截至2013年底，我国电力总规模居世界第一，全国发电装机容量已经达到12.5亿千瓦，居世界第一;2013年年底，全国全社会用电量5.38万亿千瓦时，人均用电量3940千瓦时，接近中等发达国家水平。
在我国电力发展保持了较快速度增长的同时新的挑战也随之而来。未来，我国电力工业如何转变发展方式?能源结构调整将面临何种挑战?近日，本刊记者带着这些问题采访了中国电力企业联合会规划与统计信息部规划一处副处长张卫东。
深化能源体制改革迫在眉睫
记者：
近年来，我国电力工业发展迅速，能否请您从宏观层面介绍一下电力工业目前的现状。
张卫东：
在电网的规模上，2009年我国已超过了美国，到2013年底，我国110千伏及以上的输电线路达到110万公里，美国大约是90万公里。特高压输电从无到有，750千伏基本成网，500(330)千伏网架进一步完善，城乡配电网大大加强。
2011年10月，青藏联网工程全面投产，我国实现了大陆地区电网的全面联网。2012年底，全国220千伏及以上输电线路长度51万公里，变电容量24亿千伏安。
与此同时，我国非化石能源发电装机容量所占比重由2005年24%，上升到2012年的28%。2012年非化石能源发电量占总发电量比重达到21.5%，发电、输电和用电效率不断提高，为保障能源供应和节能减排做出了巨大贡献。
电力技术装备水平也大幅提高，火电机组从中高压参数发展到超超临界参数，并且在大型空冷机组、循环流化床机组得到应用，世界最大规模水电项目三峡水电工程全面建成投产，大型风电基地、大型风光储输示范、大规模光伏发电等项目相继投产。先进输配电技术得到推广应展，特高压交直流输电、柔性直流，智能电网等技术装备和工程应用水平已处于世界领先地位。
2013年，全国火电供电标准煤耗为321克/千瓦时，全国电网线损率6.67%，均达到世界先进水平;火电烟气脱硫机组占燃煤机组92%，二氧化硫排放强度比2005年减少60%以上，火电脱硝机组容量达到2.26亿千瓦，占燃煤机组的28%，氮氧化物排放显著降低，电力节能减排取得巨大成效。
三峡全部32台2240万千瓦机组全部建成，年发电量900亿千瓦时，是世界最大发电厂。岭澳核电基地目前已建成6台百万千瓦核电机组，总容量610万千瓦。
2013年，国家电网公司建成世界首个商业化运行的特高压交流同塔双回路输电工程。智能电表、低压电线复合光纤、分布式发电、电动汽车充换电等智能用电技术逐步应用。
记者：
十八届四中全会对中国全面深化改革作出了具体的部署，对能源管理体制改革、国有企业改革、生态文明建设等涉及电力行业改革发展方面提出了具体的要求。在您看来，我国能源电力改革的内部驱动力何在?
张卫东：
随着我国经济持续发展和人民生活水平的提高，预计2030年前能源和电力的需求还将保持平稳增长。按照2030年我国人均能源和电力消费略低于日本、韩国目前水平考虑，预计2030年我国一次能源消费总量将达到59亿吨标准煤，用电量达到12万亿千瓦时，分别相当于我国目前消费总量的约2倍和3倍，保障能源电力的经济、安全和可持续供应任务艰巨。
目前，我国环境保护形势十分严峻，大气、水、固体废物污染治理还处于攻坚阶段，生态环境退化趋势依然严重，能源开采与利用是我国环境污染、水资源与生态破坏的重要因素之一。随着公众对碧水、蓝天、净土的需求日益迫切，能源发展必须进一步考虑环境保护和生态文明。近年来，我国中东部地区频繁出现严重雾霾天气。雾霾的成因非常复杂，各方对此有不同观点。煤炭燃烧产生的二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放占总量的50%~80%,PM2.5占总量的50%~60%。
目前，我国政府已向国际社会作出两项承诺，到2020年非化石能源在一次能源消费中比重达到15%左右，单位GDP二氧化碳排放量比2005年减少40%~45%。虽然我国更长期的减排目标仍未最终确定，但在国际大环境影响下，应对全球气候变化、控制温室气体排放对我国未来能源电力发展的制约不容忽视。
另外，受国内油气资源的限制，我国石油消费增量仍主要依靠进口满足。现在石油的对外依存度已经超过了50%，今后还要继续扩大。同时，随着天然气进口的不断增加，我国和天然气出口国的能源经济联系也将不断加强。即使是煤炭，近年来进口量也有显著增加，进口煤炭已经成为影响国内煤炭市场和边际价格的重要因素。预计未来我国还要继续扩大利用国际资源的数量和种类，能源安全和能源价格波动对我国的经济社会发展将带来直接影响。未来政策制定必须高度重视境外能源资源的安全发展问题。
应该看到，目前我国电力行业政府管理体制滞后发展需要，电力资源配置行政色彩浓厚。市场化改革的目标与路径仍未明确，统一规范、开放有序的国家、区域和省级电力市场体系尚未形成，大用户直购电推进相对缓慢。电价改革步履蹒珊，煤电联动机制有待完善与落实，销售电价结构不舍理，各类别间长期存在交叉补贴，独立的输配电价尚未形成，电网环节成本得不到合理补偿。
着力推动能源结构调整
2010~2013年，我国GDP的增速分别是10.4%、9.3%、7.7%、7.7%，预计今年为7.5%，仍呈下降趋势。“十三五”期间预计我国的电力需求将达到何种规模?
