侧协同推进新型电力系统建设,促进系统各环节全面数字化、调控体系高度智能化。推进以电力为中心环节的综合智慧能源系统建设。

(四)提升全社会电气化水平

加大电能替代实施力度,加快充电设施与服务网络建设,持续优化用电营商环境,深入推进电力普遍服务,进一步提升农村供电可靠性和供电能力。到2025年,电能占终端能源消费比重提高到30.0%,全国公共充电桩保有量达到300万台以上,全国人均生活用电量达到1200千瓦时/人以上。

(五)加强电力技术装备创新

提升关键核心技术的自主创新能力,聚焦先进储能、可再生能源发电、核电、电网、综合能源等电力关键共性技术成熟度,分层分类实施核心技术攻关、试验示范和推广应用,补强技术装备短板。推动产业升级,加快电力与多种能源融合技术创新,培育新业态。

(六)深化电力体制机制改革

构建开放高效的电力市场体系,加快建设全国统一电力市场,推动形成科学的电价机制,逐步取消或合理归位与基金附加相关的特殊政策,加强电力市场监管和信用体系建设,推动电力市场与全国碳市场协调发展,推动增量配电改革试点落地见效,健全可再生能源电力消纳长效机制。

(七)构建电力国际合作体系

推进“一带一路”电力基础设施建设,拓展电力技术创新国际合作,推动电力领域投资便利化,促进电力国际合作惠及民生,加强国际电力产能合作,深化电力国际合作服务。

四、保障措施

强化规划实施机制。增强规划引导约束作用,细化落实目标任务。完善规划动态评估机制,建立高效透明的电力规划实施监管体系。

健全依法治理体系。加快修订颁布《电力法》,完善相关配套管理办法,并与《可再生能源法》《节约能源法》等配套法规相衔接。

做好电力行业管理。进一步深化“放管服”改革。制订修订一批电力行业国家标准、定额和规程,坚持依法监管、精准监管、创新监管。

建立规划协调机制。衔接国家规划、区域规划与省级规划,协商重大电力项目布局、规模和时序,协调电网与电源项目。

完善财税投资政策。对国家重大战略性、公益性电力工程以及经济欠发达地区电力建设给予资金帮扶。进一步完善水电、抽水蓄能、核电的财税优惠政策。

 

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