2015年即将匆匆过去，回顾近11个月的电力形势，犹如翻过一本厚重的画卷，掩卷沉思，“大变化与大趋势”跃然而出。电力供需、节能减排、体制改革等方面都呈现出前所未有的“大变化”，而新的发展理念、目标、战略及要求则引领电力发展“大趋势”。

　　自中国电力工业诞生起，长期以来，中国电力人持续与电力短缺、投资不足和技术落后作斗争。经过几十年艰苦卓绝的奋斗，电力工业逐步由小变大，不论是装机容量、发电量、电网规模都跃为世界第一。不仅实现了人均发电装机容量1千瓦的梦想，而且电力工业技术水平也进入了世界先进行列，实现了电力由世界大国向世界强国的转变。然而，我们还未来得及仔细品味丰硕果实的滋味，还未来得及认真总结辉煌的成就，就又迎来了经济社会新常态和能源大转型的时代。

　　2015年，是“十二五”的最后一年，“大变化”成为描述中国电力行业状况的核心关键词，电力行业正经历着改革与发展的阵痛，机遇前所未有，挑战也前所未有。电力从业者应改变长期形成的思维定式，重新定位方向、调整战略、改革管理模式，以适应“大趋势”的要求。

　　电力新常态的特征，一是要能反映电力行业基本特性，二是这些特性变化具有由量到质的飞跃，或对行业发展有全局性、长期性的影响。电力供需特性、节能减排、电力体制改革都是反映电力新常态的重要方面。电力供需特性，既可反映出国家的现代化水平，又可反映出电力行业对国民经济和社会发展的基本贡献情况，还可通过规模及结构的发展变化，反映我国电力行业在国际上同业间的相对位置。节能减排情况，可综合反映出电力行业的技术水平、设备水平、管理水平及电能质量状况。电力体制改革动态，则可反映出电力生产力和生产关系这一基本矛盾的变化，以及电力发展方向的变化。下面从以上三个方面初步分析电力形势新常态的大变化。

　　大变化之电力供需新常态

　　电力消费增速明显回落，用电结构明显改善

　　电力消费增速明显回落、用电结构明显改善的主要原因是经济增长方式的改变。这种变化不是短期突发，而是经济新常态的基本特征，即经济发展对电力需求的影响为需求偏弱、结构向好、电耗走低。

　　需求偏弱。宏观经济由高速向中高速转型，工业生产增长趋缓，特别是部分重化工业生产明显下滑，对电力的需求整体偏弱。从图1可以看出2010～2014年全社会用电量的增长情况。2014年，全社会用电量增长3.8%，增速为1998年（2.8%）以来的年度最低水平。2015年的前三季度，规模以上工业增加值增速同比回落2.3个百分点，产能过剩矛盾相对突出的粗钢、生铁、水泥和平板玻璃产量同比分别下降2.1%、3.3%、4.7%和7.5%，相应电力需求明显下降。前三季度全国全社会用电量4.13万亿千瓦时，同比增长0.8%，增速同比回落3.0个百分点。预计全国2015年全年电力消费增速同比增长低于1%，创1974年以来年度最低水平。

　　　　

　　结构向好。第二产业用电比重不断降低，由2011年的75%下降到2014年的73.6%，而2015年前三个季度进一步降低1.3个百分点，其中四大高耗能行业用电量比重同比降低0.9个百分点。第三产业和居民生活用电占全社会用电的比重同比分别提高0.8和0.5个百分点。从产业用电增长率看，第二产业及其工业用电同比分别下降1.0%和0.9%；四大高耗能行业合计用电同比下降2.2%，其中黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降7.8%和6.4%，同比分别回落9.6和13.7个百分点；第三产业用电同比增长7.3%，同比提高1.7个百分点，其中，信息传输计算机服务和软件业用电同比增长15.1%；城乡居民生活用电同比增长4.6%，同比提高2.8个百分点。

　　电耗走低。节能提效产生明显效果，如第二产业单位增加值电耗下降，经测算，前三季度同比下降6.6%。

　　电力供应能力充足并相对过剩，发电结构持续向好

　　截至2015年9月底，全国6000千瓦及以上电厂装机13.85亿千瓦，同比增长9.4%；预计2015年全年新增发电装机超过1亿千瓦，同比增长超过7.5%。2015年前三季度全国规模以上电厂发电量同比增长0.1%，全国发电设备利用小时2972小时，同比降低232小时。全国电力供需较2014年更为宽松，部分地区富余。东北和西北区域供应能力富余较多，华北、华中和南方区域供需总体宽松、部分省份富余，华东区域供需总体宽松，但省级电网中，山东、江西、河南个别时段存在错峰，海南8月前电力供需矛盾较为突出。预计2015年全年发电设备利用小时4000小时左右，其中火电设备利用小时低于4400小时，降幅较大。

