中國儲能網(wǎng)訊：長期以來，我國電力發(fā)展基本遵循“擴張保供”的思路，即通過發(fā)電裝機和輸配電容量的增加，滿足不同地區(qū)不同時段的用電需求。這種以數(shù)量擴張為主要特征的電力規(guī)劃模式，在電力高度緊張時期對保障電力安全供應發(fā)揮了重要作用，也與當時經(jīng)濟社會發(fā)展要求“不缺電”為第一要務的大環(huán)境相適應。但當經(jīng)濟發(fā)展進入新常態(tài)后，這種規(guī)劃理念和方法就日益凸顯出其固有的弊端與缺陷。去年6月，習近平總書記提出能源“四個革命、一個合作”的戰(zhàn)略構想，標志著我國進入能源生產和消費革命的新時代，對能源規(guī)劃特別是電力規(guī)劃提出了更高的要求和期望。為適應新形勢發(fā)展的需要，“十三五”時期亟需對電力規(guī)劃進行革命性的調整和創(chuàng)新。
沿襲傳統(tǒng)規(guī)劃方法帶來的矛盾和挑戰(zhàn)
（一）火電利用小時屢創(chuàng)新低，慣性發(fā)展將會雪上加霜
“十二五”以來，我國發(fā)電機組利用小時總體呈持續(xù)下降態(tài)勢，2014年為4286小時，創(chuàng)1978年以來最低水平。其中，火電利用小時下降趨勢更為明顯，從2010年的5300小時降到2014年的4700小時左右，今年上半年繼續(xù)下行，同比下降10%。
“十三五”及未來較長時期，火電發(fā)展將面臨更為嚴峻的形勢。從電力供需平衡分析，目前已核準和發(fā)路條火電項目的發(fā)電能力已超過“十三五”新增電力需求。按“十三五”年均用電增長5.5%（這已是偏樂觀的增速）測算，預計2020年全社會用電量約7.4萬億度，比2015年新增1.7萬億度。要實現(xiàn)2020年非化石能源占比15%的目標，核電、水電、風電等非化石能源發(fā)電量需比2015年新增8000億度以上。按照非化石能源優(yōu)先發(fā)展的原則，扣除非化石能源發(fā)電量后，“十三五”留給火電的增長空間僅為9000億度左右，新增火電裝機2億千瓦（按平均利用4500小時測算）即可滿足需求。而目前全國火電機組核準在建規(guī)模1.9億千瓦，已發(fā)路條約2億千瓦，若放任這些項目全部在“十三五”建成投產，則2020年火電將達到13億千瓦，比2015年增加3億千瓦左右。因此，如果按已發(fā)路條來確定“十三五”火電規(guī)模，則火電裝機將明顯大于實際需求。
與此相對應，若按路條規(guī)模規(guī)劃火電發(fā)展，“十三五”火電利用小時將進一步下滑，預計2020年下降至4000小時左右，同時負荷率下降，企業(yè)效益可能急劇惡化。若按此方式慣性發(fā)展，火電機組將長期低于正常發(fā)電小時和功率低效運行，造成設備閑置和“大馬拉小車”，使發(fā)電單位能耗和污染物排放均大幅增加，不利于能源清潔高效發(fā)展，也將極大增加全社會用電成本。
值得注意的是，在上述13億千瓦火電裝機中，煤電機組占了12億千瓦左右。隨著經(jīng)濟發(fā)展進入新常態(tài)，電力需求急劇放緩，國家為防治大氣污染又嚴格控制煤炭消費（東部已實行煤炭減量替代政策），今后新增的電力需求，將主要由清潔低碳的非化石能源來提供。因此，如果“十三五”電力規(guī)劃不對煤電進行合理調控，2020年煤電裝機可能會超過我國長遠所需要的煤電總裝機峰值，也即意味著煤電機組永久過剩。這是“十三五”規(guī)劃與以往任何五年規(guī)劃都不同的特點，需引起高度關注。
