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三是坚持集中与分散相结合原则,立足能源和电力行业整体发展规划来制定风电、太阳能发电和分布式能源发展规划,实现区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹,做到国家与地方规划相统一。四是要统筹项目核准,提前核准开工配套电网工程和调峰电源,确保风电、太阳能发电和分布式能源项目及时送出、合理消纳。没有落实好财政补贴、税收政策和电价的电源项目,政府不得核准开工;
五是坚持用技术标准引导和规范,抓紧制定和完善科学的技术标准体系和相关管理办法。电网企业应根据国家风电、太阳能发电和分布式能源发展规划,及时开工建设国家核准的电网项目,确保电源项目及时并网;按照国家及地方政府发电计划和电力调度、交易规则,在确保电力系统安全的前提下,优先调度和合理消纳电力电量。发电企业应严格执行国家技术标准,配合电网企业保障电网安全;
六是不断加快技术创新,进一步降低造价,提高质量,逐步提高与传统能源发电的竞争力。
(三)加快特高压及智能电网建设,提高跨区跨省电力交换能力,加大城乡电网改造力度针对我国能源资源与需求逆向分布特点,以及提高消纳风电、太阳能发电及分布式能源能力的客观要求,为此建议:一是尽快核准建设一批重点项目,加快哈密南-郑州、溪洛渡-浙西以及云南金沙江中游送电广西等交直流特高压跨区通道建设,推进蒙西-长沙、蒙西-湖北、锡盟-泰州、宁东-浙江等特高压跨区通道前期工作,提高西南水电基地及“三北”地区煤电、新能源基地的外送通道能力;二是加快智能电网建设,提高电力系统对风电及太阳能发电等的消纳能力,满足用户多样化的电力需求;三是加大城乡电网改造力度,促进城镇化建设,提高配电网对分布式能源的消纳能力。
(四)做好电煤价格并轨后续工作,加快电价机制改革2012年底国家出台了《关于深化电煤市场化改革的指导意见》,自2013年起取消重点电煤合同,并提出完善煤电价格联动机制。电煤价格并轨后,应做好相关后续工作:一是国家相关部门应加快制定并落实煤电联动实施细则,出台相关煤炭价格指数、电煤中长期合同监管规范等;二是利用好国际市场煤炭相对宽松的环境,进一步扩大煤炭进口,满足东部沿海地区煤炭需求,平抑国内电煤市场价格;三是要确保并轨后电力安全稳定运行,着重解决好局部地区性问题,如黑龙江、安徽、重庆、山东等部分重点合同煤与市场煤差价较大的地方以及“三北地区”供热机组重点合同电煤比重较高的地方,国家要适当考虑电煤价格并轨后企业增大的经营压力;四是解决发电企业历史欠账问题。
同时,应尽快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制,把加快推进电价机制改革作为深化电力体制改革的首要任务之一。建议:一是加快发电环节电价改革。尽快理顺煤电关系,研究云南、四川、湖南等水电大省的火电价格形成机制,以保障火电企业投资和生产的积极性。尽快调整完善水电价格形成机制。理顺调峰电源的电价形成机制,加快形成天然气发电价格机制;二是加快制定出台独立的输配电价;三是加强电价监管,防止部分地区借电力供需形势缓和之机,出台降低电价政策,拉动高耗能行业的生产。
(五)积极推动电力行业节能减排工作,不断提高电能在终端能源的消费比重电力工业作为能源转换行业,在实现将低品位的热能转换为高品位的电能,促进煤炭的清洁、高效、方便利用,从宏观上改善大气环境质量方面,具有不可替代的关键性和基础性作用。为了加快解决我国严重灰霾天气的环境问题,为此建议:一是加快以电代煤的步伐,降低散烧煤应用范围,提高煤炭转化为电力的比重,加大热电联产的力度,不断提升电力消费占一次能源比重和电能占终端能源消费比重,以提高能源利用效率和降低全社会的污染物排放水平;二是通过市场机制和经济手段促进节能减排,深化电力需求侧管理,推行合同能源管理,加快推进火电氮氧化物排污权交易、发电权交易等方式;三是电力行业继续按照节能减排规划、排放标准等要求,高质量完成好脱硝改造计划,提高现有除尘、脱硫、脱硝设施运行的稳定性和可靠性,提高设施运行维护管理水平,发挥好现有环保设施的污染物控制能力。
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