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电力绿色消费水平有待进一步提高
目前,我国仍处于工业化中后期阶段,电力行业在较长时期内还将保持中高速发展。截至2017年底,我国发电装机已达17.8亿千瓦,全国全社会用电量6.3万亿千瓦时,人均用电量4538千瓦时,人均生活用电量625千瓦时,但人均指标不及欧美等工业化发达国家的一半,仍有较大增长空间。但对于以煤为主的我国能源结构和资源禀赋而言,需要科学推进电力绿色低碳发展。
首先,低碳和控碳与控煤的认识不统一,通过单纯控制煤炭的使用、控制煤电的发展,还是全行业低碳发展来达到绿色减碳目标存在争论。其次,“以气代煤”和“以电代煤”等清洁替代成本高,电能替代也存在改造成本高、需要电网扩容改造、价格竞争力不强等问题。再次,需求侧响应、综合节能服务等市场机制需要完善,但是需求侧响应市场潜力挖掘,缺乏有力的激励政策和资金支持,市场运行机制还有待完善。
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电力绿色低碳转型是推进能源生产与消费革命的关键,是构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的重点,更是服务美丽中国建设的具体举措。在新形势下,要以提高电力发展质量和效益为中心,持续推进电力绿色低碳发展。
统筹推进行业可持续、高质量发展
1.充分认识能源与电力转型的长期性、艰巨性和复杂性,协调好绿色低碳转型与降杆之间的关系,盘活存量、优化增量,坚定绿色低碳发展道路,大力发展可再生能源。
2.进一步加大水电开发建设扶持力度,对具有重要战略意义的大型水电资源开发,给予财税政策和资金支持,合理确定电价,有效疏导成本。
3.采用交易或等量置换,统筹安排建设等容量超低排放燃煤机组;对燃气机组探索实行两部制电价,充分发挥燃机清洁环保、快速调峰的优势;探索构建专业化管理、多元化投资的核电开发模式。
4.积极培育发展新动能,不断推动电力生产消费新模式、新业态发展壮大,大力推进能源互联网、多能互补集成优化、智能微电网等示范工程项目建设。
逐步破解可再生能源发展瓶颈
1.进一步做好新能源开发的前瞻性政策指引,完善政策论证出台程序,对政策调整后的落地实施预留缓冲期,稳定投资者信心和市场预期。
2.考虑建立更灵活的新能源补贴调整机制,发挥社会力量共同承担新能源发展成本,在确保整体电价水平稳步下降前提下,考虑适当调整销售侧可再生能源附加补贴;加快推动可再生能源配额制、绿证交易和碳市场交易等工作。
3.进一步提高新能源开发建设准入门槛,有效规避市场投机行为,全面梳理已核准的新能源项目,协调解决影响开工的制约因素,对闲置资源坚决予以收回,并对单纯占资源的行为给予惩戒,促进可再生能源产业健康、持续发展。
实施清洁替代和电能替代
清洁替代方面,即从能源生产环节看,体现为可再生能源的大规模开发和利用。
1.提高非化石能源在一次能源中的比重,做好移民安置和生态保护,优先开发西南水电;加大新能源技术创新,快速有序开发风电、太阳能发电。
2.重塑煤电定位,逐步由电量基础型向电力电量的主体能源形式转变,按照“控制增量、优化布局”的原则,有序控制煤电新增规模,大力提升煤电机组灵活性。
电能替代方面,即从终端消费环节看,体现为电能对化石能源的深度替代。
1.在当前26.1%的比重水平上,进一步提高电能在终端能源消费中的比重。
2.进一步提高电煤占煤炭消费比重,到2020年比重提高到60%以上,逐步达到约78%的世界平均水平。
3.促进电动汽车发展,实现交通等领域的电能替代。
完善全社会支持绿色发展的机制
1.提高全社会、全行业、全员积极参与绿色低碳发展意识,在供给侧完善价格财税机制,促进清洁低碳生产,在消费侧完善绿证等制度,引导绿色电力消费。
2.加快建立电力示范工程全寿命周期成本分摊机制,促进先进核电、先进煤电等重大技术创新。加大可再生能源科研投入,应用新技术、新材料、新工艺,提高设备转换效率,降低工程造价,为平价上网提供支撑。
3.要综合考虑新能源、环保、碳排放等因素,完善电力市场环境下的电价形成机制,使现阶段的电力交易价格和未来的碳排放交易价格,能够补偿企业绿色发展和环保改造的成本,营造更加公平有序的竞争环境。
4.要加大政府监管力度,解决影响绿色发展的扰乱市场秩序问题,切实降低企业非技术成本,提高运行监管能力和公共服务水平。
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