C改革
電價市場化改革進展緩慢
伴隨電力行業的快速發展，我國現行電價機制已呈現出多種矛盾，電力市場只有引入競爭機制，允許社會資本參與進來，并且按照市場化要求進行競爭，才能逐漸完善電力市場秩序。2015年4月，國家發改委印發《關于降低燃煤發電上網電價和工商業用電價格的通知》，決定自2015年4月20日起，全國下調燃煤發電上網電價和工商業用電價格，其中全國燃煤發電上網電價平均每千瓦時下調約2分錢，全國工商業用電價格平均每千瓦時下調約1.8分錢。
根據通知，下調燃煤發電上網電價形成的降價空間，除適當疏導部分地區天然氣發電價格以及脫硝、除塵、超低排放環保電價等結構性矛盾，促進節能減排和大氣污染防治外，主要用于下調工商業用電價格。下調電價的同時，推進銷售電價結構調整。全面推進工商業用電同價，江西、貴州和新疆實行商業用電和普通工業用電同價。居民生活和農業生產用電價格原則上保持穩定，適當減少電力用戶間的交叉補貼。逐步取消化肥電價優惠，化肥生產用電執行相同用電類別的工商業用電價格。優惠價差較大的地方，分兩步到位，2016年4月20日起全部取消電價優惠。
早在2002年，國務院下發《電力體制改革方案》時，就確定了電價市場化的目標，即廠網分離、主輔分離、輸配分開、競價上網，最終實現市場化的電價形成機制。產業信息網發布的《2015~2020年中國電力生產市場評估及未來發展趨勢研究報告》顯示，近年來我國電力改革基本處于停滯狀態。
2012年，國務院下發的《關于深化電煤市場化改革的指導意見》中規定，繼續實施并不斷完善煤電價格聯動機制，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%。但據近三年歷次電價下調的情況發現，除2015年4月電價的下調明確與煤電聯動機制有關外，其余歷次調整電價的原因均非煤電聯動所致。因此，必須先從體制上進行改革，網售分開，才能保障直購電順利實施和推廣。根據國家發改委2005年頒布《電價改革實施辦法》，我國電價分為上網電價、輸配電價和銷售電價。受種種因素影響，我國仍沒有實行獨立輸配電價，上網電價和銷售電價都主要由政府定價，目前僅部分地區開展了電力市場、大用戶直購電等市場定價的試點。
D趨勢
電力消費仍將低速增長
當前，我國持續十多年的重化工業化階段已臨近結束，經濟由工業主導向服務業主導的趨勢更加明確，這將使高耗能行業用電量增長停滯甚至下降，第三產業和居民用電量增長對總量的拉動作用并不顯著，全社會用電量增速繼續在百分之二三的低位徘徊，2016年全國電力消費仍將保持低速增長。
我國宏觀經濟增速總體將呈現穩中緩降態勢，總體判斷用電需求仍較低迷，但受低基數等因素影響，預計拉低2015年用電量增長的建材和黑色金屬冶煉行業的用電量降幅將在2016年收窄。受經濟轉型驅動，信息消費、光伏扶貧、城鎮化發展等因素會繼續拉動第三產業和居民生活用電量保持較快增長。工商業銷售電價下調以及電力用戶直接交易，降低了用電企業生產成本，有助于改善企業經營，增加電力消費。部分地區推行電能替代既能促進大氣污染防治和節能減排，也能促進電力消費增長。
綜合判斷，在考慮常年氣溫水平的情況下，預計2016年全社會用電量同比增長1%~2%。分產業看，預計第一產業用電在常溫氣候條件下維持2015年中低速增長水平。第二產業用電受到部分行業尤其是重化工業產能過剩、國家加大節能減排力度、推動傳統產業技術升級等綜合因素的影響，預計用電量降幅將比2015年收窄。第三產業在國家轉型升級、積極推進“大眾創業、萬眾創新”、培育信息消費，以互聯網、大數據等新一代信息技術為主要代表的信息化加快發展等因素帶動下，用電量增速預計與2015年總體持平。城鄉居民生活用電平穩增長，預計增速與2015年總體持平。
2016年，全國電力供應能力充足，非化石能源發電裝機比重進一步提高。預計全年新增發電裝機1億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機5200萬千瓦左右。年底全國發電裝機達到16.1億千瓦、同比增長6.5%左右，其中水電3.3億千瓦、核電3450萬千瓦、并網風電1.5億千瓦、并網太陽能發電5700萬千瓦左右，非化石能源發電裝機比重提高到36%左右。
2016年，全國電力供應能力總體富余、部分地區過剩。其中，東北和西北區域電力供應能力過剩較多，華北區域電力供需總體平衡，部分省份富裕，華中、華東和南方區域電力供需總體寬松，多個省份富余。按照全社會用電量增速1%~2%的中值測算，預計全年發電設備利用小時3700小時左右，其中火電設備利用小時4000小時左右。
