党的十八大以来，在党中央、国务院的高度重视下，我国电力行业以“五位一体”总体布局、“四个全面”战略布局为指引，深刻领会“四个革命、一个合作”能源战略思想，自觉践行五大发展理念，深入推进体制改革，加快行业转型升级，取得了令人瞩目的新成就。五年来，电力消费适应新常态，结构得到进一步改善;供给侧改革持续深化，新能源发电比重显著提升;电力体制改革全面铺开，向实体经济释放更多红利;能源资源节约成效显著，排放绩效持续优化……多方面成就可圈可点，为经济社会发展作出了应有贡献。

　　一、全国电力需求增速放缓，消费结构得到更多优化

　　党的十八大以来，我国经济发展进入新常态，两位数的高速增长成为历史。适应中高速经济发展需求和经济结构调整重大变化，我国电力需求增速有所放缓，消费结构得到调整和优化。

　　经济增速变化结构调整。

　　党的十八大以来，我国经济保持中高速增长。国家统计局发布数据显示，2013～2016年，我国国内生产总值年均增长7.2%。今年上半年，国内生产总值同比增长6.9%，增速连续八个季度稳定在6.7%～6.9%区间。当前，服务业已占国民经济半壁江山，经济结构调整成效显著。2016年，第三产业增加值占国内生产总值比重为51.6%，比2012年提高6.3个百分点;今年上半年，第三产业增加值占国内生产总值的比重达54.1%。

　　电力消费增速波动放缓。

　　党的十八大以来，电力消费增速发生较大变化，2015年用电增速降至0.96%的低点。2016年，国民经济的良好开局带动了全社会用电量的恢复性增长，当年全国电力消费总量5.97万亿千瓦时，同比增长4.9%。但近年来这一增速仅高于2014年、2015年，尚低于国际金融危机发生的2008年，与国际金融危机发生前的2007年以及经济刺激下的2010年、2011年相比差距甚远。2013～2016年，全国用电量年均增长约2500亿千瓦时，每年比上个五年减少约1000亿千瓦时(大体相当于北京市2016年总用电量)。电力在能源消费中的作用更加突出。2016年，我国电能在终端能源消费中的比重达到22%，超过世界平均水平;全国人均用电4321千瓦时，较2012年增加645千瓦时。

　　电力消费结构得到优化。

　　党的十八大以来，随着经济结构的持续调整，电力消费结构得到了进一步优化。全国用电结构主要沿第一产业和第三产业比重减少、第三产业和城乡居民用电比重增加方面转变。2016年，我国第一产业用电1092亿千瓦时，占比1.8%，较2012年减少0.2个百分点;第二产业用电42615亿千瓦时，占比71.3%，减少2.6个百分点;第三产业用电7970亿千瓦时，占比13.3%，提高1.9个百分点;居民生活用电8054亿千瓦时，占比13.5%，提高0.9个百分点。

　　二、供给侧改革持续推进，新能源发电比重明显提高

　　党的十八大以来，我国电力装机依旧保持了2002年电力体制改革以来的快速势头，发电能力不断增强。其中，以风电、太阳能发电为代表的新能源发电扩张势头尤其迅猛，煤电装机比重有所下降，成就了电力供给侧改革新业绩。

　　电力投资结构深刻变化。

　　2016年电源基本建设投资完成3408亿元、电网基本建设投资完成5431亿元。两项合计投资达到8839亿元，较上年增长263亿元，连续第二年投资超过8000亿元，创下电力投资历史新高。从网源投资结构看，占比关系天翻地覆。电网投资连续三年高于电源投资，且持续扩大网源投资差距，2016年电网投资占比达到61.4%。从电源投资内部看，新能源发电投资占比显著提高。火电投资“十二五”以来持续保持年投资1000亿～1200亿元，其2016年投资额相当于2006年的50%;水电、核电投资持续减少势头，分别相当于2012年的50%和64.3%;风电、太阳能发电分别投资927亿元、241亿元，合计占比34.3%，较2012年提高15.4个百分点。

