欧阳昌裕：经济新常态下的电力发展研究

　　在非化石能源发电品种中，水电和核电属于发电成本和上网电价相对(新能源发电)较低的品种，普遍低于风电，远低于太阳能发电。更为重要的是，水电和核电不仅具有相对较好的电能品质(如绿色低碳)，还具有相对较好的电力容量品质，如100万千瓦的水电或核电能够具有90万千瓦左右的容量效用，或者说100万千瓦水电或核电可以满足90万千瓦左右持续用电负荷需要。相对而言，风电、太阳能发电等新能源发电同样具有较好的电能品质，但发电成本和上网电价高，需要国家财政补贴才能生存。更不容忽视的是，由于风电和光伏发电出力具有随机性、波动性和间歇性特征，使其电力容量品质极差，如100万千瓦风电只能具有0～10万千瓦的容量效用，或者说100万千瓦风电仅能满足0～10万千瓦持续用电负荷需要(理论上讲，跨省跨区域分散布局的风电，联合运行可适当提高容量效用)，光伏发电比风电的电力容量品质可能稍好些。在这里需要指出的是，无论是水电和核电的90万千瓦容量效用，还是风电的0～10万千瓦容量效用，并不十分准确，需要进行科学分析测算，但两者对比的数量级不会有根本性变化。所以，即使是未来风电和光伏发电的上网电价能够下降到与水电和核电大致相当的水平，因为两类发电的电力容量品质存在较大差距，优先发展水电和核电也理应是优化非化石能源发电结构的不二选择，即在同等非化石能源发电比重条件下，重点规划发展好水电和核电，能够相应降低全社会电价水平和减少国家补贴额，更有利于顺应经济新常态;或者，在经济社会同等可承受能力下，重点规划发展好水电和核电，能够进一步提高非化石能源发电比重。当然，两者并非是非此即彼的选择关系，在实际规划实践和布局建设中，两者都需要规划建设，只不过在外部条件约束下应尽最大可能开发布局水电和核电，风电和太阳能发电应该放到第二位，特别是在未来十年内更是如此。当前和“十三五”期间，要坚持优先开发水电和安全高效发展核电，重点规划发展好水电和核电。

　　优先开发水电。水电是技术成熟、出力相对稳定的可再生能源，在可靠性、经济性和灵活性方面具有显著优势，需要放在优先开发的战略位置。水电要坚持绿色和谐开发，以大型基地为重点，大中小相结合，推进流域梯级综合开发;重视水电消纳市场研究，扩大水电资源配置范围;加快抽水蓄能电站发展，提高电力系统运行的经济性和灵活性，促进可再生能源发电的合理消纳。全国常规水电装机规划2020年达到3.6亿千瓦左右、开发程度67%，2030年达到4.5亿～5.0亿千瓦左右、开发程度超过80%，除西藏外，全国水电基本开发完毕。抽水蓄能装机规划2020、2030和2050年分别达到6000万千瓦、1.5亿千瓦和3亿千瓦。水电开发要着力解决统一认识难、统筹协调难、前期核准难、成本控制难、移民安置难等“五难”问题：一要建议组建国家级水电开发委员会(可以考虑现有国务院三峡建设办公室职能转为承担该职责)，加强统一规划和统筹协调管理力度，在2015年完成西南水电合理开发时序规划研究。二要完善项目前期管理，争取尽早颁布水电开发前期管理条例，尽快批复《怒江流域综合规划》和《怒江中下游水电规划》，尽快确定乌东德、白鹤滩电站送电方向和开发时序，尽快确定龙盘电站坝址方案。三要创新移民安置管理，尽早制定出台移民安置管理办法，增加移民安置方式，调动地方政府积极性。四要建立水电开发环境影响全过程管理机制，加强投运后的环境实际影响监管，并将结果向社会公布。五要促进更大范围消纳水电，推广水电丰枯电价、峰谷电价。六要建议国务院责成有关部门加强水电开发相关知识普及和宣传，并进行绩效考核。

