新常态下的能源“十三五”规划研究

我国正进入经济发展的新常态(以下简称“新常态”)，经济结构发生着深刻变化，逐步从要素驱动、投资驱动转向创新驱动。在“新常态”下，我国经济增速虽然放缓，但经济增长更趋平稳，增长动力更为多元，实际增量依然可观。“新常态”将贯穿我国“十三五”乃至更长期的经济发展，是我国经济迈向更高水平的必经阶段。能源发展必须主动适应“新常态”。在能源“十三五”规划研究中，笔者思考了以下几个问题。

一、能源“十三五”规划与能源发展战略行动计划的关系

研究能源发展“十三五”规划，首先必须要弄清楚其与《能源发展战略行动计划(2014～2020年)》(以下简称“战略行动计划”)的关系。2014年6月7日国办发[2014]31号文件指出：能源发展战略行动计划(2014～2020年)已经国务院同意，现印发给你们，请认真落实。“战略行动计划”明确了截止到2020年我国能源发展的总体方略和行动纲领。无论从计划期看，还是从明确了总体战略、主要任务和保障措施的内容来看，“战略行动计划”都是能源发展“十三五”规划的纲要。因此，我们在研究能源发展“十三五”规划时，应该紧紧围绕“战略行动计划”，进一步分析新情况、新问题，研究、提出我们改进、优化的意见和建议，细化、落实“战略行动计划”的战略目标，如到2020年，一次能源消费总量控制在48亿吨标准煤左右，煤炭消费总量控制在42亿吨左右;国内一次能源生产总量达到42亿吨标准煤，能源自给能力保持在85%左右，石油储采比提高到14～15，能源储备应急体系基本建成;非化石能源占一次能源消费比重达到15%，天然气比重达到10%以上，煤炭消费比重控制在62%以内。基本形成统一开放竞争有序的现代能源市场体系。

二、“新常态”对能源电力发展的新要求

(一)“新常态”的特点

1、经济增速明显下降。在“新常态”下，潜在经济增长率将出现明显下降。有关机构研究表明，“十三五”期间我国经济增长将大体维持在6.5%～7%。

2、增长动力发生变化，结构调整成为时代主题。在高速增长时期，驱动增长的主要是投资和(净)出口，拉动经济增长的产业主要是冶金、建材、化工、能源等产业。而在“新常态”下，经济增长的动力主要来自国内消费，拉动经济增长的产业则主要是汽车、精密机械、新能源、金融、信息等产业。

3、竞争优势来源发生变化，研发和创新成为竞争力主要来源。在高速增长时期，企业竞争力的来源，主要是廉价劳动力的供应以及大规模投资带来的规模经济。在“新常态”下，企业的竞争力则主要来自高附加值的研发和创新活动。跨国投资、全球化经营，统筹利用两个市场、两种资源将成为企业发展的必然选择。

4、风险因素多，制度转型压力大。当前，我国正处在由中等收入向高收入国家迈进的关键时期。从国际经验看，这一时期也是矛盾多发、风险累积的时期。就我国而言，经济增速换挡期、深化改革阵痛期、前期刺激政策消化期“三期叠加”，使经济运行面临错综复杂的局面。

(二)“新常态”下对能源电力发展的新要求

“新常态”下需要贯彻落实党的十八大精神，推动能源生产和消费革命，打造中国能源升级版。“新常态”需要能源电力发展有新思路和新方式，但也不否定、不放弃那些有利于能源电力科学发展的好经验。

1、能源革命推进电力工业改革

(1)能源革命包括能源消费、供给、技术和体制革命。

能源消费革命体现在控制能源消费总量，调整产业结构，高度重视城镇化节能，切实扭转粗放用能方式，不断提高能源效率和效益，以尽可能少的能源消费、尽可能小的成本支撑经济社会发展。

能源供给革命将更加重视提高自主控制能源对外依存度的能力，立足国内，加强能源供应能力建设。形成煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系。

能源技术革命将立足国情，紧跟国际能源技术革命新趋势，以绿色低碳为方向，推动技术创新，同其他领域高新技术紧密结合。

能源体制革命重在还原能源商品属性，构建有效竞争的市场和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。

