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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,创新经营模式和提升核心竞争力,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
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。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”的前三年,除个别经过论证确需建设的热电联产项目外,原则上不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,提效升级。
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,“十三五”期间,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、产品设备或技术服务“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。
(1)坚持战略引领,强化战略管控,科学制定电力工业发展规划、计划,优化电源与电网布局,合理确定电源与电网工程投资规模、结构和时序。严格审核项目可行性研究的经济性、合规性,严把入口关,提高投入产出效益,增加有效需求。
(2)强化电力企业风险管控,完善企业内部监督体系,严格控制企业各类成本开支,实现规划设计、工程建设、招标采购、运维检修、资产退役全过程闭环管理,切实做好降本增效工作。
(3)强化信息化与企业生产、经营、管理等的深度融合,提高信息化在企业核心资源及综合业务中的应用能力,以信息化促进业务流程化和管理精益化。
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