时隔十五年 ，国家层面再次公布电力发展五年规划。电力需求增速持续放缓 ，弃风、弃光、煤电过剩等问题依旧待解 ，『十三五』电力供需形势并不明朗……此时发布的电力发展『十三五』规划给行业带来些什么？有哪些亮点？还存在哪些遗憾？本期 ，《中国能源报》特邀业内专家进行解读 ，以飨读者。
■国家能源局总工程师韩水：
绿色发展是主线
在新能源方面 ，弃风、弃光主要原因有三点：布局、电网输送、系统调解能力。
在布局方面 ，“十三五”将对风电和光伏进行优化 ，一是弃电地区要有序发展、适当放缓规模和节奏 ；二是坚持集中建设与分散建设并举原则 ，以就近消纳为主。
在电网输送方面 ，将尽可能让电网适应可再生能源发展 ，从电网建设上加强对可再生能源接纳和消纳的力度。一方面 ，加大可再生能源发电外送力度。另一方面 ，在配电网建设上加大改造力度 ，希望让可再生能源能够以分布式、微电网的形式接入系统 ，实现就近消纳。
在调节能力方面 ，此次规划的特点之一便是全面提升系统的灵活性 ，提高电力系统的调峰能力。将加大调峰电源建设规模。将建成1700万千瓦抽水蓄能 ，同时开工6000万千瓦 ；部署500万千瓦的调峰气电 ；加大燃煤电站灵活性改造力度 ，加大煤电调峰的能力 ，改造后将增加煤电调峰能力4600万千瓦。这些目标是通过系统工程办法优化出来的 ，优化目的是使当地的弃风、弃光率控制在合理水平。其中 ，“合理水平”是指力争控制在5%以内。需要注意的是 ，“5%以内”也是一个通用控制指标 ，由于各地区情况不一 ，因此用“控制在合理水平”来表述。事实上 ，适当弃风弃光 ，可实现更多可再生能源发电量消纳 ，支持风电、光伏更大规模发展。同时 ，还将通过硬件和软件建设并举 ，保证可再生能源健康有序发展。
另外 ，规划也体现了新能源优先原则。常规、传统意义上电源规划主要有两个原则：满足规划预测的负荷需求 ，保证电力供应 ；根据经济性 ，用经济性最优原则来确定建设规模和种类。此次规划为突出能源结构转型升级要求 ，又增加了一个关键性原则 ，即第三个原则——到2020年我国非化石能源消费占一次能源消费比重达到15%左右。具体而言 ，规划在电源结构优化的过程中将优先布局清洁能源 ，在考虑电力电量平衡时 ，首先平衡水电、风电、光伏和核电 ，然后看这些电源能否满足电力需求 ，差额部分再用气电、煤电补充。此外 ，优先利用可再生能源发电 ，还体现在外送输电通道最大限度地考虑清洁能源的外送。
我们将花大力气提高可再生能源的消纳能力 ，将弃风、弃光率控制在合理水平 ，在规划中体现了绿色发展这条主线。
■华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣：
首提多能互补点明电力发展方向
规划提出几个有明确时限的目标 ，包括2018年底前启动现货交易试点、2020年全面启动现货交易市场、2018年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作等 ，均是经过专家、相关管理部门和企业反复研讨、论证后确定的。
实现这些目标值仍需各方通力配合。最重要就是要体现规划的权威性 ，真正将电力发展各环节工作统筹起来。
规划体现了能源革命大背景下电力行业发展应该做的事情。一是大规模经济高效使用清洁能源 ，二是调峰问题 ，三是关于形成新能源电力系统问题。当大规模清洁能源特别是以风、光为代表的随机性、波动性很强的清洁能源使用比例越来越大时 ，电力系统的随机波动性就会很强 ，为抵御这种随机波动性 ，规划提出要坚持由传统电力系统逐步过渡到新能源电力系统 ，并提出相关举措。同时 ，还围绕电改九号文 ，在第十八项任务中明确了电改任务。
此外 ，最体现能源革命亮点的就是规划首次突出提出了电力系统发展的多能互补。这是基于能源互联网发展背景提出的 ，从提高整个系统中用能效率、节能减排角度实现多能互补的电力发展方向。
