1、電力發展面臨的新形勢
1.1經濟和能源需求增長換擋降速
經濟由高速增長進入到中高速增長階段，能源消費增速也將保持中低速增長常態。中國經濟發展歷經30多年的高速增長，隨著資源環境約束增強、人口紅利逐步消失、產業升級等因素的影響，將逐步進入到高效率、低成本、可持續的中高速發展階段，經濟增長有望在7%左右運行一段時期。“新常態”的主要特征為：
（1）增速換擋。經濟增速從過去10%左右的高速增長轉為7%左右中高速增長。2020年以后增速繼續回落。
（2）調整結構。經濟和產業結構發生全面、深刻的變化，不斷優化升級，第三產業逐步成為產業主體。預計到2020年，第三產業增加值占GDP50%以上。
（3）創新驅動。經濟增長的內生動力從要素驅動、投資驅動向創新驅動轉變。
（4）多重挑戰。面臨房地產風險、地方債風險、金融風險等潛在風險，經濟持續穩定增長的難度在加大。隨著經濟增長速度的回落，未來能源消費增速也將從以往的高速增長態勢回落至中低速增長階段。2012年和2013年，中國能源消費增速分別為3.7%和3.9%，相比前10年年均8.6%的增速已經有了大幅下降。未來一段時期將大力推進經濟轉型升級，第三產業比重持續上升，加快化解產能過剩、限產關停高耗能產業以及治理大氣和環境污染將成為各方面關注重點，預計能源增速將會有較大回落。
1.2供給方式面臨較大調整
煤炭等常規化石能源由“供給不足”轉向“供給過剩”，新能源快速發展，但也面臨消納難等問題。常規發電能源主要是煤炭，從供應側來看，2013年中國煤炭產量36.8億t，產能約40.0億t，在建產能超過10.0億t，“十三五”將陸續投產和釋放；從需求側看，2013年全國煤炭消費量36.1億t，供給已經超過需求。而隨著結構調整力度的不斷加強，煤炭需求增速放緩、供大于求的局面預計將長期存在，霧霾治理、生態壓力和低碳發展的倒逼機制將使煤炭消費總量峰值時間明顯提前。
從新能源的發展來看，2013年，中國風電、太陽能發電裝機已分別達到7548萬kW、1943萬kW，居世界第一、第二位。但與此同時，新能源資源富集地區負荷水平不高，總體市場空間有限，消納面臨著很大困難，2013年的棄風總量達到了162億kW·h。從全國范圍來看，新能源電量占用電比重仍不到5%，區域性過剩和發展不平衡矛盾困擾著新能源的持續健康發展。
以往電力規劃面臨的形勢一直是“供不應求”，首要目標是如何加大供應滿足需求。當前，部分地區電力供過于求，如何合理規劃好各種發電能源，以更清潔、高效的方式滿足安全供應，是需要深入研究的問題。
1.3環境保護的約束進一步增強
相比以前，大氣、水資源的約束性加強，成為約束能源發展的重要基礎條件。
當前中國的大氣污染形勢已十分嚴峻，在傳統的煤煙型污染尚未得到解決的情況下，以PM2.5、O3和酸雨為特征的區域性復合型大氣污染日趨嚴峻，突出表現在：全國特別是火電行業SO2和煙塵排放量下降，但NOx排放未得到有效控制；酸雨未能得到控制，由硫酸型酸雨逐漸向硫氮混合型酸雨轉變；高濃度細顆粒物污染日益嚴重，在中東部區域屢屢發生持續多日的區域性重污染灰霾天氣。
過去很長一段時期，環境保護只是規劃的“軟約束”，執行效果不理想。自“十一五”開始，SO2排放總量削減率成為約束性指標，“十二五”新增NOx作為被強制削減的污染物。展望“十三五”乃至更長時期，環保將逐步成為中國能源電力行業發展的“硬約束”，《大氣污染防治行動計劃》等多項措施及要求已經發布，將陸續實施并嚴格考核。未來，能源電力如何與生態環境協調發展面臨巨大挑戰。
