當前中國煤電產能過剩約為1～1.5億千瓦是不爭的事實。這個狀況自2014年開始顯現，此過程會跨越整個“十三五”。2020年煤電過剩仍將繼續。這個問題造成了上萬億元（包括電網配套）資金積壓、資產利用率不高及其它方面的損失。如果把這部分資金用于優化電源結構和建設應有的電網上，不僅可以扭轉近年來棄風、棄光、棄水的局面，還可為接納更多新能源創造有利條件。現在不僅推遲了中國電源結構調整的步伐，還加大了調整的難度。特別在中央多年強調供給側結構改革的形勢下，教訓是沉重的。

20世紀末期曾因局部地區電力過剩，采取了“三年電源項目不開工”一刀切調整方式。隨后發生了21世紀初中國電力緊缺局面。這次全國大部分區域的煤電過剩又不得不采取全局性“關停緩”緊縮措施。這種大起大落不是一種健康的發展模式，損失巨大，是不可取的。

《電力決策與輿情參考》2017年第24期“煤電轉型升級路何在”中的文章從不同側面分析了當前煤電產能過剩的現狀、原因、消除的措施等。電力發展如何正確貫徹中央供給側結構改革方針，如何避免未來電力發展再發生類似大起大落的問題，中國各區域電源結構調整的優化方案究竟是什么，應該引起我們深刻反省，認真總結。

本文從規劃角度提出四點看法。

一、煤電產能過剩的原因

當前中國煤電產能過剩的主要原因是“十二五”規劃研究制定時，我們對多年來積累的多行業產能過剩、經濟發展的不平衡性、環境生態的嚴重透支等問題缺乏足夠的認識；對經濟結構調整的必要性、緊迫性、艱巨性缺乏足夠的認識。在“十二五”規劃執行中，對十八大后中央為發展綠色低碳經濟、提出了供給側結構改革的總方針，思想認識上有差距，措施上不及時。

“十一五”全社會用電量年平均增長11%，按慣性思維看，“十二五”8%目標不算高，但實際年平均僅為5.8%。2015年煤電總量原規劃目標為9.6億千瓦，實際完成8.84億千瓦，但與實際需求相比依然過剩。

此外，水電、風電、光電分別超規劃目標3000萬千瓦、2800萬千瓦、2000萬千瓦，加劇了電源結構的不平衡。自備電廠2014年已達1.1億千瓦，其中70%為煤電，自備電廠節能環保差，而平均利用小時卻比統調電廠高18%，發展無序、管理空白。另外，“十二五”規劃在電源結構調整上有所欠缺，規劃動態管理體制也不完善等等。這些因素更加大了煤電產能過剩。

“十三五”時期，煤電產能將依然過剩的原因與以下因素有關。2014年電源審批權下放，監管服務一時跟不上，各省區地方政府為本地區GDP增長，但對跨多省區、大量遠距離電力饋入的區域電網電力供需平衡和消納可再生能源的必要條件一時很難有清晰概念，造成“十二五”后期過量審批。投資主體缺乏約束機制，因一時煤電利潤頗豐造成投資沖動等因素。煤電項目從前期至投產需4～5年，開工到投產需2～3年，這種滯后效應或慣性，僅按2015年擬建的2.8億千瓦煤電在2020年前將全部投產，煤電產能過剩就不能得到任何緩解。按目前已采取各項“關停緩”和有關預警等有力措施后，如“十三五”全社會用電量平均增長5%，煤電產能還將有所過剩。

合理煤電利用小時數在5000～5500小時，是與過去設備質量水平、上網電價水平相適應的，過去若要達到更高的利用小時數，往往會造成煤電應修未修、帶病運行狀態，降低電力供應安全水平。2015年、2016年煤電利用小時數僅4319、4165小時，除去30%熱電裝機，運行小時按3000～3500小時計算，煤電產能過剩也在1～1.2億千瓦水平。實際上，當今煤電設備質量、系統優化、運行管理水平都有大幅提高，利用小時數可高達7000小時。

中國煤電過剩的原因是多方面的。

二、完善以政府規劃為核心的電力行業發展管理體制

中央政府部門在國家宏觀發展戰略、方針、目標指引下，根據有關統計數據和規劃研究報告，做好規劃決策制定，以規劃指導行業發展；制定相關政策，必要時做好宏觀調控，保證規劃順利執行。規劃不僅僅是供需平衡問題，當前要以結構調整優化為重點，是否可持續發展——綠色低碳為標準。

