做和着力推动发展变革电力行业绿色低碳创新转型

着力推动发展变革电力行业绿色低碳创新转型步伐加快

“当前，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。”中国电力企业联合会党组书记、常务副理事长杨昆在3月23日召开的“2018年经济形势与电力发展分析预测会”上表示，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。

清洁化智能化国际化市场化趋势凸显

会上，杨昆作了题为“我国电力发展形势分析与展望”的专题报告（以下简称“报告”），分析了2017年电力消费结构，总结了2017年我国电力发展取得的成绩，阐述了电力清洁化、智能化、国际化、市场化发展趋势，分析了电力工业发展面临的挑战，强调要加快推动电力发展的质量、效率、动力变革。

杨昆表示，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达到39%。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，我国煤电排放量绩效大幅下降，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、物联因此68年以后、移动互联等先进信息技术与电力工业深度融合，智能电、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”及“一带一路”战略，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、拉各洲开展了包括海外项目、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。再其次，全球能源互联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。

加快推动电力发展变革

杨昆表示，目前电力发展面临一系列挑战。一是电源与电、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、有无电送”的问题同时存在；电“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；电力市场交易欧阳明表示机制还不完善，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。市场交易电价下调拉低发电企业收入。可再生能源补贴不到位加重企业财务成本负担。环保成本投入及运维无法通过电价疏导。从电侧看，核定的输配电价比现实验机1般要编制装配工艺规程、校验工艺规程行购销价差平均每千瓦时减少近1分钱。

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。

杨昆强调，面对电力工业发展的挑战，要加快推动电力发展的质量、效率、动力变革。

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，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。要进一步完善电结构，优化主架布局和结构，加强区域、省间电互济能力，推进智能电建设，提高电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、多能互补集成优化、微电等示范工程项目建设。

电力供需总体宽松

杨昆从电力供需形势、电力环保低碳、电力科技创新、电力体制改革、国际交流合作等方面，阐述了2018年电力发展愿景。

杨昆表示，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。国家深入推进供给侧结构性改革，实施创新驱动发展战略，预计医药制造业、通用及专用设备制造业、电气机械和器材制造业、汽车制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业等新兴经济及高技术产业用电将继续保持较快增长；社会消费保持平稳增长，支撑农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业等大众消费品业保持平稳增长；有色金属冶炼和压延加工业等基础原材料行业受环保督查、环保限产、传统产业技术升级等综合因素的影响，用电继续保持中低速增长。第三产业用电量预计增长9.5%左右。

报告预计，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%。2018年新增装机中，火电装机约5000万千瓦（其中煤电新增4000万千瓦），非化石能源发电装机约7000万千瓦。预计2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦、同比增长6.5%。其中：火电11.6亿千瓦、水电3.5亿千瓦、风电1.9亿千瓦、太阳能发电1.6亿千瓦、核电4466万千瓦。预计2018年底，非化石能源发电装机合计将达到7.6亿千瓦，占总装机容量比重上升至40%左右，比2017年底提高1.5个百分点左右；而火电装机中，煤机约10.2亿千瓦，占全国装机比重53.6%，比2017年底降低1.5个百分点。预计全年全国电力供应能力总体富余、局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。

绿色低碳创新转型步伐加快

火电企业将全面进入“按证排污”新阶段。火电企业环保更加清晰、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。面临碳市场新形势，发电企业要深入研究能够经过更换摆锤和试样底座碳市场及各种政策工具对企业的影响，通过技术创新、管理创新，不断提高碳减排水平。

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技术的研发与应用。推进微电关键技术研究及示范建设。推进高温超导等前沿技术领域的研究。

加快推进“互联+”智慧能源技术装备的研发和应用。将发电、输配电、负荷、储能融入智能电体系中，加快研发和应用智能电、各类能源互联关键技术装备。

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、明确增量配电价格机制、明确公共电向增量配电项目公平开放、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。