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2018年我国电力发展形势分析与展望：电力体制改革持续深化
发布时间：2018年05月10日 来源：巨力电力 浏览次数：当前，我国电力工业发展进入转方式、调结构、换动力的关键时期，供需多极化格局越来越清晰，结构低碳化趋势越来越明显，系统智能化特征越来越突出，电力工业发展机遇与挑战并存。
当前我国电力行业发展形势与挑战
电力发展清洁化、智能化、国际化、市场化是大势所趋
一是电源结构清洁化。一方面，清洁能源装机占比将明显提高。我国生态和环保约束持续趋紧，电力结构清洁化调整步伐必将进一步加快。2020年我国非化石能源装机比重将超过40%。据预测，未来20年中国可再生能源增量将超过欧盟和美国之和。另一方面，煤电清洁利用率将不断提升。过去十年，我国煤电排放绩效大幅下降，随着严控煤电发展规模、加快淘汰落后产能、大力实施灵活性改造工作的推进，煤电清洁利用率还将继续提升。
二是电力系统智能化。一方面，电力系统智能化是清洁绿色安全高效发展的客观要求，要实现集中和分布式供应并举，传统能源和新能源发电协同，增强调峰能力建设，提升负荷侧响应水平，建设高效智能电力系统成为必然选择。另一方面，先进信息技术为电力系统智能化发展提供了技术支撑，大数据、云计算、物联网、移动互联网等先进信息技术与电力工业深度融合，智能电网、电动汽车、无线充电等领域技术快速突破，分布式智能供应系统将得到广泛应用。
三是电力发展国际化。首先，能源电力领域是中国企业“走出去”的重要阵地，国家实施“走出去”战略，提出“一带一路”倡议，中国能源电力海外投资、建设项目持续增加，全方位、多领域的电力对外开放格局更加明晰。其次，中国能源电力企业国际化步伐持续加快，在欧、美、亚、非、拉各洲开展了包括电力项目、金融业务等多种国际业务的深入合作，不断拓宽海外业务模式。第三，全球能源互联网建设为电力国际合作开拓了更广阔的空间，不同国家和地区经济发展、资源禀赋的差异性，决定了构建全球能源互联网具有显著的经济性和竞争力，蕴含巨大的商业价值。
四是体制机制市场化。新一轮电力体制改革，从发电、输电、配电、售电、用户等多领域全面推进，多模式多层次试点格局已经形成。大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售交易初具规模，市场化交易电量占比日益提升。随着市场主体逐渐成熟，发电、售电侧将形成主体多元、竞争有序的交易格局，新兴业态和商业模式创新不断涌现，正在引领电力工业发展的新方向。
电力发展面临一系列挑战
一是电源与电网、交流与直流、煤电与清洁能源发展不协调的问题依然存在。我国能源生产和消费逆向分布，“有电送不出、有网无电送”的问题同时存在;电网“强直弱交”问题突出，特高压交流发展相对滞后。风电、太阳能发电装机快速增长，系统调峰能力难以满足新能源发展的需要。
二是电源结构调整、电力市场建设、资源利用效率不充分问题不同程度存在。新能源开发与市场不匹配，建设周期与电网不同步，“三北”地区供热机组比重高，东北、西北地区灵活调峰电源比例低;电力市场交易机制还不完善，市场不规范行为缺乏有效监管，失信惩戒机制需要完善。“弃水、弃风、弃光”问题依然严峻，弃核时有发生。
三是电力企业生产经营形势严峻。从发电侧来看，电煤价格持续高位，大幅推高煤电企业发电成本。中国沿海电煤采购价格指数(CECI)显示，2018年1月26日5500大卡现货成交价744元/吨，两个月累计上涨75元/吨;2017年电煤采购成本较2016年提高2000亿元，成为煤电行业大面积亏损、电力行业效益下滑的最主要因素。市场交易电价下调拉低发电企业收入。2015年以来两次下调全国煤电上网标杆电价，影响煤电企业收益2000亿元;市场化交易电量规模扩大、交易电价下降，电力企业为社会降成本作出巨大贡献，但自身营业收入及利润大幅下降。可再生能源补贴不到位加重企业财务成本负担。补贴资金缺口近1000亿元。环保成本投入及运维无法通过电价疏导。发电环保改造投入巨大，运维成本高于环保电价补贴。从电网侧看，核定的输配电价比现行购销价差平均每千瓦时减少近1分钱。政府工作报告提出：“降低电网环节收费和输配电价格、一般工商业电价平均降低10%”。此外，受压减煤电投产规模、在建煤电项目“停缓建”等因素影响，设计、建设施工企业经营形势也很严峻。
