落實電力發展“十三五”規劃的“電網十條”

落實電力發展“十三五”規劃的“電網十條”

時間：2017-02-16 

天津市電纜總廠橡塑電纜廠

　　“十三五”時期，電力發展面臨的環境可以概括為：世界經濟在深度調整中曲折反復、增長乏力，中國經濟在發展新常態下增速換檔、結構性產能過剩；氣候協議《巴黎協定》生效帶來溫室氣體減排法律約束，全面建成小康社會面臨環境污染治理巨大壓力；國內能源供求格局深刻調整，新一輪能源技術變革方興未艾，能源清潔化發展勢在必行；電力及其他能源領域改革、國有企業改革、價格改革等深入推進，電力發展新制度正在形成。
　　
　　面對新環境，電力工業迎來加快轉型發展的重要機遇期，并將在“十三五”時期基本奠定未來發展新格局，初步形成新的路徑依賴。作為電力工業的重要組成部分和中心環節，電網發展具有較強的外溢效應，直接關系到電力發展整體規劃的實施和目標的實現。電網企業必須樹立電力發展全局理念，圍繞自身科學功能定位，在實現自身發展目標的同時，為電力發展“十三五”規劃的落地實施提供支撐和保障。
　　
　　科學認識電網企業功能定位
　　
　　按照進一步深化電力體制改革的要求，未來一段時期內，電網企業功能定位主要體現為：
　　
　　電網運行主體。作為投資主體，負責按照*規劃和地方配電網規劃投資建設輸配電網基礎設施，不斷優化完善電網結構；作為運行主體，做好已建成電網基礎設施的運行維護，保持電網設施健康運行狀態；對上下游開放電網公平接入，做好并網運行服務工作。
　　
　　電力傳輸配送主體。發揮電力高速路的作用，按照充分利用、減少浪費、優化配置、調劑余缺的原則，將并入電網的各類發電電源發出的電力輸配給終端用戶。尤其要滿足在全國范圍內優化配置資源的需要，為電力跨區跨省交易提供輸送服務。
　　
　　電力調度指揮平臺。作為電力系統運行的調度指揮中心，電網企業下設的電力調度控制中心負責發、輸、變、配、儲、用電各方行為的指揮協調，確保電力供需實時平衡和系統安全穩定。隨著電網規模的擴大和電網結構的復雜化，尤其要注意在電力調度運行中預防大面積停電事故的發生。
　　
　　電力市場交易平臺。按照此次電改要求成立的電力交易機構，雖相對電網企業獨立，但實際都以電網企業為主組建，采取電網企業或相對控股的組織形式。在相當長一段時間內，交易機構仍將依托電網企業運行，負責電力市場交易平臺的建設、運營和管理工作。
　　
　　電力供應服務主體。按照輸配與售電分開、售電業務向社會資本開放的改革要求，電網企業應無歧視地向售電主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務；按照電力普遍服務的要求，在供電營業區內承擔保底供電服務責任。電網企業也可成立售電公司，從事競爭性售電業務。
　　
　　落實電力發展“十三五”規劃的“電網十條”
　　
　　圍繞以上功能定位，電網企業應在以下十方面發力，促進電力發展“十三五”規劃實施的落地和目標的實現。
　　
　　適應確保國家能源安全的需要，完善電網安全發展體系。隨著能源革命的深入推進，“能源發展以電力為中心、電力發展以電網為中心”的能源發展特征日益明顯，確保電網安全對保障國家能源安全意義重大。完善電網安全發展體系，首先要優化電網結構，為電網安全提供堅強的物理基礎；堅持分層分區、結構清晰、安全可控、經濟原則，按照《電力系統安全穩定導則》的要求，充分論證全國同步電網格局，完成規劃確定的各區域電網工程建設任務，進一步調整完善區域電網主網架，提升各電壓等級電網的協調性和相互支援能力，探索大電網之間的柔性互聯，加強區域內省間電網互濟能力。其次，要適應大電網和復雜電網結構的物理基礎，立足安全優化電網調度運行機制，有效防范大面積停電事故的發生，確保電力系統安全穩定運行。再次，適應氣候變化的形勢，加強電網防災、抗災、減災、救災能力建設，推廣*適用技術，努力降低大范圍雨雪冰凍等惡劣天氣對電網安全穩定運行的影響。zui后，要高度重視電網信息安力建設，按照主動防御、縱深防御、立體防御理念，做好信息安全頂層設計，從人員、終端、網絡、邊界、主機、應用、數據等方面全面提升網絡安全防護水平，確保電網、設備的運行安全和數據安全。
