中国电力“十三五”规划完成情况及”十四五”展望

国家发改委、国家能源局于2016年11月7日发布了《电力发展“十三五”规划（2016～2020年）》（简称《规划》）。《规划》以绿色发展为主线，涵盖了“供应能力、电源结构、电网发展、综合调节能力、节能减排、民生用电保障”6个目标；涉及“电源发展、系统调峰、电网发展、电力消费、科技创新、国际合作、体制改革”7个领域的18项任务[1]。《规划》是我国“十三五”电力发展的行动纲领，是编制相关专项规划的指导文件，是布局重大电力项目的重要依据。如今“十三五”已接近尾声，我们结合中国电力企业联合会发布的《中国电力行业年度发展报告2020》、电力设计规划总院发布的《中国电力发展报告2019》等相关报告中的数据，对《规划》中电力发展的主要目标及完成情况进行汇总。

《规划》中预期2020年全社会用电量6.8~7.2万亿千瓦时，全国发电装机容量20亿千瓦，人均装机突破1.4千瓦，人均用电量5000千瓦时左右，电能占终端能源消费比重达到27%。全社会用电量2019年达到7.25万亿千瓦时，预计2020年7.4万亿千瓦时，高于《规划》预期。全国发电装机容量2019年达到20.1亿千瓦，预计2020年21.5亿千瓦，高于《规划》目标。电能占终端能源消费比重2019年达到26%，预计2020年底将达到《规划》目标。

《规划》中以非化石能源消费比重在2020年达到15%为原则，预计到2020年，非化石能源装机达到7.7亿千瓦左右，占比约39%；气电装机达到1.1亿千瓦以上，占比超过5%；煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，占比降至约55%。非化石能源装机2019年达到8.4亿千瓦，占比约41.9%，预计2020年装机9.3亿千瓦左右，占比约43.4%，高于《规划》目标。气电装机2019年达到0.9024亿千瓦，预计2020年0.98亿千瓦，比《规划》预期低0.12亿千瓦。煤电装机2019年达到10.4亿千瓦，占比51.8%，预计2020年装机10.87亿千瓦，占比降至50.7%，超额完成《规划》目标。

《规划》中预期“西电东送”达到2.7亿千瓦左右。截至2019年底，全国“西电东送”总规模达2.5亿千瓦，符合《规划》进度。

《规划》中预期抽水蓄能电站装机达到0.4亿千瓦左右，热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦左右。抽水蓄能电站2019年装机规模0.3029亿千瓦，预计2020年装机0.3182亿千瓦，比《规划》目标少0.0818亿千瓦。根据国家电网发布的《服务新能源发展报告2020》，截至2019年底，我国累计推动完成煤电灵活性改造约5775万千瓦，仅为《规划》中2.2亿千瓦改造目标的25%左右，严重滞后于《规划》目标。

《规划》中要求煤电机组供电煤耗降至310克标煤/千瓦时以下，电网综合线损率降至6.5%以内。根据国家能源局发布的《2019年全国电力工业统计数据》，2019年6000千瓦及以上电厂供电标煤耗为307克标煤/千瓦时（估算的煤电供电煤耗小于307克/千瓦时），电网线损率为5.9%，已达到《规划》目标。

《规划》中预期到2020年，电能替代新增用电量4500亿千瓦时；充电桩建设满足500万辆电动车充电，新增集中式充电站1.2万座，分散式充电桩480万个。全国电能替代量2017年、2018年和2019年分别达1286、1577、2066亿千瓦时，合计4929亿千瓦时，已达到《规划》目标。截至2019年底，新能源汽车累计销量417.4万辆，而全国电动汽车充电桩保有量仅121.9万个，不足《规划》目标的26%。

《规划》主要目标及完成情况如表1-1所示。

部分滞后及无法完成《规划》目标项的分析与评价如下。

1)气电装机。气电发展滞后于《规划》与国务院2018年7月发布的《打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（下称《行动计划》）有关，《行动计划》中提出，原则上不再新建天然气热电联产项目，直接导致当初各地规划中的诸多热电厂“气代煤”项目被叫停；政策调整主要是考虑到需保障气源稳定并防范再次出现天然气供应短缺。如今在保障国家能源安全、国际天然气供应和价格不确定性高等背景下，建议保守看待下个五年的气电发展。

