刘振亚：深入学习贯彻习近平总书记重要指示精神 推动我国能源电力转型与高质量发展(2)

二是煤电布局不合理。2015年以来，东中部新增煤电装机9600万千瓦，占同期全国新增煤电装机的61%，目前东中部煤电装机总量6.2亿千瓦，占全国煤电总装机的62%。长江沿岸平均每30千米就建有一座发电厂，南京到镇江平均每10千米就建有一座发电厂。东中部地区煤炭资源有限，探明储量仅占全国的12.6%，需要大量从区外远距离运煤，既不经济，也不环保。煤炭经铁路、公路、港口长途运输和堆放，还造成污染。另一方面，东中部地区土地资源紧张，环境污染严重。东中部单位国土面积的二氧化硫排放量为西部的5.2倍，全国100多个重酸雨城市主要集中在东中部。远距离输煤，在东中部建电厂，将进一步加剧煤电运、环境、用地等矛盾。打赢蓝天保卫战、建设美丽中国，优化全国煤电布局，压降东中部煤电势在必行。但从目前看，东中部煤电远远没有得到有效控制。

三是煤电竞争力日益下降。成本低是煤电的重要优势，但随着技术进步和规模化发展，风电、光伏发电经济性快速提升，煤电将失去低成本优势。2018年我国风电、光伏发电平均度电成本分别降至0.35～0.46元、0.42～0.62元，已接近西部北部煤电脱硫标杆上网电价。由三峡集团等投资建设并于2018年底并网的青海格尔木光伏项目平均电价0.316元/千瓦时，低于青海火电标杆电价0.325元/千瓦时。国家电力投资集团乌兰察布风电基地600万千瓦示范项目，是国内首个风电平价上网项目，不需要国家补贴。若计及碳减排成本，煤电的经济性将会更差。

“人无远虑，必有近忧”，煤电的发展已经面临多方面、根本性的挑战，需要我们认真研究、反思，找出切实可行的转型之道。解决煤电发展问题，是电力供给侧结构性改革的重点，关键要控制总量、优化布局、转变功能，为清洁能源发展腾出空间，促进能源结构由化石能源为主向清洁能源为主转变。

一要严控新增规模。从世界范围看，主动弃煤的国家不断增加。除波兰和希腊外，欧盟各国承诺2020年以后不再新建燃煤电厂；西班牙、法国、英国、加拿大分别计划2020年、2021年、2025年、2030年前关闭燃煤电厂。为兑现国家碳减排承诺，实现本世纪末全球温升控制在2℃目标，我国承担了巨大的碳减排压力，必须加快压降新增煤电规模，确保煤电装机2020年控制在11亿千瓦以内，2025年前后达峰（12.5亿千瓦），2035年后不再新建燃煤电厂（机组），2050年降至6亿千瓦左右，比当前减少4亿千瓦。

二要优化煤电布局。下大决心严格控制东中部煤电规模，2022年后，东中部地区不再新建煤电，新增煤电全部布局到西部和北部地区，建设大型煤电基地，通过大电网将煤电与风电、太阳能发电打捆输送至东中部地区。到2030年，东中部煤电占全国的比重从2015年的65%下降至50%左右，新增电力需求主要由区外送入。

三要提高煤电调节能力。从世界范围看，煤电正逐步向调节性电源转型。2018年4月30日，德国实现全天64%的电力来自可再生能源，大部分火力发电厂当天停运，仅保留少数机组作为调节电源使用。随着清洁能源快速发展，煤电向调节性电源转型的速度将比预期更快。我国应加大煤电灵活性改造力度，加快实施煤电机组调峰能力提升工程，推动存量煤电逐步由电量型向电力型转变。

