其次是电力空间布局调整加快。常规水电转移到西南、西北水电基地,燃煤电厂加快向西部、北部煤炭基地转移,核电将从沿海向内陆辐射,西电东送等跨区跨省送电通道能力加快提升。西部地区发电装机比重从2000年的24.5%提升到2013年的33.5%、提高了9个百分点,而用电比重从2000年的21.1%提升到25.5%、仅提高了4.4个百分点。
再次是电力发展形态调整加快。一方面,传统能源发电继续延续大型化、基地化、跨区输送的路径发展,呈现出“大”的即是好的属性。另一方面,也相继出现了分散化、小型化、分布式发展的新形态,除小水电、接入配电网的新能源发电、综合资源利用发电和小型煤层气发电外,将大量出现分布式光伏发电、基于天然气的分布式能源系统、智能微网、智能家庭能源系统、电动汽车以及小微型储能装置等新形态,这些新形态尽管价格相对较高、需要国家财政补贴,但与自身大型化发展相比具有比较优势,表现出“小”的是美的属性。
最后,电力系统与用户、社会互动加深,新型商业模式加快出现。用户知情权、参与权、选择权需求逐渐明显。从电力系统到用户的传统单向流动加快转变为双向乃至多向流动,新型商业模式创新加快。
要实现电力行业安全、经济、绿色、和谐发展,客观上需要加快发展具有中国特色的智能电网,通俗理解,就是把物联网技术、云计算技术、智能控制技术等新型先进技术和新材料技术,与现有电力系统全面深度融合,进行智能化升级换代,从而实现电力系统更安全、更经济、更绿色和更和谐发展。
提高非化石能源发电比重
总体判断,我国已经进入电力价格上涨长周期。未来电力发展,要继续立足国内,建立多元化供应体系,正确处理好安全、绿色转型与经济社会可承受、可持续发展关系,以相对较低的电力成本安全满足经济社会发展的电力有效需求。因此,在未来规划上要重点处理好非化石能源发电与化石能源发电之间的关系、非化石能源发电内部结构品种优化配置的关系、以及化石能源发电结构品种优化配置的关系。
首先,要正确处理好非化石能源发电与化石能源发电关系,稳步稳妥提高非化石能源发电比重。提高可再生能源发电比重是大势所趋。国家已经提出2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右的能源结构目标,电力行业也要相应做出重大贡献。在经济发展进入新常态下,无论是非化石能源占一次能源消费比重,还是非化石能源发电比重,都应该充分考虑经济社会发展和财政补贴的可承受能力,规划中应该做好电价测算和可承受能力评估,在可承受范围内稳步提高,从而促进新常态下的经济转型调整和社会进步。今年11月中美共同发表的《中美气候变化联合声明》中,我国提出2030年非化石能源占一次能源消费比例提高至20%左右(10年提高5个百分点),就较好地考虑到了经济社会和财政补贴的承受能力。