构建全球能源互联网，实施“两个替代”（能源开发实施清洁替代，能源消费实施电能替代），要求我们必须从长远考虑能源电力发展问题，对影响电网规划的相关问题进行深入研究，为“十三五”及下一步电网发展指明方向。

电力需求仍将快速增长

为保障国民经济发展需求，能源和电力需求仍将刚性增长，考虑产业转移、结构调整和绿色低碳发展，预计到2020年我国全社会用电量将达到8万亿千瓦时。

“十三五”时期是全面建成小康社会决胜阶段，我国经济今后保持7%左右的增长速度是可能的。从发展阶段看，我国电力弹性系数保持在1左右是合理的。发达国家在工业化发展阶段一般超过1，甚至超过2。2000年至2014年，我国电力弹性系数是1.1；“十二五”前三年，电力弹性系数为1.02，2014年、2015年用电量增速出现短时突降，“十二五”电力弹性系数下拉至0.78。“十三五”期间，随着经济增速触底回升，用电量增速和电力弹性系数必然随之反弹。

（典型发达国家在经济增速换档前后10年的电力弹性系数）

提高电力在终端能源消费中的比重，是提高能源利用效率的关键举措。电力在终端领域创造经济价值的效率为石油的3倍、煤炭的17倍。我国目前尚有燃煤锅炉、窑炉45万台左右，绝大部分可以实施电能替代。汽车保有量超过1.5亿辆，加快发展电动汽车，交通领域以电代油潜力很大。经测算，目前我国各领域电能替代潜力高达2.4万亿千瓦时。

美国等国家在经济增速换挡期，人均用电量仍然保持了较快增长。2014年我国人均用电量达到4078千瓦时/人，相当于美国20世纪60年代。2020年我国人均用电量为5691千瓦时/人，相当于OECD（经济合作与发展组织）国家2010年平均水平的64%。

（2014年我国和世界人均用电量情况）

我国东中部作为电力负荷中心的地位将长期保持不变。目前，东中部用电量基本保持在63%左右。综合考虑产业转移、节能减排、结构调整、人口聚集、电能替代等因素，东中部12省（市）用电量占国家电网公司经营区用电量的比重将有所下降，预计“十三五”期间，东中部12省（市）用电量占国家电网公司经营区比重将下降1～2个百分点，仍是我国主要的负荷中心。

电力预测要适度超前。为保证国民经济健康发展，电力发展应适度超前。以往对于电力需求预测往往趋于保守，例如2004年规划预测全国2010年、2015年和2020年全社会用电量将分别达到2.75、3.43和4.3万亿千瓦时，而实际全国2010年全社会用电量达到4.2万亿千瓦时，相当于用电量需求提前十年实现。目前我国全社会用电量增速低，要避免对电力需求预测过于悲观。

能源开发重心进一步西移北移

能源开发实施清洁替代是必然趋势。截至2015年11月底，我国发电总装机容量14.1亿千瓦，其中风电装机1.13亿千瓦，光伏装机3327万千瓦。

我国在《中美气候变化联合声明》中承诺2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%。要达到这一目标，清洁能源的发展势不可挡。

目前，德国风电、太阳能发电装机占比达到42%，我国风电、太阳能装机占比为10%；美欧等主要发达国家煤电占比大多低于30%，但油气发电比重较高，我国煤电占装机的比重仍然很高，达到62.6%。

从我国资源禀赋和发展趋势看，风电、太阳能发电将成为清洁发展的主力，随着技术进步和开发成本的逐步降低，已具备加快发展的条件。2014年我国风电发电成本已降至0.37～0.45元/千瓦时，光伏发电成本降至0.68～0.8元/千瓦时，预计2020年左右竞争力将超过化石能源。

环境治理要求必须严控东中部常规煤电建设。东中部地区集中了全国75%的煤电，大气污染排放是全国平均水平的5倍以上，全国104个重酸雨城市全部在东中部。

目前，我国煤电发展面临失控的局面，全国核准在建煤电项目2.4亿千瓦，还有取得“路条”项目1.8亿千瓦，如果全部建设，2020年煤电装机将达到13亿千瓦。特别是东中部12省市核准煤电项目已达8000万千瓦，如果全部建设，能源结构调整和布局优化的目标将难以实现，环境问题将更加严重。

我国东中部地区的雾霾主要由排放引起，解决环境问题的根本措施是去煤化。按照《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》和环保部、发展改革委等6部委《关于印发＜京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则＞的通知》要求，京津冀、长三角等区域除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目。远期来看，环境治理要求一大批煤电退出市场运行，留下部分大容量煤电电源作为调峰调频电源支撑电网。替之以本地气电、核电和外来电，解决负荷中心用电需要。

能源开发重心进一步西移北移。我国西南地区水电资源丰富，开发利用程度不高，加快四川、西藏水电开发，能够显著改善东中部地区环境质量，还将有力促进藏区经济发展、民族团结和社会稳定。我国陆上风能资源集中分布在华北、东北、西北地区，太阳能资源集中分布在西藏、西北、内蒙古地区。未来我国能源开发重心将进一步西移北移。

