“十一五”期间，我国电力工业支撑经济社会发展的能力显著增强，电源结构和布局进一步优化，电力技术装备水平和自主创新能力显著提高。
但同时，电力工业发展还存在一些深层次问题，电力工业统一规划亟待加强，科学合理的电价机制尚未形成，电力企业可持续发展能力弱，现有绿色发电比重与未来发展目标差距较大，电网资源配置能力不能适应经济社会发展需要，科技创新能力有待提高，市场化改革有待深化等。
根据中国电力企业联合会发布的《电力工业“十二五”规划研究报告》，“十二五”期间，我国电力工业的发展方针，将以科技创新为动力，以转变电力发展方式为主线，坚持节约优先，优先开发水电，优化发展煤电，大力发展核电，积极推进新能源发电，适度发展天然气集中发电，因地制宜发展分布式发电，加快推进坚强智能电网建设，带动装备工业发展，促进绿色和谐发展。
A、电力需求
“十二五”需求年均增长7.5%~9.5%
《电力工业“十二五”规划研究报告》指出，考虑国民经济及其发展阶段、经济结构和经济布局调整、一次能源需求、重点行业发展、居民生活用电、需求侧管理与节能等影响因素，采用多种电力需求预测方法，经综合分析，预计：2015年全社会用电量将达到5.99万亿~6.57万亿千瓦时，“十二五”期间年均增长7.5%~9.5%，中电联基准方案推荐为6.27万亿千瓦时、年均增长8.5%；最大负荷达到9.94亿~10.90亿千瓦、“十二五”期间年均增长8.6%~10.6%，基准方案推荐为10.4亿千瓦、年均增长9.6%。
2020年全社会用电量将达到7.85万亿~8.56万亿千瓦时，“十三五”期间年均增长4.6%~6.4%，基准方案推荐为8.20万亿千瓦时、年均增长5.5%；最大负荷达到13.17亿~14.36亿千瓦，“十三五”年均增速为4.8%~6.7%，基准方案推荐为13.77亿千瓦，年均增长5.8%。
电力弹性系数“十二五”期间为0.99，“十三五”为0.80左右。西部地区电力需求增速高于东部地区。
B、规划目标
2015年装机容量将达14.37亿千瓦
2015年规划目标：全国发电装机容量达到14.37亿千瓦左右，年均增长8.5%，其中，水电2.84亿千瓦，抽水蓄能4100万千瓦，煤电9.33亿千瓦，核电4300万千瓦，气电3000万千瓦，风电1亿千瓦，太阳能发电200万千瓦，生物质能发电及其他300万千瓦。全国110千伏及以上线路达到133万公里，变电容量56亿千伏安。非化石能源发电装机总规模将达到4.74亿千瓦，占总装机的比重为33%，比2010年提高6.3个百分点；非化石能源发电量1.52万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为24.1%，比2010年提高3个百分点左右；非化石能源发电可替代化石能源5亿吨标煤，占一次能源消费的比重达到11.9%左右。
2020年规划目标：全国发电装机容量达到18.85亿千瓦左右，年均增长5.6%。其中，水电3.3亿千瓦，抽水蓄能6000万千瓦，煤电11.6亿千瓦，核电9000万千瓦，气电4000万千瓦，风电1.8亿千瓦，太阳能发电2000万千瓦，生物质、潮汐、地热等500万千瓦。全国110千伏及以上线路达到176万公里，变电容量79亿千伏安。非化石能源发电装机总规模将达到6.85亿千瓦，占总装机的比重为36.3%，比2015年提高3.3个百分点；非化石能源发电量2.2万亿千瓦时左右，占总发电量的比重为26.9%，比2015年提高2.8个百分点左右；非化石能源发电可替代化石能源7亿吨标煤左右，占一次能源消费的比重达到14.1%左右。
通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损等途径，与2010年相比，2015年电力工业每年节约标煤2.64亿吨，减排二氧化碳6.55亿吨，减排二氧化硫565万吨，减排氮氧化物248万吨；与2015年相比，2020年电力工业每年节约标煤2.73亿吨，减排二氧化碳6.76亿吨，减排二氧化硫584万吨，减排氮氧化物256万吨。
“十二五”期间，全国电力工业投资达到5.3万亿元，比“十一五”增长68%，其中电源投资2.75万亿元，占全部投资的52%，电网投资2.55万亿元，占48%。“十三五”期间，全国电力工业投资达到5.8万亿元，比“十二五”增长9.4%，其中电源投资2.95万亿元，占全部投资的51%，电网投资2.85万亿元，占全部投资的49%。
