电力规划要约束地方政府的过度干预。实际上，造成产能过剩的过度投资激励主要动机之一来自地方政府。2002年5号文提出要改革电力项目审批办法，两年后的2004年7月，国务院发布了《关于投资体制改革的决定》，将电力建设项目审批制改为核准制。地方马上就出现了大干快上的苗头，于是同年12月份，国务院便批转了《国家发展和改革委员会关于坚决制止电站项目无序建设意见的紧急通知》。

　　2014年10月底，国务院发布《政府核准的投资项目目录(2014年本)》，将火电、水电等电力项目的核准权下放到省级政府。随即而来的便是电力投资的大幅增长，其中火电装机增幅更是高达33.6%。注意到这一问题，2015年11月，国家发展和改革委员会、国家能源局下发了《关于做好电力项目核准权限下放后规划建设有关工作的通知》。

　　在中国的能源(电力)管理体制未进行大的调整之前，中央与地方关系的处理一直是个难题。通过加强全国电力规划来约束地方政府的行为，不失为一条可行方案。不过，在当前电力市场建设以省为主体的背景下，强化规划的约束力与鼓励地方的制度创新之间，并非仅是规划本身能解决的，这可能非常考验决策者的智慧。

　　03、适应市场化改革要求的电力规划模式

　　电源是整个电力系统的基础，本节以对待电源规划的不同方式区分为两种不同的电力规划模式。在具体两种电力规划模式之前，首先介绍中国传统电力规划模式的特征。

　　3.1传统电力规划模式的特征

　　如前所述，中国传统电力规划是依附于计划资源配置机制的。在政府定价、计划电量和计划调度下，电力规划并没有充分考虑负荷的实际特性，而采取基荷思维。在计划机制下，系统调度的原则是落实各机组的计划电量目标。这就造成不同电源类型的出力无法跟随系统状态的变化，也就意味着，电源出力所得到的收入并不取决于电源特性对系统的应有贡献，而是取决于由政府计划外生制定的价格水平和计划电量。

　　价格水平(上网标杆电价)是根据区域内典型机组的长期平均成本核算，这一核算方法已经包含了对各类机组经济利用小时数的先验假定，比如煤电的经济利用小时数是5000~5500 h，气电是3000~3500 h等。年度的计划电量分配则是结合地区年度需求预测进行的大致平均分配。

　　传统电源规划实际上是依附于计划定价和计划调度的总量调节模式，是一种完全由政府部门确定的大数概算式规划，主要关注总量平衡，而忽视不同电源结构对系统贡献的差异性。在这种规划模式下，如果电源规划有了新的目标则要配合以新的计划定价，比如，为了促进气电发展专门制定气电标杆电价或补贴政策，为了促进可再生能源发展则制定可再生能源发电补贴政策。所以说，传统电源规划是与传统计划资源配置相适应的规划。

　　当长期存在供给缺口时，这种模式是一种对电源容量的高激励措施，因为投资即意味着高出力，高出力意味着高回报。然而，在这种情况下，电源结构会被扭曲，集中表现为峰荷机组挤占基荷机组电源份额，大机组挤占小机组份额。这会损害系统灵活性，尤其是在可再生能源发电份额不断增长的趋势下，这些问题将损害系统的可靠性。当供求形势宽松甚至发电容量明显过剩(保持合理容量裕度的前提下)时，基荷机组又会抢占峰荷机组的份额，甚至进行一些经济效益很差的技术改造以维持生存。

　　当然，针对这些问题必须依赖于电力市场建设，通过竞争来引导合理的电源结构，但同时，也要求电力规划绝不能沿用传统的规划模式，要实现规划模式的创新。

　　3.2集中优化式规划模式

　　集中优化式规划一般是设定一个优化目标，比如社会福利最大化、发电成本最小化或者网络瓶颈最小化等，在满足诸多约束条件下寻求一个最优的规划结果。实际上，这种规划模式的理念和方法已经比较成熟，比如负荷管理、最小成本规划、综合资源规划等规划方法，引人国内也已经有几十年历史。相比于传统的总量平衡式规划，集中优化式规划更加注重规划结果的价值取向，也就是不能采用计划选择的基荷思维。

