神经内科召开第18期“ALS患者健康教育”会

截至2018年5月底，甘肃电力辅助服务市场启动深度调峰交易36次，深度调峰贡献电量2410万千瓦时，启动火力发电应急启停1次，贡献电量175万千万时，辅助服务补偿金额1297.4万元，运行近两个月的甘肃电力辅助服务市场开局良好。

展未来构建协同机制推动电力行业转型升级改革开放40年来，我国电力工业取得了辉煌的成就和长足的进步，电力事业蓬勃发展。风力发电、太阳能发电等低碳、无碳能源迅速崛起，电力在能源系统的中心地位更加突出，装机结构随之不断变化调整。

加快放开发用电计划，电力市场化交易初具规模。截至2017年底，国家发展改革委、国家能源局共组织开展了两批增量配电业务改革试点，面向社会资本推出195个试点项目，并初步建立了多元主体参与的竞争机制。同时，增量配电试点是探索电力供给侧改革的创新路径之一。发展智能发电技术，提高火电、水电、核电、新能源发电智能化运行控制水平。如果将这部分可平移负荷最大限度地平移到电网用电低谷，就可以大大降低用电高峰压力和电网安全运行风险，消纳更多的新能源电力。

数据显示，2017年，全国电力装机容量中，水电装机3.44亿千瓦，占比19%;火电装机11.05亿千瓦，占比62%;核电装机3582万千瓦，占比2%;风电1.63亿千瓦，占比9%;太阳能发电1.29亿千瓦，占比7%。伴随发用电计划的不断缩减，市场化交易规模势必进一步扩大，打破市场壁垒，建立竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系已呈不可逆转之势，电力体制改革降低企业成本、优化资源配置的改革红利将进一步释放，市场化终将成为推动电力生产和消费革命的决定性力量。发电企业去杠杆、降负债，是另一个难题。

当然，目前，发电行业又处于一个新的低谷时期，各企业、各区域盈亏分化、效益下滑，煤电亏损严重，现金流紧张。如去年国电与神化的重组，不仅形成了煤电产业链、收益风险对冲机制，而且大幅度降低了国电集团的资产负债率。如设立煤炭消费总量、碳减排天花板，率先对火电实施排污许可，改征环保税，开展中央环保督察、生态文明建设年度评价，启动碳排放权交易，设置非水电可再生能源配额，开展绿证核发、认购等等。因此，推进煤、电产业供给侧改革，必须统筹规划，综合平衡，做好预案，防止连锁反应，努力实现产需对接，上下游协调发展，同时，必须减少直接的行政干预，坚持用市场化法治化手段，严格执行环保、质量、安全等法规标准。

从发电行业来讲，要加强应对，趋利避害，增强正效应。十三五要求淘汰火电落后产能0.2亿千瓦以上，也难度不小。

2016年，用电量增长5.0%，发电利用小时3797，下降191小时;其中：火电4165小时，下降199小时。随着2016、2017年我国经济形势的好转以及全社会用电量的恢复性增长，认为经济增长、电能替代、新能源车普及这三驾马车将驱动用电量增长，6%左右是目前最新的判断。近几年，四川、云南火电离不开、活不了，不断为水电、新能源让路，利用小时大幅下降，亏损连年增加，深陷生存危机。五大发电集团改变过去单纯扩张型战略，坚持市场导向、价值思维，占全国装机容量的比重连续7年下降，从2010年49.21%下降到2017年41.04%，降低了8.17个百分点。

我国推进供给侧改革，总体上有利于破除无效供给，发展壮大新动能，优化升级经济结构，提高供给体系的质量和效率。据中电联统计，十三五初期全国纳入规划及核准在建的煤电项目总规模达3.5亿千瓦，如任其发展，2020年煤机达到13亿千瓦，煤机利用小时会跌至3500小时。但简单一刀切，势必会影响投资、设计、承建、监理和制造等发电产业链上的各方利益，极有可能带来安全隐患、队伍稳定、经济损失与法律风险。五年来，共退出煤炭产能8亿吨，煤矿减少3800处。

无论是去产能，还是降负债，都任务艰巨、难度极大。近年来，国家为振兴实体经济，应对国际竞争，高度重视清理规范涉企收费，降低企业融资、用能和物流成本。

因此，化解煤炭、煤电过剩产能，如何统筹规划、综合平衡，减少行政干预，避免副作用，需要不断总结经验教训。到7月份，国家发改委等16部委梳理前期文件，集成印发了《关于推进供给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险的意见》(1404号)，明确了十三五煤电发展的控制目标，并推出了一系列强力举措：从严淘汰煤电落后产能;清理整顿违规项目(未核先建、违规核准、批建不符、开工手续不全，一律停工停产);严控新增产能规模(红橙色预警省份不再新增;2020年底前已纳入规划基地外送项目减半);加快东、中、西部煤机升级改造;规范自备电厂管理;推进煤电重组整合等等。

