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（一）電力裝機總量和用電量超預期增長，均高于《規(guī)劃》預測增速。2017年全社會用電量為6.3萬億千瓦時，“十三五”前兩年年均增長5.2%，高于《規(guī)劃》高預測增速4.8%。全國發(fā)電裝機容量17.8億千瓦，“十三五”前兩年年均增長7.9%，高于《規(guī)劃》預測增速5.5%。

 

（二）電源結構逐步優(yōu)化，煤電占比已降至《規(guī)劃》要求，非化石能源占比目標有望提前實現(xiàn)。“十三五”前兩年電源投資增長有所放緩、結構逐步優(yōu)化。國家和電力行業(yè)高度重視化解煤電過剩產(chǎn)能，煤電裝機發(fā)展速度得到有效控制，2017年累積裝機9.8億千瓦，占比已從2015年的59%降至《規(guī)劃》目標要求的55%。

 

（三）新能源發(fā)展迅猛，太陽能發(fā)電裝機已超額完成《規(guī)劃》目標。截至2017年底，風電裝機達到1.64億千瓦，距離《規(guī)劃》目標僅4600萬千瓦；分布式光伏爆發(fā)式增長，累計裝機容量2966萬千瓦，同比增長190%，太陽能發(fā)電裝機達到1.3億千瓦，已超過《規(guī)劃》1.1億千瓦的目標。“十三五”前兩年風電和太陽能發(fā)電裝機年平均增速達到11.9%和75.9%，均超過《規(guī)劃》年平均增速設定值。

 

（四）水電建設趨緩，常規(guī)水電和抽水蓄能裝機目標實現(xiàn)存在一定難度。隨著水電基地大型水電項目“十二五”期間陸續(xù)投產(chǎn)，水電新開工項目近幾年明顯減少。截至2017年底，常規(guī)水電裝機容量達到3.13億千瓦，“十三五”前兩年年均增速為2.7%；抽水蓄能電站裝機容量2869萬千瓦，“十三五”前兩年年平均增速為11.6%。

 

（五）天然氣發(fā)電發(fā)展滯后，氣源供應恐難以支撐《規(guī)劃》1.1億千瓦裝機目標。截至2017年底，天然氣發(fā)電裝機為7600萬千瓦，“十三五”前兩年僅增長1000萬千瓦，低于每年新增1000萬千瓦的《規(guī)劃》設定值。發(fā)電用氣占天然氣總消費量的比例升至19.7%，較去年提高2.7個百分點，增速創(chuàng)“十二五”以來新高。

 

（六）電網(wǎng)建設穩(wěn)步推進，綜合線損率提前實現(xiàn)《規(guī)劃》目標。“十三五”前兩年，全國基建新增500千伏及以上交流輸電線路長度2.47萬千米、變電設備容量2.77億千伏安，分別完成規(guī)劃的27%、30%，共投產(chǎn)12條特高壓線路。電網(wǎng)綜合線損率從2015年的6.64%降至2017年的6.42%，提前實現(xiàn)《規(guī)劃》提出的控制在6.5%以內的目標。

 

完成規(guī)劃面臨的主要問題
 

（一）區(qū)域間供需形勢差異較大，部分區(qū)域富余與局部地區(qū)偏緊矛盾并存

 

“十三五”前兩年，全國電力用電負荷快速增長，電力供需延續(xù)總體寬松態(tài)勢，但區(qū)域間供需形勢差異較大。其中，華北區(qū)域迎峰度夏期間電力供需平衡偏緊，華東、華中和南方區(qū)域電力供需總體基本平衡，東北和西北區(qū)域電力供應能力富余較多。

 

（二）煤電產(chǎn)能嚴重過剩，自備電廠呈現(xiàn)無序發(fā)展局面

 

煤電存量規(guī)模大、核準項目多，產(chǎn)能過剩風險突出。近年來，煤電利用小時數(shù)連續(xù)下降，煤電產(chǎn)能過剩風險凸顯。截至2017年底，全國煤電裝機9.8億千瓦，全國已核準煤電項目3億千瓦左右。若已核準煤電項目全部完成建設，2020年我國煤電裝機規(guī)模將突破12億千瓦。

 

局部地區(qū)燃煤自備電廠發(fā)展嚴重失控。截至2017年底，全國自備電廠裝機容量已超過1.3億千瓦，其中大部分為燃煤自備電廠。自備電廠發(fā)電設備利用小時普遍較高，大部分6000小時以上，平均煤耗400克/千瓦時，比全國平均水平315克/千瓦時高27%，且大多不承擔調峰等社會責任。自備電廠的無序發(fā)展不僅加劇了煤電產(chǎn)能過剩，而且助推了鋼鐵、電解鋁等產(chǎn)能過剩，還嚴重擠占了新能源市場空間。

 

（三）可再生能源消納困難，“三棄”問題突出

 