按照电价改革的方向，在考虑煤价上涨、弥补历史欠账和电力企业净资产收益率8%的条件下，2015年全国平均销售电价应为710.0元/千千瓦时，比2010年上涨142.7元/千千瓦时，增长25.2%，年均增长4.6%；2020年销售电价应为802.2元/千千瓦时，比2015年增加92.3元/千千瓦时，增长13.0%，年均增长2.5%。
电力工业在“十二五”期间将带动社会总产出年均增加2.8万亿元左右，每年提供就业岗位270万个左右；在“十三五”期间将带动社会总产出年均增加3.0万亿元左右，每年提供就业岗位300万个左右。
C、优化布局一
优先开发水电优化发展煤电
据了解，当前我国煤电基地煤电机组发电成本最低；核电发电成本其次，略低于负荷中心煤电机组发电成本；目前水电发电成本较低，考虑水电保护生态环境、安置移民等方面投资增加及输电费用提高等因素，水电成本接近或略高于负荷中心煤电成本；风电、太阳能、生物质能、天然气等发电成本远高于煤电、核电和水电。统筹未来十年和长远发展战略，电源发展要坚持优先开发水电、优化发展煤电、大力发展核电、积极推进新能源发电、适度发展天然气集中发电、因地制宜发展分布式发电的方针。
水电：推行水电流域梯级综合开发
发展思路：推行水电流域梯级综合开发。积极推进西南地区大型水电站建设，因地制宜开发中小河流水能资源，实行大中小开发相结合。积极开展西藏境内水电流域规划和前期工作，保障水电可持续发展。
扩大资源配置范围。大型水电基地在满足本地区电力需求的基础上，输送到市场需求空间大、电价承受能力高的东中部地区消纳，确保水能资源高效利用。推动周边国家水电资源开发和向我国送电。
科学规划建设抽水蓄能电站。加强电源的整体优化和统一规划，加大抽水蓄能开发力度，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。
开发重点：继续加快开发长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中下游及北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，尽早开发完毕。重点开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流等6个分布在西部地区的水电基地。推进雅鲁藏布江等西藏水电开发。开发缅甸水电，向我国送电。
常规水电发展目标：“十二五”期间，全国水电开工规模1.2亿千瓦，投产约8750万千瓦，2015年全国常规水电装机预计2.84亿千瓦左右。全国水电开发程度达到52%(按技术可开发容量计算)，其中东部和中部水电基本开发完毕，西部在43%。“十三五”期间，全国水电投产规模约4600万千瓦，2020年全国水电装机3.3亿千瓦左右。全国水电开发程度61%，其中西部水电开发程度53%。2030年，预计全国水电装机4.5亿千瓦，超过经济可开发容量，除西藏外，全国水电基本开发完毕。
抽水蓄能发展目标：加强统一规划，加快蓄能电站发展，提高电力系统调峰调频性能，适应新能源发电规模化发展需要。加强抽水蓄能电站的前期工作，做好项目储备。建立完善电网电价机制和辅助服务定价机制，保障蓄能电站建设的合理投资回报。
规划2015年蓄能电站规划装机容量4100万千瓦左右，2020年6000万千瓦左右。
煤电：推行煤电一体化开发
发展思路：推行煤电一体化开发，加快建设大煤电基地。加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设，有效控制东部地区煤电装机规模，实行输煤输电并举。在煤电基地推广煤电一体化开发，在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目。
优先发展热电联产。统筹燃煤、燃气多种方式，结合城市热网、工业园区建设、小锅炉替代，统一规划高参数、环保型机组、符合国家产业政策的热电联产项目。企业自备电源建设应该与周边区域电源、热源、电网统筹规划。
推进煤电绿色开发。西部和北部地区主要布局建设大容量、空冷、超临界燃煤机组，东中部受端地区适量布局建设负荷支撑的大容量超超临界燃煤机组。加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。大力推行洁净煤发电技术。
重点布局：重点开发山西(晋东南、晋中、晋北)、陕北、宁东、准格尔、鄂尔多斯、锡盟、呼盟、霍林河、宝清、哈密、准东、伊犁、淮南、彬长、陇东、贵州等大型煤电基地。
发展目标：“十二五”期间，全国规划煤电开工规模3亿千瓦，其中煤电基地开工1.97亿千瓦，占66%；投产规模2.9亿千瓦，其中煤电基地投产1.5亿千瓦，占52%。2015年我国煤电装机预计达到9.33亿千瓦。
