何勇健：“十三五”电力规划应强调系统优化

长期以来，我国电力发展基本遵循“扩张保供”的思路，即通过发电装机和输配电容量的增加，满足不同地区不同时段的用电需求。这种以数量扩张为主要特征的电力规划模式，在电力高度紧张时期对保障电力安全供应发挥了重要作用，也与当时经济社会发展要求“不缺电”为第一要务的大环境相适应。但当经济发展进入新常态后，这种规划理念和方法就日益凸显出其固有的弊端与缺陷。

去年6月，习近平总书记提出能源“四个革命、一个合作”的战略构想，标志着我国进入能源生产和消费革命的新时代，对能源规划特别是电力规划提出了更高的要求和期望。为适应新形势发展的需要，“十三五”时期亟需对电力规划进行革命性的调整和创新。

沿袭传统规划方法带来的矛盾和挑战

1、火电利用小时屡创新低，惯性发展将会雪上加霜

“十二五”以来，我国发电机组利用小时总体呈持续下降态势，2014年为4286小时，创1978年以来最低水平。其中，火电利用小时下降趋势更为明显，从2010年的5300小时降到2014年的4700小时左右，今年上半年继续下行，同比下降10%。

“十三五”及未来较长时期，火电发展将面临更为严峻的形势。从电力供需平衡分析，目前已核准和发路条火电项目的发电能力已超过“十三五”新增电力需求。按“十三五”年均用电增长5.5%(这已是偏乐观的增速)测算，预计2020年全社会用电量约7.4万亿度，比2015年新增1.7万亿度。要实现2020年非化石能源占比15%的目标，核电、水电、风电等非化石能源发电量需比2015年新增8000亿度以上。

按照非化石能源优先发展的原则，扣除非化石能源发电量后，“十三五”留给火电的增长空间仅为9000亿度左右，新增火电装机2亿千瓦(按平均利用4500小时测算)即可满足需求。而目前全国火电机组核准在建规模1.9亿千瓦，已发路条约2亿千瓦，若放任这些项目全部在“十三五”建成投产，则2020年火电将达到13亿千瓦，比2015年增加3亿千瓦左右。因此，如果按已发路条来确定“十三五”火电规模，则火电装机将明显大于实际需求。

与此相对应，若按路条规模规划火电发展，“十三五”火电利用小时将进一步下滑，预计2020年下降至4000小时左右，同时负荷率下降，企业效益可能急剧恶化。若按此方式惯性发展，火电机组将长期低于正常发电小时和功率低效运行，造成设备闲置和“大马拉小车”，使发电单位能耗和污染物排放均大幅增加，不利于能源清洁高效发展，也将极大增加全社会用电成本。

值得注意的是，在上述13亿千瓦火电装机中，煤电机组占了12亿千瓦左右。随着经济发展进入新常态，电力需求急剧放缓，国家为防治大气污染又严格控制煤炭消费(东部已实行煤炭减量替代政策)，今后新增的电力需求，将主要由清洁低碳的非化石能源来提供。因此，如果“十三五”电力规划不对煤电进行合理调控，2020年煤电装机可能会超过我国长远所需要的煤电总装机峰值，也即意味着煤电机组永久过剩。这是“十三五”规划与以往任何五年规划都不同的特点，需引起高度关注。

从实际情况看，当前火电建设步伐未慢反快。新一届政府行政审批制度改革后，火电核准权限已下放至地方，基于发展惯性和本位主义，地方政府仍有扩张建电厂的投资冲动，很多地方不但未能主动调整建设节奏，反而加快核准速度。最近不少省份出现了火电集中开工和投产的情况，加剧了过剩矛盾。而大量新上的火电装机可能只是为了满足一年中仅有百十个小时的尖峰用电需要(这些少量的尖峰用电需求，完全可以通过需求侧管理进行调节)，实际上是非常不经济的。但从地方利益考虑，这种保供免责增税的惯性决策模式，又有其合理性。对此新情况，国家还没有建立相应的调控机制，也缺乏有效的制衡手段。如果任其发展，只能寄希望于发电企业能明智地“用脚投票”，根据市场需求主动放缓建设步伐，但这显然不是下放审批权的初衷，也会带来新的无序。因此，当前各地火电发展的乱象，亟需国家通过“十三五”规划建立新的“游戏规则”，依法依规进行统筹平衡和总量约束。

2、新能源上网消纳难和竞争力不强的矛盾凸显，可持续发展难以为继

我国能源生产和消费呈现典型的逆向分布特点，风电等可再生能源也不例外。风电和太阳能资源主要集中在西北部地区，但当地由于经济欠发达，电力市场容量不大，消纳能力较弱。因此，可再生能源集中大规模发展需要借助跨区输电通道，将多余的电能送到东中部负荷中心。但这种发展模式有其局限性，“十三五”将遇到更大的瓶颈制约↓↓↓

1电网消纳能力有限

按照“三北”地区弃风率控制在5%、其余地区不弃风测算，2020年全国最大风电消纳能力仅2.2亿千瓦，其中“三北”地区就地消纳能力仅1.1亿千瓦，无法满足当地大规模开发风电的需要。西北部地区由于用电量小，消纳光伏发电的能力也远小于生产能力。