四是电力安全生产压力增大。特高压工程集中投产，新能源发电装机快速增长，电力系统形态及运行特性发生重大变化，对系统支撑能力、转移能力、调节能力提出了更高要求。各类自然灾害频发，保障电力系统安全更为艰巨，发生大面积停电风险始终存在。
电力发展呼唤新的变革
一要加快推动电力发展质量变革。要继续推进防范和化解煤电过剩产能，严控增量、整顿存量，认真落实政府工作报告提出的“淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组”要求，促进煤电转型升级和结构优化。要着力解决清洁能源消纳问题，补齐系统短板，多渠道拓展可再生能源消纳能力，优化可再生能源发展布局，优化调度运行，提升可再生能源电力输送水平。要进一步完善电网结构，优化主网架布局和结构，加强区域、省间电网互济能力，推进智能电网建设，提高电网运行效率和安全可靠性。
二要加快推动电力发展效率变革。聚焦重点领域和关键环节，深入推进电力全链条体制机制改革创新，深化要素市场化配置改革，加快电力市场化建设，完善市场机制与政策体系。建立可再生能源消纳激励机制，完善可再生能源发电价格形成机制。
三要加快推动电力发展动力变革。要加快重点技术与装备创新，深入推进先进燃煤发电、煤炭清洁转化、模块化小型堆等安全先进核电、新能源、储能技术等试验示范工程建设，推进核电、大容量柔性输电等智能电网的关键设备研制和示范应用。要积极培育发展新动能，不断推动电力生产消费新模式、新业态发展壮大;推进能源互联网、多能互补集成优化、微电网等示范工程项目建设。
2018年电力发展展望
2018年，是改革开放40周年，我国经济结构将进一步优化调整，经济新动能将逐步凸显，预计国内生产总值将实现略高于6.5%的增长。电力行业将全面贯彻落实中央经济工作会议及全国两会精神，着力推动电力发展质量变革、效率变革和动力变革，促进电力工业继续向清洁低碳、安全高效的系统转型，更好地满足人民群众多层次多样化高质量用电需求。
预计2018年我国电力供需总体宽松，供应能力持续增强，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。在平水年、没有大范围极端气温情况下，2018年全社会用电量预计增长5.5%左右。其中：第一产业用电量预计增长7%左右，第二产业用电量预计增长4.5%左右，第三产业用电量预计增长9.5%左右，城乡居民生活用电量增长6.3%左右。预计2018年新增装机1.2亿千瓦，年底全国发电装机容量19亿千瓦，非化石能源装机占比提高至40%。
电力低碳环保要求日趋严格，碳交易倒逼电力企业提质增效
火电企业将全面进入“按证排污”新阶段。火电企业环保责任更加清晰、环保重点更加明确，环保水平也将进一步提升。
煤电企业将继续推进超低排放建设与改造。2018年年底前将基本完成中部地区煤电超低排放改造，电力行业大气污染物排放总量和排放绩效将进一步降低。
发电行业全国碳排放权交易市场将进入实质性建设阶段。2018年是发电行业碳市场“基础建设期”，将全面完成全国统一的数据报送系统、注册登记系统、交易系统建设，制定碳市场管理制度等。
电力科技投入持续增加，绿色低碳创新转型步伐加快
