本報告由中電新聞網特刊發布的最新研究成果《2015-2030 年電力工業發展展望》（ 略有刪減 ） 和百度文庫里的一些相關資料數據整理而成，主要研究新常態發展階段的電力工業發展問題及建議。供廣大讀者借鑒參考，并希望藉此共同探討我國電力工業發展之路。

    一、中國電力工業發展現狀

    （一）電力需求增速趨緩，電力消費結構繼續優化

    受宏觀經濟尤其是工業生產下行、產業結構調整、工業轉型升級以及氣溫等因素影響，2015 年全國全社會用電量呈現平穩緩慢增長態勢，達到 5.55 萬億千瓦時，同比增長 0.5%，比上年回落 3.6 個百分點，創下 1998 年（當時的增速為 2.8%）以來的新低。在全社會用電量中，增長最快的是第三產業，其用電7158億千瓦時， 同比增長7.5%，反映出國家加大經濟結構調整取得良好效果。其余依次為：居民生活用電 7276億千瓦時，同比增長 5.0%；第一產業用電 1020 億千瓦時，同比增長 2.5%；第二產業用電 40046 億千瓦時，同比下降 1.4%。其中黑色金屬冶煉和建材等高耗能行業用電增速下降是第二產業用電量下降的主因，反映出中國工業轉型升級步伐加快，電能利用效率不斷提升，電力消費結構繼續優化。

    （二）電源結構繼續優化，綠色比例上升

    1、裝機容量結構情況

    2015 年全國基建新增發電裝機容量 12974 萬千瓦。其中，新增水電 1608萬千瓦，火電 6400 萬千瓦，核電 724萬千瓦，并網風電 2691 萬千瓦，并網太陽能發電 4158 萬千瓦。

    截至 2015 年底，全國發電裝機容量 150673 萬千瓦，同比增長 10.4%；其中非化石能源發電容量51642萬千瓦，占總裝機容量比重 34.3%，比上年提高約 1.7 個百分點。非化石能源發電裝機中水電 31937 萬千瓦（其中抽水蓄能2271 萬千瓦），核電 2717 萬千瓦，并網風電 12830 萬千瓦，并網太陽能發電4158 萬千瓦。火電 99021 萬千瓦（其中煤電88419萬千瓦、 氣電6637萬千瓦） 。電源結構繼續優化，綠色比例上升。

    2、發電量結構情況

    2015 年全國全口徑發電量 56045億千瓦時，比上年增長 0.6%, 增幅同比回落 3 個百分點。其中，水電 11143 億千瓦時，同比增長 5.1%，占全國發電量的19.9%，比上年提高 0.9 個百分點；火電 40972 億千瓦時，同比下降 2.3%，占全國發電量的 73.1%，比上年降低 2.2個百分點；核電、并網風電和并網太陽能發電量分別是 1695億千瓦時、1851 億千瓦時和 383 億千瓦時，同比分別增長27.2%、15.8% 和 64.4%，占全國發電量的比重分別比上年提高 0.6、0.4 和 0.3 個百分點。

    3、節能減排情況

    2015 年全國 6000 千瓦及以上電廠供電標準煤耗為315 克 / 千 瓦 時， 同 比 降 低 4 克 / 千 瓦 時， 煤 電 機 組供電煤耗繼續保持世界先進水平。全國輸電線路損失率6.62%, 同比上升 0.28 個百分點。

    （三）全國電力供需總體平衡有余，較多地區發電能力階段性過剩

    1、發電設備利用小時下滑

    在用電量增速緩慢的情況下，大規模新增容量的投產必將繼續降低發電設備的利用小時數。2015 年全年發電設備平均利用小時只有 3969 小時，同比下降 349 小時。其中火電設備利用小時 4329 小時，同比下降 410 小時。全國發電設備延續了近年來設備利用小時數逐年下滑的趨勢。

    從全國范圍看 , 煤電裝機速度與電力需求速度不匹配，是造成火電設備利用小時下滑的主要原因。其次是經濟結構調整帶來用電負荷峰谷差加大，非化石能源發電比重快速上升，使電力系統調峰能力明顯不足，煤電調峰也使得其利用小時持續下降。

    2、部分大型風電基地風電設備平均利用小時走低

    2015 年全國并網風電平均利用小時 1728 小時，同比下降177 小時。需要關注的是：位于沿海的福建（2658h）、天津（2227h）、廣西（2122h）進入了全國各省風電利用小時由高到低排序的前6名， 而作為全國大型風電基地的甘肅 （1184h） 、吉林（1430h）、黑龍江（1520h）、新疆（1571h）卻排在全國倒數 6 名之內。