從實際情況看，當前火電建設步伐未慢反快。新一屆政府行政審批制度改革后，火電核準權限已下放至地方，基于發(fā)展慣性和本位主義，地方政府仍有擴張建電廠的投資沖動，很多地方不但未能主動調整建設節(jié)奏，反而加快核準速度。最近不少省份出現(xiàn)了火電集中開工和投產的情況，加劇了過剩矛盾。而大量新上的火電裝機可能只是為了滿足一年中僅有百十個小時的尖峰用電需要（這些少量的尖峰用電需求，完全可以通過需求側管理進行調節(jié)），實際上是非常不經(jīng)濟的。但從地方利益考慮，這種保供免責增稅的慣性決策模式，又有其合理性。對此新情況，國家還沒有建立相應的調控機制，也缺乏有效的制衡手段。如果任其發(fā)展，只能寄希望于發(fā)電企業(yè)能明智地“用腳投票”，根據(jù)市場需求主動放緩建設步伐，但這顯然不是下放審批權的初衷，也會帶來新的無序。因此，當前各地火電發(fā)展的亂象，亟需國家通過“十三五”規(guī)劃建立新的“游戲規(guī)則”，依法依規(guī)進行統(tǒng)籌平衡和總量約束。
（二）新能源上網(wǎng)消納難和競爭力不強的矛盾凸顯，可持續(xù)發(fā)展難以為繼
我國能源生產和消費呈現(xiàn)典型的逆向分布特點，風電等可再生能源也不例外。風電和太陽能資源主要集中在西北部地區(qū)，但當?shù)赜捎诮?jīng)濟欠發(fā)達，電力市場容量不大，消納能力較弱。因此，可再生能源集中大規(guī)模發(fā)展需要借助跨區(qū)輸電通道，將多余的電能送到東中部負荷中心。但這種發(fā)展模式有其局限性，“十三五”將遇到更大的瓶頸制約。
一是電網(wǎng)消納能力有限。按照“三北”地區(qū)棄風率控制在5%、其余地區(qū)不棄風測算，2020年全國最大風電消納能力僅2.2億千瓦，其中“三北”地區(qū)就地消納能力僅1.1億千瓦，無法滿足當?shù)卮笠?guī)模開發(fā)風電的需要。西北部地區(qū)由于用電量小，消納光伏發(fā)電的能力也遠小于生產能力。
二是可再生能源外送通道難以落實。大氣污染防治12條輸電通道以及已投運的風火打捆外送專用通道中，已確定配套外送風電1500萬千瓦、光伏發(fā)電400萬千瓦左右。經(jīng)測算，所有輸電通道經(jīng)挖潛還可再打捆外送2000萬千瓦左右風電，“十三五”只有約4000萬千瓦的可再生能源外送能力。由于通道建設受制于跨區(qū)電力輸送的客觀需要，如果 “十三五”安排更多的輸電通道用于輸送風電，將對電力總體優(yōu)化布局造成較大沖擊。
三是可再生能源外送不宜超過合理上限。可再生能源發(fā)電外送有7%以上的損耗，加上需大量配套調峰電源，當外送距離超過2000公里，項目經(jīng)濟性將很差，還不如在東中部當?shù)匕l(fā)展分散式風電和分布式光伏發(fā)電。
四是可再生能源補貼增加及電價下降壓力進一步加大。目前，全國可再生能源電力補貼資金缺口已達到165億元。按照“十三五”發(fā)展目標和現(xiàn)行電價標準匡算，補貼資金缺口還將增加700多億元，可再生能源電價附加需由每千瓦時1.5分提高至2分以上，加價壓力很大。國務院發(fā)布的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》要求“2020年風電發(fā)電成本與煤電相當、光伏發(fā)電實現(xiàn)用戶側平價上網(wǎng)”，但從現(xiàn)實情況看，可再生能源行業(yè)并未將此作為一個硬性的約束條件，主動倒逼提高技術降低成本，而是繼續(xù)按照現(xiàn)有電價水平追求數(shù)量擴張。當可再生能源發(fā)展到較大規(guī)模后，電價較高、補貼不足、競爭力不強的缺點將會越來越制約其可持續(xù)發(fā)展。
