随着“十三五”规划的临近，关于”十三五”的能源战略成为近期的热点讨论话题。中国经济要努力适应新常态。能源电力发展面临转型升级的历史重任。本文分析了“十三五”及今后一段时期中国电力发展面临的新形势，对事关电力科学发展的若干重大问题进行了研判。
经济由高速增长进入到中高速增长阶段，能源消费增速也将保持中低速增长常态。中国经济发展历经30多年的高速增长，随着资源环境约束增强、人口红利逐步消失、产业升级等因素的影响，将逐步进入到高效率、低成本、可持续的中高速发展阶段，经济增长有望在7%左右运行一段时期。“新常态”的主要特征为： (1)增速换挡。经济增速从过去10%左右的高速增长转为7%左右中高速增长。2020年以后增速继续回落。(2)调整结构。经济和产业结构发生全面、深刻的变化，不断优化升级，第三产业逐步成为产业主体。预计到2020年，第三产业增加值占GDP50%以上。(3)创新驱动。经济增长的内生动力从要素驱动、投资驱动向创新驱动转变(4)多重挑战。面临房地产风险、地方债风险、金融风险等潜在风险，经济持续稳定增长的难度在加大。随着经济增长速度的回落，未来能源消费增速也将从以往的高速增长态势回落至中低速增长阶段。2012年和2013年，中国能源消费增速分别为3.7%和3.9%，相比前10年年均8.6%的增速已经有了大幅下降。未来一段时期将大力推进经济转型升级，第三产业比重持续上升，加快化解产能过剩、限产关停高耗能产业以及治理大气和环境污染将成为各方面关注重点，预计能源增速将会有较大回落。煤炭等常规化石能源由“供给不足”转向“供给过剩”，新能源快速发展，但也面临消纳难等问题。常规发电能源主要是煤炭，从供应侧来看，2013年中国煤炭产量36.8亿t，产能约40.0亿t，在建产能超过10.0亿t，“十三五”将陆续投产和释放;从需求侧看，2013年全国煤炭消费量36.1亿t，供给已经超过需求。而随着结构调整力度的不断加强，煤炭需求增速放缓、供大于求的局面预计将长期存在，雾霾治理、生态压力和低碳发展的倒逼机制将使煤炭消费总量峰值时间明显提前。从新能源的发展来看，2013年，中国风电、太阳能发电装机已分别达到7548万kW、1943万kW，居世界第一、第二位。但与此同时，新能源资源富集地区负荷水平不高，总体市场空间有限，消纳面临着很大困难，2013年的弃风总量达到了162亿千瓦·时。从全国范围来看，新能源电量占用电比重仍不到5%，区域性过剩和发展不平衡矛盾困扰着新能源的持续健康发展。以往电力规划面临的形势一直是“供不应求”，首要目标是如何加大供应满足需求。当前，部分地区电力供过于求，如何合理规划好各种发电能源，以更清洁、高效的方式满足安全供应，是需要深入研究的问题。
1.3环境保护的约束进一步增强相比以前，大气、水资源的约束性加强，成为约束能源发展的重要基础条件。当前中国的大气污染形势已十分严峻，在传统的煤烟型污染尚未得到解决的情况下，以PM2.5、O3和酸雨为特征的区域性复合型大气污染日趋严峻，突出表现在：全国特别是火电行业SO2和烟尘排放量下降，但NOx排放未得到有效控制;酸雨未能得到控制，由硫酸型酸雨逐渐向硫氮混合型酸雨转变;高浓度细颗粒物污染日益严重，在中东部区域屡屡发生持续多日的区域性重污染灰霾天气。 过去很长一段时期，环境保护只是规划的“软约束”，执行效果不理想。自“十一五”开始，SO2排放总量削减率成为约束性指标，“十二五”新增NOx作为被强制削减的污染物。展望“十三五”乃至更长时期，环保将逐步成为中国能源电力行业发展的“硬约束”，《大气污染防治行动计划》等多项措施及要求已经发布，将陆续实施并严格考核。未来，能源电力如何与生态环境协调发展面临巨大挑战。
1.4碳减排面临新形势新挑战“十三五”国家对于碳排放可能设定控制目标，如果实施则必须加快调整以煤为主的能源结构。国际社会把21世纪末全球平均温度升高控制在2℃之内作为共识。要实现2℃目标，一般研究认为，全球应在2020年之前碳排放达到峰值[3]。2014年11月，《中美气候变化联合声明》中提出，中国计划2030年左右CO2排放达到峰值且将努力早日达峰，并计划到2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右。这要求我们采取比过去更大的力度控制碳排放，化解日益增加的国际压力。近期，中国在《国家应对气候变化规划(2014—2020年)》中提出，在总结温室气体自愿减排交易和碳排放交易试点的经验基础上，研究全国碳排放总量控制目标地区分解落实机制，制订碳排放交易总体方案。“十三五”期间如政策落地实施，意味着燃煤电厂即便经过脱硫、脱硝等清洁化改造，也难以满足碳排放的要求，从而面临着更加严格的约束。
