2015年8月3日中国能源报发表国家能源局规划司副司长何勇健先生力作《“十三五”电力规划应强调系统优化》，读后受到很大启发，是一段时间以来的一篇很好的文章，他在文章中提出六个方面需要系统优化，我都十分赞成。同时我也有些想法，在我们电力发展促进会内讨论，期望获得教益，供规划编制单位参考。
一、电力工业表现出的过剩迹象
截至2014底，全国总装机容量137018万千瓦，比上年同期增长8.95%。其中水电30486万千瓦，如果扣除抽水蓄能电站容量2183万千瓦，水电纯发电装机28303万千瓦，并网风电装机9581万千瓦，并网太阳能发电装机2652万千瓦，核电装机1988万千瓦，火电装机92363万千瓦，在火电中，煤电83106万千瓦，气电5667万千瓦，其他大约9万千瓦，这样可以用于电力生产的能力为134835万千瓦。各种发电设备，它的合理利用小时是不同的，水电近年来的平均利用小时3414小时，火电利用小时取6000小时，核电近14年平均利用小时7874小时，风电近9年平均利用小时1946小时，光伏发电平均利用小时取1200小时，以此计算， 2014年发电量生产能力为68827亿千瓦时，2014年实际发电量56045亿千瓦时，产能释放率为81.43%。电力生产供应的特点之一就是，即发即用，不大规模储存，在产能和产量之间只保留适量的备用发电能力，现在看这个富裕量已经达到12782亿千瓦时了;这是一方面，另一方面，全国六大电网最高用电负荷简单算术和8.26亿千瓦，六大电网装机13.6亿千瓦，毛备用率为64.65%。这些数据表明电力工业正踏入产能过剩的状态，由于"十二五。之前，我国长期处于缺电状态，人们观察电力工业的供需态势有些许惯性，对于电力工业产能过剩，或者浑然不知，或者从感情上无法接受，但事实如此，业内该有正确认识了。
二、十三五电力规划的主线应当是优化结构提高效率
“十三五”期间电力需求还会增长，但增长幅度有所回落，对此人们有个认识过程。今年早些时候，能源局电力司对2020年需电量的估计是8万亿千瓦时，2013年国家电力规划研究中心的研究结果给出了高中低三个方案，需电量分别为8、7.5、7万亿千瓦时，国网公司能源院的预测为7.6—8.4万亿千瓦时，中国能源协会的预测是6.7—7万亿千瓦时，中电联的预测是6.6—7.6万亿千瓦时，推荐7.1万亿千瓦时，我比较赞成这个结果，年均增长率4.5%，按此需求水平配置电力生产资源，可能前期要消化部分过剩产能，后期新增部分产能，这对我国的装备供应来说是下成问题的，只是会造成机械制造业的产量萎缩、在这种态势下电力工业发展思路应当坚决的转到优化结构和提高效率上束。优化结构有两项任务，即能源替代，我认为在中国能源替代首先要抓天燃气发电替代煤电，第二是风电和光伏发电对煤电的替代，优化后煤电的功能会发生细微的变化，提高效率包括五个内容，即，电力转换效率、电力运输效率、资本投入效率、劳动生产率和全要素生产率。
三、编制规划的指导思想是dK/dA最小
其中dK是边际投入
dA是单位电力增量
要有一个合理的电力增量设定，要有满足电力增量设定的各种资源配置方案，对用于各种方案，可以有不同的费用投入结果，规划的任务就是从中找出最合理的邢个方案，规划的形态是不确定规划，规划编制者的任务是，对诸方案进行科学论证，在进行技术经济分析后给出一个综合的判据，交给决策者，把决策叔交给政府，没有方案对比的规划不是好规划。以往把规划编制任务委托给企业，企业把规划结果交到政府的桌面上，政府被沦为受胁迫角色，这种状况不能继续了。
现在的实际问题是企业过分追求投资增长，边际投入效益下降，例如，2013年，发电量增长3856亿千瓦时，全年投资完成7.28亿元，度电投入2元多，而"十一五。期间度电投入平均为1.82元。
四、对我国能源资源流动要有系统的全面的谋划
中国能源资源的赋存主要在西部，经济发达地区在东部，能源的流动是必然的，我们要通盘研究中国的能源流动。从总体上讲，我国能源流动的态势是北煤南运、西气东输、西电东送，为了深入分析，我们试将除台湾和南海诸岛的中国经济版图分为8块，分别是(1)辽吉黑(2)京津冀(3)晋陕蒙宁(4)鲁苏浙沪闵(5)豫鄂湘赣皖川渝(6)粤桂琼滇黔(7)甘育新(8)藏