关于电网发展

加快清洁能源发展、优化煤电布局、满足电力需求，归根结底需要坚强电网作为支撑和保障。目前，与实现上述目标相比，我国电网发展还存在比较突出的问题。

一是电源电网发展不协调。厂网分开后，我国电源和电网发展缺乏统筹规划，导致电源开发、电网发展不配套、不协调。如哈密—郑州、酒泉—湖南、锡盟—泰州等多条特高压直流工程，由于配套电源未能落实，影响了工程效果和投资经济性；西南、“三北”（西北、东北、华北北部）等地区由于外送输电工程建设滞后，造成“三弃”问题严重，制约了清洁能源的大规模发展。

二是交直流发展不协调。目前，我国已建成“八交十四直”22个特高压工程，在建“六交三直”9个特高压工程，特高压直流发展相对较快，特高压交流骨干网架发展严重滞后，长期处于500千伏向1000千伏发展的过渡期，“强直弱交”问题突出，使得一些特高压直流工程实际输送功率远低于设计值，造成很大浪费。

三是电网智能化水平亟待提升。随着新能源的大规模并网和对节能降耗、电能质量要求的不断提升，电网发展需要统筹协调集中式与分布式发电、传统能源与新能源、电力需求侧管理与多样化用电服务等，电网的灵活适应能力和互动性亟需提高。

展望未来，随着我国电力需求增长和能源转型，现有电网受网架结构、短路电流、调节能力等制约，无法适应未来清洁能源大规模接入、大范围配置、灵活调节的需要，必须立足长远发展，加快建设“目标清晰、布局科学、结构合理、智能高效”的中国能源互联网。

一要大幅提升电网配置清洁能源能力。我国水能主要集中在西南地区，风能、太阳能集中在“三北”地区，距离东中部主要用电地区1000至4000千米。从目前情况看，电力大范围配置能力严重不足。2018年，“三北”地区电力外送能力仅为5900万千瓦，只有该地区水、风、光装机总容量的26%，同时还要承担煤电外送任务，无法满足清洁能源外送需要。相比之下，丹麦与挪威、瑞典等国间的联网容量为800万千瓦，是丹麦风电装机的1.6倍；葡萄牙与西班牙电力交换能力310万千瓦，相当于葡萄牙风电装机容量的65%，这是欧洲国家弃风少、消纳水平高的重要原因。要实现我国清洁能源大规模开发和消纳，必须坚持“建设大基地、融入大电网、建立大市场”的发展方向，加快清洁能源外送通道建设，全面提升跨区电力交换能力。

二要加快建设东部、西部同步电网。扩大同步电网规模是世界电网发展的大趋势，北美、欧洲大陆已形成大规模同步电网，印度也在2013年实现了765千伏交流全国联网。构建中国能源互联网，要把握世界电网发展规律，破除局部平衡思想，加强统一规划，在我国东部、西部分别建设以特高压为骨干网架的能源电力优化配置平台，形成东部、西部两个同步电网。东部电网包括东北电网、华北电网、华中电网、华东电网和南方东部电网（广东、广西、海南）；西部电网包括西北电网、西南电网（川渝藏）和南方西部电网（云南、贵州）。未来，东部电网将与东北亚地区（蒙古、俄罗斯远东、朝鲜、韩国、日本）联网，西部电网将与东南亚、南亚、中亚、西亚联网，最终形成“西电东送、北电南供、多能互补、跨国互联”的能源格局，满足经济社会发展和人民生活用电需求，并在亚洲能源互联网建设中发挥重要作用。

三要实现各级电网协调发展。加快构建1000千伏交流主网架，提高电网配置能力和安全水平；优化750千伏、500千伏电网结构，实现合理分区和可靠运行；扩大220千伏、330千伏电网覆盖范围，总体形成送、受端结构清晰，各级电网有机衔接，交、直流协调发展的电网格局。

四要加快智慧电网建设。推动先进信息通讯技术与电力系统深度融合，构建智能互动、开放共享、经济高效、安全可控的现代电力服务平台，提升电网运行的灵活性、互动性和可靠性，满足各类分布式发电、用电设施接入以及用户多样化需求。

