電改在穩步推進，產生的連鎖反應正在釋放成行業的機會。但電力消費的背景依然沒變，一些趨勢性的政策也將成為新機會的行業。

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政策背景

電力增速和經濟發展關系密切。受經濟增速趨緩等因素影響，全社會用電量增速也由高速增長轉為中速增長。2015年全國全社會用電量5.55萬億千瓦時，同比增長0.5%，為1998年（2.8%）以來年度最低水平。如果說L型是經濟發展新常態，那么電力增速放緩也很可能成為新常態。

巴黎協定正式生效

2015年12月12日巴黎氣候變化大會上通過了《巴黎協定》，直到今年11月4日正式生效，基本目標是把全球平均氣溫升幅控制在工業化前水平以上2°C之內，并努力將氣溫升幅限制在工業化前水平以上1.5°C之內。中國政府宣布的2030年目標包括：

l 碳強度要在2005年的基礎上降低60%—65%；

l 非化石能源占一次能源的比重達到20%左右；

l 森林蓄積量比2005年增加45億立方米；

l 二氧化碳排放峰值要在2030年左右達到峰值，并爭取盡可能早達到峰值。

巴黎協定正式生效利好清潔能源的發展，意味著清潔能源將得到進一步發展，同時意味著將進一步壓縮火電發電空間。

電力體制改革

2015年3月中發9號文《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》發布，拉開了我國新一輪電力改革大幕。加快構建有效競爭的市場結構和市場體系、轉變政府對能源的監管方式、建立健全能源法治體系、提高能源利用效率、提高安全可靠性、促進公平競爭、促進節能環保是本輪改革的總體思路。目前，加快大用戶與電廠直接交易、培育售電側市場主體正逐步成為本輪改革的一大特點。

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面臨的問題

煤電企業

受電力增速放緩的影響，發電企業發電設備年利用小時數嚴重下降。2015年全國6000千瓦及以上電廠發電設備平均利用小時為3969小時，同比減少349小時。為緩解煤電過剩帶來的壓力，2016年3月17日，國家發改委、國家能源局聯合下發特急文件，督促各地方政府和企業放緩燃煤火電建設步伐；同時4月8日，國家能源局發布未來3年33個省級電網區域（含蒙東、蒙西和冀北、冀南）的煤電建設風險預警信號；10月10日《國家能源局關于進一步調控煤電規劃建設的通知》（國能電力[2016]275號）再次強調煤電過剩風險。

另外《關于有序放開發用電計劃工作的通知（征求意見稿）》指出，加快縮減煤電機組非市場化電量，2017年3月15日后投產的煤電機組不再安排優先購電計劃以外的發電計劃。這意味著煤電企業將逐步直面電力市場的競爭。

新能源企業

棄風棄光和補貼延遲發放是新能源電站面臨的主要問題。

2015年國網調度范圍內累計棄光46.5億千瓦時，棄光率為12.62%，其中甘肅達到30.7%，新疆為22%。

若按照全國2.1億千瓦風電，1億千瓦光伏裝機目標，至2020年，風電補貼需求810億元，太陽能補貼需求660億元。按照現行可再生能源電價附加1.9分/千瓦時的征收標準，預計征收資金1200億元，將出現較大資金缺口。另外，《關于調整新能源標桿上網電價的通知(征求意見稿)》也降低了2017年光伏發電補貼，國家電網《關于非自然人分布式光伏項目電費結算方式變更的通知》也暫停了墊付非自然人分布式光伏項目補貼。

電網企業

電力需求增長放緩是電網企業面臨的一大問題。在電力體制改革的背景下，電網企業面臨著輸配電價改革、售電業務和增量配網業務放開等問題，電網企業需要對運營成本進行嚴格管理，提高效率，并適應增量配網和售電業務放開帶來的競爭等問題。

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新機遇與新型業務

煤電企業

參與市場電量競爭。 2016年7月《關于有序放開發用電計劃工作的通知（征求意見稿）》指出加快縮減煤電機組非市場化電量，2017年3月15日后投產的煤電機組不再安排優先購電計劃以外的發電計劃，適時取消相關目錄電價。這意味著煤電企業將直面電力市場。市場競爭雖然慘烈，但同時也是煤電企業的發展機遇，如何搶占電力市場將是未來煤電企業重點需要考慮的問題。

轉型調峰電廠。隨著風電、光伏等可再生能源進一步發展，火電發電空間壓縮的同時也對火電調峰提出了新的要求。解決調峰能力不足是《電力發展“十三五”規劃》的重要任務，同時《關于推動東北地區電力協調發展的實施意見》、《關于下達火電靈活性改造試點項目的通知（第一批）》、《可再生能源調峰機組優先發電試行辦法》、《關于下達第二批火電靈活性改造試點項目的通知》等多個文件也明確要求開展火電靈活性改造，提高機組深度調峰、快速爬坡啟停的能力。未來很可能出現的場景是，新能源承擔基荷，而部分火電逐漸成為調峰機組。隨著調峰調頻等有償性輔助服務市場的逐步建立，火電調峰也將具備一定的商業機會。