1.5深化电力体制改革的影响
强调发挥市场的主体作用，能源价格形成新机制、电力市场化改革对“十三五”发展将会产生重要影响。习近平总书记在中央财经领导小组第6次会议上提出推进能源消费、供给、技术、体制“四个”革命，要求坚定不移地推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，未来将主要由市场主导配置资源。电力市场化改革应重点解决好以下问题：(1)逐步建立电价形成机制。不再将电价作为宏观调控的手段，上网电价、销售电价由市场竞争形成，输配电价由政府监管。
(2)加快建立竞争电力市场体系。在大用户直接交易的基础上，在售电侧进一步引入竞争，形成多买方、多卖方的市场结构，推进电网公平开放，建立中立于竞争主体的电力市场组织平台。
(3)转变政府对电力的监管方式，进一步简政放权、弱化项目审批职能、强化战略规划职能，实施依法监管。这些无疑将对“十三五”电力发展产生深远影响。总的来看，中国电力工业已进入新的发展阶段，从以往侧重于满足供应需求转向追求发展质量，其基本特征是“安全、清洁、高效、经济”。“安全”包括电力系统安全和保障国家能源安全，持续提高电能占终端能源的比重，有效减少国家能源对外依存度;“清洁”指水电、核电和新能源占比将越来越大，同时对常规化石能源发电进行节能减排升级改造;“高效”指进一步提高电力系统整体效率和效益，最大限度地节约土地、水、能源等资源，增强可持续发展能力;“经济”意味着电力供应的成本上升可负担、可承受。
在规划上应重点做好“总量、结构、布局、调配、体制”5个方面的平衡。(1)总量上做好供应和需求的预测、衔接和平衡。要以科学供应满足合理需求，在做好需求预测的基础上，利用需求引导供应，同时通过供应抑制不合理需求。逐步解决区域过剩与总体缺能的问题。(2)结构上做好清洁能源开发与化石能源利用的平衡。关键要做好化石能源清洁化利用和清洁能源有序开发，二者并重，做到发展目标可行，经济可承受。同时加快抽水蓄能等调峰电源建设，提高系统灵活性。(3)布局上做好存量调整和增量优化的平衡。存量上要着力解决东北等地区电力过剩、新能源弃风限电的问题，中东部重点区域老旧燃煤机组基本退出。增量上煤电、核电、新能源装机应统筹规划布局，高效利用。(4)调配上做好本地供应和跨区调运的平衡。中国能源供应的重心逐步西移、北移是大势，中东部地区用能缺口将逐步扩大。调配上既要充分挖掘本地供应能力，也要利用好区外、境外等多种渠道的资源。(5)体制上做好政府与市场、激励和约束的平衡。市场能够解决好的交给市场，市场失灵的领域做好政府监管。合理设计激励与约束机制，在公平开放的规则下，在售电侧引入多元购售电主体，逐步建立供需直接见面的大市场，从而在供需之间展开竞争，提高效率。
(1)能源和电力需求增速都将下降一个台阶，但电力增速回调的幅度要小于能源增速回调幅度。综合各方面判断，2020年中国能源需求总量为46亿~47亿t标准煤，“十三五”期间能源需求年均增长3%左右，相比2004—2013年年均8.6%的增速有了很大回调。电力增速也将回调，但消费增速回落要比能源消费增速回落缓慢，主要是由电气化水平仍持续提高所决定的。统计表明，中国近30年来电气化水平提升与能源消费强度下降呈负相关关系，电能占终端能源消费比重每提高1个百分点，单位GDP能耗下降3%~4%。实证研究表明，提升电气化水平有利于全社会用能控制和节约，应是未来长期坚持的方向。(2)电力增长仍有较大空间，2020年全国全社会用电总量在8万亿千瓦·时左右。从人均用电量水平来看，2013年，中国人均用电量3911千瓦·时，接近世界平均水平，但仅为部分发达国家的1/3~1/4。预计到2020年，中国人均用电量将稳步增长至5500~5800千瓦·时，接近2011年英国、意大利、西班牙等欧洲国家的水平，相当于2011年日本人均用电量的2/3和美国人均用电量的约40%。从拉动用电增长的动力来看，过去，第二产业特别是四大高耗能产业在中国用电结构中占主导地位，2013年四大高耗能行业合计用电量占全社会用电量的比重为31.1%，而第三产业和居民生活用电比重仅为11.8%和12.8%，远低于OECD国家30%以上的水平，未来将成为拉动全社会用电增长的主要动力。