事實上，我國部分地區電力面臨供過于求的局面，如何合理規劃好各種發電能源，以更清潔、高效的方式滿足安全供應，是需要深入研究的問題。但是，我國電力市場不健全，市場在資源配置中沒有發揮決定性作用。微觀經濟學原理說明，當不能通過市場配置資源，必將造成沒必要的損失。自由市場形成價格的好處是，供需在“看不見的手”指引下趨向均衡，既無過剩也沒有短缺，使包括消費者剩余和生產者剩余在內的總剩余最大化和效率最優化。
E建議
加快轉變電力發展方式
首先，嚴格控制電源新開工規模，合理壓縮投產規模，優化增量結構，促進電力行業科學發展。一是嚴格控制電源新開工規模，合理壓縮投產規模。相關政府部門既要嚴格控制煤電開工規模，也要適當控制具有明顯隨機性、間歇性、波動性特征的風電和光伏發電的開發節奏，以避免過快發展造成發電能力過剩加劇、行業資產利用效率下降和可再生能源電價附加上調壓力加劇；要堅持地區環保約束、大范圍資源優化配置以及市場公開競價相結合的原則，取消一批不具備核準條件的煤電項目，暫緩一批已核準項目開工，避免進一步加劇發電市場過剩。二是提高調峰電源比重。在嚴格控制電源開工規模情況下，加快抽水蓄能等調峰電源建設，建議將部分有條件的煤電機組改造為調峰機組，提升電力系統綜合調峰能力，既能提高可再生能源發電消納能力，也能提升高參數大容量煤電機組運行效率，從而提高全行業乃至全社會資產利用效率和效益。三是優先開工水電和核電項目。相比風電和太陽能風電，水電和核電不僅同樣具有良好綠色低碳性能，還有發電成本相對較低和發電容量效用高的比較優勢，在嚴格控制電源總開工規模情況下，可有序開工這兩類項目，為拉動和穩定經濟增長、促進電力結構綠色轉型和低碳發展、保障電力中長期安全經濟供應發揮作用。四是加快清潔能源基地外送電通道建設以及城鄉配電網建設改造。經濟低谷時期電力投資是拉動社會經濟增長的重要動力，同時超前儲備了經濟發展所需的電力保障基礎條件。清潔能源基地外送電通道以及城鄉配電網建設改造，一方面是擴大西部清潔能源在東中部的消納市場，另一方面配電網升級建設改造，可以滿足人民生活的電能替代需求，兼顧電動汽車、充電樁以及分布式能源快速發展的接入要求。
其次，遠近結合，多措并舉，加快解決“棄水”、“棄風”、“棄光”問題。電力建設發展具有較長的周期性和路徑依賴，要加快解決電力系統運行中存在的突出問題，從行業全局來統籌協調已建發電設施的合理運行問題。從長遠看，一方面要強化電力統一規劃，真正做到各類電源之間、電源電網之間相協調，區域布局及項目與消納市場、配套電網以及調峰電源相統籌，健全國家規劃剛性實施機制；另一方面要調整新能源發電發展思路，風電和光伏發電發展應堅持集中與分散相結合原則，鼓勵中東部地區分散、分布式開發。更重要的是要在電力系統運行中采取綜合性解決措施：一是建設跨區跨省通道，擴大可再生能源發電消納市場。要結合規劃盡快提出云南、四川和“三北”地區等可再生能源基地的跨省區消納輸電通道。二是優化系統調度運行，提高跨省區輸電通道利用效率，在更大范圍內解決棄水棄風棄光問題。三是建立系統調峰調頻等輔助服務補償機制或輔助服務市場，調動各類機組參與輔助服務市場的積極性，提高系統對非化石能源發電消納能力。
再次，堅持開放發展，推動與周邊國家的電網互聯互通。一是統籌利用國內國際兩種資源、兩個市場，加強與“一帶一路”周邊和沿線國家及地區的電力合作，促進特高壓輸電以及核電、火電、水電“走出去”，帶動相關裝備、技術、標準和管理“走出去”。二是在加快建設中國能源互聯網的同時，積極推動我國新增裝機創新高我國電力行業競爭加劇與周邊國家的電網互聯互通。三是積極參與全球能源電力治理，主動參與相關國際標準制定，加強能源電力信息統計能力建設和電力信息交流。同時，科學推進電力行業節能減排工作。一是統籌規劃減碳、節能、節水、污染物控制目標和措施，注重整體效益的提高。二是加快建立電力排污許可管理制度，進一步規范煤電污染物管控方式。三是持續提高煤炭轉換為電力的比重，加快以電代煤、以電代油步伐，進一步降低散燒煤炭對環境的影響。四是在推進煤電超低排放改造專項行動中，要加快完善超低排放監測、監管、技術標準體系，企業要高度重視超低排放改造的可靠性、穩定性和經濟性，因地、因廠、因煤制宜選擇環保設施改造技術路線，科學合理安排改造周期，保障環保設施改造質量。
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