“十三五”能源规划执行即将步入关键的最后一年，四年来哪些规划落地了？哪些还在路上？记者围绕能源基地建设、弃风弃光弃水、电力系统灵活性、“双控”与煤炭消费减量等四个重点关注问题，对近年来的执行情况进行了概括和总结。

一、能源基地建设：煤炭富集地积极调整产业结构

能源基地建设是“十三五”能源规划的重要落实任务，《能源发展“十三五”规划》（下称《规划》）要求能源资源富集地区合理控制大型能源基地开发规模和建设时序，创新开发利用模式，提高就地消纳比例，根据目标市场落实情况推进外送通道建设。

目前，五大综合能源基地中，山西“一煤独大”的产业结构已发生变化。2018年，山西省退出煤炭过剩产能3090万吨，三年累计退出8841万吨；退出焦化过剩产能691万吨，化解钢铁过剩产能225万吨，关停煤电机组203.3万千瓦。2018年，山西省新能源发电装机占该省电力装机比重突破30%。国家发改委4月对外披露的《2019年国家综合配套改革试验区重点任务》中，要求山西作为“能源革命综合改革试点”，这意味着能源革命由单一能源领域扩展到了整个能源领域。

在鄂尔多斯盆地及内蒙古东部地区能源基地，2016年至2018年，共退出地方煤矿48处、化解过剩产能3440万吨，提前两年超额完成“十三五”任务。截至2018年底，全区120万吨以上煤矿产能占总产能的89%。至2018年底共有煤矿532处，年产能13.3亿吨，2018年产量达9.75亿吨，居全国首位。在电力方面，2018年底，该基地6000千瓦及以上电厂装机容量达1.23亿千瓦，发电量5003亿千瓦时，居全国第三；可再生能源发电量达813亿千瓦时。其中，外送电量1806亿千瓦时，连续多年稳居全国第一。2018年全区煤制油产量103万吨，居全国第二，煤制气产量15.7亿立方米，居全国第一。

2016年至2018年，新疆累计关闭退出煤矿157处，化解煤炭过剩产能1899万吨/年，提前超额完成“十三五”煤炭去产能目标任务，大中型煤矿数量占比由原先的30%左右提高到了96%，产能占比由原先的50%左右提高到了99%。电力方面，总装机达8675.5万千瓦，新能源发电装机容量占本省区电源总装机容量的比例超过20%，总装机2946.7万千瓦，但弃风、弃光依旧突出。2019年上半年，疆电外送达285.6亿千瓦时，新能源占比41%。在油气方面，塔里木油田累计向下游供应天然气2315亿立方米，辐射15个省份。

二、“三弃”问题：显著缓解

“十三五”能源规划要求区域间以供需双方自主衔接为基础，合理优化配置能源资源，处理好清洁能源充分消纳战略与区域间利益平衡的关系，有效化解弃风、弃光、弃水和部分输电通道闲置等资源浪费问题，全面提升能源系统效率。有序建设大气污染防治重点输电通道，积极推进大型水电基地外送通道建设，优先解决云南、四川弃水和东北地区窝电问题。

在政策和市场改变的共同驱动下，近几年来弃风、弃光、弃水问题得以缓解。2018年平均弃风率为7%，较2016年同比下降10.2%；弃光率为3%，较2016年同比下降7.3%；弃水率5%。

可再生能源新建项目审批“收紧”

对于弃风、弃光、弃水问题，政府及电网公司在2016—2018年采取了一系列改善措施，包括控制新建项目：2017年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）。此外，发布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。

2018年底，内蒙古正式解除红色禁令，风电市场重新复苏，目前除甘肃外，其他三北地区省份风电政策有所松动。

特高压重启，提升利用率是重点

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（祁韶直流）项目投运。到2018年底祁韶直流外送电量157.7亿千瓦时，占全部外送电量的49.9%。此外，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，未来投运后有望每年输送电力1600亿千瓦时，其中25%为可再生能源。

2018年共计审批了“5直7交”特高压工程。2018年9月，国家能源局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》指出，加快推进9项重点输变电工程建设，合计输电能力5700万千瓦。其中，青海—河南特高压直流工程已于2018年11月开工，计划2020年建成投运。张北—雄安特高压交流、雅中—江西、陕北—武汉特高压直流、张北柔性直流等输电通道也在建设中。

特高压线路低效运行问题历来受到业界关注。记者此前报道过，由于赶上国家火电项目审批权下放和严控煤电建设，配套火电核准建设滞后，祁韶特高压如今最大输送能力只有500万千瓦。哈密南—郑州±800千伏特高压直流、锡盟—山东1000千伏特高压交流工程、锡盟—泰州±800千伏特高压直流工程两条线路目前也出现实际利用率低于设计值的情况。2018年，《国家电网报》发表国家电网有限公司董事长、党组书记寇伟的署名文章《以供给侧结构性改革助推国家电网高质量发展》提到，要积极协调解决特高压配套电源不足问题，加快送端电源改接工程建设，提高现有特高压输电通道利用率。

跨区域市场交易机制尚待完善

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。2018年5—10月，江苏与甘肃、新疆等西部省份开展可再生能源发电交易，交易规模约4.6亿千瓦时。

此外，部分输电通道的市场化体制机制尚不完善。目前，一部分早期投产的如三峡外送、溪洛渡外送、向家坝外送等跨省跨区输电通道采取了国家计划送受电模式，部分如云电送粤、黔电送粤等输电通道采取了签订中长期协议的模式，也有输电通道参与了年度临时交易，部分电量进入了市场化交易。有评论认为，当前跨省跨区输电通道交易模式混杂，不利于统筹协调。