　　集中优化式规划的问题在于，由于规划部门要预测需求增长、设定成本特征、模拟网络状态等，当系统规模很大时，技术处理难度将极大增加，但优化难度的增加与规划结果的准确性之间并不保持必然的线性关系，而且规划结果往往对参数设定极为敏感。于是，模型的准确性与计算复杂性之间需要谨慎权衡。同时，这种方法也面临着规划结果指导作用的僵化性问题。对于中长期规划而言，投资建设的不同时机给市场形势造成的影响截然不同，除非能够在规划中合理确定投资时点，否则，集中优化式规划对于市场形势变化的灵活调整能力有限。尤其是在市场形势出现系统性反转时，尊重规划的权威性与尊重市场主体的自主决策往往产生冲突。

　　尽管如此，集中优化式规划仍是中国当前加强电力规划的一种可行模式。目前中国电力市场模式仍在探索当中，当下的市场模式并非真正意义的电力市场，计划电量放开仅仅带来一个电量竞争市场。这一电量市场既不反映真实的系统状态，也无法提供足够的可靠性资源来保障系统安全。现货市场试点也仍处于模拟运行阶段，距离实质有效运行仍有较大差距。在市场机制仍不完善的情况下，通过科学规划可以适当约束市场主体的投资行为，缓解“三弃”问题，并加强地方利益之间的协调。这也为电力市场建设创造一个相对更好的环境。

　　不过需要注意，要防止将电力规划变为计划性质的项目管理。电力规划应突出宏观性、战略性和指导性，而不能成为投资核准制后一个带有审批性质的前置门槛。对规划执行效果的评估，不能简单地以规划任务的落实情况为唯一标准，而应以电力行业的整体发展态势为最根本依据。伴随着电力市场化改革的不断推进，电源规划的责任应逐渐让位于电力市场，并以电力市场为基础，做好其他规划。

　　3.3市场化电源投资模式

　　市场化投资模式则是以竞争性电力市场传递的价格信号，由分散的投资主体自主选择投资决策，包括投资的时点、位置、技术和容量等。实际上，国内研究者已经注意到，国外成熟电力市场虽然都有统一的电网规划，但却不对电源投资进行统一规划，这也是电力市场化改革的初衷，由竞争引导投资才是最有效的手段。

　　理论上，竞争性电力市场可以通过竞争实现电源容量的最优投资，但在实践中，市场的长期动态均衡与市场主体的短期运营需求往往并不一致，比如厂商增加装机后，宽松的供求条件可能使市场价格较长时期地位于边际成本水平，从而无法平稳地回收固定成本，产生丢钱或亏钱问题，从而可能扭曲投资结构。正是基于这一考虑，多数成熟电力市场都采取了一种类似于“准规划”的方式建立容量支付或容量市场机制。

　　之所以将其称之为“准规划”机制，是因为这些机制是由市场规制机构或系统运营机构，而非专门的规划部门提供关于市场长期容量的预测。这一预测的目的是保障市场主体的长期资源充足性，以此为基础，通过某种方式实现对市场主体固定成本的平稳回收。

　　这种模式对于中国的借鉴意义尤为突出。首先，中国电力市场化改革的行业形势与国外不同。国外引人电力市场的一个主要目的是刺激电力投资，比如美国在市场化浪潮开始前的20世纪90年代，电力投资几乎停滞。但中国却是在供求宽松的环境下推进市场建设，中国不仅面对可能的“丢钱”问题，还面临搁浅成本问题。因此，“准规划”性质的容量机制不仅是要建立健全的市场机制，更是在保证从计划到市场的平稳过渡。其次，在电力市场成熟之后，这种准规划模式也将长期保留，这将是中国未来电力市场模型的基本特征之一。