截至2013年底，我國電力總規模居世界第一，全國發電裝機容量已經達到12.5億千瓦，居世界第一;2013年年底，全國全社會用電量5.38萬億千瓦時，人均用電量3940千瓦時，接近中等發達國家水平。

在我國電力發展保持了較快速度增長的同時新的挑戰也隨之而來。未來，我國電力工業如何轉變發展方式?能源結構調整將面臨何種挑戰?近日，本刊記者帶著這些問題采訪了中國電力企業聯合會規劃與統計信息部規劃一處副處長張衛東。

深化能源體制改革迫在眉睫

記者：近年來，我國電力工業發展迅速，能否請您從宏觀層面介紹一下電力工業目前的現狀。

張衛東：在電網的規模上，2009年我國已超過了美國，到2013年底，我國110千伏及以上的輸電線路達到110萬公里，美國大約是90萬公里。特高壓輸電從無到有，750千伏基本成網，500(330)千伏網架進一步完善，城鄉配電網大大加強。

2011年10月，青藏聯網工程全面投產，我國實現了大陸地區電網的全面聯網。2012年底，全國220千伏及以上輸電線路長度51萬公里，變電容量24億千伏安。

與此同時，我國非化石能源發電裝機容量所占比重由2005年24%，上升到2012年的28%。2012年非化石能源發電量占總發電量比重達到21.5%，發電、輸電和用電效率不斷提高，為保障能源供應和節能減排做出了巨大貢獻。

電力技術裝備水平也大幅提高，火電機組從中高壓參數發展到超超臨界參數，并且在大型空冷機組、循環流化床機組得到應用，世界最大規模水電項目三峽水電工程全面建成投產，大型風電基地、大型風光儲輸示范、大規模光伏發電等項目相繼投產。先進輸配電技術得到推廣應展，特高壓交直流輸電、柔性直流，智能電網等技術裝備和工程應用水平已處于世界領先地位。

2013年，全國火電供電標準煤耗為321克/千瓦時，全國電網線損率6.67%，均達到世界先進水平;火電煙氣脫硫機組占燃煤機組92%，二氧化硫排放強度比2005年減少60%以上，火電脫硝機組容量達到2.26億千瓦，占燃煤機組的28%，氮氧化物排放顯著降低，電力節能減排取得巨大成效。

三峽全部32臺2240萬千瓦機組全部建成，年發電量900億千瓦時，是世界最大發電廠。嶺澳核電基地目前已建成6臺百萬千瓦核電機組，總容量610萬千瓦。

2013年，國家電網公司建成世界首個商業化運行的特高壓交流同塔雙回路輸電工程。智能電表、低壓電線復合光纖、分布式發電、電動汽車充換電等智能用電技術逐步應用。

記者：十八屆四中全會對中國全面深化改革作出了具體的部署，對能源管理體制改革、國有企業改革、生態文明建設等涉及電力行業改革發展方面提出了具體的要求。在您看來，我國能源電力改革的內部驅動力何在?

張衛東：隨著我國經濟持續發展和人民生活水平的提高，預計2030年前能源和電力的需求還將保持平穩增長。按照2030年我國人均能源和電力消費略低于日本、韓國目前水平考慮，預計2030年我國一次能源消費總量將達到59億噸標準煤，用電量達到12萬億千瓦時，分別相當于我國目前消費總量的約2倍和3倍，保障能源電力的經濟、安全和可持續供應任務艱巨。

目前，我國環境保護形勢十分嚴峻，大氣、水、固體廢物污染治理還處于攻堅階段，生態環境退化趨勢依然嚴重，能源開采與利用是我國環境污染、水資源與生態破壞的重要因素之一。隨著公眾對碧水、藍天、凈土的需求日益迫切，能源發展必須進一步考慮環境保護和生態文明。近年來，我國中東部地區頻繁出現嚴重霧霾天氣。霧霾的成因非常復雜，各方對此有不同觀點。煤炭燃燒產生的二氧化硫、氮氧化物和煙塵排放占總量的50%~80%,PM2.5占總量的50%~60%。

