一、“十三五”電力規劃執行的基本成就
在“四個革命、一個合作”能源安全新戰略指引下，自2016年以來，我國《電力發展“十三五”規劃》指導全國電力工業持續健康發展，支撐了國民經濟發展的電力需求。主要成就有：一是電力實現了高質量發展。體現在發電供應能力持續增強；電網結構不斷堅強；電力系統運行更加安全可靠，沒有發生大面積停電事故；輸配電價定價機制得以建立，電力市場定價機制初步確立；電力普遍服務水平有新的提高，電力營商環境持續改進，電力用戶獲得感普遍提升。二是電力結構發生根本性變化，向高效、低碳、清潔化方向快速轉變。煤電裝機占比持續減少，近五年火電占比每年下降約2個百分點，至2019年6月底，我國煤電（含煤矸石）裝機10.2億千瓦，占總裝機比重為55.4%，30萬千瓦及以上煤電機組占比達80%以上，供電煤耗降低至307克/千瓦時。我國清潔能源發電裝機約8.2億千瓦，占總裝機比重44.6%，其發展速度領跑全球。三是電力行業環保成效明顯，助力大氣環境質量改善。全國80%以上煤電機組進行了超低排放改造，二氧化硫、氮氧化物及粉塵排放水平達到或超過了國家標準，居世界領先水平。電能替代散煤鍋爐取得了重大成就，使得工業能源消費結構向清潔化方向發展，大大減少了污染物的排放。
二、電力發展過程中應引起重視的問題
回顧“十三五”電力發展規劃得到落實并取得明顯成績的同時，也伴生了一些新的情況與問題。
（一）產能過剩情況在不斷加重
2018年，納入全國可靠性統計口徑的發電機組等效可用系數為92.3%，按此計算，機組平均可利用小時達8000小時。按煤電實際運行系數為75%計算，煤電運行小時數應為6570小時。全國30個省市煤電機組實際平均利用小時為4724小時，煤電利用小時最高的是河北省，為5349.91小時，最低的是云南省，為1763.10小時。最先進的超臨界及以上煤電機組年平均利用小時為4762小時。全國煤電機組實際平均利用小時與平均可利用小時之比僅為59.1%。產能利用率是一個很重要的指標，它直接關系到企業生產成本的高低。云南省煤電企業在這樣低的產能利用率情況下，其經營已陷入嚴重困境。雖然電力不能簡單地用一般制造業與公用事業的產能利用率來評判其經濟性，但是電力畢竟是商品，影響著社會生產成本和社會民生，經濟性是不可回避的一個問題。
（二）電網運行的可靠性與經濟性失衡比較嚴重
截至2018年底，我國220千伏以上輸電線路長度為73.34萬公里，變電容量40.23億千伏安。輸變電設備年度平均等效可用系數在99%以上。但設備產能的利用率即使在高峰時段也僅在60%左右，大部分時間運行在30%～40%，有的甚至更低。即使如浙江省電力公司這樣經濟效益比較好的電網企業，2018年凈資產收益率也僅為5%，總資產收益率僅為2.65%，遠低于同期銀行貨款利率。電網設備以高可靠性和低產能利用率保障了電網的安全性，但與經濟性失衡比較嚴重。
（三）電網信息壟斷影響著電力規劃的制訂與落實
電力規劃的職責屬于政府，由政府組織制訂規劃，并負責規劃的執行情況進行事中監管、事后評估與總結，如有必要適時作出調整。由于政府電力管理部門人力有限，也缺少專業人才，規劃所需要的信息材料主要由電網企業提供。大部分省市的電力規劃藍本是由電網企業提供，政府組織專家審查并提出意見，略經修改后批準執行。因此，電網企業在規劃制訂中的影響力很大，規劃必然更多體現電網企業自身的利益。
（四）東部電力增長率已低于中西部電力增長率
2018年，全國有廣東等14個省份全社會用電量超過2000億千瓦時，14個省份合計用電量49467億千瓦時，占全國全社會用電量的71.7%；對全國用電量增長的貢獻率為70.6%。2018年全國平均用電增速為8.5%，其中有15個省份超過全國平均水平，而且基本上都是中西部省份。可見，中西部地區的電力發展不平衡性正在扭轉，這將對長期以來實施“西電東送”的規劃思路帶來影響。
（五）電力與其他能源發展缺乏協調性
電力是由一次能源轉換而來，煤、氣、核等一次能源轉換成電力，其能量利用效率取決于轉換方式和轉換技術。煤電的能量轉換效率一般在35%～45%；天然氣聯合發電效率一般在55%～60%；核電的核能轉換效率在30%～35%左右。風能、太陽能發電的能量轉換效率則更低，一般在20%以下。可見，電能是諸多一次能源經過復雜過程轉換并付出經濟代價而來的清潔能源，它應當用于最需要最有價值的生產和生活之中。應當堅持因地制宜、宜氣則氣、宜電則電的原則，不能是高能低用。譬如，東北、西北地區的冬季氣溫很低，用熱泵等技術供熱，其電熱轉換效率很低；直接用電加熱取暖難以達到標準室內溫度。
三、關于“十四五”電力發展規劃工作的幾點建議
（一）盡快組織修訂《電力系統安全穩定導則》《電網調度管理條例實施辦法》等技術標準和規范性文件