(2)电力是能源的重要组成部分，能源革命将推进电力工业改革，并在

电力消费、供给、技术和体制方面提出革新要求。

能源革命对电力工业发展提出了更高的要求。随着电力系统规模的不断扩大，结构性问题逐渐成为制约全国和各省(区)电力工业发展的主导因素。电力工业发展的重点将由扩大规模向优化结构、扩大规模并重转变。

“新常态”为电力市场化带来调整的机遇期。“新常态”下，全社会对电力的商品属性更加认同和重视，有助于构建有效竞争的市场结构和市场体系，建立、完善上网电价和销售电价由市场形成、输配电价由政府定价的机制。电力企业降低成本、提高竞争力、改善服务质量的内在动力进一步加强。

2、生态文明建设对电力发展提出新要求

(1)我国在保证经济社会发展对能源合理需求的同时，要促进生态文明建设，需要不断提高电气化水平。电气化水平是衡量一个国家经济社会发展水平的重要指标，提高电气化水平有利于降低能源强度和治理、保护生态环境。其出路就是要加快调整以煤炭为主的能源结构，促进能源绿色发展。

(2)煤炭的大量终端消费是引起我国环境问题的主要因素之一，将煤炭转换成电力再投入终端使用是减轻煤炭对生态环境破坏的有效途径。

(3)推动发展核电和以水电为主的可再生能源发电对生态文明建设有着积极的促进作用，尤其体现在对于节能减排和优化能源结构的作用。

3、“新常态”下的电力需求

(1)随着全国经济发展进入“新常态”，目前全国电力供需形势总体平衡;部分地区电力装机富余甚至过剩，同时局部地区存在地区性、时段性供电紧张情况。从能源电力发展来看,我们还面临着东北地区多年严重窝电问题、西南水电基地弃水问题和“三北”地区 大规模风电、光伏发电上网消纳等问题。结合 “十三五”规划研究,要提出解决上述问题的办法，以提高电力设备使用效率，提高电力投资效益。

(2)2014年全国能源消费总量42.6亿吨标准煤，比上年增长2.2%。其中：煤炭消费量占能源消费总量的66.0%，比上年下降2.9%; 原油消费量增长5.9%，天然气消费量增长8.6%，水电、风电、核电、天然气等清洁能源消费量占能源消费总量的16.9%;全社会用电量5.52万亿kw.h，同比增长3.8%，相比上年7.6%的增长水平回落幅度较大。应以此作为规划的出发点，研究“十三五”能源电力的需求，确定能源电力的发展速度和发展规模。

(3)“十三五”期间，工业化、城镇化以及生态文明建设的推进，电能替代力度的加大，电气化水平稳步提高，决定了电力需求增长的刚性特点，电力增长空间仍较大。科学发展电力工业，满足合理电力需求仍是“十三五”电力规划的重点内容。同时，伴随着我国经济增长进入新常态，推动能源消费总量的控制，以及大气污染防治力度不断加大，产业结构调整、技术提升改造步伐持续加快，促进地区经济布局更加合理，电力系统加大需求侧管理力度等等，使得电力需求增速必然有所回落。正向拉动因素和负向抑制因素的综合作用会导致我国电力需求增长的不确定性较大。总之，由于我国目前的能源电力供应水平还较低，与经济发达国家还有较大差距，因此能源电力发展的任务还较繁重。在“十三五”能源电力规划中预测需求时，应该留有一定的余地。

(4)“新常态”下需要研究东部地区的电力需求饱和问题。通过分析经济发达国家(地区)的电力需求发展情况，我们判定电力需求进入饱和阶段的指标是全社会用电量的增长率低于2%，此外，还有一些其它辅助指标，如人口增长指标、人均电量指标、人均gdp指标等。预计到2020年左右，长三角、珠三角、京津冀地区很可能是我国最先进入电力需求饱和的地区，电力需求饱和问题对于这些地区甚至全国电力工业发展都有一定影响的。建议深入研究东部地区负荷中心电力需求饱和水平，包括电力需求饱和特性、规模、范围和出现的时间。

三、优化能源电力结构

“战略行动计划”要求积极发展天然气、核电、可再生能源，降低煤炭消费比重，推动能源结构持续优化。从我国能源发展的实践总结和对未来能源发展的科学判断，“十三五”能源发展规划要继续充分地体现能源发展要以电力为中心。