　　

　　　　非化石能源发电量高速增长，火电发电量负增长。图2为1978～2014年中国发电量结构图。由图2可以看出，2011年以来，中国非化石能源发电量比重持续提高。2015年前三季度，非化石能源发电量同比增长7.7%，其中规模以上电厂水电发电量同比增长3.5%，设备利用小时2639小时，同比减少84小时；并网风电发电量同比增长23.5%，设备利用小时1317小时，同比降低23小时；并网太阳能发电量同比增长74.0%，设备利用小时996小时；核电发电量同比增长32.4%，设备利用小时5525小时，同比增加19小时。而与上形成鲜明对照的是，火电发电量同比下降2.2%，设备利用小时3247小时（其中煤电3330小时），同比降低265小时，已连续20个月同比降低。

　　从电力装机结构看，2015年前三季度，新增水电装机1085万千瓦，总装机达2.79亿千瓦；并网风电装机容量10885万千瓦，同比增长28.3%；并网太阳能发电装机3392万千瓦，同比增长61.4%；核电新增装机546万千瓦，总装机达2414万千瓦；新增火电装机3955万千瓦，总装机达9.47亿千瓦（其中煤电8.55亿千瓦），同比增长6.8%。预计2015年新增发电装机中非化石能源装机比重超过53%。到2015年底全部非化石能源全国全口径发电装机容量超过14.7亿千瓦、同比增长7.5%以上，其中非化石能源发电5.1亿千瓦、占总装机比重提高到35%左右。非化石能源发电装机中，水电3.2亿千瓦（其中抽水蓄能2335万千瓦）、核电2738万千瓦、并网风电1.17亿千瓦、并网太阳能发电4000万千瓦、并网生物质发电1100万千瓦。

　　大变化之节能减排新跨越

　　节能减排新跨越并非一日之功，而是几十年奋斗的积累，尤其是“十一五”以来节能减排的力度持续空前加大，实现了进入世界先进行列的大跨越。主要标志是：电力常规污染物排放大幅度降低，煤耗指标提前并超额完成“十二五”规划指标，非化石能源发电比例提升，单位发电量二氧化碳排放大幅度降低等。

　　供电煤耗及线损居世界先进

　　在降低供电煤耗方面，新建机组采用高参数、大容量、高效率机组，30万千瓦级及以上火电机组容量占比从2005年的近50%提高到2014年的77%以上，已投运百万千瓦超超临界火电机组69台，数量居世界第一。同时，推动工程技术改造提高能效水平。对现役机组开展了汽轮机通流改造、泵与风机变频改造、微油点火、等离子点火等节能技术改造。在降低线损方面，通过推广应用新材料，加强对老旧设备的改造，不断完善配电网建设和推进智能电网的建设，以及加强电网优化运行和线损考核，使电网结构不断完善，线损水平明显改善。

　　2014年，中国火电机组平均供电煤耗319克/千瓦时（火电机组平均净效率38.6%），比2005年下降51克/千瓦时（火电机组平均净效率提高5.4个百分点），燃煤机组供电煤耗和效率总体达到世界先进水平；电网线损率6.74%，居同等供电负荷密度国家先进水平。

　　常规大气污染物排放显著下降

　　电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放相继达到峰值，并不断下降。其中，电力烟尘排放量由2005年的约400万吨降至2014年的98万吨，单位火电发电量烟尘排放量0.23克/千瓦时；煤电烟气脱硫装机比重由2005年的14%提高到2014年的91.4%，电力二氧化硫排放量由2006年的峰值（年排放量约1350万吨）降至2014年的620万吨，与1995年的排放量相当，单位火电发电量二氧化硫排放量1.47克/千瓦时；煤电烟气脱硝装机比重快速提高至2014年的82.7%，电力氮氧化物排放由2011年的峰值（年排放量约1000万吨）降至2014年的620万吨，单位火电发电量氮氧化物排放量降至1.47克/千瓦时。2015年，通过新《环境保护法》的实施、《大气污染防治法》的修订颁布、大力贯彻国务院《大气污染防治行动计划》、全面实施《火电厂大气污染物排放标准》，以及部分地区推进燃煤电厂常规污染物超低排放等举措，三项电力常规大气污染物排放量将跨越式地大幅度降低。预计2015年底，火电三项常规大气污染物年排放量之和将降至700万吨左右，比2014年均下降约50%，创历史最大降幅。与2005年相比，在火电量增长翻倍的情况下，三项大气污染物年排放量下降了约70.8%。1980～2014年电力常规污染物排放情况详见图3。