从用电地区分布来看，东部地区用电量占全国用电量长期在一半以上，中部和西部地区比重相对较低。2013年，东、中、西部地区用电比重分别为51.9%、22.1%、26.0%。未来中东部仍是中国负荷中心，但比重会持续下降。根据以上综合研判，预计“十三五”期间全国用电量年均增长5%~6%，到2020年全社会用电量将达到7.6万亿~8.1万亿千瓦·时。2020—2030年期间，电力需求年均增速进一步回落至2.5%～3.5%，用电量9.7万亿～11.3万亿千瓦·时。2030年以后，电力需求将趋于饱和，年用电量增长进入1%~2%的区间。
3.2发电能源供应3.2.1大气污染治理要求减煤和煤炭清洁高效利用，主要途径是提高发电用煤比重当前，加大清洁能源开发力度已取得高度共识，治理大气污染、调整能源结构的关键是煤炭的减量和清洁利用。一是散煤的集中高效利用，需要更多的转化为发电，同时发电厂降低排放;二是煤炭总量减量，倒逼中国供应结构的转型。“十三五”期间很可能是煤炭消费得到明显抑制的阶段，到2030年可实现更大规模的煤炭减量。“十三五”期间，通过建设高参数低排放电厂，加大现有电厂超低排放改造，电厂污染物排放总量大幅降低。采用政策措施和经济激励手段，改变生产生活用能方式，大幅减少煤炭分散燃烧量，电煤在煤炭消费总量的占比将由目前的53%提高至“十三五”的60%，是完全可行的，2020年以后可以进一步提高到70%，达到世界平均水平。3.2.2天然气资源稀缺，在中国不宜优先用于发电，而应以终端替代、分布式能源为主到2020年，中国天然气供应能力预计将达到4000亿m3，相比2013年1700亿m3有很大提高，但其中有30%以上都依赖于进口，价格昂贵，保障程度不稳定。天然气的利用方式主要有城市燃气、化工、工业燃料、发电等，从需求增长空间、利用效率和价格承受力来看，宜优先用于居民和商业用气，城镇散烧煤、燃煤锅炉的“煤改气”和部分交通领域“油改气”替代。天然气发电清洁，但是相比煤电甚至部分新能源发电都不具备经济竞争力，未来推广应以分布式能源为主，靠近终端用户，能效大幅提高，经济性也比较好，需要解决的问题是对分布式能源的并网及电价给予政策支持。在北方地区，可适度发展调峰电厂和带稳定供热负荷的热电联产电厂。3.2.3发电能源中非化石能源地位提升，发电对实现15%预期目标的贡献率在80%以上“十三五”期间，中国水、核、风、太阳能等非化石能源发电仍将快速发展，常规水电新增装机规模或将达到0.6亿kW以上，核电0.3亿kW，风电1亿kW，太阳能发电0.7亿kW。发电量中非化石能源的比重将上升至28%，煤电降至66%。到2020年，非化石能源利用总量超过7亿t标准煤，占一次能源消费比重达15%，其中，转化为电力的非化石能源占84%。电力在非化石能源开发利用中始终居于中心地位。2030年，非化石能源占一次能源消费比重有望达到23%~25%。
3.3电力装机结构和布局3.3.1“十三五”期间电力结构调整的关键是风电和太阳能发电水电和核电一直在中国电力结构调整中扮演主力角色，“十三五”仍需要加快开发，特别是核电，要在“十三五”期间保持一定的开工规模，为后续发展打下坚实的基础。由于“十二五”水电、核电开工不足，实现原规划预期目标均有难度。为实现2020年非化石能源占比15%的目标和中长期碳排放目标，需要不断提高风电和太阳能发电的贡献度。从目前的情况来看，风电主要面临规划脱节、灵活调节能力不足、跨区输电滞后导致的消纳难问题，“十三五”解决的思路主要有：(1)适度调整开发布局，加大中东部地区分散开发的力度，由原规划的3000万kW调整至6000万kW以上;(2)加大“三北”地区电力外送通道建设，扩大电网互联规模和范围;同时，进一步挖掘本地调峰潜力，加快抽水蓄能电站的建设。研究表明，到2020年，全国风电装机约2亿kW，“三北”本地消纳、跨区外送消纳和中东部分散消纳各占1/3，是技术经济性较好的方案，全国弃风比例有望控制在5%以下，以实现高效利用。 太阳能发电的主要问题是大型电站多位于电网末端，联网薄弱，外送消纳困难。而分布式光伏预期收益不确定性大，民用光伏市场难以激活。解决的思路有：(1)建立配电网的分布式电源渗透率管理机制，引导分布式光伏合理布局;(2)完善补贴政策，提高国内光伏发电市场竞争力;(3)加强适应光伏发电的系统灵活调节能力建设等。