本报告由中电新闻网特刊发布的最新研究成果《2015-2030 年电力工业发展展望》（ 略有删减 ） 和百度文库里的一些相关资料数据整理而成，主要研究新常态发展阶段的电力工业发展问题及建议。供广大读者借鉴参考，并希望藉此共同探讨我国电力工业发展之路。

    一、中国电力工业发展现状

    （一）电力需求增速趋缓，电力消费结构继续优化

    受宏观经济尤其是工业生产下行、产业结构调整、工业转型升级以及气温等因素影响，2015 年全国全社会用电量呈现平稳缓慢增长态势，达到 5.55 万亿千瓦时，同比增长 0.5%，比上年回落 3.6 个百分点，创下 1998 年（当时的增速为 2.8%）以来的新低。在全社会用电量中，增长最快的是第三产业，其用电7158亿千瓦时， 同比增长7.5%，反映出国家加大经济结构调整取得良好效果。其余依次为：居民生活用电 7276亿千瓦时，同比增长 5.0%；第一产业用电 1020 亿千瓦时，同比增长 2.5%；第二产业用电 40046 亿千瓦时，同比下降 1.4%。其中黑色金属冶炼和建材等高耗能行业用电增速下降是第二产业用电量下降的主因，反映出中国工业转型升级步伐加快，电能利用效率不断提升，电力消费结构继续优化。

    （二）电源结构继续优化，绿色比例上升

    1、装机容量结构情况

    2015 年全国基建新增发电装机容量 12974 万千瓦。其中，新增水电 1608万千瓦，火电 6400 万千瓦，核电 724万千瓦，并网风电 2691 万千瓦，并网太阳能发电 4158 万千瓦。

    截至 2015 年底，全国发电装机容量 150673 万千瓦，同比增长 10.4%；其中非化石能源发电容量51642万千瓦，占总装机容量比重 34.3%，比上年提高约 1.7 个百分点。非化石能源发电装机中水电 31937 万千瓦（其中抽水蓄能2271 万千瓦），核电 2717 万千瓦，并网风电 12830 万千瓦，并网太阳能发电4158 万千瓦。火电 99021 万千瓦（其中煤电88419万千瓦、 气电6637万千瓦） 。电源结构继续优化，绿色比例上升。

    2、发电量结构情况

    2015 年全国全口径发电量 56045亿千瓦时，比上年增长 0.6%, 增幅同比回落 3 个百分点。其中，水电 11143 亿千瓦时，同比增长 5.1%，占全国发电量的19.9%，比上年提高 0.9 个百分点；火电 40972 亿千瓦时，同比下降 2.3%，占全国发电量的 73.1%，比上年降低 2.2个百分点；核电、并网风电和并网太阳能发电量分别是 1695亿千瓦时、1851 亿千瓦时和 383 亿千瓦时，同比分别增长27.2%、15.8% 和 64.4%，占全国发电量的比重分别比上年提高 0.6、0.4 和 0.3 个百分点。

    3、节能减排情况

    2015 年全国 6000 千瓦及以上电厂供电标准煤耗为315 克 / 千 瓦 时， 同 比 降 低 4 克 / 千 瓦 时， 煤 电 机 组供电煤耗继续保持世界先进水平。全国输电线路损失率6.62%, 同比上升 0.28 个百分点。

    （三）全国电力供需总体平衡有余，较多地区发电能力阶段性过剩

    1、发电设备利用小时下滑

    在用电量增速缓慢的情况下，大规模新增容量的投产必将继续降低发电设备的利用小时数。2015 年全年发电设备平均利用小时只有 3969 小时，同比下降 349 小时。其中火电设备利用小时 4329 小时，同比下降 410 小时。全国发电设备延续了近年来设备利用小时数逐年下滑的趋势。

    从全国范围看 , 煤电装机速度与电力需求速度不匹配，是造成火电设备利用小时下滑的主要原因。其次是经济结构调整带来用电负荷峰谷差加大，非化石能源发电比重快速上升，使电力系统调峰能力明显不足，煤电调峰也使得其利用小时持续下降。

