根據近期中電聯發布的《2018～2019年度全國電力供需形勢分析預測報告》（簡稱《報告》）顯示，2018年我國電力發展亮點紛呈：全社會用電量實現較快增長、電力消費結構繼續優化，第二產業及其制造業用電量增長較快，高技術及裝備制造業用電領漲；電力生產延續綠色低碳發展趨勢，高質量發展成效初步顯現，發電裝機綠色轉型持續推進，非化石能源發電量快速增長，棄風、棄光問題繼續得到改善；全國電力供需總體平衡，部分地區出現錯峰限電。

已經開啟的新一年用電需求走勢，成為行業關注熱點。“當前經濟運行穩中有變、變中有憂，外部環境復雜嚴峻，經濟面臨下行壓力，用電量增長不確定性增大。”《報告》預測“2019年全國基建新增發電裝機容量1.1億千瓦左右。其中，新增非化石能源發電裝機6200萬千瓦左右，非化石能源裝機比重進一步提高。”

在電力體制改革深入推進的今天，電力行業仍需統籌解決好電力發展中的突出問題，做好新時代能源電力工作，才能更好地滿足人民群眾多層次、多樣化、高質量的用電需求。《報告》提出，綜合考慮國際國內形勢、產業運行和地方發展等，以及2018年高基數影響，預計2019年全社會用電量增速將平穩回落，在平水年、沒有大范圍極端氣溫影響的情況下，預計全年全社會用電量增長5.5%左右。2019年，新能源發電裝機將持續增加；第三產業和居民生活用電比重持續提高，拉大系統峰谷差，時段性系統調峰能力不足；電煤價格高位運行，發電用煤維持地區性季節性供需偏緊格局。在多重因素疊加、交互影響下，預計全年全國電力供需總體平衡，局部地區高峰時段電力供需偏緊。為此，該《報告》編寫部門——中電聯行業發展和環境資源部，對2019年電力行業普遍關注的幾個熱點難點問題進行了深度闡述和解讀。

《中國能源報》：《報告》中指出，2018年，全國全社會用電量為6.84億千瓦時，同比增長8.5%，同比提高1.9個百分點，為2012年來最高增速。在我國經濟下行壓力加大的情況下，為何電力消費增速仍在加速，創下近年來新高？

首先，從宏觀角度來看，電力作為重要的生產和生活要素，和經濟是相關聯的。從多年的統計數據可以看出，用電量增速和GDP增速的發展趨勢基本一致。2018年，四個季度GDP增速分別是6.8%、6.7%、6.5%、6.4%，用電量的增速分別為9.8%、9.0%、8.0%、7.3%，兩者趨勢也是一致的。

作為最重要的二次能源，電力主要是終端能源消費清潔化的體現。2018年，全社會用電量實現較快增長的同時，也呈現出了一些特點，第一產業用電量同比增長9.8%，維持穩定狀態；第二產業用電量同比增長7.2%，增速為2012年以來新高；第三產業用電量同比增長12.7%，近幾年保持高速增長狀態。另外，從幾大類行業來看，高技術及裝備制造業用電量同比增長9.5%，呈領漲態勢。其中，信息傳輸、軟件和信息技術服務業用電量增長23.5%，繼續延續近年來的快速增長勢頭，其中互聯網和相關服務業、軟件和信息技術服務業用電量增速均超過60%，這是很少見的。此外，電力消費結構也在發生變化，隨著供給側結構性改革，結構調整從低端向高端、傳統向新技術轉變。

第二，從國家經濟和社會發展進程來看，城鎮化建設和城鄉電網改造持續推進，電氣化水平也隨之逐步提高。眾所周知，現在每個家庭電費收入占家庭可支配收入越來越低，隨著城鎮化率和城鄉居民電氣化水平的持續提高，以及新一輪農網改造升級、居民取暖“煤改電”工程的大力推進，尤其在氣溫因素作用下，冬季取暖和夏季負荷快速增長，帶動了城鄉居民生活用電快速增長。2018年城鄉居民生活用電量同比增長10.3%就可以說明問題。

第三，隨著電力發展對清潔化的要求越來越高，電能替代領域的電氣化水平也是拉動用電增長的因素。所以，在多重因素的作用下，用電量增速在加速，并且超過GDP增速，是有其必然性的，既是經濟發展到一定階段的體現，也是產業結構調整的體現。總體來說，我國經濟發展，無論是總量還是結構，都是朝著既定的目標在前進和優化的。

中電新聞網：《報告》指出，2018年，全國火電企業虧損面仍近50%，而發電設備利用小時數卻同比提高。請預測一下，2019年火電在全行業將處于什么樣的水平，有無再扭虧的可能？