1.4碳減排面臨新形勢新挑戰
“十三五”國家對于碳排放可能設定控制目標，如果實施則必須加快調整以煤為主的能源結構。
國際社會把21世紀末全球平均溫度升高控制在2℃之內作為共識。要實現2℃目標，一般研究認為，全球應在2020年之前碳排放達到峰值[3]。2014年11月，《中美氣候變化聯合聲明》中提出，中國計劃2030年左右CO2排放達到峰值且將努力早日達峰，并計劃到2030年非化石能源占一次能源消費比重提高到20％左右。這要求我們采取比過去更大的力度控制碳排放，化解日益增加的國際壓力。
近期，中國在《國家應對氣候變化規劃（2014—2020年）》中提出，在總結溫室氣體自愿減排交易和碳排放交易試點的經驗基礎上，研究全國碳排放總量控制目標地區分解落實機制，制訂碳排放交易總體方案。“十三五”期間如政策落地實施，意味著燃煤電廠即便經過脫硫、脫硝等清潔化改造，也難以滿足碳排放的要求，從而面臨著更加嚴格的約束。
1.5深化電力體制改革的影響
強調發揮市場的主體作用，能源價格形成新機制、電力市場化改革對“十三五”發展將會產生重要影響。習近平總書記在中央財經領導小組第6次會議上提出推進能源消費、供給、技術、體制“四個”革命，要求堅定不移地推進改革，還原能源商品屬性，構建有效競爭的市場結構和市場體系，未來將主要由市場主導配置資源。電力市場化改革應重點解決好以下問題：（1）逐步建立電價形成機制。不再將電價作為宏觀調控的手段，上網電價、銷售電價由市場競爭形成，輸配電價由政府監管。
（2）加快建立競爭電力市場體系。在大用戶直接交易的基礎上，在售電側進一步引入競爭，形成多買方、多賣方的市場結構，推進電網公平開放，建立中立于競爭主體的電力市場組織平臺。
（3）轉變政府對電力的監管方式，進一步簡政放權、弱化項目審批職能、強化戰略規劃職能，實施依法監管。這些無疑將對“十三五”電力發展產生深遠影響。
2、“十三五”規劃應把握好的若干平衡關系
總的來看，中國電力工業已進入新的發展階段，從以往側重于滿足供應需求轉向追求發展質量，其基本特征是“安全、清潔、高效、經濟”。“安全”包括電力系統安全和保障國家能源安全，持續提高電能占終端能源的比重，有效減少國家能源對外依存度；“清潔”指水電、核電和新能源占比將越來越大，同時對常規化石能源發電進行節能減排升級改造；“高效”指進一步提高電力系統整體效率和效益，最大限度地節約土地、水、能源等資源，增強可持續發展能力；“經濟”意味著電力供應的成本上升可負擔、可承受。
在規劃上應重點做好“總量、結構、布局、調配、體制”5個方面的平衡。
（1）總量上做好供應和需求的預測、銜接和平衡。要以科學供應滿足合理需求，在做好需求預測的基礎上，利用需求引導供應，同時通過供應抑制不合理需求。逐步解決區域過剩與總體缺能的問題。
（2）結構上做好清潔能源開發與化石能源利用的平衡。關鍵要做好化石能源清潔化利用和清潔能源有序開發，二者并重，做到發展目標可行，經濟可承受。同時加快抽水蓄能等調峰電源建設，提高系統靈活性。
（3）布局上做好存量調整和增量優化的平衡。存量上要著力解決東北等地區電力過剩、新能源棄風限電的問題，中東部重點區域老舊燃煤機組基本退出。增量上煤電、核電、新能源裝機應統籌規劃布局，高效利用。
（4）調配上做好本地供應和跨區調運的平衡。中國能源供應的重心逐步西移、北移是大勢，中東部地區用能缺口將逐步擴大。調配上既要充分挖掘本地供應能力，也要利用好區外、境外等多種渠道的資源。