就优化电源结构来讲，“十三五”期间主要是在安全的前提下积极发展核电，加快发展以水电为主的可再生能源发电，清洁高效发展煤电。由于提高天然气消费比重主要用于拓展天然气城镇燃气应用，包括气化城市民生工程和发展天然气交通运输。考虑天然气的资源和价格情况，只能适度发展天然气发电了，包括在大气污染重点防控区有序发展天然气调峰电站，结合热负荷需求适度发展燃气---蒸汽联合循环热电联产。

(一)安全发展核电

“战略行动计划”规定：到2020年，核电装机容量达到5800万千瓦，在建容量达到3000万千瓦以上。由于ap1000在建的原型堆工程遇到了屏蔽泵等设计制造的技术障碍，推迟了投产时间，使得完成该目标变得极其困难。目前有两个办法可供主管部门选择，一是下调“战略行动计划”核电发展目标，但会使2020年完成非化石能源占比更加困难，需要研究以水电为主的可再生能源发电提高发展目标;二是不调整“战略行动计划”目标，建议尽快核准开工自主三代“华龙一号”相关项目;在确保安全的条件下，适当调整项目核准政策边界，把压水堆在二代改进机型基础上的再改进，更接近三代水平的机型(俗称准三代)，纳入允许建设的政策之内。考虑核电建设的合理工期，应抓紧核准开工一批准三代的核电项目，以填补“战略行动计划”目标的缺口，同时继续突破核电ap1000关键设备研制。

(二)加快发展以水电为主的可再生能源发电

“战略行动计划”确定了“按照输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举的原则，加快发展可再生能源”的方针。

1、坚持优先、积极发展水电的方针，继续加快水电开发

(1)水能资源开发潜力巨大

经过2003年水力资源复查及2006年川、滇、藏复核、2009年小水电装机复核，我国水能资源技术可开发装机量6.6亿kw，年发电量2.98万亿千瓦时。2014年我国常规水电虽然装机容量已达到2.8亿千瓦，水电发电量达到1.07万亿千瓦时，按装机和发电量分别计算, 目前开发程度只有42.4%和35.8%。水电开发程度远低于美国的67%、日本的73%、德国的74%、意大利的86%、瑞士的92%。我国水电发展规划目标2030年、2050年装机容量分别达到4.5、5.3亿千瓦，年发电量分别达到1.8、2.2万亿千瓦时，按年发电量计算,开发程度分别达到60%、74%。按此规划，我国未来还将有2.5亿千瓦的水电需要开发, 可开发潜力巨大。

(2)发展的重点区域、重点河流、重点任务

“十三五”期间,水电开发的重点地区排序为四川、云南、西藏等省(区);水电开发的重点河流为金沙江、长江上游、大渡河、澜沧江、黄河中上游、雅砻江、红水河、乌江、怒江及雅鲁藏布江;水电开发的重点任务是基地建设、西电东送和流域管理。

(3)建议

第一，主管部门要加强河流水电规划工作的组织协调，及时审批怒江等部分河流的水电规划，及时核准、开工建设大型水电工程，及时解决目前存在的重大问题。

第二，尽早建设投产金沙江龙盘、雅砻江两河口、大渡河双江口等年调节及以上的“龙头”水库电站，提高河流梯级电站的储能功能和效益。目前需要抓紧研究出台以下两项政策：一是最近国家出台水电站上网电价的定价机制，不超过受电地区的平均电价。建议在执行这项政策时应区分电站的调节性能，对“龙头”水库电站的上网电价应给予优惠。二是四川省政府最早出台了“龙头”水库电站带来梯级效益的返还政策，建议主管部门结合实际执行情况进行总结，进一步完善“龙头”水库电站带来梯级效益的返还机制。否则，出资方将缺乏对“龙头”水库电站投资的积极性，其损失不仅是一个“龙头”电站推迟投产或长期耽搁的问题，而是损失了大量的梯级效益，同时加剧丰水期弃水。

