经济新常态下的能源和电力

党的十八大报告提出推动能源生产和消费革命，2014年中央财经领导小组第6次会议全面阐释了能源革命战略的内涵，提出“四个革命、一个合作”的总体要求。能源革命战略成为新常态下指导我国能源发展的顶层设计和长期战略。

能源消费总量和强度双控制，能源消费进入低速增长阶段。2012年以来，我国能源消费总量增速一直低于4%，今后较长时期内，节能将贯穿于我国经济社会发展全过程和各领域，能源消费增速还将逐步下台阶。煤炭消费总量控制是能源消费总量控制和碳排放峰值控制的重要抓手，给煤炭和煤电发展划定新红线，2020年前后我国煤炭消费有望达到峰值。同时，我国经济结构的优化升级必然带来能源消费强度的快速降低，2014年我国单位GDP能耗同比下降4.8%，是“十二五”以来降幅最大的一年。

能源供给低碳清洁化是长期发展趋势，能源结构持续优化。2014年，煤炭占一次能源消费比重已降至64.2%左右，比2007年71.1%的高点降低了7个百分点；同时，天然气和非化石能源加快发展，占一次能源消费比重持续提高，2014年分别达场和效益增长点，提升全球化资源配置能力。“一带一路”国家战略推动我国工业和资本双输出，给能源企业国际化发展提供了重要平台和广阔市场空间，能源行业大规模走出去步伐加快。

电力发展新常态

经济发展新常态、能源革命新常态将引领我国电力发展步入新常态，突出表现在需求、供给和改革3个方面。

1 电力需求新常态

电能在终端能源消费中的比重将稳步提高。低碳清洁的能源发展要求以电力为中心，已经成为世界能源发展的共识，生产、流通和消费等领域电气化的深度和广度不断发展。2013年，我国电能占终端能源消费比重约23%，比2000年提高了8个百分点以上，随着电能替代速度的加快，预计2020年电能消费比重将达30%左右。

电力需求总量中低速增长。受经济结构调整、经济增速下台阶等因素影响，电力需求告别高速增长的历史时期，迎来中速乃至低速增长的新阶段。研究表明，2020年我国全社会用电量将达7～8万亿千瓦时，“十三五”期间，电力消费年均增速到6.2%和11.1%左右。将来，煤炭消费比重将进一步下降，2020年有望降至58%以下，煤炭消费增量也主要向发电集中；到2020年和2030年，天然气和非化石能源消费占比将分别达到25%和35%左右，其中非化石能源分别达到15%和20%。

能源技术革命瞄准产业化，创新驱动产业升级。能源技术创新离不开绿色低碳的主题。按照“三个一批”的发展路径，能源技术革命将重点推动一批相对成熟、有市场需求和成本低的技术尽快产业化；示范试验一批需要验证经济性和市场可接受性的技术，探索技术定型、大批量生产的路径，推动产业化发展；集中攻关一批市场前景广阔的前沿核心技术，力争早日实现产业化。

能源体制革命打通能源发展快车道。能源体制改革的重点方向是深入推进政企分开、网运分开和竞争性业务放开，推动能源投资主体多元化。未来，形成于计划经济时代的能源行业界限和壁垒将逐步消失，各种所有制主体都可以从事能源开发、能源运输和能源服务，能源企业将面临更加开放的市场环境和竞争格局。全方位加强国际合作，实现开放条件下的能源安全。国际化发展要求树立全球视野，不断开拓国际市在4%～6%左右，局部时段可能出现更低的消费增速。

产业用电结构继续趋势性变化。主要表现为第二产业用电量增速放缓、比重降低，第三产业和城乡居民用电量增长明显、比重持续增加。区域用电结构新常态已经建立。随着区域经济占比的变化、产业梯度转移和全方位开放格局的逐步形成，在全国用电总量中低速增长的大背景下，中西部地区增速将继续高于东部发达地区。2014年，用电量增速高于全国平均水平(3.8%)的省份有14个，只有福建、广东和海南三省属于东部地区。“十二五”以来，全国用电量增量结构的新常态已经建立，中西部地区用电量增量占比始终超过52%，比东部地区占比高出8个百分点以上。

2 电力供给新常态

电力供给能力增幅高于用电量增幅。这是延续“十一五”以来的发展趋势，而随着装机总量的逐年递增，发电装机增速不断降低。“十一五”期间，我国发电装机容量增幅约87%，高出用电量增幅17.6个百分点；2014年发电装机比2010年增加了41.4%，高出用电量增幅(31.7%)近10个百分点；2020年，我国发电装机有望达到19.3亿千瓦，比2014年增长约42%，仍将高于同期用电量增幅。

