6月18日，电力规划设计总院在北京召开《中国电力发展报告2018》（以下简称“《报告》”）发布会。会上，电规总院副院长杜忠明对未来三年电力发展进行了展望，同时对我国电力工业的未来发展进行了初步研究，详情如下：

（文丨本报实习记者 赵紫原 发自现场）

2019年，全社会用电量同比增长5.6%，用电量达7.3万亿千瓦时；2020年，全社会用电同比增长5.0%，用电量达7.6万亿千瓦时；2021年，全社会用电同比增长4.7%，用电量达8.0万亿千瓦时。

在目前已明确的跨省区输电通道实现满送前提下，若不及时考虑增加电源供给，则全国大部分省区未来三年电力供需形势将全面趋紧。其中，全国16个省份需要增加电源供给，及时启动一批火电项目前期工作。华东、华中及南方等区域需进一步扩大外来电规模。

《报告》指出，2019—2021年，全国电力供需形势将全面趋紧。仅考虑目前已明确可投产的电源，在跨省区电力流安排能够落实的前提下，河北、江苏、浙江、安徽、河南、湖北、湖南、江西、陕西、广东、广西、海南未来三年电力供需持续偏紧或紧张。

辽宁、内蒙古、山东、上海、福建、四川、重庆、甘肃、新疆、云南、贵州未来三年电力供需逐步由宽松或基本平衡转变为偏紧或紧张;黑龙江、吉林、北京、天津、山西、宁夏、青海、西藏电力供需较为宽松。

新能源消纳利用将成为引导优化开发布局的关键。未来三年，全国新能源消纳空间约3.5亿千瓦，三北”地区仍有较大开发潜力，新能源消纳空间约1亿千瓦。

随着内蒙古、甘肃、新疆等地区用电持续快速增长，未来三年红色橙色预警有望解除，按照平价上网要求也仍具有大规模开发的潜力。

随着“可再生能源电力消纳责任权重”政策（“配额制”）的出台，中东部地区新能源开发的紧迫性持续增强；随着“分布式发电市场化交易”政策出台，预计未来三年中东部地区分散式风电、分布式光伏将快速发展。

在现有调峰能力和网架条件下，未来三年海上风电消纳空间1900万千瓦左右。

西南水电还将新增跨省跨区配置能力3000万千瓦以上，建议建立市场化机制，逐步调整存量水电消纳方案。

加快宁东—浙江、准东—安徽、上海庙—山东、晋北—江苏、蒙西—天津南、榆横—潍坊、锡盟—山东等输电通道配套电源建设进度。

加强受端网架建设，提升酒泉—湖南、哈密—郑州输电通道送电能力；快完善市场化定价机制，尽快提升扎鲁特—青州输电通道送电规模。

预计2021年我国跨省区输电规模将达到约2.9亿千瓦

电力市场化交易壁垒仍然存在，亟待建立以电网物理连接为基础的跨省区交易机制，打破省间或区域间的交易壁垒。

现货市场顶层设计已经出台，但电力现货交易系统仍有待进一步完善，电力现货交易仿真验证系统亟待建立。

增量配电网评估机制初步建立，相关规划设计标准的编制已经启动。但目前320个增量配电网项目仅发放业务许可证48个，大量增量配电网业务主体地位亟待明确。

现阶段，我国经济总体处于工业化中后期、城镇化快速推进期。但人均用电量等指标距离中等发达国家仍存在差距，2018年我国人均用电量约为4900千瓦时，仅为日本目前水平的五分之三，美国的五分之二。

展望2035年，随着我国经济高质量发展，特别是制造业的创新发展，大数据等战略性新兴产业快速发展，居民生活的持续改善，以及电动汽车、清洁取暖等电能替代都将为用电增长注入新动能。预计2035年我国全社会用电量约12万亿千瓦时，人均用电量约8500千瓦时，略超欧洲发达国家和日本当前水平。

随着国家财政补贴逐步退出，“十四五”开始，我国新能源将进入以消纳为主导的全面无补贴平价发展新阶段。

预计2035年，新能源总装机规模将达到12亿千瓦左右，约占总装机的32%，发电量占比约15%。

传统电源一直是支撑我国电力系统安全稳定运行的“压舱石”，未来将继续发挥电力支撑基础作用，强化能源电力安全供应的托底保障作用。

水电应以“共抓大保护、不搞大开发”为原则，优化大中型水电开发布局，严控中小型水电站开发；全面推动煤电清洁化发展，进一步降低排放水平，提升调峰能力，有条件地区实施煤电生物质燃料替代，探索应用碳捕捉封存等技术。

按照尊重历史和市场化的原则，需要逐步对三峡外送、黔电外送、皖电东送等存量外送电力流进行优化调整，提前谋划四川、云南水电外送接续方案。

北方以新能源为主的综合能源基地和西南藏东南水电基地开发仍具潜力；中东部地区受生态环保、能源“双控”等政策性因素影响，电力市场空间巨大。

在此基础上，未来将逐步形成稳定西电东送，增加北电南送的电力资源配置新格局。预计2035年全国电力流规模达到4亿千瓦左右。          文章转载自中国能源报