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２０世纪８０年代以来，我国经历了一个以电能替代非电能源和不断扩大用电范围的过程，在终端能源消费结构中，电能比例不断提高。从规模上看，我国已经成为世界电力生产与消费大国，年发电量位居世界第二位。截至２００４年底，我国发电装机容量为４４０７０万千瓦，其中火电、水电、核电分别为３２４９０万千瓦（７３．７２％）、１０８２６万千瓦（２４．５７％）、６８４万千瓦（１．５５％）。发电量为２１８７０亿千瓦时，其中火电、水电、核电分别为１８０７３亿千瓦时(８２．６４％）、３２８０亿千瓦时(１５．００％）、５０１亿千瓦时(２．２９％）。我国电源结构以火电为主，水电、核电、风电、太阳能发电所占比重较少。在电力消费中，工业消耗约占３／４。我国正处于工业化加速发展阶段，电力需求在未来较长时期内仍有大幅度增长空间。
一、布局和结构的现状及存在的问题
（一）规划和市场两种手段在优化电力工业布局和结构方面发挥的作用不够充分
从资源禀赋看，我国电源布局将形成北部以火电为主、西南部以水电为主、东南部以核电和天然气发电为主的格局，每个区域均伴有适量的新能源发电。随着区域电力市场的形成、发电侧竞争和开放大用户选择权，发电企业将加快以大代小（以大机组替代小机组）的步伐，市场竞争带来的压力，将在优化电源布局和电源结构方面起基础作用。电力作为沉没成本较高的长期投资，在优化电源布局和电源结构方面还必须借助规划的力量。投资体制改革以后，规划在电力工业布局和结构优化中的作用越来越重要，国家应该尽早制定电力工业布局和结构调整规划，把电力项目是否列入规划作为核准的必备条件之一。
（二）电网在节约发电资源和实现资源优化配置方面的作用有待加强
我国地域辽阔，一次能源分布和需求负荷极不平衡。我国的煤炭资源虽然储藏量丰富，但主要集中在西北部和华北北部，而用电负荷主要集中在东部沿海地区；我国适宜建水电的地方大部分在西南地区。应通过电网建设调整布局，使电力资源得到最大优化。因此，西电东送和大型电站群的电力输送将是我国电力工业长期面临的问题，远距离大容量输电和受端高密度受电是必然趋势。目前，我国电网的主网架大部分是以５００千伏电压等级为主，线损率达７．７１％，输配电煤耗为２５克／千瓦时。随着西电东送规模和电网负荷密度的不断扩大，土地资源也将成为电网建设的重要制约因素。这些都要求我国根据一次能源分布和负荷预测，大力调整东部沿海地区的电源结构，优化电网布局，以降低输电损失，提高输电效率。
（三）优先利用水电资源的政策不够明确
我国的水电占装机容量的２５％和总发电量的１５％，与世界发达国家相比还有很大差距。我国水能资源丰富，有近７亿千瓦的蕴藏量、５亿千瓦的技术可开发量、４亿千瓦的经济可开发量，现仅开发了１亿千瓦。而按照目前的政策，优先利用水电资源无法得到保证，部分水电资源被浪费。
（四）可再生能源发电的政策不够完善
我国具有丰富的太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源资源，开发利用前景广阔。大力推广应用太阳能、风能，提高新能源在能源结构中的比重，是可持续发展的必然选择。我国陆地上可开发利用的风能资源总量为２．５３亿千瓦，海上可开发利用的风能资源总量为陆地上的２倍～３倍，可利用风能资源总量约为１０亿千瓦。目前，我国正在制定有关政策，计划到２０２０年使可再生能源在全部能源供应中的比例达到１０％，其中风电装机容量将由目前的５６万千瓦提高至２０００万千瓦。但在目前的经济技术条件下，可再生能源成本比常规热电（主要是燃烧煤炭）技术成本高，只有通过政府补贴和优惠的电价措施，可再生能源发电才能与煤电竞争。２００３年的电价改革方案明确提出，可再生能源发电不参与市场竞争，允许可再生能源电量优先上网。但由于政策不完善，电力部门没有把新能源发电视为我国可再生能源的一个重要方面军。
