（五）大电网配置能力有待提高

跨省区电力流规模存在合理的扩大需求空间，电力大范围配置能力有待提升。负荷与资源逆向分布的特性决定了必须持续扩大跨区电力流规模，全面提升电网配置能力。2017年全国新增用电量的59.3%集中于东中部，其中，华东地区占全国新增用电量25.2%，作为我国经济发展龙头地区，东中部在未来很长时间内仍将是我国电力消费的主要区域。为保障电力安全供应、促进清洁低碳发展，加快西部北部大型煤电、水电、风电、太阳能发电等能源基地开发，大规模、远距离输电至东中部负荷地区是必然要求。2017年，我国电网跨区跨省输送能力只有2.3亿千瓦，仅占水电、风电、太阳能发电装机总容量的36%，清洁能源外送能力严重不足。相比较而言，欧洲部分国家间电力外送能力充足，丹麦与挪威、瑞典等国家间的输电容量800万千瓦，是本国风电装机的1.6倍。葡萄牙与西班牙联网输电能力310万千瓦，占风电装机的65%。

（六）坚强输电网与智能配电网仍需协调发展

输电网和配电网“两头薄弱”制约我国电力发展，各级主网架亟需加快建设，智能配电网发展基础薄弱。当前，特高压骨干网架尚处于形成期，输电通道建设难以满足大规模清洁能源开发需求，省间能力交换不足严重制约大电网功能作用发挥；配电网仍存在城乡之间发展不协调、智能化水平低的问题，随着配电网负荷快速增长，特别是电动汽车、储能等设备大量接入，对配电网的接纳能力、建设标准等都提出了更高要求，必须加快智能化改造和转型升级。

（七）电力市场机制有待进一步完善

总体看，全国统一电力市场尚未建成，市场规则仍不够健全和完善，省间壁垒较大，促进可再生能源跨省消纳的电价机制缺乏。一是交易机制缺失，资源利用效率不高。发电企业和用户之间市场交易有限，售电侧有效竞争机制尚未建立，市场配置资源的决定性作用难以发挥。二是市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。三是可再生能源跨省消纳壁垒亟待破除。电力改革试点以省为单位落实推进，很多省份出于对省内发电的保护，对外受电量、电价做出不合理限制，造成电力市场交易省间壁垒问题，不利于电力资源更大范围优化配置和可再生能源电力的有效消纳。

调整思路与重点举措

（一）科学研判未来电力需求，适度超前发展保障电力供应

针对未来用电需求的增长趋势，应通盘考虑全国电力工业总量、结构、布局等问题，坚持电力工业适度超前发展。“十三五”我国电源发展的主要原则是调整电源结构、优化电源布局，提高非化石能源比重，推动化石能源清洁高效利用。

（二）严控煤电规模，规范自备电厂发展

严控煤电新增规模，促进煤电有序发展。按照“抓大头、压落后”的原则，精准施策推进煤电去产能。把东中部地区作为煤电去产能重点，已建煤电机组应减少发电并有计划关停，并将煤电去产能与优化布局相结合，有序推进西部北部煤电基地集约开发，发挥特高压电网大范围配置资源的作用，实现风电、太阳能发电与煤电打捆外送，保障我国电力供应长期安全。

将自备煤电机组纳入压减煤电项目清单，严控燃煤自备电厂发展。制定自备电厂管理办法，未纳入国家电力规划的自备电厂项目一律不得核准、建设，已经开工建设的，应立即停建。在新能源消纳困难、装机明显冗余、火电利用小时数偏低、雾霾污染严重的京津冀鲁、西北地区、东三省等区域，严禁新建燃煤自备发电机组，已投运的燃煤自备发电机组必须强制并网并服从电网统一调度，严格执行发电计划，承担公用电厂调峰义务和相应社会责任。

（三）坚持集中式和分布式并举，大力开发利用可再生能源

加快西南地区水电开发。从水电布局上看，西部地区未来应全面推进金沙江下游、雅砻江、大渡河、澜沧江大型水电能源基地建设，加快开发金沙江中游水电能源基地，启动金沙江上游和怒江中下游大型水电能源基地建设；中部地区合理开发黄河北干流、汉江下游、赣江等流域剩余水能资源；东部地区应重点做好已建电站的扩机和改造升级。

新能源开发以集中与分散开发并重。风电重点开发“三北”地区和东部沿海地区，包括河北、内蒙古、东北三省、甘肃、新疆，以及江苏、浙江、山东等省区，开发形式以成片区的、较大规模的集中式风电场为主。同时支持风能资源不太丰富地区，因地制宜地推进开发中小型分散式风电场，在沿海和中部地区建设若干分散式风电群。太阳能发电重点开发与风电共建的甘肃酒泉、蒙西、新疆哈密建设百万千瓦光伏基地，以及青海格尔木、甘肃河西走廊和内蒙古鄂尔多斯、宁夏北部等3~5个百万千瓦级光伏基地，同时在西藏、内蒙古、甘肃、四川、云南等地建设若干个10万千瓦级光伏基地，在其他地区建设一批城市并网光伏发电系统。

（四）调峰电源建设与灵活性改造并举，提高系统调峰能力

加快抽水蓄能电站和燃气电站等调峰电源建设。对已开工建设的抽水蓄能电站项目，进一步优化施工工期，力争提前投运；积极推进已列入规划的抽水蓄能电站建设，力争按期投产；结合特高压电网建设、新能源发展，适时调整抽水蓄能选点规划。推进天然气调峰电站建设，在有条件的华北、华东、南方、西北等地区建设一批天然气调峰电站，增加系统的灵活性资源供给能力。

推进煤电机组深度调峰改造与储能应用。我国已具备自主开展包括锅炉、汽轮机、蓄热罐、电锅炉等各项改造的能力，未来应通过市场化手段激发灵活性改造积极性，力争完成“十三五”规划改造目标；在储能方面，目前我国已经掌握兆瓦级、10兆瓦级电池储能电站的集成、运行和控制技术，预计“十三五”末锂离子电池综合度电成本会降到0.3元/千瓦时，在用户侧将具备商业化推广能力。2020年之后，随着电动汽车及电池梯次利用技术的发展，将会出现价格更低、布局更广的储能系统参与电网级应用。

（五）推进电网高质量发展，着力解决“两头薄弱”问题

优化全国同步电网格局。一是进一步推进华中省间联网建设，满足大容量直流馈入需要；二是加强华北—华中联网，提高通道输电能力和系统安全稳定水平；三是推动建设“三华”同步电网，形成坚强受端电网。

提升配电网发展水平。加快构建一流现代化配电网，满足在供电安全性、可靠性等方面日益提高的用电需求。一是加强城镇配电网建设，强化统一规划，确保廊道、选址、建设一次到位；二是推进农村电网改造升级，补齐农村电网建设短板，加快推进农网供电服务均等化；三是提高配电网智能化水平，不断推进“大云物移”、人工智能等新技术应用，适应配电网互动化发展需求。

（六）加快建设全国统一电力市场，促进能源资源大范围优化配置

建设全国统一电力市场。按照统一设计、统一规则、统一平台、统一运营的思路，在确保电网安全稳定运行的基础上，以建立公平开放、充分竞争的电能量市场、售电侧市场以及相关联的辅助服务市场、容量市场、可再生能源消纳市场、输电权市场为重点，加快建立符合市场化需求的电价机制和透明高效的电力交易平台。

加快建立促进可再生能源消纳的辅助服务补偿机制。完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，满足电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务的新要求。按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年10月19日第39期