　　
　　適應大范圍優化配置資源的需要，提高電力輸送能力。我國發電資源與電力消費需求呈現明顯的逆向分布特征，客觀上需要通過“西電東送、北電南送”來實現電力資源大范圍優化配置。“十二五”期間存在的棄風、棄光、棄水和局部火電、核電過剩問題，以及“十三五”期間規劃新建、續建的大型水電、煤電、核電、風電、太陽能發電市場消納，都需要通過或配合遠距離傳輸來實現各類發電資源的充分利用。實際上，受遠距離傳輸能力和市場消納的約束，“十三五”規劃不得不主動延緩了部分水電基地和大型風電、太陽能發電基地的建設節奏。為統籌解決上述問題，規劃要求“十三五”期間要通過建設特高壓輸電和常規輸電技術的“西電東送”輸電通道，在現有“西電東送”輸電能力基礎上增加近一倍即1.3億千瓦，2020年達到2.7億千瓦。面對如此艱巨的電力外送通道建設任務，電網企業應積極對接電源規劃和建設項目，按照“適度超前、留有裕度”的原則，做好工程方案設計和組織實施、*適用技術攻關、復雜地形地質適應、工程質量安全和造價管控、建設時序科學安排等各方面工作，為促進可再生能源和各類發電資源大范圍優化配置，提供及時可靠的“電力高速路”通行服務。
　　
　　適應構建清潔電力發展體系的需要，實現電力節能低碳調度。按照“十三五”規劃要求，2017年起要全面開展適應大規模清潔能源發電開發利用的電力節能低碳調度。作為電力調度運行指揮平臺，電網企業應做好以下工作：按照國家關于電力節能低碳調度的規范要求，制定科學可行的電力系統調度原則和具體措施，完善調度系統；按照安全、清潔并重的原則，完善調度運行安全校核和風險管控機制，確保電力系統安全穩定；在保障清潔能源發電優先上網的同時，建立對不穩定的風電、太陽能發電等新能源發電側的功率預測和出力穩定性考核機制，鼓勵新能源發電側通過建設互補電源和儲能設施等增加出力穩定性，實現新能源發電上網優價；通過充分發揮電網聯絡線調劑作用，加大抽水蓄能等電網調峰能力建設，加強調度側對新能源發電的功率預測，在試點基礎上建設輔助服務市場，探索電動汽車充放電與電力系統互動等措施，改善電力系統調峰能力，zui大限度地消納清潔電力資源。
　　
　　適應深化電力體制改革的需要，完善電力市場交易體系。按照關于深化電力體制改革的總體要求，規劃圍繞完善電力市場體系，對有序放開發用電計劃和輔助服務市場、現貨市場、風險機制建設等提出了明確的階段安排和時間要求。為完成以上規劃任務，電網企業要在交易機構人員、經費、辦公場所等方面給予保障，支持交易機構相對獨立運行，抓緊組建市場管理委員會，開發電力市場交易系統，完善電力市場交易規則，初步建立電力市場交易平臺規范運行機制。按照國家有序放開發用電計劃的要求，不斷擴大市場交易規模，通過向市場主體合理收費，用以維持正常的交易和運營成本支出，從而真正具備自我發展、獨立運營的能力，但要堅持不以營利為目的。按照《關于推進電力市場建設的實施意見》和規劃安排，先易后難、積極探索、試點先行，逐步實現大用戶雙邊直接交易、競價集中交易，省內交易和跨省跨區交易，中*交易和現貨交易，電能量交易、輔助服務交易和容量市場交易，電力期貨和衍生品交易等各類交易品種全部納入交易平臺統一組織，zui終形成市場起決定性作用的電力電量平衡機制和資源配置機制。
　　
　　適應聚焦網絡和平臺功能的需要，提升對上下游和客戶的普遍服務能力。按照深化電力體制改革的要求，電網將更加聚焦網絡屬性和平臺功能，同時電力市場主體更加復雜多樣，要求電網對各方提供公平開放的接網和供電服務。對各類發電方，按照公開的接入電網技術標準、工程規范和相關管理辦法，一視同仁地提供并網接入服務，減少發電資源浪費。尤其是對各類可再生能源發電，切實落實好全額保障性收購制度，解決好無歧視、無障礙上網問題。對社會投資的新增配電網、抽水蓄能等調峰設施、企業自備電廠和聯網型微電網，做好與大電網的聯網服務工作。對售電方和各類用戶，無歧視地提供報裝、計量、抄表、維修、收費等各類供電服務，積極支持售電側市場競爭主體培育工作。對供電營業區內不參與市場交易的用戶、因社會資本投資的配售電公司無法履行責任而無法正常用電的用戶，承擔保底供電服務責任。著力解決城市配電網、鄉村及偏遠地區供電薄弱問題，努力滿足新能源、分布式電源、電動汽車充電基礎設施等多元化負荷接入需求，切實保障民生用電。
