“四個(gè)革命、一個(gè)合作”能源安全新戰(zhàn)略，是習(xí)近平新時(shí)代中國(guó)特色社會(huì)主義思想在能源領(lǐng)域的具體體現(xiàn)，為能源電力高質(zhì)量發(fā)展提供了根本遵循。“十三五”期間，我國(guó)電力工業(yè)攻堅(jiān)克難、持續(xù)創(chuàng)新，實(shí)現(xiàn)了巨大飛躍，滿足了經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展的電力需求，電力工業(yè)發(fā)展呈現(xiàn)新的特征，為電力行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。“十四五”是我國(guó)由全面建成小康社會(huì)向基本實(shí)現(xiàn)社會(huì)主義現(xiàn)代化邁進(jìn)的關(guān)鍵時(shí)期，編制實(shí)施好“十四五”規(guī)劃意義重大。

　　一、電力行業(yè)發(fā)展呈現(xiàn)新的特征

　　電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)持續(xù)向清潔低碳化發(fā)展。一方面，非化石能源發(fā)展進(jìn)入大規(guī)模“增量替代”階段，2018年全球新增非化石能源裝機(jī)的一半在中國(guó)。截至2018年底，非化石能源發(fā)電裝機(jī)達(dá)7.7億千瓦，占總裝機(jī)的比重為40.8%；發(fā)電量2.16萬(wàn)億千瓦時(shí)，占全口徑發(fā)電量的比重為30.9%，相比2015年分別提高6個(gè)百分點(diǎn)、3.7個(gè)百分點(diǎn)。另一方面，我國(guó)火電大容量、高參數(shù)、節(jié)能環(huán)保機(jī)組比例明顯提高，截至2018年底，全國(guó)火電單機(jī)60萬(wàn)千瓦及以上機(jī)組占比44.8%；進(jìn)一步加大節(jié)能減排改造力度，截至2018年底，達(dá)到超低排放限值的煤電機(jī)組約8.1億千瓦，單位火電發(fā)電量二氧化硫、氮氧化物、煙塵排放量分別降至0.20克、0.19克、0.04克，促進(jìn)煤電優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能釋放；燃煤發(fā)電效率大幅提升，火電平均供電煤耗降至308克/千瓦時(shí)，與2006年相比降低60克/千瓦時(shí)，降幅達(dá)16%。

　　終端能源消費(fèi)電氣化水平不斷提高。2018年，電能占終端能源消費(fèi)比重達(dá)到25.5%，較2010年提高了4.2個(gè)百分點(diǎn)；2016~2018年累計(jì)完成替代電量3923億千瓦時(shí)，且呈現(xiàn)逐年升高態(tài)勢(shì)。伴隨著電能替代實(shí)施力度不斷加大，帶動(dòng)工業(yè)生產(chǎn)制造、交通運(yùn)輸、居民生活、建筑等重點(diǎn)領(lǐng)域電氣化水平穩(wěn)步提高，特別是隨著電動(dòng)汽車的快速發(fā)展，交通領(lǐng)域的電氣化將全面提速。

　　數(shù)字化智能化技術(shù)逐漸融入電力系統(tǒng)，系統(tǒng)靈活性不斷增強(qiáng)。電力企業(yè)積極推進(jìn)新一代信息技術(shù)及數(shù)字技術(shù)成果與產(chǎn)業(yè)融合，全國(guó)首批55個(gè)能源互聯(lián)網(wǎng)示范項(xiàng)目中，已有14個(gè)項(xiàng)目通過(guò)驗(yàn)收；國(guó)家電網(wǎng)公司提出打造“泛在電力物聯(lián)網(wǎng)”，在源網(wǎng)荷儲(chǔ)泛在調(diào)度控制、網(wǎng)上辦理業(yè)務(wù)、現(xiàn)代智慧供應(yīng)鏈、綜合示范區(qū)建設(shè)等方面積極探索，取得突出成效；發(fā)電企業(yè)積極推進(jìn)煤電靈活性改造工作，華能丹東電廠2×35萬(wàn)千瓦機(jī)組最小技術(shù)出力達(dá)到20%，國(guó)家能源集團(tuán)莊河電廠2×60萬(wàn)千瓦機(jī)組最小技術(shù)出力達(dá)到30%，達(dá)到國(guó)際先進(jìn)水平；自2016年開展工業(yè)領(lǐng)域電力需求側(cè)管理以來(lái)，已累計(jì)節(jié)約電源投資3000萬(wàn)千瓦，轉(zhuǎn)移夏、冬季高峰負(fù)荷400多萬(wàn)千瓦，減少企業(yè)用電成本1500多億元。

