党的十九大作出了中国特色社会主义进入新时代的重大论断，提出了构建清洁低碳、安全高效能源体系的发展目标，为新时代能源电力发展指明了方向。电力行业需要改变以往单纯的扩能保供发展方式，从绿色、经济、安全、效率等方面提升发展质量。随着能源领域供给侧改革的不断推进，落实“十三五”电力规划过程中依然面临着“去产能”“调结构”“灵活性”“市场化改革”等新老问题交织带来的重重挑战，有必要深入认识把握电源发展新特征新规律，进一步围绕能源电力高质量发展，聚焦行业发展热点问题开展研究。本文针对《电力发展“十三五”规划》（以下简称《规划》）提出的各项发展目标，结合“十三五”以来电源发展建设等情况，总结《规划》执行情况，分析《规划》完成面临的主要问题，提出能源转型背景下未来几年规划优化调整思路及重点举措。

规划执行情况

在电力供需形势持续宽松，国家大力推进供给侧结构性改革、防范化解煤电产能过剩风险等形势背景下，除水电、核电、天然气发电相较《规划》进度有所滞后外，电力发展绝大多数指标均按《规划》要求进度执行或已超额完成目标，具体如表1所示。

（一）电力装机总量和用电量超预期增长，均高于《规划》预测增速。2017年全社会用电量为6.3万亿千瓦时，“十三五”前两年年均增长5.2%，高于《规划》高预测增速4.8%。全国发电装机容量17.8亿千瓦，“十三五”前两年年均增长7.9%，高于《规划》预测增速5.5%。

（二）电源结构逐步优化，煤电占比已降至《规划》要求，非化石能源占比目标有望提前实现。“十三五”前两年电源投资增长有所放缓、结构逐步优化。国家和电力行业高度重视化解煤电过剩产能，煤电装机发展速度得到有效控制，2017年累积装机9.8亿千瓦，占比已从2015年的59%降至《规划》目标要求的55%。截至2017年底，非化石能源发电装机达到6.7亿千瓦左右，占比达到38%，距离《规划》39%的目标仅差1个百分点；非化石能源占一次能源消费比重达到13.8%，距离《规划》15%的目标仅差1.2个百分点。

（三）新能源发展迅猛，太阳能发电装机已超额完成《规划》目标。截至2017年底，风电装机达到1.64亿千瓦，距离《规划》目标仅4600万千瓦；分布式光伏爆发式增长，累计装机容量2966万千瓦，同比增长190%，太阳能发电装机达到1.3亿千瓦，已超过《规划》1.1亿千瓦的目标。“十三五”前两年风电和太阳能发电装机年平均增速达到11.9%和75.9%，均超过《规划》年平均增速设定值。

（四）水电建设趋缓，常规水电和抽水蓄能装机目标实现存在一定难度。随着水电基地大型水电项目“十二五”期间陆续投产，水电新开工项目近几年明显减少。截至2017年底，常规水电装机容量达到3.13亿千瓦，“十三五”前两年年均增速为2.7%；抽水蓄能电站装机容量2869万千瓦，“十三五”前两年年平均增速为11.6%。常规水电和抽蓄装机增速略低于《规划》设定的年平均增速，按照目前在建和新开工项目，预计到2020年，较难完成常规水电和抽水蓄能装机达到3.4和0.4亿千瓦的《规划》目标。

（五）天然气发电发展滞后，气源供应恐难以支撑《规划》1.1亿千瓦装机目标。截至2017年底，天然气发电装机为7600万千瓦，“十三五”前两年仅增长1000万千瓦，低于每年新增1000万千瓦的《规划》设定值。发电用气占天然气总消费量的比例升至19.7%，较去年提高2.7个百分点，增速创“十二五”以来新高。根据目前天然气发展现状，天然气储量和产量可能无法满足2020年1.1亿千瓦的天然气发电装机目标。

（六）电网建设稳步推进，综合线损率提前实现《规划》目标。“十三五”前两年，全国基建新增500千伏及以上交流输电线路长度2.47万千米、变电设备容量2.77亿千伏安，分别完成规划的27%、30%，共投产12条特高压线路。电网综合线损率从2015年的6.64%降至2017年的6.42%，提前实现《规划》提出的控制在6.5%以内的目标。

完成规划面临的主要问题

（一）区域间供需形势差异较大，部分区域富余与局部地区偏紧矛盾并存

“十三五”前两年，全国电力用电负荷快速增长，电力供需延续总体宽松态势，但区域间供需形势差异较大。其中，华北区域迎峰度夏期间电力供需平衡偏紧，华东、华中和南方区域电力供需总体基本平衡，东北和西北区域电力供应能力富余较多。

（二）煤电产能严重过剩，自备电厂呈现无序发展局面

煤电存量规模大、核准项目多，产能过剩风险突出。近年来，煤电利用小时数连续下降，煤电产能过剩风险凸显。《规划》提出到2020年全国燃煤发电装机容量控制在11亿千瓦以内。截至2017年底，全国煤电装机9.8亿千瓦，全国已核准煤电项目3亿千瓦左右，其中国家电网公司经营区超过2.6亿千瓦，且1.7亿千瓦已开工建设，6200万千瓦已开工项目投资已完成80%。若已核准煤电项目全部完成建设，2020年我国煤电装机规模将突破12亿千瓦。

局部地区燃煤自备电厂发展严重失控。截至2017年底，全国自备电厂装机容量已超过1.3亿千瓦，其中大部分为燃煤自备电厂。自备电厂发电设备利用小时普遍较高，大部分6000小时以上，平均煤耗400克/千瓦时，比全国平均水平315克/千瓦时高27%，且大多不承担调峰等社会责任。自备电厂的无序发展不仅加剧了煤电产能过剩，而且助推了钢铁、电解铝等产能过剩，还严重挤占了新能源市场空间。

（三）可再生能源消纳困难，“三弃”问题突出

随着近年来新能源的迅猛发展，水、风、光等可再生能源的消纳问题日益突出，局部地区弃水弃风弃光电量居高不下。2017年，全年弃水电量515亿千瓦时，水能利用率达到96%左右；弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%，同比下降5.2个百分点；弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。总体来看，2017年弃水弃风弃光问题有了较大幅度的缓解，但局部地区弃能率仍然较高，离可再生能源健康发展的要求还有比较大的差距，今后解决问题的难度也会不断加大。

（四）电力系统调峰能力不足

我国电源结构以煤电为主，灵活调节电源比重低，且煤电灵活性改造严重滞后。我国能源结构以煤为主，火电占全国电源装机比重达到62%（“三北”地区70%），抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%（“三北”地区4%），调节能力先天不足。相比较而言，国外主要新能源国家灵活电源比重相对较高，西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机的比例分别为34%、18%、49%，美国和西班牙灵活调节电源达到新能源的8.5倍和1.5倍。通过灵活性改造，可有效提升煤电机组深度调峰能力，但《规划》提出的2.15亿千瓦改造目标，目前完成不足5%，严重滞后。“三北”地区及部分发达国家电源结构情况如图所示。

图1  “三北”地区及部分发达国家电源结构