根据近期中电联发布的《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称《分析预测报告》）显示，2017年我国电力行业发展亮点纷呈：发电装机结构持续优化，弃风弃光问题明显缓解；电网建设持续增强，资源优化配置能力不断提升；全社会用电量增速比2016年有所提高，用电增长呈现新亮点；全国电力供需形势总体宽松，部分地区富余较多。

　　2018年，在我国宏观经济整体向好的背景下，产业结构调整的优势将进一步显现。根据《分析预测报告》，2018年全国将新增装机容量1.2亿千瓦，非化石能源装机比重进一步提高；全社会用电量将延续平稳较快增长水平，消费结构将进一步调整优化；电力供需总体宽松，全年火电设备利用小时与2017年基本持平。

　　电力行业为我国国民经济发展提供不竭动力。在电力体制改革深入推进的今天，电力行业仍须统筹解决好电力发展中的突出问题，做好新时代能源电力工作，才能更好地满足人民群众多层次多样化高质量用电需求。《分析预测报告》提出，2018年我国电力供应在总体宽松的背景下仍然面临局部地区供应偏紧的情况；同时，如何解决好电力外送通道能力不足、缓解弃风弃光等问题，是推动我国可再生能源长足发展的关键点。除此以外，火电企业在面临产业结构调整和煤价高企的双重压力下，如何摆脱经营困局，实现煤电在我国能源结构调整中角色的顺利过渡，已日渐成为社会普遍关注的焦点。为此，本刊特专访《分析预测报告》编写及发布部门——中电联行业发展和环境资源部（以下简称中电联行环部），对2018年电力行业如何应对发展中可能遇到的问题及挑战进行深度阐述和解读。

　　《中国电力企业管理》

　　《分析预测报告》中指出，2018年少数省份电力供应偏紧，对于这一情况相关省份应以何种举措来提前精准筹划，应对可能出现的用电紧张情况？

　　2018年，预计河北南网、江苏、浙江、广东等电网在迎峰度夏用电高峰时段电力供应偏紧。针对电力供应偏紧情况，建议采取以下相关措施保障电力供应：

　　一是加强电力供需研判，做好相关预案。针对有可能出现电力供需偏紧的地区，相关部门及单位应综合考虑本地发电、跨省跨区送受电、燃料保障、气候等各方面因素，加强对该地区供需形势的分析研判，制定电力供应保障方案，做好应急预案，并加强电力运行监测预警。

　　二是加强跨省区互济、余缺调剂。强化各种协调机制，在市场、系统调度、企业等层面全面保障电力安全供应。打破省间壁垒，建立顺畅的市场化机制，进一步加大跨省区送受电规模，实施余缺互补；优化电网运行方式，完善优先调度机制，加强有关预案的执行能力。

　　三是加强电力需求侧管理。通过峰谷电价等手段，创新方式方法，采取各种措施引导需求侧有序用电。缓解用电高峰的电力缺口，确保电安全稳定运行和居民生活、重要生产用电。

　　四是加强电煤及运输协调，保障发电燃料稳定供应。多措并举，保障电煤市场的供需平衡和稳定供应。坚持电煤市场化方向，鼓励符合安全、高效、环保的先进煤企释放产能，加快审批投产一批合规项目，增强保障能力；提高进口煤相关管理政策的延续性和稳定性，确保进口煤的重要补充作用。加强运力协调，做好铁路运力的保障协调和各港口资源配置协调。建立运力监督协调机制，及时协调解决出现的各项重点问题；加强电煤运输与其他重要基础物资的运输协调；在东南沿海港口完善电煤储备应急机制，尤其确保重点地区、重点用户、重要时段的用煤需求。

　　五是加快用电偏紧地区的迎峰度夏、度冬重点工程建设和投运，并解决电网“卡脖子”问题，提高电力系统整体供电能力。

　　《中国电力企业管理》

　　东北、西北等地的弃风弃光现象虽有缓解，但可再生能源消纳仍然是我国能源转型的突出问题之一。应如何进一步解决弃风弃光问题？

　　近年来，我国快速发展的新能源产业遭遇弃风、弃光问题，严重阻碍行业健康发展，为此，国家及企业多措并举，积极化解问题。根据国家能源局发布的数据：2017年，全国弃风电量419亿千瓦时、同比减少78亿千瓦时；弃风率12%、同比下降5.2个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”。大部分弃风严重地区形势均有所好转。全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%、同比下降4.3个百分点。

