(一)2015年電力工業(yè)發(fā)展分析
1、 2015年電力發(fā)展分析
預計2015年全國基建新增發(fā)電裝機容量1億千瓦左右，其中，煤電3800萬千瓦、氣電600萬千瓦、非化石能源發(fā)電5300萬千瓦左右。非化石能源新增裝機中，水電1400萬千瓦、核電876萬千瓦、并網風電1900萬千瓦、并網太陽能發(fā)電1000萬千瓦、并網生物質發(fā)電100萬千瓦左右。
其中，華北電網區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量1800萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量3.1億千瓦，同比增長6.3%左右。東北電網區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量700萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量1.3億千瓦，同比增長5.9%左右。華東電網區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量1900萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量2.9億千瓦，同比增長7.1%左右。華中電網區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量2100萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量3.0億千瓦，同比增長7.6%左右。西北電網區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量1500萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量1.8億千瓦，同比增長9.1%左右。南方電網區(qū)域全年新增發(fā)電裝機容量2000萬千瓦，年底全口徑發(fā)電裝機容量2.6億千瓦，同比增長8.2%左右。
預計2015年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量將達到14.6億千瓦，同比增長7.5%左右，其中非化石能源發(fā)電5.1億千瓦，占總裝機比重35%左右;非化石能源發(fā)電裝機中，水電3.2億千瓦，核電2864萬千瓦、并網風電1.1億千瓦、并網太陽能發(fā)電3650萬千瓦、并網生物質發(fā)電1100萬千瓦左右。
預計全年發(fā)電設備利用小時4130小時左右，其中火電設備利用小時4650小時左右，可能再創(chuàng)新低。
2、 2015年全國電力供需分析
2015年是全面深化改革的關鍵之年，中央經濟工作會議指出2015年將堅持穩(wěn)中求進工作總基調，堅持以提高經濟發(fā)展質量和效益為中心，主動適應經濟發(fā)展新常態(tài)，保持經濟運行在合理區(qū)間，預計2015年我國國內生產總值增長7.0%左右，低于2014年增速。
2015年，預計中央仍將出臺系列“穩(wěn)增長”政策措施，且改革紅利將逐步釋放,有利于穩(wěn)定電力消費增長;2014年對用電量增長產生抑制作用的氣溫因素，將對2015年用電量尤其是居民用電量增長有一定拉升作用;受經濟轉型驅動，信息消費等第三產業(yè)仍將保持快速增長勢頭;部分地區(qū)為大氣污染防治和節(jié)能減排而推行的電能替代客觀上有利于促進電力消費增長;部分地方逐步推進的電力用戶直接交易試點，降低了用戶電價，企業(yè)生產成本下降，一定程度上促進電力消費。與此同時，未來我國的節(jié)能減排和環(huán)境保護壓力日益加大，2015年是中央政府實現“十二五”節(jié)能減排目標的最后一年，部分節(jié)能減排形勢嚴峻的地區(qū)可能在部分時段對高耗能高排放行業(yè)采取限電限產等措施，可能對高耗能行業(yè)用電增長帶來一定影響。綜合判斷，預計2015年電力消費增速將比2014年有一定回升，預計全年全社會用電量5.74～5.80萬億千瓦時、同比增長4.0%～5.0%，預期5.77萬億千瓦時、同比增長4.5%左右，其中，第一產業(yè)同比增長2.0%、第二產業(yè)增長3.5%、第三產業(yè)增長8.5%、城鄉(xiāng)居民生活增長7.0%。