　　能源電力國(guó)際合作是“一帶一路”倡議的重要基礎(chǔ)和支撐。我國(guó)與沿線國(guó)家在能源電力基礎(chǔ)設(shè)施的投資和貿(mào)易呈上漲趨勢(shì)，2013~2018年，我國(guó)主要電力企業(yè)參與“一帶一路”國(guó)際合作累計(jì)完成投資107億美元，簽訂電力工程承包合同622個(gè)，總金額1167億美元；各電力企業(yè)不斷推動(dòng)建立技術(shù)、標(biāo)準(zhǔn)、設(shè)備、管理全方位“走出去”的國(guó)際產(chǎn)能合作模式；全球能源互聯(lián)網(wǎng)理念得到廣泛認(rèn)同，已納入“一帶一路”建設(shè)、聯(lián)合國(guó)“2030議程”和促進(jìn)《巴黎協(xié)定》實(shí)施工作框架，為推動(dòng)國(guó)際能源電力與經(jīng)濟(jì)社會(huì)環(huán)境協(xié)同發(fā)展提出解決方案；中巴經(jīng)濟(jì)走廊電力合作日益緊密，中國(guó)與東盟地區(qū)國(guó)家合作水平不斷提升，中俄及中國(guó)與東北亞國(guó)際電力產(chǎn)能合作穩(wěn)步推進(jìn)。

　　電力體制改革穩(wěn)步扎實(shí)推進(jìn)。市場(chǎng)化交易規(guī)模比重大幅提高，2019年前10個(gè)月全國(guó)市場(chǎng)交易電量達(dá)2.2萬(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)30%；全國(guó)31個(gè)電力交易機(jī)構(gòu)累計(jì)注冊(cè)市場(chǎng)主體超過(guò)10萬(wàn)家；電力現(xiàn)貨市場(chǎng)8個(gè)試點(diǎn)全部啟動(dòng)結(jié)算試運(yùn)行；增量配電業(yè)務(wù)改革加快推進(jìn)，目前已批復(fù)的試點(diǎn)項(xiàng)目中，四成以上項(xiàng)目已確立了業(yè)主，已投運(yùn)試點(diǎn)項(xiàng)目超過(guò)60個(gè)；電價(jià)改革中，第二監(jiān)管周期輸配電價(jià)成本監(jiān)審工作已經(jīng)啟動(dòng)，交叉補(bǔ)貼等電價(jià)機(jī)制問(wèn)題已開始逐步清理。

　　二、“十四五”電力發(fā)展有關(guān)問(wèn)題的認(rèn)識(shí)

　　電力需求具有較大的增長(zhǎng)空間。我國(guó)經(jīng)濟(jì)總體處于工業(yè)化中后期、城鎮(zhèn)化快速推進(jìn)期，決定了電力需求持續(xù)剛性增長(zhǎng)。以電為中心轉(zhuǎn)變能源生產(chǎn)和消費(fèi)方式，是清潔能源發(fā)展的必然要求和清潔替代的必然結(jié)果，決定了我國(guó)電力需求還處在較長(zhǎng)時(shí)間的增長(zhǎng)期，具有較大的增長(zhǎng)空間。影響“十四五”電力需求增速的主要因素有以下五方面：一是新舊動(dòng)能轉(zhuǎn)換，傳統(tǒng)用電行業(yè)增速下降，高技術(shù)及裝備制造業(yè)和現(xiàn)代服務(wù)業(yè)將成為用電增長(zhǎng)的主要推動(dòng)力量；二是新型城鎮(zhèn)化建設(shè)，推動(dòng)電力需求剛性增長(zhǎng)，未來(lái)西部地區(qū)用電比重將有所提高，東中部地區(qū)仍是我國(guó)的用電負(fù)荷重心；三是能源轉(zhuǎn)型發(fā)展，呈現(xiàn)明顯的電氣化趨勢(shì)，電能替代潛力巨大；四是能源消費(fèi)革命深入推進(jìn)，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)升級(jí)和技術(shù)創(chuàng)新驅(qū)動(dòng)等諸多因素，將在一定程度上抑制用電增長(zhǎng)；五是實(shí)施泛在電力物聯(lián)網(wǎng)戰(zhàn)略，在電力需求響應(yīng)管理方面，可以實(shí)現(xiàn)負(fù)荷增速低于電量增速，帶來(lái)巨大的經(jīng)濟(jì)社會(huì)效益。

