根據近期中電聯發布的《2017-2018年度全國電力供需形勢分析預測報告》（以下簡稱《分析預測報告》）顯示，2017年我國電力行業發展亮點紛呈：發電裝機結構持續優化，棄風棄光問題明顯緩解；電網建設持續增強，資源優化配置能力不斷提升；全社會用電量增速比2016年有所提高，用電增長呈現新亮點；全國電力供需形勢總體寬松，部分地區富余較多。
2018年，在我國宏觀經濟整體向好的背景下，產業結構調整的優勢將進一步顯現。根據《分析預測報告》，2018年全國將新增裝機容量1.2億千瓦，非化石能源裝機比重進一步提高；全社會用電量將延續平穩較快增長水平，消費結構將進一步調整優化；電力供需總體寬松，全年火電設備利用小時與2017年基本持平。
電力行業為我國國民經濟發展提供不竭動力。在電力體制改革深入推進的今天，電力行業仍須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用電需求。《分析預測報告》提出，2018年我國電力供應在總體寬松的背景下仍然面臨局部地區供應偏緊的情況；同時，如何解決好電力外送通道能力不足、緩解棄風棄光等問題，是推動我國可再生能源長足發展的關鍵點。除此以外，火電企業在面臨產業結構調整和煤價高企的雙重壓力下，如何擺脫經營困局，實現煤電在我國能源結構調整中角色的順利過渡，已日漸成為社會普遍關注的焦點。為此，本刊特專訪《分析預測報告》編寫及發布部門——中電聯行業發展和環境資源部（以下簡稱中電聯行環部），對2018年電力行業如何應對發展中可能遇到的問題及挑戰進行深度闡述和解讀。
《中國電力企業管理》
《分析預測報告》中指出，2018年少數省份電力供應偏緊，對于這一情況相關省份應以何種舉措來提前精準籌劃，應對可能出現的用電緊張情況？
2018年，預計河北南網、江蘇、浙江、廣東等電網在迎峰度夏用電高峰時段電力供應偏緊。針對電力供應偏緊情況，建議采取以下相關措施保障電力供應：
一是加強電力供需研判，做好相關預案。針對有可能出現電力供需偏緊的地區，相關部門及單位應綜合考慮本地發電、跨省跨區送受電、燃料保障、氣候等各方面因素，加強對該地區供需形勢的分析研判，制定電力供應保障方案，做好應急預案，并加強電力運行監測預警。
二是加強跨省區互濟、余缺調劑。強化各種協調機制，在市場、系統調度、企業等層面全面保障電力安全供應。打破省間壁壘，建立順暢的市場化機制，進一步加大跨省區送受電規模，實施余缺互補；優化電網運行方式，完善優先調度機制，加強有關預案的執行能力。
三是加強電力需求側管理。通過峰谷電價等手段，創新方式方法，采取各種措施引導需求側有序用電。緩解用電高峰的電力缺口，確保電安全穩定運行和居民生活、重要生產用電。
四是加強電煤及運輸協調，保障發電燃料穩定供應。多措并舉，保障電煤市場的供需平衡和穩定供應。堅持電煤市場化方向，鼓勵符合安全、高效、環保的先進煤企釋放產能，加快審批投產一批合規項目，增強保障能力；提高進口煤相關管理政策的延續性和穩定性，確保進口煤的重要補充作用。加強運力協調，做好鐵路運力的保障協調和各港口資源配置協調。建立運力監督協調機制，及時協調解決出現的各項重點問題；加強電煤運輸與其他重要基礎物資的運輸協調；在東南沿海港口完善電煤儲備應急機制，尤其確保重點地區、重點用戶、重要時段的用煤需求。
五是加快用電偏緊地區的迎峰度夏、度冬重點工程建設和投運，并解決電網“卡脖子”問題，提高電力系統整體供電能力。
《中國電力企業管理》
東北、西北等地的棄風棄光現象雖有緩解，但可再生能源消納仍然是我國能源轉型的突出問題之一。應如何進一步解決棄風棄光問題？
近年來，我國快速發展的新能源產業遭遇棄風、棄光問題，嚴重阻礙行業健康發展，為此，國家及企業多措并舉，積極化解問題。根據國家能源局發布的數據：2017年，全國棄風電量419億千瓦時、同比減少78億千瓦時；棄風率12%、同比下降5.2個百分點，實現棄風電量和棄風率“雙降”。大部分棄風嚴重地區形勢均有所好轉。全國棄光電量73億千瓦時，棄光率6%、同比下降4.3個百分點。
