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火电发电占比稳步下降。2017年1~11月,火电发电量占总发电量比重为73%,同比下降0.9个百分点。
核电发展进程滞后。由于多方面原因,在建核电普遍出现了工期延误问题,不仅影响了在建核电项目计划工期,也造成后续核电发展的滞后。原计划2017年新增核电装机641万kW、新开工8台机组,年内只新增核电装机218万kW、且没有新开工项目和核准项目,影响了核电中长期发展进程。
1.3 电力供应总体宽松态势没有得到明显改观,但仍存在局部区域电力供需偏紧现象
在大力推动电能替代、严控煤电投资、增大跨省区电力输送等多重政策推动下,电力需求明显改观,加之水电来水偏枯,2017年1~11月,火电设备平均利用小时3772h,同比增加16h。电力供需总体仍呈宽松态势,个别区域、部分时段电力供需偏紧。
由于电煤价格持续高位运行且冬季出现翘尾,部分地区虽然电力供应能力充足,但受煤炭资源条件及运输制约以及冬季天然气气荒等因素影响,出现燃料保供压力,影响了电厂出力。
1.4 发电企业尤其是煤电企业经营状况不佳
煤电企业经营继续面临困境。由于煤炭供应偏紧、电煤价格一直处于高位运行,据中电联测算,2017年1~9月份全国煤电行业电煤采购成本同比提高2000亿元,相当于燃料成本增加约6分/kWh。电力供应宽松、市场化交易电量规模扩大,燃煤电厂普遍采取以价换量获取市场生存空间,煤电企业经营状况严峻。尽管2017年7月1
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此外,风电、光伏发电、水电等清洁能源消纳问题有所改善,但依然存在弃风弃光弃水等现象,加之市场化交易规模扩大、电价下降,以及可再生能源补贴支付严重滞后,也加剧了发电企业经营困难局面。
1.5 跨区输电通道加快推进,跨省区送电量快速增长
特高压外送通道建设加快推进。2017年,全国集中投运酒泉-湖南、晋北-江苏、锡盟-胜利、榆横-潍坊、锡盟-泰州、澜上-广东、上海庙-山东、扎鲁特-青州等特高压交直流线路8条。2014年启动的大气污染防治行动计划12条重点输电通道,2017年底全部建成投产,为更大范围的配置电力资源打下了坚实基础。
跨省区送电规模快速增长。2017年前11个月全国完成跨区送电量3885亿kWh,同比增长11.6%;全国各省送出电量合计超过1万亿kWh,同比增长11.7%。跨省区送电规模的扩大有效缓解了一些省份的“窝电”现象。
二、重大政策及实施进展
2.1 防范和化解煤电产能过剩风险取得一定成效
2017年以来,继续加大防范和化解煤电产能过剩风险的力度。2017年年初国家出台《关于进一步做好火电项目核准建设工作的通知》、《关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知》等文件,指导地方政府和发电企业合理安排煤电核准、开工、建设时序,促进煤电有序发展。2017年政府工作报告提出,淘汰、停建、缓建煤电产能5000万kW以上的年度目标。7月,出台了《关于推进供给侧结构性改革防范化解煤电产能过剩风险的意见》,明确了“十三五”期间,全国停建和缓建煤电产能1.5亿kW、淘汰落后产能0.2亿kW以上的目标。
防范缓解煤电产能过剩风险已取得阶段性成效。至2017年9月底,已经完成了2017年政府工作报告提出的年度淘汰、停建、缓建产能5000万kW以上的目标任务。新增煤电装机比2016年减少约400万kW,煤电建设投资同比下降25%,建设速度和规模得到了有效控制。
2.2 电力体制改革步伐加快推进
新一轮电力体制改革取得了重要突破,市场化改革方向更加明确。一是多模式试点格局初步形成,截至2017年10月,电力体制改革试点已经覆盖我国绝大多数省(区、市),全国已有23个省(区、市)开展电力改革综合试点,12个省(区、市)开展售电侧改革试点,东北等地区电力辅助服务市场取得良好成效,启动了8个地区电力现货市场建设试点。二是输配电价改革实现了省级电网全覆盖,并在此基础上出台《全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》,开展跨省跨区输电价格核定工作,促进跨省跨区电力市场化交易。三是交易机构组建工作基本完成,成立34家相对独立的电力交易中心,包括区域层面的北京、广州电力交易中心和省级层面的电力交易中心。四是加快放开配售电业务,推出两批共195个增量配电业务试点,全国注册的售电公司约2600家,售电侧市场竞争机制初步建立。五是市场化交易规模大幅提升,全年预计市场化交易电量1.6万亿kWh,同比增长60%,约占全社会用电量的25%,为实体经济降低用电成本约700亿元。六是规范燃煤自备电厂,开展了燃煤自备电厂规范建设及运行专项督查工作。
在电力体制改革推进的过程中,也遇到了许多困难和问题,电力市场化改革进入“深水区”。其一,由于电力产能过剩问题日益凸显,地方政府保增长、降成本压力增大,市场交易过程中难免存在区域壁垒、省间壁垒,有些省份融入全国性、区域性电力市场积极性不高;其二,市场化的交易和定价面临行政干预,部分地方采用非市场化手段人为降低电价;其三,可再生能源消纳问题仍然存在,尚未完全建立适应可再生能源特点的运行管理体系。
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