（三）優(yōu)質調峰機組無用武之地且發(fā)展后勁嚴重不足
未來一段時期，我國電力系統(tǒng)的調峰任務將愈來愈重且漸趨復雜。一是用電結構的變化使尖峰負荷問題日益突出，需求側峰谷差將逐步拉大。二是風電和光伏發(fā)電還將快速發(fā)展，其間歇性特點決定了無法提供大規(guī)模穩(wěn)定電力，在儲能技術成熟前，系統(tǒng)必須承擔更加繁重的調峰責任。
在我國現(xiàn)有電源結構中，具有優(yōu)良調峰性能的抽水蓄能、燃氣電站以及龍頭水電站等機組所占比重很小，僅為5%左右。同時，由于沒有相應的調峰補償或峰谷電價機制，這些數(shù)量很少的調峰機組也未發(fā)揮應有作用。電網(wǎng)出于利益考慮，沒有優(yōu)化調度這些調峰機組的積極性，使它們大都處于“半停工”或“曬太陽”狀態(tài)（個別抽蓄電站一年僅發(fā)500多小時，大多數(shù)燃氣電站每年發(fā)電都低于3000小時）。電力系統(tǒng)主要的調峰任務，實際上大多由煤電機組承擔，這也是造成煤電利用小時低的主要原因之一。同時，過度參與調峰還造成了煤電機組負荷率低下，百萬千瓦超超臨界機組很多時候被迫壓到一半以下的功率出力，實際上處于亞臨界運行狀態(tài)，使整個電力系統(tǒng)效率低下，環(huán)境成本大幅上升。
更大的隱患是，如果沿襲這種運行模式和電價機制，電力系統(tǒng)最需要的優(yōu)質調峰機組將繼續(xù)“稀缺”下去且缺口會越來越大，因為建設此類機組成本補償和投資回報均沒有保障，沒有企業(yè)愿意投資。隨著風電、光伏等不穩(wěn)定電力的逐漸增加，電網(wǎng)只能將越來越重的調峰責任繼續(xù)強加給煤電企業(yè)，使其新老機組均陷入低效運行的怪圈，形成電力系統(tǒng)低能效、高排放、高成本的惡性循環(huán)，最終給廣大消費者和社會帶來沉重負擔。
（四）電網(wǎng)形成“長途輸送”的路徑依賴，安全與經(jīng)濟性面臨考驗，也與智能化、分布式發(fā)展的方向背道而馳
“胡煥庸線”所揭示的我國資源和人文地理逆向分布的特征，決定了遠距離大規(guī)模輸電成為一定歷史時期內我國能源布局的客觀選擇，但這一模式只在一定階段和范圍內有其合理性，一旦適用條件改變，就應重新審視其發(fā)展方向和趨勢，而“十三五”可能正處于這一轉變的關鍵節(jié)點上。
當前，我國電力消費已進入中低速增長階段，經(jīng)濟發(fā)達的東部地區(qū)尤為明顯，如上海去年用電負增長，今年上半年東部11個省份中有2個負增長，5個省份用電量增速低于1.5%。與此相對應，東部地區(qū)需要的“西電東送”等外來電增速也大幅降低，跨區(qū)輸電的需求增長量及其緊迫性、必要性都在進入一個新的轉折窗口。在這一背景下，國家為防治大氣污染已規(guī)劃的12條輸電通道以及水電、風火打捆等專項輸送通道已基本能滿足“十三五”東中部省份電力增長需求。若在此基礎上，進一步布局建設更多的特高壓輸電通道，會形成以下潛在風險：
一是可能造成輸電能力大幅閑置，運行維護成本高，安全隱患突出，巨額投資形不成應有的經(jīng)濟和社會效益。
二是市場競爭力堪憂。一條特高壓輸電線路投資大都在幾百億元，輸電成本很高，電送到東中部省份后，電價很可能高于當?shù)鼗痣姌藯U電價。目前已有不少東中部省份提出要按照市場原則（電價可承受，電力供應曲線可調節(jié)）合理接納外來電。初步匡算，已規(guī)劃的12條通道的輸電量，“十三五”也不一定能完全被受電省份接受和消納。