根據《電力系統安全穩定導則》，在正常運行方式下，對不同的電力系統，按功角判據計算的靜態穩定儲備系數 （Kp）應為15%~20%，按無功電壓判據計算的穩定儲備系數（Kv）為10%～15%。在事故后運行方式和特殊運行方式下，Kp不得低于10%，Kv不得低于8%。根據《電力系統電壓穩定評價導則》規定“在區域最大負荷或最大斷面潮流下，正常方式或檢修方式的區域負荷有功功率裕度應大于8%，“N-1”故障后的區域負荷有功功率充裕度應大于5%”。《電網調度管理條例實施辦法》規定“電網的總備用容量不宜低于最大發電負荷的20%”。按照上述行業標準，如果按備用系數8%計算，僅浙江電網，系統備用容量需要400~650萬千瓦左右。從現在的電力系統規模、發輸電設備的可靠性、電源結構與布局、電網構架與互聯、系統智能化水平、系統在故障擾動時的“自愈”能力、電力安全與經濟等關系的實際情況看，按舊的觀念和老的行業標準規定的備用容量進行電力規劃或電力調度，無疑會造成極大的過度投資和極低的運行效率，這也是當前電力行業產能利用率低的主要原因之一，已不適合當今電力系統實際情況。因此，建議盡快訂《電力系統穩定導則》（DL755-2001）、《電網調度管理條例實施辦法》《電力系統電壓穩定評價導則》等標準和規范性文件。
（二）應關注中西部與東部經濟和電力發展不平衡正在縮小的情況
一是中西部與東部沿海地區經濟發展不平衡度的縮小對電力增長率的影響已經顯現。“十三五”期間，東部沿海地區的電力電量消費水平已達到發達國家平均水平，其增長率預計會處于較低的個位數水平。二是東部可再生能源開發程度相對較低，特別是海上風電、分布式太陽能發電和生物質發電，具有較大開發利用空間。三是跨省區交直流特高壓輸電基本不參與調峰等輔助服務，對受端電網運行影響很大。四是隨著可再生能源發電成本不斷下降，其上網電價已接近煤電上網價格。如果通過特高壓輸電從西北、北方地區向華東等沿海地區輸入可再生能源電力，其電能損耗與輸電成本均很高，已逐步失去價格競爭優勢。建議研究調整“西電東送”規劃思路，以免資源配置失去優化，降低電力資產使用效率。
（三）應研究電網投資等對輸配電成本影響的相互關系
現行省級電網企業輸配電準許收入的計算方法是：準許收入=準許成本+準許收益+價內稅金；準許成本=基準期準許成本+監管周期新增（減少）準許成本。監管周期新增準許成本，指規劃新增輸配電固定資產投資額轉為用于計提折舊的新增輸配電固定資產原值。由此可見，規劃新增輸配電資產越大，則電網企業收入越多。這驅動電網企業將輸配電資產盡量做大，以獲取更多的利益。現行電價政策要求，“規劃新增輸配電固定資產投資額，按照有權限的政府主管部門預測的、符合電力規劃的電網投資計劃，并根據固定資產投資增長應與規劃電量增長、負荷增長、供電可靠性相匹配的原則統籌核定。”這一規定非常原則性，沒有可操作性。為使規劃更趨科學性，建議政府部門組織研究電力發展規劃投資與電力電量增長、電力可靠性之間的相互關系；并由有實力的第三方機構進行“十三五”電力發展規劃的落實情況評估和“十四五”電力發展規劃的起草。
（四）應當助力電力體制改革
“十四五”電力發展規劃應明確，將增量配電改革試點企業的電力規劃，納入到省級及以下電力發展總體規劃中，并在政府監管機構的監督下落實規劃的實施，以防止電網企業借助壟斷地位阻礙電力市場主體進行電網接入、增容擴業，保障獨立售電企業等市場主體正常參與市場交易和經營。規劃要明確保障社會民間電力投資企業建設的發電項目的電網接入系統要按主體工程進度適時投運，保證發電項目按時投產并網發電，真正做到無岐視開放電網。應研究讓社會力量開發分布式能源的發展規劃政策。分布式能源有諸多優勢，是未來能源電力發展的大趨勢，是電力市場化改革的重要內容，電力規劃應當滿足并促進分布式能源的發展。當前，由于電網企業的壟斷地位，以綜合能源服務為抓手，以分布式能源為切入點，正悄然進入電網以外的能源市場，與社會能源企業爭利明顯，在一定程度上限制了社會企業開發分布式能源，阻礙了分布式能源發展。“十四五”電力發展規劃應當體現電改9號文件精神，推進電力市場化改革不斷深入。
（五）應著力促進電力向高效、清潔、低碳方向發展
由于資源稟賦和煤炭價格等優勢，我國以煤電為主的狀況短期內難以轉變。但是，“十四五”期間必須堅持以清潔能源逐步替代煤電。對新規劃煤電機組要根據當地電網運行情況選型，由于電力結構的持續調整，煤電機組將越來越多地承擔電網調峰等輔助服務的作用，因此很難在額定負荷工況下長時間連續運行，超超臨界機組在亞臨界狀態、甚至超高壓狀態下運行將是常態。因此，一味追求新建煤電機組高參數大容量已不再適合時宜，而應根據當地電源結構和電網運行特點選擇合適參數的機組，以免“大馬拉小車”而造成浪費。
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