目前，我國政府已向國際社會作出兩項承諾，到2020年非化石能源在一次能源消費中比重達到15%左右，單位GDP二氧化碳排放量比2005年減少40%~45%。雖然我國更長期的減排目標仍未最終確定，但在國際大環境影響下，應對全球氣候變化、控制溫室氣體排放對我國未來能源電力發展的制約不容忽視。

另外，受國內油氣資源的限制，我國石油消費增量仍主要依靠進口滿足。現在石油的對外依存度已經超過了50%，今后還要繼續擴大。同時，隨著天然氣進口的不斷增加，我國和天然氣出口國的能源經濟聯系也將不斷加強。即使是煤炭，近年來進口量也有顯著增加，進口煤炭已經成為影響國內煤炭市場和邊際價格的重要因素。預計未來我國還要繼續擴大利用國際資源的數量和種類，能源安全和能源價格波動對我國的經濟社會發展將帶來直接影響。未來政策制定必須高度重視境外能源資源的安全發展問題。

應該看到，目前我國電力行業政府管理體制滯后發展需要，電力資源配置行政色彩濃厚。市場化改革的目標與路徑仍未明確，統一規范、開放有序的國家、區域和省級電力市場體系尚未形成，大用戶直購電推進相對緩慢。電價改革步履蹣珊，煤電聯動機制有待完善與落實，銷售電價結構不舍理，各類別間長期存在交叉補貼，獨立的輸配電價尚未形成，電網環節成本得不到合理補償。

著力推動能源結構調整

記者：2010~2013年，我國GDP的增速分別是10.4%、9.3%、7.7%、7.7%，預計今年為7.5%，仍呈下降趨勢。“十三五”期間預計我國的電力需求將達到何種規模?

張衛東：經濟增速下降除了有世界經濟發展周期性波動因素外，更多的是轉型期遇到的內部結構問題。這些問題包括人口結構快速老齡化、人口紅利衰退、大量工業產能過剩、資產價格泡沫化風險增加等等。

“十三五”期間，我國經濟發展將進入以加強科技創新、重視內需拉動、適應全球經濟再平衡、實現經濟中速發展為主要特征的新常態，預計GDP增長速度中位值為7.2%，高增速情景為8%，低增速情景為6.5%，實現7%以上的發展速度，仍需要充分挖掘經濟增長潛能，手段就是深化行政體制改革，消除收入分配差距過大、嚴重腐敗等影響社會穩定的各種問題，充分發揮市場決定性作用。

我國飽和用電水平介于一般發達國家中等偏上水平，即人均用電量8000千瓦時左右，飽和時期大致在2030~2040年期間。“十三五”期間，預計全國電量增速為5.5%，電力彈性系數為0.75，2020年用電量7.7萬億千瓦時。2020~2030年，預計全國電力增長率為3%，2030年用電量達到10.4萬億千瓦時。

記者：加快新能源發展是我國能源發展戰略的重中之重。長期看來，水能、風能、太陽能天然氣等能源利用形式將在“十三五”期間的能源結構調整中發揮怎樣的作用?

張衛東：近年來，隨著中東部地區酸雨、霧霾日益嚴重、水電資源逐步開發完畢，我國電力工業發展已經開啟了布局結構調整的大幕，主要原則包括：積極發展水電、安全高效發展核電、清潔高效發展火電、有效發展風電、積極利用太陽能、開發利用生物質能等其他可再生能源，促進清潔能源分布式利用。

我國水電資源盡管分布比較集中，部分水電需要長距離外輸，但由于水電的可用率高、可控性強，是具有較強競爭力的優質可再生能源，我國具備了充分開發可利用水力資源的技術能力和投資能力，應在解決移民環保的基礎上，把水電放在能源開發的優先地位。初步設想到2020年、2030年全國水電裝機容量分別達到3.6億、4.5億千瓦;2050年全國水電裝機容量達到5億千瓦，除西藏外，全國水電將開發完畢。