　　采用產(chǎn)值單耗法、電力彈性系數(shù)法、人均用電量法等多種預(yù)測(cè)方法，對(duì)我國(guó)中長(zhǎng)期電力需求進(jìn)行分析預(yù)測(cè)，預(yù)計(jì)2025年我國(guó)全社會(huì)用電量達(dá)到9.2~9.5萬(wàn)億千瓦時(shí)，“十四五”期間年均增速約為4.0%~4.5%。2035年全社會(huì)用電量為12萬(wàn)億千瓦時(shí)左右，2020年~2035年年均增速約3%，逐步過(guò)渡為用電增長(zhǎng)飽和階段。

　　電源結(jié)構(gòu)清潔低碳程度進(jìn)一步提高。結(jié)合我國(guó)各區(qū)域經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展、用電結(jié)構(gòu)以及需求側(cè)管理等因素，基于儲(chǔ)能技術(shù)成熟期，預(yù)計(jì)2025年電源總裝機(jī)達(dá)到27億千瓦，非化石能源發(fā)電裝機(jī)占比達(dá)到48%，非化石能源發(fā)電量占比達(dá)到37%。2035年，電源裝機(jī)達(dá)到38億千瓦，非化石能源發(fā)電量將全面超越化石能源。

　　新能源持續(xù)快速發(fā)展，消納難題應(yīng)引起重視。新能源技術(shù)進(jìn)步加快，成本顯著下降。過(guò)去五年風(fēng)電開發(fā)利用成本下降了約30%，光伏組件價(jià)格約下降一半，預(yù)計(jì)資源優(yōu)越省份最快2020年可實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)。未來(lái)，新能源呈現(xiàn)持續(xù)快速發(fā)展態(tài)勢(shì)。預(yù)計(jì)2025年，風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電合計(jì)裝機(jī)達(dá)到7億千瓦，發(fā)電量占比將接近15%，部分省份將突破30%。

　　我國(guó)新能源快速發(fā)展的同時(shí)，曾出現(xiàn)棄風(fēng)率高達(dá)17.2%、棄光率達(dá)13.0%的情況。近年來(lái)采取了一系列措施，棄電問(wèn)題得到有效緩解。但新能源發(fā)電量占比高的省區(qū)，消納難題仍然比較突出，如2018年，甘肅、新疆新能源發(fā)電量占比僅為20%、15%，棄風(fēng)率高達(dá)19%、23%，棄光率分別為10%、16%。未來(lái)新能源更大規(guī)模的發(fā)展，消納難題應(yīng)引起高度重視。解決新能源消納難題涉及電源、電網(wǎng)、用戶、政策、技術(shù)等多個(gè)方面，需要多措并舉，提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)和消納能力。近期，在電源側(cè)可通過(guò)實(shí)施煤電靈活性改造，建設(shè)抽水蓄能電站、天然氣調(diào)峰電站等各類靈活調(diào)節(jié)電源提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。在電網(wǎng)側(cè)建設(shè)跨區(qū)輸電通道，完善區(qū)域主網(wǎng)架及智能配電網(wǎng)建設(shè)，利用電網(wǎng)基礎(chǔ)平臺(tái)作用實(shí)施多能互補(bǔ)和冷、熱、電聯(lián)合智能調(diào)度，充分利用跨省區(qū)調(diào)節(jié)資源。在用戶側(cè)加強(qiáng)需求側(cè)管理，實(shí)施峰谷分時(shí)電價(jià)，發(fā)展各類靈活性用電負(fù)荷和智能電器，實(shí)現(xiàn)移峰填谷。在市場(chǎng)機(jī)制方面，建立可再生能源目標(biāo)引導(dǎo)制度，完善輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，啟動(dòng)綠色證書交易機(jī)制，采用發(fā)電權(quán)交易、省間市場(chǎng)交易等。長(zhǎng)遠(yuǎn)看，將進(jìn)一步強(qiáng)化大容量、高效率、低成本、長(zhǎng)壽命儲(chǔ)能技術(shù)研發(fā)和推廣應(yīng)用，充分利用電動(dòng)汽車充放電功能增強(qiáng)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等措施。

