兩會聲音 | 電力產(chǎn)業(yè)鏈蓄力高質(zhì)量發(fā)展

國電中星通過兩會了解到：電力行業(yè)能否健康、高質(zhì)量發(fā)展，關系國家經(jīng)濟運行和社會穩(wěn)定，是落實“六?！比蝿罩小氨＜Z食能源安全”的重要著力點。兩會期間，電力行業(yè)代表委員聚焦燃料供應、電源建設、電網(wǎng)發(fā)展、電價調(diào)整、電氣化等話題，結合行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀、面臨的難題以及未來前景，建言產(chǎn)業(yè)鏈破難題、補短板、化風險，力求實現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展。

建議國家構建環(huán)北京特高壓環(huán)網(wǎng)

伴隨北京市產(chǎn)業(yè)和能源結構調(diào)整步伐加快，電力在終端能源消費中占比將進一步提升，“十四五”新增用電需求將持續(xù)增長。綜合考慮新基建、城鎮(zhèn)化、再電氣化等發(fā)展趨勢，預計“十四五”北京電網(wǎng)負荷將達到3300萬千瓦，年均增長率約4.9%。再加上受首都資源稟賦及環(huán)境的硬約束，北京本地“十四五”期間將有約700萬千瓦新增電力需求全部依靠外受電力實現(xiàn)供給平衡。

北京外受電占比與燃氣發(fā)電占比均為全國前列，其中外受電占比近70%，隨著本地不再新建大型電廠，外受電比例還將進一步提高，對外電入京的需求更加迫切。同時，燃氣發(fā)電占本地總發(fā)電量近90%，一旦發(fā)生燃氣供應不足等極端情況，將對首都電網(wǎng)安全運行帶來巨大風險。

目前，北京電網(wǎng)12條、26回500千伏外受電通道實際受電能力約2000萬千瓦，考慮本地電源“十四五”期間出力將維持在800萬千瓦左右，2025年電力缺口將達到500萬千瓦，電力供需將由“緊平衡”轉變?yōu)椤坝踩笨凇保叫枰劳刑馗邏哼M一步加強500千伏外受電通道建設，并依托京津冀協(xié)同發(fā)展戰(zhàn)略，在北京周邊統(tǒng)籌布局直供北京電網(wǎng)電源項目，提升電源支撐能力。

對此，建議國家能源局等有關部門在“十四五”電力規(guī)劃編制中，研究將錫盟-張北特高壓線路和張家口、承德特高壓站等重點項目納入國家能源發(fā)展規(guī)劃和國土空間規(guī)劃，構建環(huán)北京特高壓環(huán)網(wǎng)，提升電網(wǎng)可靠性，將張家口、承德等地區(qū)新能源電力匯集至特高壓電網(wǎng)，提升新能源送出能力。同時，將北京東-通北、北京西-新航城等特高壓下送重點項目也納入國家能源發(fā)展規(guī)劃和國土空間規(guī)劃。依托特高壓電網(wǎng)和大型能源基地，打造北京電網(wǎng)“多方向、多來源、多元化”的500千伏外受電格局，充分滿足首都經(jīng)濟社會發(fā)展需求。

同時，建議國家能源局等有關部門落實京津冀協(xié)同發(fā)展戰(zhàn)略，統(tǒng)籌研究北京周邊涿州、廊坊等地區(qū)各類新建電源布局，建設直供北京電網(wǎng)負荷中心區(qū)的能源基地項目，同步納入“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃和國土空間規(guī)劃，提升首都電網(wǎng)電源支撐能力。

加快探明鈾資源“家底” 推進建設天然鈾“糧倉”

保障天然鈾供應安全，是當前及未來一段時期我國由核大國向核強國邁進過程中的關鍵前提。然而，我國已查明鈾資源量與長期需求之間存在較大差距，天然鈾較多依賴國外，給天然鈾長期供應安全帶來較大威脅。因此，盡快摸清國內(nèi)鈾資源“家底”，推進天然鈾產(chǎn)能建設，對我國核能可持續(xù)發(fā)展意義重大。

近期和中期看，我國天然鈾供應總體安全風險基本可控，但長期看，天然鈾進口依賴愈加嚴重。今后一段時期，國際政治經(jīng)濟和地緣政治形勢復雜多變，尤其疫情后，全球化和多邊貿(mào)易體制面臨極大挑戰(zhàn)，天然鈾戰(zhàn)略資源爭奪和控制更趨激烈，鈾資源安全供應風險加大，因此必須牢牢掌握戰(zhàn)略鈾資源控制的主動權、自主權。

我國鈾礦資源潛力在全球位居前列，但一直以來鈾礦勘查投入不大，現(xiàn)已查明資源占比較低，尤其是低成本資源嚴重不足，鈾礦產(chǎn)能建設增長速度不快，與核工業(yè)產(chǎn)業(yè)發(fā)展不相適應，致使今后國內(nèi)鈾資源供應將出現(xiàn)較大缺口。所以，加大地質(zhì)勘查投入力度，探明鈾礦儲量，增加天然鈾資源儲備，提升國內(nèi)天然鈾產(chǎn)能，建立自己的天然鈾“大糧倉”，筑牢天然鈾安全供應的防線，是提高鈾資源保障程度的主要途徑。

