一、“十一五”电力发展回顾 

　　（一）电力快速增长，基本满足了经济社会发展需要，但仍未摆脱无序发展、大起大落的负面影响 

　　“十一五”期间我国新增电力装机超过4.3亿千瓦，总装机容量达到9.5亿千瓦，每年平均增长 1亿千瓦左右，位列世界第二。全国220千伏及以上输电线路总长度达到43万公里，变电容量19.6亿千伏安，分别是“十五”末的1.7倍和2.4倍，电网规模跃居世界第一。全国电力供需基本平衡，扭转了“十五”末期电力紧张的局面，保障了国民经济和社会发展的需要。 

　　但是，电力工业重投入、重规模、重速度，轻规划、轻统筹、轻效益，无序发展等问题仍然十分突出，火电、水电、核电、风电轮番掀起热潮，当需求出现波动时，电力就不可避免地出现震荡，形成“短缺-过剩-短缺”的恶性循环。2008年金融危机后，我国电力消费从高速增长一下子进入负增长，新建发电能力无法发挥应有的效益，形成巨大浪费。为应对金融危机，国家加大投资力度，重新拉动了钢铁水泥等高耗能行业，电力装机容量又迅速增长，形成新一周期的大起大落，不仅加大了电力结构调整难度，更加大了对资源环境的制约。 

　　盲目无序发展，导致电力整体结构失衡。电网滞后于电源，配电网滞后于输电网，农村电网滞后于城市电网，电力系统不协调问题突出。 

　　（二）非化石能源发电发展迅猛，电源结构得到初步调整，但电源结构优化仍然任重道远 

　　水电、核电、风电等非化石能源发电量5年累计超过3万亿千瓦时，占总发电量比重达到18.5%左右。 

　　但是，水电开发存在的项目前期储备不足、移民和环境保护成本增加等问题；核电发展面临的投资体制改革滞后、安全监管力量不足、核心技术未完全掌握、标准认证体系未建立、人才短缺等问题；新能源发电面临的装机容量大而发电量少，发展速度快而效益低，资源、资金浪费严重以及并网难、消纳难、调峰难等问题都难以在短期内解决。这些都制约了非化石能源的健康发展，优化电源结构仍面临诸多挑战。 

　　（三）火电装机优化，但煤电运矛盾依旧突出，发电企业亏损严重，可持续发展能力明显不足 

　　“十一五”期间，电力行业落实“上大压小”政策，全国累计关停小火电机组7000万千瓦以上；煤泥和煤矸石综合利用发电机组已达2500万千瓦；火电机组平均单机容量由2005年的5.68万千瓦提高到2009年的10.31万千瓦；建成投产百万千瓦级超超临界机组21台，30万千瓦以上的大型发电机组已占70%以上。 

　　但是，由于电价仍然延续60年一贯制的政府审批，而煤炭、运输领域早已实现市场化，煤电运矛盾难以协调，煤电价格的死结无法解开。受煤价持续大幅度上涨、国际金融危机等因素影响，发电企业经营状况持续恶化。伴随装机规模越来越大的是，发电设备平均利用小时越来越低，负债越来越重，成本越来越高，主业亏损越来越严重。2010年五大发电集团虽实现盈利，但主要依靠非火电业务和煤炭、金融等非电产业支撑。截至2010年底，五大发电集团负债总额达17502.49亿元，平均资产负债率高达86.03%，已超过国家确定的红线。由于电力项目建设的资本金和资金均依靠“短贷长投”解决，严重亏损潜藏着巨大的经营风险和金融风险。 

　　（四）“大电网、大容量、特高压、远距离”电网建设取得进展，但发展方向存在较大争议 

　　我国已形成以500千伏网架为主干的六大区域电网，部分区域间以500千伏直流超高压相联络，投产云南-广东、向家坝-上海两条点对点±800千伏直流输电线路。 

　　关于智能电网也存在着不同意见。一种意见认为：智能电网应用于整个输、配、用电领域，在输电侧，我国的特高压远距离输送的能力和数字化控制技术已处于世界领先地位。另一种意见认为：智能电网是适应新能源发展需要而提出的，主要应用于配电网，配网结构的坚强合理能够满足新能源联网的要求；目前，智能电网的重点技术还在研发阶段，大面积铺开尚需时日；智能电网与特高压没有必然联系，技术重点应在配电、用电领域，国外主要发达国家已放弃特高压技术路线。 

