党的十九大作出了中国特色社会主义进入新时代的重大论断，提出了构建清洁低碳、安全高效能源体系的发展目标，为新时代能源电力发展指明了方向。电力行业需要改变以往单纯的扩能保供发展方式，从绿色、经济、安全、效率等方面提升发展质量。随着能源领域供给侧改革的不断推进，落实“十三五”电力规划过程中依然面临着“去产能”“调结构”“灵活性”“市场化改革”等新老问题交织带来的重重挑战，有必要深入认识把握电源发展新特征新规律，进一步围绕能源电力高质量发展，聚焦行业发展热点问题开展研究。本文针对《电力发展“十三五”规划》(以下简称《规划》)提出的各项发展目标，结合“十三五”以来电源发展建设等情况，总结《规划》执行情况，分析《规划》完成面临的主要问题，提出能源转型背景下未来几年规划优化调整思路及重点举措。
01规划执行情况
在电力供需形势持续宽松，国家大力推进供给侧结构性改革、防范化解煤电产能过剩风险等形势背景下，除水电、核电、天然气发电相较《规划》进度有所滞后外，电力发展绝大多数指标均按《规划》要求进度执行或已超额完成目标，具体如表1所示。
(一)电力装机总量和用电量超预期增长，均高于《规划》预测增速。2017年全社会用电量为6.3万亿千瓦时，“十三五”前两年年均增长5.2%，高于《规划》高预测增速4.8%。全国发电装机容量17.8亿千瓦，“十三五”前两年年均增长7.9%，高于《规划》预测增速5.5%。
(二)电源结构逐步优化，煤电占比已降至《规划》要求，非化石能源占比目标有望提前实现。“十三五”前两年电源投资增长有所放缓、结构逐步优化。国家和电力行业高度重视化解煤电过剩产能，煤电装机发展速度得到有效控制，2017年累积装机9.8亿千瓦，占比已从2015年的59%降至《规划》目标要求的55%。截至2017年底，非化石能源发电装机达到6.7亿千瓦左右，占比达到38%，距离《规划》39%的目标仅差1个百分点;非化石能源占一次能源消费比重达到13.8%，距离《规划》15%的目标仅差1.2个百分点。
(三)新能源发展迅猛，太阳能发电装机已超额完成《规划》目标。截至2017年底，风电装机达到1.64亿千瓦，距离《规划》目标仅4600万千瓦;分布式光伏爆发式增长，累计装机容量2966万千瓦，同比增长190%，太阳能发电装机达到1.3亿千瓦，已超过《规划》1.1亿千瓦的目标。“十三五”前两年风电和太阳能发电装机年平均增速达到11.9%和75.9%，均超过《规划》年平均增速设定值。
(四)水电建设趋缓，常规水电和抽水蓄能装机目标实现存在一定难度。随着水电基地大型水电项目“十二五”期间陆续投产，水电新开工项目近几年明显减少。截至2017年底，常规水电装机容量达到3.13亿千瓦，“十三五”前两年年均增速为2.7%;抽水蓄能电站装机容量2869万千瓦，“十三五”前两年年平均增速为11.6%。常规水电和抽蓄装机增速略低于《规划》设定的年平均增速，按照目前在建和新开工项目，预计到2020年，较难完成常规水电和抽水蓄能装机达到3.4和0.4亿千瓦的《规划》目标。
(五)天然气发电发展滞后，气源供应恐难以支撑《规划》1.1亿千瓦装机目标。截至2017年底，天然气发电装机为7600万千瓦，“十三五”前两年仅增长1000万千瓦，低于每年新增1000万千瓦的《规划》设定值。发电用气占天然气总消费量的比例升至19.7%，较去年提高2.7个百分点，增速创“十二五”以来新高。根据目前天然气发展现状，天然气储量和产量可能无法满足2020年1.1亿千瓦的天然气发电装机目标。
(六)电网建设稳步推进，综合线损率提前实现《规划》目标。“十三五”前两年，全国基建新增500千伏及以上交流输电线路长度2.47万千米、变电设备容量2.77亿千伏安，分别完成规划的27%、30%，共投产12条特高压线路。电网综合线损率从2015年的6.64%降至2017年的6.42%，提前实现《规划》提出的控制在6.5%以内的目标。
02完成规划面临的主要问题
(一)区域间供需形势差异较大，部分区域富余与局部地区偏紧矛盾并存
“十三五”前两年，全国电力用电负荷快速增长，电力供需延续总体宽松态势，但区域间供需形势差异较大。其中，华北区域迎峰度夏期间电力供需平衡偏紧，华东、华中和南方区域电力供需总体基本平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多。
(二)煤电产能严重过剩，自备电厂呈现无序发展局面
煤电存量规模大、核准项目多，产能过剩风险突出。近年来，煤电利用小时数连续下降，煤电产能过剩风险凸显。《规划》提出到2020年全国燃煤发电装机容量控制在11亿千瓦以内。截至2017年底，全国煤电装机9.8亿千瓦，全国已核准煤电项目3亿千瓦左右，其中国家电网公司经营区超过2.6亿千瓦，且1.7亿千瓦已开工建设，6200万千瓦已开工项目投资已完成80%。若已核准煤电项目全部完成建设，2020年我国煤电装机规模将突破12亿千瓦。