“十三五”期间，全国煤电规划开工规模2.6亿千瓦，其中煤电基地开工1.63亿千瓦，占62.7%；投产规模2.5亿千瓦，其中煤电基地投产1.36亿千瓦，占54.6%。2020年我国煤电装机预计达到11.6亿千瓦。
D、优化布局二
大力发展核电积极推进新能源发电
以我为主明晰核电技术发展路线发展思路是：高度重视核电安全，强化核安全文化理念。深入研究日本地震海啸对核电安全的影响，坚持在确保安全的基础上高效发展核电。加快制定颁布核电安全技术标准，明确核电准入门槛，健全核电安全机制。优先采用先进安全核电技术，在核电站设计、制造、建设、运行、退役的全过程中，建立高标准质保体系和核安全文化体系。
坚持以我为主，明晰技术发展路线。坚持压水堆—快中子增殖堆/高温气冷堆—核聚变堆技术路线。全面掌握第三代核电工程设计和设备制造技术，尽快实现我国先进压水堆的自主设计、自主制造、自主建设和自主运行目标。加快开工建设高温气冷堆示范工程，开工建设快中子增殖堆示范电站。组织核聚变技术攻关，争取走在世界前列。
统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化。在消化吸收国外标准的基础上，结合国情，逐步建立、完善与国际接轨的我国核电技术标准体系。抓住机遇，对技术难题进行定点联合攻关，推行设计、制造一体化的生产模式，提高核电成套设备制造技术和能力。
理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程。发挥市场机制，推行多业主、专业化，逐步增加核电建设控股业主数量。理顺核电投资、建造和运营机制，大力推行核电设计、工程管理和运行维护的专业化发展。培育广泛参与、公平竞争、健康有序的建设市场。做好核电人力资源规划，加快核电人才队伍建设。加强科技研发平台建设，建立产学研用相结合的技术创新体系。
建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。成立国家级核燃料公司，加快构筑适应国内外两种资源、两个市场的核燃料循环体系。建立国内生产、海外开发、国际铀贸易三渠道并举的天然铀资源保障体系。加快乏燃料处理设施建设，尽快形成相适应的处理能力。
发展重点及目标：在辽宁、山东、江苏、浙江、福建、广东等沿海省区加快发展核电；稳步推进江西、湖南、湖北、重庆等中部省份内陆核电项目，形成“东中部核电带”。
优先发展AP1000及其国产化三代核电技术，“十二五”开工核电4000万千瓦。
规划2015年核电装机4290万千瓦，2011年开工，力争2015年投产首个内陆核电首台机组。2020年核电规划装机9000万千瓦，力争达到1亿千瓦。
积极发展可再生能源发电非水可再生能源开发要在充分考虑经济社会的电价承受能力和保持国内经济的国际竞争力的条件下积极推进。
风电开发要实现大中小、分散与集中、陆地与海上开发相结合，通过风电开发和建设，促进风电技术进步和产业发展，实现风电设备制造自主化，尽快使风电具有市场竞争力，力争2020年我国风电技术处于世界领先水平。在“三北”(西北、华北北部和东北)地区发挥其资源优势，建设大型和特大型风电场，要同步开展开发、外送、消纳研究，统一规划。规划2015年和2020年风电装机分别为1亿千瓦和1.8亿千瓦。
促进发展太阳能发电，规划发电装机2015年达到200万千瓦左右，2020年达到2000万千瓦左右，确保2030年我国太阳能发电技术处于世界领先水平。
因地制宜发展生物质能及其他可再生能源发电，2015年和2020年生物质发电装机分别达到300万千瓦和500万千瓦。2015年和2020年地热和海洋能发电装机分别达到1万千瓦和5万千瓦。
E、优化布局三
适度发展天然气集中发电因地制宜发展分布式发电
天然气(包括煤层气等)发电要实行大中小相结合；结合引进国外管道天然气和液化天然气在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。在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。2015年和2020年大型天然气发电规划容量分别为3000万千瓦和4000万千瓦。
结合城乡天然气管道布局规划建设分布式冷热电多联供机组2015年和2020年天然气分布式发电装机分别达到100万千瓦左右和300万千瓦左右。在电网延伸供电不经济的地区，发挥当地资源优势，建设分布式发电系统。推动分布式发电和储能设施结合的分布式能源供应系统发展。
F、电网建设
建设大型电源基地外送通道
