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“十三五”能源規(guī)劃執(zhí)行即將步入關鍵的最后一年，四年來哪些規(guī)劃落地了？哪些還在路上？記者圍繞能源基地建設、棄風棄光棄水、電力系統(tǒng)靈活性、“雙控”與煤炭消費減量等四個重點關注問題，對近年來的執(zhí)行情況進行了概括和總結。

一、能源基地建設：煤炭富集地積極調(diào)整產(chǎn)業(yè)結構

能源基地建設是“十三五”能源規(guī)劃的重要落實任務，《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》（下稱《規(guī)劃》）要求能源資源富集地區(qū)合理控制大型能源基地開發(fā)規(guī)模和建設時序，創(chuàng)新開發(fā)利用模式，提高就地消納比例，根據(jù)目標市場落實情況推進外送通道建設。

目前，五大綜合能源基地中，山西“一煤獨大”的產(chǎn)業(yè)結構已發(fā)生變化。2018年，山西省退出煤炭過剩產(chǎn)能3090萬噸，三年累計退出8841萬噸；退出焦化過剩產(chǎn)能691萬噸，化解鋼鐵過剩產(chǎn)能225萬噸，關停煤電機組203.3萬千瓦。2018年，山西省新能源發(fā)電裝機占該省電力裝機比重突破30%。國家發(fā)改委4月對外披露的《2019年國家綜合配套改革試驗區(qū)重點任務》中，要求山西作為“能源革命綜合改革試點”，這意味著能源革命由單一能源領域擴展到了整個能源領域。

在鄂爾多斯盆地及內(nèi)蒙古東部地區(qū)能源基地，2016年至2018年，共退出地方煤礦48處、化解過剩產(chǎn)能3440萬噸，提前兩年超額完成“十三五”任務。截至2018年底，全區(qū)120萬噸以上煤礦產(chǎn)能占總產(chǎn)能的89%。至2018年底共有煤礦532處，年產(chǎn)能13.3億噸，2018年產(chǎn)量達9.75億噸，居全國首位。在電力方面，2018年底，該基地6000千瓦及以上電廠裝機容量達1.23億千瓦，發(fā)電量5003億千瓦時，居全國第三；可再生能源發(fā)電量達813億千瓦時。其中，外送電量1806億千瓦時，連續(xù)多年穩(wěn)居全國第一。2018年全區(qū)煤制油產(chǎn)量103萬噸，居全國第二，煤制氣產(chǎn)量15.7億立方米，居全國第一。

2016年至2018年，新疆累計關閉退出煤礦157處，化解煤炭過剩產(chǎn)能1899萬噸/年，提前超額完成“十三五”煤炭去產(chǎn)能目標任務，大中型煤礦數(shù)量占比由原先的30%左右提高到了96%，產(chǎn)能占比由原先的50%左右提高到了99%。電力方面，總裝機達8675.5萬千瓦，新能源發(fā)電裝機容量占本省區(qū)電源總裝機容量的比例超過20%，總裝機2946.7萬千瓦，但棄風、棄光依舊突出。2019年上半年，疆電外送達285.6億千瓦時，新能源占比41%。在油氣方面，塔里木油田累計向下游供應天然氣2315億立方米，輻射15個省份。

二、“三棄”問題：顯著緩解

“十三五”能源規(guī)劃要求區(qū)域間以供需雙方自主銜接為基礎，合理優(yōu)化配置能源資源，處理好清潔能源充分消納戰(zhàn)略與區(qū)域間利益平衡的關系，有效化解棄風、棄光、棄水和部分輸電通道閑置等資源浪費問題，全面提升能源系統(tǒng)效率。有序建設大氣污染防治重點輸電通道，積極推進大型水電基地外送通道建設，優(yōu)先解決云南、四川棄水和東北地區(qū)窩電問題。

在政策和市場改變的共同驅(qū)動下，近幾年來棄風、棄光、棄水問題得以緩解。2018年平均棄風率為7%，較2016年同比下降10.2%；棄光率為3%，較2016年同比下降7.3%；棄水率5%。

可再生能源新建項目審批“收緊”

對于棄風、棄光、棄水問題，政府及電網(wǎng)公司在2016—2018年采取了一系列改善措施，包括控制新建項目：2017年國家能源局發(fā)布針對風電擴建的限制措施，暫停審批北部六省新的風電項目（含內(nèi)蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅和新疆）。此外，發(fā)布針對光伏開發(fā)的限制措施，停止審批寧夏、甘肅和新疆2017年新的光伏項目。

2018年底，內(nèi)蒙古正式解除紅色禁令，風電市場重新復蘇，目前除甘肅外，其他三北地區(qū)省份風電政策有所松動。

特高壓重啟，提升利用率是重點

2017年6月，中國首條特高壓風光電高比例輸電通道——酒泉至湖南±800千伏特高壓直流（祁韶直流）項目投運。到2018年底祁韶直流外送電量157.7億千瓦時，占全部外送電量的49.9%。此外，華北四條連接內(nèi)蒙古和中東部的特高壓輸電線路工程也已投產(chǎn)，未來投運后有望每年輸送電力1600億千瓦時，其中25%為可再生能源。

