發(fā)改委能源研究所年度總結｜2017年我國電力發(fā)展形勢及2018年展望

2018-02-08 15:10:28 《中國能源》　點擊量：評論 (0)

導讀2017年全社會電力消費增速回升，電力供應總體寬松，煤電企業(yè)經(jīng)營困難。煤電去產(chǎn)能獲得階段性效果，電力體制改革取得重要進展。2018年，

火電發(fā)電占比穩(wěn)步下降。2017年1~11月，火電發(fā)電量占總發(fā)電量比重為73%，同比下降0.9個百分點。

核電發(fā)展進程滯后。由于多方面原因，在建核電普遍出現(xiàn)了工期延誤問題，不僅影響了在建核電項目計劃工期，也造成后續(xù)核電發(fā)展的滯后。原計劃2017年新增核電裝機641萬kW、新開工8臺機組，年內只新增核電裝機218萬kW、且沒有新開工項目和核準項目，影響了核電中長期發(fā)展進程。

1.3 電力供應總體寬松態(tài)勢沒有得到明顯改觀，但仍存在局部區(qū)域電力供需偏緊現(xiàn)象

在大力推動電能替代、嚴控煤電投資、增大跨省區(qū)電力輸送等多重政策推動下，電力需求明顯改觀，加之水電來水偏枯，2017年1~11月，火電設備平均利用小時3772h，同比增加16h。電力供需總體仍呈寬松態(tài)勢，個別區(qū)域、部分時段電力供需偏緊。

由于電煤價格持續(xù)高位運行且冬季出現(xiàn)翹尾，部分地區(qū)雖然電力供應能力充足，但受煤炭資源條件及運輸制約以及冬季天然氣氣荒等因素影響，出現(xiàn)燃料保供壓力，影響了電廠出力。

1.4 發(fā)電企業(yè)尤其是煤電企業(yè)經(jīng)營狀況不佳

煤電企業(yè)經(jīng)營繼續(xù)面臨困境。由于煤炭供應偏緊、電煤價格一直處于高位運行，據(jù)中電聯(lián)測算，2017年1~9月份全國煤電行業(yè)電煤采購成本同比提高2000億元，相當于燃料成本增加約6分/kWh。電力供應寬松、市場化交易電量規(guī)模擴大，燃煤電廠普遍采取以價換量獲取市場生存空間，煤電企業(yè)經(jīng)營狀況嚴峻。盡管2017年7月1

日，國家調整了多省份燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和銷售電價，取消向發(fā)電企業(yè)征收工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金，將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低25%，騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿上網(wǎng)電價，該措施雖部分緩解了燃煤發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難，但燃煤企業(yè)經(jīng)營狀況仍未從根本上得到扭轉。煤電行業(yè)約有2/3的企業(yè)陷入虧損狀態(tài)。

此外，風電、光伏發(fā)電、水電等清潔能源消納問題有所改善，但依然存在棄風棄光棄水等現(xiàn)象，加之市場化交易規(guī)模擴大、電價下降，以及可再生能源補貼支付嚴重滯后，也加劇了發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難局面。

1.5 跨區(qū)輸電通道加快推進，跨省區(qū)送電量快速增長

特高壓外送通道建設加快推進。2017年，全國集中投運酒泉-湖南、晉北-江蘇、錫盟-勝利、榆橫-濰坊、錫盟-泰州、瀾上-廣東、上海廟-山東、扎魯特-青州等特高壓交直流線路8條。2014年啟動的大氣污染防治行動計劃12條重點輸電通道，2017年底全部建成投產(chǎn)，為更大范圍的配置電力資源打下了堅實基礎。

跨省區(qū)送電規(guī)模快速增長。2017年前11個月全國完成跨區(qū)送電量3885億kWh，同比增長11.6%;全國各省送出電量合計超過1萬億kWh，同比增長11.7%。跨省區(qū)送電規(guī)模的擴大有效緩解了一些省份的“窩電”現(xiàn)象。

二、重大政策及實施進展

2.1 防范和化解煤電產(chǎn)能過剩風險取得一定成效

2017年以來，繼續(xù)加大防范和化解煤電產(chǎn)能過剩風險的力度。2017年年初國家出臺《關于進一步做好火電項目核準建設工作的通知》、《關于發(fā)布2020年煤電規(guī)劃建設風險預警的通知》等文件，指導地方政府和發(fā)電企業(yè)合理安排煤電核準、開工、建設時序，促進煤電有序發(fā)展。2017年政府工作報告提出，淘汰、停建、緩建煤電產(chǎn)能5000萬kW以上的年度目標。7月，出臺了《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產(chǎn)能過剩風險的意見》，明確了“十三五”期間，全國停建和緩建煤電產(chǎn)能1.5億kW、淘汰落后產(chǎn)能0.2億kW以上的目標。

防范緩解煤電產(chǎn)能過剩風險已取得階段性成效。至2017年9月底，已經(jīng)完成了2017年政府工作報告提出的年度淘汰、停建、緩建產(chǎn)能5000萬kW以上的目標任務。新增煤電裝機比2016年減少約400萬kW，煤電建設投資同比下降25%，建設速度和規(guī)模得到了有效控制。

2.2 電力體制改革步伐加快推進

新一輪電力體制改革取得了重要突破，市場化改革方向更加明確。一是多模式試點格局初步形成，截至2017年10月，電力體制改革試點已經(jīng)覆蓋我國絕大多數(shù)省(區(qū)、市)，全國已有23個省(區(qū)、市)開展電力改革綜合試點，12個省(區(qū)、市)開展售電側改革試點，東北等地區(qū)電力輔助服務市場取得良好成效，啟動了8個地區(qū)電力現(xiàn)貨市場建設試點。二是輸配電價改革實現(xiàn)了省級電網(wǎng)全覆蓋，并在此基礎上出臺《全面推進跨省跨區(qū)和區(qū)域電網(wǎng)輸電價格改革工作的通知》，開展跨省跨區(qū)輸電價格核定工作，促進跨省跨區(qū)電力市場化交易。三是交易機構組建工作基本完成，成立34家相對獨立的電力交易中心，包括區(qū)域層面的北京、廣州電力交易中心和省級層面的電力交易中心。四是加快放開配售電業(yè)務，推出兩批共195個增量配電業(yè)務試點，全國注冊的售電公司約2600家，售電側市場競爭機制初步建立。五是市場化交易規(guī)模大幅提升，全年預計市場化交易電量1.6萬億kWh，同比增長60%，約占全社會用電量的25%，為實體經(jīng)濟降低用電成本約700億元。六是規(guī)范燃煤自備電廠，開展了燃煤自備電廠規(guī)范建設及運行專項督查工作。

在電力體制改革推進的過程中，也遇到了許多困難和問題，電力市場化改革進入“深水區(qū)”。其一，由于電力產(chǎn)能過剩問題日益凸顯，地方政府保增長、降成本壓力增大，市場交易過程中難免存在區(qū)域壁壘、省間壁壘，有些省份融入全國性、區(qū)域性電力市場積極性不高;其二，市場化的交易和定價面臨行政干預，部分地方采用非市場化手段人為降低電價;其三，可再生能源消納問題仍然存在，尚未完全建立適應可再生能源特點的運行管理體系。