（5）體制上做好政府與市場、激勵和約束的平衡。市場能夠解決好的交給市場，市場失靈的領域做好政府監管。合理設計激勵與約束機制，在公平開放的規則下，在售電側引入多元購售電主體，逐步建立供需直接見面的大市場，從而在供需之間展開競爭，提高效率。
3、“十三五”及中長期電力發展的幾個重大問題
3.1電力需求預測
電力需求預測大的研判有2點。
（1）能源和電力需求增速都將下降一個臺階，但電力增速回調的幅度要小于能源增速回調幅度。綜合各方面判斷，2020年中國能源需求總量為46億~47億t標準煤，“十三五”期間能源需求年均增長3%左右，相比2004—2013年年均8.6%的增速有了很大回調。
電力增速也將回調，但消費增速回落要比能源消費增速回落緩慢，主要是由電氣化水平仍持續提高所決定的。統計表明，中國近30年來電氣化水平提升與能源消費強度下降呈負相關關系，電能占終端能源消費比重每提高1個百分點，單位GDP能耗下降3%~4%。實證研究表明，提升電氣化水平有利于全社會用能控制和節約，應是未來長期堅持的方向。
（2）電力增長仍有較大空間，2020年全國全社會用電總量在8萬億kW·h左右。
從人均用電量水平來看，2013年，中國人均用電量3911kW·h，接近世界平均水平，但僅為部分發達國家的1/3~1/4。預計到2020年，中國人均用電量將穩步增長至5500~5800kW·h，接近2011年英國、意大利、西班牙等歐洲國家的水平，相當于2011年日本人均用電量的2/3和美國人均用電量的約40％。
從拉動用電增長的動力來看，過去，第二產業特別是四大高耗能產業在中國用電結構中占主導地位，2013年四大高耗能行業合計用電量占全社會用電量的比重為31.1%，而第三產業和居民生活用電比重僅為11.8%和12.8%，遠低于OECD國家30%以上的水平，未來將成為拉動全社會用電增長的主要動力。
從用電地區分布來看，東部地區用電量占全國用電量長期在一半以上，中部和西部地區比重相對較低。2013年，東、中、西部地區用電比重分別為51.9%、22.1%、26.0%。未來中東部仍是中國負荷中心，但比重會持續下降。
根據以上綜合研判，預計“十三五”期間全國用電量年均增長5%~6%，到2020年全社會用電量將達到7.6萬億~8.1萬億kW·h。2020—2030年期間，電力需求年均增速進一步回落至2.5%～3.5%，用電量9.7萬億～11.3萬億kW·h。2030年以后，電力需求將趨于飽和，年用電量增長進入1%~2%的區間。
3.2發電能源供應
3.2.1大氣污染治理要求減煤和煤炭清潔高效利用，主要途徑是提高發電用煤比重
當前，加大清潔能源開發力度已取得高度共識，治理大氣污染、調整能源結構的關鍵是煤炭的減量和清潔利用。一是散煤的集中高效利用，需要更多的轉化為發電，同時發電廠降低排放；二是煤炭總量減量，倒逼中國供應結構的轉型。“十三五”期間很可能是煤炭消費得到明顯抑制的階段，到2030年可實現更大規模的煤炭減量。
“十三五”期間，通過建設高參數低排放電廠，加大現有電廠超低排放改造，電廠污染物排放總量大幅降低。采用政策措施和經濟激勵手段，改變生產生活用能方式，大幅減少煤炭分散燃燒量，電煤在煤炭消費總量的占比將由目前的53%提高至“十三五”的60%，是完全可行的，2020年以后可以進一步提高到70%，達到世界平均水平。
3.2.2天然氣資源稀缺，在中國不宜優先用于發電，而應以終端替代、分布式能源為主
到2020年，中國天然氣供應能力預計將達到4000億m3，相比2013年1700億m3有很大提高，但其中有30%以上都依賴于進口，價格昂貴，保障程度不穩定。