2018年共計審批了“5直7交”特高壓工程。2018年9月，國家能源局印發(fā)《關于加快推進一批輸變電重點工程規(guī)劃建設工作的通知》指出，加快推進9項重點輸變電工程建設，合計輸電能力5700萬千瓦。其中，青?！幽咸馗邏褐绷鞴こ桃延?018年11月開工，計劃2020年建成投運。張北—雄安特高壓交流、雅中—江西、陜北—武漢特高壓直流、張北柔性直流等輸電通道也在建設中。

特高壓線路低效運行問題歷來受到業(yè)界關注。記者此前報道過，由于趕上國家火電項目審批權下放和嚴控煤電建設，配套火電核準建設滯后，祁韶特高壓如今最大輸送能力只有500萬千瓦。哈密南—鄭州±800千伏特高壓直流、錫盟—山東1000千伏特高壓交流工程、錫盟—泰州±800千伏特高壓直流工程兩條線路目前也出現(xiàn)實際利用率低于設計值的情況。2018年，《國家電網(wǎng)報》發(fā)表國家電網(wǎng)有限公司董事長、黨組書記寇偉的署名文章《以供給側結構性改革助推國家電網(wǎng)高質(zhì)量發(fā)展》提到，要積極協(xié)調(diào)解決特高壓配套電源不足問題，加快送端電源改接工程建設，提高現(xiàn)有特高壓輸電通道利用率。

跨區(qū)域市場交易機制尚待完善

電力市場改革的方向是推動燃煤電廠轉向雙邊合同，并敦促各省提高可再生能源電力輸送電量，包括來自其他省份的可再生能源電力。2018年1月，錫盟至山東1000千伏特高壓輸電工程為山東金屬制品行業(yè)客戶完成了國內(nèi)首次跨省跨區(qū)風電雙邊交易。2018年5—10月，江蘇與甘肅、新疆等西部省份開展可再生能源發(fā)電交易，交易規(guī)模約4.6億千瓦時。

此外，部分輸電通道的市場化體制機制尚不完善。目前，一部分早期投產(chǎn)的如三峽外送、溪洛渡外送、向家壩外送等跨省跨區(qū)輸電通道采取了國家計劃送受電模式，部分如云電送粵、黔電送粵等輸電通道采取了簽訂中長期協(xié)議的模式，也有輸電通道參與了年度臨時交易，部分電量進入了市場化交易。有評論認為，當前跨省跨區(qū)輸電通道交易模式混雜，不利于統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。

三、電力系統(tǒng)靈活性：系統(tǒng)服務補償機制亟待建立

實現(xiàn)大規(guī)?？稍偕茉床⒕W(wǎng)，電力系統(tǒng)調(diào)峰至關重要?！兑?guī)劃》對加強電力系統(tǒng)調(diào)峰能力建設也有所要求，包括加快大型抽水蓄能電站、龍頭水電站、天然氣調(diào)峰電站等優(yōu)質(zhì)調(diào)峰電源建設。

《規(guī)劃》中提出的項目包括金沙江龍盤、崗托等龍頭水電站建設，建設雅礱江兩河口、大渡河雙江口等龍頭水電站，提高水電豐枯調(diào)節(jié)能力和水能利用效率。合理規(guī)劃抽水蓄能電站規(guī)模與布局，完善投資、價格機制和管理體制，加快大型抽水蓄能電站建設，新增開工規(guī)模6000萬千瓦，2020年在運規(guī)模達到4000萬千瓦。在大中型城市、氣源有保障地區(qū)和風光等集中開發(fā)地區(qū)優(yōu)先布局天然氣調(diào)峰電站。

抽水蓄能電站建設加速

至2018年底，中國抽蓄電站裝機2999萬千瓦，抽水蓄能總裝機在建規(guī)模4305萬千萬。2019年初，新開工5座抽水蓄能電站，總裝機容量600萬千瓦并計劃于2026年相繼投產(chǎn)。已建和在建抽水蓄能電站主要分布在華南、華中、華北、華東等地區(qū)。目前，抽蓄電站被認定為“與省內(nèi)共用網(wǎng)絡輸配電業(yè)務無關的固定資產(chǎn)”，不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍，抽蓄電站投資建設成本尚未找到合理有效的疏導機制。

龍頭水庫具有蓄豐補枯調(diào)節(jié)的作用，能夠有效平抑水電出力的峰、枯矛盾，更好地適應電力系統(tǒng)需求特性和電力外送，提高水電電能質(zhì)量。目前金沙江中游河段規(guī)劃的龍盤和川藏段崗托電站的建設工作仍在推進。

