电力行业,中国际电信联盟公告20一七上八个月全

本周行业观点:上半年全社会用电量达2012年以来同期最高水平,迎峰度夏能源供需形势更加复杂。

上半年,经济运行保持在合理区间,稳中向好态势趋于明显。全国电力供需总体宽松,部分地区电力供应能力富余。全社会用电量同比增长6.3%,增速同比提高3.6个百分点,延续了2016年下半年以来的较快增长势头。第二产业用电量同比增长6.1%,拉动全社会用电量增长4.4个百分点,是全社会用电量增长的主要动力。第三产业用电量同比增长9.3%,拉动全社会用电量增长1.2个百分点;所占全社会用电量比重为13.7%,同比提高0.4个百分点。受上年同期高基数、一季度气温偏暖等因素影响,居民生活用电量同比增长4.5%,为近十年同期第二低增速。

4月22日,国家能源局综合司副司长王思强在一季度能源经济形势分析及走势预测会上表示,一季度全国能源形势延续了去年以来持续向好的发展势态,全国发、用电量保持增长。一季度全口径全社会用电量累计10911亿千瓦时,同比增长12.7%。预计上半年全国将新增发电装机容量3000万千瓦,全社会用电量将达2.2万亿千瓦时,同比增长11%左右。

    1、中期策略观点:用电量增速维持较快水平,供应格局略微紧张。2018年以来,宏观经济景气度提升,新兴产业用电量增速较快,加上2018年年初气温较低、进入5月以后气温较同期偏高,全社会用电量增速较快。2018年全社会发电量较快增长,我们预计由于用电峰谷差加大,电力供需将呈现略微紧张状态。我们预计2018年全国用电量增速达到7.42%,用电量将增加到67804亿千瓦时,至2020年全国发电装机将超过19亿千瓦,非化石能源发电装机比重上升至44%;全社会用电量达到约7.5万亿千瓦时,全国平均发电利用小时数增加至约3821小时。

上半年,全国规模以上电厂发电量同比增长6.3%;6月底,全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.3亿千瓦,同比增长6.9%,供应能力充足。煤电有序发展效果明显,煤电投资同比下降29.0%、煤电新增装机规模同比下降48.3%。电源结构及布局持续优化,新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.4%,比重同比提高20个百分点;东、中部地区新增风电、太阳能发电装机占比分别达到57.9%和76.1%。电力企业多措并举有效促进新能源消纳,弃风弃光问题有所缓解,风电设备平均利用小时同比提高67小时,太阳能发电设备平均利用小时同比提高39小时。全国煤炭供需平衡偏紧,各环节库存下降,电煤价格高位上涨,煤电企业电煤成本大幅攀升,大部分发电集团煤电板块持续整体亏损。

一季度用电量增长12.7%

    2、国家发改委:今年迎峰度夏能源供需形势更加复杂。今年以来,受经济稳中向好和气候变化等多种因素共同作用,我国电力、煤炭、天然气消费量显著增加,迎峰度夏期间能源供需形势更趋复杂。电力方面,上半年全社会用电量同比增长9.4%,是2012年以来同期最高水平。入夏之后,全国日发电量最高已突破206亿千瓦时,预计后续用电负荷还会明显增加,部分地区可能出现高峰电力紧张。为积极应对迎峰度夏期间电力供需的复杂形势,国家发改委采取一系列措施:供给侧和需求侧协同发力,挖掘电力调峰资源潜力,加大清洁能源发电力度,提高输电通道利用效率,灵活组织跨省跨区交易,加强电力余缺互济,强化应急演练,保障民生等重点用电。

受2016年下半年高基数等因素影响,预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%,全年同比增长5%左右、与上年总体持平;若迎峰度夏期间出现长时间大范围极端高温天气,则全年全社会用电量增速将可能略高于5%。预计全年新增装机略超1亿千瓦,年底发电装机容量达到17.6亿千瓦左右,非化石能源发电装机占比进一步提高至38%左右。预计下半年全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。电煤价格继续高位运行,市场交易电量降价幅度较大、且规模继续扩大,发电成本难以有效向外疏导,预计煤电企业将持续亏损,发电企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。