    2、部分大型风电基地风电设备平均利用小时走低

    2015 年全国并网风电平均利用小时 1728 小时，同比下降177 小时。需要关注的是：位于沿海的福建（2658h）、天津（2227h）、广西（2122h）进入了全国各省风电利用小时由高到低排序的前6名， 而作为全国大型风电基地的甘肃 （1184h） 、吉林（1430h）、黑龙江（1520h）、新疆（1571h）却排在全国倒数 6 名之内。

    3、电力供需形势

    2015 年全国电力供需总体平衡有余，较多地区发电能力阶段性过剩，个别省级电网在高峰时段出现少量错避峰。与此同时，川、滇水电弃水，大型风电基地弃风限电问题较为突出。

    发电能力阶段性过剩有别于钢铁等行业的产能过剩。它是指近期发电能力过剩，通过科学规划并经过一年或几年的调控，随着全社会用电的增长，可以消化过剩的发电能力。

    二、中国电力工业发展水平预测

    2020 年发电量 7.4 万亿千瓦时，人均 5210 千瓦时 / 年，可满足实现全面小康用电需求；2030 年发电量 9.47 万亿千瓦时， 人均6530千瓦时/年， 缩小了和发达国家用电水平的差距。

    改革开放以来我国社会经济发展取得了举世瞩目的伟大成就，2014 年国内生产总值增长 7.4%，达到 636463 亿元 （ 约10.36 万亿美元 ） 居世界第二位；发电量 55459 亿千瓦时，发电装机容量 13.6 亿千瓦，均居世界首位。我国人口多，人均水平不高，国内生产总值人均仅 7574 美元，仍低于世界人均水平；发电量人均 4057 千瓦时，稍高于世界人均水平 （ 约3300 千瓦时 ），仍属于发展中国家，处于社会主义发展初级阶段，发展潜力巨大，道路正确，实现两个百年目标任重道远，需继续快速发展。

    据我国经济研究机构及专家研究，为全面实现小康目标，2015 ～ 2020 年均 GDP 增速约需 6.6% 左右。2021-2031 年后10年增速将放缓至5%左右， 人均GDP进入发达国家初期水平。

    发电量增速由经济增速和综合反映经济结构调整、节电力度等因素的电力弹性系数来决定。在单位产量耗电大的重工业快速发展阶段电力弹性系数大于 1。在经济结构调整单位产值用电较少的三产及部分二产产品比重增大阶段，电力弹性系数在 0.6 ～ 0.82 左右。近 3 年电力弹性系数为 0.71。我国今后发展趋势三产及单位产值耗电少的高精尖产业将快速发展， 比重增大， 因此我国近期电力弹性系数可能在0.7左右，以后还将逐步降低。

    综合以上情况分析，我们按 2015 ～ 2020 年 GDP 年均增长7%、电力弹性系数 0.7，2021 ～ 2030 年 GDP 年均增长 5% 左右、 电力弹性系数0.5， 预测2015～2030年发电量水平如表1。

    2020 年发电量 7.4 万亿千瓦时，人均 5210 千瓦时 / 年，可满足实现全面小康用电需求；2030 年发电量 9.47 万亿千瓦时，人均 6530 千瓦时 / 年，缩小了和发达国家用电水平的差距，为实现第二个百年目标达到发达国家水平迈出了重要一步。 从发电总量水平看， 今后16年我国将超过美国、 欧盟较多，稳居世界首位。从人均用电水平看，仅为美国一半，经合组织国家（OECD）综合平均水平的 70% 左右，日本的 75% 左右，差距仍较大（如表 2），需继续快速发展。

    2020 年发电量 7.4 万亿千瓦时，人均 5210 千瓦时 / 年，可满足实现全面小康用电需求；2030 年发电量 9.47 万亿千瓦时， 人均6530千瓦时/年， 缩小了和发达国家用电水平的差距。

    三、中国发电电源构成预测

    电源结构优化，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。

    为保护环境实现可持续发展，我国提出了非化石能源比重在 2020 年达 15%，2030 年达 20% 的目标。因此必须优化电源结构，优先大力加快可再生能源电源和提高核电发展比重使其在 2020 年占 30% 以上，2030 年占 40% 以上。在大力加快非化石能源发电发展方针指引下，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。