在此基础上，各市场主体，一致行动，久久为功，把三去一降一补任务落到实处，减少发电行业的系统性风险。风电、光电利用小时分别为1948、1204小时，分别提高203、74小时。在电力过剩的大背景下，降价潮已席卷全国，倒逼市场主体去产能。而且，在区域布局上出现新趋向，新增风光电在东、中部地区分别占58.9%、82.4%。国资委也印发了《2018年度央企供给侧结构性改革工作实施方案》，重点要求在瘦身健体、降本增效、煤电整合、风险防范四个方面推进工作。其中：非化石能源装机6.9亿千瓦、占总容量的38.7%;非化石能源发电量1.95万亿千瓦时、占总发电量的30.4%。

截至2016年底，全国燃煤自备电厂装机达1.15亿千瓦，年均增长15.7%，比统配煤机增速高10个百分点。举例来说，业内外对十三五全社会用电量增长的预测，就有三种判断：乐观派。

降低企业用能成本超过3200亿元，其中，通过核定独立输配电价、扩大电力直接交易、完善基本电价等方式降低全国工商业电价，为企业减负2000亿元以上。近年来，全世界新增非化石能源装机40%在中国。

如化解煤炭过剩产能就存在过犹不及、救起煤炭、伤及电力的问题。六是供给侧改革，五大集团引领、示范。

咬住目标，突出重点，深化供给侧改革。电力行业从国家增强实体企业竞争力大局和自身长远利益出发，在降电价上主动作为，通过折价让利，促进了下游工商用户用电量的增长以及利润水平的增长。目前，发电行业上网电价政府、市场双管齐下，一降再降，几乎到了降无可降的起步，与新电改9号文提到的交易公平、电价合理的目标相去甚远，政府明文规定的煤电联动也变成了镜中花、水中月，已严重危及发电企业的生存与保供。集资办电、两轮电改促使了发电侧的放开，形成了分散、多元、众多的投资主体，一方面激发了发展的活力，另一方面带来了激烈的过度的竞争。

降低用能成本的策略问题。2017年，用电量增长6.6%，发电利用小时3786，下降11小时;其中：火电4209小时，增加23小时，改变了多年来跌跌不休的现象，开始增产增收。

其次，要坚持价值思维，强化市场意识，坚决推进战略转型和结构调整，要严控煤电新增产能、清理整顿违规项目、从严淘汰落后产能、着力整治自备电厂。一些社会资本、煤炭集团、地方能投公司、新兴市场主体不顾国家的风险预警以及电力行业的整体利益，仍在盲目扩张，占全国装机容量的比重从2010年51%上升到2017年59%。

截止到2017年底，我国发电装机17.8亿千瓦。但是，下一步深化供给侧改革必须咬住目标，突出这两个重点。

在淘汰水泥、平板玻璃等落后产能的基础上，扩展到钢铁、煤炭以及煤电、农业等重点领域，并赋予供给侧改革新的内涵，上升为今后一时期的工作主线。2016、2017年新增煤电装机3997万千瓦、3855万千瓦，比2015年约减少40%。截至2017年底，我国发电装机容量高达17.8亿千瓦，比2002年底净增14.3亿千瓦，年均增长11%，高过同期GDP、全社会用电量的增长。目前30万千瓦以下小火电机组约1.1亿千瓦，其中：7000万千瓦为热电联产机组，且普遍存在职工人数多、历史包袱重、地处边远区域、计提减值准备难等问题。

趋利避害，多措并举，深化改革，共奔小康进入十三五中期，面对复杂多变的营商环境以及业绩下滑、负债高企的困难局面，新时代发电企业如何走出低谷、共奔小康、谋求高质量发展，其中很重要的一条举措，就是业内上下，要凝聚共识，趋利避害，多措并举，深化供给侧改革，以实现发电行业的可持续发展。煤价的再度高企以及市场的紧平衡，对发电行业的直接影响是缺煤发电、燃料成本大增，导致煤、电行业经营业绩冰火两重天。

大唐集团过去以创造大唐速度为荣，近年来转变为低速增长、剥离煤化工、打造效益大唐，转型发展、提质增效成效显著。年底，又大力推动降低企业融资、用能和物流成本，增强工商企业竞争力，振兴实体经济。

根据国际能源署发布的资料，我国居民电价在31个国家中居于倒数第3位，仅高于墨西哥和马来西亚;工业电价居于第16位，处于中间位置;电价总体处于国际中等偏下水平，与美国接近，但是工业电价高出美国35%~50%。一个发电集团每年光财务费用就达200多亿元。