3、“十二五”规划时期（2011-2015年）

　　“十二五”期间，主管部门仍未正式公布电力“十二五”规划。电力企业仍然按照国家《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》总体部署以及分散在《能源发展“十二五”规划》、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》《“十二五”节能减排综合性工作方案》、《节能减排“十二五”规划》等对电力的要求进行投资建设。

　　中电联在2010年组织编制完成《电力工业“十二五”规划研究报告》。该研究报告总结分析了“十一五”电力发展的成绩和问题，提出了“十二五”电力发展的思路、目标、结构、布局、质量和政策措施建议，得到了主管部门的高度重视，并在电力行业内产生了较大影响。

　　《能源发展“十二五”规划》首次把规划指标分为预期性指标和约束性指标。如：非化石能源消费比重、火电二氧化硫排放强度、火电氮氧化物排放强度为约束性指标。该规划还对电力发展提出了“民生改善”的指标，如：居民人均生活用电量指标。

　　2015年3月，中共中央印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发（2015）9号）文件，开启“管住中间、放开两头”模式的新一轮电力体制改革序幕。2015年11月底，为配合9号文件落实、有序推进电力改革工作，国家发展改革委、国家能源局会同有关部门制定并发布了6个电力体制改革配套文件，分别从电价、电力市场架构、电力交易机制、发用电计划、售电侧、电网公平接入等电力市场化建设相关领域以及相应的电力监管角度明确和细化电力改革的政策措施。各省市积极行动，启动了电力改革试点工作。

　　“十二五”期间，全国发电装机规模不断增长，连续跨过10亿、11亿、12亿、13亿、14亿、15亿大关，2015年达到15.3亿kW,超过《能源发展“十二五”规划》的预期目标，其中常规水电、风电、太阳能发电、天然气发电均超额完成规划预期性目标。2011年底，风电装机超过美国，跃居世界第一；核电虽然在建规模较大，但因施工工期较长，低于规划预期性目标。抽水蓄能装机低于规划预期性目标。受风电、太阳能发电新投产规模创新高的拉动作用影响，电源结构继续优化。截至2015年底，全国非化石能源装机容量占全国发电装机容量的比重为34.83%, 2015年全国发电量达到5.74万亿千瓦时，其中非化石能源发电量占全国发电量的比重上升到27.23%。220千伏及以上输电线路合计60.9万公里，变电容量33.7亿千伏安，“西电东送”能力达到1.4亿kW。电力供给保障有力。非化石能源在一次能源消费中的比重从2010年的9.4%提高到2015年的12%，超额完成了规划预定目标。全面解决了无电人口用电问题。我国电力装机规模、发电量、电网规模稳居世界第一。

　　煤电限控，投产规模略低于规划预期性目标。火电装机容量占全国发电装机容量比重下降到65.92%，其中煤电装机容量占全国发电装机容量的比重为59.01%。火电大容量高参数高效机组比重继续提高，全国百万千瓦容量等级机组已达86台，60万千瓦及以上火电机组容量所占比重达到42.91%。2015年，火电发电量42307亿千瓦时，比上年下降1.68%，是自改革开放以来首次年度负增长。

　　“十二五”期间，我国经济发展进入了新常态。经济的减速带动电力消费需求放缓，电力供需“前紧后松”，出现电力过剩局面。2015年全社会用电量为5.69万亿千瓦时，低于6.15万亿kW.h的规划预期目标。其中第二产业用电量增速大幅回落，自本世纪以来首度出现负增长，是全社会用电低速增长的主要原因。电力供应能力总体充足，东北、西北区域电力供应能力富余较多。

　　节能减排成效显著。煤电机组供电煤耗提前完成规划预期性指标，继续保持世界先进水平；火电厂厂用电率提前完成规划预期性指标；全国线路损失率有所波动，未达到规划预期性指标。据中电联分析，2015年火电发电量二氧化硫排放强度、火电发电量氮氧化物排放强度均提前实现规划约束性指标。全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量8.2亿千瓦，占全国煤电机组容量的91.20%；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约8.5亿千瓦，占全国煤电机组容量的94.54%;全国火电厂每千瓦时发电量耗水量为1.4千克；每千瓦时发电量废水排放量为0.07千克。