天然氣的利用方式主要有城市燃氣、化工、工業燃料、發電等，從需求增長空間、利用效率和價格承受力來看，宜優先用于居民和商業用氣，城鎮散燒煤、燃煤鍋爐的“煤改氣”和部分交通領域“油改氣”替代。天然氣發電清潔，但是相比煤電甚至部分新能源發電都不具備經濟競爭力，未來推廣應以分布式能源為主，靠近終端用戶，能效大幅提高，經濟性也比較好，需要解決的問題是對分布式能源的并網及電價給予政策支持。在北方地區，可適度發展調峰電廠和帶穩定供熱負荷的熱電聯產電廠。
3.2.3發電能源中非化石能源地位提升，發電對實現15%預期目標的貢獻率在80%以上
“十三五”期間，中國水、核、風、太陽能等非化石能源發電仍將快速發展，常規水電新增裝機規模或將達到0.6億kW以上，核電0.3億kW，風電1億kW，太陽能發電0.7億kW。發電量中非化石能源的比重將上升至28%，煤電降至66%。到2020年，非化石能源利用總量超過7億t標準煤，占一次能源消費比重達15%，其中，轉化為電力的非化石能源占84%。電力在非化石能源開發利用中始終居于中心地位。2030年，非化石能源占一次能源消費比重有望達到23%~25%。
3.3電力裝機結構和布局
3.3.1“十三五”期間電力結構調整的關鍵是風電和太陽能發電
水電和核電一直在中國電力結構調整中扮演主力角色，“十三五”仍需要加快開發，特別是核電，要在“十三五”期間保持一定的開工規模，為后續發展打下堅實的基礎。由于“十二五”水電、核電開工不足，實現原規劃預期目標均有難度。為實現2020年非化石能源占比15％的目標和中長期碳排放目標，需要不斷提高風電和太陽能發電的貢獻度。
從目前的情況來看，風電主要面臨規劃脫節、靈活調節能力不足、跨區輸電滯后導致的消納難問題，“十三五”解決的思路主要有：
（1）適度調整開發布局，加大中東部地區分散開發的力度，由原規劃的3000萬kW調整至6000萬kW以上；
（2）加大“三北”地區電力外送通道建設，擴大電網互聯規模和范圍[8]；同時，進一步挖掘本地調峰潛力，加快抽水蓄能電站的建設。研究表明，到2020年，全國風電裝機約2億kW，“三北”本地消納、跨區外送消納和中東部分散消納各占1/3，是技術經濟性較好的方案，全國棄風比例有望控制在5%以下，以實現高效利用。
太陽能發電的主要問題是大型電站多位于電網末端，聯網薄弱，外送消納困難。而分布式光伏預期收益不確定性大，民用光伏市場難以激活。解決的思路有：（1）建立配電網的分布式電源滲透率管理機制，引導分布式光伏合理布局；（2）完善補貼政策，提高國內光伏發電市場競爭力；（3）加強適應光伏發電的系統靈活調節能力建設等。2020年太陽能發電1億kW的目標中，大型電站和分布式光伏的預計將各占60%和40%。2020年以后，應視資源條件和技術進步情況，繼續大力推進太陽能集中式發電與分布式光伏發電并重發展。
3.3.2“十三五”煤電裝機增量空間在1.5億kW左右，其中80％布局在西部、北部地區
“十三五”期間，根據電力供需平衡的結果，預計煤電裝機還將增加1.5億kW左右，到2020年煤電裝機總量10.5億kW左右。受大氣污染防治和碳排放雙重約束，中長期煤電裝機規模也應嚴格控制。
對煤電布局影響比較大的幾個因素是：《大氣污染防治行動計劃》和新的《火電廠大氣污染物排放標準》執行情況，以及煤電“近零排放”等技術應用效果。基于優化結果，建議“十三五”煤電增量的80％布局應在西部、北部地區，20％應在中東部地區。
3.4新能源補貼政策的調整