不足之处是未能明确提出各种能源之间到底如何协调优化的具体措施。我认为只要树立规划的权威性并严格执行 ，其必将为电改注入新活力 ，显著推进电改进程。
需要指出的是 ，“西电东送”问题是“十三五”中国电力行业发展必须要面对和逐步解决的问题。规划安排电源投资和电网投资的匹配问题也是经过好几轮反复论证讨论 ，当然具体执行还要具体安排。
除了建设特高压电网、远距离输送 ，以清洁能源为主的分布式发电就地消纳也成为规划的另一亮点。未来应是集中式与分布式相结合 ，高参数发电、远距离输送与分布式发电就地消纳有机结合 ，这是未来中国电力发展需要协调好的。
如果能按规划提出的投资规模和发展目标顺利推进 ，“十三五”可再生能源输送和分布式发电发展都将会有很大改观。
■厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强：
着力解决实际问题
当前电力行业最突出、最受关注的问题主要有：弃风弃光矛盾、煤电建设规模、电网智能化、电能占终端能源消费比重、电力体制和价格改革。而规划所体现的六个着力点恰好是为了着力解决这些实际问题和矛盾。
其中 ，在调整能源结构方面 ，突出结构转型升级是规划的重点。在2020年非化石能源占15%硬指标的约束下 ，优先布局清洁能源 ，首先平衡水电、风电、光伏和核电 ，差额部分再用气电、煤电补齐 ，意味着2020年非化石、化石能源发电装机比重一升一降各4个百分点。非化石能源中常规水电和核电因建设周期较长 ，2020年3.4亿千瓦的水电和0.58亿千瓦的核电是相对固定的 ，也符合预期。这样清洁能源中结构调整的重点应该在风电和太阳能 ，二者的增速相对可以较大。实际上规划中太阳能发电装机目标的1.1亿千瓦还是低于《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》中提出的1.6亿千瓦目标 ，说明规划对太阳能发展考虑了消纳问题。
化石能源发电装机比重下降主要着力在煤电。“煤电装机力控在11亿千瓦以内” ，意味着1.5亿千瓦煤电项目面临延后或取消的风险 ，从这一点看11亿千瓦的目标是相对严厉的。但如果不加以控制 ，“十三五”新增煤电近3.5亿千瓦 ，将这一增量压缩近一半 ，控制在2亿千瓦不容易。目前国家能源局提出建立煤电规划建设风险预警机制、“三个一批”和淘汰落后产能等应对措施。其中淘汰落后产能前几年力度较大 ，“十三五”的空间并不大 ，根据现役落后机组情况 ，仅可淘汰约0.2亿千瓦 ，因此更多需要从“三批”和风险预警机制着手。此外 ，部分地区和发电企业发展煤电的积极性不减 ，需要有效抑制投资冲动。
另一方面 ，规划对“十三五”期间电力需求预计增速在3.6-4.8%。中国用电高度集中在重工业 ，由于重工业对经济增速敏感 ，通过库存因素导致电力需求大起大落 ，电力消费和GDP增速出现大幅度背离。根据电力发展适度超前的原则以及避免电力短期对经济社会发展造成影响 ，尽管有能源结构调整的要求 ，在电力系统仍以煤电主导的情况下 ，需要制定有效的煤电规划建设风险预警机制 ，比较准确提供未来几年的煤电供求关系 ，确定电力增量可以考虑节能减排、满足电力需求和煤电合理利用小时数三个方面。
目前我国高效燃煤机组由于利用小时数偏低 ，频繁参与调峰 ，无法在最佳状态下运行 ，一定程度上不利于节能减排。规划中抽蓄装机、气电装机增速均在10%左右。特别是气电增加5000万千瓦 ，达到1.1亿千瓦 ，气电装机占比将提升到5% ，可以提高电力系统效率 ，也有利于节能减排。但是 ，如果没有解决气电的价格和盈利问题 ，这个目标还是乐观了。
■国网能源研究院经济与能源供需研究所所长单葆国：
电能替代推动清洁发展
规划将电能替代发展目标进一步明确 ，预期2020年电能替代用电量4500亿千瓦时。这将积极推动能源消费结构转型 ，促进大气污染防治。
我国电气化水平偏低 ，电能替代还有很大潜力。电能替代重点领域包括工矿业、建筑、交通、居民生活等领域。