西藏能源批量较小，中近期对全国能源资源配置影响不大，其它7个区域，能源生产、消费的状况由下表逐一展示。各区2012年煤炭、石油、汽油+煤油柴油+燃料油构成的成品油以及电力的消费、生产量分别见下表。
由上表数据能看出我国能源配置的某些特点
第一，当下煤炭资源以晋陕蒙宁为最主要的供给基地，其产量占全国的60%，调出量15.6亿吨，去往(4)区域7.5亿吨，(5)区域3.6亿吨，(6)区域2亿吨(1)区域2.1亿吨(7)区域大体自给有余，煤炭资源南下的路径包括大秦线加海运、京广京九焦枝铁路线，根据铁路发展规划通道运力捕能够满足煤炭运输的需要，在中近期规划中这一格局不必要也不宜作大的调整，新疆的煤炭资源仍应作为战略储备。
第二，许多品类能源，在相当一部分区域中大体生产与消费均衡，说明区域内能源平衡市能源配置的内在要求。任何一种商品都有其合理的销售半径，能源资源也一样，针对不同的能源种类，均有其合理的配置范围，能源资源配置并非在"更大范围内配置。是追求的目标，从某种意义上讲，为实现能源配置，能量矩之和最小(即，能源量*运输距离=能量矩)应是配置的目标或者是判据。
第三，我们重点观察7各区域的电力平衡。辽吉黑三省电力生产量有311亿千瓦时的缺口，考虑到覆盖内蒙古东部两盟两市的蒙东电网已经并入东北电网，电力是区域内平衡的。京津冀区域电量缺额1700亿千瓦时，由(3)区域中的内蒙古西部电网和山西电网向京津唐送电加以平衡，这相当于周边区间交换。(4)区域电力缺额较大，达到2300亿千瓦时，该区域接受的外部输电包括(5)区域的送点和(3)区域的送点，;两者分别达到1400亿千瓦时和600亿千瓦时。(5)(6)(7)区域大体自我平衡。据统计2012年，跨区送电量2680亿千瓦时占全国消费电量的5.01%，而上述各大区域的自我平衡率分别为：
对于区域(1)今后明确蒙东弥补缺口就可解决问题，该区城电力不宜大量送出区外。区域(2)将长期依赖蒙西电网和山西电网的送电。区域(4)是我国经济最活跃的地区，在保持就有的西电东送规模的前提下，以发展沿海核电和进口煤清洁发电，几十辆天然气发电就可能解决未来电力平衡，而不宜再从遥远的新疆等地往这里输电，这在经济上是不划算的。至于(6)区域在当前自我平衡的基础上应该持续开发与南水电、藏东水电与广东广西持续开发核电以应对未来的新的负荷增长。
如此看来我国电力资源趋于自求平衡的方针并未过时，在缺水地区和生态脆弱地区的西部大规模开发煤电再以超远距离较大损耗的输电方式运输能源的策略应重新审视，适度弱化。
(5)区域是能源匮乏地区，又是各种运输方式的末端，十三五和之后的一段时间，能源资源配置应以加快建设华中运煤通道为中心，围绕大通道布局电力资源，形成新的发展路径。当前大规模向华中地区送电应予控制，与十三五铁路运煤和电力布局相衔接。
五、电网规划仍要强调分层分区
电网如同输油气管网、铁路公路网、通讯网一样，属于网络经济，有着网络经济共同的规律，例如，追求规模经济、重视网络安全、强调系统安全基于元器件安全、网络有范围经济特点、网络必须统一规划统一调度。但是电网也有其固有的与其他网络明显不同的特性，交流电网以同步速运转，故而强调其稳定性，电网的扰动超过其稳定极限，系统会摇摆甚至瓦解崩溃，电网规模愈大，在取得经济效益的同时风险也愈大，在特殊情况下，电网要经受严苛自然条件考验和冲击，甚至敌对势力的破坏，因而电网特别强调其安全稳定性。在我国老一代电力老领导和电力技术专家的努力下，我国创立了一整套保障电力系统安全稳定运行的法规和技术措施，集中地体现了我国电力人的智慧和劳动结晶。其中最重要的是电网分层分区管理、电源分散接入、区间有效隔离、应急迅速解列。为了贯彻分层分区，几十年来做了艰苦细致的工作，将对电网极具威胁的电磁环网一一化解，在全国形成了六大电网，区域电网间形成了以直流或背靠背连接的格局，这样的联网方式，既能够满足区域问的大规模功率输送，又能将系统故障隔离在一定的范围内，不致扩大为全网性事故。