　　由于没有正式公布电力发展“十二五”规划，且对各类电源统筹发展、网源协调发展、部分能源送受地区之间利益矛盾等重大规划问题研究、指导、衔接、协调不够，出现了东北等地区多年电力供应过剩，导致设备利用效率低、能耗和污染物排放水平增加、企业效益下降；由于就地消纳市场空间不足，跨区送出线路建设滞后，调峰能力严重不足，使得西南地区弃水、“三北”地区弃风、弃光限电现象加剧，可再生能源发电协调发展难度加大；电力清洁替代任务的实施进程与成效受电力价格和电力基础设施等因素的制约；电力企业“走出去”面临着风险控制、国际化管理、环境治理、企业文化与当地风俗文化的融合等方面经验不足问题；电力市场化改革任重道远。中央9号文件精神为我国深化电力市场化改革奠定了重要基础，但是在市场体系建设、交易规则设计、市场主体培育、政府有效监管、诚信体系建立等方面都面临着诸多的问题，需要在进一步扩大试点范围并认真总结经验的基础上，不断完善市场规则，循序渐进。

　　4、“十三五”规划时期（2016—2020年）

　　2015年11月，时隔10年之后,国家发展改革委、国家能源局正式公布了《电力发展“十三五”规划》。该规划按照党中央、国务院统一部署，落实“四个革命、一个合作”发展战略，牢固树立和贯彻落实创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，加强统筹协调，加强科技创新，加强国际合作；着力调整电力结构，着力优化电源布局，着力升级配电网，着力增强系统调节能力，着力提高电力系统效率，着力推进体制改革和机制创新；加快调整优化，转型升级，构建清洁低碳、安全高效的现代电力工业体系，惠及广大电力用户，为全面建成小康社会提供坚实支撑和保障。

　　通过执行“十三五”规划，“十三五”前两年，全国发电装机容量年均增长7.9%，跨过16、17亿千瓦大关，到2017年底达到177676万千瓦，稳居世界第一。其中，水电34316万千瓦（其中抽水蓄能2871万千瓦）、火电110507万千瓦、核电3582万千瓦、并网风电16325万千瓦、并网太阳能发电12942万千瓦。由于近几年国家陆续出台了一系列促进太阳能发电产业发展的政策，启动光伏扶贫、光伏领跑者等项目建设，加之受电价调整等因素影响，太阳能发电装机爆发式发展，已经提前三年实现了“十三五”发展目标。水电、风电、太阳能发电和在建核电装机规模均居世界第一。全国电网新增500千伏及以上线路长度2.47万千米、变电设备容量2.77亿千伏安，跨区跨省输电能力达到2.3亿千瓦，全国电网220千伏及以上线路长度64.5万千米、变电设备容量36.9亿千伏安。2017年全国全口径发电量64171亿千瓦时，电力供应能力持续增强。

　　国家在积极发展新能源的同时，防范化解煤电产能过剩风险工作初见成效，使得电力结构调整取得新进展。非化石能源发电装机比重持续提高，2017年全国非化石能源发电装机容量达到6.9亿千瓦，占总发电装机容量比重上升到38.7%。全国非化石能源发电量1.9万亿千瓦时，占总发电量比重为30.3%，比上年提高1个百分点。国家陆续出台了《关于促进西南地区水电消纳的通知》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》等政策文件，在电力企业及有关各方的共同努力下，弃水、弃风、弃光和核电限电情况有所缓解。

　　受宏观经济持续稳中向好、新业态和新兴产业蓬勃发展以及夏季高温天气等因素影响，“十三五”前两年全社会用电量增速分别以5%、6.6%连续回升,2017年全社会用电量达到63625亿千瓦时。各行业企业认真落实电能替代各项配套措施，在居民采暖、工（农）业生产制造、交通运输、电力供应与消费、家庭电气化等各领域，大力度推进电能替代，成效显著。据调查统计，2017年国家电网和南方电网共推广完成电能替代电量1286亿千瓦时。国家有关部委印发了《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》，修订了《电力需求侧管理办法》明确了新形势下电力需求侧管理新定义与新内容，补充了实施主体，增加了实施领域与方向；工信部继续围绕专项行动重点任务开展具体工作，并通过遴选示范和需求侧管理参考产品，起到引领和推动技术应用的作用。行业企业积极推进电力需求侧管理工作，截至2017年底，全国已有171家工业企业通过电能服务机构能力评定。“十三五”前两年，国家电网、南方电网、内蒙古电力和陕西地电均超额完成年度电力需求侧管理目标任务，有力保障了电力供需平衡和促进资源优化配置。