三是與未來電網(wǎng)發(fā)展方向和潮流不符。從國際上看，電網(wǎng)發(fā)展方向應是與新能源和分布式能源大規(guī)模發(fā)展相適應的微電網(wǎng)、智能電網(wǎng)、能源互聯(lián)網(wǎng)等形態(tài)，以小微、智能、就地平衡消納為主要特征。大規(guī)模的特高壓輸電很難與此發(fā)展模式接軌和協(xié)同，未來可能面臨沉重的轉型壓力。
綜合分析，如果超越實際需求大規(guī)模發(fā)展特高壓跨區(qū)輸電，將會加重電網(wǎng)對“長途輸送”以及電力在全國甚至更大范圍內平衡消納的路徑依賴。且不論特高壓交流同步電網(wǎng)的安全性問題，單是其可能帶來的供需脫節(jié)以及容量冗余、成本擱淺等問題，就應在“十三五”規(guī)劃中審慎論證決策。從發(fā)展趨勢看，未來全國新建的工業(yè)園區(qū)、新城鎮(zhèn)、公共建筑、居民小區(qū)等大都會逐漸采用新能源、分布式能源（天然氣熱電冷三聯(lián)供和太陽能、地熱能等耦合集成）加微電網(wǎng)供能方式，擁有自己的智能“自供區(qū)”。在不遠的將來，電力系統(tǒng)乃至整個能源系統(tǒng)的形態(tài)都將發(fā)生翻天覆地的變化，對跨區(qū)輸電的依賴度會越來越低。因此，特高壓輸電需要在“十三五”這個關鍵節(jié)點上，作出前瞻性、戰(zhàn)略性的理性抉擇，合理確定發(fā)展定位、輸送流向和規(guī)模，防止未來過猶不及。
更值得警惕的是，當前發(fā)展特高壓輸電，一個很重要的理由是為了輸送西北部的風電和光伏發(fā)電，以滿足東部清潔用電需求。而為了消納這些綜合成本很高的可再生能源電量，如果用風光火打捆方式不計代價遠距離輸送，實際上是舍本逐末，最終會被市場證明難以持續(xù)。大規(guī)模遠距離輸送風電和光伏發(fā)電，當超過合理的范圍和成本時，其發(fā)展模式就有些像“往巖石山上運石頭”，勞而無功。但當我們在實際工作中強調加快發(fā)展可再生能源時，卻很容易忽視這個常識，這是做能源系統(tǒng)規(guī)劃工作千萬要引以為戒的。
（五）用戶仍停留在“被動消費”層次，沒有用電選擇權和響應能力
用戶是電力系統(tǒng)中非常重要的一環(huán)，但按以往的電力規(guī)劃方法，用戶幾乎是被遺忘的市場主體，除了被動接受電力供應外，對電力系統(tǒng)的運行基本上無能為力。
究其原因，主要是用戶參與電力系統(tǒng)響應的基本條件都是缺失的。一是沒有智能電表和智能用電設施，用戶不知道何時是系統(tǒng)的峰谷，設備也不支持調節(jié)峰谷，當然也無從削峰填谷；二是沒有智能電價制度，峰、谷、平段電價水平都一樣，用戶沒有積極性去為電網(wǎng)調峰；三是沒有智能調度制度，或者說沒有形成智能電網(wǎng)體系，發(fā)電、供電企業(yè)與用戶未形成良性互動關系。
在此規(guī)劃理念及配套硬件設施和軟件制度下，覆蓋電力供、需兩端的綜合資源規(guī)劃方法難以發(fā)揮作用，用戶只能在電力供需矛盾的漩渦中隔岸觀火，卻不能參與到這場它本來最擅長的救火運動中。
（六）電力系統(tǒng)效率偏低，社會用能成本居高不下，拖累經(jīng)濟競爭力