　　
　　適應分布式電源和微電網發展的需要，實現大電網和分布式電源、微電網的安全靈活互動。集中式發電和分布式發電并舉、大電網和微電網互動，是未來電源和電網發展的重要趨勢。規劃也多處提到分布式電源和微電網發展，要求加快分布式電源建設，推廣“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式，鼓勵企業、機構、社區和家庭根據自身條件，投資建設屋頂式太陽能、風能、天然氣等各類分布式電源，推進微電網關鍵技術研究及示范建設等。為完成以上規劃任務，zui重要的是要放開電網公平接入，安裝適應電力流雙向流動的計量、保護和監控裝置，規范并網運行服務機制，實現分布式發電、微電網和大電網（包括配電網）的安全、靈活互動，在zui大限度地利用發電資源、確保電網安全的過程中，大電網側和微電網側、發電側互為支撐、互為備用。
　　
　　適應節約、科學、合理用電的需要，加強電力需求側管理。需求側管理與分布式電源都屬于廣義的用戶側資源，規劃明確提出要大力提高電力需求側響應能力。作為實施電力需求側管理工作的主體，電網企業要完善需求側管理機制，利用峰谷電價、分時電價、實時電價、可中斷負荷電價等機制和有序用電、直接負荷控制等手段，配合電網和發電側儲能設備充放電，引導用戶用電負荷與清潔能源發電、電網輸配能力實時匹配。按照規劃提出的要求，電網企業要發揮自身優勢，整合系統運行、市場交易和用戶用電數據，提高負荷側大數據分析能力，及時發布相關數據信息，增強負荷側響應能力，引導用戶節約用電、科學用電、合理用電，減小系統峰谷差，提高系統利用率。
　　
　　適應優化能源終端消費結構的需要，積極推進電能替代。當前，我國電煤比重與電氣化水平偏低，大量的散燒煤與燃油消費是造成嚴重霧霾的主要因素之一。規劃把“實施電能替代，優化能源消費結構”作為18項重點任務之一，要求立足能源清潔化發展和大氣污染防治，以電能替代散燒煤、燃油為抓手，不斷提高電能占終端能源消費比重、可再生能源占電力消費比重及電煤占煤炭消費比重。為此，電網企業要落實好兩方面重點工作：一是在以電代煤方面，落實《關于推進電能替代的指導意見》（發改能源[2016]1054號），加強電能替代配套電網建設，推進電網升級改造，加強電網安全運行管理，提高供電保障能力。對于新增電能替代項目，安排專項資金用于紅線外供配電設施的投資建設。同時，建立提前介入、主動服務、運轉的“綠色通道”，按照客戶需求做好布點布線、電網接入等服務工作。二是在以電代油方面，作為電動汽車充電設施建設運營主體之一，按照適度超前、統一規劃、合理布局的原則，有序推進各類電動汽車充電站、樁的建設；作為充電設施建設運營的主要*，發揮資金、技術、人才等優勢，建設開放共享的充電網絡智能服務平臺，并向其他社會投資主體投資建設的充電站、樁開放；作為充電基礎設施供電服務主體，加強配套電網建設與改造，并為充電基礎設施接入電網提供便利條件，保障充電基礎設施無障礙接入。
　　
　　適應推進“互聯網+”智慧能源發展的需要，推進“互聯網+”智能電網建設。“互聯網+”智能電網是“互聯網+”智慧能源發展的基礎，也是目前“互聯網+”智慧能源發展的先行領域。為推進“互聯網+”智能電網建設，電網企業除完成“十三五”規劃提出的建設智能變電站、推進配電自動化建設、提升輸配電網絡的柔性控制能力、構建“互聯網+”電力運營模式等重點任務外，還可通過以下“三個合作”，拓展和豐富“互聯網+”智能電網建設內涵，推動“互聯網+”智慧能源發展：一是加強與熱力、天然氣、交通、通信設備、用能設備、電網相關裝備制造等產業的合作，推動建設以智能電網為基礎，與熱力管網、天然氣管網、交通網絡等多種類型網絡實現互聯互通、多種能源形態協同轉化、集中式與分布式能源協調運行的綜合能源網絡基礎設施，為“互聯網+”智慧能源發展奠定物理網絡基礎。二是加強與城市供水、供氣、供熱等公共事業單位的合作，促進水、電、氣、熱的遠程自動集采集抄，實現多表合一，為“互聯網+”智慧能源發展積極探索末端營銷融合、數據共享、供需互動的實現途徑。三是加強合作，配合國家“一帶一路”戰略，推動構建能源互聯網，推動能源互聯網在理念、戰略、技術、規劃、項目等方面實現突破，為“互聯網+”智慧能源發展合作摸索成功經驗。