电能替代需要政府强有力的支持。电能替代潜力虽然巨大 ，但受技术经济性、使用习惯等方面影响 ，电能替代工作开展也存在一定难度 ，需要政府加强规划引领、出台相关激励政策推动此项工作开展。2016年5月 ，国家八部委联合印发《关于推进电能替代的指导意见》文件 ，明确提出电能替代的领域和目标 ；11月 ，电能替代目标首次写入我国电力发展五年规划 ；截至10月底 ，国家及地方政府在规划、补贴、电价和环保等方面出台的电能替代支持政策超过1000项。“十三五”时期电能替代发展环境良好 ，有望实现从试点示范到广泛应用的跨越。
根据有关测算 ，综合考虑节能环保效益、财政支持能力、电力市场交易等因素后 ，预计2020年国家电网区域可实现电能替代5000亿千瓦时 ，南方电网区域可实现1000亿千瓦时 ，全国有望实现6000亿千瓦时。
由此判断 ，实现规划目标较为乐观 ，有可能提前完成。电能替代工作将大力助推形成节能环保、便捷高效、技术可行、广泛应用的新型电力消费市场。
■国家能源局电力司司长黄学农：
多措并举严控煤电规模
煤电作为我国的主力电源面临着一些新挑战：一是全国用电增速降幅很大 ；二是能源结构进一步优化 ，未来煤电要继续为非化石能源发展腾出空间 ；三是煤电潜在的过剩风险逐步显现。
目前各地方规划建设的煤电项目仍较多 ，煤电潜在风险很突出 ，因此规划提出“力争控制在11亿千瓦以内”。规划预测的“十三五”用电需求已考虑了电力建设适度超前原则。第一可有效保证目前经济社会发展用电需求 ；第二可避免出现电力富余 ；另外 ，可使煤电利用小时控制在合理水平。
完成“11亿千瓦以内”目标的任务并不轻松。假如不控制 ，“十三五”末煤电装机容量会达到12.5亿千瓦以上 ，所以规划明确提出取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上。
具体而言 ，将采取以下措施：一是实行煤电规划建设风险预警机制 ，分成红色、黄色、绿色预警。这是非常严格的 ，红色区域是绝对不能再建和核准的。二是对已开工或核准在建项目采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”的“三个一批”措施。三是淘汰落后产能。规划要求力争淘汰落后煤电机组约2000万千瓦。这是一个保守估计。政府前几年在淘汰落后产能方面力度很大 ，容易淘汰的机组基本上都已淘汰 ，剩下的都是“硬骨头” ，但无论从节能还是从减排角度讲 ，淘汰落后产能都是必须要做的。
通过这些措施 ，“十三五”期间可以实现把煤电控制在11亿千瓦以内。
■国家可再生能源信息管理中心副主任郭雁珩：
新能源市场格局初见端倪
规划明确了“到2020年新能源装机占比达到15%”的发展目标 ，并在第二项重点任务就提出要“大力发展新能源 ，优化调整开发布局” ，凸显了新能源未来五年中促进能源生产和消费革命的重要性 ，同时任务也强调了新能源生产多元化利用以及统筹生产和消费等重点原则 ，折射出政府“十三五”新能源政策的主导思路：
一是要优化风电项目布局的均衡性：控制“三北”地区风电开发节奏 ，适度加大在负荷中心的中东部及南方地区的开发力度。二是要对光伏发电项目“两手抓” ，一手抓光伏电站“分散开发就近消纳为主” ，一手抓分布式光伏发电。三是要加大新能源的跨省外送能力 ，通过提高通道配置新能源比例 ，推进“三北”地区新能源跨省区消纳 ，但外送的新能源将优先考虑去存量。
由此可以判断未来五年新能源的市场格局导向应该是：风电的主战场在中东部地区 ，光伏发电的大市场属于分布式光伏。
同时 ，规划彰显了“充分挖掘系统调峰能力 ，多途径提升新能源电力消纳”的政策导向：推进现有火电机组的灵活性改造 ，提高系统调峰能力 ；推进“互联网+”智能电网建设 ，鼓励微电网形式的新能源发展 ，提高电网接纳新能源的能力 ；充分利用现有外送通道的输电能力搭载新能源 ，提高新能源电力的跨区市场交易份额。
