黨的十九大作出了中國特色社會主義進入新時代的重大論斷，提出了構建清潔低碳、安全高效能源體系的發展目標，為新時代能源電力發展指明了方向。電力行業需要改變以往單純的擴能保供發展方式，從綠色、經濟、安全、效率等方面提升發展質量。隨著能源領域供給側改革的不斷推進，落實“十三五”電力規劃過程中依然面臨著“去產能”“調結構”“靈活性”“市場化改革”等新老問題交織帶來的重重挑戰，有必要深入認識把握電源發展新特征新規律，進一步圍繞能源電力高質量發展，聚焦行業發展熱點問題開展研究。本文針對《電力發展“十三五”規劃》(以下簡稱《規劃》)提出的各項發展目標，結合“十三五”以來電源發展建設等情況，總結《規劃》執行情況，分析《規劃》完成面臨的主要問題，提出能源轉型背景下未來幾年規劃優化調整思路及重點舉措。

01規劃執行情況

在電力供需形勢持續寬松，國家大力推進供給側結構性改革、防范化解煤電產能過剩風險等形勢背景下，除水電、核電、天然氣發電相較《規劃》進度有所滯后外，電力發展絕大多數指標均按《規劃》要求進度執行或已超額完成目標，具體如表1所示。

(一)電力裝機總量和用電量超預期增長，均高于《規劃》預測增速。2017年全社會用電量為6.3萬億千瓦時，“十三五”前兩年年均增長5.2%，高于《規劃》高預測增速4.8%。全國發電裝機容量17.8億千瓦，“十三五”前兩年年均增長7.9%，高于《規劃》預測增速5.5%。

(二)電源結構逐步優化，煤電占比已降至《規劃》要求，非化石能源占比目標有望提前實現。“十三五”前兩年電源投資增長有所放緩、結構逐步優化。國家和電力行業高度重視化解煤電過剩產能，煤電裝機發展速度得到有效控制，2017年累積裝機9.8億千瓦，占比已從2015年的59%降至《規劃》目標要求的55%。截至2017年底，非化石能源發電裝機達到6.7億千瓦左右，占比達到38%，距離《規劃》39%的目標僅差1個百分點;非化石能源占一次能源消費比重達到13.8%，距離《規劃》15%的目標僅差1.2個百分點。

(三)新能源發展迅猛，太陽能發電裝機已超額完成《規劃》目標。截至2017年底，風電裝機達到1.64億千瓦，距離《規劃》目標僅4600萬千瓦;分布式光伏爆發式增長，累計裝機容量2966萬千瓦，同比增長190%，太陽能發電裝機達到1.3億千瓦，已超過《規劃》1.1億千瓦的目標。“十三五”前兩年風電和太陽能發電裝機年平均增速達到11.9%和75.9%，均超過《規劃》年平均增速設定值。

(四)水電建設趨緩，常規水電和抽水蓄能裝機目標實現存在一定難度。隨著水電基地大型水電項目“十二五”期間陸續投產，水電新開工項目近幾年明顯減少。截至2017年底，常規水電裝機容量達到3.13億千瓦，“十三五”前兩年年均增速為2.7%;抽水蓄能電站裝機容量2869萬千瓦，“十三五”前兩年年平均增速為11.6%。常規水電和抽蓄裝機增速略低于《規劃》設定的年平均增速，按照目前在建和新開工項目，預計到2020年，較難完成常規水電和抽水蓄能裝機達到3.4和0.4億千瓦的《規劃》目標。

(五)天然氣發電發展滯后，氣源供應恐難以支撐《規劃》1.1億千瓦裝機目標。截至2017年底，天然氣發電裝機為7600萬千瓦，“十三五”前兩年僅增長1000萬千瓦，低于每年新增1000萬千瓦的《規劃》設定值。發電用氣占天然氣總消費量的比例升至19.7%，較去年提高2.7個百分點，增速創“十二五”以來新高。根據目前天然氣發展現狀，天然氣儲量和產量可能無法滿足2020年1.1億千瓦的天然氣發電裝機目標。