以上幾個方面的弊端集中起來，將會產生電力系統(tǒng)持續(xù)低效和僵化的嚴重后果。從電力行業(yè)投資效率看，我國近十多年來呈明顯下降趨勢。如1995年，每新增一千瓦時發(fā)電量需投入資金約1.3元，2000年至2007年穩(wěn)定在1.5元左右，2012年、2013年卻分別上升為2.8和2元。電網(wǎng)2011年投資為2003年的3.5倍，但新增變電容量僅為2003年的2倍，新增輸電線路長度僅為2003年的1.3倍。從單位GDP電耗和能耗看，我國分別為870千瓦時/萬元和0.7噸標煤/萬元，是世界平均水平的2.1倍和2倍，遠高于美、日、歐等發(fā)達國家，也大幅高于印度、巴西等發(fā)展中國家。從電價水平看，我國工商業(yè)電價遠高于美國和韓國，也高于俄羅斯等新興國家?！笆濉比绻娏σ?guī)劃方法和機制不改，我國電力粗放發(fā)展和低效運行的格局仍將延續(xù)，高效智能的能源系統(tǒng)無從構建，經(jīng)濟社會發(fā)展用能成本仍將高企，在國際競爭中將處于不利地位。
對策思路及建議
電力系統(tǒng)及其支撐的工業(yè)體系一旦形成，對經(jīng)濟發(fā)展有較強的路徑鎖定效應，直接影響一國的綜合競爭力。“規(guī)劃科學是最大的效益，規(guī)劃失誤是最大的浪費”，加強統(tǒng)籌規(guī)劃和系統(tǒng)優(yōu)化是提升能源效率和經(jīng)濟效益的重要途徑，也是落實“四革命一合作”能源戰(zhàn)略的有效抓手。“十三五”及未來一段時期，我國電力發(fā)展仍有較大的增量空間，應當適應新常態(tài)，樹立系統(tǒng)、全面、協(xié)調的規(guī)劃理念，建立“全國一盤棋”的統(tǒng)一規(guī)劃機制，采用綜合資源規(guī)劃等方法，統(tǒng)籌增量優(yōu)化與存量調整，打造高效、智能、安全的現(xiàn)代電力系統(tǒng)，全面提升系統(tǒng)效率、經(jīng)濟效益和環(huán)保水平。建議重點實施以下舉措：
（一）下大力氣提高電力系統(tǒng)調峰和消納可再生能源的能力
“十三五”應統(tǒng)一思想，盡快行動，補上電力系統(tǒng)缺少優(yōu)質調峰機組的短板，擺脫現(xiàn)行主要靠煤電調峰的路徑依賴。重點是加快建設抽水蓄能、流域龍頭水電站等調峰機組，適度發(fā)展天然氣調峰電站，加強風、光、火、水、氣等多種電源和儲能設施集成互補。盡管優(yōu)質調峰機組成本相對較高，但系統(tǒng)節(jié)省的投資和成本，將遠大于新增調峰機組的支出，這樣將促進電力系統(tǒng)大幅降低成本，提高效率，社會用能福利也將明顯提升。
為了使上述優(yōu)質調峰機組最大化發(fā)揮作用，應配套建立調峰成本補償機制，如實行上網(wǎng)峰谷電價，或建立調峰調頻等輔助服務交易市場等，激勵并約束電網(wǎng)企業(yè)改進和完善電力調度，增強系統(tǒng)自適應能力，統(tǒng)籌用好各類型機組的調峰功能，大幅提高電力設備利用小時和負荷率。初步測算，西北、華北電網(wǎng)通過增加5%的系統(tǒng)調峰能力，預計可多消納風電700萬和1000萬千瓦，電網(wǎng)的風電消納能力可提高50%左右；通過建設一個多年調節(jié)龍頭水電站（如金沙江龍盤電站），可使枯水期電量提高一倍以上。
同時，應改變風電不能棄風的機械論觀點。多方面研究表明，適當棄風特別是主動棄掉發(fā)電時間很短的尖峰電量，可大幅增強電網(wǎng)吸納風電的能力。據(jù)測算，“十三五”如果機械地全額保障性收購風電，完全不允許棄風，全國僅能消納風電約1.5億千瓦；如果考慮全國棄風5%，則可消納風電3.4億千瓦，消納能力提高一倍以上，其中“三北”地區(qū)就可消納風電1.1億千瓦，消納能力提高兩倍左右。同時，應出臺政策鼓勵風電、光伏發(fā)電優(yōu)先就地消納（如利用低谷電量供熱、制氫、給電動汽車充電等）和分布式發(fā)展，減輕跨區(qū)輸送壓力，化解大量棄風棄光的困境。