　　

　　　　电力二氧化碳减排取得成效

　　在应对气候变化能力方面，通过大力发展高效煤电、新能源和可再生能源发电，不断优化电力结构。2014年，单位火电发电量二氧化碳排放约855克/千瓦时，比2005年降低18.4%；单位发电量二氧化碳排放约645克/千瓦时，比2005年降低24.8%。以2005年为基准年，2006～2014年，电力行业通过发展非化石能源、降低供电煤耗和降低线损率等措施，累计减少二氧化碳排放约60亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。

　　大变化之电力改革新进展

　　全面深化改革为电力改革奠定了基础

　　2015年是中国全面深化改革的关键之年。李克强总理在年初提出，政府决策要遵法、学法、守法、用法，要让政府依法全面履行职责，所有行政行为都要于法有据，任何政府部门都不得法外设权。2015年，在2014年已全面取消和下放246项行政审批事项的基础上，又进一步全面取消了非行政许可审批事项。不到一年的时间，正式下发的与电力有关的重要改革文件就有《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号文，简称9号文）、《中共中央国务院关于深化国有企业改革的指导意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》、《国务院关于实行市场准入负面清单制度的意见》、中共中央国务院印发的《生态文明体制改革总体方案》、中办国办印发的《行业协会商会与行政机关脱钩总体方案》等。这些改革文件都体现了以党的十八大、十八届三中和四中全会精神，体现了十八届三中全会提出的“经济体制改革是全面深化改革的重点，核心问题是处理好政府和市场的关系，使市场在资源配置中起决定性作用和更好地发挥政府作用”要求。

　　9号文件开启了电力改革新局面

　　9号文于2015年3月发布以后，标志着电力体制改革进入新的阶段。此次改革的主要内容是：“三放开一独立，一深化三强化”，即有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。为有序加快推进改革，国家有关部门开展了各种试点，包括深圳市、内蒙古西部输配电价改革试点，安徽、湖北、宁夏、云南、贵州改革试点，云南、贵州等省综合试点，在甘肃、内蒙古开展可再生能源就近消纳的试点等。政府部门也已与有关电力企业和相关方研究组建北京电力交易中心和广州电力交易中心事宜，以及研究其他区域和省级交易机构的组建方案。

　　根据电力改革与发展的急需，一些与9号文件相关的内容已经由政府主管部门先期出台，如《关于贯彻中发〔2015〕9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》、《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》、《输配电定价成本监审办法（试行）》、《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》等。而与9号文件直接相配套的输配电价格改革、电力市场建设、电力交易机构组建和规范运行，有序放开发用电计划、售电侧改革以及加强和规范燃煤自备电厂监督管理等6个文件预计近期出台。

　　生态文明改革与电力改革息息相关

　　生态文明体制改革与电力改革和发展密切相关。围绕《生态文明体制改革总体方案》，政府部门发布了《关于生态环境损害责任追究》、《生态环境损害赔偿》、《环境保护督察》、生态环境监测网络建设、编制自然资源资产负债表、自然资源资产离任审计等6个配套文件。这“1+6”文件的基本要求，一是要建立有效的环境经济制度，实现环境成本内部化，并充分发挥市场在环境保护和资源配置中的决定性作用。二是强化企业环境主体责任和加强政府监管责任。要建立可操作、可视化的绿色发展指标体系，把资源消耗、环境损害、生态效益纳入经济社会发展评价体系，实现对各主体的生态文明建设目标和评价考核。可见，这些文件既为我国环境治理基础制度改革提供了依据，也为电力改革和发展提供了重要参照。党的十八届五中全会通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》（简称“十三五”规划建议）明确提出：改革环境治理基础制度，建立覆盖所有固定污染源的企业排放许可制，实行省以下环保机构监测监察执法垂直管理制度。这项对我国长期以来的环境管理体制具有颠覆性的变革，无疑对电力企业现行的管理体制、机制也都将产生重大而深远的影响。

　　通过以上分析可以看出，中国电力工业正经历着前所未有的大变化。电力新常态表明，电力供需矛盾由长期以来的短缺状态向相对过剩转变；电力工业的规模达到世界第一，技术水平进入世界先进行列；电力能效水平、污染控制水平达到世界先进；电力常规大气污染物排放已经不是制约电力工业发展的主要因素。

