2018年电力发展难点预测与解析

2018-04-08 09:32:31 中国电力企业管理　点击量：评论 (0)

者按：根据近期中电联发布的《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》(以下简称《分析预测报告》)显示，2017年我国电力行业发展亮点

《中国电力企业管理》：

2017年曾出现江西省对于云电和川电的选择难题，对于电力外送通道能力不足，或线路落点无法落实等情况，应如何解决?

当前我国水电装机规模居世界首位，但不能回避的是，弃水也成为困扰我国水电产业发展的瓶颈。据统计，2016年国家四大水电基地——大渡河、雅砻江、金沙江、澜沧江20多座大型水电站有效水量利用率、有效水能利用率均不到80%，有的电站甚至不到60%。四川省弃水电量由2013年的76亿千瓦时，增加至2017年的140亿千瓦时，云南省2015至2017年弃水电量分别达到153、314和289亿千瓦时。引起弃水问题的原因复杂且错综交织，包括当地市场消纳有限、跨省输送壁垒强化、市场交易制度不完善，以及不能回避的外送输送通道能力不足的问题。

“十三五”时期在建的雅砻江中游水电站将于2020年后陆续投产发电，然而配套的外送通道“雅中直流”至今难以落地，若关键的落点问题继续不能明确，依然不能开工，将加重西南地区的弃水问题。西南水电发展存在的问题，已经引起国家有关部门的高度重视。最近，国家发改委、国家能源局相继出台《关于促进西南地区水电消纳的通知》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，对促进西南水电科学发展作出一系列部署。在此基础上，中电联结合对相关企业调研，提出如下政策与措施建议。

一是加强统一规划，加快水电基地输电通道建设。在规划建设水电基地的同时，应明确水电的消纳方向，合理确定外送规模，确保水电开发与外送通道同步规划、同步核准、同步建成;限制或推迟受端地区电源开工规模，做好各类电源、电源与电网发展的合理衔接。尽快核准开工建设西南水电基地外送通道，确保现有水电过剩能力得到更大范围消纳，新增水电能及时送出，尽快扭转弃水问题。

二是推进能源互联网建设，加强电网互联互通和水火互济输电通道规划和建设。优化同步电网格局，从规划上考虑增加四川、云南与西北电网通道能力，充分利用电源结构差异，实现水火互济、水风光互补，有效解决弃水、弃光、弃风问题，提高我国西部地区清洁能源利用率。积极融入国家“一带一路”建设，充分利用西南地区毗邻东南亚的地缘优势和周边各国电源上网电价普遍偏高的竞争优势，大力推进中老泰、中老越、中越、中缅电网互联互通项目，积极促进西南水电消纳。

三是完善市场交易协调机制，逐步理顺电价形成机制。坚持西电东送能源发展战略，按照全国电力统一优化配置原则，加强中央统筹协调，落实西南水电消纳市场，可采取“计划+市场”的交易模式，对西南水电消纳给予一定保障，组织享有优先发电权的水电企业与电网企业、售电企业签订中长期购售电合同，将优先发电计划电量转化为合同电量确保落实，计划外电量可以由发电企业通过市场化交易的办法，鼓励四川、云南利用富余水电边际成本低的优势，加大水、火电置换力度和收益分享制度，增加水电本地消纳和外送。在市场交易规则设计上，应充分考虑水电因承担公益性社会职能对其发电计划准确性和提供辅助服务能力的影响，并制定相应的偏差考核办法。逐步理顺各类电源电价形成机制，加大执行丰枯、峰谷分时电价、火电两部制电价力度，提高各类电源综合利用效率。

《中国电力企业管理》：

2017年受煤价波动影响，火电企业生存状况堪忧，部分企业曾出现严重亏损情况;同时新能源补贴落实问题依然未得到有效解决，应如何改善火电企业和新能源企业的经营状况?

近两年，发电企业经营形势持续严峻，尤其煤电企业已出现大面积持续亏损。主要原因是，一方面，由于燃料、环保等发电成本不断大幅上涨，而另一方面发电上网电价不断下降，环保、调峰、交叉补贴等相应的补偿、补贴不到位，价格机制不协调、不对等，使企业成本难以及时有效向外疏导。为了保障电力行业平稳健康发展，应及时果断采取有效措施，避免电力企业经营出现大起大落。

一是采取多方措施，切实有效降低企业经营成本。最根本、最迫切的是尽快引导电煤价格尽快下降至合理水平。2016年以来电煤价格的持续高位运行，是导致发电企业尤其是煤电企业大面积严重亏损的根本原因。建议继续加快推进煤炭优质产能释放，有效增加煤炭市场供给量;同时有关部门加大电煤市场价格管控力度，有效保供降价，才能缓解煤电企业经营困难局面。

二是理顺各种价格关系，营造电力企业正常经营环境。要完善并启动煤电联动机制，有效缩减当前持续高位的燃料成本、大幅上涨的环保成本与持续下降的电价之间的矛盾。针对部分参与市场交易的电量无法得到应有的环保补贴问题，将煤电环保电价补贴调整为“价外补贴”，保障企业巨额环保改造投资顺利回收，缓解企业资金压力。针对以清洁能源为主的地区推行火电机组备用容量补偿机制。尽快健全并落实辅助服务市场，针对长期备用机组实行两部制电价等措施，为系统调峰、调频、备用等机组提供合理补偿。

三是建立并完善各类补贴、补偿的长效机制，保障电力企业健康发展的可持续性。一方面，加快解决可再生能源电价附加补助资金历史欠账问题;尽快研究完善可再生能源发电补贴定价机制及相关政策，减少简化交叉补贴，以解决当前向低碳绿色清洁能源转型关键阶段可再生能源高速发展产生的高额补贴需求。另一方面，针对电力企业尤其电网企业农网建设改造、东西帮扶计划等普遍服务工程，具有显著的高投资、低收益特征，建议将对应投资纳入输配电价核定中统筹考虑，并在财政、资金等方面加大政策支持力度，通过对农网建设改造工程实行长期低息贷款或政府贴息，对电价承受能力差的地区给予运营补贴等方式建立电力普遍服务补偿机制。

四是电力企业着力在提质增效上下功夫，合理降低企业运营成本。一方面要外拓市场、增产增利，发电企业积极开展电量结构优化，做好集团内部的“产能置换、电量转移”，电网企业创新方式积极探索推进“电能替代”，争取增供扩销;另一方面加强成本管控和运营管理，加快低效无效资产处置，防控经营风险;深化企业内部体制机制改革，实现科技引领和管理创新。电网企业加快电网自动化建设，完善调度运行机制，加快高损治理，实现降损增效。

本文刊载于《中国电力企业管理》2018年3期，作者系本刊编辑部。

原标题:2018年电力发展难点预测与解析 ——专访中国电力企业联合会行业发展与环境资源部