《电力发展十三五规划》执行一年，成效如何？

《电力发展十三五规划》执行一年有余，电力行业正在发生变革。以国际标准来看，中国电力行业转变的进展如何？2018年3月，德国国际合作机构（GIZ）发布《“电力发展十三五规划”第一年执行情况追踪》，围绕电源结构调整、局部产能过剩、弃风弃光弃水、电力系统灵活性和电力市场体制机制五个重点关注的问题，对《规划》2017年的执行情况进行概括和总结。该项目系德国联邦经济和能源部（BMWi）资助， 以下为报告摘要，由德国国际合作机构独家授权eo发布。

电源结构调整

2017年底，中国发电装机总量为17.77亿千瓦，超过《规划》预期的17亿千瓦。非化石能源占比达37.8%，完成“十三五”期间累计增长率提高4%的目标的70%，创下历史最快增长记录。[1]火电、核电、水电以及风电的总装机都与预期相近；火电11.06亿千瓦（《规划》预期到17年底达到10.56亿千瓦，下同），核电3600万千瓦（3700万千瓦），水电3.42亿千瓦（3.43亿千瓦，包括0.28亿千瓦抽水蓄能）、并网风电1.64亿千瓦（1.58亿千瓦）。《规划》未提及生物质目标，2017年其总装机达1488万千瓦。

光伏在2017年超额完成目标，总装机达1.3亿千瓦，（含0.26亿千瓦分布式光伏）。由于其标杆上网电价从2018年起将下调0.1元/kWh，光伏企业在2017年出现抢装现象。

光伏新增装机上升的同时（2017年为0.53亿千瓦），风电新增装机正在下降。由于一级风资源区对新增风电的限制措施，加之陆上风电上网电价较低，风电从2015年的高点0.3亿千瓦回落到2017年的0.156亿千瓦。国家能源局对风电和光伏正转变开发目标，从提升装机量转向可再生能源规划和并网改进。

化解煤电产能过剩

煤电仍是“十三五”期间中国最主要的供电能源之一。国家能源局曾提出“十三五”期间年新增煤电装机控制在4000万千瓦以内。2017年实际新增煤电4070万千瓦（初步估算），基本完成政府的预期控制目标。

2017年，政府提出要淘汰、停建、缓建煤电产能5000万千瓦以上的目标。到2017年底，共停建煤电项目3530万千瓦，缓建5520万千瓦，淘汰4700万千瓦。此外，全国25省的煤电建设风险预警结果为“红色”，产能过剩呈高风险状态。未来政府或将针对工业园区的自备电厂（含燃煤自备机组）采取行动。

缓解“三弃”

在政策和市场改变的共同驱动下，弃风、弃光、弃水局面有所好转。2017年平均弃风率为12%，较2016年同比下降5.2%；弃光率为6%，同比下降4.3%；2017年前三个季度，弃水电量同比减少35亿千瓦时，西南地区水电利用率同比提高2% 。

对于弃风弃光弃水问题，政府在2017年采取了一系列改善措施。

控制新建项目：国家能源局发布针对风电扩建的限制措施，暂停审批北部六省新的风电项目（含内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃和新疆）上述省份风电装机占当前总装机的51%。同时，能源局第一次发布了针对光伏开发的限制措施，停止审批宁夏、甘肃和新疆2017年新的光伏项目。

建设特高压输电线路：2017年6月，中国首条特高压风光电高比例输电通道——酒泉至湖南±800千伏特高压直流项目投运。至2017年底该项目共输送电力67亿千瓦时，其中40%为可再生能源。华北四条连接内蒙古和中东部的特高压输电线路工程也已投产，有望未来投运后每年可输送电力1600亿千瓦时，其中25%为可再生能源。

推进双边交易：电力市场改革的方向是推动燃煤电厂转向双边合同，并敦促各省提高可再生能源电力输送电量，包括来自其他省份的可再生能源电力。2018年1月，锡盟至山东1000千伏特高压输电工程为山东金属制品行业客户完成了国内首次跨省跨区风电双边交易。

清洁供暖：2017年政府重点推进了京津冀等大气污染严重地区“煤改电”、“煤改气”工作。国家能源局宣布开展清洁供暖试点，在给予一定的中央财政补贴的同时，计划通过价格改革（如提高谷段时间风电供暖的经济性）来推进此项工作。

电力系统灵活性

《规划》明确提出通过建设抽水蓄能电站、开展电站灵活性改造、增加气电调峰机组以及发展大型储能项目等手段来提高电力系统的灵活性。

抽水蓄能：至2017年年底，抽水蓄能总装机达到2850万千瓦，基本完成规划目标（2870万千瓦）。6座抽水蓄能电站于2017年12月开工，总装机840万千瓦，计划将于2026年竣工投运。

灵活性改造：在《规划》颁布之前，国家能源局已经宣布开展两批火电灵活性改造试点项目。东北试点通过参与电力辅助服务市场的深度调峰服务，在帮助有效减少弃风的同时，获得额外的调峰补偿收益。

