中电联2018年高级技师高级技师评定

来源：蜘蛛抓取(WebSpider) 时间：2018-05-31 17:51 标签： 中电联2018年高级技师

6月14日，中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2018》。

报告指出，我国经济已由高速发展阶段转入高质量发展阶段。能源电力行业是建设现代化经济体系的重要基础和支撑，肩负推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系的历史重任，但从当前电力发展改革现状看，还存在很大差距，仍面临着较为严峻的形势和挑战。

电力系统安全稳定运行面临严峻考验

随着我国电力快速发展和持续转型升级，大电网不断延伸、电压等级不断提高、大容量高参数发电机组不断增多，新能源发电大规模集中并网，电力系统形态及运行特性日趋复杂，特别是信息技术等新技术应用带来的非传统隐患增多，对系统支撑能力、转移能力、调节能力提出了更高要求，给电力系统安全稳定运行带来了严峻考验。此外，各类自然灾害频发，保障电力系统安全任务更为艰巨，发生大面积停电风险始终存在。

清洁能源消纳问题依然突出

2017年，在各方共同努力下，通过综合施策，弃风、弃光率有所下降，云南、四川弃水电量有所减少，辽宁、福建核电限电情况有所缓解，但并没有从体制机制上解决清洁能源消纳问题，清洁能源发展面临的问题依然突出，如发展协调性不够、系统灵活性不足导致调峰困难、输电通道建设不匹配导致大范围消纳受限、水电流域统筹规划和管理较为薄弱、新能源自身存在技术约束、需求侧潜力发挥不够、市场机制不完善、政策措施有局限等问题依然没有得到较好解决，未来核电和大规模新能源发电并网消纳、西南水电开发与送出的压力和挑战会越来越大，难以适应国家“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”的总要求。

煤电企业经营困难，保障清洁发展能力较弱

据国家统计局数据，全国规模以上发电企业资产总额7.6万亿元，比上年增长4.2%;负债总额5.1万亿元，比上年增长3.8%;受电煤价格大幅上涨、市场化交易量增价降等因素影响，全国规模以上火电企业仅实现利润207亿元，比上年下降83.3%，直接拉动发电企业利润同比下降32.4%。

据中电联调查，截至2017年年底，五大发电集团[1]电力业务收入9559亿元，比上年增长9.1%;电力业务利润总额310亿元、比上年下降64.4%，其中火电业务亏损132亿元，继2008年后再次出现火电业务整体亏损。

煤电发电量占全国发电量的65%，长期以来在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用，在未来二三十年内，煤电在清洁发展的基础上，仍将发挥基础性和灵活性电源作用，仍是为电力系统提供电力、电量的主体能源形式。煤电长期经营困难甚至亏损，不利于电力安全稳定供应，也极大削弱了煤电清洁发展的能力，煤电清洁发展的任务更加艰巨。

核电建设发展停滞，连续两未核准新项目

核电是可以大规模替代煤炭、为电力系统提供稳定可靠电力的清洁能源发电类型，是实现国家2020年和2030年非化石能源发展目标、构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要手段。但近两年核电发展停滞，已连续两年没有核准新的核电项目（除示范快堆项目外），核电投资规模也连续两年下降，在建规模减少到2017年底的2289万千瓦，核电发展进度明显慢于《国家电力发展“十三五”规划》，可能会影响国家非化石能源消费比重目标完成，也与核电产业链（核电特殊性：建设周期长、安全要求高、人才培养慢）宜平稳发展这一产业特殊性要求有较大差距。

电力改革与市场化建设进入深水区

两年多来，电力改革全面推进、成效显著，接下来的电力改革将逐步进入攻坚克难、啃硬骨头的深水区。综合体现在四个方面：

一是政策多门、各地各异。导致各类试点在具体落实过程中，中央各部门之间、中央与地方之间、政府与市场主体之间、电力企业与社会之间协调难度大，规则不规范，市场准入标准各地各异。

二是跨省区交易存在壁垒障碍。市场交易体系不健全、品种不完善、信息不对称，制约清洁能源跨区交易与消纳规模，难以体现市场对资源配置的优势。

三是电价体系有待完善。当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导，缺乏合理的市场化疏导机制，导致发电企业尤其是煤电企业的合理利润空间被肆意挤压，输配电成本归集和电价交叉补贴没有科学化的监审标准，电网和社会企业投资增量配电网积极性受挫，行业可持续发展能力减弱。

