当前，经济发展新常态凸显，供给侧结构性改革深化，经济增速换挡，增长驱动力转换，大部分传统行业均发生了很大变化。电力工业的发展形态也出现了根本性改变。总体来看，电力工业的宏观形势主要有以下6个特征：一是供给严重过剩。2016年，中国发电设备平均利用小时为3 785 h，是1978年以来的最低值。二是在建电源装机规模巨大。目前，预计全国在建电源装机容量为2.0亿kW左右，面临很大的产能释放压力。三是基数很高，增长空间有限。2016年，中国全口径发电设备装机容量达到16.5亿kW，发电量和装机容量分别达到美国的1.45倍、1.55倍；人均发电量达到4 317 kWh/人，是世界平均值的1.3倍，达到欧盟的68%，英国的83%。四是经济增速换挡，增长驱动力由要素驱动向创新驱动转换，导致电力需求不旺。五是能耗强度很高，节能降耗空间巨大。2015年，中国工业能耗占总能耗的比例为69%，美国为32%；中国单位GDP能耗是世界平均值的1.7倍、美国的2.1倍、欧盟的3.2倍；中国单位GDP电耗是世界平均值的1.6倍、美国的2.2倍、欧盟的2.7倍。六是经济结构、工业结构调整加快，存在能耗和电耗“回吐”现象。我们之前做过测算，2014年，三大高耗能产业(黑色金属冶炼及压延加工业、化学原料及化学制品制造业、非金属矿物制品业)的能耗强度是工业平均能耗强度的3.1倍，是批发、零售、住宿、餐饮业平均能耗强度的26.6倍。因此，电力行业面临的形势，大概率是趋势性的，而非周期性的。

近期，原电力工程顾问集团总经理、电力规划设计总院原院长吕伟业撰写了《“防范化解煤电产能过剩风险”的几点思考》，该篇文章也是对整个电力工业的总结和反思。作者不才，与吕老唱和，撰写了一篇《刍议〈“防范化解煤电产能过剩风险”的几点思考〉》，也得到了老先生的点拨和斧正。现把唱和文章投诸期刊编辑部，因智识短浅，恐贻笑大方。

1)赞同吕老的看法，解决问题要从体制着手，若就事论事，重复去解决不断出现的问题，会落入“头疼医头、脚疼医脚”的困境，只会越干越难、永无止境。电力工业发展到今天，不可谓“无功”，亦不可谓“无过”，要“世易时移，时移备变”。在产能总体短缺的情况下，放开市场、利益驱动，是解决短缺的有效途径；在产能总体过剩的情况下，“加强规划”、“有效管控”是解决过剩的“牛鼻子”。“一阴一阳之谓道”，此之谓也。

2)电力工业发展的历史经验和教训表明，电力规划问题是个大课题，也是个“大问题”。一是，电力规划脱不开政治影响，很难做到科学中立。二是，电力规划的“科学性”很难企及。主要原因是，电力工业的发展与能源禀赋、能源结构、能源生产、能源消费、经济发展、经济结构、产业结构、能源技术、技术经济等要素有关，是个宏大的系统工程。比如，研究煤电、核电等单个电源类型的发展问题，必放置于电源整体的发展中；研究电源发展问题，必放置于电力工业发展中；研究电力工业发展问题，必放置于能源发展中；研究能源发展问题，必放置于经济结构和工业结构中；研究经济结构和工业结构演进问题，必放置于经济发展的大局中；研究经济发展问题，必放置于经济社会发展的全局中。因此，要做好电力规划，难之又难。比如，2011年，中国工程院编写的《中国能源中长期(2030—2050)发展战略研究》，个人认为，有些章节的方法论是值得商榷的。因此，在做电力规划时，建议要囊括多个行业的研究机构及专业人才，大体要包括：应用经济学的主要二级学科(国民经济学、区域经济学、财政学、金融学、产业经济学、统计学、数量经济学等)、与能源有关的学科、与电力有关的学科、与工程经济有关的学科，而不仅是电力系统类专业。另外，还要有一些智识非凡、知识多元且能融会贯通的人居中统筹谋划。那么，电力规划的科学性能否逐步提升，不断接近“真理”呢？我看是有可能的，国家电网正在推广应用的大数据系统，把电能管理、用电信息、设备状态、生产管理、天气信息、经济数据等全样本的实时数据予以采集储存，假以时日，必可大用。

