电力发展“十三五”规划的电网企业功能定位及发力点

   十三五”时期，电力发展面临的环境可以概括为：世界经济在深度调整中曲折反复、增长乏力，中国经济在发展新常态下增速换档、结构性产能过剩；全球气候协议《巴黎协定》生效带来温室气体减排法律约束，全面建成小康社会面临环境污染治理巨大压力；国际国内能源供求格局深刻调整，新一轮能源技术变革方兴未艾，能源清洁化发展势在必行；电力及其他能源领域改革、国有企业改革、价格改革等深入推进，电力发展新制度正在形成。

   面对新环境，电力工业迎来加快转型发展的重要机遇期，并将在“十三五”时期基本奠定未来发展新格局，初步形成新的路径依赖。作为电力工业的重要组成部分和中心环节，电网发展具有较强的外溢效应，直接关系到电力发展整体规划的实施和目标的实现。电网企业必须树立电力发展全局理念，围绕自身科学功能定位，在实现自身发展目标的同时，为电力发展十三五规划的落地实施提供支撑和保障。

科学认识电网企业功能定位

按照进一步深化电力体制改革的要求，未来一段时期内，电网企业功能定位主要体现为：

电网投资运行主体。作为投资主体，负责按照国家电网规划和地方配电网规划投资建设输配电网基础设施，不断优化完善电网结构；作为运行主体，做好已建成电网基础设施的运行维护，保持电网设施健康运行状态；对上下游开放电网公平接入，做好并网运行服务工作。

电力传输配送主体。发挥电力高速路的作用，按照充分利用、减少浪费、优化配置、调剂余缺的原则，将并入电网的各类发电电源发出的电力输配给终端用户。尤其要满足在全国范围内优化配置资源的需要，为电力跨区跨省交易提供输送服务。

电力调度指挥平台。作为电力系统运行的调度指挥中心，电网企业下设的电力调度控制中心负责发、输、变、配、储、用电各方行为的指挥协调，确保电力供需实时平衡和系统安全稳定。随着电网规模的扩大和电网结构的复杂化，尤其要注意在电力调度运行中预防大面积停电事故的发生。

电力市场交易平台。按照此次电改要求成立的电力交易机构，虽相对电网企业独立，但实际都以电网企业为主组建，采取电网企业绝对或相对控股的组织形式。在相当长一段时间内，交易机构仍将依托电网企业运行，负责电力市场交易平台的建设、运营和管理工作。

电力供应服务主体。按照输配与售电分开、售电业务向社会资本开放的改革要求，电网企业应无歧视地向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务；按照电力普遍服务的要求，在供电营业区内承担保底供电服务责任。电网企业也可成立售电公司，从事竞争性售电业务。

落实电力发展“十三五”规划的“电网十条”

围绕以上功能定位，电网企业应在以下十方面发力，促进电力发展“十三五”规划实施的落地和目标的实现。

适应确保国家能源安全的需要，完善电网安全发展体系。随着能源革命的深入推进，“能源发展以电力为中心、电力发展以电网为中心”的能源发展特征日益明显，确保电网安全对保障国家能源安全意义重大。完善电网安全发展体系，首先要优化电网结构，为电网安全提供坚强的物理基础；坚持分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效原则，按照《电力系统安全稳定导则》的要求，充分论证全国同步电网格局，完成规划确定的各区域电网工程建设任务，进一步调整完善区域电网主网架，提升各电压等级电网的协调性和相互支援能力，探索大电网之间的柔性互联，加强区域内省间电网互济能力。其次，要适应大电网和复杂电网结构的物理基础，立足安全优化电网调度运行机制，有效防范大面积停电事故的发生，确保电力系统安全稳定运行。再次，适应全球气候变化的形势，加强电网防灾、抗灾、减灾、救灾能力建设，推广先进适用技术，努力降低大范围雨雪冰冻等极端恶劣天气对电网安全稳定运行的影响。最后，要高度重视电网信息安全能力建设，按照主动防御、纵深防御、立体防御理念，做好信息安全顶层设计，从人员、终端、网络、边界、主机、应用、数据等方面全面提升网络安全防护水平，确保电网、设备的运行安全和数据安全。