而從各種能源特征上看，煤炭是污染較為嚴重、環保措施較為復雜的化石能源，隨著居民對環境要求提高和替代能源逐步成熟，煤炭資源的開發利用和煤電機組發展將受到適度的限制。預計2030年前，我國將繼續開發煤炭資源，建設煤電項目，作為滿足電力需求增長的重要手段，2030年之后，煤電僅作為新能源、核電等非化石能源的補充，不再大規模發展。

2013年底，我國已建核電裝機量為1461萬千瓦，核準在建容量3000萬千瓦，采用AP1000三代技術的核電機組計劃2014年投產，我國現有廠址資源可支撐核電裝機1.6億千瓦以上，通過進一步選址勘察，我國核電廠址資源可滿足3~4億千瓦的核電裝機。

目前，我國正在研發快中子增殖堆技術，有望于2030年前后進入產業化階段，可以將核燃料的利用率提高幾十倍，核燃料將不會成為進一步大規模增加核電發展的資源性制約。

天然氣方面，我國常規天然氣預測可采資源量為22萬億立方米，已探明為3.9萬億立方米，我國天然氣勘探處于快速發展階段，未來儲量有很大增長空間，預計我國天然氣(不含煤層氣、頁巖氣等)產能2020年可達到2000億立方米以上，2030年可達到2500億立方米以上。

未來我國天然氣發電發展將實行大中小相結合，結合引進國外管道天然氣和液化氣字受端地區規劃建設大型燃氣機組，主要解決核電、風電、水電季節性電能對電網的調峰壓力;隨著天然氣開發利用規模進一步增長以及分布式發電并網技術成熟，結合城鄉天然氣管道布局規劃和建設，加快發展分布式冷熱電多聯供機組，提高能源利用效率。預計到2020、2030和2050年天然氣裝機容量分別達到1億千瓦、2億千瓦和3億千瓦，利用形成逐步由大容量聯合循環機組為主過渡為分布式多聯供方式利用為主。

除此之外，包括風能、太陽能等可再生能源發展也將逐漸提速。以太陽能為例，2020年我國太陽能發電規模將達到7000萬千瓦，按照樂觀考慮，2030年之前太陽能發電技術取得進一步突破，發電成本顯著下降，大規模并網與分布式接入問題得到徹底解決，2030年和2050年太陽能發電規模將達到3億千瓦和8億千瓦，分布式與集中式齊頭并進。

2020年，全國發電裝機預計達到19億千瓦;2030年，全國發電裝機預計達到29億千瓦。到2020年，非化石能源裝機比重達到39%，發電量比重達到29%，到2030年，非化石能源裝機比重達到49%，發電量比重達到37%，到2050年，非化石能源裝機比重達到62%，發電量比重超過50%，電力結構將實現從煤電為主向新一代清潔非化石能源發電為主的轉換。

分布式能源發展亟待突圍

記者：今年2月，國家電網公司發布《關于做好分布式電源并網服務工作的意見》，將所有類型的分布式發電方式納入并網范圍，分布式能源并網的前景更加廣闊。目前我國分布式能源發展的現狀如何?還存在哪些瓶頸因素?

張衛東：分布式電源并不是一個新的概念，一個世紀以前，當托馬斯•愛迪生建成世界上第一個供電系統時，該系統的發電廠就可以視為分布式電源。但是，接下來的一個世紀里，發電機組的容量變得越來越大，電網的送電距離變得越來越遠，電力工業走上大系統發展道路。

以分布式光伏發電發展領先的德國為例，至2013年底光伏累計裝機達到35.5兆瓦，發電量占全國電力消費約5%，其中分布式光伏累計裝機26.3兆瓦，裝機占光伏總裝機比例接近75%。