　　虽然新的电力体制改革正在推进之中，但是，一个新的电力体制像是在海平面上露出了桅杆的一只航船，正向我们驶来。面对经济新常态、绿色发展新要求、能源革命新态势，新的矛盾、新的任务、新的“堡垒”已经摆在电力行业的面前，站在历史新起点上的中国电力行业，机遇前所未有，挑战亦前所未有。

　　能源系统优化仍然是中国能源发展中最迫切的任务。中国已经是世界上最大的能源生产和能源消费国。以常规大气污染物为代表的雾霾问题和以二氧化碳排放为代表的温室气体排放问题，是解决中国能源问题的两大关键。

　　面向“十三五”，电力发展向何处去？这已成为摆在电力行业面前必须回答的问题。一方面，长期以来我国在经济发展上是以发达国家实现工业化模式为目标，很大程度上采取的是“追赶”型战略与策略，电力工业发展也是如此。然而，当我们已经立于电力发展规模与技术水平的世界之巅时，则需要我们开辟出一条新的道路，且在一定程度上起到引领世界电力发展方向的作用。另一方面，新常态下电力行业一些基本矛盾发生了重大变化。如电力供需矛盾由短缺向相对过剩转变，使电力行业与社会之间的矛盾，向加剧电力行业内部矛盾的方向扩展，使发电与电网、发电与发电之间的矛盾呈现新的特点。在环境与发展约束的矛盾上，由常规污染物排放约束为主向低碳和水资源等约束为主的方向转变。这些基本矛盾的变化，使火电与可再生能源发电的矛盾、西电东送与就地平衡的矛盾、煤电与气电发展的矛盾、电力资源大范围优化配置与分布式电力发展的矛盾、电力清洁化与电网安全的矛盾，以及电力改革预期电价下降与电力清洁化带来的成本提高的矛盾都越来越尖锐。电力行业在面临很多急需解决的现实问题的同时，又要面对大量的新问题。

　　但是，不论是新问题还是老问题，都是在新的发展阶段的问题，是发展中、前进中的问题。习近平主席在2015年11月18日APEC工商领导人峰会上指出，“中国经济发展长期向好的基本面没有变，经济韧性好、潜力足、回旋余地大的基本特征没有变，持续增长的良好支撑基础和条件没有变，经济结构调整优化的前进态势没有变”。这一论断是判断电力发展基本方向的前提，也是保障电力行业在“十三五”期间再创辉煌的基础。

　　党的十八届五中全会已经为“十三五”发展勾画了宏伟蓝图，指出了“十三五”经济和社会发展前进的方向和道路；习主席关于推动能源革命的论述构建了中国能源发展的价值体系和方法体系；中国已向世界庄严承诺了中国到2030年碳减排的目标和重大行动；国务院及有关政府部门已经发布了部分“十三五”能源及电力发展目标、“互联网+”智慧能源行动计划等，也出台了智能电网发展指导意见、配电网改造规划等。综合分析，电力工业在“十三五”规划中需要重点解决的关键性问题可归纳为以下几个方面:

　　一是电力在能源系统中的新定位；二是对电力相对过剩的程度、结构、时段的判断及有效解决“弃风”、“弃光”、“弃水”（简称“三弃”）问题的方法；三是环境治理尤其是雾霾治理与煤电、气电发展的关系；四是智能电网、能源互联网发展中的电力发展；五是低碳发展要求下的电力发展战略等。