一方面大力加快清洁能源开发利用，建设大型光伏、风电基地，实现清洁能源的大规模送出；另一方面，依托西部、北部地区煤炭资源，建设大型煤电基地实现煤炭就地转化，并可与风电、光伏等清洁能源打捆外送，满足东中部用电需要。

按照以上发展思路，规划2020年全国电源装机总量20.7亿千瓦，相比2014年新增7亿千瓦，年均增加1.2亿千瓦。其中，煤电装机11.2亿千瓦，风电2.4亿千瓦（“三北”1.8亿千瓦，东中部6300万千瓦），太阳能1.5亿千瓦（西部8000万千瓦，东中部分布式光伏7000万千瓦），水电3.47亿千瓦。清洁能源装机占比由2014年的31.6%提高到2020年的39.3%，煤电装机占比由2014年的62.6%下降为2020年的54.3%。

电网格局科学发展的思考

我国能源资源禀赋特征决定了未来西电东送、北电南送的格局不会改变，规模还将进一步扩大。预计到2020年，东中部12省（市）受入电力流规模达到3.1亿千瓦，是目前1.1亿千瓦的3倍。为满足新能源的消纳和电力跨区大规模优化配置的需要，亟需科学规划电网布局，加强跨区跨省互联电网建设，提升电网的资源优化能力和安全承载能力，确保能源安全可靠供应。

解决清洁能源规模开发和消纳难题，关键是扩大同步电网规模。我国风电、光伏资源集中的西部北部地区，受本地负荷水平低、系统规模小、跨区输电通道不足等因素制约，难以实现新能源发电的就地消纳，导致大量弃水、弃风、弃光。2014年，西南地区弃水近300亿千瓦时，“三北”地区弃风100亿千瓦时，西北地区弃光近25亿千瓦时。实践证明，我国目前基于行政管理区划和电力就地平衡逐步形成的，华北-华中、华东、东北、西北、南方、西藏6个交流同步电网的格局，已经不能适应清洁能源发展的需要。

由于新能源出力随机性、间歇性的固有特性，大规模新能源的开发外送消纳，对电网的汇集传输能力、调峰调频能力和转移支援能力都提出了更高要求，电网发展思路和发展格局都必须随之加以调整。总体来看，就是要围绕清洁能源开发布局，扩大同步电网规模，在现有同步电网格局基础上，通过将不同资源类型的送端电网（如西北、川渝藏）进行互联实现资源互补外送，将主要受端地区电网进行互联形成系统容量更大的坚强受端，最终形成送、受端结构清晰，交流和直流协调发展的格局。通过优化同步电网格局，一方面能够实现清洁能源跨区域跨流域多能互补，改善风电、太阳能出力随机性和间歇性，降低系统调峰需求，提高外送通道利用率，另一方面，也能有效提高受端电网系统规模，加强系统调峰能力和频率特性，从而提升接纳大规模清洁能源馈入的能力。

根据规划研究，通过构建西部、东部两个同步电网，到2020年，新能源跨区输送规模将可超过1.5亿千瓦，从而实现更大范围水火互济、风光互补、大规模输送和优化配置，弃风、弃光可以控制在5%的合理范围内，将从根本上解决西部地区清洁能源大规模开发和消纳难题，保障清洁能源高效利用。

同步电网规模逐步扩大、数量逐步减少，是世界主要国家电网发展的必然趋势。从国外电网发展历程看，各国电网发展基本都遵循了同步电网不断联网融合这一规律。纵观北美、欧洲、俄罗斯、巴西、印度等世界主要国家/地区电网发展历程，电网结构与其能源资源分布、电力平衡方式、政治体制等息息相关，但无一例外都选择了大电网互联发展的道路。随着输电电压等级不断提升、电力技术的不断发展和突破，各国电网由孤立网到跨区互联、由初期弱联系到不断加强，同步电网的规模和覆盖范围都不断扩大。

较为典型的例子是北美电网和欧洲大陆电网。20世纪初，北美各地根据负荷和电源条件形成了众多孤立交流电网，到20世纪60年代，通过跨州跨国互联形成8个区域同步互联电网。目前，美国本土48个州和加拿大南部6个省所有的电网都联网运行，形成了北美东部、西部、魁北克和德州4大同步电网。未来美国还将进一步将德州电网纳入西部同步电网，同步电网数量进一步减少。欧洲大陆同步电网的发展更加具有代表性。为了获取联网效益，加强电力互济，消纳清洁能源，欧洲大陆在各国国内电网的基础上，在20世纪60年代，形成西欧联合电网、西葡联合电网、中欧联合电网、东欧电网、南斯拉夫电网共6个同步电网，到90年代末，同步电网互联规模进一步扩大，目前已形成覆盖24个国家的统一欧洲大陆同步电网。

（世界主要同步电网规模）

总体而言，各国发展同步互联电网的主要动因是提高电网的资源配置能力、安全可靠性和规模经济性。交流联网是世界各地电网发展的共同趋势，构建大规模同步电网是满足大容量远距离输电的有效方法，面对故障冲击，更多的电源和负荷会同时做出反应，降低系统波动，整个电网的安全性和可靠性随之提高，符合电网发展的客观规律。