张卫东：经济增速下降除了有世界经济发展周期性波动因素外，更多的是转型期遇到的内部结构问题。这些问题包括人口结构快速老龄化、人口红利衰退、大量工业产能过剩、资产价格泡沫化风险增加等等。
“十三五”期间，我国经济发展将进入以加强科技创新、重视内需拉动、适应全球经济再平衡、实现经济中速发展为主要特征的新常态，预计GDP增长速度中位值为7.2%，高增速情景为8%，低增速情景为6.5%，实现7%以上的发展速度，仍需要充分挖掘经济增长潜能，手段就是深化行政体制改革，消除收入分配差距过大、严重腐败等影响社会稳定的各种问题，充分发挥市场决定性作用。
我国饱和用电水平介于一般发达国家中等偏上水平，即人均用电量8000千瓦时左右，饱和时期大致在2030~2040年期间。“十三五”期间，预计全国电量增速为5.5%，电力弹性系数为0.75，2020年用电量7.7万亿千瓦时。2020~2030年，预计全国电力增长率为3%，2030年用电量达到10.4万亿千瓦时。
记者：
加快新能源发展是我国能源发展战略的重中之重。长期看来，水能、风能、太阳能天然气等能源利用形式将在“十三五”期间的能源结构调整中发挥怎样的作用?
张卫东：
近年来，随着中东部地区酸雨、雾霾日益严重、水电资源逐步开发完毕，我国电力工业发展已经开启了布局结构调整的大幕，主要原则包括：积极发展水电、安全高效发展核电、清洁高效发展火电、有效发展风电、积极利用太阳能、开发利用生物质能等其他可再生能源，促进清洁能源分布式利用。
我国水电资源尽管分布比较集中，部分水电需要长距离外输，但由于水电的可用率高、可控性强，是具有较强竞争力的优质可再生能源，我国具备了充分开发可利用水力资源的技术能力和投资能力，应在解决移民环保的基础上，把水电放在能源开发的优先地位。初步设想到2020年、2030年全国水电装机容量分别达到3.6亿、4.5亿千瓦;2050年全国水电装机容量达到5亿千瓦，除西藏外，全国水电将开发完毕。
而从各种能源特征上看，煤炭是污染较为严重、环保措施较为复杂的化石能源，随着居民对环境要求提高和替代能源逐步成熟，煤炭资源的开发利用和煤电机组发展将受到适度的限制。预计2030年前，我国将继续开发煤炭资源，建设煤电项目，作为满足电力需求增长的重要手段，2030年之后，煤电仅作为新能源、核电等非化石能源的补充，不再大规模发展。
2013年底，我国已建核电装机量为1461万千瓦，核准在建容量3000万千瓦，采用AP1000三代技术的核电机组计划2014年投产，我国现有厂址资源可支撑核电装机1.6亿千瓦以上，通过进一步选址勘察，我国核电厂址资源可满足3~4亿千瓦的核电装机。
目前，我国正在研发快中子增殖堆技术，有望于2030年前后进入产业化阶段，可以将核燃料的利用率提高几十倍，核燃料将不会成为进一步大规模增加核电发展的资源性制约。
天然气方面，我国常规天然气预测可采资源量为22万亿立方米，已探明为3.9万亿立方米，我国天然气勘探处于快速发展阶段，未来储量有很大增长空间，预计我国天然气(不含煤层气、页岩气等)产能2020年可达到2000亿立方米以上，2030年可达到2500亿立方米以上。
未来我国天然气发电发展将实行大中小相结合，结合引进国外管道天然气和液化气字受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力;随着天然气开发利用规模进一步增长以及分布式发电并网技术成熟，结合城乡天然气管道布局规划和建设，加快发展分布式冷热电多联供机组，提高能源利用效率。预计到2020、2030和2050年天然气装机容量分别达到1亿千瓦、2亿千瓦和3亿千瓦，利用形成逐步由大容量联合循环机组为主过渡为分布式多联供方式利用为主。
除此之外，包括风能、太阳能等可再生能源发展也将逐渐提速。以太阳能为例，2020年我国太阳能发电规模将达到7000万千瓦，按照乐观考虑，2030年之前太阳能发电技术取得进一步突破，发电成本显著下降，大规模并网与分布式接入问题得到彻底解决，2030年和2050年太阳能发电规模将达到3亿千瓦和8亿千瓦，分布式与集中式齐头并进。
2020年，全国发电装机预计达到19亿千瓦;2030年，全国发电装机预计达到29亿千瓦。到2020年，非化石能源装机比重达到39%，发电量比重达到29%，到2030年，非化石能源装机比重达到49%，发电量比重达到37%，到2050年，非化石能源装机比重达到62%，发电量比重超过50%，电力结构将实现从煤电为主向新一代清洁非化石能源发电为主的转换。
分布式能源发展亟待突围
记者：
今年2月，国家电网公司发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》，将所有类型的分布式发电方式纳入并网范围，分布式能源并网的前景更加广阔。目前我国分布式能源发展的现状如何?还存在哪些瓶颈因素?