另外，對風電等可再生能源應采取逐步降價、合理調控發(fā)展速度和規(guī)模的策略，減少對補貼的依賴，贏得更大更長遠的發(fā)展空間。從成本變化趨勢和市場投資積極性看，我國可再生能源有較大的降價潛力。在補貼不到位的情況下，目前有的地區(qū)光伏發(fā)電項目轉手出讓兩次后仍有利可圖，各類市場主體對投資可再生能源發(fā)電熱情不減，可見當前的電價還是很有吸引力的，反過來也說明降價是可行和需要的。從歐美的經(jīng)驗教訓看，可再生能源補貼不宜無限制增加，否則會使整個產業(yè)“不思進取”，最終喪失競爭力和發(fā)展機遇?！笆濉逼陂g，應根據(jù)社會承受力，設定未來若干年可再生能源上網(wǎng)電價標準和補貼規(guī)模，并提前向社會公布，通過倒逼機制促進企業(yè)的技術進步和優(yōu)勝劣汰，這樣才有利于整個產業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。
（二）打造智能電力系統(tǒng)，著力增強用戶響應能力
長期以來，我國對電力需求側管理重視不足，在規(guī)劃中更未得到合理體現(xiàn)。應及早變革規(guī)劃思路，充分考慮需求側調峰錯峰和節(jié)能提效潛力，推行電力供應與需求緊密結合的綜合資源規(guī)劃辦法。根據(jù)國際經(jīng)驗，利用電力需求響應資源（即調動用戶主動“削峰填谷”）比新建調峰電源可降低成本25%～35%。初步測算，如果通過電力需求響應將占系統(tǒng)最大負荷5%左右的尖峰負荷（全年持續(xù)時間僅50-100小時）削減，華東電網(wǎng)可以減少約1200萬千瓦的電力裝機，全國可以減少4500萬千瓦左右?！笆濉睍r期，可選擇用電峰谷差較大的電網(wǎng)開展智能用電示范，全面實施“能效電廠”建設工程，擴大實施峰谷、豐枯分時電價及可中斷電價等科學價格制度，引入合同能源管理等市場化機制，提高用戶響應能力，減少系統(tǒng)調峰壓力。
（三）充分挖掘現(xiàn)有電力系統(tǒng)潛力，盡量減少新增火電和跨區(qū)輸電
在電力系統(tǒng)加強調峰能力建設和需求側管理的基礎上，“十三五”規(guī)劃應根據(jù)各地具體情況，按照保障發(fā)電機組合理利用小時數(shù)的原則，在充分挖掘現(xiàn)有機組發(fā)電潛力后，再確定新增火電空間。對目前電力盈余較多地區(qū)，應嚴格控制火電建設規(guī)模，部分已發(fā)路條的項目建議推遲建設或取消。按行政審批改革的新要求，對確需上馬的路條項目，應納入“十三五”電力規(guī)劃和能源規(guī)劃，通過規(guī)劃確立路條項目的合法性。同時，建議對電力市場尚未落實、建設必要性不充分的特高壓輸電通道，暫緩決策上馬。初步匡算，電力系統(tǒng)優(yōu)化平衡后，“十三五”可減少有關煤電機組、特高壓輸電通道建設，以及推遲“三北”基地風電建設，合計可節(jié)省投資約8000億元，相當于全國電力供應完全成本平均每度電約降低2分錢。
同時，應逐步改變電力項目由各企業(yè)“跑馬圈地”后政府審批的辦法，改由政府部門委托中立的研究咨詢機構按規(guī)劃統(tǒng)一做前期論證工作，確定布局原則、準入標準和總體規(guī)模后，通過招投標確定項目業(yè)主和價格（政府統(tǒng)一開展項目前期論證，相比企業(yè)各自為戰(zhàn)可節(jié)省大量費用，還可從前期論證成果出讓費中獲取一定收益），實際上相當于將電力市場競爭提前到建設環(huán)節(jié)，有利于從源頭控制電力系統(tǒng)成本。