    3、電力供需形勢

    2015 年全國電力供需總體平衡有余，較多地區發電能力階段性過剩，個別省級電網在高峰時段出現少量錯避峰。與此同時，川、滇水電棄水，大型風電基地棄風限電問題較為突出。

    發電能力階段性過剩有別于鋼鐵等行業的產能過剩。它是指近期發電能力過剩，通過科學規劃并經過一年或幾年的調控，隨著全社會用電的增長，可以消化過剩的發電能力。

    二、中國電力工業發展水平預測

    2020 年發電量 7.4 萬億千瓦時，人均 5210 千瓦時 / 年，可滿足實現全面小康用電需求；2030 年發電量 9.47 萬億千瓦時， 人均6530千瓦時/年， 縮小了和發達國家用電水平的差距。

    改革開放以來我國社會經濟發展取得了舉世矚目的偉大成就，2014 年國內生產總值增長 7.4%，達到 636463 億元 （ 約10.36 萬億美元 ） 居世界第二位；發電量 55459 億千瓦時，發電裝機容量 13.6 億千瓦，均居世界首位。我國人口多，人均水平不高，國內生產總值人均僅 7574 美元，仍低于世界人均水平；發電量人均 4057 千瓦時，稍高于世界人均水平 （ 約3300 千瓦時 ），仍屬于發展中國家，處于社會主義發展初級階段，發展潛力巨大，道路正確，實現兩個百年目標任重道遠，需繼續快速發展。

    據我國經濟研究機構及專家研究，為全面實現小康目標，2015 ～ 2020 年均 GDP 增速約需 6.6% 左右。2021-2031 年后10年增速將放緩至5%左右， 人均GDP進入發達國家初期水平。

    發電量增速由經濟增速和綜合反映經濟結構調整、節電力度等因素的電力彈性系數來決定。在單位產量耗電大的重工業快速發展階段電力彈性系數大于 1。在經濟結構調整單位產值用電較少的三產及部分二產產品比重增大階段，電力彈性系數在 0.6 ～ 0.82 左右。近 3 年電力彈性系數為 0.71。我國今后發展趨勢三產及單位產值耗電少的高精尖產業將快速發展， 比重增大， 因此我國近期電力彈性系數可能在0.7左右，以后還將逐步降低。

    綜合以上情況分析，我們按 2015 ～ 2020 年 GDP 年均增長7%、電力彈性系數 0.7，2021 ～ 2030 年 GDP 年均增長 5% 左右、 電力彈性系數0.5， 預測2015～2030年發電量水平如表1。

    2020 年發電量 7.4 萬億千瓦時，人均 5210 千瓦時 / 年，可滿足實現全面小康用電需求；2030 年發電量 9.47 萬億千瓦時，人均 6530 千瓦時 / 年，縮小了和發達國家用電水平的差距，為實現第二個百年目標達到發達國家水平邁出了重要一步。 從發電總量水平看， 今后16年我國將超過美國、 歐盟較多，穩居世界首位。從人均用電水平看，僅為美國一半，經合組織國家（OECD）綜合平均水平的 70% 左右，日本的 75% 左右，差距仍較大（如表 2），需繼續快速發展。

    2020 年發電量 7.4 萬億千瓦時，人均 5210 千瓦時 / 年，可滿足實現全面小康用電需求；2030 年發電量 9.47 萬億千瓦時， 人均6530千瓦時/年， 縮小了和發達國家用電水平的差距。

    三、中國發電電源構成預測

    電源結構優化，風電、光伏、水電、核電將是今后能源發展的重點，非化石能源發電比重增大。

    為保護環境實現可持續發展，我國提出了非化石能源比重在 2020 年達 15%，2030 年達 20% 的目標。因此必須優化電源結構，優先大力加快可再生能源電源和提高核電發展比重使其在 2020 年占 30% 以上，2030 年占 40% 以上。在大力加快非化石能源發電發展方針指引下，風電、光伏、水電、核電將是今后能源發展的重點，非化石能源發電比重增大。