在全面貫徹中央“放管服”行政管理體制改革方針中，要充分認識“放管服”是統一的整體，不可偏頗。特別是電力行業系統性很強，電力電量以跨多省區的區域電網為整體的平衡，不是一省一區自行平衡。中央政府部門“放”的同時，“監管、服務”更顯得重要。

規劃研究報告是制定規劃的重要基礎，系指專業規劃研究機構的系統性分析研究報告，二院（科學院、工程院）、投資主體、高等院校、學協會、科研設計單位、媒體、學協會以及社會上專家學者等的專題性研究報告、學術論文。政府部門對上述規劃研究體系應形成制度性有效管理，特別要重視電力發展中重大原則問題上的不同意見，包括少數專家學者的意見。

政府部門規劃決策難點之一，是在重大發展原則各方面存在嚴重分歧意見時，特別要深入調查研究，以各種方式聽取多方面的意見，謹慎及時決策。規劃原則上的錯誤甚至偏差都是根本性的問題，將產生嚴重后果。“十二五”前曾發生采取交流特高壓1000千伏為主體、特別是建立“三華交流同步電網”實現西電東送，與直流為主體實現遠距離輸電、堅持區域電網格局的原則爭論，長達5～6年之久。最終，政府雖無明文，但主要采納了后者意見——基本上是以專家學者個人名義發表的意見，決策是正確的。“十二五”期間批復了南方電網在滿足未來西電東送條件下，由1個交流同步電網可拆分為2～3個交流同步網提高安全穩定性的基本方案。批建了華東區域電網為更多接納西電東送在500千伏交流主網上覆蓋了1000千伏交流電網。今后電力發展中依然會存在這一難點。

政府部門規劃決策難點之二，在于中央與地方政府、政府與投資主體企業之間的協調統一問題。電力規劃協調統一的重要性是因為電力屬具有公共事業性質、資產密集性的基礎性行業，電力特有的自然特性如系統性、供求瞬間平衡性要求等所決定的。平衡協調統一要處理好全局與局部利益，民主與集中，積極性與監督約束等相互關系。中央政府部門重點應在電力發展總體目標、方針政策上，，跨省區消納的各類電源協調發展，區域電網中電源結構優化，跨省區電力輸送，區域主網有關安全穩定的規模、結構等方面。這種協調平衡機制要制度化。

完善規劃的動態管理機制包括微調、糾偏、預警等機制并予以制度化，“十三五”以來正在加快逐步完善。專業規劃研究機構每年或發生重大情況變化時，要及時向政府提交規劃執行的跟蹤分析報告。政府每年應以各種方式主動征求規劃管理體系中各方面的意見后，及時提出相應的對策。

電力項目可行性研究和審批要建立責任追究機制，存在嚴重問題并產生后果的應追究相關單位部門的責任。堅決克服業主委托項目的可行性研究都是可行的這一普遍性問題。不然，政府將處于忙于應對微觀局部而失察宏觀全局的局面。

“十三五”以來政府部門對規劃管理體制己制定了一系列文件。

規劃管理體制的完善化、制度化的重要性巳是不言而喻的。

三、電源規劃需統一的幾點基本認識

（一）煤電的地位、作用

中國一次能源以煤為主體將要持續較長的一個歷史階段。2017年上半年煤炭消費占比仍達59.8%，在這個歷史階段中煤電必然處于主體地位。

當前煤電燃煤量占煤炭消費總量50%，此比重還會逐步增至70%～80%。煤電在各種煤炭消費模式中具有能效高、污染排放少的特點，中國目前7～8億噸散燒煤改造中相當比例要依靠煤電。

碳排放是制約煤電發展的根本因素。與天然氣相比，煤單位熱值碳排放比天然氣高50%，單位電量碳排放比氣電高60%。另外，煤炭中含有80多種微量元素，有害的達22種，形成大氣污染、影響生態。因此，煤電比重必然將不斷下降，下降的速度與中國環境生態狀況和中國對世界承諾的低碳目標有關。

煤電的節能減排永遠伴隨煤電的生存與發展。“十二五”期間在政府有力指導監督和營運投資主體、制造、設計各方面的努力下，取得了出色的成績。中國擁有了完全國產化世界煤耗最低的百萬千瓦煤電機組，49%煤電已達到與氣電類同的污染物超低排放水平。度電CO2排放已比2005年減少19%，煤電機組脫硫、脫硝已達90%、80%以上，除塵率平均達99.75%以上等。

