近日，中國電力企業聯合會（以下簡稱“中電聯”）向外發布《電力發展“十三五”規劃中期評估及滾動優化研究專題調研報告》（以下簡稱《報告》），《報告》根據目前各項指標完成情況提出，“‘十三五’中期部分部分規劃目標需要結合落實中央新要求，適應發展新形勢，及時作出優化調整?！?/span>

《報告》指出，“十三五”后期要適度調高電力需求目標，促進水電開發和消納，優化新能源開發和布局，堅持清潔煤電的市場定位和發展原則，加快氣電發展，安全發展核電，提高電力電量平衡和電力流，提升電網發展水平，加強綜合調節能力建設，積極推進電力改革和市場化建設。

適度調高電力需求目標

《報告》認為，我國總體還處于工業化后期、城鎮化快速推進期。與發達國家相比，我國人均用電量還處于相對低位，特別是第三產業和居民用電占比僅為28%，隨著再電氣化進程加快，“電能替代”持續推進，未來我國電力需求還有較大增長空間。

因此，《報告》建議適度調高電力需求目標。將2020年全社會用電量預期目標調增至7.6萬億千瓦時左右。“十三五”期間電力需求年均增長達到5.9%，電力消費彈性系數達到0.92，到2020年，年人均用電量達到5200千瓦時左右，接近中等發達國家水平?！秷蟾妗奉A測到2035年，全社會用電量將達到11.4萬億千瓦時，2020—2035年年均增速2.8%，人均用電量相當于經合組織國家20世紀80年代水平。

《報告》指出，西南水電開發潛力巨大，待開發水電占比超過67%，水電開發度遠低于發達國家水平，近幾年水電新開工項目明顯減少，水電投資呈現下降態勢。

《報告》認為西南水電開發和消納也暴露出一些問題。一是棄水現象較為突出。二是流域統籌規劃和管理較為薄弱。三是移民安置主體責任落實不到位，規劃約束性不強。四是稅費政策不盡合理，水電企業承擔的稅負過高。五是后續水電開發難度不斷加大，政策性成本不斷攀升，水電競爭力逐步下降。

“要實現水電發展目標，必須統籌施策，促進西南水電高質量發展，需要加強統一規劃和統籌協調，實現水電在更大范圍內消納；加強水電流域統籌規劃建設，提高流域整體效益；強化移民管理，切實落實水電移民安置；完善水電稅費政策，促進水電企業健康發展；加大金融政策支持力度，加快西南水電建設?！薄?/span>

因此，《報告》建議，水電仍保持2020年3.4億千瓦的發展目標?！笆濉奔耙院筮€須開工建設一定規模的水電。加快怒江中下游、金沙江上游和瀾滄江上游水電開發建設，加快雅魯藏布江流域前期論證工作，統籌推進各流域水電開發，力爭2035年水電裝機達到4.8億千瓦。

同時《報告》指出，我國核電裝機和發電量占比較低。截至2017年底，我國核電機組總容量3500萬千瓦，約占全國總裝機的2%；全年核電發電量2475億千瓦時，約占總發電量的3.9%。到目前為止，歐盟28個成員國中有14個國家擁有核電，占歐盟總發電量的27%，貢獻50%的低碳電源。

《報告》建議調減核電發展目標，增加核電開工規模。“考慮目前核電建設進度情況，建議將2020年發展目標由原規劃的5800萬千瓦調減為5300萬千瓦。為保證電力供應，在國家層面盡快確定我國核電發展路線，加快沿海及內陸的核電建設，每年核準建設8~10臺機組”。

優化新能源開發和布局加快氣電發展

《報告》指出，由于西部北部地區市場消納有限、跨區電網輸電能力不足、省間壁壘嚴重、市場交易制度不完善等諸多因素，新能源棄電問題十分突出。2018年以來，在政府方面，建立可再生能源目標引導制度，啟動綠色證書交易機制，制定解決棄水棄風棄光問題實施方案等；在企業方面，實施全網統一調度，開展煤電靈活性改造和輔助服務試點，開展臨時現貨交易等。通過各方共同努力，棄風棄光問題有所改善，但棄電問題依然嚴重，全年棄風電量419億、棄光電量73億千瓦時。

在《報告》看來，解決新能源消納問題的關鍵是提高系統調節能力。新能源發電具有隨機性、波動性和間歇性，高比例接入電力系統后，增加了系統調節的負擔，傳統電源不僅要跟隨負荷變化，還要平衡新能源的出力波動。

