【作者声明】作为旁观者也好，圈内人也好，读完这个规划，也来聊聊这里面关联的事儿，文中之想法为个人意见，权作交流。
电量的事儿：增速换挡
电量是电力规划的基础。考虑国民经济发展的“新常态”，规划中结论为“2020年全社会用电量6.8-7.2万亿千瓦时，年均增长3.6-4.8%”。应该说这个数值是非常小的，即使相对于以往做的任何一版电力规划报告而言，都是最小的之一，采取的应该是电力电量预测中的低方案。但即使如此，外界仍然有诸多争议。
比如“去年全社会用电量的增速是0.5%，今年前三季度虽然增速达到4.5%但是因为今年前三季度气候有些异常造成不可比的因素，那么这个数据的制定会不会有些乐观?”
其实，电力电量预测本身就不可能准确预测，在充分考虑目前经济新常态的情况下，横向对比国外相同发展水平国家等等，保持一定的裕度是有必要的，规划要遵循适度超前的原则。
其实对比国外发达国家，我国的人均用电量是比较低的，电力增长的空间还是相当大的，第三产业发展，新型城镇化发展这些因素都需要考虑到。
电量的增速换挡，以及下面提到的电源结构和电网问题，是本次规划不同于以往电力规划的技术性核心要素。
电源的事儿：两重更替
所谓电源的两重更替，其实是能源结构的两重更替，即油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源。能源结构的转型，对于不同类型电源来说，前景迥异。
煤电11亿千瓦以内，这个数字应该来说是合理且比较严厉的。合理是因为按照各地电力盈亏、节能减排等等考虑，这个数字比较合适;严厉是因为现在已经开工、核准、在建的项目算下来，约12.5亿，按照这个数字，利用小时数将下降到4000左右，效率非常低，那就只能压缩，能源局领导已经讲得很清楚了，煤电规划建设风险预警机制，“取消一批、缓核一批、缓建一批”，淘汰落后产能，多种措施保证，个人认为非常必要，也符合电源发展趋势，审批权下放带来的地方煤电无序建设情况，必须得到遏制。
气电1.1亿千瓦以上，优质调峰电源发展前景广阔，“十四五”肯定会更多，我国现有电源结构中，具有优良调峰性能的抽水蓄能、燃气电站以及龙头水电站等机组所占比重很小，仅为5%左右。不管是对于支撑新能源的消纳，还是节能减排而言，气电都具备优势。我国以煤电为主的电网难以为新能源做深度调峰，而欧美国家的能源结构是以石油、天然气等为主。
核电5800万千瓦，水电3.4亿千瓦，这两个数字其实很固定，因为两者的建设周期太长，现在基本可以看到2020年的规模。其中，比较敏感的内陆核电、藏区大型外送水电开发应该还是没有定论。
上面几种电源，可以看成是常量，新能源则是变量。
风电和光伏的规模，受边界条件的严重制约。首先根据巴黎协定，2020年我国非化石能源占一次能源比重提高到15%，2030年20%。这样两者之和，2020年应该不低于3亿千瓦。其次风电和光伏规模各自受自身发展诸多因素制约，说白了，一是消纳，二是补贴。
光伏1.1亿千瓦以上，基值比之前预期的要小，应该是补贴和可再生能源电价电价压力比较大的缘故，毕竟，当核电、水电不能实现发展目标时，非化石能源15%的指标还有风电默默承受。
风电2.1亿千瓦以上，风电达到这个数值，主要障碍在于消纳，按照目前“三北”地区的消纳水平，肯定会有问题，只能采取一定手段，主要是提升调峰能力;电价也很重要，要逐步实现“平价上网”的目标，风电规模也不宜过大，当然电价的压力，相比光伏要小一些。
电网的事儿：主配易位
规划中显示，“十三五”期间，主网不再是电网发展的投资重点，贴近用户和民生的配网将重点发展，比如电能替代，充电设施，分布式发电等等，都需要坚强配网的支撑。尤其是新一轮农网改造，对于薄弱、欠账累积的农村电网来说，特别关键。
中国配电网相比国外发达水平，相对比较落后，原因主要在于历史欠账太多，一方面是时间因素，我国配网发展时间也不长，日本50年代已经开始规划配电网了;另一方面是因为经济因素，国家投资就那么多，很长一段时间都主要投入到骨干电网上，配网建设相对滞后。
未来电网发展更贴近用户侧、需求侧，和配网密切有关，从这个角度而言，配网是应该重点发展。比如最近火热申报的多能互补示范工程，不同类型能源集成互补，全面提升能源系统效率，也是本次规划想要强调的绿色高效的落脚点。
当然，主网发展也不是不重要，只是相对而言。
特高压建设方面，建设特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道，新增规模1.3亿千瓦。目前西电东送的规模大约1.4亿千瓦左右，十三五新增的数值包括火电、水电和风电，应该说相对还是比较高的，体现了特高压在资源优化配置上的作用。这其中，风电利用煤电基地通道搭送的规模，和风火打捆送电距离是需要关注的地方。
严格控制电网建设成本，提高电网运行效率。这应该是十三五期间需要重点关注的，发挥电网潜力，消除冗余，对于电网建设与规划发展由粗放型向集约化的今天，至关重要。比如统一线路和主变载流量控制标准，现阶段，规划部门与运行部门在电网的安全运行控制标准上存在一定差异，必要时需挖掘其潜力，减少新增设备投资;比如需求侧管理，需求管理中的行政、经济、技术措施对于电网负荷特性都有不同程度的影响，不仅可以提高电网负荷率，降低电网最高负荷，还可以增大日最小负荷率，实现电网的移峰填谷。下图为典型国家输电网利用效率指标。
所有这些，其实都和电力系统效率有关，也是本次规划想要解决的核心问题。
电改的事儿：时间主线
规划中，制定了“十三五”电改的时间表。
核定输配电价。2017年底前，完成分电压等级核定电网企业准许总收入和输配电价，逐步减少电价交叉补贴;建立健全电力市场体系。2016年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广。2018年底前，启动现货交易试点;2020年全面启动现货交易市场;有序放开发用电计划。2020年前逐步取消优先发电权以外的非调节性发电计划。全面推进配售电侧改革。2018年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作。
一个个的时间节点，体现着能源局的电改决心和条理，但是经历了一些电改相关事情之后，我对这些表示谨慎的乐观。这里面内容非常多，充满着未知，但是确实，对于“十三五电力规划”而言，技术层面的反而不是最重要的，最关键的可能就在这部分，将决定规划目标的成败。
零零散散，聊完了“十三五”电力规划里面的一些事儿，里面很多内容还需要继续慢慢体味，但不管如何，规划中贯穿的绿色和高效两个落脚点，让人对此充满期待，或许电力系统的变革，就以此为指导，让我们拭目以待。