加快推进清洁高效发电技术的研究和应用。以高温材料为重点，加快攻关700℃超超临界发电技术;推进自主知识产权60万千瓦级超超临界CFB 发电技术示范;加快燃煤与生物质耦合发电关键技术研发与应用。实践世界最先进的燃煤发电除尘、脱硫、脱硝和节能、节水、节地等技术;研究碳捕捉与封存(CCS)和资源化利用技术，适时开展应用示范。发展智能发电技术，开展发电过程智能化检测、控制技术研究与智能仪表控制系统装备研发，攻关高效燃煤发电机组、大型风力发电机组、重型燃气机组、核电机组等领域先进运行控制技术与示范应用。
加快推进先进电网技术、储能技术的示范应用。积极开展大容量机电储能、熔盐蓄热储能、高效化学电池储能等多种储能示范应用。继续推进特高压输电、大容量断路器、直流断路器、大容量柔性输电等先进电网技术的研发与应用。推进微电网关键技术研究及示范工程建设。推进高温超导等前沿技术领域的研究。
加快推进“互联网+”智慧能源技术装备的研发和应用。将发电、输配电、负荷、储能融入智能电网体系中，加快研发和应用智能电网、各类能源互联网关键技术装备。
电力体制改革持续深化，市场秩序更加公平规范
增量配电业务改革的重点是 “两扩围、五明确、一纠偏”。即：扩大增量配电业务改革试点范围和电力领域的混改试点范围;明确配电区域划分办法、明确增量配电网价格机制、明确公共电网向增量配电网项目公平开放、明确必须通过市场化竞争方式确定项目业主、明确对增量配电网项目加强事中事后监管;及时纠正改革中出现的偏差。随着上述重点工作的逐步推进，增量配电业务的顶层设计将逐步清晰，实施办法、技术标准、管理规范也会逐步完善，增量配电业务发展有望进入快车道。
第一批8个电力现货市场建设试点力争在2018年启动。试点过程中，将多模式探索电力现货机制，区域层面的电力现货交易，由调度机构为主来开展工作;省级层面的现货交易，既可以采取调度机构为主的模式，也要有以交易机构为主的模式;将积极推动电力交易机构股份制改造，实现规范化运行;将继续有序放开发用电计划，有效引导市场形成价格机制;在推动现货交易的同时，也要推动中长期交易，鼓励签订中长期合同。
电力行业信用体系建设要做到四个“深化”。一是深化电力行业市场主体信用评价工作，力争2018年底有50%以上电力行业市场主体参与行业信用评价;二是深化行业守信激励与失信惩戒工作，建立健全联合奖惩机制，落实“红黑名单”管理制度，推动落实联合惩戒备忘录各项措施，加强对市场主体信用信息的动态监管;三是深化信用成果应用与采信工作，积极推进信用评价结果在项目核准、工程招投标、市场交易、供应链金融等方面的应用;四是深化信用信息共享、共建工作，依法推进信用信息采集、共享、使用、公开等各环节的建设与管理，整合行业信用信息，形成统一平台，加快完善信息交换机制，扩大信用信息披露范围，提升信用信息使用价值。
电力国际合作持续扩大，全球能源互联网建设稳步推进
电力国际产能合作继续保持快速发展。2018年，中国电力行业对外投资与工程承包将继续稳健推进。“一带一路”能源合作仍将是电力行业“走出去”投资和工程承包热点，尤其是“一带一路”沿线的亚、非洲部分国家，将继续保持较高热度。火电、水利水电、输配电工程将继续保持中国电力企业海外承包工程的相对优势地位。电力标准、技术、服务、装备、管理“走出去”力度持续加大。
全球能源互联网建设不断向前推进。2018年，电力企业将稳步推进与周边国家电力基础设施互联互通，主动参与全球能源互联网建设，在成熟市场国家优质资产投资运营上实现新突破，完善境外资产管控体系，提高全球资源配置能力，主动参与全球能源治理，推动我国能源电力领域创新成果向国际推广，为构建人类命运共同体作出积极贡献。随着全球能源互联网相关政策协同、技术发展、项目建设等方面研讨的逐步深入，世界范围内的共同认知、前沿技术和工程实践等成果将更加丰硕。
电力行业国际交流合作将更加深入广泛。电力行业组织与企业将进一步加强与国际同行间的信息、技术、人才交流合作，与国际能源论坛、可再生能源署、国际能源署、能源宪章等国际组织，以及各国能源电力行业协会、企业强化沟通、务实合作、形成常态，从完善全球能源治理体系出发，共同制定更加开放、包容、普惠、平衡、共赢的规则，积极参与现有多边框架下电力领域合作。(本文根据作者在“2018年经济形势与电力发展分析预测会”上的演讲内容整理。)