預計2015年全國電力供需繼續(xù)總體寬松，東北和西北區(qū)域電力供應能力仍然富余較多，華東、華中和南方區(qū)域電力供需平衡，各區(qū)域內均有部分省份電力供應能力盈余，華北區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。分區(qū)域看:
華北電網區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)偏緊。預計2015年全社會用電量同比增長3.1%～4.1%，預期1.35萬億千瓦時，同比增長3.6%左右，最大用電負荷2.04億千瓦，同比增長6.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計華北區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)因省間交換能力不足而偏緊，主要是山東、河北南網和京津唐在用電高峰時段電力供應可能偏緊，蒙西和山西電力有一定富余，但由于外送通道能力有限，無法有效緩解區(qū)域內其他省級電網供應偏緊局面。
東北電網區(qū)域電力供應能力富余較多。預計2015年全社會用電量同比增長2.5%～3.5%，預期4170億千瓦時，同比增長3.0%左右，最大用電負荷5820萬千瓦，同比增長6.5%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計東北區(qū)域內各省級電網電力供應能力均有富余。
華東電網區(qū)域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長4.3%～5.3%，預期1.40萬億千瓦時，同比增長4.8%左右，最大用電負荷2.37億千瓦，同比增長7.5%左右。綜合考慮接受區(qū)域外電力參與平衡后，預計華東區(qū)域電力供需平衡，福建電力有一定盈余。
華中電網區(qū)域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長3.7%～4.7%，預期1.03萬億千瓦時，同比增長4.2%左右，最大用電負荷1.61億千瓦，同比增長7.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計華中區(qū)域電力供需平衡，四川豐水期水電消納壓力較大。
西北電網區(qū)域電力供應能力富余較多。預計2015年全社會用電量同比增長6.5%～7.5%，預期5805億千瓦時、同比增長7.0%左右，最大用電負荷7720萬千瓦、同比增長8.0%左右。綜合考慮送受電力參與平衡后，預計西北區(qū)域電力供應能力仍富余較多，主要是新疆、寧夏和甘肅電力供應能力富余，隨著川藏500千伏聯網工程和藏木水電站等項目陸續(xù)投產，西藏電力供需形勢將明顯緩和。
南方電網區(qū)域電力供需平衡。預計2015年全社會用電量同比增長4.5%～5.5%，預期9970億千瓦時，同比增長5.0%左右，最大用電負荷1.45億千瓦，同比增長6.5%左右。綜合平衡后，預計南方區(qū)域電力供需總體平衡，云南存在較大電力電量盈余，電力盈余700～1600萬千瓦，汛期面臨較大棄水壓力;貴州電力有一定盈余;廣東電力供需平衡，部分高峰時段電力供應可能偏緊;海南電力供應持續(xù)緊張，各月存在不同程度的電力缺口，最大缺口很可能超過2014年。
(二)電力中長期發(fā)展簡要分析
1、 2020～2030年電力供需展望
綜合考慮經濟、社會發(fā)展、電氣化水平提高等影響因素和電力作為基礎產業(yè)及民生重要保障的地位，對比分析世界發(fā)達國家用電需求發(fā)展歷程，借鑒國內各機構預測成果，采取多種方法進行預測，未來電力需求推薦方案為：
2020年全國全社會用電量為7.7萬億千瓦時，人均用電量5570千瓦時，“十三五”年均增長5.5%左右，電力消費彈性系數為0.76;2030年全國全社會用電量為10.3萬億千瓦時左右，人均用電量7400千瓦時左右，2020～2030年年均增長3%左右，電力消費彈性系數為0.5左右;2050年為12～13萬億千瓦時，人均用電量9000千瓦時左右。
