我国电力体制改革未来发展趋势如何?
发布者:lzx | 来源:中国电力企业管理 | 0评论 | 955查看 | 2019-08-12 17:31:41    

2018年,我国电力行业历经国家经济增速调整、电力改革加速、中美贸易摩擦等一系列内外部形势变化的考验,全国用电量实现快速增长,能源结构绿色转型实现较快发展,市场化电力交易电量实现新突破。其中,电力体制改革为我国电力行业实现高质量发展提供了持续动能。本文在对我国电力行业2018年发展情况进行梳理的基础上,重点分析我国电力行业发展中存在的主要问题,着重对我国电力改革未来发展趋势和2019年的落地预期进行探讨分析。


2018年我国电力行业发展整体情况


2018年我国电力行业呈现整体较快发展态势,电力供需总体平衡,电源结构绿色转型加快,电力改革深入推进,国际能源合作顺利开展。


一是全国电力供需总体平衡,高技术制造业和电能替代电量增长贡献突出。根据中电联发布的《2018年全国电力工业统计快报》,去年我国全社会用电量为68449亿千瓦时,同比增长8.5%,达到2012年以来最高增速。其中,第二产业用电量4.72万亿千瓦时,同比增长7.2%,增速同为2012年以来最高水平。其中,高技术及装备制造业、战略性新兴产业用电量同比增长9.5%,正在引领形成电力消费新动能。电能替代(以电代煤、以电代油等)对电力消费增长的贡献率突出,去年全国开展电能替代新增电量约为1550亿千瓦时,拉动全社会用电量增长近2.4个百分点。


二是电源装机清洁化步伐加快,弃风弃光问题得到持续改善。去年,我国发电装机及水电、火电、风电、太阳能发电装机规模均居世界首位。全口径装机容量19.0亿千瓦,同比增长6.5%。其中,非化石能源发电装机容量7.7亿千瓦,占总装机容量的比重达到40.8%,全国新增发电装机容量1.2亿千瓦,新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。在各级政府和电力企业等共同努力下,弃风弃光问题持续得到改善。去年全国并网太阳能发电、风电发电量分别为1775亿、3660亿千瓦时,同比分别增长50.8%、20.2%。全国平均弃风率为7%,同比下降5个百分点;全国平均弃光率为3%,同比下降2.8个百分点。


三是电力体制改革持续深入推进,增量配电、现货市场、电力市场化交易领域等取得显著进展。去年,国家发改委、国家能源局确定了第三批增量配电业务改革试点125个项目,第四批增量配电业务改革试点正在申报之中。南方能监局会同广东省经信委、广东省发改委联合公布我国首个电力现货市场交易规则,南方(以广东起步)及甘肃、山西电力现货市场开始试运行。电力市场化交易进一步完善交易机制,放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划,全电量参与交易,全国电力市场交易电量(含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量)合计为20654亿千瓦时,同比增长26。5%。推进电力交易机构规范化建设,将对北京电力交易中心、广州电力交易中心和各省区市电力交易中心进行股份制改造,非电网企业资本股比应不低于20%,鼓励非电网企业资本占股50%左右。输配电价改革持续深入推进,陆续核定了华北、东北、华东、华中、西北5大区域电网首个监管周期的两部制输配电价水平,以及24条跨省跨区专项输电工程输电价格。本轮改革在“三放开、一独立、三加强”的框架,持续推进、不断深化,逐步进入深水区、攻坚期。


四是国际电力合作持续蓬勃发展,“一带一路”仍是中国电力企业国际化战略重点区域。能源电力领域是中国企业“走出去”的重要阵地,去年,中国电力企业始终把服务“一带一路”建设作为国际化发展的核心,聚焦主业发挥优势,取得一系列突破。2018年,中广核集团带动核电产业链“走出去”,海外资产规模达到1200亿元,海外收入占比超过20%,海外新能源控股装机1338万千瓦。华电集团不断加快海外发展步伐,实现国际业务收入73.97亿元、利润总额9亿元,同比分别增长159%、331%,国际业务收入和利润占比分别达3.4%、10.9%。国家电网公司完成巴西CPFL新能源公司要约收购,埃塞俄比亚~肯尼亚直流输电工程、波兰科杰尼采输变电EPC项目竣工投产,巴基斯坦默拉直流输电项目进入全面建设阶段,与葡萄牙国家能源网公司签署合作框架协议。南方电网公司与老挝签署《关于开发建设老挝国家输电网可行性研究谅解备忘录》,成功收购马来西亚独立发电商埃德拉公司37%股权,成功收购加拿大资产管理公司BIP持有的ETC公司约27.8%股权。


我国电力行业发展中存在的主要问题


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CECI5500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。