　　安全高效发展核电。核电是安全可控、绿色低碳、经济高效的能源。核电发展要高度重视核电安全，强化核安全文化理念;坚持以我为主，明晰技术发展路线;统一技术标准体系，加快实现核电设备制造国产化;理顺核电发展体制，加快推进市场化、专业化进程;建立立足国内、面向国际的核燃料循环体系。要着力提高核电比重，尽快核准建设东部沿海核电项目，稳步推进中部地区布局建设，加大开工投产规模，2020年应努力超额完成国家规划发电装机5800万千瓦目标、争取达到7000万千瓦，2030年达到2.0亿千瓦左右，实行大型化和小型化并举。安全高效发展核电需要解决好，一要加强核电安全的宣传教育，消除社会核安全恐惧心理，提高社会公众的安全意识和对核电发展的认同度。二要理顺政府管理体制，明晰核电发展战略，统筹做好核电发展规划。三要加快修订出台《核电管理条例》，加快制定《原子能法》和《核安全法》，健全核安全政策、法规与制度体系。四要统一技术路线，加快形成与国际接轨的统一技术标准体系。五要健全国内核电工业体系，从顶层重新设计，加快核电体制机制创新，实现安全唯一化、投资多元化、运营专业化、技术设计集团化、制造市场化、施工社会化、核燃料循环一体化等。六要加快提升自主研发能力，提高自主化、本地化程度，提高成套设备设计制造能力。七要加快核电专业人员培养。

　　积极有序发展风电、太阳能发电等新能源发电。坚持分散和集中开发相结合，切实提高发展质量，在国家财政能支撑、社会电价能承受、电力系统能消纳、发电成本能下降和装备技术能自主的条件下，根据非化石能源发电比重目标和水电、核电开发规模，合理确定开发总量，稳步提高开发利用程度;加快提高技术和装备水平，力争到2020年我国风电产业处于世界领先水平，2020年我国太阳能发电产业达到世界先进水平、2030年力争处于世界领先水平。当前和“十三五”期间，应优先在中东部地区分散布局，因为分散布局开发能够有效减少国家财政补贴额，能够就近消纳不弃风、不弃光，能够有效减少电网投资和同步投产;大型新能源基地建设要以清晰明确的基地外送通道项目和消纳市场为前提，加快建设“三北”基地外送通道、解决好弃风弃光问题;合理布局建设调峰调频电源，研究应用储能技术。全国新能源发电装机规划2020年达到2.8亿千瓦，2030年达到6.7亿千瓦，2050年达到13.3亿千瓦。新能源发电要着力解决缺乏清晰战略目标及发展路径、缺乏统筹规划、缺乏项目统筹核准机制和法律法规政策有待完善、基础工作有待加强、设备性能和建设运行水平有待提高等“三缺乏三有待”问题，贯彻落实《可再生能源法》，进一步完善相关机制：一是明确国家能源等主管部门、发电企业、电网企业、设备制造企业和行业协会责任，转变发展方式。从单纯追求“装机增长速度”向追求“质量与速度并重”转变，从单纯追求“集中大规模开发”向“分散与集中、大中小相结合”方向转变。发展目标要与国家财政补贴能力、全社会电价承受能力和电力系统消纳能力等相平衡。二是加强新能源发电科学统一规划，实现中央与地方的新能源发电规划、新能源发电规划与消纳市场、新能源发电规划与电网规划以及新能源发电规划与其他电源规划相协调。三是强化规划执行刚性，简化项目核准程序。全面推行新能源发电规划内项目公开招标制，通过市场机制选择投资主体。建立新能源发电项目和配套电网、调峰调频项目同步审批的联席会议制度。建立项目审批与电价补贴资金挂钩制度。四是健全和完善相关的法律法规和政策体系。尽早制定实施新能源发电辅助服务补偿和考核管理办法，制定合理的新能源发电送出工程电价政策，出台科学可行的调峰电源电价政策。出台简便易行的分布式电源并网管理办法。五是加强产业发展的基础工作。尽早摸清家底;加强新能源发电的运行管理;健全和完善相关的标准体系;明确统计标准，加大统计力度。六是加快推进新能源发电产业技术升级。七是高度重视生态环保问题。

