作为一位从业35年之久，在电力企业、事业、政府、协会等多个部门都有工作经历的电力人和电力环保人，小编亲眼目睹并参与了中国电力快速发展、由小到大、由弱到强的蜕变历史。其中，“十二五”以来的十年，正是电力工业发展由量变引起质变的关键十年。什么是电力发展的“量变到质变”？这既是重要的理论问题也是重大的实践问题，需要详细而严密的论证，在这篇回顾文章里，我主要是从几个侧面来做框架性分析，试着回答电力工业“从哪里来，到哪里去”的问题。

发达国家在实现工业化时，人均发电装机容量（以下简称“人均装机”）约1000瓦，所有行业和居民一年的用电量总和平均到每人名下（以下简称人均用电量）约5000千瓦时（度）。这两个指标看似简单，却是中国几代电力人魂牵梦萦、为之奋斗的目标。但是，由于长期以来电力技术落后、家底薄，两个目标曾一度像天上的星星那样遥远。

改革开放之初的1978年底，中国人均装机才60瓦，人均用电量261千瓦时。我1985年进入电力系统，当年底中国人均装机提高到80瓦，人均用电量提高到385千瓦时。1990年我进入能源部工作时，当年底人均装机是120瓦，人均用电量540千瓦时。又过了20年到2010年底，也就是eo创刊前几天，人均装机到了720瓦，人均用电量达到了3140千瓦时。2020年底，eo将满十周岁，人均装机将达1500瓦，人均用电量也将达到5300千瓦时，均超过了世界平均水平。电力供需经历了从长期以来的严重短缺、到短缺、再到供需平衡略有富余几个阶段。21世纪初，中国还有近4100万无电人口，到2015年解决了最后20多万无电人口的用电问题。昔日那个遥远的梦想，在这十年之内变成了现实。人们常说，电力是国民经济的命脉，是晴雨表，电力的次次蜕变，丰碑般地诠释着中华民族从站起来到富起来的历程。

衡量发电能力和用电量的物理单位“瓦特”和“千瓦时（度）”不会随时间而变化，但生产单位千瓦时电能的生产要素的变化，却反映出中国电力筚路蓝缕的发展史和辉煌成就。

根据中电联统计分析，2019年中国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗为306.4克/千瓦时，比2010年下降了26.6克/千瓦时。中电联采用国际能源署（IEA）和中国统计数据综合分析得出，中国煤电纯凝机组平均发电热效率在2007年超过美国、2008年超过OECD国家均值、2009年超过韩国、2010年超过德国，2017年与日本持平。从煤电纯凝与热电联产机组综合热效率看，2017年中国、德国、OECD国家、美国和韩国的热效率分别为48.6%、44.3%、39.0%、37.0%和39.6%。

中国每千瓦时火电发电量烟尘排放量（排放绩效）由2010年的0.47克/千瓦时下降至2019年的0.038克/千瓦时，下降了91.9%；二氧化硫排放绩效由2010年的2.71克/千瓦时下降至2019年的0.187克/千瓦时，下降了93.1%；氮氧化物排放绩效由2010年的2.78克/千瓦时下降至2019年的0.195克/千瓦时，下降了93.0%；废水排放绩效量由2010年的320克/千瓦时下降至2019年的54克/千瓦时，下降了83.1%。电力污染控制技术与管理水平在短短十年间，由世界平均水平跃居世界领先水平。

全国发电总装机容量由2010年的9.66亿千瓦，提高到2019年底的20.10亿千瓦，增长了108.1%；年发电量由4.23万亿千瓦时提高到7.33万亿千瓦时，增长了73.3%。电能占终端能源消费比重提高到约26%，与发达国家基本持平。全国已建成投运13条交流、16直流共29个特高压输电工程，跨区输电能力达到1.6亿千瓦时左右，220千伏及以上输电线路75.5万公里，变电容量42.6亿千伏安。

全国电力烟尘排放量由2010年的160万吨下降至2019年的18万吨，下降了88.7%，比1980年的峰值约400万吨下降95.5%；电力二氧化硫排放量由2010年的926万吨下降至2019年的89万吨，下降了90.4%，比2006年的峰值约1350万吨下降约93.4%；电力氮氧化物排放量由2010年的950万吨下降至2019年的93万吨，下降了90.2%，比2011年的峰值约1000万吨下降约90.7%。电力行业对环境的污染得到了显著减轻，且由于热电联产替代中小锅炉的作用，对改善大气环境污染做出了积极贡献。