從電力需求地區(qū)分布上看，東中西部發(fā)展受兩個主要因素影響，一是發(fā)揮西部資源優(yōu)勢，耗能產業(yè)逐步向西部轉移;二是隨著城鎮(zhèn)化深化發(fā)展，人口繼續(xù)向東中部地區(qū)特別是大中城市集中。綜合兩方面因素，未來西部地區(qū)用電需求預計將保持較快增長，增速快于中東部地區(qū);但中東部地區(qū)受人口增加、電氣化水平提高等因素影響，用電量也將平穩(wěn)增長，中東部地區(qū)作為我國人口中心、經濟中心和用電負荷中心的地位將長期保持。
對應于上述用電增長需求，預計全國發(fā)電裝機到2020年需要19.6億千瓦左右，2030年需要30.2億千瓦左右，2050年需要39.8億千瓦左右。其中，非化石能源發(fā)電所占比重逐年上升，2020年、2030年和2050年發(fā)電裝機占比分別達到39%、49%和62%，發(fā)電量占比分別達到29%、37%和50%。到2050年，我國電力結構將實現從煤電為主向非化石能源發(fā)電為主的轉換。
2、 電力發(fā)展戰(zhàn)略布局
基于我國發(fā)電能源資源稟賦特征和用電負荷分布，統(tǒng)籌協(xié)調經濟社會發(fā)展、生態(tài)文明建設、電力安全保障以及技術經濟制約，電力發(fā)展應加快轉變電力發(fā)展方式，著力推進電力結構優(yōu)化和產業(yè)升級，始終堅持節(jié)約優(yōu)先，優(yōu)先開發(fā)水電、積極有序發(fā)展新能源發(fā)電、安全高效發(fā)展核電、優(yōu)化發(fā)展煤電、高效發(fā)展天然氣發(fā)電，推進更大范圍內電力資源優(yōu)化配置，加快建設堅強智能電網，構建安全、經濟、綠色、和諧的現代電力工業(yè)體系。
(1)優(yōu)先開發(fā)水電
水電是技術成熟、出力相對穩(wěn)定的可再生能源，在可靠性、經濟性和靈活性方面具有顯著優(yōu)勢，需要放在優(yōu)先開發(fā)的戰(zhàn)略位置上。
水電要堅持綠色和諧開發(fā)，以大型基地為重點，大中小相結合，推進流域梯級綜合開發(fā);重視水電消納市場研究，擴大水電資源配置范圍;加快抽水蓄能電站發(fā)展，提高電力系統(tǒng)運行的經濟性和靈活性，促進可再生能源發(fā)電的合理消納。全國常規(guī)水電裝機規(guī)劃2020年達到3.6億千瓦左右，開發(fā)程度67%;2030年達到4.5～5.0億千瓦左右，開發(fā)程度超過80%，除西藏外，全國水電基本開發(fā)完畢。抽水蓄能裝機規(guī)劃2020年、2030年和2050年分別達到6000萬千瓦、1.5億千瓦和3億千瓦。
水電開發(fā)要著力解決統(tǒng)一認識難、統(tǒng)籌協(xié)調難、前期核準難、成本控制難、移民安置難“五難”問題。一是建議組建國家級水電開發(fā)委員會，加強統(tǒng)一規(guī)劃和統(tǒng)籌協(xié)調管理力度，在2015年前完成西南水電合理開發(fā)時序規(guī)劃研究。二是完善項目前期管理，爭取2015年前頒布水電開發(fā)前期管理條例，2015年前確定烏東德、白鶴灘電站送電方向和開發(fā)時序，2015年前確定龍盤電站壩址方案。三是創(chuàng)新移民安置管理，爭取2015年前制定出臺移民安置管理辦法，增加移民安置方式，調動地方政府積極性。四是建立水電開發(fā)環(huán)境影響全過程管理機制，加強投運后的環(huán)境實際影響監(jiān)管，并將結果向社會公布。五是促進更大范圍消納水電，推廣水電豐枯電價、峰谷電價。六是建議國務院責成有關部門加強水電開發(fā)相關知識普及和宣傳，并進行績效考核。
(2)積極有序發(fā)展新能源發(fā)電
風電、太陽能發(fā)電發(fā)展要堅持分散與集中、大中小相結合;加快提高技術和裝備水平，力爭到2020年我國風電產業(yè)處于世界領先水平，2020年我國太陽能發(fā)電產業(yè)達到世界先進水平，2030年力爭處于世界領先水平;加快大型基地外送通道建設;合理布局建設調峰調頻電源，研究應用儲能技術。全國新能源發(fā)電裝機規(guī)劃2020年達到2.8億千瓦，2030年達到6.7億千瓦，2050年達到13.3億千瓦。