对新能源而言 ，这些政策的落地值得期待 ，特别是“十三五”期间国家通过对火电机组的灵活性改造 ，将在“三北”地区增加4500万千瓦的调峰能力 ，这也许会给这些地区陷入限电泥沼的新能源企业带来福音。
此外 ，规划还明确了完善新能源行业的调控机制：一是建立风电、光伏投资开发预警机制 ，合理引导新能源企业的投资布局 ；二是加强行业管理 ，建立信息管理和监测体系。相信随着技术进步 ，新能源信息化将会迈上新台阶 ，新能源的管理和发展将更趋于科学和高品质。
■中国水力发电工程学会副秘书长张博庭：
水电减速调整十分必要
控制煤电增速 ，是确定“十三五”其他各项电力规划指标的关键因素。但即使能把煤电装机控制在11亿千瓦之内 ，如果煤电机组都达到比较高效、经济运行的年均6000小时 ，就几乎已占满“十三五”末所有电力市场空间。由此可见 ，我国煤电产能的压减速率不可能太快 ，电力市场容量不足的矛盾将依然存在。因此 ，无论是风能、光伏还是水电增速 ，都必须大幅减缓。
具体到水电 ，规划要求“十三五”末常规水电装机达到3.4亿 ，新开工规模0.6亿千瓦 ，比“十二五”规划的投产近1亿和新开工1.2亿的要求 ，降低了大约一倍左右。这种减速和调整 ，还是非？凸酆褪直匾。“十二五”末的电力市场与“十一五”末已有很大不同 ，尽管我国能源政策仍积极发展水能 ，大力发展风能、太阳能 ，但在解决不了如何让煤电减少和逐步退出以及电力市场容量不足的矛盾现实下 ，适当降低可再生能源的发展速度 ，确实是一种不得已而为之的可行措施。
当前 ，我国水电开发大幅降速 ，不仅是规划要求的 ，也是很多相关企业所希望的。因为现实中巨大、难以解决的弃水难题 ，让很多水电开发企业对未来的投资产生了巨大困惑 ，甚至是恐惧。除了已开工水电工程不得不继续进行 ，让企业在市场前途未卜情况下去开发新项目 ，肯定有一定难度。我国“十二五”规划要求核准开工1.2亿千瓦水电 ，最终只完成了一半 ，在很大程度上也是水电开发企业的一种表态。
但与常规水电情况相反 ，规划特别加速了抽水蓄能电站的建设。“十二五”规划曾要求新开工抽水蓄能4000万千瓦 ，实际上只完成了一半左右。“十三五”新规划 ，把常规水电的新开工规模相应减少了一半 ，却把抽水蓄能新开工的规模增加了50%。
在上一个五年计划未能完成任务的情况下 ，为什么还要增加？根据测算不难发现 ，如果要保障“十三五”规划的各种非化石能源都能正常入网并发挥好作用 ，就必须要加大我国抽水蓄能的建设力度。让大量过剩的煤电机组降低运行小时 ，待机调峰确实在一定程度上可实现电网的调峰 ，但效率低下且成本巨大。目前在无法解决大量煤电过剩问题的情况下 ，只能暂时通过这种办法找出路。不过 ，管理部门也许已经预感到 ，用过剩的煤电机组给电网调峰 ，不可能满足大量间歇性可再生能源的入网需求。所以 ，他们还是希望尽可能加快我国抽水蓄能的建设速度 ，为能源革命和电力转型创造条件。
试问 ，现在能否把过剩的煤电全砍掉 ，让全国的煤电机组运行小时都提高到6000以上？不能。因为调峰能力不足。不仅煤电的基荷运行需要有调峰电源支持 ，大量风能和光伏入网也需要有灵活的调峰电源作保障。但是 ，如果目前的电网能再增加5000万千瓦的抽水蓄能 ，那么去掉3亿煤电 ，就没有任何问题了。
因此 ，规划在电力产能严重过剩的情况下 ，仍加大抽水蓄能机组的建设力度 ，是在为我国能源革命和电力转型作铺垫。
■中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长、鉴衡认证中心主任秦海岩：
新能源仍将保持稳定发展规模
规划的制定符合新形势下的电力发展趋势 ，为电力工业的绿色高效发展指明了方向。作为能源变革的主导力量 ，可再生能源发展在规划中得到强调。
规划中提出的新能源装机目标为最低目标 ，不设上限。新能源装机目标是一个保底目标 ，也是一个保障性发展的基本目标 ，风电等可再生能源的发展规模是没有封顶限制的 ，并非有些人所理解的“在新规划下可再生能源发展速度慢下来了” ，新能源产业仍会保持一个合理稳定的规模发展。