适应大范围优化配置资源的需要，提高电力输送能力。我国发电资源与电力消费需求呈现明显的逆向分布特征，客观上需要通过“西电东送、北电南送”来实现电力资源大范围优化配置。“十二五”期间存在的弃风、弃光、弃水和局部火电、核电过剩问题，以及“十三五”期间规划新建、续建的大型水电、煤电、核电、风电、太阳能发电市场消纳，都需要通过或配合远距离传输来实现各类发电资源的充分利用。实际上，受远距离传输能力和市场消纳的约束，“十三五”规划不得不主动延缓了部分水电基地和大型风电、太阳能发电基地的建设节奏。为统筹解决上述问题，规划要求“十三五”期间要通过建设特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道，在现有“西电东送”输电能力基础上增加近一倍即1.3亿千瓦，2020年达到2.7亿千瓦。面对如此艰巨的电力外送通道建设任务，电网企业应积极对接电源规划和建设项目，按照“适度超前、留有裕度”的原则，做好工程方案设计和组织实施、先进适用技术攻关、复杂地形地质适应、工程质量安全和造价管控、建设时序科学安排等各方面工作，为促进可再生能源和各类发电资源大范围优化配置，提供及时高效可靠的“电力高速路”通行服务。

适应构建清洁电力发展体系的需要，实现电力节能低碳调度。按照“十三五”规划要求，2017年起要全面开展适应大规模清洁能源发电开发利用的电力节能低碳调度。作为电力调度运行指挥平台，电网企业应做好以下工作：按照国家关于电力节能低碳调度的规范要求，制定科学可行的电力系统调度原则和具体措施，完善调度技术支持系统；按照安全、清洁并重的原则，完善调度运行安全校核和风险管控机制，确保电力系统安全稳定；在保障清洁能源发电优先上网的同时，建立对不稳定的风电、太阳能发电等新能源发电侧的功率预测和出力稳定性考核机制，鼓励新能源发电侧通过建设互补电源和储能设施等增加出力稳定性，实现新能源发电上网优质优价；通过充分发挥电网联络线调剂作用，加大抽水蓄能等电网调峰能力建设，加强调度侧对新能源发电的功率预测，在试点基础上建设辅助服务市场，探索电动汽车充放电与电力系统互动等措施，改善电力系统调峰能力，最大限度地消纳清洁电力资源。

适应深化电力体制改革的需要，完善电力市场交易体系。按照关于深化电力体制改革的总体要求，规划围绕完善电力市场体系，对有序放开发用电计划和辅助服务市场、现货市场、风险对冲机制建设等提出了明确的阶段安排和时间要求。为完成以上规划任务，电网企业要在交易机构人员、经费、办公场所等方面给予保障，支持交易机构相对独立运行，抓紧组建市场管理委员会，开发电力市场交易技术支持系统，完善电力市场交易规则，初步建立电力市场交易平台规范运行机制。按照国家有序放开发用电计划的要求，不断扩大市场交易规模，通过向市场主体合理收费，用以维持正常的交易和运营成本支出，从而真正具备自我发展、独立运营的能力，但要坚持不以营利为目的。按照《关于推进电力市场建设的实施意见》和规划安排，先易后难、积极探索、试点先行，逐步实现大用户双边直接交易、竞价集中交易，省内交易和跨省跨区交易，中长期交易和现货交易，电能量交易、辅助服务交易和容量市场交易，电力期货和衍生品交易等各类交易品种全部纳入交易平台统一组织，最终形成市场起决定性作用的电力电量平衡机制和资源配置机制。

适应聚焦网络和平台功能的需要，提升对上下游和客户的普遍服务能力。按照深化电力体制改革的要求，电网将更加聚焦网络属性和平台功能，同时电力市场主体更加复杂多样，要求电网对各方提供公平开放高效的接网和供电服务。对各类发电方，按照公开的接入电网技术标准、工程规范和相关管理办法，一视同仁地提供并网接入服务，减少发电资源浪费。尤其是对各类可再生能源发电，切实落实好全额保障性收购制度，解决好无歧视、无障碍上网问题。对社会投资的新增配电网、抽水蓄能等调峰设施、企业自备电厂和联网型微电网，做好与大电网的联网服务工作。对售电方和各类用户，无歧视地提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务，积极支持售电侧市场竞争主体培育工作。对供电营业区内不参与市场交易的用户、因社会资本投资的配售电公司无法履行责任而无法正常用电的用户，承担保底供电服务责任。着力解决城市配电网、乡村及偏远地区供电薄弱问题，努力满足新能源、分布式电源、电动汽车充电基础设施等多元化负荷接入需求，切实保障民生用电。