鈾礦從發(fā)現(xiàn)到提交儲量，往往要經(jīng)歷十年以上的找礦周期，且隨找礦深度和難度加大，找礦周期會更長。隨著科技進步雖可縮短周期、提高找礦效率，但必須以大量的基礎性工作為前提。此外，我國目前專業(yè)從事鈾礦找礦的人員經(jīng)過屬地化改革后大約只是以前的1/10，而天然鈾需求要求突破的資源量則是以前的數(shù)倍，導致找礦難度系數(shù)增加數(shù)十倍。

基于以上考慮，建議將鈾資源安全保障列入國家戰(zhàn)略和規(guī)劃。同時，加大中央財政投入，加強科技創(chuàng)新和公益性、基礎性、戰(zhàn)略性鈾礦勘查工作，摸清鈾資源“家底”，落實可供后續(xù)勘查開發(fā)的基地。

完善電價機制促進抽蓄電站發(fā)展

作為技術成熟、運行可靠、經(jīng)濟高效、可規(guī)模化開發(fā)的電網(wǎng)儲能設施，抽水蓄能電站是解決新能源消納問題，推動構建清潔低碳、安全高效電能體系的重要舉措。當前，我國抽水蓄能電站發(fā)展還存在一些突出問題，主要體現(xiàn)在缺乏完善的電價機制，成本回收困難，社會投資意愿低。

目前，我國抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電費和抽發(fā)損耗均納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)（或區(qū)域電網(wǎng)）運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。然而，隨著我國電力體制改革向縱深推進，抽水蓄能電站成本面臨以下不能有效回收的風險：

首先，隨著發(fā)用電計劃放開，市場化用戶將執(zhí)行“上網(wǎng)電價+輸配電價+政府性基金和交叉補貼”的電價模式。國家發(fā)改委《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》中明確“抽水蓄能電站費用不得計入輸配電定價成本”。市場化用戶不再承擔抽水蓄能容量電費，原來已通過銷售電價疏導的費用也無法回收。

其次，我國市場電量占比將超過65%，政府目錄銷售電價的執(zhí)行范圍將縮小至居民、農(nóng)業(yè)等保底用戶，該部分用戶用電量比重小、目錄電價低，通過銷售電價回收抽水蓄能電站成本難度大。

第三，抽水蓄能電站參與電力市場機制尚不完善。我國電力市場建設剛剛起步，中長期交易規(guī)則和試點省份現(xiàn)貨市場規(guī)則沒有明確抽水蓄能電站提供系統(tǒng)安全費用的回收方式，導致其無法作為獨立市場主體進入電力市場。

綜上所述，現(xiàn)行抽水蓄能電價政策是在電力市場化建設前制定的，沒有考慮與電網(wǎng)輸配電價的銜接，使其建設成本缺乏有效回收機制，不但影響社會各方投資建設抽水蓄能電站的積極性，而且將導致電網(wǎng)企業(yè)無力承擔抽水蓄能電站費用，影響其可持續(xù)發(fā)展和有效利用。

因此，建議繼續(xù)對抽水蓄能電站實行兩部制電價，同時加快建立適應新電改要求的抽水蓄能電價形成及成本回收機制，考慮將抽水蓄能電站容量電費作為電力系統(tǒng)公共成本，由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一采購，再向用戶側分攤傳導。另外，建議在“十四五”規(guī)劃中設置合理的抽水蓄能電站規(guī)模，確保按需有序開發(fā)建設。針對湖南電網(wǎng)發(fā)展和調(diào)峰需求，建議優(yōu)先考慮在湖南南部布點抽水蓄能電站，增強湘南地區(qū)電網(wǎng)安全水平和供電能力。

解決電價交叉補貼問題刻不容緩

長期以來，電價交叉補貼對幫扶居 民生活、“三農(nóng)”發(fā)展，促進社會和諧穩(wěn)定發(fā)揮了重要作用，但隨著電力體制改革深入推進，其已成為影響電價改革、電力市場建設、營商環(huán)境改善的重要因素，亟待解決。

首先，工商業(yè)用戶用電負擔重，影響企業(yè)競爭能力。我國工商業(yè)電價平均每千瓦時0.64元，居民電價0.54元，居民電價僅為工商業(yè)的0.8倍。如取消電價交叉補貼，按照國際平均1.7倍比價計算，居民電價將提高到0.84元，工商業(yè)電價每千瓦時能夠降低7.6分錢，將極大減輕企業(yè)成本負擔。

其次，電價交叉補貼規(guī)模大，影響電改推進。國家政策已明確要求，經(jīng)營性電力用戶的發(fā)用電計劃原則上全部放開，但實際執(zhí)行中，因居民、農(nóng)業(yè)用電享受電價交叉補貼規(guī)模龐大，為保障交叉補貼資金來源，需從高價工商業(yè)用戶和低價水電、跨區(qū)購電等多方面籌集資金，這使各地低價水電、跨區(qū)購電不能向市場全面放開，影響整個電力市場的公平競爭和健康發(fā)展。