“十二五”期间，在特高压交流试验示范工程的基础上，结合加快建设西部、北部大型煤电基地，西南水电基地，酒泉、蒙西、张北等大型风电基地以及未来大核电基地的接入系统，重点加快华北、华东、华中特高压交流同步电网建设。
2015年华北、华东、华中特高压电网形成“三纵三横”主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。配合西南水电、西北、华北煤电和风电基地开发，建设锦屏—江苏、溪洛渡—浙江、哈密—河南、宁东—浙江、宝清—唐山、内蒙古—天津、呼盟—山东、酒泉—湖南、锡盟—南京、准东—重庆、彬长—山东、蒙西—江苏、陇东—江西等直流输电工程。建成青藏直流联网工程，满足西藏供电，实现西藏电网与西北主网联网。经模拟计算分析，“十二五”规划特高压骨干网架满足电网安全稳定导则要求，能够保证电网可靠运行。
2020年，将建成以华北、华东、华中特高压同步电网为中心，东北特高压电网、西北750千伏电网为送端，联结各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地，各级电网协调发展的坚强智能电网。华北、华东、华中特高压同步电网形成“五纵六横”主网架。晋陕蒙宁煤电和四川水电通过特高压交流通道向华北、华东、华中电网送电；新疆、呼盟、锡盟、蒙西、宁东、彬长、陇东能源基地电力和金沙江、锦屏、西藏水电通过特高压直流向华北、华中、华东送电；俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦电力通过特高压直流分别送入东北、华北、华中电网。在受端建设一定容量的支撑电源，淮南、皖南、徐州坑口电站和沿海核电接入特高压电网。
西北电网作为重要的送端电网，通过多方向、多通道、多落点的直流实现与华北、华东、华中特高压电网紧密相联。“十二五”期间，在已有的750千伏电网结构基础上，合理加强省区间联系，提高电网交换能力和抵御严重故障能力，保障风电等可再生能源的接入和消纳。
南方电网在“十二五”期间，规划建设糯扎渡电站送电广东±800千伏特高压直流工程、溪洛渡电站送电广东同塔双回±500千伏直流工程和金沙江中游梨园、阿海电站送电广西直流工程。2015年西电东送主网架在2010年“五直八交”的基础上形成“九直八交”送电通道，各省(区)形成坚强的500千伏骨干网架。配合海南核电，建设海南与广东联网二期工程，实现海南与南方主网500千伏双回路联网。支持港澳特区绿色发展，结合香港调整优化电源结构、逐步关停燃煤火电，加强与港澳特区联网，保障港澳电力供应。
加强省级500(330)千伏电网建设，建设坚强协调的省网主网架。
未来我国电网智能化发展将以坚强网架为基础，以通讯信息平台为支撑，以智能调控为手段，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度六大环节，覆盖所有电压等级，实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化。
“十二五”期间，重点加强技术创新和试点应用，在系统总结和评价智能电网试点工程的基础上，加快修订完善相关标准，全面推进智能电网建设，实现各环节的协调有序快速推进。到“十二五”末，我国智能电网技术和关键设备实现重大突破，智能化标准体系基本完善，电网智能化达到较高水平。
“十三五”期间，我国智能电网技术和设备性能进一步提升，力争主要技术指标位居世界前列，智能化水平国际领先。
G、政策建议
出台重大装备示范工程(首台套)鼓励政策
中电联建议指出，针对当前电力工业发展中存在的不足，“十二五”期间，我国需强化电力工业统一规划，建立科学的电力规划管理机制。建立健全政府电力规划管理体系，建立规划依法上报、审批和公布制度。完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制；改革与完善电力项目前期管理机制。规范前期工作程序，推行项目业主市场招标制和项目备案制；积极改善生态环境，促进绿色电源发展。尽快批准建设一批大中型水电项目，开放核电投资市场，加快核电建设，扶持推进风电、太阳能等可再生能源产业化，积极推进煤电一体化；加快推进电力系统智能化建设。把智能电网正式纳入国家发展战略并给以政策和资金扶持，加快研究制定新能源、特高压电网、智能电力系统等技术标准；采取切实有效措施，积极促进节能减排。注重行业科技资源整合和有效利用。出台重大装备示范工程(首台套)鼓励政策。高度重视并积极扶持电力装备基础研究；深化电力体制改革，加强电力市场体系建设；完善法律法规体系，深化电价体制改革，深化农电体制改革。(中国工业报) |