　　（五）输电网发展迅速，但配电网建设严重滞后，发展重点存在明显偏差  

　　“十一五”期间，我国220千伏及以上输电线路长度比“十五”末增加了58%左右、变电容量增加了109%左右，但110千伏及以下的配电网线路长度及变电容量仅增加了15%与53%左右，造成有电落不下，设备利用效率低下，导致部分地区、部分时段出现结构性供电缺口。特别是农村电网发展滞后，设备陈旧，个别农村电网的受端电压合格率只有15%、入户电压只有额定值的一半，严重影响到农村经济发展、民生保障及家电下乡等政策的实施。 

　　虽然我国电网规模居世界第一，但由于配电网建设严重滞后，农村和城市供电可靠率只分别上升了0.13和0.301个百分点，供电可靠性指标仍大大落后。从“年停电时间”看，2009年中国为平均每户9小时，上海是1小时，而东京是5分钟，新加坡是2分钟。 

　　（六）电力节能减排取得成效，但手段单一，发展与节能脱节 

　　“十一五”我国火电供电煤耗下降30克/千瓦时，累计节约原煤超过3亿吨，单位电量二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放比2005年分别减少了50%、50%、19.5%和44.4%，成绩显著。 

　　但节能减排目标的完成主要依靠关停小火电机组和建设超超临界机组实现，没有建立起节能型的电力生产供应体系，如分布式电源没有得到有效利用，中小机组热电联产的比例不高，发电机组的效益未得到充分发挥。发展与节能是经济发展并行不悖的力量，目前在电力工业发展与节能却是两套马车，过分地强调了发展，节能减排无法实现同步和优先。 

　　二、“十二五”电力发展的基本认识与政策措施建议 

　　为落实《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十二个五年规划的建议》提出的“推动能源生产和利用方式变革，构筑安全稳定经济清洁的现代能源产业体系”要求，当前亟需要把认识统一到加快推进电力生产和利用方式变革上来，强化相关政策措施。 

　　（一）电力工业发展的特殊规律，要求电力规划把结构调整放在首位 

　　电力不能大规模储存，发、输、配、用四个环节必须同时完成，电力工业又具有建设周期长、资金密集的特点，电源与电网必须平衡协调。这一特殊规律，要求电力规划必须在科学预测电力需求的基础上，把结构调整放在首要位置，确定合理的电力发展规模、速度和布局，提高规划对市场变化的适应能力，避免电力工业发展的大起大落和无序发展等问题。 

　　规划合理的电力结构，一是要确立并遵循国家能源战略。电力建设周期一般在5-20年，且建成后难以改变，只有在明确了长远发展战略和方向前提下，才能站在中长期发展基点上，统筹全国经济发展和资源的现状，协调东西部发展的关系，对5-10年的电力规划作出合理的部署安排，逐步实现结构优化。二是要统筹考虑电力发展的外部因素，量化指标。电力发展要与能源总量、国民经济发展速度、能源需求及其他相关规划相协调。应当在控制2050年我国能源消费总量的基础上，使电力工业适当超前发展的“适当”得到量化，才能切实掌握好规模和速度。三是要优化和协调电源与电网结构。合理布局水、火、核、新能源，做到基荷与调峰电厂搭配适当；建立合理的电压等级与安全稳定的输配电系统，输电网与配电网、送端与受端相协调，集中供电和分散供电相结合；统筹规划电源与电网，确保电力送得出、落得下。四是要创新电力规划管理体制，确保结构调整到位。建立完善“政府负责、多方参与、信息公开、民主决策”的电力统一规划机制，提高规划的科学性、民主性，保障规划的权威性，确保结构调整目标落实到位。 

　　（二）解决电力工业发展与体制的深层次矛盾，要求加快电力工业改革 

　　电力发展面临的诸多问题都可归结到体制问题。电力体制改革确立的目标是打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。但2003年厂网分开后，电力改革一直停滞不前，电力体制垄断、僵死，困扰电力市场化的进程，无法形成同网同质同价的电价形成机制，不利于新能源发电的顺利并网。 

　　当前，电力供需矛盾趋于缓和，新能源高速发展迫切要求破除体制障碍，这是深化电力改革的良好契机。一是要进一步加强电力体制改革的组织领导，明确改革的阶段性目标；二是要加快主辅分离步伐，降低和明晰电网运营成本，为电价改革奠定基础；三是要建立竞争、开放的区域电力市场，改革电价形成机制，建立同网同质同价的新的电价体系，加强配售电市场监管，形成电网吸纳新能源的新体制。