2020年太阳能发电1亿kW的目标中，大型电站和分布式光伏的预计将各占60%和40%。2020年以后，应视资源条件和技术进步情况，继续大力推进太阳能集中式发电与分布式光伏发电并重发展。 3.3.2“十三五”煤电装机增量空间在1.5亿kW左右，其中80%布局在西部、北部地区“十三五”期间，根据电力供需平衡的结果，预计煤电装机还将增加1.5亿kW左右，到2020年煤电装机总量10.5亿kW左右。受大气污染防治和碳排放双重约束，中长期煤电装机规模也应严格控制。对煤电布局影响比较大的几个因素是：《大气污染防治行动计划》和新的《火电厂大气污染物排放标准》执行情况，以及煤电“近零排放”等技术应用效果。基于优化结果，建议“十三五”煤电增量的80%布局应在西部、北部地区，20%应在中东部地区。政府有关部门提出，到2020年风电价格与煤电上网电价相当，光伏发电与电网销售电价相当，即新能源平价上网。根据研究分析判断，2020年实现该目标的难度很大。(1)新能源的发电成本下降空间有限。要实现平价上网，光伏和风电的发电成本年均降幅需要分别达到约5%和4%。预计“十三五”期间实际成本年均仅能下降3%和2%左右。(2)电力调峰、跨区输电等系统成本在当前电价中疏导不足。大规模新能源并网系统需要付出额外的调峰、接网、输送成本，该成本目前大部分并没有纳入可再生能源基金补贴范围。初步测算，2020年抽蓄等调峰电源的加价需求在0.01元/(kW˙h)水平，而并网输送成本随着跨区输送规模的扩大将大幅提高，应予以充分重视。可再生能源补贴政策调整应充分借鉴德国的相关经验。建议：(1)根据补贴总额对各类可再生能源限定年度新增规模，避免发展过热或过冷，做到补贴成本可承受。(2)对可再生能源项目全面引入市场机制。可以在享受国家规定的固定上网电价或在补贴基础上参与市场竞争。(3)引入招标机制，通过招标确定补贴额度。采用市场竞争方式确定最低成本的可再生能源项目，促进竞争，降低成本。(4)成本分摊既要考虑个别成本也要体现系统成本。将跨区输电、调峰调频等纳入可再生能源补贴范围，体现公平竞争、有偿服务的原则，保障各类电源及电网的协调发展。“十三五”期间，预计全国西电东送、北电南送规模将显著增长，跨区输电通道的建设力度前所未有，全国联网强度须满足跨区域电力资源优化配置要求。驱动因素有3点：(1)大气污染治理;(2)清洁能源的开发输送;(3)更大范围电力市场的建设需要。特高压交直流发展面临重大机遇，将在保障中东部地区电力供应、促进西部北部新能源消纳、治理雾霾等方面发挥重要作用。智能电网技术创新取得新进展，应用领域不断扩大。新能源、分布式能源的灵活接入与高效消纳，电动汽车、新型储能的推广应用，互动用电、智能用电的蓬勃发展，是推动智能电网技术及商业模式创新的动力。可以预见，“十三五”跨区输电网和智能配电网都将得到长足发展，多年来困扰电网发展的“两头薄弱”问题将会明显改观。按照“放开两头，监管中间”的基本思路，应坚持顶层设计和试点先行相结合的原则，按照循序渐进的方式推动市场化进程。预计“十三五”期间电力市场化改革会取得重要进展，这在某种程度上要求调整规划思维。本文初步认为规划的制定和实施要考虑以下几个方面的因素：(1)规划的总体目标要统筹兼顾安全、绿色、高效、合理成本等关键要素;(2)规划要为建立全国电力市场创造条件，这是国情使然;(3)规划的实施要更多地依赖市场手段，如招标获取发电容量，通过市场发现价格，同时价格的形成一定要将环境成本和代价作内化处理，以鼓励清洁能源发展;(4)电力可持续发展需要更强有力的政策保障，比如风电和太阳能发电能够更有效地融入大电网;(5)创新驱动对提高电力发展质量至关重要，一方面是电力技术创新，另一方面是面向用户的商业模式创新，电力用户对于电能消费的话语权和选择权将得到明显提升;(6)规划能否摆脱过去“软弱无力”的印象，切实提高权威性，还取决于政府转变职能是否到位，规划实施的效果与科学的监管机制密不可分。 “十三五”及今后一段时期，中国电力工业面临难得的历史机遇，能源结构调整，大气污染治理，终端用能方式变革，将为电力发展转型注入新的活力。提质增效、创新驱动、绿色发展，是这一阶段的主题。未来，电力工业应以科学规划为引领，做好当前与长远、能源与环境的统筹协调，着力打造电力系统的升级版，为经济社会的可持续发展提供更清洁、更绿色的动力保障。
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