第三，要敢于啃“硬骨头”，研究悬而未决的问题。如：黄河上游黑山峡河段采用何种开发方式是争论超过半个世纪的问题，浪费了大量的水能资源，热切期盼主管部门和有关省(区)领导要敢于担当，主动研究、决策，争取在“十三五”能够开发黑山峡峡谷的水能资源。又如：如何推进中俄额尔古纳河和黑龙江界河段水资源综合利用规划工作的最终完成，并在中俄双方政府批准河流规划的基础上对第一期工程的梯级电站开展前期工作。

2、大力发展风电、太阳能发电等非水可再生能源发电

(1)从世界范围来看，目前风电、光伏发电等非水可再生能源发电技术仍处于成长期，技术进步的空间、发电成本下降的空间还比较大。我国发展风电、光伏发电能够在短短几年，超过经济发达国家，成为世界第一大国，也表明未来继续采用复制现有技术、依靠政府补贴发展新能源的模式不可持续，依托技术进步、降低发电成本才是新能源可持续发展之道。“十三五”电力发展规划应全面落实“战略行动计划”确定的发展目标，即：到2020年“风电装机达到2亿千瓦，风电与煤电上网电价相当”、“光伏装机达到1亿千瓦左右，光伏发电与电网销售电价相当”。

为此，“十三五”我国非水可再生能源发电发展的着力点应放在通过技术创新实现发电成本降低上，而不是单纯追求发展规模和发展速度，使得非水可再生能源发电既要有一定的发展规模和发展速度，又要通过技术创新实现发电成本的逐步降低。建议主管部门：一是根据经济发展水平确定补贴总规模，以补贴资金确定发展规模。二是建立补贴标准逐年降低机制，即根据新能源发电成本逐步降低的实际情况，建立新能源发电“补贴标准逐步降低，补贴政策逐渐退出”的机制。三是进一步完善新能源发电的电价政策，尤其是补贴政策，提高补贴绩效，以有限的补贴资金，带动更大规模新能源发电的发展，鼓励通过技术创新降低发电成本。

(2)把非水可再生电源规划纳入电力发展规划，加强非水可再生电源与其他电源、非水可再生电源与电网的统一规划。从与其他电源的协调发展来看，既要加强抽水蓄能、燃气机组等灵活调节电源建设，又要适应非水可再生电源发展的需要转变电源规划的理念和方法，提高对新增煤电机组的调节能力要求。从与电网协调发展来看，一是需要创新非水可再生电源项目和配套电网项目规划建设管理机制，协调非水可再生电源和电网项目进度建设，保障非水可再生电源项目建成后及时并网和送出;二是需要以非水可再生电源规划及其明确的消纳市场为引导，同时开展电网规划。

(3)明确非水可再生能源发电基地的消纳市场和送出输电规划，从规划上消除弃风、弃光的隐患。在当前电源灵活性短期难以显著提高、本地市场空间培育及需求侧管理难以短期奏效的情况下，加快跨区域输电通道建设、扩大非水可再生电源消纳范围是“十三五”解决我国非水可再生电源消纳问题的有效途径。迫切需要在“十三五”电力规划中明确非水可再生发电基地送出的消纳市场，并纳入受端市场电力规划;在明确消纳市场的前提下，加强非水可再生电源发电基地外送输电通道规划，并纳入“十三五”电力发展规划，做好非水可再生电源发电基地开发与配套送出工程建设的统筹协调。

3、正确处理水电与非水可再生电源发展的关系

据初步了解，目前受国家产业政策及电价政策引导，各地正在开展前期工作和规划的非水可再生发电项目容量，往往较多超出国家规划的目标，如按此建设投产，而电网工程滞后，必然导致或加剧弃水、弃风、弃光问题。

尤其在可再生能源各类资源都较为丰富的省(区)，建议主管部门更要加强电力统一规划，根据资源条件、市场需求变化和环境承载能力，合理确定各可再生能源发电基地的开发规模、开发时序和外送规模，科学安排调峰、调频、储能配套能力，在优先满足本省(区)用电的基础上，合理确定消纳市场，扩大消纳范围，提高可再生能源整体利用水平。在目前已经出现水电送出受限的地区，建议适当暂缓安排部分非水可再生电源发电项目开发，不再加重弃水、弃风、弃光问题，保证水电和非水可再生能源发电都能健康有序发展。

