认真研究电力供需形势积极推进供给侧结构性改革

/王信茂/



认真研究电力供需形势积极推进供给侧结构性改革

/王信茂/

随着我国经济发展进入新常态，能源电力需求增速放缓，预计“十三五”前中期将延续2015年电力供需总体富余、较多地区发电能力阶段性过剩的局面，电力工业发展将面临严峻挑战。

推进“供给侧结构性改革”是党中央、国务院主动适应和引领经济发展新常态的重大创新， 是一项全方位的战略部署。从2015年我国电力供需形势来看，电力工业必须积极推进供给侧结构性改革。

一、2015年电力供需形势回顾与分析

（一）电力需求增速趋缓，电力消费结构继续优化

受经济增速放缓、经济结构优化等必然因素和气温等随机因素共同作用、相互叠加的影响，2015年全社会用电呈现平稳缓慢增长态势。根据中电联《全国电力工业统计快报》数据，2015年全国全社会用电量达到5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落3.3个百分点，创下1998年（当时的增速为2.8%）以来的新低。在全社会用电量中，增长最快的是第三产业，其用电7158亿千瓦时，同比增长7.5%。其余依次为：居民生活用电7276亿千瓦时，同比增长5.0%；第一产业用电1020亿千瓦时，同比增长2.5%；第二产业用电40046亿千瓦时，同比下降1.4%。固定资产投资特别是房地产投资增速持续放缓，导致黑色金属冶炼和建材行业用电同比分别下降9.3%和6.7%，两行业用电下降合计下拉全社会用电量增速1.3个百分点，是第二产业用电量下降、全社会用电量低速增长的主要原因，反映出我国工业转型升级步伐加快，电能利用效率不断提升，电力消费结构继续优化，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向服务业、新兴产业和居民生活用电转换，国家加大经济结构调整取得良好效果。

（二）电力供应结构继续优化，绿色比例上升

（1）电力投资结构

2015年，全国主要电力企业合计完成投资8694亿元、同比增长11.4%。其中，为贯彻落实《配电网建设改造行动计划（2015～2020年）》等文件要求，提升电网配电能力，电网企业进一步加大电网基础设施投资力度，全年完成电网投资4603亿元、同比增长11.7%；发电企业完成电源投资4091亿元、同比增长11.0%。其中水电完成投资782亿元，同比下降17%；火电1396亿元，同比增长22.0%；核电560亿元，同比增长5.2%；风电1159亿元，同比增长26.6%。

（2）装机容量结构

2015年全国基建新增发电装机容量12974万千瓦，其中，新增水电1608万千瓦，火电6400万千瓦，核电724万千瓦，并网风电2691万千瓦，并网太阳能发电4158万千瓦。

截至2015年底，全国发电装机容量150673万千瓦，同比增长10.4%；其中非化石能源发电容量为51642万千瓦，占总装机容量的34.3%，比上年提高约1.7个百分点。非化石能源发电装机中水电31937万千瓦（其中抽水蓄能2271万千瓦），核电2717万千瓦，并网风电12830万千瓦，并网太阳能发电4158万千瓦，火电99021万千瓦（其中煤电88419万千瓦、气电6637万千瓦）。电源结构继续优化，绿色比例上升。

（3）发电量结构

2015年全国全口径发电量56045亿千瓦时，比上年增长0.6%，增幅同比回落3.0百分点。其中，水电11143亿千瓦时，同比增长5.1%，占全国发电量的19.9%，比上年提高0.9个百分点；火电40972亿千瓦时，同比下降2.3%，占全国发电量的73.1%，比上年降低2.2个百分点；核电、并网风电和并网太阳能发电量分别是1695亿千瓦时、1851亿千瓦时和383亿千瓦时，同比分别增长27.2%、15.8%和64.4%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.6、0.4和0.3个百分点。