关于电力安全

安全是电力行业的生命线。这些年我国电力系统一直保持安全稳定运行，是目前世界唯一没有发生大面积停电事故的特大型电力系统。但我国电力系统安全形势依然严峻，发生大面积停电风险始终存在。

一是风电、光伏大规模发展带来新挑战。目前，我国风电、光伏发电装机总量达到3.5亿千瓦。风电、光伏发电具有很强的随机性和波动性，大规模集中并网，对电网的适应性和调频调压能力提出了更高要求。

二是电网安全运行风险日益突出。近年来，我国电网“强直弱交”问题严峻，直流双极闭锁等故障带来的安全隐患突出，“强直弱交”成为当前影响我国电网安全的重大风险。另一方面，分布式电源、微电网、智能用电、电动汽车、储能快速发展，配电网从无源网成为有源网，潮流由单向变为双向、多向，电网运行控制更加复杂。

三是电力建设安全形势依然严峻。2018年，我国发生电力建设人身伤亡事故18起，同比增加38%，暴露出个别单位安全基础不牢、安全管理松懈、事故防范不到位等问题，需要引起高度重视。

四是网络信息安全环境日趋复杂。近年来，电力系统成为“网络攻击”的新目标。2015年，乌克兰电力系统遭到恶意软件攻击，引发大规模停电；今年3月，委内瑞拉电力系统接连遭受袭击，包括首都加拉加斯在内的2/3以上地区发生停电。

电力安全事关国家安全。当前是我国电力行业加快改革发展的关键时期，必须高度重视电力系统安全问题，多措并举保安全。要夯实安全基础。加快抽水蓄能和电化学储能电站建设，根据需要积极应用调相机等设备，增强电网动态调节能力，提高清洁能源大规模接入的适应性；加快推进特高压交流网架建设，尽快解决“强直弱交”问题，消除电网薄弱环节；加强电力系统重要设备、重要场所、重要通道、重要时段的运维管理和安全防护，确保电力可靠供应，万无一失；加强施工现场安全管理，确保人员安全，杜绝发生重特大安全事故。要加快技术突破。构建大电网安全综合防御体系，采用新技术、新装备，提高系统安全稳定水平；加强虚拟同步机等新能源发电并网关键技术研究与应用，提高系统稳定控制能力和灵活调节水平；强化电力系统信息安全防控，有效防范“网络攻击”。要坚持团结治网。营造全行业、全社会共同关心维护电力安全的良好氛围，加强发电企业、电网企业和用户合作，健全安全防控体系，提升安全水平。

关于创新发展

近年来，电力企业经营形势日趋严峻。一是利润增速下滑。2018年，全国一般工商业电价平均降低10%；受煤炭去产能等影响，全国发电行业电煤采购成本同比提高500亿元左右。成本和收入的一升一降，导致电力企业利润受到双向挤压，全国近一半火电企业出现亏损，电网企业利润下滑。二是投资能力下降。在国家“去杠杆”等政策影响下，电力企业投资能力受限。2015年～2018年，全国电源建设投资分别为3936亿、3408亿、2900亿、2721亿元，呈逐年下降趋势。三是电建和装备市场形势严峻。在国内电力投资趋紧，特别是电源建设市场规模逐年萎缩情况下，电力建设和电工装备制造企业普遍面临巨大市场和经营压力。

2019年，预计全社会用电量增速比去年下降2～3个百分点；今年政府工作报告提出一般工商业平均电价再降10%，电力企业经营发展将面临更大压力。面对行业发展的新形势、新情况，实现高质量发展，关键要转型和创新。