政府有關部門提出，到2020年風電價格與煤電上網電價相當，光伏發電與電網銷售電價相當，即新能源平價上網。根據研究分析判斷，2020年實現該目標的難度很大。（1）新能源的發電成本下降空間有限。要實現平價上網，光伏和風電的發電成本年均降幅需要分別達到約5%和4%。預計“十三五”期間實際成本年均僅能下降3%和2%左右。（2）電力調峰、跨區輸電等系統成本在當前電價中疏導不足。大規模新能源并網系統需要付出額外的調峰、接網、輸送成本，該成本目前大部分并沒有納入可再生能源基金補貼范圍。初步測算，2020年抽蓄等調峰電源的加價需求在0.01元/（kW·h）水平，而并網輸送成本隨著跨區輸送規模的擴大將大幅提高，應予以充分重視。
可再生能源補貼政策調整應充分借鑒德國的相關經驗。建議：（1）根據補貼總額對各類可再生能源限定年度新增規模，避免發展過熱或過冷，做到補貼成本可承受。（2）對可再生能源項目全面引入市場機制。可以在享受國家規定的固定上網電價或在補貼基礎上參與市場競爭。（3）引入招標機制，通過招標確定補貼額度。采用市場競爭方式確定最低成本的可再生能源項目，促進競爭，降低成本。（4）成本分攤既要考慮個別成本也要體現系統成本。將跨區輸電、調峰調頻等納入可再生能源補貼范圍，體現公平競爭、有償服務的原則，保障各類電源及電網的協調發展。
3.5電網發展的研判
“十三五”期間，預計全國西電東送、北電南送規模將顯著增長，跨區輸電通道的建設力度前所未有，全國聯網強度須滿足跨區域電力資源優化配置要求。驅動因素有3點：（1）大氣污染治理；（2）清潔能源的開發輸送；（3）更大范圍電力市場的建設需要。特高壓交直流發展面臨重大機遇，將在保障中東部地區電力供應、促進西部北部新能源消納、治理霧霾等方面發揮重要作用。
智能電網技術創新取得新進展，應用領域不斷擴大。新能源、分布式能源的靈活接入與高效消納，電動汽車、新型儲能的推廣應用，互動用電、智能用電的蓬勃發展，是推動智能電網技術及商業模式創新的動力。可以預見，“十三五”跨區輸電網和智能配電網都將得到長足發展，多年來困擾電網發展的“兩頭薄弱”問題將會明顯改觀。
3.6電力市場化改革對規劃的影響
按照“放開兩頭，監管中間”的基本思路，應堅持頂層設計和試點先行相結合的原則，按照循序漸進的方式推動市場化進程。預計“十三五”期間電力市場化改革會取得重要進展，這在某種程度上要求調整規劃思維。本文初步認為規劃的制定和實施要考慮以下幾個方面的因素：（1）規劃的總體目標要統籌兼顧安全、綠色、高效、合理成本等關鍵要素；（2）規劃要為建立全國電力市場創造條件，這是國情使然；（3）規劃的實施要更多地依賴市場手段，如招標獲取發電容量，通過市場發現價格，同時價格的形成一定要將環境成本和代價作內化處理，以鼓勵清潔能源發展；（4）電力可持續發展需要更強有力的政策保障，比如風電和太陽能發電能夠更有效地融入大電網；（5）創新驅動對提高電力發展質量至關重要，一方面是電力技術創新，另一方面是面向用戶的商業模式創新，電力用戶對于電能消費的話語權和選擇權將得到明顯提升；（6）規劃能否擺脫過去“軟弱無力”的印象，切實提高權威性，還取決于政府轉變職能是否到位，規劃實施的效果與科學的監管機制密不可分。
結語
“十三五”及今后一段時期，中國電力工業面臨難得的歷史機遇，能源結構調整，大氣污染治理，終端用能方式變革，將為電力發展轉型注入新的活力。提質增效、創新驅動、綠色發展，是這一階段的主題。未來，電力工業應以科學規劃為引領，做好當前與長遠、能源與環境的統籌協調，著力打造電力系統的升級版，為經濟社會的可持續發展提供更清潔、更綠色的動力保障。