进入新世纪以来，我国电力工业发展取得举世瞩目的成就，发电装机容量、电网规模等多项重要指标已稳居世界首位，电力工业对国计民生的基础保障作用日益增强，为经济社会发展注入了强劲动力。

“十三五”期间，我国进入全面建成小康社会的决胜期，电力发展面临新形势、新机遇，与此同时，电力发展中的诸多深层次问题与矛盾也亟待破解，机遇与挑战并存。“十三五”电力工业如何发展，事关经济社会发展大局。

近期，国家发展改革委、国家能源局顺应社会关切，正式发布《电力发展“十三五”规划》(以下简称《规划》)，非常及时，十分重要。

1《规划》出台的重要意义

《规划》描绘出了我国“十三五”电力工业发展蓝图，是今后一段时期指导电力工业发展的重要纲领性文件，对于推动电力工业科学健康可持续发展，确保实现全面建成小康社会奋斗目标，具有十分重大的现实意义和深远的指导意义。

(一)《规划》是电力行业贯彻落实五大发展理念和“四个革命，一个合作”能源战略的重要举措

“十三五”时期，随着经济发展步入新常态，环境、生态、资源约束进一步趋紧，能源结构面临深刻调整，电力工业深层次矛盾和问题凸显。

贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念和“四个革命，一个合作”能源战略，既是推动电力工业发展的核心要务，也是破解深层次矛盾和问题的根本途径。

《规划》坚持“统筹兼顾、协调发展，清洁低碳、绿色发展，优化布局、安全发展，智能高效、创新发展，深化改革、开放发展，保障民生、共享发展”的原则，对“十三五”时期电力工业转型升级、改革创新和科学治理作出了全面部署和系统安排，是电力行业贯彻落实五大发展理念和“四个革命，一个合作”能源战略的重要举措。

(二)《规划》是指导电力工业科学健康可持续发展的行动纲领

应该看到，我国电力工业发展取得巨大成绩的同时，也存在一些较为突出的矛盾和问题：

当前，电力供应总体宽松，局部地区过剩严重;

可再生能源快速发展的同时，“弃风、弃光、弃水”问题突出;

电力系统规模不断扩大的同时，设备利用效率不高;

电力资源配置范围不断扩大，电网安全运行风险加大;

城镇配电网供电可靠性有待提高，农村电网供电能力不足;

电力市场化改革亟待深入推进等等。

从“十三五”电力发展面临的形势来看：我国经济结构调整和转型升级发展步伐加快，以高端制造业为代表的第二产业、以现代服务业为代表的第三产业以及新型城镇化驱动下的居民生活用电将取代传统的钢铁、有色、建材、化工等高耗能行业，成为用电增长新的增长极。

我国能源消费增速将明显回落，能源结构调整进入“非化石能源替代化石能源，油气资源替代煤炭”的双重更替期，“因地制宜、就地取材”的分布式供能系统将越来越多地满足新增用电需求。

世界能源格局发生深刻调整，能源结构低碳多元化的发展趋势逐步显现，能源消费的重心向亚太地区转移，国际能源治理多极化局面逐步形成。

此外，面对当前严峻的生态环保形势，我国已经提出了2020年、2030年非化石能源消费比重分别提高至15%、20%的战略目标，对我国电力绿色发展提出了更高要求。

《规划》准确研判了电力发展面临的新形势、新挑战和新要求，认真剖析了当前存在的主要矛盾及深层次原因，坚持问题导向和目标导向，系统提出了未来五年我国电力工业发展的指导思想、基本原则、发展目标、重点任务，是指导电力工业健康持续发展的行动纲领。

(三)《规划》是实施电力行业管理的主要抓手

“十二五”以来，政府实施电力行业管理的重点开始转移到加强战略、规划、政策和标准的制定和实施上来。

“十三五”时期，“简政放权、放管结合”深入推进，电力市场化进程不断加快，对进一步提高行业管理水平提出了更高的要求。

依据《规划》确立的发展目标、重点任务和政策措施开展行业管理，有利于更好地发挥政府的作用，有利于管理主体有章可循、有据可依地履行职责，有利于提高行业管理的针对性、系统性和科学性，是新形势下推进电力工业治理能力和治理体系现代化的必然要求。

2《规划》的主要精神及重点内容

《规划》深入贯彻党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，以“四个革命、一个合作”发展战略为引领，以“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念为核心，以“调整优化、转型升级”为主线，提出“三个加强”：加强统筹协调、加强科技创新、加强国际合作，“六个着力”：着力调整电力结构、着力优化电源布局、着力升级配电网、着力增强调节能力、着力提高电力系统效率、着力推进体制改革和机制创新，加快构建清洁低碳、安全高效的现代电力工业体系。