    经结合我国实际情况初步分析研究测算，2015 ～ 2030 年发电量及发电装机容量构成情况如图 1。

    各种电源发展概况如下：

    （一）水电。2014 年常规水电装机 2.8 亿千瓦，发电量10661 亿千瓦时，在建规模不足 3000 万千瓦。水电技术可开发容量 5.42 亿千瓦，未开发水电资源主要集中在四川、云南、西藏，是今后发展的重点。预测常规水电 2020 年装机 3.6 亿千瓦， 电量1.26万亿千瓦时 ； 2030年装机4.5亿千瓦， 电量1.59万亿千瓦时，占 16.8%。技术可开发容量除雅鲁藏布江外均得到较好开发利用。

    应大力加快建设抽水蓄能电站，2014 年抽水蓄能电站装机 2183 万千瓦，在建规模 2114 万千瓦，预测 2020 年装机容量 5000 万千瓦，2030 年 1.1 亿千瓦，容量占比提高到 3.8%。

    （二）风电。2014 年并网风电装机容量 9581 万千瓦，发电量 1563 亿千瓦时，发展态势良好。我国风电资源丰富，陆上可开发容量 25.7 亿千瓦，海上 1.9 亿千瓦，开发条件好，建设快，投资省，陆上风电成本已接近煤电上网电价，2020年可降至同价，是加快可再生电源发展的重点。预测 2020 年风电装机将达到 2.5 亿千瓦，发电量 5000 亿千瓦时，2030 年5 亿千瓦，发电量 1 万亿千瓦时，占 10.6%。

    我国陆上风电资源分布集中在北方，与用电中心地区不一致，因此加快风电发展必须采取在内蒙古、甘肃、新疆规划建设特大型风电基地向京津冀鲁、华东、华中电网送电和在各地积极开发利用当地风电并举的方针，今后将以开发蒙、甘、新风电向外送电为主，2030 年将占全国风电 50% 左右，为此建议像三峡工程电源电网同步协调规划建设那样来规划建设北方大型风电基地及北电南送电网规划建设工作。

    风电是随机间歇性不稳定电源，需和其他调节性能好的电源协调配合运行，才能保证供电质量及电网运行稳定安全。抽水蓄能电站是目前最优的蓄能调节电源，最好建在发端，无建站条件时也可建在受端，数量约在风电综合供电出力的 20% ～ 30% 左右，应按实际需要研究确定。

    海上风电靠近用电中心地区，发电小时高，电网消纳方便，建设难度大、投资贵、发电成本高，除潮间带外一般约为陆上风电一倍左右。应因地制宜积极有序开发利用。

    （三）光伏发电。在国家政策鼓励下光伏发电近来发展很快，2014 年并网光伏发电容量 2652 万千瓦，发电量 237亿千瓦时，当年新增 1063 万千瓦，电量 147 亿千瓦时，实现了跨越式发展。预测 2020 年将达 1 亿千瓦，2030 年 3亿千瓦。由于我国人多地少，经济发达地区人口稠密，适宜发展以阳光屋顶为主的分布式光伏发电，是今后发展重点，占比将达 60% ～ 70% 左右，这在德国占 80% 以上。西部地区具有建设大型光伏发电基地向外送电的条件，因电能质量差、成本高，经济上竞争力差，如何发展有待深入研究确定。

    由于科技创新进步很快，光伏发电造价和成本下降很快。目前每千瓦投资约 7000 ～ 10000 元，上网电价 0.8 ～ 1元 / 千瓦时，仍高于火电，需靠补贴支持是制约光伏发电发展的主要因素。国家要求 2020 年光伏上网电价降至与销售电价同价。

    发电成本高，阳光建筑屋顶落实困难，西部地区大型光伏基地向外输电经济性差，随机间歇性电能质量差，是制约光伏发电发展的四大因素，必须认真研究，大力攻关，创新改革，妥善解决。

    光热发电电能质量较好，但设备复杂，造价和成本较光伏发电高一倍多，市场竞争力差，我国已建成 6 座总容量1.39 万千瓦实验性电站，核准 10 座容量 40.36 万千瓦，需继续进行研究实验，掌握技术，少量发展。

    （四）核电。我国 2014 年核电运行机组 22 台，装机容量 1988 万千瓦，发电量 1262 亿千瓦时，占 2.3%；在建核电 26 台，容量 2590 万千瓦。预测2020 年核电容量约 5300 万～ 5800 万千瓦左右，发电量约 3600 亿～ 4000 亿千瓦时；2030 年装机容量 13000 万千瓦，发电量约 9300 亿千瓦时。今后我国核电发展将全部采用第三代核电技术，自主研发的“华龙一号”、CAP-1400 和引进技术的AP-1000、 EPR-150设备， “华龙一号”将是今后发展重点。