3)中国煤电产能过剩是不争的事实。以2016年数据计算，若设备合理利用小时数分别按5 000 h、5 500 h、6 000 h测算，则煤电设备利用率分别为82.9%、75.3%、69.1%，分别过剩0.16 TW、0.23 TW、0.29 TW。2008年金融危机以后，美国煤电设备利用小时数均高于4 800 h，其中，2010年达到5 831 h。当然，煤电设备的合理利用小时数与内因(设备情况)、外因(系统负荷特性)均有关系。但是，中国煤电设备利用率大概率是低于75%的，这与中国工业设备的总体利用率大体相当。产业经济学上有个不太确切的规律：行业过剩10%以内有利于竞争；行业过剩10%～20%，企业竞争加剧、利润减少；行业过剩20%～30%，企业大面积亏损；行业过剩超过40%，全行业亏损。当然，煤电属于特殊行业，还未出现大面积亏损现象。若按过剩0.23 TW测算，配套电网投资按1∶0.7估算，则投资“浪费”约14 000亿元。

4)赞同吕老所提的“‘放管服’是统一的整体，不可偏颇”的观点。本届政府的一项重要工作是“简政放权”，但是，要具体问题具体分析，不能什么都“简”，什么都“放”。改革开放初期，有个重要教训，是“一放就乱、一管就死”，虽较绝对，但有些逻辑规律却不可不防。电力工业是特殊行业，加之能源禀赋的区域不平衡特性，其建设和运行必然要跨多个行政区域，类似明清之漕运，要有“总督漕运部院”的统筹协调机构。因此，要彻底解决“弃风、弃光、弃水、弃核”问题，除了电网技术进步外，更应在体制上“做文章”，要统筹协调各利益主体的诉求。总体来看，电力工业发展到现阶段，“合”比“分”好。

5)要建立电力规划、可行性研究的责任追究制度。这一责任追究制度的前提，是电力规划和可行性研究要能“超然物外”，要做独立第三方，而非利益相关方。目前，可行性研究绝大部分为电力设计机构承担，除了“拿人钱财、替人办事”外，还有后续设计任务、工程承包任务的利益问题。

6)关于电煤消费比例问题。2015年，中国煤炭消费量为39.7亿t，发电中间消费为17.9亿t，占比约为45.2%；终端消费(直接消费)11.2亿t，占比28.2%。总体来看，煤炭直接消费的占比较高，在直接消费中，散烧煤尤为环境污染的重点。总体来看，发电仍是煤炭大规模清洁利用的最有效手段，加之2020年以后，中国煤电全部实现“超低排放”改造，煤电机组将全部达到燃气轮机排放的限值水平。因此，在煤炭消费中，发电中间消费的比例仍需大幅提高。与之相对照，2015年，美国煤炭消费量为7.24亿t，其中，发电中间消费为6.70亿t，占比高达92.5%。