（四）將電力與其它能源耦合集成，構建多能互補、梯級利用的終端供能系統(tǒng)
代表能源變革方向的分布式能源和智能電網(wǎng)等戰(zhàn)略性新興產業(yè)，目前在我國發(fā)展不理想，主要原因是找不到有效實施的載體和應用方式，價格不具競爭力。綜合分析預判，發(fā)展終端集成供能系統(tǒng)是一個很好的突破口。能源集成利用可大幅提高效率，如天然氣熱電冷三聯(lián)供效率達80%-90%，可將現(xiàn)行單一供能方式的效率提高一倍左右。當前我國終端供能體系規(guī)劃滯后，與城市規(guī)劃、工業(yè)園區(qū)規(guī)劃等嚴重脫節(jié)，電力、熱力、燃氣等不同供能系統(tǒng)缺乏統(tǒng)籌銜接，能源梯級利用程度較低。我國仍處于城鎮(zhèn)化加速發(fā)展進程中，未來還會建設一大批新城鎮(zhèn)、新產業(yè)園區(qū)、物流及服務業(yè)中心，對這些新增的用能需求，加強終端供能系統(tǒng)集成尤為重要。建議實施一體化供能工程，統(tǒng)籌規(guī)劃建設電力、熱力、供冷、燃氣和智能微網(wǎng)等基礎設施，推廣新能源與傳統(tǒng)能源相結合、小型分散與集中利用相結合的新型用能方式，使不同類型能源集成互補，實現(xiàn)“高能高用、低能低用、溫度對口、梯級利用”，全面提升能源系統(tǒng)效率。
（五）結合電力體制改革，盡快調整有關政策和機制，為“十三五”電力規(guī)劃創(chuàng)造更大的優(yōu)化空間
實現(xiàn)電力規(guī)劃的根本性轉變，除以上相關理念和方法創(chuàng)新外，還有賴于體制機制和政策的支撐，換言之，電力體制改革及其營造的市場環(huán)境是否到位，將決定電力規(guī)劃轉型的成敗。因此，“十三五”還應從改革體制、調整政策入手，尋求電力規(guī)劃更大的優(yōu)化發(fā)展空間，力求使市場相關利益方實現(xiàn)帕累托最優(yōu)，而系統(tǒng)成本最低。中共中央、國務院《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)[2015]9號）針對性地提出了“加強電力統(tǒng)籌規(guī)劃和科學監(jiān)管”的新要求，一方面說明現(xiàn)行電力規(guī)劃協(xié)調統(tǒng)籌不夠，離系統(tǒng)優(yōu)化還有較大差距；另一方面也說明了通過改革換取各方多贏、總體利益最大化的規(guī)劃空間還很大?！笆濉笨芍攸c在以下幾個矛盾突出的領域多做文章，使電力改革與規(guī)劃工作相互促進，獲得雙贏的局面：加快放開售電和配電業(yè)務，為能源新業(yè)態(tài)健康發(fā)展創(chuàng)造條件；通過市場手段改變水電、風電等可再生能源跨區(qū)輸送價格及利益分配機制，促進可再生能源良性發(fā)展；統(tǒng)籌改革氣、電價格機制，促進電力與天然氣相得益彰協(xié)調發(fā)展。
綜上所述，“十三五”電力和能源發(fā)展的新形勢，以及全面推進能源生產和消費革命的新要求，迫切需要電力規(guī)劃進行創(chuàng)新調整，建立科學、靈活、務實的規(guī)劃方法和體系并嚴格實施，開創(chuàng)電力高效、系統(tǒng)、協(xié)調發(fā)展的新局面。唯其如此，才能填補電力行業(yè)簡政放權后出現(xiàn)的管理空白，也才能使“四革命一合作”的國家能源戰(zhàn)略真正落到實處，并為建立有中國特色的現(xiàn)代能源治理體系提供有力支撐。
（本文僅代表個人觀點）