(六)電網建設穩步推進，綜合線損率提前實現《規劃》目標。“十三五”前兩年，全國基建新增500千伏及以上交流輸電線路長度2.47萬千米、變電設備容量2.77億千伏安，分別完成規劃的27%、30%，共投產12條特高壓線路。電網綜合線損率從2015年的6.64%降至2017年的6.42%，提前實現《規劃》提出的控制在6.5%以內的目標。

02完成規劃面臨的主要問題

(一)區域間供需形勢差異較大，部分區域富余與局部地區偏緊矛盾并存

“十三五”前兩年，全國電力用電負荷快速增長，電力供需延續總體寬松態勢，但區域間供需形勢差異較大。其中，華北區域迎峰度夏期間電力供需平衡偏緊，華東、華中和南方區域電力供需總體基本平衡，東北和西北區域電力供應能力富余較多。

(二)煤電產能嚴重過剩，自備電廠呈現無序發展局面

煤電存量規模大、核準項目多，產能過剩風險突出。近年來，煤電利用小時數連續下降，煤電產能過剩風險凸顯。《規劃》提出到2020年全國燃煤發電裝機容量控制在11億千瓦以內。截至2017年底，全國煤電裝機9.8億千瓦，全國已核準煤電項目3億千瓦左右，其中國家電網公司經營區超過2.6億千瓦，且1.7億千瓦已開工建設，6200萬千瓦已開工項目投資已完成80%。若已核準煤電項目全部完成建設，2020年我國煤電裝機規模將突破12億千瓦。

局部地區燃煤自備電廠發展嚴重失控。截至2017年底，全國自備電廠裝機容量已超過1.3億千瓦，其中大部分為燃煤自備電廠。自備電廠發電設備利用小時普遍較高，大部分6000小時以上，平均煤耗400克/千瓦時，比全國平均水平315克/千瓦時高27%，且大多不承擔調峰等社會責任。自備電廠的無序發展不僅加劇了煤電產能過剩，而且助推了鋼鐵、電解鋁等產能過剩，還嚴重擠占了新能源市場空間。

(三)可再生能源消納困難，“三棄”問題突出

隨著近年來新能源的迅猛發展，水、風、光等可再生能源的消納問題日益突出，局部地區棄水棄風棄光電量居高不下。2017年，全年棄水電量515億千瓦時，水能利用率達到96%左右;棄風電量419億千瓦時，棄風率12%，同比下降5.2個百分點;棄光電量73億千瓦時，棄光率6%，同比下降4.3個百分點。總體來看，2017年棄水棄風棄光問題有了較大幅度的緩解，但局部地區棄能率仍然較高，離可再生能源健康發展的要求還有比較大的差距，今后解決問題的難度也會不斷加大。

(四)電力系統調峰能力不足

我國電源結構以煤電為主，靈活調節電源比重低，且煤電靈活性改造嚴重滯后。我國能源結構以煤為主，火電占全國電源裝機比重達到62%(“三北”地區70%)，抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源比重僅為6%(“三北”地區4%)，調節能力先天不足。相比較而言，國外主要新能源國家靈活電源比重相對較高，西班牙、德國、美國的靈活調節電源占總裝機的比例分別為34%、18%、49%，美國和西班牙靈活調節電源達到新能源的8.5倍和1.5倍。通過靈活性改造，可有效提升煤電機組深度調峰能力，但《規劃》提出的2.15億千瓦改造目標，目前完成不足5%，嚴重滯后。“三北”地區及部分發達國家電源結構情況如圖所示。