　　
　　適應大規模籌集資金和提高資金效率的需要，積極引入社會資本。完成規劃的電網建設相關任務，所需資金規模巨大，同時規劃也對部分建設項目效益提出了要求。電網企業積極引入社會資本開展電網相關建設，有利于拓寬資金籌集渠道，提高資金使用效率，放大國有資本功能。比如，在落實規劃提出的輸電通道建設、存量配電網升級改造和增量配電網建設、嚴格控制電網建設成本等要求方面，電網企業均可積極引入社會資本，推行混合所有制改革。再比如，為完成抽水蓄能電站、電動汽車充電設施建設規劃任務，加快可再生能源和分布式能源并網工程建設，電網企業除向社會資本開放相應市場外，也可能通過混合所有制的方式，加快解決電網調峰能力不足、充電設施和并網工程建設滯后的問題。作為處于自然壟斷地位和具有資金、技術、人才、信息、規模等優勢的一方，電網企業應為社會資本進入以上諸多領域創造條件、提供便利，推行混合所有制要本著平等互利、共贏共享的原則，避免出現社會資本進入的“玻璃門”、“彈簧門”現象。
　　
　　實施“電網十條”的保障措施
　　
　　改進業績考核指揮棒。落實關于深化國有企業改革的指導意見和完善*企業功能分類考核的實施方案，根據電網企業新的功能定位，弱化對電網企業經濟效益的考核，強化對社會效益的考核。具體來說，根據能源和電力發展對電網企業的要求，圍繞電網企業提供的公共產品和服務質量、營運效率、成本控制和安全保障能力，將供電可靠率、綜合電壓合格率、戶均配變容量、城鄉供電服務均等化、跨省跨區輸送電量、落實可再生能源全額保障性收購義務、電網綜合線損率、實施電力需求側管理節約的電力電量、電力節能低碳調度和“三公”調度，電力系統安全和信息數據安全等納入業績考核；除競爭性售電業務外，適當降低經濟增加值和國有資本保值增值率考核的權重。強化政府監管，引入第三方評價，將相關評價結果納入業績考核。
　　
　　抓住電價改革牛鼻子。落實關于進一步深化電力體制改革的若干意見，以電價改革推動電力體制改革，努力形成競爭環節由市場決定價格、非競爭環節由政府管制價格的電價體系。在輸配電價改革方面，按照“準許成本加合理收益”原則，建立規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明的獨立輸配電價體系，改革和規范電網企業運營模式，同時為其他市場主體進入輸配電領域提供穩定的價格和收益預期。為促進跨區跨省輸電通道建設，對交直流輸電采用不同的定價機制，對于輸電為主的直流輸電工程，采用單一電量電價方式，按照兆瓦公里核定輸電價格；對于兼顧輸電和安全效益的交流輸電工程，采用兩部制電價方式，以電量電價反映輸電效益，以容量電價反映聯網安全效益。在發售電價改革方面，實現公益性以外的電價由市場形成，完善各類新能源發電補貼機制，研究促進可再生能源就近消納和儲能發展的價格政策。完善電力市場輔助服務（含各類備用容量服務）價格和促進電力需求側管理的電價政策。
　　
　　完善規劃實施新體系。為配合電力規劃的實施，國家層面應出臺電網發展專門規劃，細化落實電力規劃中的電網發展任務，同時與各類電源發展專門規劃相銜接。各地方應出臺地方電網發展專門規劃，與全國電網發展專門規劃、地方電力發展規劃和地方其他相關規劃相銜接。電網企業也應根據《電力規劃管理辦法》的要求，按照國家電力規劃、電網專門規劃制定企業發展規劃，積極開展規劃項目前期工作，有序推進項目建設，保障規劃順利落實。
　　
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