（五）电力工业混合所有制经济发展比较缓慢
从２０世纪８０年代开始，电力工业推行集资办电，吸引了大量非中央政府的投资主体，形成了一批独立发电厂商，改变了中央独占发电市场的格局，改善了投资来源单一、投资不足的问题，推动了电力工业的快速发展。虽然电力工业投资出现了外资、民营资本、股份制等其他资本种类，但仍然以国有资本为主体，非国有资本难以进入。多元投资主体兴办输电和配电网，特别是超高压电网尚未突破，非国有资本以参股等方式进入输电、配电等垄断领域的渠道不畅。
二、对策建议
（一）统筹考虑各地区、各类电源的布局规划
根据我国水力、煤炭、天然气、风力等一次能源资源分布和沿海地区利用国际资源的条件，结合区域经济发展和电力需求增长态势，做好全国和区域相结合的电力工业规划和布局，把各省（区）、市的电力工业纳入全国的统一规划和布局。重点开发西南水电基地，山西、陕西和内蒙古西部煤电基地，以及西北水火电基地等，形成通过北、中、南三大通道向长三角、珠三角和环渤海地区送电的格局，促进地区经济协调发展。
（二）加快西部和西南部水电基地建设，减轻电力对煤炭的依赖
积极推进水电流域梯级综合开发，全面开发建设黄河上游、金沙江、雅砻江、大渡河和澜沧江等水电基地，优先开发调节性能好的大中型水电站，因地制宜开发中小型水电站，在水资源缺乏地区因地制宜发展抽水蓄能电站。要从全电力行业和社会经济发展的角度，综合考虑和研究水电开发强度，合理评价抽水蓄能电站的经济效益，充分认识抽水蓄能电站的填谷、调峰、调频、调相、事故备用的作用，更加注重生态问题。
（三）加大西部和北部大型煤电基地的开发建设，减轻对运输与东部环境的压力，促进西部地区的经济发展
煤电应立足于优化结构，节约资源，重视环保，提高技术经济水平。鼓励建设超临界、超超临界大容量机组，在大电网覆盖范围内，新建燃煤机组的单机容量一般要在６０万千瓦及以上，调峰能力均要达到５０％以上。积极开发大型煤电基地并初步形成规模。适当建设负荷中心电厂和路口、港口电厂，提高受端电网安全稳定性和接受西电东送能力。在缺水地区，推广空冷机组等节水型机组建设。
（四）进一步重视和鼓励发展热电联产，赋予热电联产发电优先上网权，提高能源综合利用效率
加大中小燃煤热电联供和凝汽式火电厂的改造，将它们改造成为利用天然气的燃气蒸汽联合循环热电联供或热电冷三联供的电厂。通过优先上网，鼓励城市负荷中心的电力大用户，自建自备分布式天然气热电冷三联供装置，改变工业锅炉不发电、火电厂不供热的状况。
（五）通过大力发展天然气发电和核电，率先改变东部沿海地区煤电比重过高的格局
长三角、珠三角和环渤海地区，是我国经济发达地区，集中了全国人口的５５％，ＧＤＰ的７５％，工业产值的８５％和进出口的９５％，电力需求的７０％。解决上述地区能源资源缺乏的矛盾，要充分利用国内和国外两个市场，两种资源和发挥本地区地理和经济的优势，除了接受西部电力外，还要结合国家西气东输和进口液化天然气（ＬＮＧ）、管道天然气等工程的开发建设，大力发展天然气发电和核电，减少煤电比重。
（六）为可再生能源发电创造更好的政策环境