（4）电网建设情况

2015年全国基建新增220千伏及以上输电线路长度和变电设备容量分别为3.32万千米和2.18亿千伏安，分别同比少投产2815千米和573万千伏安。

截至2015年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变电设备容量分别为61.09万千米、31.32亿千伏安，分别同比增长5.8%和7.6%。

（5）跨省跨区域送电量情况

2015年，全国跨区域、跨省送电量同比分别增长2.8%和下降1.8%，增速同比分别回落10.3个百分点和12.6个百分点，跨区域送电量增长主要是前两年投产的特高压直流工程新增送出，如锦苏直流、宾金直流、哈郑直流送电分别增长8.2%、32.7%和92.7%。南方区域电网西电东送电量同比增长9.8%。三峡电站送出电量同比下降12.0%。

（6）节能减排情况

2015年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为315克/千瓦时，同比降低4克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平，并超额完成国家《节能减排“十二五”规划》确定的2015年325 克/千瓦时的规划目标。

全国输电线路损失率为6.62%，同比上升0.28个百分点。

（三）全国电力供需总体平衡有余，较多地区发电能力阶段性过剩

（1）发电设备利用小时数下滑

在用电量增速缓慢的情况下，大规模新增容量的投产必将继续降低发电设备的利用小时数。2015年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时只有3969小时，同比下降349小时。其中火电设备利用小时数为4329小时，同比下降410小时。全国发电设备延续了近年来设备利用小时数逐年下滑的趋势。

火电设备利用小时数持续下降，主要是电力消费增速向下换挡、煤电机组投产过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等功能的原因，此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电利用小时数。

（2）部分大型风电基地风电设备平均利用小时数走低

2015年全国并网风电平均利用小时1728小时，同比下降172小时。需要关注的是：位于沿海的福建（2658小时）、天津（2227小时）、广西（2122小时）进入了全国各省风电利用小时由高到低排序的前6名，而作为全国大型风电基地的甘肃（1184小时）、吉林（1430小时）、黑龙江（1520小时）、新疆（1571小时）却排在全国倒数6名之内。

（3）电力供需形势

2015年全国电力供需总体平衡有余，较多地区发电能力阶段性过剩，山东、江西、河南、安徽等个别省级电网在高峰时段出现少量错避峰，海南8月前电力供应偏紧。与此同时，川、滇水电弃水，大型风电基地弃风限电问题较为突出。

所谓发电能力阶段性过剩，有别于钢铁等行业的产能过剩。它是指近期发电能力过剩，通过科学规划并经过一年或几年的调控，随着全社会用电的增长，可以消化过剩的发电能力。

二、电力工业要积极推进供给侧结构性改革

习近平主席最近强调，“供给侧结构性改革的根本目的是提高社会生产力水平，落实好的发展思想。要在适当扩大总需求的同时， 去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板，从生产领域加强优质供给，减少无效供给，扩大有效供给，提高供给结构适应性和灵活性，提高全要素生产率，使供给更好适应需求结构变化。”这为我国“十三五”期间的经济发展确定了行动指南。

随着我国经济发展进入新常态，能源电力需求增速放缓，预计“十三五”前中期将延续2015年电力供需总体富余、较多地区发电能力阶段性过剩的局面，电力工业发展将面临严峻挑战。为此，电力工业发展应主动适应经济发展新常态，在牢固树立“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念的基础上，紧密结合电力工业发展现状， 积极推进供给侧结构性改革， 把电力发展的重心从过去主要依靠规模扩张转向主要依靠创新和深化改革，“做优增量”、“优化存量”、“系统优化”，进一步提高电力工业发展的质量和效益，系统扎实地推进电力工业转型和发展方式转变。

（一）积极发展清洁能源发电，消化煤电阶段性过剩产能

（1）优化投资项目管理机制，重视项目规划研究

加强项目前期论证深度，转变前期工作方式，适应新的电力投资体制要求，更加准确地研判好市场边界条件，尤其要科学预测“十三五”及中长期电力需求，合理规划每年基建和技改的投资规模，提高电力投资的有效性和精准性。同时要优化电力结构和布局，提高电力增量中非化石能源发电的比重，加强调峰电源建设和运行效率，加强跨省跨区域的通道建设和配电网的建设及改造。