　　电力装机总量持续扩大。

　　截至2016年底，全国电力装机容量达到16.5亿千瓦，同比增长8.2%，高于全社会用电增速3.3个百分点，人均装机达到1.19千瓦。全年基建新增电力装机1.2亿千瓦，在历年新增量中仅次于2015年的1.4亿千瓦，也是连续第四年年增超过1亿千瓦。2013～2016年，全国累计比2012年净新增装机5亿千瓦，增长43.5%;年均增长量比上个五年多近4000万千瓦，成为我国电力装机增长最快的阶段。

　　电源结构得到明显改善。

　　截至2016年底，全国水电装机3.3亿千瓦，在全国装机中占比20.1%;火电装机10.6亿千瓦(其中煤电9.46亿千瓦，气电7011万千瓦)，占比64.3%;核电装机3364万千瓦，占比2.0%;风电1.47亿千瓦，占比8.9%;太阳能发电7631万千瓦，占比4.6%。全国水电、核电、风电、太阳能发电合计占比达到35.6%，比2012年提高7.1个百分点，其中风电、太阳能发电比重分别提高了3.3个百分点、4.3个百分点。继水电、风电居世界之首后，太阳能发电装机于2015年超过美国居世界第一位。

　　数据显示，2016年全国发电量首次突破6万亿千瓦时，较2012年增长超过二成。其中，全国火电发电量4.2万亿千瓦时，占全国发电量比重为71.8%，比2012年下降约7个百分点。非化石能源发电量占比提升至29.3%，其中风电、太阳能发电量合计占比提高3个百分点至5.1%。

　　煤电“去产能”持续加码。

　　党的十八大以来，煤电防范化解产能过剩风险逐步提上日程并付诸实践。国家发展改革委、国家能源局等部门出台了一系列政策文件，规范煤电发展、严控煤电规模。去年，取消15项共1240万千瓦不具备核准建设条件的煤电项目，关停火电机组571万千瓦。今年将淘汰、停建、缓建煤电5000万千瓦以上，其中首批关停煤电机组名单已出炉，共计472.1万千瓦100台机组。规划“十三五”期间，全国将停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上。煤电“去产能”既减少资源消耗、保护环境，亦为可再生能源的发展腾挪出了空间。

　　三、全国第一大网位置稳固，资源优化配置能力增强

　　党的十八大以来，我国电网建设不断加强，变电容量、线路回路长度快速增长，电力输送、资源配置能力持续提升。自2009年电网规模超过美国跃居世界第一位以来，我国全球第一大电网的位置得到进一步巩固。

　　电网规模持续快速扩张。

　　党的十八大以来，我国电网投资持续加码，年投资连续三年超过4000亿元，其中2016年更是突破5000亿元达到5431亿元。全国年新增220千伏及以上变电设备容量均超过2亿千伏安，年新增220千伏及以上输电线路回路长度则均保持在3.3万千米以上。截至2016年底，全国220千伏及以上变电设备容量、220千伏及以上输电线路回路长度分别达到36.9亿千伏安、64.5万千米，较2012年分别增长约48%和27.5%。

　　跨区输电能力进一步提升。

　　党的十八大以来，特高压工程建设进一步加速，全国电力联网进一步加强，跨省跨区送电能力得到提升。中电联数据显示，截至2016年底，全国跨区输电能力达到8095万千瓦。其中，交直流联网跨区输送能力6751万千瓦，点对网跨区输送能力1344万千瓦。随着哈郑直流、宾金直流、辽宁绥中电厂送华北工程、宁浙直流等重点工程投产，国家电网跨区送电能力与2012年5100万千瓦相比提升超过50%。南方电网内部已形成“八交八直”西电东送主网架，最大西电东送能力达3950万千瓦。2016年，全国跨区输送电量3777亿千瓦时，比2012年增长87.2%;省间输出电量1.0万亿千瓦时，增长39.9%。

　　能源互联网进入项目示范。

　　党的十八大以来，能源互联网(“互联网+”智慧能源)迅速走红，成为业界普遍关注的焦点之一。国家能源局出台了《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》，并于今年公布了首批能源互联网示范项目，包括北京延庆能源互联网综合示范区、京能海淀北部新区能源互联网示范工程等55个项目。按照要求，首批示范项目原则上2017年8月底前开工，2018年底前建成。特别值得一提的是，由我国提出的全球能源互联网设想日益获得广泛关注和支持。