    經結合我國實際情況初步分析研究測算，2015 ～ 2030 年發電量及發電裝機容量構成情況如圖 1。

    各種電源發展概況如下：

    （一）水電。2014 年常規水電裝機 2.8 億千瓦，發電量10661 億千瓦時，在建規模不足 3000 萬千瓦。水電技術可開發容量 5.42 億千瓦，未開發水電資源主要集中在四川、云南、西藏，是今后發展的重點。預測常規水電 2020 年裝機 3.6 億千瓦， 電量1.26萬億千瓦時 ； 2030年裝機4.5億千瓦， 電量1.59萬億千瓦時，占 16.8%。技術可開發容量除雅魯藏布江外均得到較好開發利用。

    應大力加快建設抽水蓄能電站，2014 年抽水蓄能電站裝機 2183 萬千瓦，在建規模 2114 萬千瓦，預測 2020 年裝機容量 5000 萬千瓦，2030 年 1.1 億千瓦，容量占比提高到 3.8%。

    （二）風電。2014 年并網風電裝機容量 9581 萬千瓦，發電量 1563 億千瓦時，發展態勢良好。我國風電資源豐富，陸上可開發容量 25.7 億千瓦，海上 1.9 億千瓦，開發條件好，建設快，投資省，陸上風電成本已接近煤電上網電價，2020年可降至同價，是加快可再生電源發展的重點。預測 2020 年風電裝機將達到 2.5 億千瓦，發電量 5000 億千瓦時，2030 年5 億千瓦，發電量 1 萬億千瓦時，占 10.6%。

    我國陸上風電資源分布集中在北方，與用電中心地區不一致，因此加快風電發展必須采取在內蒙古、甘肅、新疆規劃建設特大型風電基地向京津冀魯、華東、華中電網送電和在各地積極開發利用當地風電并舉的方針，今后將以開發蒙、甘、新風電向外送電為主，2030 年將占全國風電 50% 左右，為此建議像三峽工程電源電網同步協調規劃建設那樣來規劃建設北方大型風電基地及北電南送電網規劃建設工作。

    風電是隨機間歇性不穩定電源，需和其他調節性能好的電源協調配合運行，才能保證供電質量及電網運行穩定安全。抽水蓄能電站是目前最優的蓄能調節電源，最好建在發端，無建站條件時也可建在受端，數量約在風電綜合供電出力的 20% ～ 30% 左右，應按實際需要研究確定。

    海上風電靠近用電中心地區，發電小時高，電網消納方便，建設難度大、投資貴、發電成本高，除潮間帶外一般約為陸上風電一倍左右。應因地制宜積極有序開發利用。

    （三）光伏發電。在國家政策鼓勵下光伏發電近來發展很快，2014 年并網光伏發電容量 2652 萬千瓦，發電量 237億千瓦時，當年新增 1063 萬千瓦，電量 147 億千瓦時，實現了跨越式發展。預測 2020 年將達 1 億千瓦，2030 年 3億千瓦。由于我國人多地少，經濟發達地區人口稠密，適宜發展以陽光屋頂為主的分布式光伏發電，是今后發展重點，占比將達 60% ～ 70% 左右，這在德國占 80% 以上。西部地區具有建設大型光伏發電基地向外送電的條件，因電能質量差、成本高，經濟上競爭力差，如何發展有待深入研究確定。

    由于科技創新進步很快，光伏發電造價和成本下降很快。目前每千瓦投資約 7000 ～ 10000 元，上網電價 0.8 ～ 1元 / 千瓦時，仍高于火電，需靠補貼支持是制約光伏發電發展的主要因素。國家要求 2020 年光伏上網電價降至與銷售電價同價。

    發電成本高，陽光建筑屋頂落實困難，西部地區大型光伏基地向外輸電經濟性差，隨機間歇性電能質量差，是制約光伏發電發展的四大因素，必須認真研究，大力攻關，創新改革，妥善解決。

    光熱發電電能質量較好，但設備復雜，造價和成本較光伏發電高一倍多，市場競爭力差，我國已建成 6 座總容量1.39 萬千瓦實驗性電站，核準 10 座容量 40.36 萬千瓦，需繼續進行研究實驗，掌握技術，少量發展。

    （四）核電。我國 2014 年核電運行機組 22 臺，裝機容量 1988 萬千瓦，發電量 1262 億千瓦時，占 2.3%；在建核電 26 臺，容量 2590 萬千瓦。預測2020 年核電容量約 5300 萬～ 5800 萬千瓦左右，發電量約 3600 億～ 4000 億千瓦時；2030 年裝機容量 13000 萬千瓦，發電量約 9300 億千瓦時。今后我國核電發展將全部采用第三代核電技術，自主研發的“華龍一號”、CAP-1400 和引進技術的AP-1000、 EPR-150設備， “華龍一號”將是今后發展重點。