(三)清洁高效发展煤电

1、全面、客观认识我国煤电发展现状

(1)2014年，我国煤电装机容量达到82524万千瓦，比2013年增长4.96%，占全国发电装机的60.67%,占比降低了2.36个百分点。煤电发电量达到39075亿千瓦时，比2013年降低1.01%,占全国发电量的70.46%，占比降低了3.36个百分点。数据表明，当前和今后相当长的一段时间内，煤电仍是我国的主体电源。

(2)2014年全国6000千瓦及以上燃煤机组供电标准煤耗318克/千瓦时,比2013年降低3克/千瓦时。截止2013年底，我国具备脱硫能力的燃煤机组占煤电机组比例接近100%，脱硫设施运行可靠性水平进一步提高;全国脱硝机组投入容量接近4.3亿千瓦,占煤电机组容量的比例接近55%;煤电机组除尘器加大改造力度，高效电袋除尘器、袋式除尘器的应用比例进一步提高。由于这些污染控制装置发挥了巨大的减排作用，在发电量持续增长、燃煤量不断增加的情况下，全国燃煤电厂每年烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放总量和相应的污染物每千瓦时排放绩效均呈下降趋势，达到了国际先进水平。

(3)由于我国煤炭资源禀赋特征以及环境成本还没有完全到位，决定了煤电具有较好的供应安全性和经济性。

2、继续把推动煤电的清洁高效利用与发展清洁能源发电放在同等重要的位置

(1)我国国情决定了在相当长一段时间内，煤炭作为主体能源的地位和承担保障国家能源安全稳定供应的重任难以改变;清洁能源必须加快发展，但短期内还难以大规模替代传统化石能源;借鉴国际经验和分析我国能源电力结构调整以及大气污染防治的实际情况，我国提高发电用煤占煤炭消费总量的比例，还有较大的空间。

(2)在“十三五”期间，要继续把推动煤电的清洁高效利用与发展清洁能源发电放在同等重要的位置，对新建煤电项目和已运营煤电采用先进的洁净煤发电、环保技术，达到提高效率、降低排放的目的。

3、建议

(1)主管部门应组织行业协会、电力企业、科研机构、高等院校、装备企业等进行综合分析，全面、深入地研究优化煤电发展的产业政策。

(2)在煤电存量方面，国家要支持发电企业在经济实力可能的条件下，积极创新或采用先进技术，通过使燃煤机组接近或达到燃气机组的排放水平，大幅度降低污染物排放。这在我国天然气资源少、价格高的条件下，优化发展煤电是有重要意义的。

(3)在煤电增量方面，国家要根据各地区电力系统负荷需求、运行安全要求，以及煤炭、水资源、运输、输电通道、环境等实际情况，进一步优化煤电布局，加快煤电一体化开发，推进输煤输电并举;在供热负荷落实地区，优先发展热电联产;支持发电企业在新建项目中创新并应用节能节水环保发电技术，使污染物排放接近燃气机组的排放水平。

(四)加快发展电网

1、推进电网投资体制改革，实施投资主体多元化。在电网投资中,除国家继续承担必要的投资外，要积极吸收社会资本、民营资本。

2、随着电力市场化改革和电力市场建设的逐步推进，水电、核电、风电、光伏发电等清洁能源发电比重的提高，大型煤电基地的投产，供电侧和用电侧都对电网提出了更高的要求，电网发展要主动适应“新常态”。“十三五”期间，电网建设应把配网与主网放在同等的重要位置，不但要解决经济、电力高速发展阶段产生的电网建设滞后问题，还要使电网建设得结构更加坚强，不断提高电网的输配电能力和智能化水平。

3、输电网建设的重点是安排落实好应对大气污染防治行动计划中向京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染较重地区送电的通道建设;各水电基地送端电网和外送的输变电工程建设;做好国家级大型现代风电基地的配套送出工程建设;各光伏基地就地消纳利用和集中送出通道建设;西部、北部国家级千万千瓦级大型煤电基地外送的输变电工程建设;加强东部地区受端电网结构，以提高接受外送电能力。