王思强说,一季度全国能源形势延续了去年以来持续向好的发展态势,能源需求较快增长。

    3、风险提示:经济增长不达预期,工业生产发展不达预期,政策风险。

一、上半年全国电力供需状况

国家能源局公布的数据显示:一季度全国新增发电装机1379万千瓦, 3月末,全国全口径发电设备容量达到9.7亿千瓦。

全社会用电量增速同比提高,二产用电量较快增长是主要拉动力

“新增发电设备主要集中在能源资源相对丰富地区,如:甘肃、内蒙古、新疆和山西等地。”这是今年以来出现的新特点。

上半年,全国全社会用电量2.95万亿千瓦时、同比增长6.3%,为2012年以来同期最高增长水平,增速同比提高3.6个百分点。用电较快增长的原因主要有四个方面:一是宏观经济总体延续稳中向好,工业增加值、社会消费品零售总额、基础设施投资、外贸出口等关键指标增速回升。二是工业品市场供需关系有所改善,市场价格回升,企业生产形势明显好转,拉动用电增长。三是高技术产业、装备制造业等新技术以及新产业新业态快速发展,带动用电速度快速增长,逐步孕育出拉动全社会用电量增长的又一重要力量。四是上年同期基数相对偏低。

与装机容量同时提高的还有发电设备的平均利用小时,记者注意到,一季度全国发电设备累计平均利用小时1135小时,这个数字比上年同期提高11个小时,略低于2008年同期水平,高于2009年、2010年同期水平。

上半年电力消费主要特点有:

一季度各月的全社会用电量也有不俗表现。一季度全口径全社会用电量累计10911亿千瓦时,同比增长12.7%。其中,3月份与1月份的全社会用电量基本相当,接近去年7、8月份迎峰度夏高峰时段的用电量;2月份用电量3136亿千瓦时,是历年春节所在月份中最高的。

一是第二产业及其制造业用电较快增长。第二产业及其制造业用电量同比分别增长 6.1%和7.0%,增速同比分别提高5.6和7.3个百分点,分别拉动全社会用电量增长4.4和3.7个百分点。宏观经济稳中向好以及上年同期低基数是第二产业及其制造业用电较快增长的主要原因。

值得注意的是,用电量增长的过程中,用电结构发生了较为可喜的变化。一季度第二产业用电量为8025亿千瓦时,同比增长12.3%,增幅下降15.3个百分点;占全社会用电量的比重为73.5%,比上年同期下降0.2个百分点。一季度第三产业和城乡居民生活用电量分别为1236亿千瓦时、1456亿千瓦时,同比分别增长15.5%、14.1%,占全社会用电量的比重分别为11.3%和13.3%,比上年分别提高0.2个和0.1个百分点。

传统产业中的有色金属冶炼、石油加工炼焦及核燃料加工业、化学纤维制造业、木材加工及制品和家具制造业等4个行业用电量增速超过10%。其中,有色金属冶炼行业用电增长对全社会用电量增长的贡献率达19.3%。代表工业转型方向、高技术制造比例较高的通用及专用设备制造业、交通运输电气电子设备制造业、医药制造业用电量同比分别增长10.2%、9.7%和7.6%;三个行业合计用电量比重比上年同期提高0.2个百分点,成为电力消费结构调整的亮点。

“一季度电力供需总体平衡、局部偏紧。受采暖负荷持续攀升、工业负荷恢复、电煤价格、机组事故停机以及电力跨区输送能力影响,部分地区出现少量限负荷情况。”王思强说。

二是第三产业用电快速增长,生产性服务业用电形势好于消费性服务业。第三产业用电量同比增长9.3%,拉动全社会用电量增长1.2个百分点。其中,信息传输计算机服务和软件业用电量增长14.3%,延续近年来用电快速增长势头。交通运输仓储和邮政业用电量增长12.9%,主要是在高铁、动车快速发展以及电动汽车快速推广的拉动下,城市公共交通、电气与铁路用电同比分别增长26.0%和14.2%。

数据显示,1月份国网公司经营区域内有9个省级以上电网最高用电负荷创历史新高,区内最大电力缺口达2716万千瓦。随着春节放假和气温逐步回升,2、3月份电力缺口大幅减少至300万千瓦左右。

三是城乡居民生活用电量增速同比回落,为近10年来同期第二低增速。受上年同期高基数以及一季度气温偏暖等因素影响,居民生活用电量同比增长4.5%,增速同比降低3.2个百分点;拉动全社会用电量增长0.6个百分点,拉动率比上年同期降低0.4个百分点。

