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二是注重风险预警。健全电源项目规划建设风险预警机制,定期向社会公开发布预警信息,引导地方政府和发电企业科学控制电源项目规划建设节奏,尽力避免出现装机冗余。电源建设的当务之急是,政府要降温,企业要淡定,尊重市场、理性投资。
三是加强市场监管。既充分发挥市场自觉调节作用,又更好发挥政府作用,加强事中事后监管,改进监管方法,纵横协调监管,保障电力产业政策有效落实。健全市场主体信用体系,采取注册、承诺、公示、备案等方式,加强信用监管,推行“负面清单”,对违法失信行为予以公开,对破坏市场秩序行为予以惩戒,对无视市场规矩者予以禁入。
(二)转变可再生能源发展方式
我国已初步明确“十三五”时期可再生能源发展目标,到2020年,力争风力发电达到2.5亿千瓦,光伏发电达到1.5亿千瓦,光热发电达到500万千瓦。
一是调整发展思路。风电和光伏发电发展应从单纯追求“集中大规模开发”向“分散与集中、大中小相结合”方向转变,鼓励中东部地区分散、分布式开发。坚持因地制宜,推动多能互补,加强综合利用。调整可再生能源电价和补贴政策,使其发展规模与能源需求、财政补贴能力、电价承受能力和市场消纳能力等协调一致。实施配额制和绿色证书交易制度。
二是推进技术升级。实施水风光互补、风光储互补,探索氢储能、热储能等,推动可再生能源高效利用技术、储能技术进步。建设光热发电示范项目,攻克关键技术装备,推动产业化发展。加强大数据、云计算等互联网技术运用,提升新能源的自我调节性能。
三是加强运营管理。围绕水电经济运行,加强降雨、来水预报,动态优化水库调度,加强水头水耗管理,创新市场营销,研究消纳市场,完善经济运行管控体系和对标体系。围绕风电运行管理,加强日常维护检修,提高风功率预测能力,加强技术攻关,延长风机寿命。
四是加快“走出去”。落实“一带一路”战略,积极参与全球能源治理,在北美、南美、南非、大洋洲等政治经济稳定、产业政策向好、风光水资源丰富的国家和地区,拓展可再生能源投资机会,培育海外盈利增长点。在“走出去”过程中,要严格项目尽职调查,加强风险控制,注重文化融合,全面提升国际化经营能力和水平。
(三)推动煤电有序发展
煤炭是我国的主体能源和重要工业原料,煤电在较长时间内仍是我国电力供应的主力电源,实现煤电行业有序发展对电力工业转型升级、经济平稳增长意义重大。
一是转变发展方式。认真践行创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念,把煤电发展的重心从单纯追求“装机增长速度”向追求“质量与速度并重”转变,从增量扩能为主向系统优化、提质增效转变,坚持调整存量、做优增量并举,切实提升煤电发展的质量和效益。
二是把握发展节奏。落实国家“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施,严格控制新开工及投产规模,留出足够空间消化过剩产能。严格实施国有企业违规经营投资责任追究制度,抓典型、真问责、强约束,真正纠正电力行业长期以来存在的恶性竞争、过度发展痼疾。
三是加强技术创新。全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造,加快淘汰不符合强制性标准的燃煤锅炉,在2020年前实现达标排放和节能目标。注重技改的可靠性、稳定性和经济性,完善超低排放监测、监管、技术标准体系。积极推进火电灵活性改造,释放调峰潜力,提升市场竞争力,促进新能源消纳。加大煤电节能减排及碳捕集关键技术和设备研发及应用力度。
(四)优化电力系统调度运行
供给侧改革离不开需求管理的配合,推动电力体制改革。改进电力需求侧管理必须挖掘需求潜力,优化调度运行,保持供给和需求的动态平衡。
一是扩大可再生能源消纳市场。结合规划尽快明确云南、四川和“三北”地区等可再生能源基地的跨省区消纳输电通道。加快电力输送通道建设,提升外送能力,提升利用效率,确保输送容量,促进可再生能源在全国范围优化配置。加快电能替代,挖掘需求侧潜力,实现电力增供扩销,淘汰高污染、低效率的用能方式,提高消纳可再生能源发电能力。
二是优化调度运行。改变电力运行调度传统的“计划”方式,优先调度新能源。严格执行可再生能源发电全额保障性收购政策,落实保障性收购电量。将水电纳入可再生能源电力配额和强制消纳保障范畴,构建合理的市场交易方式、价格补偿和碳排放交易机制。
三是完善辅助服务机制。建立系统调峰调频等辅助服务补偿机制或辅助服务市场,调动各类机组参与辅助服务市场的积极性,提高系统对非化石能源发电消纳能力。完善可再生能源跨区辅助服务机制,明确规定东、南部发达省份对西部富余可再生能源电量的接纳义务,并对受电方进行一定的经济补偿。
面对新常态新形势,电力行业必须遵循能源发展“四个革命、一个合作”的战略思想,全面把握经济发展和电力发展规律,加快推进电力供给侧结构性改革,推动电力发展方式转变,在发展中解决面临的各种矛盾和问题,为“十三五”发展打下良好基础。
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