　　尽管在各方面的努力下，弃风弃光问题有明显的缓解，但要实现2020年全国范围内有效解决可再生能源消纳问题仍然艰巨。这涉及到技术、管理、政策以及市场等多方面的问题，需要进行全面统筹规划。需通过采取政府引导与市场主导相结合、全国统筹与本地利用相结合、规范电源与优化通道相结合、技术创新与体制改革相结合等多种方式推动可再生能源的消纳，并积极探索可再生能源消费的新业态、新模式，实现可再生能源健康发展的目标。当前，为有效解决可再生能源发展中出现的弃水弃风弃光问题，实现可再生能源产业持续健康有序发展，可从以下几方面着手：

　　一是健全政策体制，为可再生能源消纳提供发展保障。逐步完善适应可再生能源消纳政策机制，统筹新能源发展规划、建立健全可再生能源目标引导制度，出台可再生能源全额保障性收购制度细则，尽快启动基于可再生能源配额制的绿色证书资源交易机制，细化量化可再生能源消纳目标，加强可再生能源消纳的监测考核等，为降低弃风弃光率提供可靠政策保障。

　　二是加快技术进步，为可再生能源消纳提供基础支撑。技术进步是推动可再生能源成本降低，竞争力增强的根本支撑。通过风电平价上网示范、光伏领跑者技术基地、光热百万千瓦示范等方式加快技术进步和落后产能退出，提高可再生能源利用水平，推动解决弃风弃光问题。

　　三是强化电网运行管理，为可再生能源消纳提供实现路径。随着可再生能源在能源和电力系统中定位的变化，对电网的运行、管理以及调度带来极大的挑战。电网企业需要发挥更大的作用，如实施全网统一调度、跨省备用、加强受端电网统筹协调、优化各类型电源的运行方式、加强调峰、发挥跨省特高压输电通道消纳可再生能源的作用等多种方式进行可再生能源消纳。

　　四是完善电力市场机制，为可再生能源消纳提供可持续发展动力。完善市场机制，促新能源电量消纳，开展风、光电与火电等发电权交易，打破省间壁垒；积极拓宽电能替代的范围和领域，通过市场引导等方式压减终端直燃煤和直燃油的消费，带动各行各业实施电气化，推动电能对化石能源的深度替代；依托电力交易平台及现货交易，促进跨区域跨省的新能源资源配置。

　　五是结合智能微网、储能、能源互联网发展，为拓展可再生能源消纳空间提供新方向。积极追踪电力消费新业态、新模式以及共享经济等，用改革创新的方法推动可再生能源消纳，不断提高可再生能源利用率，使可再生能源在国家能源供应转型中发挥更大作用。

　　《中国电力企业管理》

　　2017年曾出现江西省对于云电和川电的选择难题，对于电力外送通道能力不足，或线路落点无法落实等情况，应如何解决？

　　当前我国水电装机规模居世界首位，但不能回避的是，弃水也成为困扰我国水电产业发展的瓶颈。据统计，2016年国家四大水电基地——大渡河、雅砻江、金沙江、澜沧江20多座大型水电站有效水量利用率、有效水能利用率均不到80%，有的电站甚至不到60%。四川省弃水电量由2013年的76亿千瓦时，增加至2017年的140亿千瓦时，云南省2015至2017年弃水电量分别达到153、314和289亿千瓦时。引起弃水问题的原因复杂且错综交织，包括当地市场消纳有限、跨省输送壁垒强化、市场交易制度不完善，以及不能回避的外送输送通道能力不足的问题。

　　“十三五”时期在建的雅砻江中游水电站将于2020年后陆续投产发电，然而配套的外送通道“雅中直流”至今难以落地，若关键的落点问题继续不能明确，依然不能开工，将加重西南地区的弃水问题。西南水电发展存在的问题，已经引起国家有关部门的高度重视。最近，国家发改委、国家能源局相继出台《关于促进西南地区水电消纳的通知》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，对促进西南水电科学发展作出一系列部署。在此基础上，中电联结合对相关企业调研，提出如下政策与措施建议。

　　一是加强统一规划，加快水电基地输电通道建设。在规划建设水电基地的同时，应明确水电的消纳方向，合理确定外送规模，确保水电开发与外送通道同步规划、同步核准、同步建成；限制或推迟受端地区电源开工规模，做好各类电源、电源与电网发展的合理衔接。尽快核准开工建设西南水电基地外送通道，确保现有水电过剩能力得到更大范围消纳，新增水电能及时送出，尽快扭转弃水问题。