用电量增长并非放松节能减排所致

四是各地区用电增速均同比提高,西部地区增速领先。东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.3%、6.1%、9.0%和3.9%,增速同比分别提高1.7、2.7、8.1和3.3个百分点。东、西部地区对全国用电量增长的拉动大,分别拉动2.6和2.4个百分点;西部地区受上年低基数和今年高耗能行业用电明显回升的拉动,用电增速大幅提高。

一季度全社会用电量大幅增长,是否意味着我国去年节能减排的压力有所释放,有些分析人士表示出对经济过热的担忧。

发电投资及新增装机同比减少,电力供应能力增长放缓

王思强指出,一季度全社会用电量大幅增长主要有三方面的原因。

上半年,电源投资节奏继续放缓、结构继续清洁化、布局进一步优化,弃风弃光问题有所缓解,电力供给侧结构性改革成效明显。全国主要电力企业总计完成投资同比增长1.6%;其中,发电企业有效控制投资节奏,电源完成投资同比下降13.5%。电网企业贯彻落实国家配电网建设改造行动计划及新一轮农村电网改造升级等政策,完成投资同比增长10.0%;其中,110千伏及以下电网投资占比达到54.9%。

一是取暖负荷增加。一季度我国第三产业和城乡居民生活用电增速比较高,对全社会用电量环比增长的贡献率达到了81.1%,这是一个很重要的拉动因素。

上半年,全国基建新增发电装机5056万千瓦,同比少投产643万千瓦;其中,新增非化石能源发电装机占新增总装机比重为73.4%,同比提高20个百分点。截至6月底,全国6000千瓦及以上电厂装机容量为16.3亿千瓦、同比增长6.9%,增速同比降低4.3个百分点。全国规模以上电厂发电量2.96万亿千瓦时,同比增长6.3%。

二是工业生产拉动。一季度工业用电量季度环比增长0.7%,工业用电量在一季度环比增长的贡献率是13.1%。

上半年电力供应主要特点有:

三是保春耕、保抗旱用电。年初部分省份干旱严重,农林牧渔业用电量增幅都比较大,进入3月份以后,全国春耕备耕开始了,农业用电又比较大。

一是火电完成投资和新增装机规模双降,火电设备利用小时同比提高。火电完成投资同比下降17.4%,其中,煤电完成投资同比下降29.0%。全国基建新增火电装机容量1421万千瓦、同比少投产1290万千瓦;其中,煤电投产1112万千瓦、同比少投产1037万千瓦。煤电投资及投产规模大幅减少,反映出国家促进煤电有序发展系列政策措施效果持续显现。截至6月底,全国6000千瓦及以上火电装机容量10.6亿千瓦、同比增长4.6%,增速同比降低3.3个百分点。在电力消费需求较快增长、水电发电量下降等因素拉动下,全国规模以上电厂火电发电量同比增长7.1%;全国火电设备平均利用小时2010小时(其中煤电2040小时)、同比提高46小时。

“从以上三个方面看,一季度用电量增幅比较大,反映了季节性用电的规律,同时,也反映了我国居民生活用电水平提高和结构的改善。需要注意的是,一季度工业用电量在全社会用电量的比重是72.4%,比2010年四季度还下降了2.4个百分点,也低于2006年、2007年、2008年和2010年的比重。因为国际金融危机的影响,只是比2009年高一点。”王思强说。

二是水电发电量负增长,设备平均利用小时同比下降。全国基建新增水电装机564万千瓦、同比多投产126万千瓦。截至6月底,全国6000千瓦及以上水电装机3亿千瓦(其中抽水蓄能装机2769万千瓦)、同比增长4.2%。受上年同期高基数以及上年底蓄能值偏低等因素影响,全国规模以上电厂水电发电量同比下降4.2%;全国水电设备平均利用小时1514小时、同比降低144小时。

关于经济是否有过热趋势,王思强说,一季度全社会用电量10911亿千瓦时,比2010年四季度增长了430亿千瓦时,环比增速是4.1%,同比增长是12.7%,比2010年增长了大概1200多亿千瓦时,但2010年却比2009年增长了1800多亿千瓦时。

三是并网风电新增装机超半数布局在东、中部地区,弃风问题明显缓解。新增并网风电装机容量601万千瓦、同比多投产27万千瓦;其中,东、中部地区新增风电装机占比达到57.9%,风电布局呈现出向东、中部地区转移趋势。6月底,全国并网风电装机容量1.54亿千瓦、同比增长12.0%;全国6000千瓦及以上电厂并网风电发电量1490亿千瓦时、同比增长21.0%,明显超过装机容量增速。在有关部门和电力企业的共同努力下,弃风问题有所缓解,全国风电利用小时数984小时、同比提高67小时;其中,东北、西北地区风电设备平均利用小时数同比分别提高92和173小时。