　　在太阳能辐照量较高的北方地区，还要注意优化太阳能发电结构，高度重视集中式和分布式光热发电的自主技术创新、管理创新和工程试验示范，积极发展光热发电。相对光热发电而言，光伏发电技术较为成熟，上网电价也较低，但是出力具有随机性、波动性、间歇性特征，难以存储，电力系统消纳较为困难，没有商业化的储能设施相配套，难以成为主力能源。光热发电则通过成本相对低廉的储热装置，既可以承担基荷，也具备较为灵活的调峰能力，可作为未来电力系统的主力电源。所以，在具备建设条件的前提下，只要光热发电的上网电价不高出光伏发电0.1～0.2元/千瓦时(初估值，经过科学计算可找到准确值)，就应该优先发展光热发电而不是光伏发电，因为这种配置方式能够做到全社会电价水平较低。特别是发展以光热发电为主的分布式能源系统，能够较好地解决大电网难以覆盖的偏远地区的能源供应难题，包括户户通电问题。

　　三是正确处理好化石能源发电结构品种优化配置关系，优化清洁发展煤电，高效发展天然气发电。煤电仍将是我国的基础电源。目前，美国发电用煤占煤炭消费的比重超过90%，世界平均水平为65%。要着力提高电煤占煤炭消费的比重，加快散烧直燃煤转化为发电，在当前电煤占煤炭消费比例在50%左右的情况下，到2020年提高到60%，最终达到75%左右。煤电开发要优化煤电布局，在高度重视水资源制约及生态环境保护基础上，提高煤电大基地大通道建设程度，结合14个大型煤炭基地建设重点规划好9个大型煤电基地，实现输煤输电并举。严格控制东部地区新建纯凝燃煤机组，鼓励发展热电联产。加快现有机组节能减排改造，因地制宜改造、关停淘汰煤耗高、污染重的小火电。提高煤电能效和排放准入标准，近中期重点放在分散直接燃烧煤炭整治上即“以电代煤”，通过推动工业锅炉电气化、餐饮服务电气化以及居民生活电气化，将工业锅炉、工业煤窑炉、居民取暖厨炊等用煤改为用电，大幅减少直燃煤造成的污染排放;未来环保技术成熟后，推行近零排放。全国煤电装机规划2020年达到11亿千瓦、新增中煤电基地占55%，2030年达到13.5亿千瓦、新增主要在煤电基地，2050年下降到12亿千瓦。

　　高效发展天然气发电。天然气是清洁的化石能源，未来主要依靠进口增加供应，天然气发电成本远高于水电、核电和燃煤发电。发展规模要与各省市财政补贴能力直接挂钩，加快制定全国统一的天然气发电价格补贴政策，由各地结合实际贯彻执行。发展形态上，应以分布式为主、以提高能效和经济性，有序发展大型的调峰机组，原则上不再新建大型天然气纯发电项目。全国天然气发电装机规划2020年1.0亿千瓦，其中分布式4000万千瓦;2030年装机2.0亿千瓦，其中分布式1.2亿千瓦;2050年装机3.0亿千瓦，其中分布式2.0亿千瓦。要研究制定全国统一的天然气发电价格补贴政策，加快制定天然气分布式发电管理办法和技术标准，充分发挥天然气发电的调峰优势，以解决天然气对外依存度不断提高、发电成本高和分布式发电发展滞后等问题。

　　坚强电网是提供用得起的安全绿色电能的重要平台。要按照结构合理、标准统一、安全经济、绿色智能的原则建设坚强电网，加快建设坚强的跨区跨国骨干网架，促进大型能源基地集约化开发和高效利用，实现更大范围资源优化配置;优化配电网结构，大幅度提高供电能力和供电可靠性。加快推进智能电网建设，为大型能源基地的集约化开发与能源外送，分布式电源、智能家电、电动汽车的广泛应用，以及智能楼宇、智能社区、智能城市建设提供安全可靠的保障。