（2）适当多开工核电、水电战略项目

水电和核电不仅具有良好绿色低碳性能，还有发电成本较低和发电容量效用较高的比较优势，建议“十三五”期间适当多开工一些核电、水电战略项目。由于这些项目工期长，投资大，近期能拉动地方经济发展，并为中长期经济发展提供电力供应保障，但不会加剧“十三五”期间电力供大于求的矛盾。

当前，要优先开发调节性能比较好的水电站；优化调整水电可持续发展的有关政策，解决好移民、生态、电价和消纳问题；要统筹解决川、滇水电弃水问题；重视对水电存量资产的提升，主要是对老旧机组增容改造，提高水能利用效率。

（3）根据经济社会承受能力，积极发展与电力市场输送、消纳相匹配的非水可再生能源发电和分布式能源系统

发展非水可再生能源发电和分布式能源系统，不宜鼓励“高成本、高补贴”的发展模式。电力企业及其上游企业要大力创新技术，创新管理体系，创新经营模式，提升核心竞争力，逐步降低发电成本，“十三五”末做到风电与煤电上网电价相当，光伏发电与电网销售电价相当。

认真贯彻国务院制定的“输出与就地消纳利用并重、集中式与分布式发展并举”原则，加快发展可再生能源。要实事求是、因地制宜地制定发展规划目标和安排建设计划，避免弃水、弃风、弃光等资源浪费。随着低风速风电技术的不断进步，南方和中东部地区分散风能资源的开发价值在迅速提高，这些地区经济发达或较发达、市场消纳能力较强，网架结构较强，电价水平较高，宜大力发展分散式风电。对高弃风限电比例地区和电力产能阶段性过剩地区，要控制电源项目开发速度和规模。要加快推进中东部地区分布式光伏发电和西部地区光伏电站规模化发展。尽快确定太阳能热电站的上网电价政策，积极推动光热电站示范工程。

储能是实现大规模新能源并网及微电网的支撑技术，是提高电网效率、安全性和经济性的迫切需求，是分布式能源系统的关键技术，是智能电网建设的重要组成部分。建议将大规模储能技术研究及其产业化应用列入国家科技重大专项，进一步加大对储能技术基础研究的投入，加快关键材料的国产化进程，降低系统成本。

（4）严格控制煤电的新开工规模，消化阶段性过剩产能

从煤电占比、机组出力、负荷调节等特性，以及电价经济性等方面综合评价，煤电在电力系统中的基础性地位在短时期内难以改变。但2015年底煤电已达8.84亿千瓦，当年新增煤电占新增总装机比重的39.5%，比上年多投产1627万千瓦。由于煤电装机受建设周期影响，如无特殊调控措施，未来2～3年将延续这样的增长态势，进一步加剧煤电装机过剩的形势。为此，煤电在高效清洁发展的前提下，需要合理把握煤电发展的规模和节奏。要严格控制煤电新开工及投产规模，尤其是“十三五”的前中期，除个别经过论证确需建设的热电联产项目外，原则上不应再核准新的煤电项目；即便是已核准的项目，企业也要根据市场供需情况决定近期是否开工；如电力市场供需已呈现供大于求的局面，地方政府也不要对企业施加必须开工的压力；根据需要和可能，适当放缓建设国家规划中的九大千万千瓦级煤电基地，以便消化好部分地区阶段性过剩产能，使全国、各区域、省（区）电力供需形势逐渐转变为总体平衡。

加大对煤电节能减排及碳捕集关键技术和设备研发及应用力度；加快现役煤电机组超低排放等节能环保改造，高度重视技改的可靠性、稳定性和经济性，做到提效升级；要加快完善超低排放监测、监管、技术标准体系。