三、电力系统灵活性：系统服务补偿机制亟待建立

实现大规模可再生能源并网，电力系统调峰至关重要。《规划》对加强电力系统调峰能力建设也有所要求，包括加快大型抽水蓄能电站、龙头水电站、天然气调峰电站等优质调峰电源建设。

《规划》中提出的项目包括金沙江龙盘、岗托等龙头水电站建设，建设雅砻江两河口、大渡河双江口等龙头水电站，提高水电丰枯调节能力和水能利用效率。合理规划抽水蓄能电站规模与布局，完善投资、价格机制和管理体制，加快大型抽水蓄能电站建设，新增开工规模6000万千瓦，2020年在运规模达到4000万千瓦。在大中型城市、气源有保障地区和风光等集中开发地区优先布局天然气调峰电站。

抽水蓄能电站建设加速

至2018年底，中国抽蓄电站装机2999万千瓦，抽水蓄能总装机在建规模4305万千万。2019年初，新开工5座抽水蓄能电站，总装机容量600万千瓦并计划于2026年相继投产。已建和在建抽水蓄能电站主要分布在华南、华中、华北、华东等地区。目前，抽蓄电站被认定为“与省内共用网络输配电业务无关的固定资产”，不得纳入可计提收益的固定资产范围，抽蓄电站投资建设成本尚未找到合理有效的疏导机制。

龙头水库具有蓄丰补枯调节的作用，能够有效平抑水电出力的峰、枯矛盾，更好地适应电力系统需求特性和电力外送，提高水电电能质量。目前金沙江中游河段规划的龙盘和川藏段岗托电站的建设工作仍在推进。

煤电调峰动力下降

2016年国家发改委、能源局印发了《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》，提出要完善和深化电力辅助服务补偿机制。随后，东北、西北等区域也相继出台了有关电力辅助服务市场运营的规则及细则。《规划》作出改造完成后增加调峰能力4600万千瓦的设想。

但由于各个区域内不同省份的电量、电价均有较大差异，补偿政策长远预期存在不确定性。现有的补偿条件设定的门槛高，在增加安全运行和环保风险的同时，还要牺牲机组能耗、增加改造投入，火电企业主动实施改造和参与调峰的积极性不高，改造效果与《规划》目标要求依旧相差很大。

对于气电调峰，《规划》中明确“十三五”期间，新增5000万千瓦的气电装机，2020年达到1.1亿千瓦以上，包括500万千瓦调峰项目。但长期以来，由于气电不具有成本优势，没有合理的调峰电价机制，也使得调峰电站发展缓慢。中电联最新数据显示，今年一季度末，气电装机为8450万千瓦，与《规划》目标仍有较大差距。

四、“双控”与煤炭消费减量：从量到质的调整

“十三五”期间再度实施能源消费总量和强度“双控”，把能源消费总量和能源消费强度作为经济社会发展重要约束性指标，建立指标分解落实机制。《规划》提出到2020年，能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内，单位国内生产总值能源消费比2015年下降15%，非化石能源比重达到15%。大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内。

国家统计局数字显示，2018年全国能源消费总量46.4亿吨标准煤，同比增长3.3%，距离50亿吨标准煤的目标仍有一定空间。但部分经济发达省份的能源消费总量已经趋近“天花板”，江苏、浙江、山东等省份多市未能完成控制目标。以浙江省为例，其2018年能源消费总量为2.17亿吨标准煤，距离2020年2.199亿吨的目标值只有290万吨标准煤的增量空间。如何完善能耗双控考核制度，弹性考虑经济发展较快地区的总量控制目标正在成为“十四五”规划期间需要考量的议题之一。

此外，《规划》对煤炭消费减量也有严格控制，提出“十三五”期间煤炭消费总量控制在41亿吨以内。煤炭消费比重降低到58%以下，发电用煤占煤炭消费比重提高到55%以上。具体来看，要在京津冀鲁、长三角和珠三角等区域实施减煤量替代，其他重点区域实施等煤量替代。自2017年以来，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，开展清洁供暖试点。

2018年全国煤炭消费46.4亿吨标煤，比上年增长3.3%，增长主要来自电力、钢铁、建材、化工等行业，居民用煤明显下降。但在“十三五”后期，进一步推动煤炭消费减量替代面临诸多挑战，包括现代煤化工一些产品产能投资过度，加剧煤炭消费增长压力；耗煤部门去产能与减煤耗效果不明显；对电力产能过剩的风险重视不足；散煤替代的一些措施中，政府投入高、经济性差等。整体来看，中国煤炭需求没有大幅增长的空间。在清洁能源的加快替代和能效提升的压力下，预计煤炭消费将在“十三五”后期进入下行通道。

为化解和防范产能过剩，《规则》要求坚持转型升级和淘汰落后相结合，综合运用市场和必要的行政手段，提升存量产能利用效率，从严控制新增产能，支持企业开展产能国际合作，推动市场出清，多措并举促进市场供需平衡。

“十二五”全国煤矿数量减少至不到1万处，而到2018年底，煤矿数量进一步减少到5800处左右。通过整顿关闭技改扩能，煤矿数量少于100处的地区由2个增加到13个，北京市在2020年前将关闭所有煤矿，全国有48个产煤市整体退出煤炭开采行业。但依旧有部分落后产能、无效产能未淘汰退出。此外，湖南、四川、云南等地区一些煤矿扩能改造规模、标准不高，建成之后仍是落后产能，完成淘汰落后产能和化解过剩产能工作任务还很艰巨。