局部地区燃煤自备电厂发展严重失控。截至2017年底，全国自备电厂装机容量已超过1.3亿千瓦，其中大部分为燃煤自备电厂。自备电厂发电设备利用小时普遍较高，大部分6000小时以上，平均煤耗400克/千瓦时，比全国平均水平315克/千瓦时高27%，且大多不承担调峰等社会责任。自备电厂的无序发展不仅加剧了煤电产能过剩，而且助推了钢铁、电解铝等产能过剩，还严重挤占了新能源市场空间。
(三)可再生能源消纳困难，“三弃”问题突出
随着近年来新能源的迅猛发展，水、风、光等可再生能源的消纳问题日益突出，局部地区弃水弃风弃光电量居高不下。2017年，全年弃水电量515亿千瓦时，水能利用率达到96%左右;弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%，同比下降5.2个百分点;弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。总体来看，2017年弃水弃风弃光问题有了较大幅度的缓解，但局部地区弃能率仍然较高，离可再生能源健康发展的要求还有比较大的差距，今后解决问题的难度也会不断加大。
(四)电力系统调峰能力不足
我国电源结构以煤电为主，灵活调节电源比重低，且煤电灵活性改造严重滞后。我国能源结构以煤为主，火电占全国电源装机比重达到62%(“三北”地区70%)，抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%(“三北”地区4%)，调节能力先天不足。相比较而言，国外主要新能源国家灵活电源比重相对较高，西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机的比例分别为34%、18%、49%，美国和西班牙灵活调节电源达到新能源的8.5倍和1.5倍。通过灵活性改造，可有效提升煤电机组深度调峰能力，但《规划》提出的2.15亿千瓦改造目标，目前完成不足5%，严重滞后。“三北”地区及部分发达国家电源结构情况如图所示。
图1 “三北”地区及部分发达国家电源结构
(五)大电网配置能力有待提高
跨省区电力流规模存在合理的扩大需求空间，电力大范围配置能力有待提升。负荷与资源逆向分布的特性决定了必须持续扩大跨区电力流规模，全面提升电网配置能力。2017年全国新增用电量的59.3%集中于东中部，其中，华东地区占全国新增用电量25.2%，作为我国经济发展龙头地区，东中部在未来很长时间内仍将是我国电力消费的主要区域。为保障电力安全供应、促进清洁低碳发展，加快西部北部大型煤电、水电、风电、太阳能发电等能源基地开发，大规模、远距离输电至东中部负荷地区是必然要求。2017年，我国电网跨区跨省输送能力只有2.3亿千瓦，仅占水电、风电、太阳能发电装机总容量的36%，清洁能源外送能力严重不足。相比较而言，欧洲部分国家间电力外送能力充足，丹麦与挪威、瑞典等国家间的输电容量800万千瓦，是本国风电装机的1.6倍。葡萄牙与西班牙联网输电能力310万千瓦，占风电装机的65%。
(六)坚强输电网与智能配电网仍需协调发展
输电网和配电网“两头薄弱”制约我国电力发展，各级主网架亟需加快建设，智能配电网发展基础薄弱。当前，特高压骨干网架尚处于形成期，输电通道建设难以满足大规模清洁能源开发需求，省间能力交换不足严重制约大电网功能作用发挥;配电网仍存在城乡之间发展不协调、智能化水平低的问题，随着配电网负荷快速增长，特别是电动汽车、储能等设备大量接入，对配电网的接纳能力、建设标准等都提出了更高要求，必须加快智能化改造和转型升级。
(七)电力市场机制有待进一步完善
总体看，全国统一电力市场尚未建成，市场规则仍不够健全和完善，省间壁垒较大，促进可再生能源跨省消纳的电价机制缺乏。一是交易机制缺失，资源利用效率不高。发电企业和用户之间市场交易有限，售电侧有效竞争机制尚未建立，市场配置资源的决定性作用难以发挥。二是市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。三是可再生能源跨省消纳壁垒亟待破除。电力改革试点以省为单位落实推进，很多省份出于对省内发电的保护，对外受电量、电价做出不合理限制，造成电力市场交易省间壁垒问题，不利于电力资源更大范围优化配置和可再生能源电力的有效消纳。
03调整思路与重点举措
(一)科学研判未来电力需求，适度超前发展保障电力供应
针对未来用电需求的增长趋势，应通盘考虑全国电力工业总量、结构、布局等问题，坚持电力工业适度超前发展。“十三五”我国电源发展的主要原则是调整电源结构、优化电源布局，提高非化石能源比重，推动化石能源清洁高效利用。