张卫东：
分布式电源并不是一个新的概念，一个世纪以前，当托马斯•爱迪生建成世界上第一个供电系统时，该系统的发电厂就可以视为分布式电源。但是，接下来的一个世纪里，发电机组的容量变得越来越大，电网的送电距离变得越来越远，电力工业走上大系统发展道路。
以分布式光伏发电发展领先的德国为例，至2013年底光伏累计装机达到35.5兆瓦，发电量占全国电力消费约5%，其中分布式光伏累计装机26.3兆瓦，装机占光伏总装机比例接近75%。
一般来说，分布式电源是指在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能力综合梯级利用多联供设施，其特点主要有：装机容量小、靠近用户侧、建设周期短、对周围环境友好等。
从定义上来看，国家能源局发布的《分布式发电管理暂行办法》中提出：“总装机容量5万千瓦及以下的小水电站和以各个电压等级接入配电网的风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电均作为分布式发电。”国家电网公司在《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》中提出：“位于用户附近，所发电能就地利用，以10千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的发电项目作为分布式发电项目。”
我国分布式发电给予小水电自发自供，近年来，天然气和新能源分布式发电才开始起步。根据中国城市燃气协会分布式能源专委会统计，截至2011年全国天然气分布式能源项目总装机容量近100万千瓦，主要分布在北京、上海和广州等大城市的医院、宾馆、写字楼和大学城等公共建筑。
2014年上半年，分布式光伏新增容量仅50万千瓦，为去年同期容量的不足50%，国家能源指定的18个分布式光伏示范区进展也十分缓慢，原因有三个方面：一是屋顶资源有限。分布式光伏项目普遍要求屋顶面积大，结构好，承重强，用户用电电价高，用电量大，运营稳定，资信好，这样的屋顶大多都在“金太阳”工程中被利用，因此现有存量较少;二是项目融资难。目前分布式光伏主要采用“优先自用，余电上网，全电量补贴”的方式，由于居民电价较低，发展居民分布式光伏不具备经济性，造成融资困难;三是外部配套难。一方面地方政府政策实施细则难以确定，如补贴金额一项，各地最终执行效果有很大不确定性;另一方面在并网和协调各方责任关系等方面也有一定难度，有待经验探索和工作改进。
今年8月，国家能源局组织在嘉兴召开全国分布式光伏发电现场交流会，根据产业发展进行政策微调，推动光伏产业可持续发展，国家能源局局长吴新雄提出，各方要齐心协力，密切配合，共同推动分布式光伏发电取得更大发展，确保全年新增光伏发电并网容量1300万千瓦以上，同时还表示政府后续还将强化政策支持。
2011年，国家发改委发布《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，意见提出“十二五”初期启动一批天然气分布式能源示范项目，“十二五”期间建设1000个左右天然气分布式能源项目，但实际工作中进展缓慢。
主要原因在于一是建设成本问题。目前我国已与国外先进的燃气轮机供应商开展了合作，但核心技术仍掌握在外方手中，项目投资难以下降，运营和维护成本很高;二是燃料成本问题。近年来，国家多次上调天然气价格，天然气发电经济性进一步下降;三是并网问题。受价格、管理和安全等多种因素影响，天然气发电并网管理存在一定困难;四是政策机制问题。主要是电价机制和成本分摊机制仍不明确。
此外，与德国、丹麦等国家想比，我国分布式风电发展非常滞后。主要原因一是项目临近人口密集地区，选址征地较为困难;二是容易产生噪声、光影、景观等环境影响，环评通过较困难;三是风资源相对较差，影响项目经济性。