4、配电网建设与改造方面，尤其是农网的建设与改造，是“十三五”电力发展规划中电网建设的重要方面。目前配网结构普遍薄弱，自动化水平低，供电可靠性偏低，难以适应大规模风电、光伏电源等新能源发电的接入、分布式能源(微电网)的接入和提高需求侧管理的需要，亟需加强建设与改造，以提高电网对各种电力的接纳能力，提高电网的整体利用效率，减少配网的电力损耗。结合新农村建设，国家要加大对农网建设与改造的投入。

5、通过我国北部(俄罗斯、蒙古)、西部(塔吉克斯坦、新疆到中亚陆上丝绸之路)和南部(缅甸、泰国、越南等东南亚国家)的跨国电网送电、互联的规划与建设，以深化国际电力合作与交易，并取得电网互联的效益。

四、完善能源发展规划的科学体系

(一)完善能源发展规划的科学体系

能源发展规划是能源发展的总体规划,它应阐明我国能源发展的指导思想、基本原则、发展目标、重点任务和政策措施，是一个时期我国能源发展的总体蓝图和行动纲领，推动各类能源创新发展、安全发展、科学发展、协调发展。能源发展规划的子规划(或称专项规划)，包括煤炭、电力、石油、天然气、核能、新能源、装备制造、管道与交通运输规划等若干个专项规划，组成一个完整的能源规划体系。各专项规划必须在能源规划的指导之下进行编制，以能源发展总体规划为龙头，相互衔接，为能源发展规划的主要目标和基本任务服务。

(二)完善电力发展规划的科学体系

1、电力发展具有以下规律和特点：

(1)电能一般不能大规模储存，发输配用瞬间完成，电能生产与消费需随时保持动态平衡，发电容量和设备都需要一定的备用。

(2)整个电力系统通过电磁耦合和连接，在电力系统任一点发生故障，都会在瞬间影响和波及全系统，造成事故甚至重大灾难，因此在电力系统各个环节和不同层次一定要具有相应的信息与控制系统，对电能的生产、传输、使用的过程快速进行测量、调节、控制、保护和协调调度。

(3)电力系统是现代社会的一个重要基础设施，在经济、社会和人民生活的各个方面都起着重要的作用，每个现代国家的发展程度都与电能的利用水平密切相关。

(4)电能供应系统和用户处于相互影响、相互制约之中，电能供应系统要适应用户对电能需求的随机变化，确保提供合格的电能质量。

2、电力发展规划的科学体系

电力发展规划需要结合上述规律和特点，统筹解决好电力工业发展中资源与环境保护、结构调整、技术进步、效益提高、资金需求、设备制造、电能节约、电能替代等多方面的问题，实现电力的安全、稳定、可靠供应。电力发展规划的子规划(或称专项规划)包括电源规划、电网规划、节能和需求侧管理规划、煤电运综合平衡规划、环境影响分析及保护规划、投融资规划等等。各专项规划与电力发展规划不是平行并列的关系，不应独立于电力发展规划之外。各专项规划和电力发展规划共同组成了一个完整、科学的电力规划体系。

3、各类电源规划均应纳入电力发展规划统筹研究

不管是什么能源，只要它的开发利用主要以转换成电能为基本形态的，其发展规划均应作为电源规划纳入电力发展规划，既包括煤炭、水能、天然气等常规能源发电，也包括核能、风能、太阳能等新能源与可再生能源发电。各类电源发展规划与电力发展规划的关系，是母子规划的关系，或称总体规划与专项规划的关系，而不是平行并列的关系。各类电源发展规划更不应该独立于电力发展规划之外。如果某种能源发电规划没有纳入电力发展统一规划体系，就会在电力系统中出现发展不协调的现象。如近年来，由于风能发电没有纳入电力发展统一规划，造成风电发展与电网发展不协调，使得部分地区风电装机规模大大超出电力系统合理消纳能力，弃风现象就大量出现。

能源发展的实践表明，在能源转换成电能后，不管是就地配送消纳还是外送消纳，都应纳入电力发展统一规划，才能保证电源规划(包括新能源发电规划和常规能源发电规划)和电网规划的协调统一，防止无序发展，提高电源、电网作为整体优化的协同性，减少水能、风能、太阳能等资源浪费。显而易见，能源发展规划不可能完全替代电力发展规划研究到如此深度。那种认为有了能源规划就不需要电力规划的看法是完全错误的。