２００３年的电价改革方案，明确提出可再生能源发电不参与市场竞争，允许可再生能源电量优先上网。国家应该进一步强化和完善上述政策，抓紧规划并实施一批可再生能源发电项目，制定合理的太阳能发电、风电价格和税收政策，从根本上形成可再生能源发电的良好政策环境。一方面，明确要求达到一定规模的发电企业通过建设或购买水电、风电等可再生能源，保证“绿色电力”达到一定的比例；另一方面，在电力终端市场开放竞争之前，可以先放开绿色电力交易，允许用户自愿选择认购绿色电力。
（作者系中国社科院工经所副研究员）
一、布局和结构的现状及存在的问题
（一）规划和市场两种手段在优化电力工业布局和结构方面发挥的作用不够充分
从资源禀赋看，我国电源布局将形成北部以火电为主、西南部以水电为主、东南部以核电和天然气发电为主的格局，每个区域均伴有适量的新能源发电。随着区域电力市场的形成、发电侧竞争和开放大用户选择权，发电企业将加快以大代小（以大机组替代小机组）的步伐，市场竞争带来的压力，将在优化电源布局和电源结构方面起基础作用。电力作为沉没成本较高的长期投资，在优化电源布局和电源结构方面还必须借助规划的力量。投资体制改革以后，规划在电力工业布局和结构优化中的作用越来越重要，国家应该尽早制定电力工业布局和结构调整规划，把电力项目是否列入规划作为核准的必备条件之一。
（二）电网在节约发电资源和实现资源优化配置方面的作用有待加强
我国地域辽阔，一次能源分布和需求负荷极不平衡。我国的煤炭资源虽然储藏量丰富，但主要集中在西北部和华北北部，而用电负荷主要集中在东部沿海地区；我国适宜建水电的地方大部分在西南地区。应通过电网建设调整布局，使电力资源得到最大优化。因此，西电东送和大型电站群的电力输送将是我国电力工业长期面临的问题，远距离大容量输电和受端高密度受电是必然趋势。目前，我国电网的主网架大部分是以５００千伏电压等级为主，线损率达７．７１％，输配电煤耗为２５克／千瓦时。随着西电东送规模和电网负荷密度的不断扩大，土地资源也将成为电网建设的重要制约因素。这些都要求我国根据一次能源分布和负荷预测，大力调整东部沿海地区的电源结构，优化电网布局，以降低输电损失，提高输电效率。
（三）优先利用水电资源的政策不够明确
我国的水电占装机容量的２５％和总发电量的１５％，与世界发达国家相比还有很大差距。我国水能资源丰富，有近７亿千瓦的蕴藏量、５亿千瓦的技术可开发量、４亿千瓦的经济可开发量，现仅开发了１亿千瓦。而按照目前的政策，优先利用水电资源无法得到保证，部分水电资源被浪费。
（四）可再生能源发电的政策不够完善
我国具有丰富的太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源资源，开发利用前景广阔。大力推广应用太阳能、风能，提高新能源在能源结构中的比重，是可持续发展的必然选择。我国陆地上可开发利用的风能资源总量为２．５３亿千瓦，海上可开发利用的风能资源总量为陆地上的２倍～３倍，可利用风能资源总量约为１０亿千瓦。目前，我国正在制定有关政策，计划到２０２０年使可再生能源在全部能源供应中的比例达到１０％，其中风电装机容量将由目前的５６万千瓦提高至２０００万千瓦。但在目前的经济技术条件下，可再生能源成本比常规热电（主要是燃烧煤炭）技术成本高，只有通过政府补贴和优惠的电价措施，可再生能源发电才能与煤电竞争。２００３年的电价改革方案明确提出，可再生能源发电不参与市场竞争，允许可再生能源电量优先上网。但由于政策不完善，电力部门没有把新能源发电视为我国可再生能源的一个重要方面军。
（五）电力工业混合所有制经济发展比较缓慢