　　四、电力体制改革全面铺开，实体经济获得更多红利

　　党的十八大以来，我国电力体制改革迎来新的春天。在“四个革命、一个合作”能源战略思想引领下，新一轮电力体制改革酝酿成熟并迅速推开。截至目前，电力体制改革试点已基本实现全覆盖，形成了综合试点为主、多模式探索的格局，市场化交易电量占比日益提高，极大释放了电力体制改革红利。

　　顶层设计绘就电改蓝图。

　　电力体制改革是经济体制改革的重要组成，持续受到党中央、国务院高度重视。2012年，党的十八大提出“推动能源生产和消费革命”。2013年，党的十八届三中全会提出“推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革”。2014年，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源战略思想，成为我国能源改革发展的根本遵循。2015年3月，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》隆重登场，完成了电力体制改革顶层设计，描绘了新一轮电力体制改革蓝图，重启了一度停滞的电力体制改革步伐。

　　电改试点全国遍地花开。

　　新一轮电力体制改革启动以来，各项改革试点工作迅速推进、遍地花开。目前，电力体制改革综合试点扩至22家;输配电价改革试点已覆盖除西藏外的全部省级电网和华北区域电网;售电侧市场竞争机制初步建立，售电侧改革试点在全国达到10个，增量配电业务试点则达到了106个，售电公司如雨后春笋般涌现;交易中心组建工作基本完成，北京、广州两个国家级电力交易中心组建完成，除海南外的其他省份均已组建省级电力交易中心;电力现货市场建设试点启程，八个地区被选为第一批电力现货市场建设试点。

　　市场化改革促进降成本。

　　随着新一轮电力体制改革的推进，大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售等具有市场化特质的电量交易已初具规模，市场化交易电量占比日益提高，降低了企业用电成本。2016年，全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。电力行业共降低企业用能成本1000多亿元，其中市场化交易电量每千瓦时电平均降低电价约7.23分，为用户节约电费超过573亿元。今年上半年，已执行的市场化交易电量平均降价4.7分/千瓦时，降低企业用能成本约230亿元。

　　五、行业节能减排取得新进展，无愧环境保护排头兵

　　党的十八大以来，电力行业企业一如既往地重视环境保护、节能减排工作，结构优化、技术升级、设备改造深入推进，节能降耗再上新台阶，污染物减排取得新进展，为生态文明建设作出了积极贡献。

　　电力节能降耗成效明显。

　　受大容量、高参数机组占比提升和煤电改造升级等多因素影响，供电标准煤耗持续下降。截至2016年底，全国单机容量30万千瓦及以上机组占比已达80%，比2012年提高4.43个百分点;当年全国火电平均供电标准煤耗312克/千瓦时，比2012年下降13克/千瓦时。全国煤电机组平均发电效率提升至41.4%，全球范围内仅略低于日本居第二位。线损率、厂用电率虽有波动，但总体呈现下降趋势。2016年，全国电网线损率为6.47%，比2012年下降0.27个百分点。全国发电厂用电率4.77%，比2012年下降0.33个百分点;其中火电厂用电率6.01%，下降0.07个百分点。

　　电力排放绩效持续优化。

　　火电脱硫、脱硝、超低排放改造持续推进，截至2016年底，全国火电基本全部实现脱硫、85%以上实现脱硝，超低排放改造超过4.5亿千瓦。排放绩效大幅降低，单位火电发电量二氧化碳排放量降至822克/千瓦时，比2005年下降了21.6%;烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放绩效分别降至每千瓦时0.08克、0.39克和0.36克，较2012年减少0.31克、1.87克、2.04克。数据显示，电力行业2016年烟尘排放总量35万吨，较2012年下降116万吨，降幅达76.8%;二氧化硫排放总量170万吨，较2012年下降713万吨，降幅达80.7%;氮氧化物排放总量155万吨，较2012年下降793万吨，降幅达83.6%。在全国火电装机大幅增长的情况下，污染物总排放量显著下降。

　　放眼未来，随着能源转型的深入推进，以电力为中心的特点日益明显，电力关注度料将与日俱增。尽管仍存问题，尽管仍有困难，尽管仍临挑战，但党的十八大以来，我国电力行业取得的业绩和经验已为今后改革发展奠定了良好基础。

文章来源：能源研究俱乐部 

作者：蒋学林

图片来源：浙江新闻网