本文刊载于《中国电力企业管理》2018年04期，作者系中国电力企业联合会党组书记、常务副理事长。
当前我国电力行业发展形势与挑战
电力发展清洁化、智能化、国际化、市场化是大势所趋
一是电源结构清洁化。一方面，清洁能源装机占比将明显提高。我国生态和环保约束持续趋紧，电力结构清洁化调整步伐必将进一步加快。2020年我国非化石能源装机比重将超过40%。据预测，未来20年中国可再生能源增量将超过欧盟和美国之和。另一方面，煤电清洁利用率将不断提升。过去十年，我国煤电排放绩效大幅下降，随着严控煤电发展规模、加快淘汰落后产能、大力实施灵活性改造工作的推进，煤电清洁利用率还将继续提升。
二是电力系统智能化。一方面，电力系统智能化是清洁绿色安全高效发展的客观要求，要实现集中和分布式供应并举，传统能源和新能源发电协同，增强调峰能力建设，提升负荷侧响应水平，建设高效智能电力系统成为必然选择。另一方面，先进信息技术为电力系统智能化发展提供了技术支撑，大数据、云计算、物联网、移动互联网等先进信息技术与电力工业深度融合，智能电网、电动汽车、无线充电等领域技术快速突破，分布式智能供应系统将得到广泛应用。
三是电力发展国际化。首先，能源电力领域是中国企业“走出去”的重要阵地，国家实施“走出去”战略，提出“一带一路”倡议，中国能源电力海外投资、建设项目持续增加，全方位、多领域的电力对外开放格局更加明晰。其次，中国能源电力企业国际化步伐持续加快，在欧、美、亚、非、拉各洲开展了包括电力项目、金融业务等多种国际业务的深入合作，不断拓宽海外业务模式。第三，全球能源互联网建设为电力国际合作开拓了更广阔的空间，不同国家和地区经济发展、资源禀赋的差异性，决定了构建全球能源互联网具有显著的经济性和竞争力，蕴含巨大的商业价值。
四是体制机制市场化。新一轮电力体制改革，从发电、输电、配电、售电、用户等多领域全面推进，多模式多层次试点格局已经形成。大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售交易初具规模，市场化交易电量占比日益提升。随着市场主体逐渐成熟，发电、售电侧将形成主体多元、竞争有序的交易格局，新兴业态和商业模式创新不断涌现，正在引领电力工业发展的新方向。
电力发展面临一系列挑战
一是电源与电网、交流与直流、煤电与清洁能源发展不协调的问题依然存在。我国能源生产和消费逆向分布，“有电送不出、有网无电送”的问题同时存在;电网“强直弱交”问题突出，特高压交流发展相对滞后。风电、太阳能发电装机快速增长，系统调峰能力难以满足新能源发展的需要。
二是电源结构调整、电力市场建设、资源利用效率不充分问题不同程度存在。新能源开发与市场不匹配，建设周期与电网不同步，“三北”地区供热机组比重高，东北、西北地区灵活调峰电源比例低;电力市场交易机制还不完善，市场不规范行为缺乏有效监管，失信惩戒机制需要完善。“弃水、弃风、弃光”问题依然严峻，弃核时有发生。
三是电力企业生产经营形势严峻。从发电侧来看，电煤价格持续高位，大幅推高煤电企业发电成本。中国沿海电煤采购价格指数(CECI)显示，2018年1月26日5500大卡现货成交价744元/吨，两个月累计上涨75元/吨;2017年电煤采购成本较2016年提高2000亿元，成为煤电行业大面积亏损、电力行业效益下滑的最主要因素。市场交易电价下调拉低发电企业收入。2015年以来两次下调全国煤电上网标杆电价，影响煤电企业收益2000亿元;市场化交易电量规模扩大、交易电价下降，电力企业为社会降成本作出巨大贡献，但自身营业收入及利润大幅下降。可再生能源补贴不到位加重企业财务成本负担。补贴资金缺口近1000亿元。环保成本投入及运维无法通过电价疏导。发电环保改造投入巨大，运维成本高于环保电价补贴。从电网侧看，核定的输配电价比现行购销价差平均每千瓦时减少近1分钱。政府工作报告提出：“降低电网环节收费和输配电价格、一般工商业电价平均降低10%”。此外，受压减煤电投产规模、在建煤电项目“停缓建”等因素影响，设计、建设施工企业经营形势也很严峻。