第三，工商業(yè)企業(yè)因承擔電價交叉補貼導致生產(chǎn)要素價格偏高，制約企業(yè)產(chǎn)品服務競爭力，而居民電價偏低導致用電過度消費，使稀缺的電力資源配置處于扭曲和低效狀態(tài)。從社會福利來看，工商業(yè)企業(yè)為確保自身利益，會將所負擔的交叉補貼以“加價”形式轉嫁給下游消費者，降低消費者購買力，實際上是社會整體福利的損失。

因此，解決電價交叉補貼問題已勢在必行，應當引起各方高度重視，將其作為深化電改的重要內(nèi)容，逐步研究解決。

第一，明確配套政策，以電改“9號文”為指導研究解決電價交叉補貼矛盾的實施方案?！?號文”要求，結合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼，過渡階段，電價交叉補貼由電網(wǎng)企業(yè)申報，通過輸配電價回收。建議盡快明確具體實施方式和時間進度，加快推動政策落地。

第二，統(tǒng)籌配置資源，發(fā)揮電網(wǎng)服務平臺作用，穩(wěn)定交叉補貼資金來源。做好輸配電價改革與全面放開經(jīng)營性發(fā)用電計劃的銜接，授權電網(wǎng)企業(yè)按照政府定價，采購相應的低價水電、跨區(qū)外來電等，保障過渡階段以及將來必要的交叉補貼資金來源。

第三，研究建立機制，逐步解決電價交叉補貼矛盾，為工商業(yè)企業(yè)減負。在不擴大補貼規(guī)模的基礎上，理清電價交叉補貼總水平。完善居民階梯電價制度，在保障大多數(shù)居民一檔基礎用電價格的前提下，提高第二、三檔電價標準，逐步減少直至取消工商業(yè)對居民的電價交叉補貼。建立與用電負荷率相關聯(lián)的電價機制，充分發(fā)揮價格信號作用，科學引導電力投資、建設以及消費市場。

優(yōu)化充電設施建設運營補貼政策

近年來，為促進新能源汽車推廣應用，國家給予了大量財政專項補助，有力推動了產(chǎn)業(yè)發(fā)展。但與新能源汽車高速發(fā)展相比，配套充電設施建設卻相對滯后，因此建議進一步優(yōu)化充電設施建設運營補貼政策。

截至2019年底，全國新能源汽車保有量達381萬輛，連續(xù)兩年增加超過100萬輛，呈快速增長趨勢。根據(jù)《電動汽車充電基礎設施發(fā)展指南（2015-2020年）》規(guī)劃，2020年我國分散式充電樁目標將超過480萬根，以滿足全國500萬輛電動汽車的充電需求。截至2019年底，全國充電樁總數(shù)為121.9萬根，車樁比僅為3.1:1，充電樁缺口造成充電難現(xiàn)象，成為限制我國新能源汽車發(fā)展的主要原因之一。

目前，僅北京、山東等9省市出臺了覆蓋全境的充電基礎設施建設運營補貼政策，浙江、四川、湖北、陜西等省僅在省會和部分城市出臺了補貼政策，沒有實現(xiàn)全覆蓋。如在湖北省，僅武漢對充電設施建設進行了補貼。但實際上，近幾年除武漢外其他地市的新能源汽車發(fā)展也較為迅猛，雖然僅有4741根充電樁，占湖北省總數(shù)5.82%，但年充電量達到1.83億千瓦時，占全省充電量的40.67%。如果有相關配套政策支持，這些地市的充電設施建設將進一步加快，有利于推動電動汽車的推廣。

另一方面，目前公交、網(wǎng)約車等專用充電站、核心城區(qū)的公共充電站已具備盈利空間，社會資本紛紛搶占市場，甚至部分區(qū)域充電設施存在扎堆現(xiàn)象。而城郊、高速等區(qū)域的充電設施由于投資回收周期長，社會資本投資意愿低，造成站點較少、充電較難，嚴重影響了電動汽車出行體驗。需要地方政府根據(jù)充電設施規(guī)劃布局，加大對保障型充電設施建設的補貼力度。

同時，由于充電設施建設缺乏統(tǒng)一的標準，設備質(zhì)量、施工工藝、配套設施良莠不齊，加之部分運營商運維力量不足，建成后長期無人維護或者故障處理不及時，造成大量壞樁、呆樁、僵尸樁，既占用了寶貴的土地資源，又加劇了充電緊張局面。

為促進電動汽車廣泛應用，需擴大充電設施建設補貼覆蓋面，建議將補貼政策由重點城市向所有地市延伸，實現(xiàn)充電設施建設補貼的全覆蓋。另外，為滿足電動汽車出行需求，需對城郊、高速等保障型充電設施針對性加大補貼力度，引導科學合理地建設充電網(wǎng)絡。同時，為提升充電服務質(zhì)量，需要優(yōu)化充電設施運營環(huán)節(jié)補貼策略，促進充電運營商提升管理水平。

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