四是支撑增量配电业务试点的相关政策规范和发展规划缺乏、相关法规不清晰，配电存量与增量的区域划分与建设发展困难重重，投资效益不确定，安全运营风险加大。（来源：经济网）

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经济网讯 2018年1月31日，中电联发布《年度全国电力供需形势分析预测报告》。报告预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。呼吁着力解决掣肘电力企业经营关键问题，切实提高行业可持续发展的动力和活力。

2018年全国电力供需：总体宽松，局部高峰时段偏紧

综合考虑宏观经济、服务业和居民用电发展趋势、大气污染治理、电能替代等各方面因素，预计2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平。考虑到2017年高基数等因素，在平水年、没有大范围极端气温影响情况下，预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。

预计全年全国新增装机容量1.2亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机7000万千瓦左右。预计2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦，其中，非化石能源发电7.6亿千瓦，占总装机比重将上升至40%左右。预计煤电装机容量10.2亿千瓦，占全国装机比重53.6%，比2017年底降低1.5个百分点。

预计2018年全国电力供需总体宽松、部分地区富余、局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时3710小时左右，其中，火电设备利用小时4210小时左右，与2017年基本持平。分区域看，东北、西北区域预计电力供应能力富余较多；华东、华中区域预计电力供需总体平衡，少数省份在迎峰度夏、度冬用电高峰时段供需偏紧；华北区域预计电力供需总体平衡，河北南网电力供需偏紧；南方区域预计电力供需总体平衡，但省级电网间平衡差异较为突出。

中电联在做好年度电力供需形势分析预测的基础上，提出四大建议。

针对电力工业不平衡、不充分问题，提前谋划精准施策。

深刻认识新时代发展要求，厘清主要矛盾和问题。加强顶层设计，跟踪研究并提出兼具系统性、针对性和操作性的行业发展对策。针对电力行业发展中绿色低碳发展、市场化改革、网源协调、清洁能源消纳等重点问题，组织开展专题研究和系列调研；进一步提高思想认识和政治站位，站在支撑国民经济健康发展的高度，观大势、谋全局、干实事，科学制订行业发展对策，有序推动问题解决。

认清形势，顺应大势，精准谋划企业发展策略。电力企业应学懂、弄通、做实党的十九大精神，按照中央经济工作会议决策部署，瞄准新时代的新目标，准确把握新时代能源电力工作的新要求，在趋势变化中主动发挥作用。

加强“十三五”发展规划中期评估，切实引导行业高质量发展。

加强规划执行过程管理，完善并落实规划中期评估机制。及时开展相关调研工作，根据规划执行中出现的新形势、新问题，统筹电力发展各环节工作，并客观做好规划的滚动修订，促进规划目标的顺利完成，推动电力行业高质量发展。

客观评价规划确定的发展目标、重点任务和政策措施落实情况。对各省生产供应能力目标、电源结构目标、电网发展目标、综合调节能力目标、节能减排目标、民生用电保障目标以及能源消费总量目标进行全面评估，并对评估结果进行客观分析、科学应用。

根据规划评估情况，适时调整规划目标和任务，完善相关政策与措施，推动规划有效实施。对明显低于进度或明显超过进度的有关规划目标进行合理调整，例如太阳能发电装机容量已基本实现“十三五”规划目标，应适时调整规划目标和任务。

推进煤炭电力两行业协同发展，保障能源电力安全稳定供应。

多措并举保障电煤市场的供需平衡和稳定供应。煤炭稳定供应关系国计民生，保持煤炭市场供需平衡、具备一定余缺调剂裕度，不仅是保障电力能源安全供应的必要要求，更是保障煤炭、电力等上下游相关行业稳定协调发展的客观需要。全面梳理全国煤炭有效产能、产量，根据煤炭市场实际情况，认真协调煤炭去产能和保供应的关系，坚持电煤市场化方向，鼓励符合安全、高效、环保的先进煤企释放产能，加快审批投产一批合规项目，增强保障能力，保障电煤市场的供需平衡和稳定供应。