　　促進(jìn)核電安全高效發(fā)展，有效替代煤電裝機(jī)。核電與新能源、煤電相比具有比較優(yōu)勢(shì)。經(jīng)濟(jì)性上，部分核電上網(wǎng)電價(jià)已低于當(dāng)?shù)孛摿蛎弘姌?biāo)桿電價(jià)，也低于目前新能源及配置儲(chǔ)能的成本；發(fā)電特性上，核電能量密度高，出力穩(wěn)定，能夠獨(dú)自承擔(dān)基本負(fù)荷，有效替代煤電裝機(jī)，有助于系統(tǒng)的穩(wěn)定；環(huán)保方面，核電不排放二氧化碳等溫室氣體，不排放二氧化硫、氮氧化物等有害氣體以及粉塵等污染物。根據(jù)目前核電建設(shè)情況，到2020年核電裝機(jī)約0.53億千瓦。為有效控制煤電裝機(jī)，我們預(yù)計(jì)2025、2030年核電裝機(jī)需分別達(dá)到0.89、1.37億千瓦，每年投運(yùn)6~8臺(tái)核電機(jī)組。

　　為保證核電安全高效發(fā)展和樹立核電品牌優(yōu)勢(shì)，建議一是要確立核電戰(zhàn)略地位，保持核電建設(shè)節(jié)奏。按照國(guó)家兩個(gè)一百年發(fā)展目標(biāo)，研究新時(shí)代核電發(fā)展戰(zhàn)略規(guī)劃，組織制定《2035年核電總體發(fā)展戰(zhàn)略》，確定各階段發(fā)展目標(biāo)。持續(xù)加強(qiáng)自主研發(fā)創(chuàng)新，進(jìn)一步提升自主化能力。二是要加大核電支持力度，完善相關(guān)配套政策。給予核電企業(yè)融資政策支持，推動(dòng)核電專項(xiàng)建設(shè)基金、乏燃料處置基金征收后置。按照成本加合理利潤(rùn)的原則定價(jià)，保障核電優(yōu)先上網(wǎng)，以基荷運(yùn)行為主，提高利用效率。三是要培育優(yōu)秀的核安全文化，建立健全核電標(biāo)準(zhǔn)體系。創(chuàng)新公眾溝通模式，加強(qiáng)核電科普，提升全民核科學(xué)素養(yǎng)，消除公眾核恐懼。加強(qiáng)核電標(biāo)準(zhǔn)化建設(shè)，整合國(guó)內(nèi)優(yōu)勢(shì)資源，在對(duì)外推廣、品牌塑造上形成產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟，建立核電“國(guó)際團(tuán)隊(duì)”，進(jìn)一步提升“走出去”能力。

　　統(tǒng)籌施策，促進(jìn)西南水電高質(zhì)量發(fā)展。我國(guó)川、滇、藏三?。▍^(qū)）水能資源極為豐富，目前開發(fā)率不足38%，與發(fā)達(dá)國(guó)家相比，仍有較大開發(fā)空間。

　　近年來(lái)，水電行業(yè)發(fā)展面臨生態(tài)環(huán)境保護(hù)壓力大，移民安置難度高，經(jīng)濟(jì)負(fù)擔(dān)和建設(shè)成本持續(xù)上升等諸多問(wèn)題。為此，建議加強(qiáng)統(tǒng)一規(guī)劃和統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，實(shí)現(xiàn)水電在更大范圍內(nèi)消納；加強(qiáng)水電流域統(tǒng)籌規(guī)劃建設(shè)，提高流域整體效益；強(qiáng)化移民管理，切實(shí)落實(shí)水電移民安置；完善水電稅費(fèi)政策，促進(jìn)水電企業(yè)健康發(fā)展；加大金融政策支持力度，加快西南水電建設(shè)。預(yù)計(jì)到2025年，常規(guī)水電裝機(jī)達(dá)到4億千瓦，其中西南水電占全國(guó)新增容量的90%以上。

　　煤電在系統(tǒng)中的作用將向電量和電力調(diào)節(jié)型電源轉(zhuǎn)變。我國(guó)以煤為主的資源稟賦和煤電是煤炭清潔、高效、經(jīng)濟(jì)、便捷的最好利用方式，決定了煤電在一定時(shí)期內(nèi)仍將在我國(guó)能源電力系統(tǒng)中發(fā)揮重要作用。為支撐更大規(guī)模的新能源消納和系統(tǒng)運(yùn)行，需要煤電機(jī)組更多地提供系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)，更多地承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓和備用功能，其市場(chǎng)定位將由傳統(tǒng)的提供電量的主體電源，逐步轉(zhuǎn)變?yōu)樘峁┛煽咳萘?、電量和靈活性調(diào)節(jié)型電源。