(二)严控煤电规模，规范自备电厂发展
严控煤电新增规模，促进煤电有序发展。按照“抓大头、压落后”的原则，精准施策推进煤电去产能。把东中部地区作为煤电去产能重点，已建煤电机组应减少发电并有计划关停，并将煤电去产能与优化布局相结合，有序推进西部北部煤电基地集约开发，发挥特高压电网大范围配置资源的作用，实现风电、太阳能发电与煤电打捆外送，保障我国电力供应长期安全。
将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单，严控燃煤自备电厂发展。制定自备电厂管理办法，未纳入国家电力规划的自备电厂项目一律不得核准、建设，已经开工建设的，应立即停建。在新能源消纳困难、装机明显冗余、火电利用小时数偏低、雾霾污染严重的京津冀鲁、西北地区、东三省等区域，严禁新建燃煤自备发电机组，已投运的燃煤自备发电机组必须强制并网并服从电网统一调度，严格执行发电计划，承担公用电厂调峰义务和相应社会责任。
(三)坚持集中式和分布式并举，大力开发利用可再生能源
加快西南地区水电开发。从水电布局上看，西部地区未来应全面推进金沙江下游、雅砻江、大渡河、澜沧江大型水电能源基地建设，加快开发金沙江中游水电能源基地，启动金沙江上游和怒江中下游大型水电能源基地建设;中部地区合理开发黄河北干流、汉江下游、赣江等流域剩余水能资源;东部地区应重点做好已建电站的扩机和改造升级。
新能源开发以集中与分散开发并重。风电重点开发“三北”地区和东部沿海地区，包括河北、内蒙古、东北三省、甘肃、新疆，以及江苏、浙江、山东等省区，开发形式以成片区的、较大规模的集中式风电场为主。同时支持风能资源不太丰富地区，因地制宜地推进开发中小型分散式风电场，在沿海和中部地区建设若干分散式风电群。太阳能发电重点开发与风电共建的甘肃酒泉、蒙西、新疆哈密建设百万千瓦光伏基地，以及青海格尔木、甘肃河西走廊和内蒙古鄂尔多斯、宁夏北部等3~5个百万千瓦级光伏基地，同时在西藏、内蒙古、甘肃、四川、云南等地建设若干个10万千瓦级光伏基地，在其他地区建设一批城市并网光伏发电系统。
(四)调峰电源建设与灵活性改造并举，提高系统调峰能力
加快抽水蓄能电站和燃气电站等调峰电源建设。对已开工建设的抽水蓄能电站项目，进一步优化施工工期，力争提前投运;积极推进已列入规划的抽水蓄能电站建设，力争按期投产;结合特高压电网建设、新能源发展，适时调整抽水蓄能选点规划。推进天然气调峰电站建设，在有条件的华北、华东、南方、西北等地区建设一批天然气调峰电站，增加系统的灵活性资源供给能力。
推进煤电机组深度调峰改造与储能应用。我国已具备自主开展包括锅炉、汽轮机、蓄热罐、电锅炉等各项改造的能力，未来应通过市场化手段激发灵活性改造积极性，力争完成“十三五”规划改造目标;在储能方面，目前我国已经掌握兆瓦级、10兆瓦级电池储能电站的集成、运行和控制技术，预计“十三五”末锂离子电池综合度电成本会降到0.3元/千瓦时，在用户侧将具备商业化推广能力。2020年之后，随着电动汽车及电池梯次利用技术的发展，将会出现价格更低、布局更广的储能系统参与电网级应用。
(五)推进电网高质量发展，着力解决“两头薄弱”问题
优化全国同步电网格局。一是进一步推进华中省间联网建设，满足大容量直流馈入需要;二是加强华北—华中联网，提高通道输电能力和系统安全稳定水平;三是推动建设“三华”同步电网，形成坚强受端电网。
提升配电网发展水平。加快构建一流现代化配电网，满足在供电安全性、可靠性等方面日益提高的用电需求。一是加强城镇配电网建设，强化统一规划，确保廊道、选址、建设一次到位;二是推进农村电网改造升级，补齐农村电网建设短板，加快推进农网供电服务均等化;三是提高配电网智能化水平，不断推进“大云物移”、人工智能等新技术应用，适应配电网互动化发展需求。
(六)加快建设全国统一电力市场，促进能源资源大范围优化配置
建设全国统一电力市场。按照统一设计、统一规则、统一平台、统一运营的思路，在确保电网安全稳定运行的基础上，以建立公平开放、充分竞争的电能量市场、售电侧市场以及相关联的辅助服务市场、容量市场、可再生能源消纳市场、输电权市场为重点，加快建立符合市场化需求的电价机制和透明高效的电力交易平台。
加快建立促进可再生能源消纳的辅助服务补偿机制。完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，满足电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务的新要求。按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年10月19日第39期