全年用电量增长预测有所变化

四是并网太阳能发电装机和发电量持续快速增长,设备利用小时同比提高。上半年,全国新增并网太阳能发电装机2362万千瓦、同比增加602万千瓦;其中,6月份太阳能新增装机规模占上半年的比重达到50.5%。从布局上看,东、中部地区太阳能新增规模占全国的比重达到76.1%。截至6月底,全国并网太阳能发电装机容量为9797万千瓦、同比增长53.8%,占总发电装机容量比重为5.9%。全国并网太阳能发电量501亿千瓦时、同比增长74.3%。太阳能发电设备平均利用小时630小时、同比提高39小时,弃光问题有所缓解。

对于二季度乃至全年的电力供需形势预测,国家能源局表示,全社会用电量将保持目前比10%略高的增长速度。

五是核电新投产一台机组,发电量及设备平均利用小时均同比增长。广东阳江核电站4号机组投产,截至6月底,全国核电装机3473万千瓦、同比增长17.3%。全国核电发电量同比增长19.6%;核电设备平均利用小时3406小时、同比提高59小时。

“预计上半年全国将新增发电装机容量3000万千瓦,全社会用电量将达2.2万亿千瓦时,同比增长11%左右;全国电力供需总体平衡。”王思强说。

六是跨区跨省送电较快增长。全国完成跨区送电量1680亿千瓦时、同比增长6.9%。全国跨省送电量4804亿千瓦时、同比增长8.3%。

记者注意到,基于一季度电力供需形势,国家能源局对全年的用电量增长的预测有所改变。

七是煤炭供应平衡偏紧,煤电企业电煤成本大幅攀升、经营形势严峻。全国煤炭供需平衡偏紧,各环节库存下降,电煤价格高位上涨,煤电企业燃料成本大幅攀升,大部分发电集团煤电板块持续整体亏损,发电行业效益大幅下滑。

年初,国家能源局预测指出,“2011年电力需求将保持平稳增长,预计全社会用电量将达4.5万亿千瓦时左右,比2010年增长9%左右。”

全国电力供需总体宽松,部分地区相对过剩

而4月22日的预测中则表示:“全社会用电量将达4.61-4.69万亿千瓦时,比上年增长10-12%。”

上半年,全国电力供需总体宽松,部分地区相对过剩。其中,华北区域电力供需总体平衡;华中、华东和南方区域供需总体宽松、部分省份供应能力富余;东北和西北区域电力供应能力相对过剩。

对于2011年的新增电力装机的增长则没有改变,都是预计“新增电力装机8000万千瓦”,低于2010年全国新增发电装机9127万千瓦的速度。

二、下半年全国电力供需形势预测

“全国电力供需将保持总体平衡,迎峰度夏期间,用电负荷将会增长较快,华北、华东、华中和南方电网电力供需存在偏紧可能。”王思强说。

全年电力消费走势前高后稳,年度增速与上年大体持平

电煤供应是迎峰度夏期间的重要内容,国家能源局对此表示,今年已完成资源整合的产煤省煤炭产量将逐步释放,煤炭供给总体平稳。

综合宏观经济形势、外贸出口、服务业发展、电能替代、房地产及汽车行业政策调整、气温等方面因素,预计全年电力消费增长呈前高后稳走势。考虑到2016年下半年高基数因素形成的下拉影响(2016年下半年全社会用电量增长7.2%,比上半年增速2.7%提高4.5个百分点),预计今年下半年全社会用电量增速略高于4%;全年全社会用电量同比增长5%左右,增速与上年大体持平。若全国出现长时间大范围极端高温天气,则将导致全年全社会用电量增速略高于5%。

三条途径从根本上破解煤电矛盾

全国电力供应能力充足,电煤供应平衡偏紧

一季度随着煤价的回暖,煤电之争再起,如何解决煤电矛盾,保障电力供应受到了社会的广泛关注。

预计下半年全国基建新增装机容量6000万千瓦,全年全国新增发电装机1.1亿千瓦左右,其中,新增非化石能源发电装机6500万千瓦左右。预计2017年底全国发电装机容量将达到17.6亿千瓦、同比增长7%左右;其中,非化石能源发电6.7亿千瓦,占总装机容量比重38%,比上年提高1个百分点左右。预计下半年电煤供应将延续平衡偏紧局势,若迎峰度夏期间出现持续大范围极端高温天气、水电欠发、运力受限等因素交织叠加的情况,局部地区部分时段将可能出现电煤供应紧张局面。