适应分布式电源和微电网发展的需要，实现大电网和分布式电源、微电网的安全灵活互动。集中式发电和分布式发电并举、大电网和微电网互动，是未来电源和电网发展的重要趋势。规划也多处提到分布式电源和微电网发展，要求加快分布式电源建设，推广“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，鼓励企业、机构、社区和家庭根据自身条件，投资建设屋顶式太阳能、风能、天然气等各类分布式电源，推进微电网关键技术研究及示范建设等。为完成以上规划任务，最重要的是要放开电网公平接入，安装适应电力流双向流动的计量、保护和监控装置，规范并网运行服务机制，实现分布式发电、微电网和大电网（包括配电网）的安全、灵活互动，在最大限度地利用发电资源、确保电网安全的过程中，大电网侧和微电网侧、发电侧互为支撑、互为备用。

适应节约、科学、合理用电的需要，加强电力需求侧管理。需求侧管理与分布式电源都属于广义的用户侧资源，规划明确提出要大力提高电力需求侧响应能力。作为实施电力需求侧管理工作的主体，电网企业要完善需求侧管理机制，利用峰谷电价、分时电价、实时电价、可中断负荷电价等机制和有序用电、直接负荷控制等手段，配合电网和发电侧储能设备充放电，引导用户用电负荷与清洁能源发电、电网输配能力实时匹配。按照规划提出的要求，电网企业要发挥自身优势，整合系统运行、市场交易和用户用电数据，提高负荷侧大数据分析能力，及时发布相关数据信息，增强负荷侧响应能力，引导用户节约用电、科学用电、合理用电，减小系统峰谷差，提高系统利用率。

适应优化能源终端消费结构的需要，积极推进电能替代。当前，我国电煤比重与电气化水平偏低，大量的散烧煤与燃油消费是造成严重雾霾的主要因素之一。规划把“实施电能替代，优化能源消费结构”作为18项重点任务之一，要求立足能源清洁化发展和大气污染防治，以电能替代散烧煤、燃油为抓手，不断提高电能占终端能源消费比重、可再生能源占电力消费比重及电煤占煤炭消费比重。为此，电网企业要落实好两方面重点工作：一是在以电代煤方面，落实《关于推进电能替代的指导意见》（发改能源[2016]1054号），加强电能替代配套电网建设，推进电网升级改造，加强电网安全运行管理，提高供电保障能力。对于新增电能替代项目，安排专项资金用于红线外供配电设施的投资建设。同时，建立提前介入、主动服务、高效运转的“绿色通道”，按照客户需求做好布点布线、电网接入等服务工作。二是在以电代油方面，作为电动汽车充电设施建设运营主体之一，按照适度超前、统一规划、合理布局的原则，有序推进各类电动汽车充电站、桩的建设；作为充电设施建设运营的主要先行者，发挥资金、技术、人才等优势，建设开放共享的充电网络智能服务平台，并向其他社会投资主体投资建设的充电站、桩开放；作为充电基础设施供电服务主体，加强配套电网建设与改造，并为充电基础设施接入电网提供便利条件，保障充电基础设施无障碍接入。

适应推进“互联网+”智慧能源发展的需要，推进“互联网+”智能电网建设。“互联网+”智能电网是“互联网+”智慧能源发展的基础，也是目前“互联网+”智慧能源发展的先行领域。为推进“互联网+”智能电网建设，电网企业除完成“十三五”规划提出的建设智能变电站、推进配电自动化建设、提升输配电网络的柔性控制能力、构建“互联网+”电力运营模式等重点任务外，还可通过以下“三个合作”，拓展和丰富“互联网+”智能电网建设内涵，推动“互联网+”智慧能源发展：一是加强与热力、天然气、交通、通信设备、用能设备、电网相关装备制造等产业的合作，推动建设以智能电网为基础，与热力管网、天然气管网、交通网络等多种类型网络实现互联互通、多种能源形态协同转化、集中式与分布式能源协调运行的综合能源网络基础设施，为“互联网+”智慧能源发展奠定物理网络基础。二是加强与城市供水、供气、供热等公共事业单位的合作，促进水、电、气、热的远程自动集采集抄，实现多表合一，为“互联网+”智慧能源发展积极探索末端营销融合、数据共享、供需互动的实现途径。三是加强国际合作，配合国家“一带一路”战略，推动构建全球能源互联网，推动全球能源互联网在理念、战略、技术、规划、项目等方面实现突破，为“互联网+”智慧能源发展国际合作摸索成功经验。