　　高度重视电力在能源系统优化中的作用

　　能源系统优化仍然是中国能源发展中最迫切的任务。中国已经是世界上最大的能源生产和能源消费国。以常规大气污染物为代表的雾霾问题和以二氧化碳排放为代表的温室气体排放问题，是解决中国能源问题的两大关键。二者之间既有联系又有区别，前者现实且迫切，后者现实、长期且艰巨。面向“十三五”，我国既要全面实现小康水平（初步完成工业化），又要推进能源转型，同时要加强常规污染物控制，还要加快温室气体减排，这“四重压力”同步出现。这与发达国家在实现了工业化、完成了气体能源（低碳化石能源）替代石油和煤炭（高碳化石能源）、解决了常规污染物控制之后，再开始解决温室气体减排问题，不论是难度上还是付出的代价上都有巨大差别。中国的种种能源问题，都是“四重压力”下多种矛盾在不同领域表现的结果。突出反映在煤炭与可再生能源发展的矛盾，煤炭集中利用与分散利用的矛盾，天然气与煤炭、电力发展的矛盾，天然气与可再生能源的矛盾，大型水电与其他可再生能源的矛盾，可再生能源与核电的矛盾等方面。煤炭总量控制、燃煤电厂提效改造、煤电超低排放、燃气电站替代燃煤电厂、可再生能源发电电价补贴及优先上网、特高压输电推进、电动汽车发展等政策措施，都是这些矛盾在政策中的反映。在这些矛盾中，由于煤炭仍然担当着基础能源的角色，且具有明显的“高碳”特征，约1/3煤炭利用（散烧）具有“污染”特征，以及煤炭具有的 “低价”特征，故煤炭清洁利用、电能替代及与非化石能源发展的协调性，更是解决能源问题的关键，也是能源系统优化的主要内容。能源领域对雾霾的影响主要是煤炭散烧和机动车排放污染，尽管电煤占了50%，但由于进行了严格的污染控制、分散式布局、高架源排放，对雾霾的影响已经很小。因此，合理提高煤炭转换为电能的比重，加快电能替代燃油，将是以较低的经济代价尽快解决雾霾污染的最有效措施之一。从长远看，非化石能源转化为电力是清洁、低碳发展的根本性措施，但由于规模、能源密度、成本、电能质量等原因，当前及未来十多年，对解决现实的雾霾问题既是杯水车薪，也是远水难解近渴。因此，在“四重压力”下，“十三五”对能源系统的时空优化措施仍是重中之重，而电力将发挥着关键性和基础性作用。

　　能源系统优化的关键是“协调”。即要全面贯彻五中全会提出的“创新、协调、绿色、开放、共享”发展理念（简称“五大发展理念”），要将五大发展理念具体落实到指标、行动上，防止“木桶”原理中的短板效应。“协调”包括政治目标与法规、政策协调，国家利益和地方利益协调，政府部门间权力及责任协调，电力企业间利益的协调等等。其中，能源优化“协调”的核心是对能源供应“多元化”、能源经济代价、环境质量影响（而不是污染物总量的变化）、碳排放总量等目标进行时空上的量化。从“协调”观点看，能源系统优化的核心措施是推进绿色替代和电能替代。绿色替代核心是提高一次能源转换为电力的比重，电能替代的核心是在终端能源消费中提高电能消费比重。绿色替代重点是水电、煤电、核电、天然气发电、新能源发电目标与电网发展目标相协调，在提高电力系统绿色化同时，保障电力系统的安全性和经济性。电能替代重点是在电力新常态下，电力消费从高速增长向中低速增长转变的情况下，电力供需宽松甚至过剩的环境下，加快在交通运输业、工业、建筑业等领域推广电能替代，提高全社会电气化水平，加快改善雾霾污染状况。

　　为了加快绿色替代和电能替代，要推进要素驱动向科技创新驱动转变。在电力重大技术的发展上，要持续完善和推进智能电网技术、特高压技术、高效清洁低碳火力发电技术、稳定高效的可再生能源发电及利用技术、先进核能发电技术、储能技术，以及具有革命性的其他电力技术的发展。

　　有效解决电力相对过剩及“三弃”问题

　　“三弃”问题是电力发展中的热点、焦点、难点，当电力总体上相对过剩的状况逐步加剧之后，煤电利用小时数进一步下降，与“三弃”问题呈现出互为因果式的恶性循环态势。“三弃”问题中，“弃水”、“弃风”、“弃光”的程度各不相同，在不同地区、不同时段差别更大，既有普遍性，更具特殊性，既有全局性，更具局部性。如吉林省、甘肃省的“弃风”问题严重，四川省、云南省的“弃水”问题严重，甘肃省、新疆自治区的“弃光”问题严重，而东部、中部地区“三弃”问题并不明显。总体而言，从电力与国民经济之间的关系来看，电力过剩是相对于经济发展的“相对过剩”；而“三弃”问题也是可再生能源发电相对于电力发展的“相对过剩”。电力“相对过剩”主要原因是电力需求超常减缓和供应的惯性增长，需求的超常减缓是主要方面，也是大势所致。可再生能源发电的“相对过剩”，主要原因是可再生能源本身超常发展与厂网不协调所致，这在煤电新投产增量不大而“三弃”问题突出的黑龙江、吉林、云南等省区表现更为突出。为解决“三弃”问题，各级政府和电网企业出台了各种提高消纳可再生能源电力的运行机制，包括加大厂网协调、加快电网技术改造、加大西电东送、保障接入电网、优先调度等措施，且把促进可再生能源发电作为电力体制改革的重要目标之一。这些措施的确也起到了一些作用，但“三弃”问题依然严重。

