适应经济“新常态”如何优化电力布局

　　由于经济发展的新常态，中国电力行业发展将面临三个新特征，既是电力发展面临的挑战也是机会：一是电力需求增速放缓；二是由于经济转型将改变电力负荷曲线，使得负荷峰谷差变大；三是新能源份额增大。如果以传统新建电厂方式应对最高负荷的快速增长，将不可避免地导致平均利用小时下降，机组负荷率下降，对整个电力系统的效率造成负面影响。另一方面，单纯减少火电装机容量以提高利用小时数可能不利于电力系统的安全性。现代电网安全可靠供电的指标之一，就是要保障电力系统有足够的备用容量来应付不可避免的用电高峰的冲击。因此，应对挑战需要优化电力布局，重点在于如何满足尖峰负荷(特别是东部地区)，而不影响电力系统的整体负荷水平和效率。

　　一般来说可以有两种电力优化布局手段：一是受区域内各省资源禀赋和负荷特性影响，电力平衡情况不同，可以通过跨省(区)调配实现资源的优化配置，在更大范围内保证系统备用容量；二是在东部地区发展天然气电站作为调峰电源，以及其他多种调峰方式相结合，优化电源布局，提高燃煤机组效率，使燃煤机组尽可能运行在设计的高效率区，少参与调峰或不进行深度调峰，改善能源利用效率低的状况。

　　目前国内调峰措施仍不健全，蓄能储能相关的投资机制、经营模式和电价政策方面还存在不尽合理的地方。通过增加调峰性能好的机组容量，使作为基荷的核电和随机性较强的风电、太阳能等电源更多地接入电网，提高清洁能源发电的份额，减少对化石能源的依赖，提高我国的能源安全程度，这也是优化电力布局的重要方式。考虑到环境和资源约束、经济发展方式转变的需要、沿海的核电及新能源发展后发优势等，清洁能源电力布局也会带来新的挑战，比如，多大的新增成本，费用如何分摊，最优的投资路径是什么。

　　除了电源侧布局优化外，节能和需求侧管理也是应对电力发展挑战的有效措施。电力需求侧管理包括负荷管理、能效管理、有序用电等。电价可以最有效地调整不同时段的供求关系，提高低谷时段电能的利用，实现“削峰填谷”。国际上可行的电价措施主要有工商业普通分时电价、居民分时电价、尖峰电价、可中断电价、季节性电价、丰枯电价、容量电价，及高耗能产业差别电价等。目前中国实施了一些针对节能和需求侧管理的价格手段，比如，为限制高耗能产业盲目发展和淘汰落后产能，从2004年开始实行差别电价政策；在居民用电侧，2012年7月居民生活用电阶梯式递增电价改革方案在全国范围内实施，分时电价也在一些地区选择性施行。但这显然还不够，需求侧管理的制度设计对实施效果至关重要，对现有措施进行效率评估，将有助于修正相关政策，保证其合理性。

　　进一步优化电源布局还涉及东西部平衡问题。东部要素成本、环境成本的提高将迫使高耗能产业向西部转移，东西部地区的产业转移和资源流动将成为今后经济发展的一个特征。在这一过程中，政府从政策上如何影响和把握转移的速度和规模，又如何在发展西部的同时保护西部生态环境？一方面，需要对东部地区的能源环境进行约束，预测东部地区经济发展的能源消耗与排放；另一方面，需要预测西部地区的增长和对能源电力基础设施的要求。从这两个方面求得转移过程的潜力与空间范围，对东西部产业转移的不同情境展开分析。

　　从历史上看，发达国家的清洁环境常常是以欠发达国家的环境污染为代价，是一个高耗能产业的转移过程。因此在我国经济转型和环境治理中，欠发达的西部很可能为东部治理污染付出代价，即东部对西部的污染转移。政府需要尽量平衡污染转移过程，通过政策协调尽可能减少西部污染，需要更为审慎的顶层政策设计，梳理区域保护的国际上相关政策的成熟经验，通过可选的政策组合，在措施选择与路径设计上提出可行的解决方案。

　　高耗能产业由东向西转移和西部能源开发，将导致能源电力供给重新布局和平衡。能源电力基础设施如何配套建设，才能减少浪费和排放锁定？政府需要就高耗能产业由东向西，能源输送由西向东两个方面，对东西部能源电力基础设施建设配套的规模与发展路径提供指导，以环境治理引发的政策设计为具体抓手，控制东部能源(煤炭)消费，加快东部能源结构调整和清洁能源发展，以环境容量为标的，引导高耗能产业转移。重构西部地区的能源电力供应格局，可以通过预先设定其能源发展目标和环境路径，涉及到不同的能源电力基础设施配套方案的选择，以及对西部地区能源电力消费增长进行重新估算。