一般來說，分布式電源是指在用戶所在場地或附近建設安裝、運行方式以用戶端自發自用為主、多余電量上網，且在配電網系統平衡調節為特征的發電設施或有電力輸出的能力綜合梯級利用多聯供設施，其特點主要有：裝機容量小、靠近用戶側、建設周期短、對周圍環境友好等。

從定義上來看，國家能源局發布的《分布式發電管理暫行辦法》中提出：“總裝機容量5萬千瓦及以下的小水電站和以各個電壓等級接入配電網的風能、太陽能、生物質能、海洋能、地熱能等新能源發電均作為分布式發電。”國家電網公司在《關于做好分布式電源并網服務工作的意見》中提出：“位于用戶附近，所發電能就地利用，以10千伏及以下電壓等級接入電網，且單個并網點總裝機容量不超過6兆瓦的發電項目作為分布式發電項目。”

我國分布式發電給予小水電自發自供，近年來，天然氣和新能源分布式發電才開始起步。根據中國城市燃氣協會分布式能源專委會統計，截至2011年全國天然氣分布式能源項目總裝機容量近100萬千瓦，主要分布在北京、上海和廣州等大城市的醫院、賓館、寫字樓和大學城等公共建筑。

2014年上半年，分布式光伏新增容量僅50萬千瓦，為去年同期容量的不足50%，國家能源指定的18個分布式光伏示范區進展也十分緩慢，原因有三個方面：一是屋頂資源有限。分布式光伏項目普遍要求屋頂面積大，結構好，承重強，用戶用電電價高，用電量大，運營穩定，資信好，這樣的屋頂大多都在“金太陽”工程中被利用，因此現有存量較少;二是項目融資難。目前分布式光伏主要采用“優先自用，余電上網，全電量補貼”的方式，由于居民電價較低，發展居民分布式光伏不具備經濟性，造成融資困難;三是外部配套難。一方面地方政府政策實施細則難以確定，如補貼金額一項，各地最終執行效果有很大不確定性;另一方面在并網和協調各方責任關系等方面也有一定難度，有待經驗探索和工作改進。

今年8月，國家能源局組織在嘉興召開全國分布式光伏發電現場交流會，根據產業發展進行政策微調，推動光伏產業可持續發展，國家能源局局長吳新雄提出，各方要齊心協力，密切配合，共同推動分布式光伏發電取得更大發展，確保全年新增光伏發電并網容量1300萬千瓦以上，同時還表示政府后續還將強化政策支持。

2011年，國家發改委發布《關于發展天然氣分布式能源的指導意見》，意見提出“十二五”初期啟動一批天然氣分布式能源示范項目，“十二五”期間建設1000個左右天然氣分布式能源項目，但實際工作中進展緩慢。

主要原因在于一是建設成本問題。目前我國已與國外先進的燃氣輪機供應商開展了合作，但核心技術仍掌握在外方手中，項目投資難以下降，運營和維護成本很高;二是燃料成本問題。近年來，國家多次上調天然氣價格，天然氣發電經濟性進一步下降;三是并網問題。受價格、管理和安全等多種因素影響，天然氣發電并網管理存在一定困難;四是政策機制問題。主要是電價機制和成本分攤機制仍不明確。

此外，與德國、丹麥等國家想比，我國分布式風電發展非常滯后。主要原因一是項目臨近人口密集地區，選址征地較為困難;二是容易產生噪聲、光影、景觀等環境影響，環評通過較困難;三是風資源相對較差，影響項目經濟性。

總之，與大型集中式電站相比，分布式發電接入后將改變配電網原先單一、輻射狀的網絡接線形勢，使配電網形成了多電源供電網絡，對整個電網規劃、設計和運行產生影響，主要體現在一是分布式電源投資主體相對分散，統籌管理難度大，建設周期短，加大了電源電網協調匹配發展的難度，也增加了規劃不確定性。

