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。
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