    “华龙一号”目前已定点福清、防城港两个项目 4 台机组，步子太小，应抓紧再核准一批项目；及时开工三门、海阳、昌江等二期工程；争取今年新开工规模 1500 万～ 2000 万千瓦左右，争取在 2020 年投产 500 万～ 1000 万千瓦左右。荣城 CAP-1400 项目在 AP-1000投产成功后建设。内陆核电可在有效防止发生重大核泄漏事故时不扩散核污染，确保环境清洁安全条件下有序安排建设。需研究解决在沿海软基地区建设核电的可行性问题。

    鉴于核电建厂条件高，涉及面广，选址定点前期工作周期长、落实难，要加强核电中长期发展规划工作，确定2030 年前建设项目地址和机型，并定期根据新情况进行修改调整。已选定厂址要很好保护。

    我国核燃料循环体系，前端相对完善，后端严重滞后，已不能满足核电快速发展的需要，要加强后端产业规划、科技研究和设施建设工作。

    继续加强核电科研开发工作，需尽快全部掌握第三代核电核心技术和设备制造能力，并积极开展第四代核电堆型的研发工作，加快快中子增值堆（简称快堆）研究和三明 80 万千瓦商业性示范快堆的科研试制建设工作，争取及早建成，加强核聚变科研工作等，使我国核电科技处于世界先进水平。

    （五）煤电。近期以来由于可再生能源发电、核电及天然气发电等清洁电源加快发展、煤电占比逐年下降，2014年我国煤电装机容量 82524 万千瓦，发电量 39075 亿千瓦时，占 70.4%。煤电成本低，供电安全可靠，资源立足国内仍为发电电源构成主体。在发展清洁电源的同时，仍需科学合理发展一部分清洁煤电，预测煤电发电量 2020 年约46010 亿千瓦时，装机容量 10.44 亿千瓦，2030 年发电量 47570 亿千瓦时，装机容量 11.86 亿千瓦，煤电发电量将在2025 年前后达到峰值，以后逐年减少。

    要着力抓好煤炭清洁发电工作。（一）新建煤电一律做到污染物近零排放，并对现有电厂加快改造；（二）2030 年供电煤耗降到 300 克 / 千瓦时以下，加强 700 摄氏度高超超临界发电设备研制，大力推广热电联产；（三）加强对温室气体捕集、贮存、利用技术研究工作，建设试点示范工程，掌握技术、经验。

    为帮助解决风电、太阳能等随机不稳定电源出力变化时对电网供电质量的影响，要研究加大煤电机组调节能力。煤电利用小时数将进一步降低，煤电装机容量的增速将大于电量增速。

    为改善环境，我国东部地区已限制或减少煤电发展，今后煤电发展重点将在煤炭资源丰富的中西部地区。

    （ 六 ） 天然气发电。2014 年天然气发电装机容量 5567 万千瓦，发电量 1183亿千瓦时，占 2.13%。与 2012 年世界天然气发电量 51040 亿千瓦时，占 22% 比较，差距很大，这是我国天然气供应条件决定的。天然气发电有效率高、调节性能好、污染少、温室气体排放量较煤电少60%，可在用电中心地区建设，发展热电冷联产分布式电源等优势。 但发电成本高，目前约 0.8 元 / 千瓦时左右，较煤电贵一倍，这是制约发展的主要因素之一；过去天然气长期供应量不足，只能少量用于发电，也影响了发展。我国今后天然气供应量增加很快， 2020年将达3500亿～4000亿立方米，2030 年达 5000 亿～ 6000 亿立方米，在优先满足民用、工业、交通用气后可用于发电数量大量增加，为天然气发电快速发展创造了有利条件，今后发展快慢将取决于气价及气电上网电价。最近制定的气电价格可较煤电高0.35 元 / 千瓦时，费用由各省自行解决的政策，将有利于气电发展。