《報告》建議調增新能源發展目標。將2020年風電、太陽能裝機目標由2.1億、1.1億千瓦調整為2.2億、2.0億千瓦。 多措并舉解決新能源消納問題，尤其是加快系統綜合調節能力建設，2035年風電、光伏裝機均達到6.0億千瓦。

此外，《報告》分析了我國的天然氣利用形勢。《報告》認為，目前，我國天然氣資源嚴重不足。人均天然氣剩余探明可采儲量僅相當于世界平均水平的十分之一。天然氣發電成本高。氣價對發電成本影響很大，我國發展氣電不具有成本優勢。《報告》建議落實天然氣電站發展方式。2020年裝機達到0.95億千瓦，要進一步采取措施，將發展調峰電源作為氣電主要發展方向，重點布局在氣價承受能力較高的東中部地區和在新能源快速發展的西北地區。同時，鼓勵發展分布式氣電。

提升電網發展水平

目前我國區域電網特高壓主網架正處于完善過程中，特高壓交流發展滯后，電網“強直弱交”結構性矛盾突出，多直流、大容量集中饋入和核心區域500千伏短路電流超標問題，給電網安全運行帶來風險，影響電網輸電效率?？缡。▍^）資源優化配置能力不足。保障電力供應，實現清潔發展目標，亟需加快推進一批特高壓跨省（區）輸電工程。智能配電網發展基礎薄弱。城市配電網發展滯后，與國際先進水平相比還有明顯差距，農網歷史欠賬較多，縣級電網結構薄弱。

《報告》建議提升電網本質安全水平和資源配置能力。建設華中特高壓環網工程，適時推進華北—華中聯網加強工程、區域電網聯網工程，消除電網安全隱患。增加青?！幽咸馗邏褐绷鞴こ?，張北—雄安（北京西）特高壓交流工程，云貴互聯通道工程，2020年前建成投產。積極推進白鶴灘、金沙江上游水電和新疆、隴（東）彬（長）等綜合能源基地特高壓直流輸電工程。高質量發展智能配電網。加強城鎮配電網建設，提升質量和效益，大力推進農村電網改造升級，提高配電網智能化水平。加強國際能源電力合作，與相關國家建立跨境電力互聯合作機制，開展與東北亞、東南亞等重點地區的電力聯網規劃研究和項目可行性研究，加快周邊國家電網互聯互通。

同時，《報告》還建議加大西電東送電力流規模。2020年西電東送電力流規模由2.7億千瓦提高到3.0億千瓦左右。

加強綜合調節能力建設

《報告》提出，優先實施煤電靈活性改造，加大抽水蓄能和氣電調峰電源建設，積極推進儲能技術商業化運營，加強需求側管理，引導用戶科學用電，能夠滿足我國新能源大規模開發需要。

可以看到，實施煤電靈活性改造是提高系統調節能力的現實選擇。目前，儲能技術成熟度、經濟性，尚不具備大規模商業化應用條件，抽水蓄能電站受站址資源約束，且經濟性差（單位千瓦投資約6000元），氣電受氣源、氣價限制，不具備大規模建設條件。煤電靈活性改造技術成熟，每千瓦改造費用約120~400元，國內部分電廠已開始深度調峰改造試點，取得了預期效果。

《報告》建議，加強調峰能力建設，提升系統靈活性。實施煤電靈活性改造要按照分地區、分機組容量有序實施，對于新能源消納困難的“三北”地區，30萬千瓦及以下、部分60萬千瓦煤電機組進行靈活性改造，并同步出臺輔助服務補償機制。深化電力需求側管理。發揮信息化系統優勢，強化智能電網系統平臺建設、電能服務產業培育，提升電力用戶側靈活性；擴大峰谷分時電價實行范圍，制定科學、合理的峰谷分時電價。

此外，《報告》還建議健全完善政策機制。加快建立透明高效的全國和省級電力市場平臺，打破省間壁壘，充分發揮市場在能源資源配置中的作用。健全輔助服務機制，通過市場化手段，充分調動電力企業和用戶參與輔助服務的積極性。完善并啟動煤電聯動機制，合理疏導煤電企業發電成本。制定落實靈活電價政策，積極促進電能替代。

在清潔煤電的市場定位和發展原則方面，《報告》建議，2020年煤電裝機目標繼續控制在11億千瓦左右。各地區嚴格落實國家防范和化解產能過剩要求。電力缺口優先考慮跨省（區）電力互濟，同時加強需求側管理，合理錯、避峰。力爭2030年煤電裝機目標控制在13億千瓦左右，達到峰值。（林楚）