新能源發(fā)電要著力解決缺乏清晰戰(zhàn)略目標及發(fā)展路徑、缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃、缺乏項目統(tǒng)籌核準機制和法律法規(guī)政策有待完善、基礎工作有待加強、設備性能和建設運行水平有待提高“三缺乏三有待”問題，貫徹落實《可再生能源法》，進一步完善相關機制。一是明確國家能源等主管部門、發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)、設備制造企業(yè)和行業(yè)協(xié)會責任，轉變發(fā)展方式。從單純追求“裝機增長速度”向追求“質量與速度并重”轉變，從單純追求“集中大規(guī)模開發(fā)”向“分散與集中、大中小相結合”方向轉變。發(fā)展目標要與國家財政補貼能力、全社會電價承受能力和電力系統(tǒng)消納能力等相平衡。二是加強新能源發(fā)電科學統(tǒng)一規(guī)劃，實現中央與地方的新能源發(fā)電規(guī)劃、新能源發(fā)電規(guī)劃與消納市場、新能源發(fā)電規(guī)劃與電網規(guī)劃以及新能源發(fā)電規(guī)劃與其他電源規(guī)劃相協(xié)調。三是強化規(guī)劃執(zhí)行剛性，簡化項目核準程序。2017年前全面推行新能源發(fā)電規(guī)劃內項目公開招標制，通過市場機制選擇投資主體。建立新能源發(fā)電項目和配套電網、調峰調頻項目同步審批的聯席會議制度。建立項目審批與電價補貼資金掛鉤制度。四是健全和完善相關法律法規(guī)和政策體系。2015年前制定實施新能源發(fā)電輔助服務補償和考核管理辦法，制定合理的新能源發(fā)電送出工程電價政策，出臺科學可行的調峰電源電價政策。2015年前出臺簡便易行的分布式電源并網管理辦法。五是加強產業(yè)發(fā)展的基礎工作。確保2017年前摸清家底，加強新能源發(fā)電的運行管理，健全和完善相關的標準體系，明確統(tǒng)計標準、加大統(tǒng)計力度。六是加快推進新能源發(fā)電產業(yè)技術升級。七是高度重視生態(tài)環(huán)保問題。
(3)安全高效發(fā)展核電
核電發(fā)展要高度重視核電安全，強化核安全文化理念;堅持以“我”為主，明晰技術發(fā)展路線;統(tǒng)一技術標準體系，加快實現核電設備制造國產化;理順核電發(fā)展體制，加快推進市場化、專業(yè)化進程;建立立足國內、面向國際的核燃料循環(huán)體系。核電裝機規(guī)劃2020年達到5800萬千瓦左右，2030年達到2.0億千瓦，2050年4.0億千瓦。
安全高效發(fā)展核電需要解決好以下問題：一是加強核電安全的宣傳教育，消除社會核安全恐懼心理，提高社會公眾的安全意識和對核電發(fā)展的認同度。二是理順政府管理體制，明晰核電發(fā)展戰(zhàn)略，統(tǒng)籌做好核電發(fā)展規(guī)劃。三是加快修訂出臺《核電管理條例》，加快制定《原子能法》和《核安全法》，健全核安全政策、法規(guī)與制度體系。四是統(tǒng)一技術路線，加快形成與國際接軌的統(tǒng)一技術標準體系。五是健全國內核電工業(yè)體系，加快提高市場化、專業(yè)化程度。六是加快提升自主研發(fā)能力，提高自主化、本地化程度，提高成套設備設計制造能力。七是加快核電專業(yè)人員培養(yǎng)。
(4)優(yōu)化發(fā)展煤電
我國電源結構以煤電為主的格局長期不會改變，必須堅持優(yōu)化發(fā)展煤電，高度重視煤炭綠色發(fā)電，推行煤電一體化開發(fā)，加快建設大型煤電基地;嚴格控制東部地區(qū)新建純凝燃煤機組;鼓勵發(fā)展熱電聯產;大力推行潔凈煤發(fā)電技術，加快現有機組節(jié)能減排改造，因地制宜改造、關停淘汰煤耗高、污染重的小火電。全國煤電裝機規(guī)劃2020年達到11億千瓦，新增中煤電基地占55%;2030年達到13.5億千瓦，新增裝機主要在煤電基地;2050年下降到12億千瓦。