2可再生能源外送通道难以落实

大气污染防治12条输电通道以及已投运的风火打捆外送专用通道中，已确定配套外送风电1500万千瓦、光伏发电400万千瓦左右。经测算，所有输电通道经挖潜还可再打捆外送2000万千瓦左右风电，“十三五”只有约4000万千瓦的可再生能源外送能力。由于通道建设受制于跨区电力输送的客观需要，如果 “十三五”安排更多的输电通道用于输送风电，将对电力总体优化布局造成较大冲击。

3可再生能源外送不宜超过合理上限

可再生能源发电外送有7%以上的损耗，加上需大量配套调峰电源，当外送距离超过2000公里，项目经济性将很差，还不如在东中部当地发展分散式风电和分布式光伏发电。

4可再生能源补贴增加及电价下降压力进一步加大

目前，全国可再生能源电力补贴资金缺口已达到165亿元。按照“十三五”发展目标和现行电价标准匡算，补贴资金缺口还将增加700多亿元，可再生能源电价附加需由每千瓦时1.5分提高至2分以上，加价压力很大。国务院发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》要求“2020年风电发电成本与煤电相当、光伏发电实现用户侧平价上网”，但从现实情况看，可再生能源行业并未将此作为一个硬性的约束条件，主动倒逼提高技术降低成本，而是继续按照现有电价水平追求数量扩张。当可再生能源发展到较大规模后，电价较高、补贴不足、竞争力不强的缺点将会越来越制约其可持续发展。

3、优质调峰机组无用武之地且发展后劲严重不足

未来一段时期，我国电力系统的调峰任务将愈来愈重且渐趋复杂。一是用电结构的变化使尖峰负荷问题日益突出，需求侧峰谷差将逐步拉大。二是风电和光伏发电还将快速发展，其间歇性特点决定了无法提供大规模稳定电力，在储能技术成熟前，系统必须承担更加繁重的调峰责任。

在我国现有电源结构中，具有优良调峰性能的抽水蓄能、燃气电站以及龙头水电站等机组所占比重很小，仅为5%左右。同时，由于没有相应的调峰补偿或峰谷电价机制，这些数量很少的调峰机组也未发挥应有作用。电网出于利益考虑，没有优化调度这些调峰机组的积极性，使它们大都处于“半停工”或“晒太阳”状态(个别抽蓄电站一年仅发500多小时，大多数燃气电站每年发电都低于3000小时)。电力系统主要的调峰任务，实际上大多由煤电机组承担，这也是造成煤电利用小时低的主要原因之一。同时，过度参与调峰还造成了煤电机组负荷率低下，百万千瓦超超临界机组很多时候被迫压到一半以下的功率出力，实际上处于亚临界运行状态，使整个电力系统效率低下，环境成本大幅上升。

更大的隐患是，如果沿袭这种运行模式和电价机制，电力系统最需要的优质调峰机组将继续“稀缺”下去且缺口会越来越大，因为建设此类机组成本补偿和投资回报均没有保障，没有企业愿意投资。随着风电、光伏等不稳定电力的逐渐增加，电网只能将越来越重的调峰责任继续强加给煤电企业，使其新老机组均陷入低效运行的怪圈，形成电力系统低能效、高排放、高成本的恶性循环，最终给广大消费者和社会带来沉重负担。

4、电网形成“长途输送”的路径依赖，安全与经济性面临考验，也与智能化、分布式发展的方向背道而驰

“胡焕庸线”所揭示的我国资源和人文地理逆向分布的特征，决定了远距离大规模输电成为一定历史时期内我国能源布局的客观选择，但这一模式只在一定阶段和范围内有其合理性，一旦适用条件改变，就应重新审视其发展方向和趋势，而“十三五”可能正处于这一转变的关键节点上。

当前，我国电力消费已进入中低速增长阶段，经济发达的东部地区尤为明显，如上海去年用电负增长，今年上半年东部11个省份中有2个负增长，5个省份用电量增速低于1.5%。与此相对应，东部地区需要的“西电东送”等外来电增速也大幅降低，跨区输电的需求增长量及其紧迫性、必要性都在进入一个新的转折窗口。在这一背景下，国家为防治大气污染已规划的12条输电通道以及水电、风火打捆等专项输送通道已基本能满足“十三五”东中部省份电力增长需求。若在此基础上，进一步布局建设更多的特高压输电通道，会形成以下潜在风险：

1可能造成输电能力大幅闲置，运行维护成本高，安全隐患突出，巨额投资形不成应有的经济和社会效益。

2市场竞争力堪忧。一条特高压输电线路投资大都在几百亿元，输电成本很高，电送到东中部省份后，电价很可能高于当地火电标杆电价。目前已有不少东中部省份提出要按照市场原则(电价可承受，电力供应曲线可调节)合理接纳外来电。初步匡算，已规划的12条通道的输电量，“十三五”也不一定能完全被受电省份接受和消纳。