2018年中国能源政策回顾探究 本文关键词：探究，年中，回顾，能源，政策
2018年中国能源政策回顾探究 本文简介：摘要：2018年是我国能源行业致力于打赢三大攻坚战，实现能源行业高质量发展的一年。多项涉及能源行业政策出台，主要举措包括打赢蓝天保卫战、促进清洁能源健康发展，推进能源领域供给侧改革、深化能源领域体制改革等。截至2018年底，“十三五”期间共化解煤炭过剩产能8.1亿t，淘汰关停
2018年中国能源政策回顾探究 本文内容：
摘要：2018年是我国能源行业致力于打赢三大攻坚战，实现能源行业高质量发展的一年。多项涉及能源行业政策出台，主要举措包括打赢蓝天保卫战、促进清洁能源健康发展，推进能源领域供给侧改革、深化能源领域体制改革等。截至2018年底，“十三五”期间共化解煤炭过剩产能8.1亿t，淘汰关停落后煤电机组2000万千瓦以上，超额完成目标。政府工作报告提出的“一般工商业电价降低10%”目标超额完成。电力、油气体制改革持续深化，增量配电网试点建设持续推进，煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发电计划全面放开，基本理顺居民用气门站价格。对2018年能源领域出台的重点政策进行了梳理，分析了部分热点政策的影响，并对未来政策的引导方向提出了建议。
关键词：三大攻坚战; 能源政策; 高质量发展; 供给侧改革; 体制改革;
1.能源行业发展存在问题分析
2018年是改革开放40周年，是全面贯彻党的十九大精神的开局之年，是推动能源高质量发展的开局之年。能源行业坚决贯彻党中央、国务院决策部署，坚持新发展理念，坚持稳中求进工作总基调，落实高质量发展要求，有效应对外部环境深刻变化，深入推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略，加快建设清洁低碳、安全高效的能源体系，各项工作取得了显著成效。但在能源行业发展过程中，依然存在以下几方面问题。
1）大气污染问题依然严峻。近年来，我国在大气污染治理方面取得了一定的进展，2017年，全国地级及以上城市PM10平均浓度比2013年下降22.7%；京津冀、长三角、珠三角等重点区域PM2.5平均浓度分别比2013年下降39.6%、34.3%、27.7%；北京市PM2.5年均浓度降至58 μg/m3，全面完成《大气十条》确定的环境空气质量改善目标。但由于我国面临产业结构偏重、能源结构偏煤、产业布局偏乱、交通运输结构不合理等多重压力，导致我国大气污染物排放总量大、排放强度高，经济总量增长与污染物排放总量增加尚未脱钩[1]。因此，大气治理必然是一个长期而艰巨的过程。
2）清洁能源消纳能力不足。目前我国清洁能源消纳主要面临以下几方面的困难[2]：一是资源和需求逆向分布，清洁能源资源大部分分布在“三北”地区和西南地区，而用电负荷主要位于中东部和南方地区，由此带来的跨省区输电压力较大；二是清洁能源高速发展远超全社会用电量的增速，造成了较大的消纳压力；三是风电、光伏发电的出力波动性较大，大规模并网后，给电力系统的调度运行带来了较大挑战。
3）可再生能源发电补贴缺口持续扩大。在风电、光伏等行业发展前期，相较于常规能源开发成本相对较高，为鼓励行业发展，我国采取了“标杆电价+财政补贴”的方式加以扶持，补贴资金来源于可再生能源电价附加。随着可再生能源发展规模的不断扩大，可再生能源电价附加也从2007年的0.1分/kW·h大幅上调到现行的1.9分/kW·h，每年筹集金额也从56亿元飙升至近900亿元。但由于可再生能源补贴资金全部征收的难度较大，附加筹集金额增速远低于可再生能源行业发展的扩张速度，因此贴缺口越来越大。据统计，截至2018年末，累计补贴资金缺口已达到2 000亿元左右[3]。
4）天然气产业发展不平衡。当前我国天然气产供储销体系还不完备，产业发展不平衡不充分问题较为突出[4]，主要是国内产量增速低于消费增速，进口多元化有待加强，消费结构不尽合理，基础设施存在短板，储气能力严重不足，互联互通程度不够，市场化价格机制未充分形成，应急保障机制不完善，设施建设运营存在安全风险等。
5）煤炭、煤电存在产能过剩问题和风险。煤炭产能过剩问题依然存在，部分地区及中央企业去产能目标尚未完成[5,6]。煤电存在产能过剩风险，国家能源局发布的2021年煤电规划建设风险预警结果显示[7]，我国福建、“三北”及西南地区大部分省份煤电装机明显冗余、系统备用率过高，应暂缓核准、暂缓新开工自用煤电项目。
6）能源领域新业态发展支持政策有待完善。人工智能、大数据等新科技在能源领域的应用规模不断扩大，新能源微电网、能源互联网、储能产业、氢能、节能技术试点示范等能源新业态发展迅速，但相关领域政策发展规划存在空白，法规体系尚不完善，缺乏行业标准和规范。
2. 2018年能源行业政策梳理