为此，《规划》提出了电源发展、调节能力、电网发展、电力消费、科技创新、国际合作、体制改革等7个领域、22项目标、18项重点任务。

(一)“十三五”电力发展的主要目标

《规划》提出了供应能力、电源结构、电网发展、综合调节能力、节能减排、民生用电保障等共22项量化目标，其中非化石能源消费比重达到15%、新建煤电机组平均供电煤耗低于300克标煤/千瓦时、现役煤电机组平均供电煤耗低于310克标煤/千瓦时等3项目标为约束性指标，其余19项目标为预期性指标。

同时，为促进非化石能源消纳、提高电力系统灵活性，《规划》特别提出了综合调节能力目标，主要包括抽水蓄能、气电等调峰电源的新增规模，以及火电机组灵活性改造规模。

(二)加快电源结构调整，优化开发布局，提升电力系统调节能力

2020年，全国发电装机容量将达到20亿千瓦，其中常规水电、核电、风电、太阳能发电等非化石电源占比达到39%，较2015年提高4个百分点，煤电占比下降至55%左右，满足非化石能源消费比重达到15%的要求。

一是积极发展水电，统筹开发与外送。

随着水电开发向上游和国际河流发展，水电站本体开发及外送输电通道建设难度和成本大幅增加，降低了水电电价竞争力;同时淹没损失、移民安置、生态环保、国际河流等问题仍然十分复杂。

“十三五”期间，以坚持生态优先和移民妥善安置为前提，遵循干流开发优先、支流保护优先的原则，坚持积极有序推进西南大型水电基地建设;坚持开发与市场消纳相结合，统筹水电开发与外送,完善市场化消纳机制。

“十三五”常规水电建成投产约4000万千瓦，2020年达到3.4亿千瓦。建成投产金沙江中游送电广西、滇西北至广东、四川水电外送、乌东德电站送电两广等输电通道，开工建设白鹤滩电站外送工程，基本解决四川、云南水电消纳问题。

二是大力发展新能源，优化调整开发布局。

风、光等新能源发电是我国第三大电源，其随机、波动的出力特性与电力系统有限的调节能力之间的矛盾已不容忽视，亟需结合系统消纳条件优化新能源发展布局。

“十三五”期间，应按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则优化风电布局，按照分散开发、就近消纳为主的原则布局光伏电站，积极支持光热发电的发展。

调整“三北”风电消纳困难及弃水严重地区的风电建设节奏，加大消纳能力较强或负荷中心区风电开发力度，力争将“三北”地区风电占全国风电的比重由目前的80%降低至2020年的70%左右。

2020年风电规模达到2.1亿千瓦以上，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上。在优化发展布局的基础上，采取多种措施，将弃风、弃光率控制在合理水平。

三是安全发展核电，推进沿海核电建设。

“十三五”期间，应坚持安全发展的原则，加大自主核电示范工程建设力度，加快推进沿海核电项目建设，“十三五”核电建成投产约3000万千瓦，力争2020年达到5800万千瓦。

同时，为进一步提高非化石能源消费比重，保证2030年20%目标的实现，“十三五”期间核电还应开工3000万千瓦以上，并深入开展内陆核电研究论证和前期准备工作。

四是加快煤电转型升级，促进清洁有序发展。

随着非化石电源快速发展，电力需求增速放缓，煤电将由主体电源向在提供电力、电量的同时，提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础电源转变。应积极主动适应能源结构调整和电力市场发展，加快煤电结构优化和转型升级，促进煤电清洁、有序发展。

“十三五”期间，应加快新技术研发和推广应用，提高煤电发电效率及节能环保水平。全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造“提速扩围”工程，加大能耗高、污染重的煤电机组改造和淘汰力度。

“十三五”期间，全国实施煤电超低排放改造约4.2亿千瓦，实施节能改造约3.4亿千瓦，力争淘汰落后煤电机组约2000万千瓦。到2020年，全国现役煤电机组平均供电煤耗降至310克标煤/千瓦时;具备条件的30万千瓦级以上机组全部实现超低排放。

同时应坚持市场引导与政府调控并举的原则，力争将全国2020年煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。

五是推动煤电灵活性改造，提升电力系统调节能力。

“十三五”期间，为破解新能源消纳难题，针对“三北”地区热电、煤电机组占比高，冬季供暖期调峰能力不足等问题提出了对“三北”地区热电联产机组实施热、电解耦灵活性改造，对纯凝机组实施锅炉及汽机系统改造的措施，大幅提升煤电调峰能力。