从２０世纪８０年代开始，电力工业推行集资办电，吸引了大量非中央政府的投资主体，形成了一批独立发电厂商，改变了中央独占发电市场的格局，改善了投资来源单一、投资不足的问题，推动了电力工业的快速发展。虽然电力工业投资出现了外资、民营资本、股份制等其他资本种类，但仍然以国有资本为主体，非国有资本难以进入。多元投资主体兴办输电和配电网，特别是超高压电网尚未突破，非国有资本以参股等方式进入输电、配电等垄断领域的渠道不畅。
二、对策建议
（一）统筹考虑各地区、各类电源的布局规划
根据我国水力、煤炭、天然气、风力等一次能源资源分布和沿海地区利用国际资源的条件，结合区域经济发展和电力需求增长态势，做好全国和区域相结合的电力工业规划和布局，把各省（区）、市的电力工业纳入全国的统一规划和布局。重点开发西南水电基地，山西、陕西和内蒙古西部煤电基地，以及西北水火电基地等，形成通过北、中、南三大通道向长三角、珠三角和环渤海地区送电的格局，促进地区经济协调发展。
（二）加快西部和西南部水电基地建设，减轻电力对煤炭的依赖
积极推进水电流域梯级综合开发，全面开发建设黄河上游、金沙江、雅砻江、大渡河和澜沧江等水电基地，优先开发调节性能好的大中型水电站，因地制宜开发中小型水电站，在水资源缺乏地区因地制宜发展抽水蓄能电站。要从全电力行业和社会经济发展的角度，综合考虑和研究水电开发强度，合理评价抽水蓄能电站的经济效益，充分认识抽水蓄能电站的填谷、调峰、调频、调相、事故备用的作用，更加注重生态问题。
（三）加大西部和北部大型煤电基地的开发建设，减轻对运输与东部环境的压力，促进西部地区的经济发展
煤电应立足于优化结构，节约资源，重视环保，提高技术经济水平。鼓励建设超临界、超超临界大容量机组，在大电网覆盖范围内，新建燃煤机组的单机容量一般要在６０万千瓦及以上，调峰能力均要达到５０％以上。积极开发大型煤电基地并初步形成规模。适当建设负荷中心电厂和路口、港口电厂，提高受端电网安全稳定性和接受西电东送能力。在缺水地区，推广空冷机组等节水型机组建设。
（四）进一步重视和鼓励发展热电联产，赋予热电联产发电优先上网权，提高能源综合利用效率
加大中小燃煤热电联供和凝汽式火电厂的改造，将它们改造成为利用天然气的燃气蒸汽联合循环热电联供或热电冷三联供的电厂。通过优先上网，鼓励城市负荷中心的电力大用户，自建自备分布式天然气热电冷三联供装置，改变工业锅炉不发电、火电厂不供热的状况。
（五）通过大力发展天然气发电和核电，率先改变东部沿海地区煤电比重过高的格局
长三角、珠三角和环渤海地区，是我国经济发达地区，集中了全国人口的５５％，ＧＤＰ的７５％，工业产值的８５％和进出口的９５％，电力需求的７０％。解决上述地区能源资源缺乏的矛盾，要充分利用国内和国外两个市场，两种资源和发挥本地区地理和经济的优势，除了接受西部电力外，还要结合国家西气东输和进口液化天然气（ＬＮＧ）、管道天然气等工程的开发建设，大力发展天然气发电和核电，减少煤电比重。
（六）为可再生能源发电创造更好的政策环境
２００３年的电价改革方案，明确提出可再生能源发电不参与市场竞争，允许可再生能源电量优先上网。国家应该进一步强化和完善上述政策，抓紧规划并实施一批可再生能源发电项目，制定合理的太阳能发电、风电价格和税收政策，从根本上形成可再生能源发电的良好政策环境。一方面，明确要求达到一定规模的发电企业通过建设或购买水电、风电等可再生能源，保证“绿色电力”达到一定的比例；另一方面，在电力终端市场开放竞争之前，可以先放开绿色电力交易，允许用户自愿选择认购绿色电力。
（作者系中国社科院工经所副研究员）