四是结构调整不到位。本世纪以来，我国电力工业持续推进化石能源清洁化发展和非化石能源规模化发展，煤电超低排放规模和可再生能源装机容量已达世界首位，但与建设美丽中国、建立现代能源体系的要求相比，电源结构仍不合理，清洁电源比重还需持续较快提升，灵活调节电源比重更需要大比例提高；网源结构仍不协调，部分地方电源与电网规划、建设和投运不同步，“卡脖子”现象较突出，可再生能源消纳难度较大；地区发展仍不平衡，东北、西北的供应过剩压力长期偏大，部分省市的煤电连年全行业亏损、弃水弃风弃光比率超出警戒线水平。
五是产业链不协同。多年来，电力行业作为关系国计民生的基础性行业，肩负了重大的政治和社会责任，受国家计划管理与宏观调控的影响较大，产业链上的一些突出问题由于种种原因尚未得到有效解决。煤电与煤炭顶牛的矛盾仍较突出，煤电联动机制不完善、启动不及时，煤电企业大部分时间生存在煤价上涨与电价固定的夹缝，不少企业入不敷出、负债率高企；煤电与可再生能源的互补机制不健全，煤电为可再生能源托底和调峰做出了最主要的贡献，但缺乏合理的辅助服务补偿机制支撑；供热与燃料的价格联动机制不完善，一些地方核定热价只计入燃料成本，且热价与燃料的联动不到位，导致供热企业出现严重的热价倒挂。
深入推进电力行业三大变革
电力行业发展的主要矛盾是新形势下生产关系与生产力不相适应的具体表现。要破解发展的主要矛盾，必须通过改革和创新解决滋生矛盾的深层次问题。具体而言，就是以习近平总书记能源革命战略思想为根本遵循，通过质量、效率、动力等三大变革实现电力发展方式的根本转变，建立清洁低碳、安全高效的新一代电力系统，促进电力行业与经济社会的协调可持续发展。
质量变革方面，要以供给侧结构性改革为主线，大力提高电力供给的清洁化、低碳化和智能化水平。要进一步明确电力行业可持续发展的战略方向和目标，按照“全国一盘棋”的思路不断改进电力布局和配置方式，推进跨区跨省资源优化配置、电源集中与分散开发并举，鼓励多能互补和智慧能源发展。煤电要在积极化解过剩产能压力的同时，加快超低排放、节能和灵活性改造，同时要在国家散煤治理的过程中发挥更大的主体作用，积极推进热电冷汽多联供替代煤炭分散燃烧，走出一条社会经济可承担、环境容量可承受、有效供给可保障的清洁高效煤电发展之路。气电要适度发展调峰气电和分布式气电，弥补一些地区存在的灵活调节电源短板。核电要在确保安全的前提下开工建设适度规模的项目。水电要在做好移民和生态环境保护的条件下积极开发西南水电基地。非水可再生能源要在完善能源发展规划和投资预警机制的情况下，快速有序发展陆上和海上风电、光伏电站和分布式光伏项目，加快试验示范光热项目。
效率变革方面，要以电力交易为突破口，加快推进相关领域各个环节的重大改革。需进一步打破计划思维和体制的束缚，全方位推动电力体制改革，有力推进与电力企业密切相关的国资国企改革以及煤炭、天然气、铁路等行业改革，进一步释放改革红利和发展活力。对于行政管理和监管体制，需继续深化“放管服”改革，进一步完善行政决策、执行、监督的管理模式，持续加强电力监管体系，提高经济性、社会性监管能力和公共服务水平。对于市场机制，要加快还原电力的商品属性，以建立统一开放、公平合理、竞争有序、监管有效的现代电力市场为目标，牢牢牵住电力市场交易体系这个“牛鼻子”，进一步明确和完善电力市场交易品种和规则、电力系统辅助服务激励机制、可再生能源价格机制和激励政策、交叉补贴、输配电价、普遍服务、热力与燃料价格联动机制等核心制度，使电力企业真正成为自主经营、自负盈亏、自我约束、自我发展的市场主体。
动力变革方面，要以培育新动能为着力点，全面实施电力行业创新驱动发展战略。技术研发上，要积极引导和鼓励产学研各界推进700℃和630℃超超临界发电、大容量风电、高效太阳能发电、储能、特高压、柔性输电等重点技术与装备创新，加快重大核心技术装备自主国产化。示范工程上，要加快建设630℃二次再热示范、多能互补、能源互联网等一批具有行业标杆作用和推广价值的重大工程，扎实推进先进技术的产业化、商业化进程。创新应用上，要积极引导和鼓励先进适用技术装备在发、输、配、用等环节的应用，加快探讨实施电力现货以及期货等金融产品和商业模式的创新和应用，大力推动“互联网＋”、人工智能、大数据应用等信息化行动的落地实施，持续提升电力系统的自动化、数字化和智能化水平，为广大用户提供选择多、响应快、质量好、费用省、体验佳的电能产品和服务。
来源：中国能源报
作者：陈进行
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