　　动力转换：从主要由需求要素驱动转变为

　　科技体制机制创新驱动

　　创新是实现电力工业科学发展的动力和源泉。在经济旧常态下，电力发展的主要任务是通过外延式扩大再生产方式来满足全国高速用电需求。进入经济新常态，全社会用电需求进入中速增长周期，电力发展的主要任务转换为通过内涵式即主要通过提高质量和科技含量来满足全国用电需求，提高发展质量和经济性。

　　一是加快推进电力科技创新。坚持自主创新、重点突破、超前部署、产业带动的原则，不断整合科技创新资源，完善科技创新机制，加强创新队伍建设，形成完善的科技创新体系，突破制约创新活力的各种束缚，围绕绿色化和智能化发展方向，统筹推进基础研究、关键技术研究和前沿技术研究，实现电力产业的技术提升和跨越式发展。到2020年，我国发电技术整体接近和部分达到世界先进水平，前沿技术的研究与发达国家同步。特高压、大电网和自动化等电网技术保持国际领先水平，引领世界智能电网技术发展方向。到2030年，我国发电技术整体位于世界先进水平，部分技术领域处于国际领先水平，电网技术继续保持整体引领世界发展地位。到2050年，我国成为世界领先的电力科技强国和世界主要先进电力装备制造供应基地。

　　二是加快完善政府电力宏观调控机制。发展改革委、国家能源局和各级地方政府的能源电力主管部门是电力主管部门，也是电力调控的责任主体。要着重从健全电力产业政策、加强统一规划、改革项目核准审批制度等方面，紧紧围绕如何使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用有机结合，来加快完善电力调控机制：一要着力从完善规划研究支撑体系、规范规划工作流程、健全规划协调机制和刚性实施机制、建立规划后评价和责任追究制度等方面，加强电力统一规划。二要改革电力项目前期工作方式和审批核准制度，推行规划指导下的电力项目招标备案制，创造条件推动电源项目前期工作市场化。三要重点围绕新能源发展、扶持科技创新、加强生态环境保护等方面，健全电力产业政策，弥补市场缺陷，有效配置资源。

　　三是加快推进电价改革。电价机制改革是电力市场化改革的核心与关键环节，要加快形成主要由市场决定电价的机制改革。一要加快建立实行独立透明的输配电价制度。以深圳市电网输配电价改革试点为开端，按照“准许成本加合理收益”方法测算制定独立、明晰的电网输配电价，分电压等级公布输配电价。二要加快建立发电两部制上网电价机制。发电容量电价加快从政府核定过渡到通过电源公开市场招标竞争形成，电量电价主要通过发电商与售电公司(用户)竞争谈判或电力市场公开竞争形成;三要加快建立售电价格市场竞争形成和与发电价格联动的机制;四要建立电力系统辅助服务费用制度，建立电力交易服务平衡账户;五要全面推行分时电价，促进智能电网发展，促进可再生能源发电大规模发展;六要建立规范、透明的电价管理制度。

　　四是科学构建全国统一开放、有效竞争的电力市场体系。科学界定电力商品属性，坚持“放开两头、监管中间”原则，构建中国特色的统一开放、有效竞争的电力市场体系。一要改革电网公司赢利模式。建立成本约束机制，转变监管模式，对电网企业监管由现行核定购电售电两头价格、电网企业获得差价收入的间接监管，改变为以电网资产为基础对输配电收入、成本和价格全方位直接监管，确保可持续发展能力，确保对所有市场主体无歧视服务，有偿承担政府委托业务。二要稳步推进售电竞争，落实用户选择权。按照试点先行原则，先全面推行大用户直购电，再推广到中用户直购电，最终全面放开售电竞争。稳妥推行售电主体多元化、社会化，预防售电竞争中的再垄断。三要推行调度和交易分离。调度作为电网的重要组成部分，负责电力系统安全运行，具体执行落实交易机构制定的交易计划安排。改革省级政府主管部门负责发电生产计划的行政管理方式，交易机构独立负责电力市场交易计划安排。四要加快完善政府市场监管体系，加强全过程、全方位、全透明的电力市场监管。五要积极探索电力国有资产管理改革，稳步推进电力企业整体上市，实现电力资产证券化、混合所有制化。通过证券市场，促进电力市场主体经营管理活动的规范化和公开化、透明化。