首先，火電在過去、現在以及未來相當長一段時間內，仍將是主力電源，是經濟社會發展不可或缺的領域之一。截至2018年底，火電裝機中，煤電裝機10.1億千瓦，占總裝機容量的比重為53.0%，位居世界第一。火電發電量占我國總發電量的70.4%，其中煤電占比63.7%，煤電仍然是主力電源。所以在2018年全社會用電量加快增長的情況下，火電設備利用小時數還在增加。

當然，煤電的發展也需要符合國家能源的戰略性調整目標，隨著高質量發展的要求，我國能源結構清潔優化發展的模式，也對煤電提出了更高要求。目前，煤電發展遇到了一些問題，我們一方面要求優化能源結構，增加新能源和可再生能源的發電和并網，一方面又在擠占煤電的發電利用小時數，同時還需要煤電為新能源和可再生能源提供調峰。所以對煤電來說，主要是承擔了社會責任，體現了它的大局意識。

第二，煤電在發展過程中，也遇到了自身產業上下游的約束。燃煤成本占發電成本的70%左右，2016年初，電煤價格在300元/噸左右，2018年底已經上漲到535元/噸，并且始終維持一個較高的水平上，給煤電企業帶來了沉重的負擔。同時，在產業下游，因為上網電價是市場化交易的結果，市場化交易電量占比達43%。這種情況下，就需要煤電企業在未來既要有自身的發展，又要有大局意識。

綜合來看，預計2019年底，全國發電裝機容量約20億千瓦、同比增長5.5%左右。基于這個預測數據，推斷2019年火電發電量增幅較2018年將大幅收縮，預計2019年底火電裝機容量11.8億千瓦，同比增長5.9%，比2018年降低約1個百分點。

新華社：目前，火電靈活性改造進展如何，還存在哪些問題，應該如何解決？

我國《電力發展“十三五”規劃》明確指出，在加快燃機、抽水蓄能建設的同時，要加快煤電靈活性改造，改造項目約為2.2億千瓦。就目前的執行情況來看，改造的容量低于預期，進度滯后。各個地區差異性也較大，其中，東北地區同步出臺了針對煤電靈活性改造的輔助服務辦法，靈活性改造的效果更加明顯，而西北、華北要相對滯后。

其中的原因是多方面的，從技術上來看，部分電廠改造尚不具備條件，并且在現有電站的基礎上進行改造，會受到原有設備選型、建設場地等方面的限制和約束。從政策保障上來看，火電靈活性改造，是服務于整個電力系統，服務于新能源，如果沒有一個合理有效的補償機制，難以保障煤電企業的積極性。這是局部與整體的關系，一方面，靈活性改造對鍋爐、汽機、輔機、控制系統進行改造，有一定的成本；另一方面，需要它配合風電、光伏的運行，進行靈活調節，勢必會影響煤電機組利用小時數，繼而影響到煤電企業效益。此外，頻繁調節還將增加設備的運維成本。這些問題需要盡快完善輔助服務補償機制。

近日，國家能源局已經對煤電靈活性改造和電力輔助服務作了三方面的部署，一是要增加輔助服務的主體范圍，把水、風、光、核都納入補償的主體范圍來，二是加大補償服務力度，三是通過市場化的辦法實現煤電機組的靈活性改造，有效保障煤電企業合理收益。

對于火電靈活性調峰和電力市場化改革之間的關系，一方面，電力市場化改革將會更好地調動發電企業進行火電靈活性調峰改造的積極性，通過電力市場和輔助服務市場獲得多種收益，改變目前僅通過發電量體現企業經濟效益的模式。另一方面，通過火電靈活性改造，可以使火電更好地適應未來的能源形勢，更好地具備參與競爭性電力市場的基本條件，對未來火電行業的發展將至關重要。

《中國電力企業管理》：1月9日，國家發改委、國家能源局發布《關于積極推進風電、光伏無補貼平價上網有關工作的通知》，請問該文件對我國今后風電、光伏行業的發展有什么影響？

國家發改委、國家能源局近期發布《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，要求開展平價上網項目和低價上網試點項目建設，推進建設不需要國家補貼執行燃煤標桿上網電價的風電、光伏發電平價上網試點項目。鼓勵在國家組織實施的社會資本投資增量配電網、清潔能源消納產業園區、局域網、新能源微電網、能源互聯網等示范項目中建設無需國家補貼的風電、光伏發電項目，并以試點方式開展就近直接交易。鼓勵用電負荷較大且持續穩定的工業企業、數據中心和配電網經營企業與風電、光伏發電企業開展中長期電力交易，實現有關風電、光伏發電項目無需國家補貼的市場化發展。