2006年7月1日，华中电网事故过程充分表明我国电网线性各具防止事故扩大的效能。事故先发于河南，但波及到交流联网的华中电网川渝电网，而因为与华东电网系直流联网，手动断开与华北电网的解列点，事故就未波及华东电网和华北电网，从而避免了有可能导致全国大面积停电的事故。老一代电力领导和专家的经验和现实事故的殷殷教训都昭告我们电网分层分区的原则不能丢!现在中国六大电网格局是适应我国电网发展的，可是也应看到在我国力图建设全国一张网的主张或隐或现，时不时的会出来干扰国家正确的电网建设布局，或者在得不到支持的情况下又改装成建设“三华”电网(即华北华东华中连成一个交流同步网)，须知这个电网一旦形成，则将中国经济和社会最发达的京津冀、长三角和长江经济带连成一个电网面积涵盖17个省(区、市)，面积达323.8万平方公里、人口达8.9亿、国内生产总值达40.3万亿元的超级大电网。对于这样一个特大电网，电力供应须臾中断，将带来极大的灾难性后果。因此，在我国电网规划中一定要坚持分层分区的原则，应当塀弃一切建设全国一张网或建设“三华”电网的思路。
六、重视我国能源转型成本把握转型节奏
2012年我国发布能源政策白皮书，提出了能源替代，优化能源生产消费结构的战略任务。2014年国务院办公厅印发《2014-2020年能源战略行动计划》，安排了在“十三五”期间实施绿色低碳方针，发展非化石能源和化石能源清洁高效利用并举，大幅度增加风电、太阳能发电、地热电和核电比重的战略任务。通过能源替代是煤炭占一次能源的比重下降4个百分点。2014年我国并网风电装机9581万千瓦，比2009年增长460%，年均增长41%，2014年太阳能发电装机2652万千瓦，比2009年增长1060倍，可以说超快速增长(光伏发电装机增长主要是近三年的事，2012年36万千瓦，2013年1589万千瓦，2014年就达到2652万千瓦)。
但随之风电和光伏发电的超快速发展，也产生了一些问题，主要表现在三个方面，第一是弃风弃光有所增加，弃风弃光的根本原因在于，为了弥补风光电力供给特性的不足，需要煤电深度调峰，这将增加煤电的耗费，但尚未建立起相应的机制;另外有少量风光电站受外送电通道能力限制，但这不是主因。第二，电力规划向来以需求为导向，供给是为了满足需求，此前可再生能源发展较少进行市场需求分析。由于电力市场建设滞后，目前唯一的交易方式是电网公司单一购买，这使得电网公司承受了额外的负担，而这也没有相应的机制建构。第三，政府对光伏实施的补贴支持了光伏发电发展，同时也助长了光伏电业者一味扩大装机的冲动，而不承担市场失衡的凤险，补贴越来越成为政府的付不起的负担。
现在看来补贴主要有两个方面的问题，一是补贴金额不赋需要，据称，2014年应收补贴700亿元，实际上缴400亿元，征收上来的320亿元用于补贴风电等其他用途，而用于光伏就供不应求了;另外就是流程太慢，以致许多企业最终拿到补贴经历的时间差至超过一年半。由于大规模开发可再生能源，政府或用户要支付大量的补贴，缘于其成本较高因而电价也会较高，这在国外有先例可供借鉴。以德国为例，德国是太阳能发电发展较快的国家，2006年德国光伏发电量约为23亿千瓦时，到2013年达到300亿千瓦时，年均增长44%，但这也给德国带来许多问题，德国是欧盟电价水平较高的国家，原因就是高额的补贴最终转嫁给民众，据报道截至2013年德国民众承担的可再生能源附加费总计高达3170亿欧元，及时地过这样一个高收入的国家，可再生能源补贴成本的快速上升也使消费者备感压力。怎么办?德国的做法就是降低补贴，控制节奏，面对这种情况德国政府决定对可再生能源政策作适当调整。一是对每年新增凤电和太阳能发电装机做了严格规定。二是减少补贴的力度和范围，平均补贴水平从17欧分每千瓦时下降到12欧分每千瓦时，从2017年开始采取竞价方式准入。三是全面引入市场机制。德国的做法值得我们认真思考，检讨我们的补贴政策的得与失。
值得注意的是当前太阳能发电业者仍然不顾国情的在推动扩大装机规模和补贴规模，据称中国三大光伏行业协会联名提交有关促进光伏行业发展的三大政策文件，提到将“十三五”规划光伏装机目标由之前的1亿千瓦，调整到2亿千瓦，加强可再生能源基金征收力度，发放由以收定支改为以支定收。我认为这是不顾国情、不考虑需求、不加系统优化的错误之举。