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。


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。


我国电力体制改革未来发展趋势分析


电力体制改革在我国电力行业发展中具有举足轻重的作用,面向未来,电力改革面临着更加错综复杂的形势,总体来看,体现在以下四个方面:


一是改革继续向纵深推进。习近平总书记在庆祝改革开放40周年大会上发出“在新时代继续把改革开放推向前进”的号召,中央经济工作会议强调坚持以供给侧结构性改革为主线,推动高质量发展,中央层面高度重视深化改革,电力体制改革步入全面加速、纵深推进、落地见效阶段。


二是全行业市场化水平将进一步提升。本轮电力改革的目标是要管住垄断环节、放开竞争性环节,改革的总体方向是更加市场化。电力市场建设进程加快,国家要求2019年上半年现货市场试点省具备试运行条件,交易机构进行股份制改造,市场主体对交易机构独立程度期待更高。为进一步降低企业用电成本,各级政府部门将持续扩大直接交易规模,市场化电量占比将进一步加大。


三是改革呈现“强监管”特点。输配电价监管模式已初步建立,随着电力市场逐步建立完善,将逐步建立起适应电力市场运行要求的监管体系。未来,随着市场化的进一步深入,行业不仅接受来自政府的严格监管,而且也将接受社会监督。


四是信息进一步公开透明化。随着市场化改革向纵深推进,信息对市场主体利益影响将更为显著,对信息公开提出了更高的要求。电力现货试点建设、输配电价监管等改革任务对信息披露的要求进一步提高,要求电力企业做好信息发布,信息进一步透明化。


2019年我国电力体制改革落地预期


在愈加迫切的改革形势下,2019年各项电改任务预期将进一步加速推进,逐步进入落地见效阶段。


在电力市场建设方面,2019年电力市场建设进程加快,第一批试点单位将于2019年上半年启动试运行,剩下所有省区市2019年上半年上报电力现货市场建设方案及时间表,现货市场建设试点全面推开,预计市场化交易规模进一步扩大,将逐步形成覆盖中长期交易、现货交易、辅助服务交易等的全市场体系。市场化环境下,现货市场运营直接关系到市场主体利益,监管机构对现货市场运营的公开透明程度将进行更为严格的监管。


在增量配电放开方面,国家层面将增量配电改革作为当前稳增长稳投资的重要措施,不断加大改革推进力度。截至目前,全国共批复三批次试点项目320个,第四批试点项目申报工作已启动。国家正在大力推进增量配电试点,今年以来也发布了不少促进其发展的政策文件,期待今年能够科学地推进。


在电价改革方面,2019年,考虑政府与社会降价预期仍然强烈,更大力度促进民营企业发展,加上输配电价核价办法与成本监审更加严格,预计电价可能持续下行。政府工作报告提出,以改革推动降低涉企收费,清理电价附加收费,降低制造业用电成本,一般工商业平均电价再降低10%。加上经济下行预期、更大力度促进民营企业发展等因素,可能再次出台降低企业用能成本等政策,电价水平政策性下调可能性较大。


在发用电计划放开方面,2019年,政府有关部门对加快发用电计划放开的诉求也在持续提升,预计发用电计划放开将成为稳增长的重要手段,持续扩大放开比例一直是发用电计划放开政策制定主要方向,2019年4个行业发用电计划放开将深入推进,经营性行业的发用电计划也将逐步放开,现货市场建设成为电力市场化改革重点,为发用电计划进一步放开提供了新的空间。


在售电侧放开方面,售电侧改革是电力行业向民营资本放开准入、拓展民营资本发展空间、激发民间资本活力的“切入点”,各方较为关注。当前国内外经济形势复杂,国内“三去一降一补”压力持续增加,国际贸易摩擦频发,国家和地方政府降低企业用电成本需求迫切、导向明显。在此背景下,深入推进售电侧改革,放宽直接交易准入条件、扩大直接交易规模、提高售电主体及电力用户的准入批次,可能成为2019年重点方向。从售电竞争来看,市场份额可能进一步向拥有发电背景的售电公司聚集,民营售电公司压力进一步增大。


2019年是中华人民共和国成立70周年,电力行业需要全面贯彻落实党的十九大、中央经济工作会议及全国两会精神,以电力体制改革为抓手,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、安全高效转型,更好地满足人民群众多层次多样化高质量用电需求。

最新评论
0人参与
马上参与
快乐飞艇如何购买 快乐飞艇微信群 快乐飞艇技巧 快乐赛车免费计划软件 快乐飞艇免费计划 欧洲快乐赛车计划 钱多多彩票开户 全民彩票 快乐赛车计划软件 快乐飞艇大小