“十三五”期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦。改造完成后，增加调峰能力4500万千瓦。

同时，抓紧建设一批抽水蓄能电站及天然气调峰电站，“十三五”期间分别新增1700万千瓦和500万千瓦以上。

此外，通过优化电力调度运行、大力提高电力需求侧响应能力、增强电网互济能力等综合措施，充分挖掘现有系统调峰能力。

(三)科学推进“西电东送”，优化调整区域电网结构，升级改造配电网

一是统筹电源基地开发与外送，积极采用特高压输电技术，增强资源配置能力。

在实施水电基地配套外送输电通道的基础上，根据受电市场需求，合理安排煤电基地开发规模、投产时序及输电通道建设，外来电力参与受端电力市场竞争。

“十三五”时期，重点建设一批特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道，新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦，2020年达到2.7亿千瓦。实施大气污染防治行动12条输电通道及酒泉至湖南、准东至安徽、金中至广西输电通道。建成东北(扎鲁特)送电华北(青州)特高压直流输电通道，解决东北电力冗余问题。

结合受端市场情况，适时推进后续电力外送通道论证。依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦，存量优先。

二是优化区域电网主网架结构，提高系统安全运行水平。

坚持分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效原则，充分论证全国同步电网格局，进一步调整完善区域电网主网架，提升各电压等级电网的协调性，提高电网运行效率，确保电力系统安全稳定运行。

“十三五”期间，华北区域重点依托在建大气污染防治行动计划交流特高压输电工程，初步形成两横两纵的1000千伏交流特高压网架;华东区域建成淮南经南京至上海1000千伏特高压交流输电工程，初步形成受端交流特高压网架;理顺华北和华东电网1000千伏与500千伏网架关系，实现各级电网协调发展;研究实施蒙西电网与华北主网异步联网工程，解决蒙西电网动态稳定问题，提高蒙西电网内部“西电东送”能力;实施渝鄂直流背靠背工程，解决川渝藏、华中东四省电网、华北电网形成的长链式电网安全稳定问题;实施云南与南网主网直流背靠背工程，解决南方电网“西电东送”交直流通道互相影响及强直弱交问题;研究解决长三角、珠三角多直流落点地区电网安全稳定问题;开工建设闽粤联网工程。

三是升级改造配电网，推进智能电网建设。

提高配电网供电可靠性和供电质量，加快构建现代配电网，满足新能源及分布式电源并网需要。

“十三五”期间，强化配电网统一规划，健全标准体系，在北京、上海、广州、深圳等超大型城市建成世界一流配电网。积极服务新能源、分布式电源、电动汽车充电基础设施等多元化负荷接入需求。做好与城乡发展、土地利用的有效衔接，将管廊专项规划中确定入廊的电力管线建设规模、时序纳入配电网规划。

实施新一轮农网改造升级工程。加快西部及贫困地区农村电网改造升级，特别是国家扶贫开发工作重点县、集中连片特困地区以及革命老区的农村电网改造升级，实现贫困地区通动力电。推进东中部地区城乡供电服务均等化进程，逐步提高农村电网信息化、自动化、智能化水平，进一步优化电力供给结构。

通过实施智能电网建设重点工程，全面提升电力系统智能化水平，提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，满足多元用户供需互动。实现能源生产和消费的综合调配，充分发挥智能电网在现代能源体系中的作用。

(四)积极实施电能替代，优化能源消费结构

以电能替代散烧煤、燃油为抓手，不断提高电能占终端能源消费比重、可再生能源占电力消费比重及电煤占煤炭消费比重。重点在居民采暖、生产制造、交通运输、电力供应与消费四个领域，推广或试点电采暖、地能热泵、工业电锅炉(窑炉)、农业电排灌、船舶岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等。2020年，实现能源终端消费环节电能替代散烧煤、燃油消费总量约1.3亿吨标煤。

以用户居住地停车位、单位停车场、公交及出租车场站等配建的专用充电设施为主体，以公共建筑物停车场、社会公共停车场、临时停车位等配建的公共充电设施为辅助，以独立占地的城市快充站、换电站和高速公路服务区配建的城际快充站为补充，推动电动汽车充电基础设施体系加快建设。到2020年，新增集中式充换电站超过1.2万座，分散式充电桩超过480万个，满足全国超过500万辆电动汽车的充电需求。

推进集中供热，逐步替代燃煤小锅炉，到2020年，实现北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到60%以上。积极发展分布式发电，鼓励能源就近高效利用。加大电力精准扶贫力度。