為了更多的吸納新能源，需要提高電網的供需平衡調節能力。要求現有煤電加大調荷能力。煤電機組靈活性改造，只需投入100～200元/千瓦可實現熱電解耦運行，已取得了實質性進展并正在擴大改造規模。熱電機組約占煤電總量的30%以上約2億多千瓦，如調峰能力都能增加50%，則可增加3億千瓦左右可再生能源消納巨大效益。在保證設備系統安全條件下，煤電如能實現二班制運行，將大幅提升電網調荷能力，減少了煤電因深度調峰而參數下降造成能耗增加，煤電機組從額定負荷降至40%～50%負荷，煤耗要增加30%以上，60萬千瓦煤電機組二班制運行改造已在試點之中。

煤電最大的優點在于其經濟性，造價低、煤價低、電價低。

（二）氣電地位、作用

中國發展氣電爭論已久。2016年中國天然氣消費量2058億立方米，其中進口720億立方米，占一次能源消費總量6.2%，世界平均值為24%。美國，俄羅斯兩國天然氣消費占世界總消費33%，中國占5.9%。2016年中國氣電裝機7000萬千瓦，占總電源裝機4.3%，氣電電量占總消費電量3.14%，而發達國家氣電占比在30%水平。這就是我國天然氣、氣電發展現狀。

2017年6月22日，國家發展改革委等13個部委總局發布了《加快推進天然氣利用的意見》（以下簡稱《意見》）。

《意見》完全符合習總書記關于能源發展戰略的“四個革命，一個合作”的重要論述。

《意見》精辟的指出了：天然氣是優質高效、綠色清潔的低碳能源，并可與可再生能源發展形成良性互補。未來一段時期，我國天然氣供需格局總體寬松，具備大規模利用的資源基礎。加快推進天然氣利用，提高天然氣在一次能源消費中的比重，是我國穩步推進能源消費革命，構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系的必由之路；是有效治理大氣污染、積極應對氣候變化等生態環境問題的現實選擇；是落實北方地區清潔取暖，推進農村生活方式革命的重要內容；并可帶動相關設備制造行業發展，拓展新的經濟增長點。

《意見》提出總體目標：2020、2030年天然氣在一次能源消費結構中占比為10％、15%。明確了天然氣發電工程的具體內容：大力發展天然氣分布式電源，鼓勵發展天然氣調峰電站，有序發展天然氣熱電聯產。

《意見》已闡述的非常明確了。各電力規劃機構、電力設計院等都應積極貫徹執行。我們一定要抓住全球經濟一體化的戰略機遇期，善于以全球資源優化配置為中國經濟發展服務，為中國調整優化電源結構，更多利用可再生能源，克服棄風棄光棄水資源浪費和巨大資產的閑置，為發展綠色低碳經濟創造更有利的條件。

（三）水電與可再生能源的應用

2016年水電裝機3.32億千瓦，其中小水電7791萬千瓦，抽蓄2300萬千瓦。水電發電量1.18萬憶千瓦時，占用電需求19.7%，其中小水電、抽蓄分別為2682、306億千瓦時。全年棄水電量501億千瓦時，其中云南、四川棄水456億千瓦時占95.6%，主要是豐水期棄水。

中國大中型水電大部分屬季、年調節，小水電調節特性較差。應采取小水電按省區消納原則規劃發展，有條件早開發流域龍頭水電站提高其它相應水電站調節性能，加大西南地區水電外送輸電能力和廣東、華東地區接納西南地區水電能力，制定豐水期保水降火政策、措施及調度原則。

2016年風電裝機1.48億千瓦，風電發電量2410億千瓦時，占用電需求4%，全年棄風497億千瓦時，棄風率17.1％（西北、東北兩區域棄風占72%）；光電裝機7740萬千瓦，光電發電量662億千瓦時，占用電需求1%，全年棄光66億千瓦時，棄光率占20%。

解決當前和避免將來的嚴重棄風棄光問題，除解決輸電能力不協調問題外，關鍵在于電力系統供需平衡的調節能力。可再生能源最大問題是不可控性，即不按電力需求特性而產生。原電力系統的調節能力，只需滿足負荷變動特性即可。現在大量不可控的可再生能源接入，必須另外增加系統調節能力去適應，此問題必須從規劃入手來解決。

