中电联：2016年净增并网太阳能发电装机增加1倍

二、2017年全国电力供需形势预测

（一）全社会用电量增速低于2016年

综合考虑宏观经济形势、服务业和居民用电发展趋势、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、2016年夏季高温天气等因素，在常年气温水平情况下，预计2017年全国全社会用电量同比增长3%左右。若夏季或冬季出现极端气候将可能导致全社会用电量上下波动1个百分点左右；另外，各级政府稳增长政策措施力度调整将可能导致全社会用电量上下波动0.5个百分点左右。

（二）新增装机容量继续略超1亿千瓦，非化石能源占比进一步提高

预计全年全国基建新增发电装机1.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机6000万千瓦左右。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.5亿千瓦，其中非化石能源发电6.6亿千瓦、占总装机比重将上升至38%左右。

（三）全国电力供应能力总体富余，火电设备利用小时进一步降低

预计全年全国电力供应能力总体富余，其中，华北电网区域电力供需总体平衡,华东、华中、南方电网区域电力供需总体宽松,东北、西北电网区域电力供应能力过剩较多。预计全年全国发电设备利用小时3600小时左右，其中火电设备利用小时将下降至4000小时左右。

三、有关建议

（一）坚持电力规划引导指导，推进落实电力“十三五”发展目标

近期，我国“十三五”能源规划和电力规划等专项规划相继发布，2017年是认真落实各类规划的关键年，抓好组织实施至关重要。

一是提高规划的严肃性、权威性，确保电力发展“十三五”规划落地。规划是“十三五”能源与电力发展的行动纲领和编制相关专项规划的指导文件、布局重大项目的依据。建议立足电力行业全局，加强电力规划与能源综合规划、其它各专项规划的衔接，加强电力国家规划与省级规划的协调衔接，坚持以规划指导项目，以项目落实规划，提高规划权威性。

二是提高规划的科学性、指导性，及时开展规划滚动修订。规划落实期间，各种影响因素复杂多变。建议加强规划执行过程管理，完善并落实规划中期评估机制，及时开展相关调研工作，做好规划的滚动修订。根据“十三五”规划纲要等，科学设置2020年、2030年能源消费总量和结构目标，适当保持电力增长的合理区间和弹性。

三是提高规划的整体性、协同性，加强国家有关部门对地方规划工作的指导监督。目前，省级能源（电力）规划编制与实施由各省（区、市）负责。建议加大省级电力规划与涉及全国布局、总量控制，以及跨省输送的区域电力规划衔接，并建立行之有效的监督约束机制，抑制地方政府不合理的投资冲动，从严控制煤电发展规模，缓解电力供需矛盾。

（二）完善预测预警体制机制，保障经济发展新常态下的电力平稳运行

当前，我国经济发展进入新常态，外部环境条件和内部动因变化，交织叠加、相互作用，给电力发展带来很多不确定性，需要以问题导向、目标导向为原则，抓住重点和难点，提前预警、合理引导、及时行动，确保电力平稳运行。

一是加强调查研究，及时分析新情况新问题。“十三五”期间，电力发展环境错综复杂、变动频繁，尤其是随着简政放权、电力市场化改革推进，项目审批、电力运行等工作重心下沉。建议国家有关部门加强基层调研、一线指导，及时掌握和分析电力规划落实和运行中存在的新情况、新问题。

二是健全预测预警机制，及时化解风险。当前显现的电力供应能力富余、煤电过剩风险加剧，尤其是2016年下半年突发的电煤价格暴涨，都说明电力运行风险仍然存在。建议健全完善预测预警机制和指标体系，及时发布预警级别等相关信息，有效引导行业投资方向，科学指导企业投资行为，推动布局优化，提高发展效益，化解风险，保障发展。

三是完善政策“工具包”，及时出台措施。在错综复杂的形势下，一旦市场机制失灵，迫切需要政府及时干预，但任何政策的出台都要经过调研、分析和论证。建议针对电力运行可能发生的情形和问题，提前研究和谋划，形成一系列备选政策，根据市场状况随时“出牌”，及时应对自然灾害突发事件和类似电煤价格暴涨等突发问题，切实提高调控的效率和效果。

（三）应对安全运行新问题，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应

在电力需求持续下降情况下，发电机组低位运行，火电机组深度调峰、频繁启停，甚至核电机组参与调峰，机组运行工况发生很大变化，给电力系统安全运行带来严峻考验，亟需采取措施应对。

一是推进主网架和联网工程建设，优化网架结构。建议尽快解决“强直弱交”问题，构建分层分区、科学合理的坚强网架结构。对我国未来电网发展目标和总体格局进行前瞻性、系统性设计，形成目标清晰、布局科学、结构合理、便于实施的中长期网架规划，避免大量重复建设和技术改造。

二是加强网源协调管理，强化技术监督和指导。电力改革“厂网分离”后网源协调管理弱化，建议国家能源管理部门组织制定和完善涉网安全管理专项规定，加强安全生产管理，明确监督管理和实施主体责任；充分发挥行业组织和中介机构的作用，强化技术监督和指导。

三加强质量监督管理，提高电力主设备安全可靠性。建议加强电力设备寿命周期全过程安全管理，完善设备质量、运维、检测等环节标准。加强重点输电通道节点设备、重载输变电设施、低负荷机组运行监控，及时落实整改措施消除隐患。关注低负荷机组运行特性研究，强化设备设计选型，严把设备入网质量关。