王思强在回答记者提问时介绍,国家发改委副主任、国家能源局局长刘铁男指出通过“两个创新”、“两个变革”、“两个提高”的途径,来从根本上破解煤电矛盾的工作思路。

电力供需维持总体宽松,全年火电设备利用小时数接近上年

王思强解释说,“两个创新”就是科技创新和体制机制改革创新;“两个变革”就是能源生产方式变革和能源利用方式变革;“两个提高”就是提高能源加工转换效率,逐步构建现代能源产业体系,另一个提高就是提高能源的使用效率,合理控制能源消费总量。

预计下半年全国电力供需总体继续宽松,东北、西北电网区域电力供应能力相对过剩。受7月中旬大范围高温天气影响,多地电网负荷创历史新高,华北地区电力供需偏紧。预计全年全国发电设备利用小时3720小时左右,其中火电设备利用小时4150小时左右,好于年初预期。

另外,王思强还透露了破解当前煤电矛盾的主要任务:

三、有关建议

一是向内挖潜,作为煤炭企业就是要努力地保障供给,增加产能,履行重点电煤合同。主动承担社会责任,保持煤炭价格平稳,增强有效供给。从电力企业来看,就是应该要加大电煤的库存,努力使煤电保存在科学合理的水平上。电力企业还应该加大跨区输电的力度。

落实迎峰度夏工作方案及预案,确保电力系统安全稳定运行

第二个方面就是要加强需求侧管理,认真落实电力需求侧管理办法,制定切实可行的应对方案,制定保障预案,实现合理用电、科学用电、有序用电,特别是对于第二季度,以至全年将要出现的各种形势要做好预案。

当前全国电力供需总体宽松,但在极端气候条件下部分地区仍存在电力供应偏紧甚至紧张情况,应积极应对高温热浪等气温因素带来的负荷突变,始终把电力系统安全稳定运行放在首位,防止发生大面积停电,保障生产生活用电需求,为党的十九大顺利召开提供坚强的电力保障。

第三个方面就是要落实节能减排的工作机制。要把节能减排工作落到实处,建立和实施责任考核制度。在全社会倡导合理用能、适度用能、科学用能、绿色用能的生活方式。

一是制定并落实相关方案和预案。相关地方及企业应严格贯彻落实国家发展改革委《关于做好2017年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》(发改运行〔2017〕1129号),统筹做好煤电油气运保障工作。

二是加强省间互济,做好余缺调节。针对部分电力供需偏紧的地区,充分利用高峰时间段差异,增加省间、区域间高峰电力保障能力,消除省间壁垒,根据需要及时组织临时交易,实现省间互济、余缺调节。

三是加强电力需求侧管理。综合运用财政、税收、物价等政策杠杆,完善峰谷分时电价,精细化做好有序用电工作,平抑高峰负荷需求。通过多平台及时发布电力供需信息,创新推广“虚拟电厂”等需求侧管理形式,引导社会积极参与有序用电,营造良好供电、保电环境。

四是密切关注持续高温大负荷和强雷雨等自然灾害,确保电力系统安全稳定运行。高温天气会促使降温负荷陡增,自然灾害、外力破坏是导致线路跳闸的首要因素。部分输电线路负载过重,负荷高峰时段满负荷、超负荷运行,电网安全稳定运行面临不确定性。建议密切关注天气变化,做好短期电力负荷预测,及时优化调整电力交易安排。加强输变电设备运维管理,做好各类灾害天气和突发事件的应对措施,保障大坝、电力设施安全度汛。

强化迎峰度夏和度冬期间电煤供应,保障电力稳定供应

针对当前电煤供应持续偏紧、用电需求较快增长的形势,要密切关注迎峰度夏、度冬期间电煤供应季节性矛盾。尤其当前已进入迎峰度夏保供应关键期,降温负荷拉动用电需求持续较快增长,应全力保障煤炭充足供应,确保迎峰度夏形势的平稳有序。

