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。

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。

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。

华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任 曾鸣：

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。

国家可再生能源信息管理中心副主任 郭雁珩：

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。

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，还是非常客观和十分必要的。“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。