　　“十三五”前两年，全国电力供需延续总体宽松态势，区域间供需形势差异较大。2017年，华北区域主要是迎峰度夏期间偏紧，7月中旬受持续高温天气影响，区域内绝大部分省级电网用电负荷均创历史新高，河北、山东、天津等地执行有序用电；华中区域电力供需基本平衡；华东和南方区域电力供需平衡有余；东北和西北区域电力供应能力富余较多。

　　“十三五”前两年，节能减排取得了新成绩，行业环境保护整体水平进一步提高。大容量、高参数、节能环保型煤电机组比重稳步提升，电力能效水平持续提高。2017年，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗309／千瓦时，全国电网综合线损率6.42%，均已提前3年实现“十三五”规划目标,持续保持世界先进水平。在脱硫、脱硝、超低排放等环保设施运行以及火电加大调峰力度的情况下，全国6000千瓦及以上火电厂用电率6.07%。截至2017年年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约9.2亿千瓦，占全国煤电机组容量的93.8%，如果考虑具有脱硫作用的循环流化床锅炉，全国脱硫机组占煤电机组比例接近100%；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约9.6亿千瓦，占全国火电机组容量89.6%；全国累计完成燃煤电厂超低排放改造7亿千瓦，占全国煤电机组容量比重超过70%，提前两年多完成2020年改造达标任务。2017年，全国电力烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为26、120和114万吨；火电发电量烟尘排放强度、二氧化硫排放强度和氮氧化物排放强度分别为0.06、0.26和0.25克／千瓦时；单位火电发电量二氧化碳排放约843克／千瓦时，比2005年下降19.6%；以2005年为基准年，2006-2017年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约113亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。截至2017年底，全国火电厂单位发电量耗水量1.25千克／千瓦时；单位发电量废水排放量0.06千克／千瓦时。全国燃煤电厂粉煤灰产量约5.1亿吨，综合利用率为72%。

　　总体看,经过“十三五”前两年发展,我国电力工业取得显著成绩,有关重要指标按规划推进或超额完成,部分指标需要结合落实中央新要求,适应发展新形势,及时作出调整优化。

　　在看到巨大成绩的同时，我们也要清醒地看到，当前电力发展还面临一些困难和挑战，如：随着我国电力快速发展和持续转型升级，大电网不断延伸、电压等级不断升高、大容量高参数发电机组不断增多，新能源发电大规模集中并网，电力系统形态及运行特性日趋复杂，信息技术等新技术应用带来的非传统隐患增多，再加上各类自然灾害频发，对系统支撑能力、转移能力、调节能力提出了更高要求，给电力系统安全稳定运行提出了严峻考验，保障电力系统安全更为艰巨；清洁能源发展面临的问题依然突出，2016年全国弃水弃风弃光电量高达1000亿千瓦时，2017年，只是减少了“三弃”和核电限电量，仍未从体制机制上解决清洁能源消纳问题。我国经济发展进入新常态，用电需求放缓，但包括新能源发电在内的各类电源仍保持较快增长，尤其是新能源发电无序发展，新增的用电市场无法支撑电源的快速增长，必然出现弃能限电问题，需要强化规划的约束力。核电投资规模连续两年下降，在建规模减少到2017年底的2229万千瓦，其发展进度明显慢于“十三五”规划要求。水电开发逐步向西部发展，建设成本和输电成本将不断提高，严重影响了水电的竞争力和西电东送的经济性，已成为水电发展的“瓶颈”。为了实现我国碳排放对外承诺目标，未来较长时期内清洁能源仍需要保持较快增长，所以必须尽快解决当前重规模轻创新、重开发轻消纳、源网不协调、大范围配置能力不强等重大规划问题，以实现清洁能源的可持续发展；煤电一直是我国主体电源，长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用，在未来三十年内煤电在清洁发展的基础上，仍然将发挥基础性、灵活性电源作用，仍然是提供电力、电量的主体电源。但是，进入“十三五”以来，受燃煤上网电价下调、电煤价格大幅反弹等多重因素影响，导致煤电效益下滑明显。据中电联调研分析，2017年全国煤电行业因电煤价格上涨导致电煤采购成本提高2000亿元左右，致使煤电行业大面积亏损。如果煤电长期经营困难乃至亏损，不利于电力安全稳定供应，也极大地削弱了保障煤电清洁发展的能力。