2)抽蓄装机和煤电灵活性改造。《规划》中“综合调节能力”的目标目前看来均无法完成。抽水蓄能电站规模尽管已跃居全球首位，但受制于站址资源、政策性电价体系等因素，“十三五”期间发展未达《规划》预期，考虑到抽水蓄能电站《规划》装机规模不足全国电源总装机的2%，且建设速度远不及风电和光伏的增速，抽蓄电站仅能作为提升我国电力系统调节能力的次要手段，健康有序发展即可。而煤电机组灵活性改造，作为提升灵活性电源比重和解决新能源消纳问题的主要手段，《规划》中给予了很高的期望，遗憾的是，目前除了东北之外，西北和华北地区的煤电灵活性改造进展并不理想，完成率都不足25%，这里头涉及技术、经济、地区体制机制等问题。未来，如何在保障机组长期可靠性的基础上通过合理的补偿机制科学有序对煤电机组进行灵活性改造，会是“十四五”电力规划中的焦点。从煤电改造市场的角度看，灵活性改造是未来个别可能做大的蛋糕之一。

3)充电桩建设。《规划》中充电桩建设的总体目标从目前看已无法完成且存在巨大缺口。根据《电动汽车充电基础设施发展指南（2015~2020）》规划，截至2020年底，我国公共充电桩要达到50万个、新增超过430万个用户专用充电桩；而截至2019年底，我国公共桩和私人桩分别累计为51.6万个和70.3万个，国家提前完成公共桩规划目标，私人桩目标完成率仅为16.3%[2]。私人充电桩产业发展进展缓慢的主要原因在于私人桩难以在住宅小区配建，困难包括私人桩涉及多个管理主体、住宅小区无固定停车位、线路改造需经多数业主及物业同意、部分小区线路和变压器的设计年头过早等因素。尽管私人桩发展困难重重，但基于只有通过加快充电桩建设才能迅速发展新能源汽车产业的发展逻辑，未来我国充电桩产业仍有高速发展的空间和动力。

近日，全球能源互联网发展合作组织在北京举办了中国“十四五”电力发展规划研讨会并发布《中国“十四五”电力发展规划研究》（简称《研究》）。《研究》作为合作组织近期重要的研究课题，在系统总结我国“十三五”能源电力发展成就的基础上，充分考虑经济高质量发展下产业结构调整及贸易摩擦、新冠疫情等因素影响，对“十四五”电力供需、电源开发、电网建设等一系列重大问题进行了深入研究。《研究》结论如下。

2.1 “十四五”电力需求预测

2025年，我国全社会用电量将达到9.2亿千瓦时左右，“十四五”年均增速约4.4%，最大电力负荷达到15.7亿千瓦。

2.2 “十四五”电源装机规划

2025年，我国电源装机达到29.5亿千瓦，清洁能源装机17亿千瓦，装机占比57.5%，发电量占比45%。其中，水电4.6亿千瓦、风电5.4亿千瓦、太阳能发电5.6亿千瓦、核电7210万千瓦、生物质及其他6500万千瓦。“十四五”期间，新建煤电机组5500万千瓦，主要在西部和北部地区，东中部不再新建煤电；淘汰关停煤机4000万千瓦，到2025年煤电装机控制在11亿千瓦。2025年气电装机达到1.52亿千瓦，抽水蓄能规模达到6800万千瓦，电化学新型储能达到4000万千瓦。《研究》预期的2025装机结构见表2-1。

结合2010年、2015年和2019年实际的电力数据，以及《研究》中预期的2025电力数据，绘制的各类发电装机容量和装机占比变化见图2-1和图2-2。可以发现，《研究》中规划的总装机增速将高于2010~2019年期间的实际增速，增量绝大部分由非化石能源装机贡献，相应的非化石能源装机比例将从2019年的41.8%上升到2025年的57.5%，而煤电装机比例将由2019年的51.7%下降至2025年的37.3%。非化石能源中抽水蓄能、风电、太阳能发电和生物质能发电在2020~2025年期间的增量都将超过2019年的存量规模。

图2-1  2010~2025年各类发电装机容量变化

图2-2  2010~2025年各类发电装机占比变化

2.3 “十四五”电网建设重点

到2025年，特高压直流工程达到23回，输送容量达到1.8亿千瓦。东部地区加快形成“三华”特高压同步电网，西部建成川渝“两横一环网”特高压交流主网架。重点加强与缅甸、孟加拉国、老挝、尼泊尔、韩日、蒙古、巴尼斯坦、越南等跨国联网工程。

2.4 “十四五”电力技术发展

2019年，我国光伏电站的初投资约为4200元/千瓦，度电成本0.41元/千瓦。

预计到2025年，光伏电站的初投资有望降至3360元/千瓦，平均度电成本降至0.30元/千瓦。

2019年，我国光热电站的初投资约为36680元/千瓦，度电成本约1.13元/千瓦。

预计到2025年，技术方面，光热发电技术有望突破太阳能热化学反应器技术，突破高温吸热、传热和储热设备和材料，建成吉瓦级的太阳能光热电站，电站工作温度达到400~720℃；经济性方面，光热电站的初投资有望降为29400元/千瓦，平均度电成本降至0.91元/千瓦。

