中国在电力转型的道路上加快步伐
改革开放以来，尤其是2002年电力体制改革后，随着经济的快速发展，我国电力工业也进入快速发展阶段,电力供应能力持续增长。截至2016年底，我国发电装机容量达到16.5亿千瓦，比2002年底净增量13亿千瓦，年均增长11.5%，人均装机容量达到1.2千瓦，逐步改变了我国长期电力短缺的历史，电力结构在近几年得到明显改善。
新能源发电超速增长 发电比重明显提高
中国是全球新能源发展规模最大、增长最快的国家。“十二五”期间风电装机年均增长34%，2016年装机达到1.49亿千瓦;太阳能发电实现跨越式发展，“十二五”累计新增4100万千瓦，2016年发电量达到7700万千瓦。风电并网容量10年增加100倍，光伏5年增加100倍。风电太阳能发电装机容量均居世界首位。积极发展水电、核电、风电、太阳能等非化石能源发电，电源结构得到进一步优化。2010～2016年，全世界新增非化石能源发电装机有40%在中国。到2016年底，非化石能源发电装机容量达6.0亿千瓦、同比增长13.5%，占总发电装机容量的比重为36.7%，比2010年提高10个百分点。2016年，非化石能源发电量1.76万亿千瓦时、同比增长12.7%，占总发电量的比重为29.4%，比2010年提高9.7个百分点。
加快煤电清洁高效利用 为能源电力转型作出重大贡献
煤电在满足我国能源电力需求、实现全国节能减排目标方面发挥了重大的历史作用。通过建设高参数、大容量、环保型机组，以及关停小火电机组、对在役机组实施节能和降低污染物排放改造等措施，在发电效率大为提高的同时，单位火电发电量二氧化硫排放量达到0.47克，单位火电发电量氮氧化物排放量降至0.43克，单位火电发电量烟尘排放量降至0.09克，达到甚至优于世界先进水平。污染物排放量与峰值相比减少了80%左右。由于燃煤发电具有高效燃烧、大气污染物便于集中治理及相对有利扩散的优势，虽然消费了五成煤炭的体量，但对大气环境质量的影响只占一成左右，且在完成国家总量减排目标中，独挑大梁。
当然在我国电力转型过程中，由于新能源大规模、超快速发展，消纳瓶颈问题日益突出，在部分地区清洁能源弃能问题较为突出;煤电在建规模由于发展的惯性作用，仍然较大，存在着电力长期供应能力过剩的风险。
重塑煤电定位推进“两个替代” 促进能源转型
中国能源转型的目标是安全、低碳、清洁、经济，大方向是以电力为中心的能源系统优化。
重塑煤电定位
煤电在系统中的定位将逐步由电量型电源向电力调节型电源转变。一是要大力提升煤电机组灵活性，加快改造步伐，支撑和服务新能源发展。二是要严格控制煤电新增规模。2016年，煤电装机容量达到9.4亿千瓦，装机占比为57%。2016年全口径发电量约为6万亿千瓦时，煤电发电占比近70%。全国6000千瓦及以上煤电利用小时数仅为4250小时，同比下降200小时，是1964年以来的年度最低值。三是继续做好煤电节能减排工作，进一步提高煤电清洁化水平。按照能源电力规划，到2020年，我国煤电装机占总装机的55%。
实施清洁替代和电能替代
“清洁替代”就是以清洁能源替代化石能源，提高非化石能源在一次能源中的比重;以电煤替代散煤提高煤炭清洁利用水平。一是做好移民安置和生态保护，优先开发西南水电。我国西南水电资源丰富，总量约占全国一半以上，但开发利用程度不高，未开发水电占全国85%以上。要超前谋划水电消纳和规划外送通道，促进水电资源在更大范围内优化配置。二是加大新能源技术创新，快速有序开发风电、太阳能发电。我国风能、太阳能可开发资源分别超过24亿、45亿千瓦，随着大容量高参数风机、高效率低成本太阳能发电技术突破，未来随着技术进步可开发的规模会更大、质量会更高。目前存在的弃风、弃光等问题，可通过分散与集中、大中小相结合开发和加强电网、电源统筹规划和需求侧管理以及风光互补、储能技术等的发展加以有效解决。三是进一步提高电煤占煤炭消费比重。我国电煤占煤炭消费比重多年来一直在50%左右，远低于国外发达国家甚至是世界平均水平，如欧盟80%以上、美国92%以上，世界平均比例约78%。
“电能替代”就是要提高电能在终端能源消费中的比重。电能是优质、高效、清洁的二次能源，可以在终端能源消费中广泛替代化石能源，提高能源效率、减少环境污染。一是大力推进电能替代直燃煤。我国非电力直接燃煤包括钢铁、有色金属、化工、水泥等作为能源的工业用煤以及用于终端消费(居民生活和第三产业用煤)，可以因地、因业制宜加以替代。二是促进电动汽车加快发展。加大电动汽车充换电基础设施建设力度，加快发展电动汽车，实施交通领域以电代油。
促进电力转型的措施
一是进一步建立电力发展统筹协调机制。建立健全电网、各类电源统筹协调发展机制，在《电力发展“十三五”规划》的基础上，进一步优化确定各类电源发展目标;严格项目审批管理，坚持以规划指导项目，以项目落实规划，严格控制各类电源发展规模，提高规划权威性;坚持国家规划指导地方规划原则，加强对省级电力发展的指导监督，抑制各投资主体不合理的投资冲动。
二是从严控制燃煤机组开工、投产规模。严格控制新开工项目审批节奏，目前全国除核准在建规模外，还有纳入规划及核准未建煤电项目约1.5亿千瓦，除个别供电紧张或民生需要的地区，原则上不再增加新开工项目。停建缓建部分在建项目，对2020年富余程度较高的区域和省份，按照富余程度和电厂建设进度停建缓建一定规模的在建项目。
三是合理确定新能源发电发展目标。新能源应有序发展坚持“用较少补贴资金实现最合理的清洁能源发电规模”的基本原则，综合考虑国家资源禀赋、环境要求、能源消费价格承受能力和政府补贴能力等，合理确定新能源分阶段发展规模。建议2020年我国风电发展规模控制在2.1亿千瓦以内、太阳能发电规模控制在1.1亿千瓦以内。
四是增加系统的灵活性电源，提高系统新能源消纳能力。立足国情，对煤电机组实施灵活性提升工程，按期完成2020年2.2亿千瓦煤电机组的灵活性改造目标，加快建设抽水蓄能电站和调峰气电，加快新型储能技术的研发创新和应用推广，提高系统运行能力，促进新能源加快发展。
五是制定相关支持政策和激励机制。完善丰枯电价、峰谷电价及分时电价政策，引导用户科学用能;建立健全常规电源为新能源调峰的辅助服务补偿机制和市场机制;推动建立区域电力市场，消除省间壁垒，保障清洁能源优先消纳;制定管理办法明确企业自备电厂参与系统调峰。
六是完善清洁能源电价机制。建立清洁能源发展规划与电价补助资金政策联动机制，拓宽补贴资金来源渠道，保障清洁能源电价附加资金收支平衡，加快解决电价附加补助资金历史欠账问题，及时足额支付补贴资金。(本文是作者在中丹能源转型圆桌会议上的发言)
本文刊载于《中国电力企业管理》上旬刊2017年第6期。作者系中国电力企业联合会专职副理事长。