　　“三弃”问题的本质是机制性问题，是社会各主体尤其是电力决策者，对不同能源品种的低碳价值、能源安全价值、经济价值认知的不同以及不同利益主体的利益导向不同所致。归根到底是对能源商品属性和社会属性在不同发展阶段定位和作用认知的分歧，使市场对能源资源配置的决定性作用发挥不到位。如在《可再生能源法》的推进下、在各种有利于可再生能源发展的优惠政策引导下、在各级地方政府在新兴产业和新的经济增长点刺激下、在企业为了经济效益以及在未来竞争中取得发展先机的战略布局下，可再生能源发电呈风起云涌之势，在局部地区明显出现无序发展态势。而由于煤炭价格近三年的持续降低，煤电企业由过去的大面积亏损转为普遍盈利，尤其在经济比较发达地区盈利水平更好，从而刺激了煤电发展冲动。据中电联从我国主要电力集团公司电源投资统计中分析，非化石能源发电投资在近几年远大于火电投资。2006～2013年火电投资增速连续9年持续下降，火电投资占电源投资比重从2005年的70.3%下降到2014年的26.1%，锐减了44.2个百分点，但2012年以来下降的幅度减缓，2014年还略有回升。相应火电发电量的比重由81.5%下降到75.4%。在“三弃”问题严重的地区，虽然特点各有不同，但共同点是当地电力需求远远小于供应能力，往往是“三弃”与火电利用小时数大幅度下降并存。

　　要从根本上解决“三弃”问题，必须建立起不同能源品种的价值认同和能源企业间利益分配认同的标尺，回归能源的商品属性。电能作为商品，必须考虑到衡量电能质量的方便性、稳定性和绿色度等指标，必须通过价格、供需、竞争等市场规律检验。非化石能源在与化石能源竞争中最终取得优势，必须是在能源生产及消费的生命周期内社会总成本上体现出优势。在可再生能源发电发展初期，政府给予必要扶持是必须的，但扶持的目的是为了尽快使其有能力参与到与化石能源的竞争中，并能够在竞争中取得最终胜利。

　　解决当前的“三弃”问题要与电能相对过剩问题统筹考虑，对症下药，多措并举，分类解决。一是要促进各类电源与电源之间、电源与电网之间相协调，使区域电源布局与消纳市场、配套电网与调峰电源相统筹。二是各主体都要调整可再生能源发展思路，风电和光伏发电发展应坚持集中与分散相结合原则，近期应优先鼓励分散、分布式开发。严格控制电力富余较多以及“三弃”严重地区新建各种电源，集中消化现有过剩能力。三是要加快建设跨区跨省通道，如加快云南、四川和“三北”等可再生能源基地的跨省区消纳应急输电通道工程建设。四是认真贯彻电力体制改革配套文件，促进可再生能源电量消纳。五是大胆探索消纳途径和机制，如探索风电清洁供暖与各种电源相协调、各方利益共享机制，并保障安全有效供电供热。六是促进增供扩销，促进和扩大电能替代。

　　正确认识煤电、气电发展与解决雾霾的关系

　　中远期看，对我国燃煤发电最大的制约是高碳排放问题，而不是常规污染排放问题。理论上和国内外的实践均可证明，燃煤发电对雾霾形成的作用微小，并不仅仅是因为燃煤热电联产替代了大量燃煤供热小锅炉减轻了污染，而是我国通过技术措施已将燃煤电厂污染物排放控制在很低的水平上。因此，煤电要不要发展，以及如何发展，应当由中国碳排放控制和煤炭在中国能源战略、电力战略中的定位来决定。建议从以下三个方面考虑：第一，在中国能源转型过程中，煤电既是能源安全和电力安全的支撑，也是以较低成本应用能源的基础，要保持煤炭及煤电在“多元化”能源战略中的合理地位。世界上不存在最好的能源结构，只有最适合各国国情的能源结构。有关报道中提到英国人计划2025年关停全部燃煤电厂，对于已经运行了50多年的燃煤电厂要在10年后关闭也无需过多赞誉；美国政府提出的清洁电力计划与国会意见仍然相左，也说明了各国情况不同，解决的办法也不同。第二，虽然中国煤电节能减排已达世界先进水平，但仍然面临着诸多问题，如电煤占煤炭消费的比重仍然较低，散烧煤比重仍然很高。再如，煤电进一步节能减排的边际效益快速递减，做到安全、环保、节能、经济、低碳各方面的平衡困难更大。还有，天然气是低碳清洁的化石能源，大量用于发电可有效解决电力调峰并可促进低碳发展，但天然气价格太高，付出的经济代价太大，难以在短期内大规模代替煤电。第三，从现实来看，不论是可再生能源发电的快速发展还是技术创新，以及单位千瓦时电量产出总成本的下降，都超出原先人们的估计，加之电力相对过剩的态势快速到来，将会加快压缩煤电发展的空间。相对于发达国家，我国的燃煤电厂普遍“年轻”三四十年，不论是降低利用小时数还是减少运行年限，对全社会来说，都涉及巨大的电力资源利用和社会利益调整。所以，全局性的煤电问题必须考虑各种复杂因素的动态变化。现在每新建一座燃煤电厂，都必须从全局、长远发展上考虑问题，采取慎之又慎的态度。