隨著近年來新能源的迅猛發(fā)展，水、風、光等可再生能源的消納問題日益突出，局部地區(qū)棄水棄風棄光電量居高不下。2017年，全年棄水電量515億千瓦時，水能利用率達到96%左右；棄風電量419億千瓦時，棄風率12%，同比下降5.2個百分點；棄光電量73億千瓦時，棄光率6%，同比下降4.3個百分點。總體來看，2017年棄水棄風棄光問題有了較大幅度的緩解，但局部地區(qū)棄能率仍然較高，離可再生能源健康發(fā)展的要求還有比較大的差距。

 

（四）電力系統(tǒng)調峰能力不足

 

我國電源結構以煤電為主，靈活調節(jié)電源比重低，且煤電靈活性改造嚴重滯后。我國能源結構以煤為主，火電占全國電源裝機比重達到62%（“三北”地區(qū)70%），抽水蓄能、燃氣等靈活調節(jié)電源比重僅為6%（“三北”地區(qū)4%），調節(jié)能力先天不足。

 

相比較而言，國外主要新能源國家靈活電源比重相對較高，西班牙、德國、美國的靈活調節(jié)電源占總裝機的比例分別為34%、18%、49%，美國和西班牙靈活調節(jié)電源達到新能源的8.5倍和1.5倍。通過靈活性改造，可有效提升煤電機組深度調峰能力，但《規(guī)劃》提出的2.15億千瓦改造目標，目前完成不足5%，嚴重滯后。“三北”地區(qū)及部分發(fā)達國家電源結構情況如圖所示。

 

 

（五）大電網(wǎng)配置能力有待提高

 

跨省區(qū)電力流規(guī)模存在合理的擴大需求空間，電力大范圍配置能力有待提升。負荷與資源逆向分布的特性決定了必須持續(xù)擴大跨區(qū)電力流規(guī)模，全面提升電網(wǎng)配置能力。2017年全國新增用電量的59.3%集中于東中部，其中，華東地區(qū)占全國新增用電量25.2%，作為我國經(jīng)濟發(fā)展龍頭地區(qū)，東中部在未來很長時間內仍將是我國電力消費的主要區(qū)域。

 

為保障電力安全供應、促進清潔低碳發(fā)展，加快西部北部大型煤電、水電、風電、太陽能發(fā)電等能源基地開發(fā)，大規(guī)模、遠距離輸電至東中部負荷地區(qū)是必然要求。2017年，我國電網(wǎng)跨區(qū)跨省輸送能力只有2.3億千瓦，僅占水電、風電、太陽能發(fā)電裝機總容量的36%，清潔能源外送能力嚴重不足。

 

（六）堅強輸電網(wǎng)與智能配電網(wǎng)仍需協(xié)調發(fā)展

 

輸電網(wǎng)和配電網(wǎng)“兩頭薄弱”制約我國電力發(fā)展，各級主網(wǎng)架亟需加快建設，智能配電網(wǎng)發(fā)展基礎薄弱。當前，特高壓骨干網(wǎng)架尚處于形成期，輸電通道建設難以滿足大規(guī)模清潔能源開發(fā)需求，省間能力交換不足嚴重制約大電網(wǎng)功能作用發(fā)揮；配電網(wǎng)仍存在城鄉(xiāng)之間發(fā)展不協(xié)調、智能化水平低的問題，隨著配電網(wǎng)負荷快速增長，特別是電動汽車、儲能等設備大量接入，對配電網(wǎng)的接納能力、建設標準等都提出了更高要求，必須加快智能化改造和轉型升級。

 

（七）電力市場機制有待進一步完善

 

總體看，全國統(tǒng)一電力市場尚未建成，市場規(guī)則仍不夠健全和完善，省間壁壘較大，促進可再生能源跨省消納的電價機制缺乏。

 

一是交易機制缺失，資源利用效率不高。發(fā)電企業(yè)和用戶之間市場交易有限，售電側有效競爭機制尚未建立，市場配置資源的決定性作用難以發(fā)揮。

 

二是市場化定價機制尚未完全形成?，F(xiàn)行電價管理仍以政府定價為主，電價調整往往滯后成本變化，難以及時并合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環(huán)境保護支出。

 

三是可再生能源跨省消納壁壘亟待破除。電力改革試點以省為單位落實推進，很多省份出于對省內發(fā)電的保護，對外受電量、電價做出不合理限制，造成電力市場交易省間壁壘問題，不利于電力資源更大范圍優(yōu)化配置和可再生能源電力的有效消納。

 

調整思路與重點舉措
 

（一）科學研判未來電力需求，適度超前發(fā)展保障電力供應

 

針對未來用電需求的增長趨勢，應通盤考慮全國電力工業(yè)總量、結構、布局等問題，堅持電力工業(yè)適度超前發(fā)展。“十三五”我國電源發(fā)展的主要原則是調整電源結構、優(yōu)化電源布局，提高非化石能源比重，推動化石能源清潔高效利用。

 

（二）嚴控煤電規(guī)模，規(guī)范自備電廠發(fā)展

 