煤電開發(fā)要優(yōu)化煤電布局，在高度重視水資源制約及生態(tài)環(huán)境保護基礎上，主要布局開發(fā)煤電基地。同時，要加強煤炭高效清潔利用，提高電煤比重。中國大量的煤炭被直接燃燒利用或者利用在控制水平低的行業(yè)，是造成燃煤常規(guī)污染物對環(huán)境影響和致霾的重要原因。例如，根據2013年環(huán)境統(tǒng)計年報，2013年獨立火電廠二氧化硫脫除率為80.3%、非金屬礦物制品業(yè)平均二氧化硫脫除率是14.8%、鋼鐵冶煉企業(yè)是27.6%，從效率上的差距可以看出，其他行業(yè)燒同重量的煤炭排放的二氧化硫至少是電力的3.6倍，甚至是5倍以上。
發(fā)達國家的經驗就是將散燒煤進行集中燃燒，絕大部分用于電力來解決煤炭污染問題。如果中國能夠達到世界平均水平(78%左右)，煤炭的污染問題就能完全有效解決。因此，加強煤炭高效清潔利用，提高電煤比重，是解決煤炭污染的關鍵。
(5)高效發(fā)展天然氣發(fā)電
天然氣是清潔的化石能源，未來主要依靠進口增加供應，天然氣發(fā)電成本遠高于水電、核電和燃煤發(fā)電。高效發(fā)展天然氣發(fā)電，要優(yōu)先發(fā)展天然氣分布式能源系統(tǒng)，因地制宜發(fā)展大型單循環(huán)燃氣發(fā)電，適度發(fā)展大型聯合循環(huán)燃氣發(fā)電。全國天然氣發(fā)電裝機規(guī)劃2020年1.0億千瓦，其中分布式4000萬千瓦;2030年裝機2.0億千瓦，其中分布式1.2億千瓦;2050年裝機3.0億千瓦，其中分布式2.0億千瓦。
天然氣發(fā)電要研究制定全國統(tǒng)一的天然氣發(fā)電價格補貼政策，加快制定天然氣分布式發(fā)電管理辦法和技術標準，充分發(fā)揮天然氣發(fā)電的調峰優(yōu)勢，以解決天然氣對外依存度不斷提高、發(fā)電成本高和分布式發(fā)電發(fā)展滯后等問題。
(6)推進更大范圍內電力資源優(yōu)化配置
我國未來電力需求分布呈西移北擴趨勢，但負荷中心仍將集中在中東部地區(qū)。綜合考慮我國電力負荷及電源布局，未來我國將形成大規(guī)模的西部、北部電源基地向中東部負荷中心送電的電力流格局。其中，西南水電、西部和北部煤電及風電通過跨區(qū)電網送入華北、華中、華東及南方電網負荷中心地區(qū);周邊發(fā)電資源豐富的俄羅斯、蒙古、中亞、東南亞等國家和地區(qū)就近向我國負荷中心地區(qū)送電。
預計2020年，我國跨區(qū)、跨國電網輸送容量將占全國電力總負荷的25%～30%。2030年前后跨區(qū)、跨國電網輸送容量占全國電力總負荷的30%以上。2030～2050年期間，全國跨區(qū)電力流規(guī)模仍有進一步增大的潛力。
(7)加快建設堅強智能電網
立足自主創(chuàng)新，推廣應用特高壓等先進成熟輸電技術，加快建設堅強跨區(qū)、跨國骨干網架，促進大型能源基地集約化開發(fā)和高效利用，實現更大范圍資源優(yōu)化配置。2020年前后，建成福建與臺灣電網聯網工程，實現臺灣與祖國大陸聯網?？鐓^(qū)電網結構增強，特高壓交直流并舉，相輔相成，滿足大煤電、大水電、大核電和大可再生能源基地送出和大受端電網可靠運行需要。配電網結構增強，供電能力和供電可靠性得到大幅度提高。智能電網將為大型能源基地的集約化開發(fā)與能源外送，分布式電源、智能家電、電動汽車的廣泛應用，以及為智能樓宇、智能社區(qū)、智能城市建設提供安全可靠的保障。各電壓等級電網功能定位更加明確，結構堅強、發(fā)展協(xié)調，智能化關鍵技術和設備得到廣泛應用，電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)基本實現智能化，各項技術經濟指標和裝備質量全面達到或領先于國際水平。
三、 相關建議及訴求
(一)加快優(yōu)化調整電源結構與布局，提高電力資產利用效率和效益
近些年來，發(fā)電設備利用小時特別是火電利用小時數下降，降低了電力行業(yè)資產利用效率和效益。究其原因，除電力供應寬松外，投產電源結構和布局不合理、調峰電源比例低也是重要原因。為此，在科學調控開工投產規(guī)模的同時，更應該：