（四）破解新能源消纳难题，减少不合理弃风弃光弃水

近年来，我国新能源发电持续快速发展，电源结构不断优化，但新能源发展过快、过集中、网源不协调等矛盾突出，弃能问题日益严重，成为电力转型升级瓶颈，亟需破解难题。

一是转变新能源发电发展思路，提高发展质量。建议加强新能源各项发展政策间的协调，坚持分布开发与集中开发并举的方针，根据各地资源情况和消纳能力制定差异化的发展政策，优化开发布局，抑制无序发展，保证弃水、弃风、弃光率控制在合理水平。

二是加强外送通道建设，增强资源配置能力。建议采取有效措施，充分利用现有跨省区输电通道；以规划为指导、以解决当前的存量问题作为重要出发点，加快当前外送通道建设，扩大新能源的消纳范围和配置能力。

三是全面提升系统的灵活性，提高电力系统综合调峰能力。一方面，通过加快抽水蓄能电站、调峰气电建设，推进煤电灵活性改造等措施，提高系统调峰能力；另一方面，进一步优化电力调度运行，提高电力需求侧响应能力，加快辅助服务市场、峰谷电价等一系列配套政策的出台和落地，提高调峰积极性。

四是加强协调、打破壁垒，拓展新能源电力消纳市场。加强风电、光伏发电保障性收购有关政策的执行督导，完善优先调度机制，打破省间壁垒，建立有利于新能源跨区消纳的市场化机制；推进可再生能源与火电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，积极推广电采暖等多种形式的电能替代，促进可再生能源就近消纳；推进落实可再生能源发电全额保障性收购制度，并相应建立电力运行监测评估制度。

（五）加大政策扶持力度，降低电力企业经营负担和风险

当前，电力市场需求增长放缓、交易价格不断下降、燃料成本大幅上涨、产能过剩风险加剧、节能减排改造任务繁重，多重矛盾交织叠加，企业经营面临严峻压力和困境，亟需加大政策扶持力度，营造企业发展良好氛围。

一是进一步完善煤电联动机制，合理疏导煤电企业大幅上涨的燃料成本。2015年以来已两次下调全国煤电上网标杆电价，电力直接交易进一步降低上网电价，而燃料成本、环保成本大幅上涨、煤电利用小时持续下降导致发电边际成本也在上涨，煤电企业抗成本波动能力明显弱化。建议完善煤电联动机制，重新调整联动周期、价格计算机制等关键环节，以合理疏导煤电企业成本。

二是进一步完善煤电环保补贴机制，及时足额发放可再生能源补贴。建议将煤电环保电价补贴调整为“价外补贴”，在市场竞争电价之外按照度电标准给予补贴，保障参与市场竞争的发电量也可以得到应有的环保补贴收入；加快解决可再生能源电价附加补助资金历史欠账问题，扩大补贴资金来源渠道，简化可再生能源补贴申报、拨付流程，确保可再生能源补贴及时足额发放到位，完善可再生能源发电补贴定价机制及相关政策。

三是尽快出台针对电力“僵尸企业”职工分流、减免银行债务等方面的针对性政策。建议帮助电力企业进行低效无效资产清理处置和亏损企业治理工作，并给予一定的财政补助。

四是提高有关政策的严肃性、协调性和稳定性。建议统筹做好政府定价政策与国有资本保值增值、国有企业经营业绩考核相关政策的相互衔接；加强节能环保低碳政策的制定的统筹协调性，注重顶层设计，充分发挥多行业作用，加大市场机制的引导作用，降低行政成本、减轻企业负担。

五是积极引导促进电能替代。坚持政府主导，国家在产业政策制定、规划编制、电价政策及财政补贴等多方面积极推进电能替代，促进低碳清洁发展，提高电能在终端能源消费的比重，同时促进电力企业增供扩销，缓解电力供需矛盾。

（六）统筹改革与发展关系，促进电力行业可持续发展

中发〔2015〕9号文的印发，极大地调动了各方参与改革的积极性，但在配套制度不完善、机制不健全的情况下，过快放开市场交易电量，容易造成恶性竞争，不利于市场良性发育和改革有序推进，需要协调好各方关系，积极稳妥推进改革。

一是统筹协调电力体制改革、国企改革、国有资产监督管理体制改革等多重改革与行业发展，完善相关调控政策。建议坚持在保证行业企业运行在合理区间和健康发展的大前提下，推进行业改革和产业调控，有序放开市场交易电量，避免各类不利因素叠加造成的风险快速聚集，引发企业大面积经营亏损。

二是进一步完善市场体系。建议坚持问题导向和目标导向，认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题，进一步完善交易机制，进一步规范市场准入、输配电价核定、电力交易机构设置等关键环节，健全电力市场主体信用体系建设，建立守信激励和失信惩戒机制，加强直接交易合同约束力，保障合同有效执行。

三是加强省级电力市场交易工作的指导和监管。建议国家有关部门在市场准入规则、市场交易规则、清洁能源消纳、输配电价核定等方面加强指导和监督，及时纠正带有地方保护色彩的不合理政策，维护市场秩序，保证电力市场化改革的有效推进。

四是规范自备电厂管理，营造公平竞争的市场环境。建议尽快完善自备电厂管理政策法规，将自备电厂政府性基金、附加及交叉补贴征收到位，有效推动政策性交叉补贴电价的落实，同时建立健全对自备电厂的有效监管机制。