嚴控煤電新增規(guī)模，促進煤電有序發(fā)展。按照“抓大頭、壓落后”的原則，精準施策推進煤電去產(chǎn)能。把東中部地區(qū)作為煤電去產(chǎn)能重點，已建煤電機組應減少發(fā)電并有計劃關停，并將煤電去產(chǎn)能與優(yōu)化布局相結合，有序推進西部北部煤電基地集約開發(fā)，發(fā)揮特高壓電網(wǎng)大范圍配置資源的作用，實現(xiàn)風電、太陽能發(fā)電與煤電打捆外送，保障我國電力供應長期安全。將自備煤電機組納入壓減煤電項目清單，嚴控燃煤自備電廠發(fā)展。制定自備電廠管理辦法，未納入國家電力規(guī)劃的自備電廠項目一律不得核準、建設，已經(jīng)開工建設的，應立即停建。

 

（三）堅持集中式和分布式并舉，大力開發(fā)利用可再生能源

 

新能源開發(fā)以集中與分散開發(fā)并重。風電重點開發(fā)“三北”地區(qū)和東部沿海地區(qū)，包括河北、內蒙古、東北三省、甘肅、新疆，以及江蘇、浙江、山東等省區(qū)，開發(fā)形式以成片區(qū)的、較大規(guī)模的集中式風電場為主。同時支持風能資源不太豐富地區(qū)，因地制宜地推進開發(fā)中小型分散式風電場，在沿海和中部地區(qū)建設若干分散式風電群。太陽能發(fā)電重點開發(fā)與風電共建的甘肅酒泉、蒙西、新疆哈密建設百萬千瓦光伏基地，以及青海格爾木、甘肅河西走廊和內蒙古鄂爾多斯、寧夏北部等3~5個百萬千瓦級光伏基地，同時在西藏、內蒙古、甘肅、四川、云南等地建設若干個10萬千瓦級光伏基地，在其他地區(qū)建設一批城市并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)。

 

（四）調峰電源建設與靈活性改造并舉，提高系統(tǒng)調峰能力

 

加快抽水蓄能電站和燃氣電站等調峰電源建設。對已開工建設的抽水蓄能電站項目，進一步優(yōu)化施工工期，力爭提前投運；積極推進已列入規(guī)劃的抽水蓄能電站建設，力爭按期投產(chǎn)；結合特高壓電網(wǎng)建設、新能源發(fā)展，適時調整抽水蓄能選點規(guī)劃。推進天然氣調峰電站建設，在有條件的華北、華東、南方、西北等地區(qū)建設一批天然氣調峰電站，增加系統(tǒng)的靈活性資源供給能力。

 

推進煤電機組深度調峰改造與儲能應用。我國已具備自主開展包括鍋爐、汽輪機、蓄熱罐、電鍋爐等各項改造的能力，未來應通過市場化手段激發(fā)靈活性改造積極性，力爭完成“十三五”規(guī)劃改造目標；在儲能方面，目前我國已經(jīng)掌握兆瓦級、10兆瓦級電池儲能電站的集成、運行和控制技術，預計“十三五”末鋰離子電池綜合度電成本會降到0.3元/千瓦時，在用戶側將具備商業(yè)化推廣能力。2020年之后，隨著電動汽車及電池梯次利用技術的發(fā)展，將會出現(xiàn)價格更低、布局更廣的儲能系統(tǒng)參與電網(wǎng)級應用。

 

（五）推進電網(wǎng)高質量發(fā)展，著力解決“兩頭薄弱”問題

 

優(yōu)化全國同步電網(wǎng)格局。一是進一步推進華中省間聯(lián)網(wǎng)建設，滿足大容量直流饋入需要；二是加強華北—華中聯(lián)網(wǎng)，提高通道輸電能力和系統(tǒng)安全穩(wěn)定水平；三是推動建設“三華”同步電網(wǎng)，形成堅強受端電網(wǎng)。

 

提升配電網(wǎng)發(fā)展水平。加快構建一流現(xiàn)代化配電網(wǎng)，滿足在供電安全性、可靠性等方面日益提高的用電需求。一是加強城鎮(zhèn)配電網(wǎng)建設，強化統(tǒng)一規(guī)劃，確保廊道、選址、建設一次到位；二是推進農村電網(wǎng)改造升級，補齊農村電網(wǎng)建設短板，加快推進農網(wǎng)供電服務均等化；三是提高配電網(wǎng)智能化水平，不斷推進“大云物移”、人工智能等新技術應用，適應配電網(wǎng)互動化發(fā)展需求。

 

（六）加快建設全國統(tǒng)一電力市場，促進能源資源大范圍優(yōu)化配置

 

建設全國統(tǒng)一電力市場。按照統(tǒng)一設計、統(tǒng)一規(guī)則、統(tǒng)一平臺、統(tǒng)一運營的思路，在確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的基礎上，以建立公平開放、充分競爭的電能量市場、售電側市場以及相關聯(lián)的輔助服務市場、容量市場、可再生能源消納市場、輸電權市場為重點，加快建立符合市場化需求的電價機制和透明高效的電力交易平臺。

 

加快建立促進可再生能源消納的輔助服務補償機制。完善并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)輔助服務考核機制和補償機制，滿足電網(wǎng)調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務的新要求。按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制。