　　二是推进能源互联网建设，加强电网互联互通和水火互济输电通道规划和建设。优化同步电网格局，从规划上考虑增加四川、云南与西北电网通道能力，充分利用电源结构差异，实现水火互济、水风光互补，有效解决弃水、弃光、弃风问题，提高我国西部地区清洁能源利用率。积极融入国家“一带一路”建设，充分利用西南地区毗邻东南亚的地缘优势和周边各国电源上网电价普遍偏高的竞争优势，大力推进中老泰、中老越、中越、中缅电网互联互通项目，积极促进西南水电消纳。

　　三是完善市场交易协调机制，逐步理顺电价形成机制。坚持西电东送能源发展战略，按照全国电力统一优化配置原则，加强中央统筹协调，落实西南水电消纳市场，可采取“计划＋市场”的交易模式，对西南水电消纳给予一定保障，组织享有优先发电权的水电企业与电网企业、售电企业签订中长期购售电合同，将优先发电计划电量转化为合同电量确保落实，计划外电量可以由发电企业通过市场化交易的办法，鼓励四川、云南利用富余水电边际成本低的优势，加大水、火电置换力度和收益分享制度，增加水电本地消纳和外送。在市场交易规则设计上，应充分考虑水电因承担公益性社会职能对其发电计划准确性和提供辅助服务能力的影响，并制定相应的偏差考核办法。逐步理顺各类电源电价形成机制，加大执行丰枯、峰谷分时电价、火电两部制电价力度，提高各类电源综合利用效率。

　　《中国电力企业管理》

　　2017年受煤价波动影响，火电企业生存状况堪忧，部分企业曾出现严重亏损情况；同时新能源补贴落实问题依然未得到有效解决，应如何改善火电企业和新能源企业的经营状况？

　　近两年，发电企业经营形势持续严峻，尤其煤电企业已出现大面积持续亏损。主要原因是，一方面，由于燃料、环保等发电成本不断大幅上涨，而另一方面发电上网电价不断下降，环保、调峰、交叉补贴等相应的补偿、补贴不到位，价格机制不协调、不对等，使企业成本难以及时有效向外疏导。为了保障电力行业平稳健康发展，应及时果断采取有效措施，避免电力企业经营出现大起大落。

　　一是采取多方措施，切实有效降低企业经营成本。最根本、最迫切的是尽快引导电煤价格尽快下降至合理水平。2016年以来电煤价格的持续高位运行，是导致发电企业尤其是煤电企业大面积严重亏损的根本原因。建议继续加快推进煤炭优质产能释放，有效增加煤炭市场供给量；同时有关部门加大电煤市场价格管控力度，有效保供降价，才能缓解煤电企业经营困难局面。

　　二是理顺各种价格关系，营造电力企业正常经营环境。要完善并启动煤电联动机制，有效缩减当前持续高位的燃料成本、大幅上涨的环保成本与持续下降的电价之间的矛盾。针对部分参与市场交易的电量无法得到应有的环保补贴问题，将煤电环保电价补贴调整为“价外补贴”，保障企业巨额环保改造投资顺利回收，缓解企业资金压力。针对以清洁能源为主的地区推行火电机组备用容量补偿机制。尽快健全并落实辅助服务市场，针对长期备用机组实行两部制电价等措施，为系统调峰、调频、备用等机组提供合理补偿。

　　三是建立并完善各类补贴、补偿的长效机制，保障电力企业健康发展的可持续性。一方面，加快解决可再生能源电价附加补助资金历史欠账问题；尽快研究完善可再生能源发电补贴定价机制及相关政策，减少简化交叉补贴，以解决当前向低碳绿色清洁能源转型关键阶段可再生能源高速发展产生的高额补贴需求。另一方面，针对电力企业尤其电网企业农网建设改造、东西帮扶计划等普遍服务工程，具有显著的高投资、低收益特征，建议将对应投资纳入输配电价核定中统筹考虑，并在财政、资金等方面加大政策支持力度，通过对农网建设改造工程实行长期低息贷款或政府贴息，对电价承受能力差的地区给予运营补贴等方式建立电力普遍服务补偿机制。

　　四是电力企业着力在提质增效上下功夫，合理降低企业运营成本。一方面要外拓市场、增产增利，发电企业积极开展电量结构优化，做好集团内部的“产能置换、电量转移”，电网企业创新方式积极探索推进“电能替代”，争取增供扩销；另一方面加强成本管控和运营管理，加快低效无效资产处置，防控经营风险；深化企业内部体制机制改革，实现科技引领和管理创新。电网企业加快电网自动化建设，完善调度运行机制，加快高损治理，实现降损增效。