煤電調(diào)峰動力下降

2016年國家發(fā)改委、能源局印發(fā)了《可再生能源調(diào)峰機組優(yōu)先發(fā)電試行辦法》，提出要完善和深化電力輔助服務補償機制。隨后，東北、西北等區(qū)域也相繼出臺了有關電力輔助服務市場運營的規(guī)則及細則?！兑?guī)劃》作出改造完成后增加調(diào)峰能力4600萬千瓦的設想。

但由于各個區(qū)域內(nèi)不同省份的電量、電價均有較大差異，補償政策長遠預期存在不確定性。現(xiàn)有的補償條件設定的門檻高，在增加安全運行和環(huán)保風險的同時，還要犧牲機組能耗、增加改造投入，火電企業(yè)主動實施改造和參與調(diào)峰的積極性不高，改造效果與《規(guī)劃》目標要求依舊相差很大。

對于氣電調(diào)峰，《規(guī)劃》中明確“十三五”期間，新增5000萬千瓦的氣電裝機，2020年達到1.1億千瓦以上，包括500萬千瓦調(diào)峰項目。但長期以來，由于氣電不具有成本優(yōu)勢，沒有合理的調(diào)峰電價機制，也使得調(diào)峰電站發(fā)展緩慢。中電聯(lián)最新數(shù)據(jù)顯示，今年一季度末，氣電裝機為8450萬千瓦，與《規(guī)劃》目標仍有較大差距。

四、“雙控”與煤炭消費減量：從量到質(zhì)的調(diào)整

“十三五”期間再度實施能源消費總量和強度“雙控”，把能源消費總量和能源消費強度作為經(jīng)濟社會發(fā)展重要約束性指標，建立指標分解落實機制。《規(guī)劃》提出到2020年，能源消費總量控制在50億噸標準煤以內(nèi)，單位國內(nèi)生產(chǎn)總值能源消費比2015年下降15%，非化石能源比重達到15%。大型發(fā)電集團單位供電二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦時以內(nèi)。

國家統(tǒng)計局數(shù)字顯示，2018年全國能源消費總量46.4億噸標準煤，同比增長3.3%，距離50億噸標準煤的目標仍有一定空間。但部分經(jīng)濟發(fā)達省份的能源消費總量已經(jīng)趨近“天花板”，江蘇、浙江、山東等省份多市未能完成控制目標。以浙江省為例，其2018年能源消費總量為2.17億噸標準煤，距離2020年2.199億噸的目標值只有290萬噸標準煤的增量空間。如何完善能耗雙控考核制度，彈性考慮經(jīng)濟發(fā)展較快地區(qū)的總量控制目標正在成為“十四五”規(guī)劃期間需要考量的議題之一。

此外，《規(guī)劃》對煤炭消費減量也有嚴格控制，提出“十三五”期間煤炭消費總量控制在41億噸以內(nèi)。煤炭消費比重降低到58%以下，發(fā)電用煤占煤炭消費比重提高到55%以上。具體來看，要在京津冀魯、長三角和珠三角等區(qū)域?qū)嵤p煤量替代，其他重點區(qū)域?qū)嵤┑让毫刻娲Ｗ?017年以來，政府重點推進了京津冀等大氣污染嚴重地區(qū)“煤改電”“煤改氣”工作，開展清潔供暖試點。

2018年全國煤炭消費46.4億噸標煤，比上年增長3.3%，增長主要來自電力、鋼鐵、建材、化工等行業(yè)，居民用煤明顯下降。但在“十三五”后期，進一步推動煤炭消費減量替代面臨諸多挑戰(zhàn)，包括現(xiàn)代煤化工一些產(chǎn)品產(chǎn)能投資過度，加劇煤炭消費增長壓力；耗煤部門去產(chǎn)能與減煤耗效果不明顯；對電力產(chǎn)能過剩的風險重視不足；散煤替代的一些措施中，政府投入高、經(jīng)濟性差等。整體來看，中國煤炭需求沒有大幅增長的空間。在清潔能源的加快替代和能效提升的壓力下，預計煤炭消費將在“十三五”后期進入下行通道。

為化解和防范產(chǎn)能過剩，《規(guī)則》要求堅持轉型升級和淘汰落后相結合，綜合運用市場和必要的行政手段，提升存量產(chǎn)能利用效率，從嚴控制新增產(chǎn)能，支持企業(yè)開展產(chǎn)能國際合作，推動市場出清，多措并舉促進市場供需平衡。

“十二五”全國煤礦數(shù)量減少至不到1萬處，而到2018年底，煤礦數(shù)量進一步減少到5800處左右。通過整頓關閉技改擴能，煤礦數(shù)量少于100處的地區(qū)由2個增加到13個，北京市在2020年前將關閉所有煤礦，全國有48個產(chǎn)煤市整體退出煤炭開采行業(yè)。但依舊有部分落后產(chǎn)能、無效產(chǎn)能未淘汰退出。此外，湖南、四川、云南等地區(qū)一些煤礦擴能改造規(guī)模、標準不高，建成之后仍是落后產(chǎn)能，完成淘汰落后產(chǎn)能和化解過剩產(chǎn)能工作任務還很艱巨。