　　未來(lái)，煤電還有一定的發(fā)展空間。煤電發(fā)展空間既要滿足電量平衡又要滿足電力平衡。從電量平衡看，目前煤電利用小時(shí)數(shù)僅為4300小時(shí)左右，而煤電機(jī)組本身的利用小時(shí)數(shù)完全可以達(dá)到5000小時(shí)甚至更高，存在較大的電量增長(zhǎng)潛力，考慮其他新增電源，可以不安排新的煤電項(xiàng)目；從電力平衡看，由于新能源發(fā)電有效容量低。為滿足電力平衡要求，需要建設(shè)一定規(guī)模的火電（煤電）裝機(jī)來(lái)“托底保供”。我們預(yù)計(jì)2025年煤電裝機(jī)可控制在12~12.5億千瓦以內(nèi)，2030年達(dá)到峰值。

　　能源綠色低碳轉(zhuǎn)型不是簡(jiǎn)單地“去煤化”，煤電裝機(jī)增加不等同于碳排放量增加。一是實(shí)施電能替代，優(yōu)化用能方式。目前，我國(guó)尚有約7億噸煤炭直接燃燒，用于采暖或提供熱負(fù)荷，壓減散燒煤用于發(fā)電，碳排放并沒(méi)有增加。二是通過(guò)技術(shù)創(chuàng)新，降低煤電機(jī)組供電煤耗。三是服務(wù)新能源發(fā)電，轉(zhuǎn)變煤電利用方式。煤電為新能源發(fā)電“讓路”，利用小時(shí)數(shù)已從2010年的5030小時(shí)下降至目前的4300小時(shí)，降幅為15%；隨著新能源大規(guī)模開發(fā)，煤電利用小時(shí)數(shù)還將進(jìn)一步下降，煤電裝機(jī)碳排放呈明顯下降趨勢(shì)。計(jì)算分析表明，煤電碳排放已基本進(jìn)入平臺(tái)期，將于2025年達(dá)峰，之后將加速下降。

　　從供給側(cè)和消費(fèi)側(cè)共同提升系統(tǒng)綜合調(diào)節(jié)能力。我國(guó)抽水蓄能、燃?xì)獍l(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源裝機(jī)占比不到6%，新能源富集的“三北”地區(qū)更是不到3%，調(diào)節(jié)能力先天不足。而抽水蓄能電站受站址資源和建設(shè)工期限制、氣電受氣源氣價(jià)限制、儲(chǔ)能受經(jīng)濟(jì)安全性限制，均不具備大規(guī)模建設(shè)條件，煤電靈活性改造是提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的現(xiàn)實(shí)選擇。國(guó)內(nèi)外運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)表明，煤電靈活性改造技術(shù)成熟；經(jīng)濟(jì)性上，提升單位千瓦調(diào)峰容量成本約在500元～1500元之間，相比抽水蓄能、氣電、儲(chǔ)能均具有比較優(yōu)勢(shì)。目前，靈活性改造整體完成情況距“十三五”規(guī)劃目標(biāo)還有較大差距。東北地區(qū)輔助服務(wù)補(bǔ)償政策激勵(lì)力度大，完成度高；西北、華北完成較少。推動(dòng)煤電靈活性改造，一是要加大輔助服務(wù)補(bǔ)償力度。2018年我國(guó)輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用僅占上網(wǎng)電費(fèi)總額的0.83%，遠(yuǎn)低于美國(guó)PJM市場(chǎng)的2.5%、英國(guó)的8%。二是完善補(bǔ)償政策，綜合考慮企業(yè)增加的改造成本、運(yùn)維成本和損失的機(jī)會(huì)成本，切實(shí)保障煤電項(xiàng)目取得合理收益，激發(fā)煤電企業(yè)靈活性改造的積極性。三是加強(qiáng)規(guī)劃引導(dǎo)，有序安排煤電靈活性改造項(xiàng)目。重點(diǎn)對(duì)30萬(wàn)千瓦及以下煤電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造，作為深度調(diào)峰的主力機(jī)組，甚至參與啟停調(diào)峰。對(duì)于新能源消納困難的“三北”地區(qū)、核電出力受限的地區(qū)，可考慮改造部分60萬(wàn)千瓦亞臨界煤電機(jī)組參與深度調(diào)峰。四是發(fā)揮市場(chǎng)機(jī)制作用，適時(shí)出臺(tái)容量電價(jià)，擴(kuò)大靈活性交易品種。