    为改善环境质量，气电将在电价承受能力高的东部地区有较快发展，并替代部分现有煤电；中西部地区在气价低的地区发展，气电比重将逐年提高。初步预测 2020 年气电装机将达 1 亿千瓦，发电量 3500 亿千瓦时，用气约 700 亿立方米；2030 年气电装机约 1.8 亿千瓦，发电量 6300 亿千瓦时，占比提高到 6.7%，用气约 1260 亿立方米。

    （ 七 ） 其他能源发电。主要包括生物能、垃圾、余热余压、地热、海洋能发电等，2014 年发电装机容量共 2954万千瓦， 发电量1436亿千瓦时， 占2.9%，其中余热余压发电约占一半以上，生物能占 15% 左右，垃圾发电占 13% 左右。在用能多的大工业增速放缓后，余热余压发电增量减少；我国地少人多，生物能发电只能因地制宜少量发展；垃圾、地热发电将继续根据资源供应情况发展，数量不多，因此今后其他非化石能源发电增速将放缓，按降至 2% 左右预测，2020 年发电装机约 3330 万千瓦，发 电 量 1650 亿 千 瓦 时，2030 年 装 机4100 万千瓦，发电量 2000 亿千瓦时。

    四、中国电网发展情况预测

    2020 年华北电网装机容量将超过 4亿千瓦， 华东、 华中、 南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过 2 亿千瓦，东北电网约 1.5 亿千瓦。2030 年电网规模将再增大 40% ～ 50%。

    随着用电增加，六大电网将进一步扩大。

    2020 年华北电网装机容量将超过 4亿千瓦， 华东、 华中、 南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过 2 亿千瓦，东北电网约 1.5 亿千瓦。2030 年电网规模将再增大 40% ～ 50%。全国联网进一步加强。华北、华东、华中、东北将逐步形成 1000 千伏特高压交流网架，西北750 千伏电网进一步加强，南方电网特高压超高压交直流网架增强。各级电压电网相应配套协调发展，电网智能化水平提高。

    我国可再生能源资源分布与经济发达地区不一致，呈逆向分布。随着水电、风电、太阳能发电的加快发展利用、大型发电基地的建设，电网必须统一规划，同步配套协调建设，才能充分发挥作用，电网发展必须加强。

    在开发川、滇、藏大型水电基地时必须规划建设四川、藏东南至华中电网，云南、藏东南至南方电网西电东送的交直流输变电工程。加快开发利用内蒙古、甘肃、 新疆三省区21.3亿千瓦风能资源，建设大型风电基地向华北、华东、华中电网供电必须建设内蒙古至京津冀鲁、内蒙古至华东电网，甘肃新疆至华中电网的北电南送三大输电通道，输送风电经济可用容量2020年约4000万千瓦 （风电装机 8000 万千瓦），电量 1600 亿千瓦时；2030年1.2亿千瓦 （风电装机2.4亿千瓦），电量 4800 亿千瓦时。这是利用北方丰富风电向东、中部缺能地区输送风电、增加清洁能源供应减少污染的宏伟工程。在北方煤炭矿区建设的几个大型清洁煤发电基地也要建设几项特高压交直流输电工程向华东、华中电网供电。特高压交直流电网将有巨大发展。跨区送电能力增强，全国联网水平提高。

    要研究风电、光伏等随机间歇性不稳定电源比重增大后，提高电网消纳能力及保障安全经济稳定运行问题，提出各类电源的优化组合和协调配合运行措施，提高安全经济供电水平，发挥智能电网作用。

    2020 年华北电网装机容量将超过 4亿千瓦， 华东、 华中、 南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过 2 亿千瓦，东北电网约 1.5 亿千瓦。2030 年电网规模将再增大 40% ～ 50%。

    五、电力科学发展的建议

    （一）我国经济进入新常态发展阶段，电力工业也相应进入新常态发展时期，将以中高速较快发展，结构改善、污染减少、质量提高。

    应采取有力措施推动 2020 年发电量达到 7.4 万亿千瓦时，人均 5210 千瓦时 / 年，发电装机容量约 20 亿千瓦，非化石能源发电量 2.44 万亿千瓦时，占比提高到 33%；2030 年发电量 9.47万亿千瓦时，人均 6530 千瓦时 / 年，非化石能源发电量 4.08 万亿千瓦时，占比进一步提高到 43.1%，发电装机容量 29 亿千瓦。为实现两个百年目标，改善环境质量，推进绿色可持续发展创造良好条件。

