电力行业发展分析及电力体制改革展望

 

　　在取得较好成绩的同时，我国电力行业还存在以下问题亟待解决：

 

   一是受电煤采购成本居高不下、低碳环保成本加大等多重因素影响，火电企业经营面临较大压力。2018年，反映电煤采购成本的CECI 5500大卡综合价波动区间为571-635元/吨，各期价格均超过国家发展改革委等《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》（发改运行〔2016〕2808号）规定的绿色区间（价格正常）上限，国内煤电企业采购成本居高不下。虽然2017年年中全国火电标杆电价平均上调近1分/千瓦时，在一定程度上缓解了煤价高企对煤电企业的不利影响，但并未从根本上扭转火电企业的经营困难局面，2018年全年全国火电企业亏损面仍近50%。《中华人民共和国环境保护税法》于2018年1月1日实施，地方环保税应征税额可提高到国家标准的1-10倍。多个省份推出了严于国家要求的大气污染物排放标准，部分地区增加烟羽治理、煤场全封闭等新要求。火力发电行业是国家实施排污许可证管理的首批行业，全国碳排放权交易体系已正式启动，火电企业面临严峻的环保改造、低碳排放和环保管理等多重压力。 本@文$内.容.来.自：中`国`碳`排*放^交*易^网 t a np ai fan g.c om
 

    二是我国生态和环保约束持续趋紧，电力结构清洁化调整步伐需要进一步加快。党的十九大报告提出要推进绿色发展，着重解决环境突出问题，加快调整能源结构，增加清洁电力供应。2019年全国两会再次提出要持续推进污染防治，打赢蓝天保卫战。根据我国在巴黎协定的承诺，到2020年，中国的非化石能源占一次能源消费比重达到15%，2030年达到20%。低碳环保和清洁发展成为我国电力行业发展的硬约束条件，一方面在电源结构优化的过程中需要继续优先布局清洁能源，优化调整开发布局，按照集中开发与分散开发并举、就近消纳为主的原则，统筹开发与市场消纳，有序开发风电光电。另一方面加快煤电高效清洁化利用，按照国家化解防范煤电产能风险的要求，严控煤电发展规模，大力推动煤电清洁低碳转型升级。第三，加快电能替代也是优化能源结构的重要举措。研究表明，我国大量的散烧煤和原油消费是造成雾霾的主要因素之一。我国每年散烧煤消费主要应用于采暖小锅炉、工业小锅炉、农村的一些生产生活领域，大概在7亿~8亿吨的水平，占煤炭消费总量的20%，与美国、欧盟散烧煤的水平相比还存在较大差距。 本`文@内/容/来/自:中-国^碳-排-放^*交*易^网-tan pai fang. com
 

    三是电网发展面临的外部环境日益复杂，在清洁能源消纳和保障大电网安全方面还存在发展不充分、不平衡问题。一方面电网配置资源能力与清洁能源大规模快速发展还不适应。当前我国“三弃”问题仍然比较突出，弃风弃光主要集中在西北和东北，弃水集中在西南。而电网跨区输送能力不足是制约清洁能源消纳的重要原因之一，如在“三北”地区，新能源装机达到1.7亿千瓦，但跨区外送能力只有4200万千瓦，而且主要承担煤电基地外送任务，跨省跨区输电通道的不足严重限制了清洁能源在更大范围的消纳。同时，我国电网仍存在较大的安全风险，需要建设坚强智能电网，提升电网整体安全水平。
 

    四是电力改革和市场化建设逐步进入攻坚克难的深水区，电力体制改革推进面临更加复杂的形势。具体表现在：一是各地具体落地政策各异导致多方协调难度加大。各类试点在具体落实过程中，中央各部门之间、中央与地方之间、政府与市场主体之间、电力企业与社会之间协调难度大，造成市场认识不一致、市场规则不规范，市场准入标准各异等难题。二是跨省区交易仍存在壁垒。市场交易体系不健全、品种不完善、信息不对称，制约清洁能源跨区交易与消纳规模，难以体现市场对资源配置的优势。三是市场化的电价传导机制有待建立。当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导，需要进一步发挥市场引导电价的作用。四是支撑增量配电试点的相关政策规范和规划需要进一步完善，适应增量配电业务发展的标准管理体系尚未建立。配电存量与增量的区域划分、投资效益、并网标准、运营模式等问题，需要尽快出台操作细则，制定增量配电试点项目建设、安全、接入等方面的行业标准保障试点项目全面推进。 本`文@内-容-来-自；中_国_碳排0放_交-易=网 t an pa ifa ng . c om