　　智能电网是能源及电力发展的核心技术支撑和物质基础

　　“互联网＋”智慧能源，是2015年《国务院关于积极推进“互联网＋”行动的指导意见》中部署的11个“重点行动”之一。“互联网+”智慧能源行动的手段和目的是：通过互联网促进能源系统扁平化，推进能源生产与消费模式革命，提高能源利用效率，推动节能减排。主要任务是：加强分布式能源网络建设，提高可再生能源占比，促进能源利用结构优化。保障措施是：加快发电设施、用电设施和电网智能化改造，提高电力系统的安全性、稳定性和可靠性。具体内容包含了推进能源生产和消费智能化、建设分布式能源网络、探索能源消费新模式、发展基于电网的通信设施和新型业务等4个方面的具体行动。可以说， “互联网＋”智慧能源行动，明确了中国式“能源互联网”的目的和主要功能；确立了用互联网思维及技术、智能电网技术、市场手段推进能源生产和消费；体现了推动能源革命的安全、绿色、节约、便捷、创新、协调、共享的价值导向。由于不同能源的性质、禀赋不同，开发、输送、转化、利用所采用的技术、设备及管理模式也不尽相同，且构建能源系统的基础设施往往投入巨大，具有锁定效应，所以，不论能源供应者还是消费者，在选择能源品种时的条件和机会并不多，天然气价格采取“照付不议”规则就是例证。与天然气一样，可再生能源发电、核电、气电、煤电、石油、煤炭等利用都有各自的特性，对大多数生产者和用户而言，很难对能源品种做出选择，选择能源主要是选择具有时间弹性的价格，如选择峰谷电价。因此，在能源互联网构建中，对多类型能源横向多源互补的作用应有一个合理估计。能源转化为电力并接入电网后，由于具备了电能与信息在节点上双向交互流动的特点，因此，智能电网必然是能源互联网中的基础，应更加重视对智能电网的建设和运用。对于“全球能源互联网”而言，由于概念十分明确，是“特高压”+“智能电网”+“清洁能源”，在推动中将与“一带一路”倡议相辅相成，在促进全球能源的互联互通和清洁化发展，及促进中国电力与世界交融方面具有重大意义和十分光明的前景。

　　破解“碳约束”为统领协调各种约束性因素促进电力发展

　　从本质上讲，用不用煤炭不是能源发展的关键，而是否低碳才是关键。纵观国际国内发展趋势和要求，中国电力已发展到以破解“碳约束”为统领协调各种约束性因素的时代（以下简称“碳统领”）。从现实看，碳统领时代来临已具备了条件。一是国家已经明确了碳减排宏观目标。二是节能、减排、低碳之间在电力行业具有高度关联性，碳减排已上升到主要矛盾，成为电力发展和能源转型的主要制约。三是电力碳减排对促进能源领域与全社会碳减排具有基础性作用。四是以五大发展理念来指导，与其他制约性因素比较，碳约束是电力行业发展的关键性约束。五是有利于通过市场化手段推进资源、资本等各要素优化，尤其是碳资产地位的确认将会带来重大的经济和社会结构的重组。六是在技术上、管理上、基础上都具备了碳统领的条件。七是碳排放交易在电力行业取得了试点经验，尤其是获得了下一步改进的空间和方法。