盡管在各方面的努力下，棄風棄光問題有明顯的緩解，但要實現2020年全國范圍內有效解決可再生能源消納問題仍然艱巨。這涉及到技術、管理、政策以及市場等多方面的問題，需要進行全面統籌規劃。需通過采取政府引導與市場主導相結合、全國統籌與本地利用相結合、規范電源與優化通道相結合、技術創新與體制改革相結合等多種方式推動可再生能源的消納，并積極探索可再生能源消費的新業態、新模式，實現可再生能源健康發展的目標。當前，為有效解決可再生能源發展中出現的棄水棄風棄光問題，實現可再生能源產業持續健康有序發展，可從以下幾方面著手：
一是健全政策體制，為可再生能源消納提供發展保障。逐步完善適應可再生能源消納政策機制，統籌新能源發展規劃、建立健全可再生能源目標引導制度，出臺可再生能源全額保障性收購制度細則，盡快啟動基于可再生能源配額制的綠色證書資源交易機制，細化量化可再生能源消納目標，加強可再生能源消納的監測考核等，為降低棄風棄光率提供可靠政策保障。
二是加快技術進步，為可再生能源消納提供基礎支撐。技術進步是推動可再生能源成本降低，競爭力增強的根本支撐。通過風電平價上網示范、光伏領跑者技術基地、光熱百萬千瓦示范等方式加快技術進步和落后產能退出，提高可再生能源利用水平，推動解決棄風棄光問題。
三是強化電網運行管理，為可再生能源消納提供實現路徑。隨著可再生能源在能源和電力系統中定位的變化，對電網的運行、管理以及調度帶來極大的挑戰。電網企業需要發揮更大的作用，如實施全網統一調度、跨省備用、加強受端電網統籌協調、優化各類型電源的運行方式、加強調峰、發揮跨省特高壓輸電通道消納可再生能源的作用等多種方式進行可再生能源消納。
四是完善電力市場機制，為可再生能源消納提供可持續發展動力。完善市場機制，促新能源電量消納，開展風、光電與火電等發電權交易，打破省間壁壘；積極拓寬電能替代的范圍和領域，通過市場引導等方式壓減終端直燃煤和直燃油的消費，帶動各行各業實施電氣化，推動電能對化石能源的深度替代；依托電力交易平臺及現貨交易，促進跨區域跨省的新能源資源配置。
五是結合智能微網、儲能、能源互聯網發展，為拓展可再生能源消納空間提供新方向。積極追蹤電力消費新業態、新模式以及共享經濟等，用改革創新的方法推動可再生能源消納，不斷提高可再生能源利用率，使可再生能源在國家能源供應轉型中發揮更大作用。
《中國電力企業管理》
2017年曾出現江西省對于云電和川電的選擇難題，對于電力外送通道能力不足，或線路落點無法落實等情況，應如何解決？
當前我國水電裝機規模居世界首位，但不能回避的是，棄水也成為困擾我國水電產業發展的瓶頸。據統計，2016年國家四大水電基地——大渡河、雅礱江、金沙江、瀾滄江20多座大型水電站有效水量利用率、有效水能利用率均不到80%，有的電站甚至不到60%。四川省棄水電量由2013年的76億千瓦時，增加至2017年的140億千瓦時，云南省2015至2017年棄水電量分別達到153、314和289億千瓦時。引起棄水問題的原因復雜且錯綜交織，包括當地市場消納有限、跨省輸送壁壘強化、市場交易制度不完善，以及不能回避的外送輸送通道能力不足的問題。
“十三五”時期在建的雅礱江中游水電站將于2020年后陸續投產發電，然而配套的外送通道“雅中直流”至今難以落地，若關鍵的落點問題繼續不能明確，依然不能開工，將加重西南地區的棄水問題。西南水電發展存在的問題，已經引起國家有關部門的高度重視。最近，國家發改委、國家能源局相繼出臺《關于促進西南地區水電消納的通知》、《解決棄水棄風棄光問題實施方案》，對促進西南水電科學發展作出一系列部署。在此基礎上，中電聯結合對相關企業調研，提出如下政策與措施建議。
一是加強統一規劃，加快水電基地輸電通道建設。在規劃建設水電基地的同時，應明確水電的消納方向，合理確定外送規模，確保水電開發與外送通道同步規劃、同步核準、同步建成；限制或推遲受端地區電源開工規模，做好各類電源、電源與電網發展的合理銜接。盡快核準開工建設西南水電基地外送通道，確保現有水電過剩能力得到更大范圍消納，新增水電能及時送出，盡快扭轉棄水問題。