    “華龍一號”目前已定點福清、防城港兩個項目 4 臺機組，步子太小，應抓緊再核準一批項目；及時開工三門、海陽、昌江等二期工程；爭取今年新開工規模 1500 萬～ 2000 萬千瓦左右，爭取在 2020 年投產 500 萬～ 1000 萬千瓦左右。榮城 CAP-1400 項目在 AP-1000投產成功后建設。內陸核電可在有效防止發生重大核泄漏事故時不擴散核污染，確保環境清潔安全條件下有序安排建設。需研究解決在沿海軟基地區建設核電的可行性問題。

    鑒于核電建廠條件高，涉及面廣，選址定點前期工作周期長、落實難，要加強核電中長期發展規劃工作，確定2030 年前建設項目地址和機型，并定期根據新情況進行修改調整。已選定廠址要很好保護。

    我國核燃料循環體系，前端相對完善，后端嚴重滯后，已不能滿足核電快速發展的需要，要加強后端產業規劃、科技研究和設施建設工作。

    繼續加強核電科研開發工作，需盡快全部掌握第三代核電核心技術和設備制造能力，并積極開展第四代核電堆型的研發工作，加快快中子增值堆（簡稱快堆）研究和三明 80 萬千瓦商業性示范快堆的科研試制建設工作，爭取及早建成，加強核聚變科研工作等，使我國核電科技處于世界先進水平。

    （五）煤電。近期以來由于可再生能源發電、核電及天然氣發電等清潔電源加快發展、煤電占比逐年下降，2014年我國煤電裝機容量 82524 萬千瓦，發電量 39075 億千瓦時，占 70.4%。煤電成本低，供電安全可靠，資源立足國內仍為發電電源構成主體。在發展清潔電源的同時，仍需科學合理發展一部分清潔煤電，預測煤電發電量 2020 年約46010 億千瓦時，裝機容量 10.44 億千瓦，2030 年發電量 47570 億千瓦時，裝機容量 11.86 億千瓦，煤電發電量將在2025 年前后達到峰值，以后逐年減少。

    要著力抓好煤炭清潔發電工作。（一）新建煤電一律做到污染物近零排放，并對現有電廠加快改造；（二）2030 年供電煤耗降到 300 克 / 千瓦時以下，加強 700 攝氏度高超超臨界發電設備研制，大力推廣熱電聯產；（三）加強對溫室氣體捕集、貯存、利用技術研究工作，建設試點示范工程，掌握技術、經驗。

    為幫助解決風電、太陽能等隨機不穩定電源出力變化時對電網供電質量的影響，要研究加大煤電機組調節能力。煤電利用小時數將進一步降低，煤電裝機容量的增速將大于電量增速。

    為改善環境，我國東部地區已限制或減少煤電發展，今后煤電發展重點將在煤炭資源豐富的中西部地區。

    （ 六 ） 天然氣發電。2014 年天然氣發電裝機容量 5567 萬千瓦，發電量 1183億千瓦時，占 2.13%。與 2012 年世界天然氣發電量 51040 億千瓦時，占 22% 比較，差距很大，這是我國天然氣供應條件決定的。天然氣發電有效率高、調節性能好、污染少、溫室氣體排放量較煤電少60%，可在用電中心地區建設，發展熱電冷聯產分布式電源等優勢。 但發電成本高，目前約 0.8 元 / 千瓦時左右，較煤電貴一倍，這是制約發展的主要因素之一；過去天然氣長期供應量不足，只能少量用于發電，也影響了發展。我國今后天然氣供應量增加很快， 2020年將達3500億～4000億立方米，2030 年達 5000 億～ 6000 億立方米，在優先滿足民用、工業、交通用氣后可用于發電數量大量增加，為天然氣發電快速發展創造了有利條件，今后發展快慢將取決于氣價及氣電上網電價。最近制定的氣電價格可較煤電高0.35 元 / 千瓦時，費用由各省自行解決的政策，將有利于氣電發展。

    為改善環境質量，氣電將在電價承受能力高的東部地區有較快發展，并替代部分現有煤電；中西部地區在氣價低的地區發展，氣電比重將逐年提高。初步預測 2020 年氣電裝機將達 1 億千瓦，發電量 3500 億千瓦時，用氣約 700 億立方米；2030 年氣電裝機約 1.8 億千瓦，發電量 6300 億千瓦時，占比提高到 6.7%，用氣約 1260 億立方米。