电源结构绿色转型继续深化。西南水电基地开发快速推进；核电发展步伐加快，在建装机总量世界第一，并将集中于近两年投产；风电、光伏等非水电可再生能源继续保持快速增长。煤电升级改造压力不断加大，环保投入成本进一步增加。低碳清洁能源发电量占比提升，煤电市场份额逐年萎缩，2014年，煤电发电量占比和装机容量占比已降至70%和60%，分别比2007年降低了12和17个百分点。另外，第二产业用电比重降低，服务业和居民用电比例持续上升，导致用电负荷率下降，再加上间歇性电源快速发展的影响，煤电调峰深度、频度持续加大成为常态。电源空间布局调整加快。

除东部沿海核电带外，集中供给侧电源的发展重心和发电量增长重心向中西部地区转移。分布式电源主要在中东部发达地区。西电东送是发展大格局，就地供需平衡模式被打破，全国范围内电力资源优化配置的格局正在加速形成。东部地区火电机组给核电、新能源和西电东送调峰的长期趋势已经显现，市场份额逐年萎缩。2014年东部地区火电机组发电量占该地区用电量的比重已降至69%，比2007年降低了近10个百分点，特别是2011年以后，东部火电机组市场份额呈现加速下降态势；2014年东部火电机组发电量只比2011年增长了3.1%，比同期东部

地区用电量增幅低12.3个百分点，2014年甚至比2013年减少了近270亿千瓦时。

分布式电源和需求侧资源发展加快。天然气、光伏、风电、地热、生物质等分布式电源快速增加，随着技术进步和商业模式不断创新，能效、微网、需求侧响应、储能、电动汽车充电设施等需求侧资源规模不断扩大，有利于提高能源利用效率，推动电力系统加快智能化发展，促进电力市场化改革和售电侧主体的多元化。

3 电力改革新常态

简政放权等行政体制改革推动电力经营和发展的重心下移。中央政府更加侧重能源战略、发展规划、跨区项目和省际协调等层面的管理，地方各级政府在本地政策制定和经营发展等地方性事务方面的话语权和自主权逐步加大。《政府核准的投资项目目录(2014年本)》已经把抽水蓄能、火电、热电、风电等电源项目核准权下放至省级和地方政府。

电力体制改革不断深化，市场决定资源配置作用逐步加强。能源体制革命要求放开竞争性环节，发电侧和售电侧竞争不断深化是大势所趋，发电量、电价和发电成本都将由市场规则和市场竞争决定。鉴于各地实际不同，预计我国电力体制改革会因地制宜、务实推进，各地进度不可能整齐划一，改革进程可能会延续到2020年以后。另外，国外成熟的电力市场经验都表明，充分竞争的电力批发市场(包括电量市场、容量市场和辅助服务市场)是电力市场化改革深入推进的核心和关键，是发电商、用户和售电商等供需双方活动的主要场所，发挥着供需平衡、价格发现和锚定的关键作用。

电力价格可能进一步下降。一方面，受技术进步和投资成本下降等影响，非水电可再生能源上网电价水平可能逐步降低，政策补贴水平随之逐步调降，这是上网电价支持政策的共性规律，2015年初国家发改委已调降陆上风电标杆电价。另一方面，电力市场化改革深化发电侧和售电侧竞争，而供给充足、局部过剩的形势将打压市场(出清)电价水平。电力市场体系逐步丰富和完善。

将来，电力市场架构将涵盖期货、双边长期合约和现货(日前、日间和平衡市场)等不同功能和时间尺度。完善的市场体系、市场工具的金融化和信息化推动电力智能化发展，保证电价等市场信号有效传导、供需双向互动。“十三五”期间，我国将逐步建立全国范围内的碳排放权交易市场，碳市场如与电力市场实现融合和互动，将革新电力经营发展理念，也可能发展成为促进可再生能源发展的重要政策工具。

全方位开放的市场格局拓展国际合作内涵。充分利用国际市场，不断强化全球化资源配置能力，是开放型经济新体制对电力行业国际化发展提出的必然要求，基础设施互联互通也是“一带一路”国家战略的重要内容。负面清单、混合所有制经济及准入前国民待遇等改革举措也将推动我国电力市场向全世界开放，电力企业国际合作和交流的内涵也会不断拓展和丰富。