二是推進能源互聯網建設，加強電網互聯互通和水火互濟輸電通道規劃和建設。優化同步電網格局，從規劃上考慮增加四川、云南與西北電網通道能力，充分利用電源結構差異，實現水火互濟、水風光互補，有效解決棄水、棄光、棄風問題，提高我國西部地區清潔能源利用率。積極融入國家“一帶一路”建設，充分利用西南地區毗鄰東南亞的地緣優勢和周邊各國電源上網電價普遍偏高的競爭優勢，大力推進中老泰、中老越、中越、中緬電網互聯互通項目，積極促進西南水電消納。
三是完善市場交易協調機制，逐步理順電價形成機制。堅持西電東送能源發展戰略，按照全國電力統一優化配置原則，加強中央統籌協調，落實西南水電消納市場，可采取“計劃＋市場”的交易模式，對西南水電消納給予一定保障，組織享有優先發電權的水電企業與電網企業、售電企業簽訂中長期購售電合同，將優先發電計劃電量轉化為合同電量確保落實，計劃外電量可以由發電企業通過市場化交易的辦法，鼓勵四川、云南利用富余水電邊際成本低的優勢，加大水、火電置換力度和收益分享制度，增加水電本地消納和外送。在市場交易規則設計上，應充分考慮水電因承擔公益性社會職能對其發電計劃準確性和提供輔助服務能力的影響，并制定相應的偏差考核辦法。逐步理順各類電源電價形成機制，加大執行豐枯、峰谷分時電價、火電兩部制電價力度，提高各類電源綜合利用效率。
《中國電力企業管理》
2017年受煤價波動影響，火電企業生存狀況堪憂，部分企業曾出現嚴重虧損情況；同時新能源補貼落實問題依然未得到有效解決，應如何改善火電企業和新能源企業的經營狀況？
近兩年，發電企業經營形勢持續嚴峻，尤其煤電企業已出現大面積持續虧損。主要原因是，一方面，由于燃料、環保等發電成本不斷大幅上漲，而另一方面發電上網電價不斷下降，環保、調峰、交叉補貼等相應的補償、補貼不到位，價格機制不協調、不對等，使企業成本難以及時有效向外疏導。為了保障電力行業平穩健康發展，應及時果斷采取有效措施，避免電力企業經營出現大起大落。
一是采取多方措施，切實有效降低企業經營成本。最根本、最迫切的是盡快引導電煤價格盡快下降至合理水平。2016年以來電煤價格的持續高位運行，是導致發電企業尤其是煤電企業大面積嚴重虧損的根本原因。建議繼續加快推進煤炭優質產能釋放，有效增加煤炭市場供給量；同時有關部門加大電煤市場價格管控力度，有效保供降價，才能緩解煤電企業經營困難局面。
二是理順各種價格關系，營造電力企業正常經營環境。要完善并啟動煤電聯動機制，有效縮減當前持續高位的燃料成本、大幅上漲的環保成本與持續下降的電價之間的矛盾。針對部分參與市場交易的電量無法得到應有的環保補貼問題，將煤電環保電價補貼調整為“價外補貼”，保障企業巨額環保改造投資順利回收，緩解企業資金壓力。針對以清潔能源為主的地區推行火電機組備用容量補償機制。盡快健全并落實輔助服務市場，針對長期備用機組實行兩部制電價等措施，為系統調峰、調頻、備用等機組提供合理補償。
三是建立并完善各類補貼、補償的長效機制，保障電力企業健康發展的可持續性。一方面，加快解決可再生能源電價附加補助資金歷史欠賬問題；盡快研究完善可再生能源發電補貼定價機制及相關政策，減少簡化交叉補貼，以解決當前向低碳綠色清潔能源轉型關鍵階段可再生能源高速發展產生的高額補貼需求。另一方面，針對電力企業尤其電網企業農網建設改造、東西幫扶計劃等普遍服務工程，具有顯著的高投資、低收益特征，建議將對應投資納入輸配電價核定中統籌考慮，并在財政、資金等方面加大政策支持力度，通過對農網建設改造工程實行長期低息貸款或政府貼息，對電價承受能力差的地區給予運營補貼等方式建立電力普遍服務補償機制。
四是電力企業著力在提質增效上下功夫，合理降低企業運營成本。一方面要外拓市場、增產增利，發電企業積極開展電量結構優化，做好集團內部的“產能置換、電量轉移”，電網企業創新方式積極探索推進“電能替代”，爭取增供擴銷；另一方面加強成本管控和運營管理，加快低效無效資產處置，防控經營風險；深化企業內部體制機制改革，實現科技引領和管理創新。電網企業加快電網自動化建設，完善調度運行機制，加快高損治理，實現降損增效。