1、 提高電力系統(tǒng)調峰電源比重，減輕煤電機組深度調峰負擔。煤電機組為快速發(fā)展的風電、太陽能發(fā)電等可再生能源承擔深度調峰和備用功能，不但降低了火電資產利用效率和效益，還增加了火電機組的供電煤耗和污染物排放。無論是規(guī)劃中，還是近些年電源項目安排上，應優(yōu)先規(guī)劃和核準建設調峰電源，提高調峰電源比重，從而提高各類型電力資產尤其是火電資產的利用效率和效益。
2、 優(yōu)先發(fā)展水電和核電，穩(wěn)步提高非化石能源發(fā)電比重。在科學確定非化石能源發(fā)電比重目標下，如何優(yōu)化非化石能源發(fā)電結構、提供全社會用得起的安全綠色電能，是“十三五”規(guī)劃及其具體項目安排中亟需解決的重大課題。發(fā)展水電、核電與發(fā)展風電、太陽能發(fā)電相比，兩者在綠色低碳(環(huán)境品質)上大致相同;在發(fā)電成本或上網電價(經濟品質)上，前者明顯優(yōu)于后者;在電力負荷平衡中的發(fā)電裝機容量利用率(容量品質)上，前者也明顯優(yōu)于后者。同時，當前電力供需總體寬松、利用小時數處于歷史低位，但是未來5~10年發(fā)電裝機需求仍有較大的發(fā)展空間，而水電和核電的建設周期為5年左右甚至更長。所以，優(yōu)先發(fā)展水電和核電，既能夠拉動經濟發(fā)展，又能夠有效規(guī)避當前供需寬松的困局，還能夠確保電力結構綠色轉型和保障電力中長期安全經濟供應。
3、 調整新能源發(fā)電思路，提高新能源發(fā)電利用率。做好統(tǒng)籌規(guī)劃，實現區(qū)域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統(tǒng)籌，做到國家與地方規(guī)劃相統(tǒng)一，完善國家規(guī)劃剛性實施機制。風電和光伏發(fā)電發(fā)展應堅持集中與分散相結合原則，近中期優(yōu)先鼓勵分散、分布式開發(fā)。在落實消納市場和輸電通道，并且提前開工輸電通道工程的條件下，有序推進集中式開發(fā)。
4、 高度重視光熱發(fā)電產業(yè)發(fā)展，優(yōu)化新能源發(fā)電結構，提高新能源發(fā)電發(fā)展質量。光熱發(fā)電與風電和光伏發(fā)電相比，具有并網友好、儲熱連續(xù)、發(fā)電穩(wěn)定等優(yōu)勢,可以作為今后提高新能源開發(fā)質量的重要方向。
(二)加快跨省區(qū)送電通道及配網建設，盡早解決“棄水”“棄風”問題
近年來，隨著水電集中投產、風電快速發(fā)展，部分地區(qū)出現了“棄水”、“棄風”等現象，雖然政府、行業(yè)及企業(yè)采取了多項措施予以解決，但當前問題仍持續(xù)存在，西南水電“棄水”問題還尤為突出。為此建議：
1、 國家有關部門應盡快協(xié)調有關地方，統(tǒng)籌考慮西南水電等可再生能源的開發(fā)及市場消納。
2、 加快清潔能源基地的跨省區(qū)輸電通道建設，盡快核準開工建設西南水電基地外送通道，確保現有電源過剩能力得到更大范圍消納、新增電源能及時送出。
3、 嚴格控制電力富余較多地區(qū)的電源開工規(guī)模，以集中消化現有電力供應能力。對“棄水”嚴重的地區(qū)嚴格控制風電、太陽能發(fā)電等開發(fā)進度，對電力大量富余的東北地區(qū)嚴格控制包括煤電、風電在內的電源開工規(guī)模。
4、 加快配電網建設和智能化改造，鼓勵儲能技術參與輔助服務，提高電力系統(tǒng)對分布式能源的消納能力。
(三)加快理順電價、熱價形成機制，促進解決水電大省煤電企業(yè)以及北方熱電聯產企業(yè)供熱普遍虧損問題
1、 考慮云南、四川等水電大省火電機組長期承擔電網調峰作用、利用小時數偏低、虧損嚴重及企業(yè)經營狀況持續(xù)惡化等實際問題，盡快研究這些省份的火電價格形成機制;在地區(qū)內開展水、火電企業(yè)發(fā)電權交易，建立健全水電與火電互補機制, 盡快研究兩部制電價改革。
2、 加快建立調峰調頻等輔助服務電價機制，以解決受電大省、可再生能源發(fā)電大省的火電機組深度調峰調頻及旋轉備用合理補償問題。
3、 針對華北、東北及西北地區(qū)熱電聯產企業(yè)供熱連年大面積虧損的長期困難，建議國家有關部門加快研究分析熱電聯產企業(yè)虧損原因，出臺支持熱電聯產健康發(fā)展的有效措施;在政策出臺前，對熱價倒掛嚴重、虧損嚴重的供熱電廠予以財政補貼，同時給予熱電聯產企業(yè)供熱業(yè)務環(huán)保熱價補貼政策。