（5）积极“走出去”，培育海外盈利增长点

在全球政治、经济以及能源发展不断变化的环境下，要树立开放的、新型的能源安全观，除了以往的获取资源外，中国将借助于“一带一路”，积极参与全球能源治理，谋求国际话语权，同时，实施装备产能“走出去”和基础设施的互联互通。电力企业要积极“走出去”，做“一带一路”战略的实践者，通过资本、产品设备和技术服务“走出去”，提高国际市场份额、业务收入和利润比重，逐步提升国际化经营水平。

（二）全面提升经营管理水平，向社会和用户提供更优质的服务

（1）全面提升经营管理水平

电力工业应由外延式发展向内涵式发展转变，创新管理体制机制，注重发展质量，夯实管理基础，努力实现内部挖潜，向管理要效益。

（2）全面提升对社会和用户的服务水平

电力工业不但要确保电力系统安全稳定运行，还要不断改善电力供给品质、提高电能质量和效率，提供优质便捷服务。电力企业要适应电力市场化改革要求，强化市场竞争意识，创新服务理念，建立“互联网+电力服务”新模式，打造新型一体化智能互动服务平台，拓展能源综合服务和增值业务。通过业务流程优化、组织重构、内部协作、平台建设，全面提升为用户提供优质、便捷、经济的服务水平。

（3）全面加强队伍建设

电力工业要把人才资源作为实现科学发展的第一推动力，站在新起点上更好地实施人才强企战略。探索市场化选人用人机制，加强高层次领军型和高技能复合型人才队伍建设，全面提升人才队伍的能力素质。为做强做优电力企业，培育具有国际竞争力的世界一流电力企业提供坚实的人才保障。

（4）进一步提升企业软实力

电力企业要强化党组织的政治核心作用和战斗堡垒作用；坚持文化强企战略，以社会主义核心价值体系为引领，树立正确的企业核心价值观，建设具有行业和企业特色的一流企业文化体系；切实履行社会责任，落实电力普遍服务义务，以可持续发展为核心，深入落实和谐发展战略，强化社会责任管理，将社会责任融入企业运营；加强电力工业品牌建设，实施品牌引领战略，树立强烈的品牌意识，提升品牌内涵和价值。树立起电力企业管理先进、业绩突出、服务优质、经营高效、自主创新、节能环保、积极履责的良好品牌形象。

（三）积极推进改革，增强电力工业综合实力和可持续发展能力

电力工业要适应国内外经济形势变化和把握我国全面深化改革的机遇，积极创新发展，大力开拓新领域、拓展新业务，培育新的业务增长点，挖掘新的效益增长点，增强电力工业的综合实力和可持续发展能力。

（1）发电企业应抓住售电侧放开的有利时机，积极参与市场化售电业务，大力开拓市场，实施灵活的市场策略，更加面向市场、面向终端用户，推动售电公司成为新的利润增长点；积极适应发电计划放开所带来的市场交易电量增加和计划电量缩减的变化，优化资源配置，重视生产效率的提高，研究能耗水平降低方法，通过成本降低获得竞争优势，提高市场份额；构建适应改革需求的管理模式和商业模式，转变经营理念，优化战略布局，推动企业向能源生产和服务并重的方向转型。

（2）电网企业应积极配合政府的输配电价改革试点，建立科学合理的输配电价机制，以适应改革和监管要求；构建适应售电侧改革需求的营销业务新模式，公平参与售电市场竞争，落实保底服务义务，向有关售电主体和用户提供报装、计量、抄表、维修、收费、结算等各类供电服务；加快建设统一交易平台，逐步丰富交易品种，建立和完善市场运行规则；开展以减少网损为目标的电力系统节能经济调度；配合政府探索以混合所有制方式引入社会资本投资增量配电业务，完善配电网投资管理体制；在调度、交易、营销服务等方面建立市场化管理机制和运作方式，探索建立与市场化机制相适应的企业管理模式。