继续优化进口煤政策。进口煤作为沿海电厂电煤供应的重要补充，对补充国内沿海煤炭供应、保障我国能源安全具有重要作用。一方面充分考虑沿海电厂设计煤种、区域特点、内贸煤港口集疏运能力、度冬度夏电煤供需平衡情况，统筹制定进口煤调控目标。另一方面提高进口煤相关管理政策的延续性和稳定性，优化监管措施，给发电企业增加采购煤种选择和资源优化调整空间。

加强运力协调，做好铁路运力的保障协调和各港口资源配置协调。运力保障是影响电煤安全稳定供应的关键环节，尤其在南方沿海区域，有序做好资源和港航运力衔接是保证安全供应的必然要求。建立运力监督协调机制，及时协调解决出现的各项重点问题；加强电煤运输与其他重要基础物资的运输协调；在东南沿海港口完善电煤储备应急机制，尤其确保重点地区、重点用户、重要时段的用煤需求。

着力解决掣肘电力企业经营关键问题，切实提高行业可持续发展的动力和活力。

理顺各种价格关系，营造电力企业正常经营环境。尽快引导电煤价格下调至绿色区间，有效降低持续居高不下的燃料成本，以缓解煤电企业经营困境并提高行业贯彻落实中央降电价要求的承受能力。完善并启动煤电联动机制，有效缩减当前持续高位的燃料成本、大幅上涨的环保成本与接连下降的电价之间的矛盾。针对以清洁能源为主的地区推行火电机组备用容量补偿机制；尽快健全并落实辅助服务市场，针对长期备用机组实行两部制电价等措施，为系统调峰、调频、备用等机组提供合理补偿。

尽快解决发电企业各项补贴、补偿拖欠问题，缓解企业经营压力。一方面，加快解决可再生能源电价附加补助资金历史欠账问题，尽快研究完善可再生能源发电补贴定价机制及相关政策，减少简化交叉补贴，以解决当前向低碳绿色清洁能源转型关键阶段可再生能源高速发展产生的高额补贴需求。另一方面，正确认识、合理评估环保电价作为巨额环保改造投资成本补偿的合理性和必要性，将参与市场交易电量的环保电价调整为“价外补贴”方式，鼓励发电企业进行超低排放、深度节能和灵活性改造；加强对燃煤机组环保改造的政策支持，及时兑现超低排放煤电机组相应的资金补贴和电量奖励政策。

建立普遍服务补偿机制，保障电力企业尤其是电网企业可持续发展的需要。针对电力企业尤其是电网企业农网建设改造、东西帮扶计划等普遍服务工程，具有显著的高投资、低收益特征，一方面将对应投资纳入输配电价核定中统筹考虑，另一方面在财政、资金等方面加大政策支持力度，通过对农网建设改造工程实行长期低息贷款或政府贴息，对电价承受能力差的地区给予运营补贴等方式建立电力普遍服务补偿机制。

着力在提质增效上下功夫，合理降低企业运营成本。一方面，外拓市场、增产增利。发电企业积极开展电量结构优化，做好集团内部的“产能置换、电量转移”，电网企业积极探索推进“电能替代”，争取增供扩销。另一方面，加强成本管控和运营管理，加快低效、无效资产处置，防控经营风险。深化企业内部体制、机制改革，实现科技引领和管理创新。电网企业加快电网自动化建设，完善调度运行机制，加快高损治理，实现降损增效。（宋明霞

　　1-6月份，全社会用电量累计增速同比提高，第二产业用电较快增长;工业用电量较快增长，制造业日均用电量连续两个月创历史新高;四大高载能行业用电均实现正增长，合计用电增速低于工业;发电装机容量增速同比回落，新能源发电量保持快速增速;除水电外的其它类型

利用小时均同比增加;全国跨区、跨省送出电量快速增长;新增

能力同比增加，其中太阳能发电占比近一半。

　　新增发电生产能力同比增加，其中太阳能发电占比近一半。

　　1-6月份，全国基建新增发电生产能力5211万千瓦，比上年同期多投产155万千瓦。其中，水电249万千瓦、火电1515万千瓦、核电113万千瓦、风电753万千瓦、太阳能发电2581万千瓦。水电比上年同期少投产315万千瓦，火电、核电、风电和太阳能发电分别比上年同期多投产94、4、152和219万千瓦。

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