圖1 “三北”地區及部分發達國家電源結構

(五)大電網配置能力有待提高

跨省區電力流規模存在合理的擴大需求空間，電力大范圍配置能力有待提升。負荷與資源逆向分布的特性決定了必須持續擴大跨區電力流規模，全面提升電網配置能力。2017年全國新增用電量的59.3%集中于東中部，其中，華東地區占全國新增用電量25.2%，作為我國經濟發展龍頭地區，東中部在未來很長時間內仍將是我國電力消費的主要區域。為保障電力安全供應、促進清潔低碳發展，加快西部北部大型煤電、水電、風電、太陽能發電等能源基地開發，大規模、遠距離輸電至東中部負荷地區是必然要求。2017年，我國電網跨區跨省輸送能力只有2.3億千瓦，僅占水電、風電、太陽能發電裝機總容量的36%，清潔能源外送能力嚴重不足。相比較而言，歐洲部分國家間電力外送能力充足，丹麥與挪威、瑞典等國家間的輸電容量800萬千瓦，是本國風電裝機的1.6倍。葡萄牙與西班牙聯網輸電能力310萬千瓦，占風電裝機的65%。

(六)堅強輸電網與智能配電網仍需協調發展

輸電網和配電網“兩頭薄弱”制約我國電力發展，各級主網架亟需加快建設，智能配電網發展基礎薄弱。當前，特高壓骨干網架尚處于形成期，輸電通道建設難以滿足大規模清潔能源開發需求，省間能力交換不足嚴重制約大電網功能作用發揮;配電網仍存在城鄉之間發展不協調、智能化水平低的問題，隨著配電網負荷快速增長，特別是電動汽車、儲能等設備大量接入，對配電網的接納能力、建設標準等都提出了更高要求，必須加快智能化改造和轉型升級。

(七)電力市場機制有待進一步完善

總體看，全國統一電力市場尚未建成，市場規則仍不夠健全和完善，省間壁壘較大，促進可再生能源跨省消納的電價機制缺乏。一是交易機制缺失，資源利用效率不高。發電企業和用戶之間市場交易有限，售電側有效競爭機制尚未建立，市場配置資源的決定性作用難以發揮。二是市場化定價機制尚未完全形成。現行電價管理仍以政府定價為主，電價調整往往滯后成本變化，難以及時并合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環境保護支出。三是可再生能源跨省消納壁壘亟待破除。電力改革試點以省為單位落實推進，很多省份出于對省內發電的保護，對外受電量、電價做出不合理限制，造成電力市場交易省間壁壘問題，不利于電力資源更大范圍優化配置和可再生能源電力的有效消納。

03調整思路與重點舉措

(一)科學研判未來電力需求，適度超前發展保障電力供應

針對未來用電需求的增長趨勢，應通盤考慮全國電力工業總量、結構、布局等問題，堅持電力工業適度超前發展。“十三五”我國電源發展的主要原則是調整電源結構、優化電源布局，提高非化石能源比重，推動化石能源清潔高效利用。

(二)嚴控煤電規模，規范自備電廠發展

嚴控煤電新增規模，促進煤電有序發展。按照“抓大頭、壓落后”的原則，精準施策推進煤電去產能。把東中部地區作為煤電去產能重點，已建煤電機組應減少發電并有計劃關停，并將煤電去產能與優化布局相結合，有序推進西部北部煤電基地集約開發，發揮特高壓電網大范圍配置資源的作用，實現風電、太陽能發電與煤電打捆外送，保障我國電力供應長期安全。

將自備煤電機組納入壓減煤電項目清單，嚴控燃煤自備電廠發展。制定自備電廠管理辦法，未納入國家電力規劃的自備電廠項目一律不得核準、建設，已經開工建設的，應立即停建。在新能源消納困難、裝機明顯冗余、火電利用小時數偏低、霧霾污染嚴重的京津冀魯、西北地區、東三省等區域，嚴禁新建燃煤自備發電機組，已投運的燃煤自備發電機組必須強制并網并服從電網統一調度，嚴格執行發電計劃，承擔公用電廠調峰義務和相應社會責任。