國家能源局公布的數據顯示，截至2018年底，中國可再生能源發電裝機達到7.28億千瓦，同比增長12%。2018年風電新增并網裝機2059萬千瓦，繼續保持穩步增長勢頭，風電發電量3660億千瓦時，同比增長20%；平均棄風率為7%，同比下降5個百分點。

國家能源局表示，2019年將繼續貫徹落實能源安全新戰略，圍繞非化石能源占能源消費比重到2020年達到15%、到2030年達到20%的戰略目標，把推進可再生能源高質量發展作為根本要求，積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網項目建設，全面推行風電、光伏電站項目競爭配置工作機制，建立健全可再生能源電力消納新機制，結合電力改革推動分布式可再生能源電力市場化交易，擴大可再生能源分布式發電、微電網、清潔供暖等終端利用，全面推動可再生能源高質量發展。

近幾年，新能源發展速度較快，盡管針對發展規模出臺了一些政策辦法，但效果不明顯。例如，2017年，新增光伏發電裝機超過5000萬千瓦，2018年為4300萬千瓦，新能源依然呈現快速發展態勢。而隨著新能源技術的進步，以及成本的進一步下降，部分風電、光伏具備了平價上網條件，對推動新能源發展是有利因素。綜合這幾個因素，預計未來新能源還會有比較快的發展，結合補貼政策和新能源平價上網的現狀，2018年底光伏裝機容量為1.75億千瓦，預計2019年底會達到2億千瓦左右。總之未來新能源的發展趨勢還是呈增速狀態。

《中國電力報》：如何幫助發電企業盡快走出政策性虧損？

當前，全國煤電企業虧損面在50%左右，虧損面偏高。電網企業2018年利潤下降24.3%。為了解決這些問題：

一是保障電煤價格在合理區間。在煤炭價格方面，盡量增加中長期購銷價格，總體來說，中長期購銷價格要低于現貨，目前中長期比重越來越高，會有效降低一定的成本。同時，國家發改委著力調控了煤炭價格，基本穩定了中長期購銷價格。2019年，從電煤增量規模看，有可能出現電煤供需總體偏緊情況，但是考慮電量增速小于上年的因素，在平水年、沒有大范圍極端氣溫的基本條件下，電煤最高峰的價格應該會低于2018年，這對煤電企業算是利好。此外，應加強煤電運三方中長期合同有效監管，確保合同履約到位；進一步規范煤電定價機制，以電煤價格指數為依據，引導市場合理預期，控制電煤價格在合理區間，緩解煤電企業經營困境。

二是建立科學合理的電價形成機制。2018年11月，國家發改委出臺相關文件，提出加快建設電煤市場化機制。電煤價格、電能價格和用電側之間的價格能否市場化聯動起來，形成有序的、真正市場化的價格傳導機制，這是關鍵問題。鼓勵電力用戶和發電企業自主協商，推行“基準電價+浮動機制”，簽訂電力市場化交易合同，形成煤價、電價和終端產品價格聯動的順暢傳導機制。但就目前來看，還存在很多問題，尤其是各省尚未動行起來，需要加大監管。

三是進一步加大電能替代力度。將電能替代工作納入地方和行業發展規劃，科學合理可持續高質量推進；進一步完善峰谷分時電價機制，以及居民階梯電價等相關政策，持續擴大電力消費市場，不斷提高電力占終端能源消費比重，全力推進再電氣化進程。

四是發電企業要積極培育自身能力，增強企業可持續發展能力。統籌考慮電力企業維護社會穩定和支撐經濟發展的重要作用，降低政策性虧損風險，科學合理設定電力企業利潤等考核指標。

通過電力市場建設，釋放企業經營活力、加大企業風險和成本管理，拓展企業增值服務能力也是提高企業效益的通途。2018年，煤電市場交易價格平均下降了4分/千瓦時左右，這對煤電企業來說又減少了一部分利潤，預計2019年煤電利用小時與2018年基本持平或略微上漲，但是煤電市場化交易規模還會進一步擴大，平均交易電價下降幅度預計略大于2018年。同時，隨著新能源并網比重進一步提升、電力系統峰谷差加大，發電企業承擔的煤電靈活機組調峰規模還將進一步增加，調峰補償不足，調峰市場不規范影響著發電企業的調峰積極性和效益，我們希望通過現貨市場、輔助服務市場的建設和運行，能夠足額并加倍補償煤電企業成本，促進煤電在體現電力系統清潔運行的社會效益同時，能夠獲得應有的經濟回報。

本文刊載于《中國電力企業管理》2019年01期，作者系本刊編輯部。