關于如何選擇抽蓄、氣電、煤電、電動車、電儲能等各種調節方式的具體配比，將取決于各區域電網的具體情況，通過比較選擇而定，。

各種調節方式各有不同特點。抽蓄已有共識，能否采回首先取決于有無抽蓄的廠址資源，另外，要有合理的管理體制和電價機制，提高建設抽蓄的積極性和運行小時數。氣電現已有文件指導，在于優化布局和實施，提高煤電靈活性取決于推廣的力度，利用過剩煤電的調荷能力在于優化調度方式和合理的電價機制，煤電二班制運行首先看試點是否能成功。關于電動車，相關資料顯示其每公里比燃油車減少化石能源40%～45%，減少CO2排放還略高于此比例，有待進一步論證。電動車要成為儲能調節，還取決于智能電網和電價機制的配合，應積極予以試點。電池儲能，據相關資料，包括造價和運行費，充放電成本在0.7元/千瓦時，預計在2025年成本下降一半，千瓦時成本下降在于技術進步和產品的銷售量，對大力發展分布式可再生能源，電池儲能是非常重要的支撐因素，應給予深入研究和積極試點。

總之，可再生能源發展總量、布局規劃要與其他電源、儲能、電網發展規劃要協調一致。不論集中還是分散開發，可再生能源的發展必須與提高相應電力系統調節能力同步規劃、同步實施、同步投運、同步有序發展。如果只透支相應電力系統原有的調節能力，只能是棄風棄光棄水或降低電力供應的質量和安全性。提高電力系統調節能力不等同只采取降低煤電的利用率提高調荷能力，要比較分析來確定各區域電網提高調節能力的方案。

（四）分布式電源

采取熱電、熱電冷聯供，對節能低碳，提高電網安全穩定性都具有重要意義；分布式風電、光電等都應成為電力發展規劃的重要內容之一。應有目標、布局、相應措施。《山東省推動分布式電源建設實施意見》值得參考。

（五）需求側負荷特性的優化還有相當的空間。通過智能電網、峰谷電價等措施改善負荷特性，有待深入研究。負荷特性與電源結構調整也有重大的關聯。

（六）各局域網的電源結構優化方案有很大區別。各區域電網，因電力需求、負荷特性、各類電源占比分布、遠距離輸電饋入、可再生能源的消納、電網結構都不同，因此，各局域網的電源結構優化方案有很大區別。電源規劃研究要從各局域網著手，通過調查研究把問題搞清，通過分析多方案比較提出解決問題的具體優化方案。

先有原則再有方案，如果在重大原則問題上沒有一個統一正確的認識，電源規劃研究方案制定依然會出現各種問題。

四、電力規劃（項目）研究經濟評價方法要有根本性的變革

原則上可參考英美CBA（CostBenefitAnalysis成本效益分析）方法。包括項目成本和外部成本，項目效益和社會效益來綜合評價電力規劃（項目）方案。

建立狹義電價和廣義電價的概念，分別對應項目成本和項目成本加外部成本，成本包括造價和運行成本，運行小時要科學核定。將成本轉為電價更全面并易于項目經濟性比較。總之，在深入調查研究基礎上建立新的經濟評價方法。在沒有建立新的評價方法前，可采納這種方法的分析思路。

比如煤電經濟性。造價低，煤價低，但污染和高碳排放增加了外部（社會）成本，利用小時評價標準應經調查研究予以合理調整，基荷煤電和調荷煤電應有不同標準等。

比如抽蓄項目。從項目本身而言，只是消耗4千瓦時的電產生了3千瓦時的電，因此，二十世紀九十年代曾普遍認為建抽蓄不如建煤電。實際上，抽蓄除增加電網事故安全備用外，對電網而言起頂峰填谷作用，峰時抽蓄提供高價值電力供應，谷時成為負荷，減小了電網中火電的調荷幅度，提高了火電利用小時和能效，從而提高了電網整體效益，特別是峯谷差大的電網。對可再生能源的消納來講，1千瓦抽蓄可增加約3千瓦可再生能源的消納。

再如可再生能源項目。除電力電量效益外，主要是低碳的社會政治效益，但很難量化，當前至少可引入碳排放交易效益。可再生能源成本是很高的，從電網整體看，包括風、光項目本身造價外；風、光電需要電網提高供需平衡調節能力的項目成本，這些項目不僅只看造價成本，還要計算運行成本；如風、光電項目中集中開發需遠距離輸電，因利用小時低，每千公里千瓦時輸電電價要高達0.2～0.4元水平，可再生能源項目沒有因污染物排放而增加的社會成本等。

從廣義電價概念，項目總體的經濟性一目了然。總體全面的經濟評價才能真實反映項目的本質。