(三)堅持集中式和分布式并舉，大力開發利用可再生能源

加快西南地區水電開發。從水電布局上看，西部地區未來應全面推進金沙江下游、雅礱江、大渡河、瀾滄江大型水電能源基地建設，加快開發金沙江中游水電能源基地，啟動金沙江上游和怒江中下游大型水電能源基地建設;中部地區合理開發黃河北干流、漢江下游、贛江等流域剩余水能資源;東部地區應重點做好已建電站的擴機和改造升級。

新能源開發以集中與分散開發并重。風電重點開發“三北”地區和東部沿海地區，包括河北、內蒙古、東北三省、甘肅、新疆，以及江蘇、浙江、山東等省區，開發形式以成片區的、較大規模的集中式風電場為主。同時支持風能資源不太豐富地區，因地制宜地推進開發中小型分散式風電場，在沿海和中部地區建設若干分散式風電群。太陽能發電重點開發與風電共建的甘肅酒泉、蒙西、新疆哈密建設百萬千瓦光伏基地，以及青海格爾木、甘肅河西走廊和內蒙古鄂爾多斯、寧夏北部等3~5個百萬千瓦級光伏基地，同時在西藏、內蒙古、甘肅、四川、云南等地建設若干個10萬千瓦級光伏基地，在其他地區建設一批城市并網光伏發電系統。

(四)調峰電源建設與靈活性改造并舉，提高系統調峰能力

加快抽水蓄能電站和燃氣電站等調峰電源建設。對已開工建設的抽水蓄能電站項目，進一步優化施工工期，力爭提前投運;積極推進已列入規劃的抽水蓄能電站建設，力爭按期投產;結合特高壓電網建設、新能源發展，適時調整抽水蓄能選點規劃。推進天然氣調峰電站建設，在有條件的華北、華東、南方、西北等地區建設一批天然氣調峰電站，增加系統的靈活性資源供給能力。

推進煤電機組深度調峰改造與儲能應用。我國已具備自主開展包括鍋爐、汽輪機、蓄熱罐、電鍋爐等各項改造的能力，未來應通過市場化手段激發靈活性改造積極性，力爭完成“十三五”規劃改造目標;在儲能方面，目前我國已經掌握兆瓦級、10兆瓦級電池儲能電站的集成、運行和控制技術，預計“十三五”末鋰離子電池綜合度電成本會降到0.3元/千瓦時，在用戶側將具備商業化推廣能力。2020年之后，隨著電動汽車及電池梯次利用技術的發展，將會出現價格更低、布局更廣的儲能系統參與電網級應用。

(五)推進電網高質量發展，著力解決“兩頭薄弱”問題

優化全國同步電網格局。一是進一步推進華中省間聯網建設，滿足大容量直流饋入需要;二是加強華北—華中聯網，提高通道輸電能力和系統安全穩定水平;三是推動建設“三華”同步電網，形成堅強受端電網。

提升配電網發展水平。加快構建一流現代化配電網，滿足在供電安全性、可靠性等方面日益提高的用電需求。一是加強城鎮配電網建設，強化統一規劃，確保廊道、選址、建設一次到位;二是推進農村電網改造升級，補齊農村電網建設短板，加快推進農網供電服務均等化;三是提高配電網智能化水平，不斷推進“大云物移”、人工智能等新技術應用，適應配電網互動化發展需求。

(六)加快建設全國統一電力市場，促進能源資源大范圍優化配置

建設全國統一電力市場。按照統一設計、統一規則、統一平臺、統一運營的思路，在確保電網安全穩定運行的基礎上，以建立公平開放、充分競爭的電能量市場、售電側市場以及相關聯的輔助服務市場、容量市場、可再生能源消納市場、輸電權市場為重點，加快建立符合市場化需求的電價機制和透明高效的電力交易平臺。

加快建立促進可再生能源消納的輔助服務補償機制。完善并網發電企業輔助服務考核機制和補償機制，滿足電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務的新要求。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制。

原文首發于《電力決策與輿情參考》2018年10月19日第39期