总之，与大型集中式电站相比，分布式发电接入后将改变配电网原先单一、辐射状的网络接线形势，使配电网形成了多电源供电网络，对整个电网规划、设计和运行产生影响，主要体现在一是分布式电源投资主体相对分散，统筹管理难度大，建设周期短，加大了电源电网协调匹配发展的难度，也增加了规划不确定性。
二是分布式电源并网使传统配电网成为有源网络，潮流由单向变成双向流动，增加了配电网网架构建的复杂性。
三是分布式电源间歇性、波动性易引起电压偏差、电压波动和闪变等问题;电力电子设备大量并网增加配网谐波治理难度。
四是对控制保护的影响。目前我国配电网整体自动化、信息化水平不高，通信通道覆盖率低，难以实现对分布式电源新的全面管理，形成运行控制盲点，现有的电网潮流控制、电压调节及几点保护方案不能适应，需进行较大规模的改造更新。
五是对运行效率的影响。大量间歇式分布式电源的接入使得配电网设备负载率降低，配电网的单位负荷和单位电量的供电成本增加，将降低配电网资产投资回报单。
记者：您认为我国未来在分布式能源发展方面还需进行哪些方面的努力?
张卫东：
分布式电源发展的优势在于有利于太阳能、风电等可再生能源，提高能源供应安全性和可持续性;有利于提高天然气资源利用效率，节能减排;有利于减少由于消纳能力不足出现的弃风、弃光现象;有利于提高电力系统抵御严重故障能力，在意外灾害发生时继续为重要负荷供电;有利于向偏远地区、海岛等孤立系统供电;六是有利于降低输配电损耗;通过扩大规模和技术进步，有望实现平价上网，支撑能源电力经济、可持续供应。
在推动分布式发电发展方面，我国应该着力开展以下六方面的工作：一是深化电力体制改革，加快现代电力市场体系建设，开放市场准入，完善市场化规则，建立并完善发电和用电价格由市场决定，输配电价由政府核定并严格监管的电价机制，形成有利于包括分布式发电在内的各种发电形式公平竞争环境。
二是制定支持分布式发电国家战略。分布式发电作为新兴产业，必须在战略上超前谋划，制定分布式发电发展的国家战略，明确发电装机目标、布局和技术路线等，明确市场预期，增强市场信心，提高未来行业发展的可预见性，从创新的、更高的、长远的角度推动分布式发电的持续、快速发展。
三是完善支持政策体系。尽快出台除分布式光伏发电外，其他各类型分布式电源专项管理办法，制定发布分布式电源接入电网及并网运行管理办法。对于分布式光伏发电，应尽快将相关政策落实到为项目服务的中间环节和终端环节，出台包括项目备案流程、电量计量、电费结算、补贴拨付、税务处理等具体细则，落实融资扶持政策。针对分布式天然气冷热电三联供，尽快开展相关研究，加快相关补贴和税收优惠政策制定和落实，简化并网管理程序。针对分布式风电，合理制定标杆电价，保障投资者回报，在土地、环评等方面给予政策扶持。
四是加快技术创新，提高分布式发电竞争力。加强分布式发电的技术研发投入，不断整合科技创新资源，完善科技创新机制，加强创新队伍建设，形成完善的科技创新体系，突破制约创新活力的各种束缚，推动技术进步，提高整个产业的竞争力。
五是加快推进智能电网、微网建设。传统配电网系统不能满足分布式电源大规模接入的要求，未来影响分布式电源发展的关键问题很有可能不是分布式电源本身的技术问题，而是其并网就带来的电网运行问题。分布式电源与微网、智能电网相结合是解决分布式电源大规模并网问题的有效方案。微网技术通过不同层次的结构为各种分布式电源的并网运行提供接口，是发挥分布式发电最佳的有效方式;智能配电网则可通过对配电网的智能化自动化管理实现分布式电源的灵活接入与整个电力系统的安全、可靠、经济运行。同时也要重视储能技术的研发和推广应用，为分布式发电大规模发展提供技术支撑。
六是加快分布式发电及并网标准体系建设。建议国家尽快建立统一规范的分布式发电及并网相关标准制定的主导机构，建立有效的跨行业沟通平台和合作机制，加强顶层设计，指导具体技术标准的研究和制定，为分布式发电的发展提供坚实的基础，带动相关上、下游产业的发展。