成立獨立售電公司。2016年10月11日，國家發改委、能源局公布《售電公司準入與退出管理辦法》和《有序放開配電網業務管理辦法》，文件支持發配售一體售電模式。煤電企業成立售電公司具有自己的優勢，不僅可以銷售自家的電，也可以賣其它電廠的電，創造更多價值。

新能源電站

綠色證書制度認證及交易。能源局下發《關于建立燃煤火電機組非水可再生能源發電配額考核制度有關要求的通知》(征求意見稿)，規定燃煤機組可通過購買可再生能源綠色證書完成非水電可再生能源發電配額考核指標。未來綠色證書交易機制，將為實現可再生能源發電的綠色價值部分，提供了市場化的解決辦法。

參與碳排放權交易。全國將于2017年啟動碳排放權交易，以5萬千瓦風電項目為例，每年可以減少6-8萬噸/年碳減排量。

參與電量替代發電。為解決棄風棄光問題，新能源電站可以積極參與發電權交易。以新疆新能源電站為例，2015年與燃煤自備電廠進行電能量替代交易電量10.24億千瓦時（電價補償費0.2元每度），試點風電光伏企業發電利用小時數平均提升191.1小時，獲得國家新能源補貼和上網電費近4億元。

公共電網公司

過網和并網服務業務。電力體制改革背景下，電網公司將逐步往輸配電服務公司轉型，在此模式下，過網和并網服務業務將成為電網公司的主要收入來源。

面向其它售電公司的輔助服務，例如抄表、代收費等。

競爭性售電業務。國家發改委、能源局公布的《售電公司準入與退出管理辦法》明確“電網企業也可以成立售電公司”，基于電網企業多年電力市場運營經驗、人才儲備和數據支撐，電網所屬售電企業或將成為區域龍頭企業。

增量配網運營商與售電公司

增量配網指新建增量配電網、混合所有制方式投資配電網增容擴建和電網企業存量資產外的存量配電網。增量配網可以由投資單位運營，也可以委托第三方運營。增量配網的盈利模式主要包括：配電和相關增值服務收入，包括但不限于合同能源管理、綜合節能、合理用能咨詢和用電設備運行維護等增值服務，參與輔助服務市場，政府規定的保底供電補貼。

同時，增量配網申請成為售電公司后能夠面向用戶開展售電業務。

另外，不擁有配網的第三類售電公司同樣將成為未來售電公司的主要形式之一。

微能源網及綜合能源服務商

微能源網集成了風、光、氣等多種能源輸入和熱、電、冷等多種產品輸出，是由狹義微電網發展起來的廣義微型能源網，它包含了供電服務和供冷供熱服務。微能源網的組成包括用戶、分布式光伏、分布式風電、分布式三聯供燃機、熱泵以及其它分布式供能單元，同時儲能裝置不僅限于電儲能，還包括冷儲能、熱儲能等，組網結構則包括電網、熱（冷）網、通信網等，能夠通過物聯網、云計算、大數據、等信息技術對用戶和能源進行統一的調度管理，從而更好的實現能源、環境和經濟效益的統一。

圖1 微能源網示意圖

圖2 微能源網多能互補結構圖

綜合能源服務商是微能源網的運營者，可以提供的商業產品包括：

（1）   冷熱電銷售服務

根據微能源網的技術特點，可以向用戶提供電產品和冷熱產品，同時應制定合理的冷熱電產品套餐以提高微能源網的運行經濟性以及節省用戶的用能費用。

（2）面向用戶的增值服務

面向用戶的增值服務可以包括用戶節能服務、需求管理服務、不間斷電源（UPS）服務等。通過大數據對用戶用能習慣進行分析，能夠給用戶提出合理的節能建議，同時可通過價格信號引導用戶用能合理消費，并且可以利用微能源網的孤網運行功能以及電儲能系統向重要用戶提供不間斷電源服務。

（3）面向電網的輔助服務

面向電網的輔助服務包括響應電網的需求管理信號、對電網提供調峰調頻服務、無功電壓支撐服務以及黑啟動服務等。微能源網的技術優勢在于能夠對用戶負荷、分布式電源、儲能設備進行統一管理，具有多種調節手段，諸如分布式電源、儲能等，能夠針對電網提供調峰調頻服務。同時微能源網內的逆變器單元和燃機均具備功率因素調節能力，可以為電網提供無功支撐服務。除此之外，微能源網具備電網全黑故障下的孤網運行功能，能夠為鄰近電廠提供黑啟動電源服務，支援電網的黑啟動。

（4）碳交易統一運作服務

2017年將建成全國統一的碳排放交易體系。結合用戶節能服務和網內綠色能源服務，將網內碳交易排放權作為商品。由于對網內用戶進行統一管理，可以考慮打包網內用戶的碳排放權進行交易，獲得更大利益。

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展望

在特殊的時代背景下，電力行業發展的確遇到了一些困難，這是一個最壞的時代，但同時也是一個最好的時代。如何把握機遇、創造更多價值，是電力行業從事人員需要深入思考的問題。