确保电力安全可靠供应，需要建设坚强的同步电网结构。随着特高压直流的快速建设，特高压交流建设相对缓慢，造成电网“强直弱交”问题突出，严重威胁运行安全。目前，四川水电向华东送电的三大特高压直流满功率送电达2160万千瓦，现有西部送端和东部受端的500千伏电网严重不适应，已多次出现直流同时换相失败，造成有功功率和无功功率大量缺额，极易引发频率和电压稳定问题。如今年9月，锦苏直流发生双极闭锁，造成华东电网频率跌落至49.563赫兹、越限运行207秒，对电网安全稳定造成严重影响。华东地区通过多回直流接受区外来电，大容量直流同送端、同通道、同受端并列运行，发生多回直流同时故障的风险较大，如果不尽快加强交流网架，扩大互联规模，将会带来严重的安全隐患。未来西部能源基地向东中部负荷中心的直流输电规模还会不断扩大，“强直弱交”问题带来的安全隐患将更加突出，特高压直流输送能力也将受到严重制约。近年来随着用电负荷、装机容量的大幅提高，现有500千伏电网越来越密集，短路电流超标问题严重，电网被迫采取拉停线路、线路出串等控制措施，电网运行方式过于复杂、安排困难，且电网结构完整性遭到破坏，安全隐患难以克服。

按照“强交强直”原则，构建交直流协调发展、结构合理、技术先进的特高压电网，实现电网全面升级，能够根本解决电网“强直弱交”问题。同步电网潮流转移能力强，电压稳定性好，可以有效抵御严重故障、自然灾害、外力破坏、网络攻击等，能够保障电网安全运行。

加快现代配电网建设

为贯彻落实中央“稳增长、防风险”有关部署，国家发改委、能源局发布了《关于加快配电网建设改造的指导意见》和《配电网建设改造行动计划（2015～2020年）》，提出2015～2020年配电网建设改造投资不低于2万亿元，全面加快现代配电网建设，支撑经济发展和服务社会民生。

实现全面建成小康社会宏伟目标，提升配电网发展质量。随着我国新型城镇化、农业现代化深入推进，经济社会发展对配电网可靠供电和优质服务的要求越来越高，保障民生和电力普遍服务的刚性需求大。一是在北京、上海等17个城市核心区建设高可靠性示范区，用户年均停电时间不超过5分钟，以点带面高起点、高标准建设配电网，确保供电能力充足，网架结构合理，设备标准化配置，具备故障自动检测、隔离和网络重构的自愈恢复能力。二是在国家新型城镇化试点区域，适度超前建设配电网，紧密跟踪市区、县城、中心城镇和产业园区等经济增长热点，推进新能源示范城市建设。三是加大农网改造升级力度，增加农村变电站和配电变压器布点，提高农网供电能力，加快解决“卡脖子”、“低电压”等突出问题，2020年前逐步解决全部35个县域电网联系薄弱问题，满足农村地区居民生活、农业生产用电需要，推动美丽乡村建设。

适应新能源及多元化负荷快速发展，加快配电网转型升级。新能源、分布式电源、电动汽车、储能装置快速发展，终端用电负荷呈现增长快、变化大、多样化的新趋势，配电网由“无源”变为“有源”，潮流由“单向”变为“多向”，加快配电网转型升级的任务非常紧迫。

一是贯彻坚强智能电网发展战略，推广应用新技术、新产品、新工艺，提升配电网智能化水平。二是做好电动汽车充换电设施接入配套电网建设，建成电动汽车快充网络和车联网服务平台，实现城市及城际间充电设施的互联互通，积极开展电能替代，完成80%港口岸电工程建设，积极推广电采暖，倡导能源消费新模式，带动产业和社会节能减排。三是积极推广智能配电网项目和微电网示范项目建设，探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输（配）储用一体化系统。四是以配电网为支撑平台，逐步实现大数据、物联网、云计算等技术在电网运行管理的深化应用，全面提升配电网智能化、互动化水平，实现绿色用电服务多渠道互动、分布式电源友好接入、电动汽车即插即用、智能电表多元双向互动、用能服务高效便捷，全面推动能源生产和消费革命。

加强电网规划与地方规划衔接，确保规划落地。一是科学制定远景目标网架，实现由规划引领，促进输配电网、城乡电网、一次网架设备与二次系统之间协调发展。二是积极配合政府开展电力设施布局规划，及时将规划成果纳入城乡发展规划和土地利用规划，实现配电网与城乡其它基础设施同步规划、同步建设。三是统筹用户资源和公共资源，严格遵守目标网架规划和电力设施布局规划，按照典型供电模式规范电力用户和分布式电源接入方案设计，实现配电网协调有序发展。四是建立电网建设常态沟通协调机制，电网规划及时纳入地方总体规划，以及土地利用规划、控制性详细规划、新型城镇化规划等规划，保护变电站站址、线路走廊、地下管线等建设资源，促进电网规划有效实施。