7)关于天然气发电问题。影响气电发展的核心问题在于天然气价格。2016年，中国天然气消费量为2 103亿m³，生产量为1 384亿m³，缺口719亿m³，缺口占比34.2%。2016年，中国进口LNG天然气2 606万t，合计金额人民币519.4亿元，折算为1.43元/m³；进口管道气2 797万t，合计金额人民币497.7亿元，折算为1.28元/m³。上述价格均为到LNG接收站及口岸价格，加上境内的长管输费、短管输费、LNG接收站摊销成本等，到燃气发电厂的到厂价格必然不低。大体来说，每立方米天然气的长管输费摊销可按0.1元/100 km估算、省管输费摊销可按0.2～0.3元估算、短管输费摊销可按0.05元估算、LNG接收站摊销可按0.3～0.4元估算。如广东省，其外输天然气主要来自西气东输的“西二线”来气，以及海上的LNG气。广东省“西二线”来气中，摊销至每立方米的管输成本约为：“西二线”管输费约为1.0元左右，省管输费约为0.2～0.3元，平均短管输费0.05元左右，合计约为1.25～1.35元，因此，若使用进口的土库曼斯坦气(2016年，土库曼斯坦气占中国管道气进口量的77.3%)，到广东省天然气发电厂的成本价不会低于2.5元/m³。广东省LNG来气中，摊销至每立方米的管输成本和LNG成本约为：LNG固定资产投资和运营摊销0.3～0.4元，省管输费约为0.2～0.3元，平均短管输费0.05元左右，合计约为0.6～0.7元，因此，到广东省天然气发电厂的成本价不会低于2.0元/m³。2017年5月，美国发电用天然气价格为3.62美元/千立方英尺，合人民币0.876元/m³。2016年，欧盟28国工业用天然气(年消费<1～4>×10¹⁵ J用户)平均售价为7.1欧元/GJ，合人民币1.95元/m³(含税费，下同)。其中，德国售价合人民币2.08元/m³，法国售价合人民币1.80元/m³，英国售价合人民币1.51元/m³。2016年消费超过4×10¹⁵ J的工业用户天然气价格中，比利时售价合人民币1.41元/m³，德国售价合人民币1.94元/m³，意大利售价合人民币1.73元/m³，罗马尼亚售价合人民币1.27元/m³。总之，天然气价格是制约气电发展的主要因素，气电仍需要财政补贴实现投资回报。长期来看，任何一种形式的能源，若长期依靠补贴，则必不可大规模发展。中国天然气价格高企，主要与东北亚天然气价格形成机制、中国管道气管输距离长、资源禀赋不高等结构性问题有关。未来，页岩气等非常规油气资源的开采，可能会降低天然气价格，但在中期内难现改观。

8)关于水电问题。水电的核心问题，在于可开发厂址“越来越偏远”，成本越来越高。如糯扎渡水电站的单位动态投资为1.044 4万元/kW，白鹤滩的单位动态投资为1.111 8万元/kW，其与CPR1000核电站的单位投资基本相当；两河口水电站的单位动态投资为2.215 2万元/kW，若不考虑联合调度效益，其经济价值很低。加上长距离输送成本，水电的价格竞争力正在下降。下一步，在综合考虑生态保护、工程经济、送出成本、环境效益、国际河流开发等问题的基础上，仍要大力建设水电基地。

9)关于核电问题。短期来看，在影响核电发展的宏观要素中，除了核电技术及安全性外，更为重要的因素是电源供应总体过剩，以及核电经济性的降低。核电标杆上网电价实施后，单位千瓦固定资产投资相对较低的“二代＋”核电仍将维持较好的收益率，但是，对于非首台、非首批及非示范工程的三代核电机组，其经济性将受到考验。中期来看，核电发展将主要受以下因素影响：(1)电力供需情况；(2)碳排放约束指标；(3)非水可再生能源的技术进步及发展情况；(4)各类电源的经济指标；(5)核电技术进步及安全性；(6)公众对核安全的担忧及对核能发电的接受程度；(7)核安全突发事件等。长期来看，核电、非水可再生能源发电将分担新增能源消费和化石能源替代需求，其发展模式存在如下可能性：(1)第1种可行性，主要以核电弥补新增能源需求和化石能源替代需求，如第二次石油危机后的法国；(2)第2种可能性，核电发展到一定程度后保持稳定，又因环保因素开始降低，此后，以非水可再生能源满足能源替代需求，如第二次石油危机后的德国；(3)第3种可行性，核电发展到一定程度后，供应量保持稳定，石油、天然气、煤炭3类化石能源自身结构发生变化，天然气消费量提升，石油消费量保持稳定，煤炭消费量降低，非水可再生能源稳步发展，如2000年以后的美国；(4)第4种可行性，核电和非水可再生能源同步均衡发展。当前，影响核电发展的多个因素均出现了较大变化，特别是电力供需情况出现了根本性改变。在外部因素出现较大变化的情况下，核电在我国能源供应体系中应该处于何种地位，发挥何种作用，将直接影响能源供应结构和核电产业中的各类参与主体。研究核电的发展问题，必须置于能源电力的宏观格局中予以综合考量，因此，需要从能源供应特别是电力供应的全局出发，谋划核电的长远发展，在统筹各类能源供应的基础上，做好顶层设计和规划，使核电既不冒进、也不保守地持续健康发展。