一是加快推进煤炭优质产能释放,有效增加煤炭市场供给量。各地方及企业应严格贯彻落实发改运行〔2017〕763号、发改运行〔2017〕1129号文件精神,落实“放管服”要求,加快推进煤炭优质产能释放。抓紧对部分符合条件的优质产能煤矿重新核定生产能力;积极协调和组织具备条件的煤矿加紧落实产能置换方案;各地应针对停工停产煤矿进行认真梳理、提出分类处置措施,对具备条件的抓紧组织复工复产验收,力争应复尽复;不应以简单停产方式应付安全生产、环保等检查。严格限制部分地区通过“煤管票”等行政行为变相操控煤炭产量。统筹协调好控制劣质煤进口与保证电煤有效供应,充分考虑电煤需求的季节性特征,合理缩短迎峰度夏期间进口煤检验周期。

二是有效保障各环节煤炭库存维持在合理水平。建议合理引导和有效监管煤炭流通企业、生产企业和主要用户的煤炭库存水平;确保环渤海港口库存维持合理水平,并重点关注蒙西、东北、京津唐等地区电煤库存,防止出现缺煤停机。

三是由有关政府部门牵头,加强运力、中长期合同执行的协调和监管。建议有关部门及时有效协调出现的问题,确保迎峰度夏期间重点地区的电煤运输,尤其保障大秦、蒙冀、朔黄等重点铁路运力。

完善调控政策和协同机制,改善电力企业经营环境

煤电企业多重矛盾交织叠加,导致企业连续亏损、经营形势日趋严峻,应引起广泛重视。建议在市场秩序、价格机制、调控政策等方面改善发电企业经营环境,避免行业风险进一步聚集。

一是密切关注煤炭市场波动,有效引导价格合理回归。建议加快推进煤炭优质产能释放以增加煤炭市场供给量;进一步规范和完善煤炭价格指数体系,提高客观性、准确性、及时性;积极引导社会舆论,从严查处价格欺诈、囤积居奇、哄抬价格等违法行为,尽快将煤价下调至绿色区间。

二是合理疏导发电成本,继续完善煤电价格机制。建议引导发电企业加强燃料成本预测和竞价策略研究,在电力市场交易中充分考虑燃料成本波动,合理疏导发电成本。调整环保电价的补偿方式,将市场化交易电量环保补贴的分担方式调整为“价外补贴”;尽快研究将供热电厂供热部分的电价纳入环保电价补偿范围。对以清洁能源为主的电网推行火电机组备用容量补偿机制,尤其针对长期为清洁能源发电提供调峰、调频、备用等辅助服务的煤电机组逐步实施两部制电价,缓解火电企业存在严重的生存问题,引导煤电行业转型升级。

三是加强政策执行监督,确保相关政策落地。国家出台《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》(发改价格〔2017〕1152号)等文件,对于缓解煤电企业经营困难具有重要意义,建议相关部门加强对该项政策落实的监督,确保政策落地。

四是出台煤电停缓建配套政策,缓解企业经济损失。充分考虑煤电“去产能”停缓建政策,对行业和企业带来的较大安全隐患和经济损失。客观评估由于投资方、设计、施工、监理和制造等多方面合同协议和审批文件的变更处理,所带来的工程违约索赔费用、设施防护和设备保护费用、支付已贷款项利息等。研究出台财税、利率等方面的配套政策,缓解停缓建给企业带来的财务成本、安全处置成本、违约成本等经济损失,妥善解决相关人员安置问题。

及时化解新问题,稳妥有序推进电力体制改革

随着电力市场化交易规模的扩大,各省级电力市场的相继建立,电力体制改革已逐步进入新的阶段。建议认真总结部分地区电力市场建设中暴露的问题,进一步完善交易体系,提高改革质量和效果。

一是进一步完善市场体系。建议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。

二是进一步加强监督指导。建议加强对各省级电力市场交易工作的指导监管,制定颁布统一的具有强制性的市场准入规则、市场交易规则等范本,及时纠正带有地方保护色彩的不合理政策,维护电力市场秩序,防止行政干预盲目降价,促进电改健康有序开展。

三是进一步开展重点问题研究。建议针对改革中出现的电量放开比例问题、法律问题、合同执行等重点、热点问题开展广泛讨论,深入研究。综合考虑系统安全、装机结构、负荷特性、供需形势以及行业企业经营形势等多因素,研究确定市场交易电量比例的合理阈值和放开节奏;针对交易双方的市场行为,加强法律研究,明确标准、合理引导;针对交易合同执行中出现的履约率低、拖欠电费等问题,逐步建立电费清缴机制,并研究建立违约行为与诚信机制、电力市场准入清出机制的关联机制。

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