(五)强化自主创新能力，提升电力装备技术水平

在清洁高效发电技术、先进电网技术与储能技术、电力行业网络与信息安全、“互联网+”智慧能源等领域，应用推广一批相对成熟、有市场需求的新技术，尽快实现产业化。试验示范一批有一定积累，但尚未实现规模化生产的适用技术，进一步验证技术路线和经济性。集中攻关一批前景广阔但核心技术受限的关键技术。

(六)加强电力国际合作，推进装备技术服务“走出去”

坚持开放包容、分类施策、合作共赢原则。“十三五”期间重点推进电力装备、技术、标准和工程服务国际合作。研究与周边地区电网互联互通。积极推进高效清洁火电、水电、核电、输变电等大型成套设备出口,积极推动对外电力设计、标准等技术服务，在控制财务风险的基础上，稳妥推进对外电力投资。

(七)创新体制机制，加快市场化改革进程

按照中发〔2015〕9号文件精神，有序推进电力体制改革，“十三五”期间建立公平有序的电力市场规则，初步形成功能完善的电力市场。

一是核定输配电价。

2017年底前，完成分电压等级核定电网企业准许总收入和输配电价，逐步减少电价交叉补贴。加快建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系。

二是建立健全电力市场体系。

建立标准统一的电力市场交易技术支持系统，积极培育合格市场主体，完善交易机制，丰富交易品种。2016年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广。2018年底前，启动现货交易试点;2020年全面启动现货市场，研究风险对冲机制。

三是组建相对独立和规范运行的电力交易机构。

建立完善的治理结构、完备的市场规则和健全的制度体系;充分发挥各类市场主体和第三方机构在促进交易机构规范运行中的作用。积极推进交易机构股份制改造和相对独立规范运行，2016年底前完成电力交易机构组建工作。

四是有序放开发用电计划。

建立优先购电和优先发电制度，落实优先购电和优先发电的保障措施;切实保障电力电量平衡。逐年减少发电计划，2020年前基本取消优先发电权以外的非调节性发电计划。

五是全面推进配售电侧改革。

支持售电主体创新商业模式和服务内容，2018年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作，基本形成充分竞争的售电侧市场主体;建立市场主体准入退出机制;完善市场主体信用体系;在试点基础上全面推开配售电改革。

3对落实好规划的几点建议

好的规划，关键还在落实。“失之毫厘，谬以千里”，规划执行走样，将给国民经济发展造成不可估量的重大损失。为切实维护好规划的指导性、严肃性、约束性，避免规划执行中出现重大偏差，提出以下几点建议：

(一)加强规划体系建设，确保分工明确、协调统一

电力规划体系是为保障电力规划活动开展、促进电力规划实施而作出的制度性安排，应全面加强电力规划体系建设，确保各相关方分工明确、协调统一。

国家能源局是全国电力规划的主管和责任部门，组织实施规划的评估、调整、滚动及监督;

各省级政府和重点电力企业细化并落实电力规划，省级电力规划和企业规划应服从全国电力规划;

国家电力规划中心等电力规划研究机构应与相关协会、学会、高校和企业密切协作，构建强有力的规划体系，全方位提供技术支撑。

(二)加强规划闭环管理，切实维护规划权威

应高度重视规划的评估、调整和监管，切实加强规划的闭环管理，努力维护全国电力规划的权威性、约束性和严肃性。

定期对规划执行情况进行回顾、梳理、评估，并结合实施情况对规划项目进行微调;

坚持规划中期评估制度，及时总结经验、分析问题、制订对策;

完善规划实施情况监管组织体系，创新监管措施和手段，有效开展监管工作;

重视重点工作进展情况的跟踪，实施掌握目标任务完成情况，及时发现并纠正实施中存在的问题，并及时提出滚动调整建议。

(三)推动相关产业政策，完善配套法律法规，保障规划全面落实

通过制定出台相关产业政策，为规划落地实施提供配套政策措施。

“十三五”时期，应强化电力规划管理办法的贯彻实施，研究制定及完善电力投资主体多元化、电网无歧视公平接入、跨区送受电、新能源电源补贴、水电流域梯级电站联合优化运行、煤电灵活性改造、可再生能源保障性收购、微电网、节能低碳调度、技术监督等系列产业政策。

同时，推动将电力规划的制度性安排上升为法律、法规、规章等法律规范，为规划的制定和实施提供法律制度保障。

重视法制法规配套对电力市场化改革的引导、推动、规范和保障作用。