“十四五”电网发展规划中的关键问题思考

1、十三五回顾

发展总体情况

1、电力需求超过规划预期，东中部出现供电紧张2018年，全国全社会用电量6.84万亿千瓦时，2016-2018年均增长6.8%，超过 3.6%-4.8%的规划预期。华东、东北地区2018年全社会用电量已超过2020年规划预期。

（来源：微信公众号“EPTC”ID：chinaeptc 作者：韩丰）

“十三五”以来，东中部地区用电逐步趋紧。2018年，受高温、极寒天气影响，多省区采取了有序用电措施。2019年全国范围未出现持续高温天气，基本未采取大范围有序用电措施。

电力负荷尖峰化特征愈加显著。各区域电网的日负荷特性均呈现“两峰两谷”特点，尖峰负荷持续时间较短，97%最大负荷持续时间普遍低于50小时（2天），95%最大负荷持续时间普遍低于150小时（不足1周）。

2、新能源装机爆发式增长，利用效率逐步提升“十三五”前三年全国新能源装机年均增速达到27.5%。截至2018年底，全国新能源发电装机达到3.59亿千瓦（其中风电1.84亿千瓦、光伏1.74亿千瓦），新能源装机占比达到总装机的18.9%。12个省区新能源装机已超过国家“十三五”规划目标。

新能源发电利用小时数同比上升。2014-2016年受政策利好、装机爆发增长，利用小时数有所下降；近年来随新能源消纳措施逐步完善，利用小时数呈回升趋势。2018年，全国风电利用小时数2095小时、同比增加175小时；太阳能发电利用小时数1148小时、同比增加35小时。

新能源利用效率逐步提高。2018年，全国新能源弃电量332亿千瓦时，利用率94.2%，连续两年实现“双降”，但部分省区仍面临较大新能源消纳压力。

3、建成一批西电东送工程，能源资源配置能力进一步提高“十三五”规划建成跨区直流8项，目前已建成7项，新增换流容量13200万千瓦、线路长度12638公里，输电容量6600万千瓦，新增跨区输电通道累计输送电量约1900亿千瓦时。预计到2020年，全国“西电东送”通道能力达到2.72亿千瓦，基本实现国家规划目标。

2018年，跨区直流“西电东送”电量6814亿千瓦时，其中清洁能源电量2446亿千瓦时。电网汇集和输送清洁能源功能得到充分发挥，能源资源配置能力进一步提高。

4、配电网装备水平进一步改善，全面推广标准化建设“十三五”期间配电网发展重点贯彻“三通一标”要求，优化设备序列，简化设备型式，推广典型设计与标准物料，全面提高配电网检修施工质量，加大老旧及高损耗设备改造力度，配电网标准化水平进一步提升。

5、配电自动化有序推进，可靠性水平大幅提高截至2018年底，配电自动化总体覆盖率61.8%，覆盖27个省级电网，13.26万条10千伏线路，配置了18万台三遥终端、47万台二遥终端。其中城网、农网分别为63.1%、32.8%。

6、分布式能源占比进一步提高，源网荷一体化发展特征显著截至2018年底，各类分布式电源并网项目共60多万个、装机规模容量共60GW（国家电网经营区数据），比“十二五”末期增长177%。其中分布式光伏增长最为迅猛，比“十二五”末期增长324%。

7、充电服务网络逐步完善，充换电设施体系初步形成初步建成点、线结合，覆盖全国26个省市的充电服务网络，基本实现“省内国家级高速公路服务区”充电设施全覆盖，实现所有地市城区均有快充站。电动汽车充换电基础设施体系初步形成。

8、积极服务国家各项重点战略，做好供电保障完成166个第一批边防部队电网建设任务。清洁取暖电供暖用户累计达439.3万户，供暖面积7.2亿平方米，北方15省取暖用电需求全面保障。积极开展雄安新区电力专项规划编制工作，主要成果纳入国务院批复的雄安新区总体规划。

9、主动承担社会责任，配电网发展重点向农村地区倾斜深入推进新一轮农网改造升级工程，开展“两年攻坚战”、“三区两州”深度贫困地区电网建设等多项工程、农村地区供电保障水平持续提升。截止至2018年，农网10千伏线路平均供电半径缩短至10.2公里，户均配变容量由2015年的1.72千伏安提高至2.24千伏安，增幅30%。

发展中面临的形势

1、电力供需面临新形势，保供压力与设备低效问题并存一方面，随着经济结构优化，城镇化、工业化进程加快，各省电力需求普遍超预期增长。未来一段时间，全国电力需求还将维持较快增长，电力供需矛盾还将持续存在。2025年，华北、华东、华中地区电力缺口分别达到2100、2700、2050万千瓦。

另一方面，用电负荷尖峰化特点还将进一步突出。预计“十四五”期间，全国电力负荷峰谷差率将逐年提升，“电力缺口大，电量缺口小”特点突出。若按最大负荷安排网架将造成产能过剩、投资浪费等。

2、直流输电和新能源机组快速增加，电网运行控制特性日益复杂一方面，“十四五”期间华东、华中电网都将成为典型的多直流馈入电网，受端地区电网受入直流落点密集，交直流耦合日趋紧密；另一方面，新能源装机占比提升，其调峰调频调压特性与常规机组存在差距。电网发展需针对性加强交流系统承载能力，提高系统调节控制能力。

3、新能源规模持续增长，电网资源配置能力需持续提升“十四五”期间新能源装机规模还将持续增加，预计新增风电装机1.13亿千瓦，太阳能装机9226万千瓦。为满足新能源的高效利用，需进一步从网架结构上加强配套工程建设，提升现有工程利用效率。

4、高质量发展理念深入践行，电网投资效益需进一步提升目前电力企业逐渐面临产能过剩、资产效率偏低的问题，国家降电价政策与市场改革进程也对电力企业经营模式提出了更高要求。发展中需要进一步践行高质量发展理念，关注电网投入产出效益，提升投资效率效益。

5、配电侧能源供给多元化，配电网承载能力需进一步提升配电侧能源供给呈现多元发展。以分布式光伏、微型燃气轮机为代表的分布式发电技术，以蓄电池、超级电容为代表的储能技术，以冷热电联产、余热发电为代表的综合能源技术与配电网高度融合，要求实现多种能源综合效率的提升，提高配电网承载能力。

6、配电侧用电负荷复杂化互动化，需要提升配电网的灵活性配电侧用电负荷呈现互动式发展，包括以电动汽车充电桩、换电站为代表的互动式负荷；以智能楼宇、智能家居为代表的柔性负荷，需要电网实现可观、可测、可控，满足多元化负荷灵活接入、实时监测和柔性控制。

7、配电网络的电子化、信息化，需要电网与物联网的深度融合柔性配电、软开关、固态变压器、有源滤波器等新型装置接入配电一次系统，高级量测、高级信息通信、高性能计算、大数据分析广泛应用于二次系统。需要推动“大云物移智链”等现代信息通信技术与电网深度融合，对电网发展提出了更高要求。

8、能源交易的市场化水平提升，需要提升配电网的优质服务水平以电力市场为核心的能源市场逐步放开，供给侧与消费侧市场主体广泛参与、充分竞争，分时电价、峰谷电价、多方互动、综合能源交易等市场机制不断丰富，对配电网的服务水平提出了更高要求。