适应大规模筹集资金和提高资金效率的需要，积极引入社会资本。完成规划的电网建设相关任务，所需资金规模巨大，同时规划也对部分建设项目效益提出了要求。电网企业积极引入社会资本开展电网相关建设，有利于拓宽资金筹集渠道，提高资金使用效率，放大国有资本功能。比如，在落实规划提出的输电通道建设、存量配电网升级改造和增量配电网建设、严格控制电网建设成本等要求方面，电网企业均可积极引入社会资本，推行混合所有制改革。再比如，为完成抽水蓄能电站、电动汽车充电设施建设规划任务，加快可再生能源和分布式能源并网工程建设，电网企业除向社会资本开放相应市场外，也可能通过混合所有制的方式，加快解决电网调峰能力不足、充电设施和并网工程建设滞后的问题。作为处于自然垄断地位和具有资金、技术、人才、信息、规模等优势的一方，电网企业应为社会资本进入以上诸多领域创造条件、提供便利，推行混合所有制要本着平等互利、共赢共享的原则，避免出现社会资本进入的“玻璃门”、“弹簧门”现象。

实施“电网十条”的保障措施

改进业绩考核指挥棒。落实关于深化国有企业改革的指导意见和完善中央企业功能分类考核的实施方案，根据电网企业新的功能定位，弱化对电网企业经济效益的考核，强化对社会效益的考核。具体来说，根据能源和电力发展对电网企业的要求，围绕电网企业提供的公共产品和服务质量、营运效率、成本控制和安全保障能力，将供电可靠率、综合电压合格率、户均配变容量、城乡供电服务均等化、跨省跨区输送电量、落实可再生能源全额保障性收购义务、电网综合线损率、实施电力需求侧管理节约的电力电量、电力节能低碳调度和“三公”调度，电力系统安全和信息数据安全等纳入业绩考核；除竞争性售电业务外，适当降低经济增加值和国有资本保值增值率考核的权重。强化政府监管，引入第三方评价，将相关评价结果纳入业绩考核。

抓住电价改革牛鼻子。落实关于进一步深化电力体制改革的若干意见，以电价改革推动电力体制改革，努力形成竞争环节由市场决定价格、非竞争环节由政府管制价格的电价体系。在输配电价改革方面，按照“准许成本加合理收益”原则，建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系，改革和规范电网企业运营模式，同时为其他市场主体进入输配电领域提供稳定的价格和收益预期。为促进跨区跨省输电通道建设，对交直流输电采用不同的定价机制，对于输电为主的直流输电工程，采用单一电量电价方式，按照兆瓦公里核定标杆输电价格；对于兼顾输电和安全效益的交流输电工程，采用两部制电价方式，以电量电价反映输电效益，以容量电价反映联网安全效益。在发售电价改革方面，实现公益性以外的电价由市场形成，完善各类新能源发电补贴机制，研究促进可再生能源就近消纳和储能发展的价格政策。完善电力市场辅助服务（含各类备用容量服务）价格和促进电力需求侧管理的电价政策。

完善规划实施新体系。为配合电力规划的实施，国家层面应出台电网发展专门规划，细化落实电力规划中的电网发展任务，同时与各类电源发展专门规划相衔接。各地方应出台地方电网发展专门规划，与全国电网发展专门规划、地方电力发展规划和地方其他相关规划相衔接。电网企业也应根据《电力规划管理办法》的要求，按照国家电力规划、电网专门规划制定企业发展规划，积极开展规划项目前期工作，有序推进项目建设，保障规划顺利落实。