根据彭博新能源统计，2019年全球陆上风电平均度电成本为0.36元/千瓦时，全球固定式海上风电度电成本为0.81元/千瓦时。2019年，我国陆上风电的初投资成本约7700元/千瓦，平均度电成本约为0.38元/千瓦时；我国固定式海上风电初投资成本约为16800元/千瓦，平均度电成本约0.91元/千瓦时。

预计到2025年，技术方面，我国陆上风机风轮直径达到130米，风机单机容量达到4.5兆瓦；海上风机风轮直径达到180米，风机单机容量有望达到9.5兆瓦。经济性方面，预计我国陆上风电初投资6580元/千瓦，平均度电成本降至0.31元/千瓦；海上风电初投资13650元/千瓦，平均度电成本降至0.74元/千瓦时。

柔性直流输电技术具备强大的功率、电压调节能力，是实现大规模清洁能源灵活稳定送出的关键技术，目前已逐步由超高压发展至特高压、端对端发展至多端及联网形式。

预计到2025年，技术方面，柔性直流输电有望突破±800~1100千伏/800~1000万千瓦核心基础器件和运行控制技术；换流站损耗从当前的1.5~2%下降至1%左右，接近传统直流输电换流站的损耗水平。经济性方面，柔性直流输电工程经济性达到当前常规直流工程水平，换流站单位容量造价下降至500~600元/千瓦。

我国已建成6万千瓦级先进绝热压缩空气和0.15万千瓦级深冷液化压缩空气示范工程，使用寿命30年左右，循环次数约上万次，能量转换效率约50~60%，成本约300~3500元/千瓦时。

预计到2025年，实现十万千瓦级先进压缩空气系统的集成与规模化，系统效率提升至55~65%，成本降至200~250元/千瓦时。

锂离子电池储能总体处于规模化推广阶段，是目前装机规模最大的电化学储能技术。截至2019年底，全球锂离子电池储能规模约845万千瓦，其中我国约139万千瓦。全球容量最大的锂离子电池储能电站为我国江苏镇江电站，装机容量为10.1万千瓦/20.2万千瓦时。目前，锂离子电池储能转换效率约90%，循环次数约4000~5000次，使用寿命8~10年，能量密度达200瓦时/千克，系统建设成本约2100~2300元/千瓦时。

预计到2025年，锂离子电池循环次数提升至6000~7000次，能量密度提升至250瓦时/千克，系统建设成本降至1600~1800元/千瓦时。

液流电池功率和容量易扩展，具有较大发展潜力。我国正在建设全球规模最大的全钒液流电池储能电站，总容量为10万千瓦/40万千瓦时。目前，全钒液流电池循环次数可达1万次以上，使用寿命约15~20年，转换效率约70%，功率密度约20瓦/千克，系统建设成本约3500~3800元/千瓦时。

预计到2025年，液流电池转换效率提升至75%，功率密度达到30瓦/千克，系统建设成本降至3000元/千瓦时以下。

氢储能作为长期储能技术，具有良好发展前景，目前处于工程示范阶段。技术方面，电制氢主要采用碱性电解槽技术，效率约60~70%，储氢主要采用高压气态储氢技术，储氢密度约10~15摩尔/升，用氢技术以质子交换膜燃料电池应用较为广泛，电-电整体装换效率约为30~40%。氢储能系统成本约为150~200元/千瓦时。

预计到2025年，氢储能系统效率提高至40~45%，储氢密度提高至15~20摩尔/生，能量成本降至100~150元/千瓦时。

2020年是我国两个五年规划的衔接过渡期，是“十三五”规划的收官之年，也是“十四五”规划的启动年。今年1月6日，国家能源局在京召开“十四五”电力规划工作启动会议，会议要求，电力发展“十四五”规划要注重提升电力安全保障，重点在充分调动需求侧响应资源、合理推动支撑性基础性电源项目规划建设、统筹优化全国电力潮流、完善电网结构上做研究；注重提升电力系统整体效率，推动电力绿色转型升级，重点在高度重视节能增效、全面推动煤电清洁高效发展、提升系统调节能力、全面加快电能替代、降低能源对外依存度上做研究；大力推进技术创新，全面深化体制革命，坚定实施国际合作，重点在切实推进电力重大装备技术创新、全面深化电力体制及市场化改革、加强与周边国家电力互联互通上做研究。全球能源互联网发展合作组织发布的《中国“十四五”电力发展规划研究》作为今年第一部较为全面的有关电力“十四五”规划的研究报告，对我们预测“十四五”电力发展有很好的借鉴意义。未来，我们将持续关注各方发布的相关研究报告，重点收集有关“十四五”电力供需分析、电力数字化转型分析、能源安全分析、新能源发展分析、综合能源发展分析等研究成果和政策建议，不定期汇总和总结供大家参考。