    （ 七 ） 其他能源發電。主要包括生物能、垃圾、余熱余壓、地熱、海洋能發電等，2014 年發電裝機容量共 2954萬千瓦， 發電量1436億千瓦時， 占2.9%，其中余熱余壓發電約占一半以上，生物能占 15% 左右，垃圾發電占 13% 左右。在用能多的大工業增速放緩后，余熱余壓發電增量減少；我國地少人多，生物能發電只能因地制宜少量發展；垃圾、地熱發電將繼續根據資源供應情況發展，數量不多，因此今后其他非化石能源發電增速將放緩，按降至 2% 左右預測，2020 年發電裝機約 3330 萬千瓦，發 電 量 1650 億 千 瓦 時，2030 年 裝 機4100 萬千瓦，發電量 2000 億千瓦時。

    四、中國電網發展情況預測

    2020 年華北電網裝機容量將超過 4億千瓦， 華東、 華中、 南方電網約3億～4億千瓦，西北電網超過 2 億千瓦，東北電網約 1.5 億千瓦。2030 年電網規模將再增大 40% ～ 50%。

    隨著用電增加，六大電網將進一步擴大。

    2020 年華北電網裝機容量將超過 4億千瓦， 華東、 華中、 南方電網約3億～4億千瓦，西北電網超過 2 億千瓦，東北電網約 1.5 億千瓦。2030 年電網規模將再增大 40% ～ 50%。全國聯網進一步加強。華北、華東、華中、東北將逐步形成 1000 千伏特高壓交流網架，西北750 千伏電網進一步加強，南方電網特高壓超高壓交直流網架增強。各級電壓電網相應配套協調發展，電網智能化水平提高。

    我國可再生能源資源分布與經濟發達地區不一致，呈逆向分布。隨著水電、風電、太陽能發電的加快發展利用、大型發電基地的建設，電網必須統一規劃，同步配套協調建設，才能充分發揮作用，電網發展必須加強。

    在開發川、滇、藏大型水電基地時必須規劃建設四川、藏東南至華中電網，云南、藏東南至南方電網西電東送的交直流輸變電工程。加快開發利用內蒙古、甘肅、 新疆三省區21.3億千瓦風能資源，建設大型風電基地向華北、華東、華中電網供電必須建設內蒙古至京津冀魯、內蒙古至華東電網，甘肅新疆至華中電網的北電南送三大輸電通道，輸送風電經濟可用容量2020年約4000萬千瓦 （風電裝機 8000 萬千瓦），電量 1600 億千瓦時；2030年1.2億千瓦 （風電裝機2.4億千瓦），電量 4800 億千瓦時。這是利用北方豐富風電向東、中部缺能地區輸送風電、增加清潔能源供應減少污染的宏偉工程。在北方煤炭礦區建設的幾個大型清潔煤發電基地也要建設幾項特高壓交直流輸電工程向華東、華中電網供電。特高壓交直流電網將有巨大發展。跨區送電能力增強，全國聯網水平提高。

    要研究風電、光伏等隨機間歇性不穩定電源比重增大后，提高電網消納能力及保障安全經濟穩定運行問題，提出各類電源的優化組合和協調配合運行措施，提高安全經濟供電水平，發揮智能電網作用。

    2020 年華北電網裝機容量將超過 4億千瓦， 華東、 華中、 南方電網約3億～4億千瓦，西北電網超過 2 億千瓦，東北電網約 1.5 億千瓦。2030 年電網規模將再增大 40% ～ 50%。

    五、電力科學發展的建議

    （一）我國經濟進入新常態發展階段，電力工業也相應進入新常態發展時期，將以中高速較快發展，結構改善、污染減少、質量提高。

    應采取有力措施推動 2020 年發電量達到 7.4 萬億千瓦時，人均 5210 千瓦時 / 年，發電裝機容量約 20 億千瓦，非化石能源發電量 2.44 萬億千瓦時，占比提高到 33%；2030 年發電量 9.47萬億千瓦時，人均 6530 千瓦時 / 年，非化石能源發電量 4.08 萬億千瓦時，占比進一步提高到 43.1%，發電裝機容量 29 億千瓦。為實現兩個百年目標，改善環境質量，推進綠色可持續發展創造良好條件。