　　在法规政策层面，应以低碳发展为统领，全面梳理能源、电力与节能减排的法律法规政策，建立统一完整、协调配套的法规政策体系。在体制层面，应与电力体制改革相衔接，建立以市场化为基础，鼓励创新、有利于促进低碳的能源生产和消费的电力工业管理体制。在管理制度层面，应以能源革命的价值导向为指导，以碳减排与其他约束性目标相协调，与国际经验相结合，建立新的指标体系、目标体系、执行体系、评价体系。在操作层面，碳统领应贯穿于电力发展全过程，即战略导向、规划约束、技术路线、产业鼓励、运行监管等。总之，以碳统领才能有效解决当前电力发展的主要矛盾，也是长效解决未来电力发展矛盾的钥匙。

　　“十三五”电力规划编制要有新思路

　　在新常态下，电力规划编制必须打破传统规划编制思维、做法和重点。以往电力规划（包括其他规划）之所以被一些人调侃为“规划规划，墙上挂挂”，主要指规划难以指导实践，难以约束无序发展状态。究其原因，一是规划时间滞后。专项规划制定理应是自上而下，兼顾左右，即先有宏观、综合规划，后有专项规划，且要与关联规划相协调。如电力规划只有在宏观上国家五年规划纲要、能源规划出台后才能依据充分，只有与环境保护规划、水资源等规划互相协调后才能合理。现实情况是，当专项电力规划真正出台之时，五年规划即将执行大半到了中期调整阶段。二是国家规划、电力规划与地方规划协调难。由于各地经济发展、能源发展、环境保护都不平衡，且区域性（如京津冀、长三角、珠三角等）问题越来越严重，使区域规划越来越受到重视，进而使电力规划与区域、地区规划协调难度加大。三是市场发挥决定性作用的机制与规划作用机制之间存在矛盾。市场与政府作用发挥大小直接影响规划的作用和效果。由于我国还是处在经济转型、体制转型过程中，市场与政府关系的博弈是客观存在的，也是不确定的（如近年来大量行政审批事项的取消或者下放，形成了新变化），对规划的作用产生了大的影响（冲击）。四是随着全球经济一体化、能源全球化的不断扩展、深入，国际经济形势及能源形势对我国电力形势的影响越来越大，电力规划的不确定性进一步增大。从以上可以看出，有些问题是规划制度自身先天不足，有些是客观规律使然。以上分析也可印证，自“十五”以来电力规划就未颁布的原因，并非是没有做规划，而是经济形势和经济运行机制的变化使规划难以指导实践。所以，规划改进并不取决于是否采用了弹性系数法或模型预测法等技术方法改进上，而是要从根本上改变规划的定位、作用和重点。

　　因此，应当减少规划的层次和种类，细化能源规划，将电力作为核心能源加强对规划的有机整合（融合）。在规划的内容上，强化对现有的能源进行优化替代，淡化装机容量及电量平衡，加重体现价值的关键性目标（如投入性目标、碳排放目标、绩效目标）及投入与效益平衡分析，强化电网骨架规划，以电网引导电源。面对相对过剩的电力电量，如何发挥能源系统的优化作用是“十三五”电力规划的重要任务。在规划中，机制性规划应当比预测性数据规划更为重要，良好的机制会对各种要素进行协调。市场为基础配置资源的本质，实际上就是要淡化规划的预测性和计划手段，而是通过机制作用根据发展变化的情况使投入与产出比更佳，从而实现体制本质属性的价值目标而不是机械地反映表面化的数字目标。随着可再生能源发电必然增长的趋势，且因其不同的发电装机利用小时数有数倍之差，装机容量规划已没有太大的意义。随着智能电网的发展、电动汽车和储能技术的发展，电力电量平衡也存在更大的不确定性。因此，要强化体现具有能源革命要求的“价值导向”规划目标和低碳发展要求的结构导向目标的刚性，而要弱化装机容量、发电量、电源布局的内容。如在指标中如何对“多元”进行量化，如何对低碳进行量化。只有将投入、碳属性、绩效等反映“本质”属性的目标作为刚性指标，才能从宏观上把握总目标的实现。同时，要弱化一些非本质的内容，促进投资主体有优化的空间，有利于通过市场配置资源。由于新的电力体制改革进一步明确了电网的公用、基础、自然垄断特性，并强化了监管措施，加之电网已经形成了固有的网架结构和大型电源基地的布局格局，客观上具有锁定效应，因此，要进一步加强电网规划，以电网规划引导电源发展。（本文刊载于《中国电力企业管理》（综合）2016年1期，作者系中电联第五届理事会党组成员、秘书长，第六届理事会党组成员、专职副理事长）