同时 ，规划重视新能源消纳 ，力求解决弃风、弃光问题。一是将逐步引导风电开发重心向“中东部”和南方等消纳能力较强的地区转移 ，这些地区也将是“十三五”风电发展的重要增量市场。二是将依托电力外送通道 ，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳。三是将高度重视电力系统调节能力建设 ，不断增强系统灵活性、适应性 ，力求破解风电等新能源消纳难题。值得注意的是 ，规划还力求通过开展风电投资监测预警 ，建立弃风率预警考核机制等 ，加强对风电调度运行和消纳情况监管。
遗憾的是 ，规划只从宏观层面为电力的绿色高效发展指出了方向 ，但具体到如何解决新能源消纳中出现的弃风、弃光等问题 ，仍缺乏具体的执行手段和措施 ，后续还需进一步完善相关政策与行动计划。建议一方面要积极落实可再生能源的优先发电制度。通过优先安排可再生能源年度发电计划 ，公开调度运行数据 ，将目前能源局已出台的风光最低保障小时数收购办法作为风光消纳考核的基准等方式 ，实现可再生能源优先上网和全额收购。另一方面 ，尽快建立市场化的补贴机制。在传统化石能源电力外部成本没有内部化的前提下 ，可再生能源电力无法与其公平地进行市场化竞争。通过“绿证”交易机制 ，要求传统化石能源电力企业购买“绿证” ，可提高可再生能源的市场竞争力。
此外 ，规划还强调国际合作 ，推动落实“一带一路”国家战略。具体到风电等新能源产业 ，可以立足以下三个落脚点：一是依托国家“一带一路”战略以及国际多边、双边合作机制等 ，稳步有序开拓国际市 ；二是加强风电等新能源产能的国际合作 ，鼓励新能源企业与国外企业开展合作 ；三是鼓励国内相关机构积极参与国际风电标准的制定 ，充分借助国际电工委员会可再生能源设备认证互认体系（IECRE）等国际标准组织的平台作用 ，推动认证结果的国际采信 ，破除国际贸易技术壁垒 ，增强在全球技术竞争领域的话语权。
■协鑫集团战略研究中心副主任兼首席战略策划官尹明：
坚持问题导向激发市场新活力
规划坚持问题导向 ，主要从深化电力体制改革、推动用户侧电力生产与利用方式变革及加强城镇配电网建设三方面 ，回应社会关切 ，培育富有活力、多元参与、业务丰富的电力大市场。
规划从完善电力市场体制机制、推进售电侧改革等方面进行重点部署 ，提出各类改革任务的重点和时间表 ，给市场提出了明确信号 ，有利于具体落地措施的制定和通透推进。电力市场未来两年是难得窗口期 ，很多市场主体将逐渐完成新旧利益的划分与行业生态的建立 ，从体制内向体制外的电力人才流动将司空见惯 ，一场民间资本主导的“挖人”大赛已经开始。
推动用户侧电力生产与利用方式变革 ，积极培育电力发展新业务。用户侧电力业务主要涵盖靠近用户的电力生产和电力利用两方面 ，是社会资本进入电力市场的重要切入点。规划从分布式光伏发电、电动汽车等方面提出明确任务和目标。首先 ，光伏发展更贴近用户。发展国内分布式光伏几乎成为“华山一条路” ，但光伏行业未来几年将进入严酷的调整期。其次 ，在打造好充电基础设施、制定好价格和补贴政策及采用合适商业模式的情况下 ，电动汽车发展将进入快速道。再次 ，以热电冷多联产为重点的分布式气电 ，将成为极具市场价值潜力的用户侧业务、战略性业务。
此外 ，规划在配电网发展方面体现了差异性原则 ，北上广深建成世界一流配电网 ，城镇地区结合国家新型城镇化进程及发展需要 ，适度超前建设配电网 ，全面支撑“京津冀”等城市群重点区域发展 ；积极服务新能源、分布式电源、电动汽车充电基础设施等多元化负荷接入需要 ；分布式能源网络等将创造出很多新业务、新商机 ，建设与本地条件相适应、支撑售电侧市场安全可靠运行的配电网 ，将在其中发挥核心作用 ，将成为承载能源互联网、智慧能源等新业态发展的重要支撑平台。