四是电力安全生产压力增大。特高压工程集中投产，新能源发电装机快速增长，电力系统形态及运行特性发生重大变化，对系统支撑能力、转移能力、调节能力提出了更高要求。各类自然灾害频发，保障电力系统安全更为艰巨，发生大面积停电风险始终存在。
电力发展呼唤新的变革
一要加快推动电力发展质量变革。要继续推进防范和化解煤电过剩产能，严控增量、整顿存量，认真落实政府工作报告提出的“淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组”要求，促进煤电转型升级和结构优化。要着力解决清洁能源消纳问题，补齐系统短板，多渠道拓展可再生能源消纳能力，优化可再生能源发展布局，优化调度运行，提升可再生能源电力输送水平。要进一步完善电网结构，优化主网架布局和结构，加强区域、省间电网互济能力，推进智能电网建设，提高电网运行效率和安全可靠性。
二要加快推动电力发展效率变革。聚焦重点领域和关键环节，深入推进电力全链条体制机制改革创新，深化要素市场化配置改革，加快电力市场化建设，完善市场机制与政策体系。建立可再生能源消纳激励机制，完善可再生能源发电价格形成机制。
三要加快推动电力发展动力变革。要加快重点技术与装备创新，深入推进先进燃煤发电、煤炭清洁转化、模块化小型堆等安全先进核电、新能源、储能技术等试验示范工程建设，推进核电、大容量柔性输电等智能电网的关键设备研制和示范应用。要积极培育发展新动能，不断推动电力生产消费新模式、新业态发展壮大;推进能源互联网、多能互补集成优化、微电网等示范工程项目建设。
2018年电力发展展望
2018年，是改革开放40周年，我国经济结构将进一步优化调整，经济新动能将逐步凸显，预计国内生产总值将实现略高于6.5%的增长。电力行业将全面贯彻落实中央经济工作会议及全国两会精神，着力推动电力发展质量变革、效率变革和动力变革，促进电力工业继续向清洁低碳、安全高效的系统转型，更好地满足人民群众多层次多样化高质量用电需求。
预计2018年我国电力供需总体宽松，供应能力持续增强，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。在平水年、没有大范围极端气温情况下，2018年全社会用电量预计增长5.5%左右。其中：第一产业用电量预计增长7%左右，第二产业用电量预计增长4.5%左右，第三产业用电量预计增长9.5%左右，城乡居民生活用电量增长6.3%左右。预计2018年新增装机1.2亿千瓦，年底全国发电装机容量19亿千瓦，非化石能源装机占比提高至40%。
电力低碳环保要求日趋严格，碳交易倒逼电力企业提质增效
火电企业将全面进入“按证排污”新阶段。火电企业环保责任更加清晰、环保重点更加明确，环保水平也将进一步提升。
煤电企业将继续推进超低排放建设与改造。2018年年底前将基本完成中部地区煤电超低排放改造，电力行业大气污染物排放总量和排放绩效将进一步降低。
发电行业全国碳排放权交易市场将进入实质性建设阶段。2018年是发电行业碳市场“基础建设期”，将全面完成全国统一的数据报送系统、注册登记系统、交易系统建设，制定碳市场管理制度等。
电力科技投入持续增加，绿色低碳创新转型步伐加快
加快推进清洁高效发电技术的研究和应用。以高温材料为重点，加快攻关700℃超超临界发电技术;推进自主知识产权60万千瓦级超超临界CFB 发电技术示范;加快燃煤与生物质耦合发电关键技术研发与应用。实践世界最先进的燃煤发电除尘、脱硫、脱硝和节能、节水、节地等技术;研究碳捕捉与封存(CCS)和资源化利用技术，适时开展应用示范。发展智能发电技术，开展发电过程智能化检测、控制技术研究与智能仪表控制系统装备研发，攻关高效燃煤发电机组、大型风力发电机组、重型燃气机组、核电机组等领域先进运行控制技术与示范应用。