　　沒(méi)有消費(fèi)側(cè)的積極變革，就不可能有能源高質(zhì)量發(fā)展，必須強(qiáng)化需求側(cè)管理，提升用戶側(cè)靈活性。通過(guò)引導(dǎo)用戶高峰時(shí)少用電，低谷時(shí)多用電，實(shí)現(xiàn)削峰填谷、移峰平谷，從而減少系統(tǒng)調(diào)峰需求，降低用電成本。以山東省2018年用電負(fù)荷為例，全省95%以上的高峰負(fù)荷約400萬(wàn)千瓦，累計(jì)持續(xù)時(shí)間約147小時(shí)。通過(guò)需求側(cè)管理削減尖峰負(fù)荷，不僅可以減少電源裝機(jī)500萬(wàn)千瓦，延緩電廠和電網(wǎng)配套投資合計(jì)約400億元，還改變了電網(wǎng)的負(fù)荷特性，降低了峰谷差，減少了用戶側(cè)的調(diào)峰需求，從而使發(fā)電側(cè)的調(diào)節(jié)能力更好地滿足新能源消納要求。

　　加強(qiáng)需求側(cè)管理，要充分發(fā)揮信息化系統(tǒng)優(yōu)勢(shì)，強(qiáng)化智能電網(wǎng)系統(tǒng)平臺(tái)建設(shè)、電能服務(wù)產(chǎn)業(yè)培育，與泛在電力物聯(lián)網(wǎng)、“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源示范、電動(dòng)汽車充放電服務(wù)、電能替代等工作密切結(jié)合，不斷深化電力需求側(cè)管理工作內(nèi)涵和外延。峰谷分時(shí)電價(jià)政策是電力需求側(cè)管理的有效手段，要進(jìn)一步擴(kuò)大分時(shí)電價(jià)的實(shí)行范圍，確定科學(xué)、合理的峰谷分時(shí)電價(jià)比。

　　深化電力市場(chǎng)化改革，推動(dòng)形成科學(xué)的電價(jià)機(jī)制。加快建設(shè)全國(guó)電力市場(chǎng)，打破省間壁壘和市場(chǎng)分割。結(jié)合電價(jià)改革進(jìn)程，妥善解決電價(jià)交叉補(bǔ)貼問(wèn)題，降低電價(jià)中政府基金及附加比重，還原電力商品屬性。穩(wěn)妥推進(jìn)增量配電改革試點(diǎn)，促進(jìn)輸配電網(wǎng)協(xié)同發(fā)展、安全運(yùn)營(yíng)。統(tǒng)籌推動(dòng)電力市場(chǎng)與碳交易市場(chǎng)深度融合，發(fā)揮市場(chǎng)高效配置資源優(yōu)勢(shì)，明確電力企業(yè)二氧化碳排放硬約束，通過(guò)碳約束倒逼電力結(jié)構(gòu)優(yōu)化，改善發(fā)電結(jié)構(gòu)，提高發(fā)電效率，挖掘減排空間。

　　強(qiáng)化電力高質(zhì)量發(fā)展指標(biāo)評(píng)價(jià)。為貫徹落實(shí)能源安全新戰(zhàn)略，中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)遵循國(guó)家構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系要求，研究提出電力行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展目標(biāo)，主要有：2025年，電能占終端能源消費(fèi)比重達(dá)到29.5%，非化石能源裝機(jī)占比達(dá)到48%左右，非化石能源發(fā)電量占比達(dá)到37%左右，非化石能源占能源消費(fèi)比重達(dá)到19.5%左右；綜合碳排放強(qiáng)度402克/千瓦時(shí)，綜合發(fā)電煤耗165克標(biāo)煤/千瓦時(shí)；單位火電發(fā)電量CO2排放量為830克/千瓦時(shí)，單位煤電發(fā)電量SO2、NOx排放量分別為0.12克/千瓦時(shí)、0.16克/千瓦時(shí)；逐步形成3%尖峰負(fù)荷的響應(yīng)能力。

　　能源電力高質(zhì)量發(fā)展涉及面廣、要求高，建議相關(guān)部門加強(qiáng)頂層設(shè)計(jì)，盡快完善并出臺(tái)能夠反映安全、綠色、高效、創(chuàng)新、開放、共享特征的評(píng)價(jià)指標(biāo)體系，充分利用現(xiàn)代信息技術(shù)夯實(shí)統(tǒng)計(jì)信息基礎(chǔ)，以目標(biāo)為導(dǎo)向開展定期評(píng)價(jià)與考核。

　?。ㄗ髡呦抵须娐?lián)黨委書記、常務(wù)副理事長(zhǎng)）