三、电力装机结构和布局

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。

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。

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。

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。

四、新能源补贴政策的调整

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/千瓦时水平，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。

五、电网发展的研判

“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。

六、电力市场化改革对规划的影响

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。（责任编辑：许）

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