10)关于非水可再生能源问题。在工业用电价格较高的情况下，要统筹解决“高价能源”之“经济效益”和“环保效益”的关系，在保持新增建设规模的同时，又不至于伤及中国经济特别是工业品的竞争力。对于已经建设和投运的风电、光伏项目，由于其发电边际成本很低，以系统角度来看，实在不应该弃风、弃光。要解决这个问题，除了电网技术进步外，更应在体制上“做文章”，要统筹协调各利益主体的诉求。总体来看，电力工业发展到现阶段，“管”比“放”好，“合”比“分”好。

11)关于储能问题。在核定输配电价时，抽水蓄能资产未能计入可计提收益的固定资产，其容量电价如何传导，仍需进一步研究。总体来看，抽水蓄能很难通过与风电、光伏的联合调度，峰谷电价差，辅助服务等完全实现市场化。加之低成本煤电的宽负荷运行，抽水蓄能几成“鸡肋”。从宏观上讲，抽水蓄能75%的综合效率在电力系统中亦不能算“节能减排”，若煤电深度调峰的机组效率下降值低于抽水蓄能的抽发损失值，则抽水蓄能的效益不在。当然，在重要供电区域内保留适当的抽水蓄能机组，对电网安全特别是黑启动的效用就另当别论了。与之对应，1990—2015年，美国抽水蓄能装机容量由19 GW增长到22 GW，基本处于维持状态。关于化学储能站，预计随着电动汽车的普及，可能会出现较大变化(废旧电池再利用)，但其总量不会太大，对电力系统不会产生根本性影响。另外，尚需理顺化学储能站的价格形成机制问题。

12)关于电动汽车问题。按照当前电动汽车平均效率7.0 km/kWh，燃油车12.5 km/L，同时，考虑一定的充电损耗率进行测算。2015年，全国交通用汽油为5 307万t、交通用柴油为1.116 3亿t。到2025年，若以2015年为基值，100%交通用汽油(2015年值)和30%交通用柴油(2015年值)全部由电能替代，则新增用电量为237.2 TWh，约为2016年全国年用电量的4%。

13)关于分布式能源问题。分布式能源中，能形成规模的当属天然气分布式能源，但是天然气分布式能源存在如下问题：(1)天然气价格不具有市场竞争力，若无财政补贴，天然气分布式能源仍无法市场化运营；(2)分布式消纳电力的电价形成机制问题；(3)分布式能源与大电网的关系问题；(4)分布式消纳的微网稳定、供电可靠性、供电质量问题等。

14)关于电价问题。中国工业品的能源成本主要表现为电力成本，终端用电价格对工业品的利润率影响较大。2015年，中国平均工业电耗为0.173 kWh/元增加值；规模以上工业利润总额为66 200亿元，±1.0分/ kWh的电价对工业利润的敏感性为±0.61%。目前，中国主要省市的一般工业用电价格均高于欧盟平均值，其中，制造业密集的珠三角地区一般工业用电价格高于德国、法国、美国等主要工业国。2016年，珠三角地区的一般工业用电价格是德国的1.03倍、法国的1.49倍、土耳其的1.63倍、美国纽约州的1.87倍、美国德克萨斯州的2.13倍、美国平均值的1.60倍、越南平均值的1.46倍。当前，中国可再生能源电价附加为1.9分/kWh，预计对工业利润的影响为-1.2%。因此，在大规模发展非水可再生能源能源等“高价”能源的同时，要加大电力体制改革，通过“倒逼机制”，提高电力企业的运行效率，降低用电成本。

15)关于需求侧管理问题。目前，电力系统的峰谷负荷差值极大，如2017年7月某日，南方电网统调负荷峰值近140 GW，谷值不到85 GW，全网装机容量为279 GW，因此，需求侧管理有较大的挖潜空间。下一步，要在体制机制上加大需求侧管理，在全系统效益的基础上，用经济手段平滑负荷曲线。量变引起质变，电力系统发展到今天，内部挖潜产生的效益，可能会超过规模扩张的效益。