    （二）大力加快可再生能源發展，優化電源結構，必須狠抓落實，認真解決發展中存在的薄弱環節及難點問題。

    1、水電。要抓緊審定怒江流域水電開發規劃并確定第一批開發項目，目前水電在建規模不足 3000 萬千瓦，已嚴重影響今后發展，為實現 2020 年常規水電達 35000 萬～ 36000 萬千瓦目標及今后發展需要，今年必須新開工一批項目，使建設規模達 7000 萬～ 8000萬千瓦左右。主要項目有白鶴灘、烏東德、雙江口、楊房溝、蘇洼龍等。2014年在建抽水蓄能電站 17 座、容量 2114萬千瓦，不僅滿足配合風電、太陽能發電、核電快速發展需要，還需在華北、華東、南方電網新開工一批項目，增加規模 1000 萬千瓦左右。

    2、風電。風電已是我國第三大發電電源，電價已接近煤電，開發技術成熟，已具備大發展條件。但陸上資源82% 集中在內蒙古、甘肅、新疆，經濟發達地區不多，在蒙、甘、新規劃建設大型風電基地及同步規劃建設北電南送三大通道向京津冀魯、華東、華中電網送電是加速風電發展，增加發達地區綠色可再生能源供應，改善環境的戰略性重要措施。又可促進各地經濟發展，增加就業。目前對此認識不足，重視不夠，缺乏全面規劃，已安排幾個特高壓交直流輸電項目，以輸送煤電為主，風電僅為陪襯，數量很少。為此建議對蒙、甘、新 21 億千瓦容量 4.6 萬億千瓦時電能（相當于 50 多個三峽電站）風電資源，做好全面發展規劃及分期分批開發建設規劃，和相應配套電力系統全面及分期分批發展建設規劃。首先要著重搞好“十三五”及 2030 年發展規劃，確定風電開發總體布局，各大型風電基地建設地點及規模、建設年限，供電地區和特高壓交直流輸電工程兩端落點，輸電方式、容量、距離等，經核準后分別組織實施。同時規劃建設配套的抽水蓄能電站、火電項目、輔助工程等。以確保電網供電質量、安全穩定運行。

    3、太陽能發電。主要發展光伏發電，并以分布式陽光屋頂為主，比重應占 60% ～ 70%，狠抓落實是關鍵。將任務及政策措施落實到省，建立分省負責制， 負責編制光伏規劃， 協調各方關系，制定對新老建筑建設光伏發電的政策，新建筑一般必須配套規劃、建設光伏發電，任務明確到各地項目，加強督促檢查，補貼費用及時到位，增強投資積極性。大力加強科研攻關工作，降低光伏發電成本是加快光伏發電發展的最重要措施。確保 2020 年降至銷售電價水平，以后再進一步降至電網平均上網電價。

    （三）安全高效發展核電

    當前主要問題是： （一） “華龍一號”定型較晚較少。（二）在建規模太少，不能滿足 2020 年投產 5800 萬千瓦需要，并嚴重影響今后發展，急需新開工一批項目，擴大建設規模。建議今年在福建、廣西、廣東、浙江、江蘇、山東、遼寧擇優新開工一批采用“華龍一號”及第三代核電技術的機組項目，續建三門、海陽、昌江二期工程，增加建設規模約1500 萬～ 2000 萬千瓦，爭取 2020 年前投產500萬～1000萬千瓦。 專家認為 “華龍一號”技術成熟，批量推廣風險不大。同時又可拉動我國經濟發展，擴大出口，提高核電技術水平。

    加強核電中長期規劃工作，把 2030年投產及建設項目落實到省。

    （四）加強電力規劃工作

    1. 加強調查研究，編好“十三五”及2030年全國、 六大網及各省電力規劃，著重搞好電源優化配置，加快非化石能源發展，電源電網統籌協調發展問題，狠抓落實。克服目前存在的電源、電網規劃建設不配套，對非化石能源發電發展重視不夠，規劃目標不落實等問題。

    2.加強以輸送風電為主、煤電為輔的北電南送三大通道重大專項綜合規劃工作。

    3. 加強四川、云南、藏東南水電西電東送重大專項綜合規劃工作。

    4. 加強對各大發電公司發電規劃和兩大電網公司電網規劃指導和協調工作，搞好智能電網發展規劃。

    5. 加強重大項目科技創新攻關規劃，抓好雅魯藏布江干支流開發規劃及輸電規劃和重大問題研究工作等。