(四)進一步加強對電力用戶直接交易的監(jiān)管
電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易試點是深化電力體制改革的一項重要內容，對深化電力體制改革有著重要意義。近年來，各地在推進電力用戶直接交易試點方面進行了大膽探索和有益嘗試，并取得了一定成效，但在部分地區(qū)試點中也出現了地方政府行政干預電力直接交易，變相扶持不符合國家產業(yè)政策的產業(yè)，加劇產能過剩，直接交易電量比重過大，造成電力企業(yè)單邊讓利等突出問題，不利于電力企業(yè)可持續(xù)發(fā)展，長期來看更有可能影響電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。為此建議：
1、 加快出臺國家電力體制改革指導意見，在改革指導意見及其細則正式出臺前，國家有關部門盡快完善相關政策規(guī)定，合理規(guī)范電力用戶直接交易，對直接交易規(guī)則的關鍵點出臺指導意見，并加以明確引導，使各地方制定的直接交易規(guī)則更公平合理，操作過程更加規(guī)范科學，逐步建立公開、公正、公平的直接交易市場。
2、 各地應按照積極穩(wěn)妥、實事求是、循序漸進、兼顧長遠、重視安全的原則,考慮當地經濟發(fā)展、企業(yè)科學發(fā)展、電力系統(tǒng)安全等因素，根據當地需要和企業(yè)承受能力合理確定直接交易的電量規(guī)模比例，待取得經驗和相應政策配套后，再逐步擴大規(guī)模和范圍。
3、 國家有關部門要加強對電力用戶直接交易的監(jiān)管，對地方政府直接指定交易對象、電量、電價等非市場行為及時糾正，對不符合國家產業(yè)政策及淘汰類產品、工藝的直接交易電力用戶及時清理。
(五)科學分析煤電對灰霾的影響，促進技術創(chuàng)新，加強依法監(jiān)督
1、 科學分析煤電對灰霾的影響?？茖W的標準、技術規(guī)范、評價指標體系是構成我國污染物控制的基礎。目前《火電廠大氣污染物排放標準》(gb13223-2011)已經達到世界最嚴，嚴格實施標準就應能達到預期的環(huán)境效果。應科學分析灰霾成因及電煤(而不是籠統(tǒng)的所有燃煤)大氣污染物排放影響占環(huán)境空氣中pm2.5濃度的比重(而不是排放量占比)，對癥治霾，避免找錯方向延誤治霾時機。從火電廠大氣污染物排放控制歷程看，煤電各項污染物排放大幅度下降的近幾年，灰霾天氣反而嚴重，說明了一再加強火電廠污染控制并不能有效解決霧霾?；痣婍椖慷际峭ㄟ^了嚴格的項目環(huán)境影響評價審批后建設的，加之火電廠污染物高煙囪排放特性(同等數量的污染物，電廠排放由于遠離城市和擴散稀釋作用大，與地面源及低矮排放源相比，環(huán)境影響最低)，煤電已經不是致霾的主因，對此要有清醒的認識。
2、 加快技術創(chuàng)新，推廣低成本污染控制技術。提高污染物去除效率、降低污染控制成本和體現節(jié)能減碳等綜合效益的污染控制技術是環(huán)保產業(yè)和電力行業(yè)不斷追求的永恒目標。當前仍需堅持技術創(chuàng)新、依靠科技進步提高污染控制水平、降低控制成本。如完善現有技術，優(yōu)化系統(tǒng)配置以降低環(huán)保設施運行成本;研發(fā)更高效率和更低成本的脫硫技術;突破燃燒無煙煤的w火焰爐和燃燒貧煤鍋爐低氮改造的技術;加強對增加煙氣脫硝之后鍋爐穩(wěn)定運行的研究。
3、 加強依法監(jiān)督。黨的十八屆四中全會《中共中央關于全面推進依法治國若干重大問題的決定》提出“依法治國”的全面要求。對于企業(yè)污染物控制而言，企業(yè)要依法運營、達標排放，同時也要求政府有關部門依法行政，不要在法律授權外干預企業(yè)生產經營?？茖W制定污染物排放標準，加大對企業(yè)達標排放的監(jiān)督管理力度，是促進生態(tài)文明建設的最有效手段。建議以深化市場化改革的原則和思路重建或理順現行環(huán)境管理制度，全面簡化總量控制、環(huán)評審批、排污許可、“三同時”等對同一污染物排放行為的多重管理的行政手段。
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