为协调解决上述问题，保障能源行业健康有序发展。中共中央、国务院，能源主管部门等共同谋划，制定了多项政策。
2.1促进能源绿色发展
2.1.1打赢蓝天保卫战三年行动计划
2018年，国务院印发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》（以下简称《计划》），《计划》提出了优化能源结构，推进能源资源全面节约等关键举措，在京津冀及周边、长三角和汾渭平原等重点地区有效推进北方地区清洁供暖、实施煤炭消费总量控制、开展燃煤锅炉综合整治、加快发展清洁能源和新能源、发展绿色交通体系[7]。明确了京津冀及周边地区、汾渭平原的平原地区基本完成生活和冬季取暖散煤替代；京津冀鲁豫5省（市）煤炭消费总量比2015年下降10%，长三角地区下降5%，汾渭平原实现负增长等目标。《计划》印发后，重点地区各省、区、市积极响应，提出了各自的行动计划或实施方案。
2.1.2风电和光伏发电项目补贴持续退坡
为解决可再生能源发电补贴规模持续扩大，部分地区光伏发展过快等问题，加快实现风电、光伏平价上网，国家各有关部门制定出台了相关政策，对风电、光伏行业的发展提出了更高的要求。
1）对于风电项目，《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》明确[7]，从2019年起，各省（区、市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价，电价不超过同类资源区标杆上网电价。《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》明确分散式风电项目可不参与竞争性配置，上网电量执行当地风电上网标杆电价。
2）对于光伏项目，2017年底，《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》发布，3类资源区的光伏电站以及普通分布式发电项目度电补贴标准下调0.05元[8]。半年后的2018年5月31日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（业内称为“5.31”新政）。通知主要明确了3项内容[6,7,8]，一是明确了2018年暂不安排普通光伏电站发展规模，仅安排1 000万kW分布式光伏建设规模。二是自5月31日起，除光伏扶贫项目外，光伏电站和分布式发电项目电价及补贴双双降低0.05元/kW·h，I、II、III类资源区的光伏电站及“全额上网”的分布式光伏发电项目上网标杆电价分别为0.5、0.6、0.7元/kW·h，“自发自用，余电上网”分布式发电项目度电补贴下调为0.32元/kW·h。三是决定对新建普通光伏电站全部通过竞争性招标形成上网电价。密集的光伏补贴退坡政策，表明了国家对于推进光伏平价上网这一目标的决心，新政对于光伏市场造成了一定的冲击，使光伏行业从业者认识到，摆脱补贴依赖，提质增效，才能长期保持可持续健康发展。
3）对于风光资源条件较好的地区，2019年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》[7]，鼓励在资源条件最优和市场消纳条件保障度高的地区，推动实施平价和低价风电上网项目。
2.1.3 促进天然气协调稳定发展若干意见
国务院发布了《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（以下简称《意见》）。《意见》从产供储销4个方面，提出要加大国内勘探开发力度，健全天然气多元化海外供应体系，构建多层次储备体系，强化天然气基础设施建设与互联互通。《意见》明确了到2020年，国内天然气产量达到2 000亿m3以上，形成“供气企业形成不低于年合同销售量10%、城燃企业形成不低于年用气量5%、地方政府不低于3天日均消费量”的储气能力的总体目标。
同时，《意见》从体制机制建设角度，结合对2017年全国发生“气荒”的反思[7]，从供需能力监测预警、综合协调机制、需求侧管理和调峰机制、供应保障能力、合理价格机制、运行安全6方面提出了重点任务，明确了促进我国天然气协调稳定发展的基本思路。
2.1.4 煤电超低排放和节能改造
国家能源局、生态环境部发布《关于印发2018 年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》[9]，提出煤电超低排放改造4 868万kW，节能改造5 390.5万kW的全国目标。截至2018年底，全国累计完成煤电机组超低排放改造规模约8.1亿kW，节能改造规模6.89亿kW，提前超额完成2020年目标。
2.2能源领域供给侧改革持续推进
2.2.1 防范化解煤炭、煤电过剩产能