加快推进先进电网技术、储能技术的示范应用。积极开展大容量机电储能、熔盐蓄热储能、高效化学电池储能等多种储能示范应用。继续推进特高压输电、大容量断路器、直流断路器、大容量柔性输电等先进电网技术的研发与应用。推进微电网关键技术研究及示范工程建设。推进高温超导等前沿技术领域的研究。
加快推进“互联网+”智慧能源技术装备的研发和应用。将发电、输配电、负荷、储能融入智能电网体系中，加快研发和应用智能电网、各类能源互联网关键技术装备。
电力体制改革持续深化，市场秩序更加公平规范
增量配电业务改革的重点是 “两扩围、五明确、一纠偏”。即：扩大增量配电业务改革试点范围和电力领域的混改试点范围;明确配电区域划分办法、明确增量配电网价格机制、明确公共电网向增量配电网项目公平开放、明确必须通过市场化竞争方式确定项目业主、明确对增量配电网项目加强事中事后监管;及时纠正改革中出现的偏差。随着上述重点工作的逐步推进，增量配电业务的顶层设计将逐步清晰，实施办法、技术标准、管理规范也会逐步完善，增量配电业务发展有望进入快车道。
第一批8个电力现货市场建设试点力争在2018年启动。试点过程中，将多模式探索电力现货机制，区域层面的电力现货交易，由调度机构为主来开展工作;省级层面的现货交易，既可以采取调度机构为主的模式，也要有以交易机构为主的模式;将积极推动电力交易机构股份制改造，实现规范化运行;将继续有序放开发用电计划，有效引导市场形成价格机制;在推动现货交易的同时，也要推动中长期交易，鼓励签订中长期合同。
电力行业信用体系建设要做到四个“深化”。一是深化电力行业市场主体信用评价工作，力争2018年底有50%以上电力行业市场主体参与行业信用评价;二是深化行业守信激励与失信惩戒工作，建立健全联合奖惩机制，落实“红黑名单”管理制度，推动落实联合惩戒备忘录各项措施，加强对市场主体信用信息的动态监管;三是深化信用成果应用与采信工作，积极推进信用评价结果在项目核准、工程招投标、市场交易、供应链金融等方面的应用;四是深化信用信息共享、共建工作，依法推进信用信息采集、共享、使用、公开等各环节的建设与管理，整合行业信用信息，形成统一平台，加快完善信息交换机制，扩大信用信息披露范围，提升信用信息使用价值。
电力国际合作持续扩大，全球能源互联网建设稳步推进
电力国际产能合作继续保持快速发展。2018年，中国电力行业对外投资与工程承包将继续稳健推进。“一带一路”能源合作仍将是电力行业“走出去”投资和工程承包热点，尤其是“一带一路”沿线的亚、非洲部分国家，将继续保持较高热度。火电、水利水电、输配电工程将继续保持中国电力企业海外承包工程的相对优势地位。电力标准、技术、服务、装备、管理“走出去”力度持续加大。
全球能源互联网建设不断向前推进。2018年，电力企业将稳步推进与周边国家电力基础设施互联互通，主动参与全球能源互联网建设，在成熟市场国家优质资产投资运营上实现新突破，完善境外资产管控体系，提高全球资源配置能力，主动参与全球能源治理，推动我国能源电力领域创新成果向国际推广，为构建人类命运共同体作出积极贡献。随着全球能源互联网相关政策协同、技术发展、项目建设等方面研讨的逐步深入，世界范围内的共同认知、前沿技术和工程实践等成果将更加丰硕。
电力行业国际交流合作将更加深入广泛。电力行业组织与企业将进一步加强与国际同行间的信息、技术、人才交流合作，与国际能源论坛、可再生能源署、国际能源署、能源宪章等国际组织，以及各国能源电力行业协会、企业强化沟通、务实合作、形成常态，从完善全球能源治理体系出发，共同制定更加开放、包容、普惠、平衡、共赢的规则，积极参与现有多边框架下电力领域合作。(本文根据作者在“2018年经济形势与电力发展分析预测会”上的演讲内容整理。)
本文刊载于《中国电力企业管理》2018年04期，作者系中国电力企业联合会党组书记、常务副理事长。