截至2019年底，全国非化石能源发电装机容量8.44亿千瓦，占总装机比重42.0%，比2010年底提高15.5个百分点；非化石能源发电量占比由2010年的19.4%上升至2019年的32.7%，上升了13.3个百分点。风电及光伏装机容量占比，由2010年的3.06%和0.03%分别提高到各占10%，发电量规模均居世界第一。

煤电装机容量占总装机容量的比重由2010年66.9%下降到2019年的51.8%；发电量比重则由81.9%下降到62.2%。纵观中国电力发展史，这十年间煤电比重的下降速度和结果均前所未有。供热机组比例也加快提高，6000千瓦以上供热机组的比例由2010年的23.7%提高至2019年的43.7%，供热量由28.1吉焦提高到49.2吉焦，亦前所未有。

世界领先的特高压交直流输电和柔性直流输电技术、智能电网技术、先进的清洁煤发电技术、水电建设技术、核电技术等开花结果；风电光伏技术、设备制造及产业链日渐成熟并进入第一梯队；风光储一体化区域试点、不同方式的火电机组灵活性改造、电动汽车充电设施、不同形式的储能项目、生物质能综合发电、分布式微电网、综合能源服务、CCUS实验项目……这些创新性项目绝大部分是这十年间投运和大规模应用的，这些项目产生的巨大作用不仅是电力系统的坚强支撑，更为下一步的电力转型积蓄了强大的能量和坚实的基础。

虽然我们已经建成了世界上规模最大、技术先进而复杂的全新电力系统，但由于资源禀赋和发展的需要，电力系统高碳特性十分明显。习近平主席多次向世界宣告了中国应对气候变化的新举措，并在2020年12月12日全球气候雄心峰会上发表了《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的讲话，宣布了提高“国家自主贡献”力度的目标和措施。对中国电力行业来说，“开启新征程”就是号令，就是要在新的国家自主贡献目标中找准行业定位，以开拓创新、排除万难、勇往直前的精神向低碳电力为特征的新里程碑前进。

——应对气候变化倒逼能源电力低碳转型，进而引导传统的生产方式和生活方式重大变化，这种变化又将进一步促进能源电力加快低碳转型，使得传统的“能源、环境、经济”平衡系统将向“电力、低碳、经济、社会”平衡系统转变，需要重新认识能源与电力，电力与社会经济、传统电气化及新电气化的关系。

——随着光伏、风能为主体的可再生能源大规模发展，电能在终端和过程能源中比例会加快提高，从而加速了中国能源由新能源替代煤炭的进程。为解决新能源的大规模应用以及波动性、随机性、可持续性问题，传统的由一次能源生产电能的路径，有一部分将会反转过来，即由电能生产“电基能源”或“电基材料”，如电能生产氢能或再进一步合成其他燃料、材料等。

——随着电能在终端和过程能源消费中比重持续提高，能源安全内涵会发生新的变化，在保障能源电力安全前提下，大力、持续提高以可再生能源发电为主体的非化石能源比例，将成为电力行业长期的主要矛盾，而矛盾的主要方面是如何解决好新能源的消纳问题。解决矛盾的主要方法是提高系统的灵活性，需要构建以智能电网（电力系统的数字化智能化）为主体的能源互联网作为支撑。

——可再生能源资源配置的方式是随着新能源资源分布、综合技术发展、经济承受能力、用电产业转移、电力基础设施、电网安全约束等条件的变化而变化的，大范围优化配置与就地平衡并举是中国资源环境特点、制度优势的必然选择，但“并举”不是均等，也不是随时都要“并举”，而是依条件时空优化。

——储能决定了能源转型的广度、深度和速度，在充分发挥现有的强大电网和各电源系统加快储能（电力系统灵活性资源）技术创新和商业模式创新的同时，开拓新的灵活性电源及电动汽车、电（能、热）用户的储能模式。

我国承诺碳达峰后再到碳中和时间只有30年，相对于发达国家的平均时间60年，我们的时间实在太短。但是，中国以破釜沉舟的决心和勇气，必定会向历史交出一份满意的答卷。