国家发展改革委发布《关于做好2018年重点领域化解过剩产能工作的通知》，明确2018年煤炭力争化解过剩产能1.5亿t左右、煤电淘汰关停不达标的30万kW以下煤电机组。截至2018年底，“十三五”期间共化解煤炭过剩产能8.1亿吨，淘汰关停落后煤电机组2000万kW以上[8]，超额完成目标。
2.2.2 加快煤炭优质产能释放，促进落后产能有序退出
国家发展改革委、国家能源局等四部委联合印发《关于进一步完善煤炭产能置换政策加快优质产能释放促进落后产能有序退出的通知》（以下简称《通知》）[7]。主要内容包括推动落后产能退出，支持优质产能增加，支持与煤炭调入地区签订相对稳定的中长期合同煤矿増加优质产能，支持煤电联营煤矿増加优质产能，鼓励已核准（审批）建设煤矿增加优质产能，《通知》涉及到的几类煤矿产能置换指标折算比例可提高为200%，煤电联营煤矿中煤矿和发电企业拥有一方股权超过50%的，折算比例可进一步提高为300%。
2.2.3制定清洁能源消纳行动计划
2018年11月，国家发展改革委国家能源局联合印发了《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》（以下简称《计划》），对全国及重点地区2018年至2020年3年间水电、风电和光伏发电利用率提出了明确目标[2]：到2020年，全国平均风电利用率力争达到95%左右，弃风率力争控制在5%左右，光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%，全国水能利用率95%以上，全国核电实现安全保障性消纳。新疆、甘肃等重点省区弃风情况明显改善，新疆和甘肃光伏发电利用率达到90%，四川、云南、广西3省区水电利用率均达到95%。《计划》提出了7方面重点措施，一是进一步优化电源布局，合理控制电源开发节奏。二是加快电力市场化改革，发挥市场调节功能。三是加强宏观政策引导，形成有利于清洁能源消纳的体制机制。四是深挖电源侧调峰潜力，全面提升电力系统调节能力。五是完善电网基础设施，充分发挥电网资源配置平台作用。六是促进源网荷储互动，积极推进电力消费方式变革。七是落实责任主体，提高消纳考核及监管水平。
2.2.4增加天然气储备应急能力
国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》（以下简称《意见》）[7]。除构建多层次储气系统，构建规范的市场化调峰机制，加强市场监管等内容外，《意见》提出了构建储气调峰辅助服务市场，明确各类参与储气主体通过自建合建储气设施、购买租赁储气设施，或者购买储气服务等方式，履行储气责任，鼓励成立专业化、独立的储气服务公司，支持大工业用户等通过购买可中断气量等方式参与调峰等内容。
3.能源领域体制改革持续深化
3.1 一般工商业电价降低10%目标超额完成
2018年政府工作报告中提出：“减轻企业负担，优化营商环境，将一般工商业电价平均降低10%”[7]。为此，国家发改委等部门精准施策，先后制定实施四批重大政策举措，全面落实已出台的电网清费政策、推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革、规范和降低电网环节收费和临时性降低输配电价、降低电力行业增值税税率、扩大跨省区电力交易规模、国家重大水利工程建设基金征收标准降低25%、督促自备电厂承担政策性交叉补贴。据统计，2018年一般工商业全国平均降低8分钱以上，年减轻一般工商业用户电费支出超1 000亿元，共降低社会用电成本超过1 600亿元。
3.2输配电价体系进一步完善
2018年，国家发展改革委发文，对跨省跨区专项工程和区域电网输电价格进行了核定[7]。进一步明确了跨省跨区专项输电工程输电价格、线损率以及通过跨省跨区专项工程进行市场交易用户购电价格构成和风险的分摊机制，对区域电网输电价格实行两部制电价。
3.3增量配电网试点建设持续推进
国家发改委和国家能源局先后出台了《关于规范开展第三批增量配电业务改革试点的通知》以及补充通知，确定了第三批共125个试点[7]。截至2018年底，三批320个试点项目中全部或部分建成48个，在建项目17个，开展前期工作项目115个，取得电力业务许可证49个，已经基本实现了全国地级以上城市的全覆盖。
3.4电力市场建设进入快车道
市场主体范围和交易规模不断扩大，国家能源局和国家发改委出台了多项政策[7]，要求进一步扩大售电公司准入和参与交易范围，全面放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发电计划、推进各类发电企业进入市场参与交易。2018年全国电力市场交易电量占全社会用电量比例超过30%，约比2017年增长23%。中长期交易周期多样化，已经形成了“年度交易为主、月度交易为辅，逐步引入日前市场”的市场模式。现货市场建设进入落地实施阶段，第一批8个现货市场试点中南方（以广州起步）、山西、甘肃现货市场方案和交易规则已经出台，交易系统上线试运行，其余5个现货市场试点预计于2019年上半年投入试运行。