    （二）大力加快可再生能源发展，优化电源结构，必须狠抓落实，认真解决发展中存在的薄弱环节及难点问题。

    1、水电。要抓紧审定怒江流域水电开发规划并确定第一批开发项目，目前水电在建规模不足 3000 万千瓦，已严重影响今后发展，为实现 2020 年常规水电达 35000 万～ 36000 万千瓦目标及今后发展需要，今年必须新开工一批项目，使建设规模达 7000 万～ 8000万千瓦左右。主要项目有白鹤滩、乌东德、双江口、杨房沟、苏洼龙等。2014年在建抽水蓄能电站 17 座、容量 2114万千瓦，不仅满足配合风电、太阳能发电、核电快速发展需要，还需在华北、华东、南方电网新开工一批项目，增加规模 1000 万千瓦左右。

    2、风电。风电已是我国第三大发电电源，电价已接近煤电，开发技术成熟，已具备大发展条件。但陆上资源82% 集中在内蒙古、甘肃、新疆，经济发达地区不多，在蒙、甘、新规划建设大型风电基地及同步规划建设北电南送三大通道向京津冀鲁、华东、华中电网送电是加速风电发展，增加发达地区绿色可再生能源供应，改善环境的战略性重要措施。又可促进各地经济发展，增加就业。目前对此认识不足，重视不够，缺乏全面规划，已安排几个特高压交直流输电项目，以输送煤电为主，风电仅为陪衬，数量很少。为此建议对蒙、甘、新 21 亿千瓦容量 4.6 万亿千瓦时电能（相当于 50 多个三峡电站）风电资源，做好全面发展规划及分期分批开发建设规划，和相应配套电力系统全面及分期分批发展建设规划。首先要着重搞好“十三五”及 2030 年发展规划，确定风电开发总体布局，各大型风电基地建设地点及规模、建设年限，供电地区和特高压交直流输电工程两端落点，输电方式、容量、距离等，经核准后分别组织实施。同时规划建设配套的抽水蓄能电站、火电项目、辅助工程等。以确保电网供电质量、安全稳定运行。

    3、太阳能发电。主要发展光伏发电，并以分布式阳光屋顶为主，比重应占 60% ～ 70%，狠抓落实是关键。将任务及政策措施落实到省，建立分省负责制， 负责编制光伏规划， 协调各方关系，制定对新老建筑建设光伏发电的政策，新建筑一般必须配套规划、建设光伏发电，任务明确到各地项目，加强督促检查，补贴费用及时到位，增强投资积极性。大力加强科研攻关工作，降低光伏发电成本是加快光伏发电发展的最重要措施。确保 2020 年降至销售电价水平，以后再进一步降至电网平均上网电价。

    （三）安全高效发展核电

    当前主要问题是： （一） “华龙一号”定型较晚较少。（二）在建规模太少，不能满足 2020 年投产 5800 万千瓦需要，并严重影响今后发展，急需新开工一批项目，扩大建设规模。建议今年在福建、广西、广东、浙江、江苏、山东、辽宁择优新开工一批采用“华龙一号”及第三代核电技术的机组项目，续建三门、海阳、昌江二期工程，增加建设规模约1500 万～ 2000 万千瓦，争取 2020 年前投产500万～1000万千瓦。 专家认为 “华龙一号”技术成熟，批量推广风险不大。同时又可拉动我国经济发展，扩大出口，提高核电技术水平。

    加强核电中长期规划工作，把 2030年投产及建设项目落实到省。

    （四）加强电力规划工作

    1. 加强调查研究，编好“十三五”及2030年全国、 六大网及各省电力规划，着重搞好电源优化配置，加快非化石能源发展，电源电网统筹协调发展问题，狠抓落实。克服目前存在的电源、电网规划建设不配套，对非化石能源发电发展重视不够，规划目标不落实等问题。

    2.加强以输送风电为主、煤电为辅的北电南送三大通道重大专项综合规划工作。

    3. 加强四川、云南、藏东南水电西电东送重大专项综合规划工作。

    4. 加强对各大发电公司发电规划和两大电网公司电网规划指导和协调工作，搞好智能电网发展规划。

    5. 加强重大项目科技创新攻关规划，抓好雅鲁藏布江干支流开发规划及输电规划和重大问题研究工作等。