气电调峰：《规划》计划新增5000万千瓦的气电装机，包括1500万千瓦冷热电三联产（CCHP）和500万千瓦调峰项目。政府要求地级市及以上城市的主要供气企业制定可落地的2020年储气设施建设规划，企业储气能力需要达到合同供气量的10%。但同时，2017年由于各地“煤改气”项目的集中开展直接导致了天然气供应短缺。

储能：发改委颁布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，这是中国首个针对储能发展的国家级指导性纲要，明确了“十三五”期间计划开展试点示范项目，以及“十四五”期间将广泛实现储能产业规模化的发展目标。储能项目现在可以参与辅助服务市场，有利于提高其经济性。

推进电力体制改革

随着电改政策文件稳步出台，电力改革持续推进。2017年的亮点包括：

双边电力市场交易：《规划》要求到2020年“初步形成功能完善的电力市场”。2017年前三个季度市场化交易电量比重达到31.3% ，2016年同期这一数字为20%。政府提出2015年3月之后核准的煤电机组将全部纳入电力市场交易。

现货市场：《规划》要求“2018年底前启动现货交易试点”。2017年8月，政府确定在广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川和甘肃开展电力现货市场试点。但由于都在省级开展，所以试点可能对跨省风电和光伏发电现货市场交易助益不大。

辅助服务市场：《规划》要求“2016年启动东北地区电力辅助服务市场试点”。2017年1月1日试点正式启动，主要用于解决调峰问题，促进本地风电和核电的消纳。该试点运行的第一个季度弃风电量同比减少21%。广东、山东、宁夏、新疆、山西、福建等地也陆续开始制定辅助服务市场交易规则。

输配电价改革：《规划》要求“2017年底前完成输配电价核定”，该目标于2017年底在全国范围内顺利达成。三十二个省级电网的批准收入被核减约480亿人民币（折合0.01元/kWh）。2018年1月，发改委印发了三份新的有关输配电改革文件，提出了跨省输电及增量配电网配电价格的定价办法。

绿证：2017年7月，政府正式启动了非强制绿证市场，使原先仅依赖于上网电价补贴的风电和光伏项目可以通过其他方获益。但截止2018年2月，绿证购买量仅为核发量的0.16%,累计替代补贴500余万，效果远低于预期。

综上，《规划》的总体执行情况良好。非化石能源发电装机超额完成了预期性目标，弃风、弃光、弃水显著下降。通过落实输配电价改革、加快采用双边电力交易、建立辅助服务试点以及开展现货电力市场试点，电改速度得到了显著的提升。中国正通过改变市场规则、促进天然气的生产与存储、抽水蓄能和储能等方式来提高电力系统的灵活性。

但是，中国电力部门的能源转型还存在以下诸多障碍：

可再生能源规模和电量增长强劲，但在电力结构中占比增长有限：尽管风电、光伏发电量正按规划增长，但这两种能源仅占发电总量的6.6%左右，并且每年增加一到两个百分点。照此速度，中国将无法在2030年之前实现向此类电力来源的快速转变。

分布式能源遇阻：目前，中国已开始向分布式太阳能转变。2017年新增了25万户住宅屋顶光伏系统，较2015年仅3万户，但屋顶光伏系统依然面临着复杂的补贴支付规则及分时电价的有限适用性等挑战。银行对小规模能源设施的融资持谨慎态度，业主也对租户安装光伏设施相对抵触。

能源市场依然利好煤炭行业：煤矿开采、运输和发电会继续得到直接或间接的补贴，包括其在国有银行系统内享有的特权地位，燃煤电厂甚至可以按照新的绿色金融规定发行绿色债券。解决弃风弃水弃光问题、提高煤电的环境税以及采用碳排放许可交易将有助于改进可再生能源的经济性，但不足以缩小其与煤炭的差距。

对需求响应和能效的关注不够：政策制定者对推广终端用能能效和需求响应市场机制关注不足。地方官员欲提高本地消纳能力，更倾向发展电动车、电采暖而非改进系统灵活性。

透明度仍不够充分：大多市场参与者目前都无法获得与零售和批发电价、每小时及每日载荷、输电运行等相关的信息，很难评估清洁能源的消纳或者化石能源的更高效调度额外的提升空间。

统筹电力规划与水资源和农业规划难度大：很多煤电基地都位于供水量不足的干旱地区，与农用地重叠。工业和电力用户的水资源分配会减少农业及畜牧业可用的水资源。同时，配套规划的采矿和煤炭行业产生的大气及重金属污染会导致土地用途发生变化，从而改变其碳封存能力。

省间壁垒和电改阻力：地方目前对可能影响到国有电力企业的改革仍持谨慎态度。这意味着双边合同、跨省电力交易以及现货市场试点的设计目的并不一定是为了促进经济调度，而是倾向于保护地方的煤电调度，并未突破“省级壁垒”。

至今为止所推行的改革深刻重大，但中国改革的体量之大使其所面临的挑战也是巨大的。GIZ会持续跟踪政策的进展情况并提供必要的建议及专业知识。

 

来源：南方能源观察