3.5售电市场发展进入新阶段
截至2018年12月，全国售电公司的数量已达到约4 000家[7]。其中，广东省获得准入的售电公司就达到了412家，较2017年增加了10.2%，当年广东参与市场交易的售电公司为148家，其中118家实现盈利。
3.6基本理顺居民用气门站价格
国家发展改革委印发《关于理顺居民用气门站价格的通知》，要求各省区市理顺居民用气门站价格，建立反映供求变化的弹性价格机制。自2018年6月10日起，居民用气由最高门站价格管理调整为基准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接[7]。自此，我国不再区分居民和非居民用气门站价格，天然气在门站价格层面完全形成了以市场为主导的价格机制。
4.惠及民生
4.1能源扶贫
《中共中央国务院关于打赢脱贫攻坚战三年行动的指导意见》中提出[7]，实施贫困地区农网改造升级，加强电力基础设施建设，建立贫困地区电力普遍服务监测评价体系，引导电网企业做好贫困地区农村电力建设管理和供电服务，到2020年实现大电网延伸覆盖至全部县城，大力推进贫困地区农村可再生能源开发利用。
4.2乡村振兴战略
2018年中共中央、国务院编制印发了《乡村振兴战略规划（2018—2022年）》，提出构建农村现代能源体系[7]。主要内容包括优化农村能源供给结构，完善农村能源基础设施网络，加快推进燃料清洁化工程，推进农村能源消费升级，推广农村绿色节能建筑和农用节能技术、产品，探索建设农村能源革命示范区等。
5.政策建议
1）完善清洁能源消纳的市场机制，引导补贴平稳退坡。继续完善细化现有相关政策，出台具有一定可实施性的指导意见与行动计划，为进一步加快清洁能源发展建设、促进消纳提供政策支撑。建立健全消纳保障机制，确保各相关责任主体按照配额消纳可再生能源电力。做好非水可再生能源发电补贴退坡过程中的政策衔接，逐步缩小补贴缺口，平稳实现平价上网的目标。
2）持续深化电力体制改革。按照《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，持续完善电力中长期交易机制，统筹推进电力现货市场和辅助服务市场建设，同步加强对电网公平开放、电力市场交易和价格成本的监管。进一步推进电价成本下降，实施“暗补变明补”，逐步减少工业对居民的交叉补贴，完善配电资产管理体制和电价机制，用市场化手段来解决转供电中的不良行为，进一步清理和降低电价附加费。
3）加快推进油气体制改革。按照《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》的总体思路，推动油气勘查开采管理体制改革，提高上游企业勘探开发的积极性。推进油气管道运营机制改革，实现管输和销售分开。推进石油、天然气市场交易机制建设，加快放开竞争性环节价格，建立主要由市场决定价格的机制，实现上下游天然气价格联动。
4）稳步推进煤炭去产能工作，防范化解煤电过剩风险。应统筹规划、有序推进煤炭去产能工作，持续推动煤电联营和兼并重组，完善中长期合同及置换指标交易制度。煤电应按照《关于深入推进供给侧结构性改革进一步淘汰煤电落后产能促进煤电行业优化升级的意见》有关要求，根据煤电规划建设风险预警结果，有序推动项目核准建设，严控煤电新增产能规模，继续淘汰关停落后煤电机组，清理整顿违建项目。
5）促进能源行业新业态健康发展。能源主管部门宜加快补充出台相关行业的发展指导意见，完善相关政策法规，加强其与电力等能源传统行业的政策衔接，制定或完善相关国家标准及行业标准，引导行业健康发展。
参考文献
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[2] 国家能源局.国家能源局电力司负责同志就《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》答记者问[EB/OL].（2019-01-15）[2019-04-25]
[3] 中国化工信息杂志.今年首批可再生能源补贴明细下发，11省共享81亿元[EB/OL].（2019-06-21）[2019-04-25]
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[5] 于孟林. 煤炭继续去产能需做好三点[J]. 煤炭经济研究，2018，38（2）：1.
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