二是分布式電源并網使傳統配電網成為有源網絡，潮流由單向變成雙向流動，增加了配電網網架構建的復雜性。

三是分布式電源間歇性、波動性易引起電壓偏差、電壓波動和閃變等問題;電力電子設備大量并網增加配網諧波治理難度。

四是對控制保護的影響。目前我國配電網整體自動化、信息化水平不高，通信通道覆蓋率低，難以實現對分布式電源新的全面管理，形成運行控制盲點，現有的電網潮流控制、電壓調節及幾點保護方案不能適應，需進行較大規模的改造更新。

五是對運行效率的影響。大量間歇式分布式電源的接入使得配電網設備負載率降低，配電網的單位負荷和單位電量的供電成本增加，將降低配電網資產投資回報單。

記者：您認為我國未來在分布式能源發展方面還需進行哪些方面的努力?

張衛東：分布式電源發展的優勢在于有利于太陽能、風電等可再生能源，提高能源供應安全性和可持續性;有利于提高天然氣資源利用效率，節能減排;有利于減少由于消納能力不足出現的棄風、棄光現象;有利于提高電力系統抵御嚴重故障能力，在意外災害發生時繼續為重要負荷供電;有利于向偏遠地區、海島等孤立系統供電;六是有利于降低輸配電損耗;通過擴大規模和技術進步，有望實現平價上網，支撐能源電力經濟、可持續供應。

在推動分布式發電發展方面，我國應該著力開展以下六方面的工作：一是深化電力體制改革，加快現代電力市場體系建設，開放市場準入，完善市場化規則，建立并完善發電和用電價格由市場決定，輸配電價由政府核定并嚴格監管的電價機制，形成有利于包括分布式發電在內的各種發電形式公平競爭環境。

二是制定支持分布式發電國家戰略。分布式發電作為新興產業，必須在戰略上超前謀劃，制定分布式發電發展的國家戰略，明確發電裝機目標、布局和技術路線等，明確市場預期，增強市場信心，提高未來行業發展的可預見性，從創新的、更高的、長遠的角度推動分布式發電的持續、快速發展。

三是完善支持政策體系。盡快出臺除分布式光伏發電外，其他各類型分布式電源專項管理辦法，制定發布分布式電源接入電網及并網運行管理辦法。對于分布式光伏發電，應盡快將相關政策落實到為項目服務的中間環節和終端環節，出臺包括項目備案流程、電量計量、電費結算、補貼撥付、稅務處理等具體細則，落實融資扶持政策。針對分布式天然氣冷熱電三聯供，盡快開展相關研究，加快相關補貼和稅收優惠政策制定和落實，簡化并網管理程序。針對分布式風電，合理制定標桿電價，保障投資者回報，在土地、環評等方面給予政策扶持。

四是加快技術創新，提高分布式發電競爭力。加強分布式發電的技術研發投入，不斷整合科技創新資源，完善科技創新機制，加強創新隊伍建設，形成完善的科技創新體系，突破制約創新活力的各種束縛，推動技術進步，提高整個產業的競爭力。

五是加快推進智能電網、微網建設。傳統配電網系統不能滿足分布式電源大規模接入的要求，未來影響分布式電源發展的關鍵問題很有可能不是分布式電源本身的技術問題，而是其并網就帶來的電網運行問題。分布式電源與微網、智能電網相結合是解決分布式電源大規模并網問題的有效方案。微網技術通過不同層次的結構為各種分布式電源的并網運行提供接口，是發揮分布式發電最佳的有效方式;智能配電網則可通過對配電網的智能化自動化管理實現分布式電源的靈活接入與整個電力系統的安全、可靠、經濟運行。同時也要重視儲能技術的研發和推廣應用，為分布式發電大規模發展提供技術支撐。

六是加快分布式發電及并網標準體系建設。建議國家盡快建立統一規范的分布式發電及并網相關標準制定的主導機構，建立有效的跨行業溝通平臺和合作機制，加強頂層設計，指導具體技術標準的研究和制定，為分布式發電的發展提供堅實的基礎，帶動相關上、下游產業的發展。