一要加快企业转型。要紧紧围绕能源转型，找准企业发展方向，占据主动权，努力实现“弯道超车”；决不能消极被动，错失机遇，甚至“弯道翻车”。优化核心业务。积极瘦身健体、提质增效，大力推进清洁替代和电能替代，主动压减盈利能力弱、不符合绿色清洁发展方向的业务，尽快实现主营业务向清洁低碳领域转型，持续做强做优，增强核心竞争力。强化经营管理。管理上要更加规范，消除短板，严控成本，实现企业发展从粗放向精益的转变；投资上要精准、精细，力争“花小钱、办大事”，提升投资效率效益，确保资产保值增值。拓展国际市场。国际化发展是大势所趋，如法国电力公司、意大利电力公司国际业务收入占营业总收入的比重分别达41%、49%，相比之下，我国电力企业国际化还处于起步阶段，必须坚定不移走国际化道路，加大力度开拓国际市场，用好国际资源，在全球特别是“一带一路”国家推进基础设施、产能、金融等多领域、多层次合作，打造新的增长点。

二要强化创新引领。面对新形势，我们应进一步增强创新意识，积极推动技术装备和商业模式创新，抢占制高点。技术装备方面，重点加快研发低风速陆上风机、超大型海上风机和效率更高、成本更低的光伏材料，提高新能源发电效率；加快第四代核电和受控核聚变技术研发；加快推进特高压柔性直流输电、大容量海底电缆等重点技术装备研究攻关，满足新能源更大规模汇集与外送需要；加快锂空气电池、石墨烯电池等电化学储能技术研发，进一步降低成本、提升效率和使用寿命。商业模式方面，重点要把握新一轮信息技术变革机遇，推动大数据、云计算、物联网、移动互联、人工智能等现代信息通信技术与电力系统深度融合，提高电力系统运行效率和效益；抓住能源、信息、交通“三网融合”发展趋势，促进通道共享、设施共用、终端共建和功能集成，大力开展综合能源服务、电动汽车充放电、电子商务、氢能等领域创新，积极培育新产业、新业态和新商业模式，推动传统电力企业向现代综合能源服务商转型。

三要加强队伍建设。推动电力行业转型创新，关键要充分调动广大职工的积极性和主动性。要健全完善用人机制，鼓励员工干事创业、创新创效。要注重人才培养，大力培育专家型、复合型高水平人才，打造一支具有国际视野、创新能力强、综合素质高的一流人才队伍。要加强培育优秀行业文化，大力弘扬“工匠精神”，激励引导广大员工干一行、爱一行、精一行，形成爱岗敬业、创先争优的良好氛围。

关于电力改革

中发9号文明确了“管住中间、放开两头”的改革总体思路，确定了“三放开、一独立、三强化” 的改革路径，对电力行业发展、体制机制、市场格局、效益效率、安全服务等各方面带来深刻影响。近年来，电力改革出现市场主体多元化、利益诉求多样化的新趋势，协调的复杂性大大增加，有许多重要问题需要进一步深入研究。当前一个突出矛盾是省间壁垒严重，有的省份宁可用本地煤电也不愿用外来清洁发电，，甚至限制和干预省间电力交易。这也是习近平总书记指出的“清洁能源放空、煤电昼夜运转”问题的症结所在。目前，由于省间壁垒造成的弃电量占总弃电量的40%以上。进一步深化电力改革，要抓住三个关键：

一要加快建设全国统一电力市场。加强顶层设计，发挥市场在资源配置中的决定性作用，构建统一开放、高效运转的电力市场体系。重点完善与全国电力市场相适应的交易机制，逐步统一省间电力交易规则，促进跨区跨省直接交易，打破省间壁垒和市场分割，更好发挥“大电网、大市场”作用。同时，研究推动电力市场与碳交易市场深度融合，构建电碳综合市场，发挥市场高效配置资源优势，实现碳减排与能源转型协同推进。

二要推动形成科学的电价机制。加快完善一次能源价格、上网电价、销售电价之间的联动机制，使电价真正反映能源供应的合理成本、供求关系、资源状况和生态环境治理成本，促进能源电力在全国范围优化配置。结合电价改革进程，妥善解决电价交叉补贴问题。

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