2016年是我國“十三五”規劃開局之年，也是中央提出供給側結構性改革的攻堅之年。面對復雜多變的國際環境和繁重艱巨的國內改革發展穩定任務，全國各行業深入貫徹習近平總書記系列重要講話精神，認真落實黨中央的各項決策部署，協調推進全面建成小康社會 、全面深化改革、全面依法治國 、全面從嚴治黨的“四個全面”戰略布局；堅持發展是第一要務，牢固樹立和落實創新、協調、綠色、開放、共享的發展理念，以提高發展質量和效益為中心，以供給側結構性改革為主線，擴大有效供給，滿足有效需求；堅持穩中求進工作總基調，堅持新發展理念，堅定推進改革，妥善應對風險，加快形成引領經濟發展新常態的體制機制和發展方式，努力實現經濟建設、政治建設、文化建設、社會建設、生態文明建設的“五位一體”總體布局，經濟社會保持平穩健康發展，實現了“十三五”良好開局。

 

2016年，我國國內生產總值實現74.4萬億元，比上年增長6.7%。其中，第一、二、三產業增加值分別同比增長3.3%、6.1%和7.8%；第三產業增加值比重為51.6%，比上年提高1.4個百分點。工業生產平穩增長，規模以上工業增加值比上年增長6.0%。固定資產投資比上年實際增長8.6%，增速有較大回落，但仍保持較快增長；基礎設施固定資產投資名義增長17.4%，比固定資產投資快9.3個百分點，支撐作用增強。全社會消費品零售總額比上年實際增長9.6%，全年居民消費價格比上年上漲2.0%；最終消費對經濟增長的貢獻率為64.6%，比上年提高4.9個百分點，比資本形成總額貢獻率高22.4個百分點。外貿進出口總額24.3萬億元，比上年下降0.9%；全年累計順差3.35萬億元。全國能源生產總量34.6億噸標準煤，比上年下降4.3%，其中原煤生產34.6億噸，同比下降9%；能源消費總量43.6億噸標準煤，比上年增長1.4%，煤炭消費占能源消費比重為62%。

 

電力行業積極推進實施能源“四個革命、一個合作”發展戰略，以五大發展理念為指引，大力轉變發展方式，積極推進供給側結構性改革，加快深化電力市場化改革，加大科技進步和環保工作力度，不斷提升“走出去”戰略的廣度與深度，持續擴大國際合作，有效保障了電力系統安全穩定運行和可靠供應，為經濟社會發展和能源轉型升級作出了積極貢獻。

 

1、電力供應能力再上新臺階，結構調整取得新進展

 

發電裝機容量突破16億千瓦，增速趨緩，非化石能源裝機比重持續提高  截至2016年底，全國全口徑發電裝機容量165051萬千瓦，比上年增長8.2%，增速比上年降低2.4個百分點。其中，水電33207萬千瓦（其中抽水蓄能2669萬千瓦、增長15.8%），增長3.9%；火電106094萬千瓦，增長5.5%（其中煤電裝機容量94624萬千瓦、增長5.1%，燃氣7011萬千瓦、增長6.2%）；核電3364萬千瓦，增長23.8%；并網風電14747萬千瓦，增長12.8%；并網太陽能發電7631萬千瓦（其中分布式光伏發電1032萬千瓦），增長80.9%。非化石能源發電裝機容量占全國總裝機容量的36.6%，分別比上年和2010年提高1.7個和9.5個百分點；全國人均裝機規模1.19千瓦，比上年增加0.08千瓦。對全國100885萬千瓦火電機組統計顯示:火電機組平均單機容量13.19萬千瓦，比上年增加0.30萬千瓦；火電大容量高參數高效機組比重繼續提高，全國100萬千瓦級火電機組達到96臺，60萬千瓦及以上火電機組容量所占比重達到43.4%，比上年提高0.5個百分點。

 

新增發電裝機中水、火電規模下降明顯，非化石能源占比接近60%  全國基建新增發電生產能力12143萬千瓦，比上年少投產1041萬千瓦。其中，水電新增1179萬千瓦（含抽水蓄能366萬千瓦），比上年少投產196萬千瓦，已經連續三年投產規模縮小，僅為2013年投產規模的38.1%；火電新增5048萬千瓦，比上年少投產1630萬千瓦（其中常規煤電3834萬千瓦，比上年少投產1568萬千瓦），全年新投產100萬千瓦級機組10臺。核電新投產7臺機組合計720萬千瓦。新增并網風電2024萬千瓦，項目地區布局進一步優化；加速發展光伏發電，全面啟動光伏領跑者計劃、光伏扶貧計劃和分布式光伏，積極發展光伏+特色產業，啟動太陽能熱發電第一批示范項目，我國首座規模化 儲能 光熱電站——青海德令哈10兆瓦塔式熔鹽 儲能 光熱電站并網發電，全年新增并網太陽能發電3171萬千瓦（其中分布式光伏424萬千瓦），創年度新增規模紀錄。在新增發電裝機容量中，非化石能源發電裝機占比為59.2%，比上年提高9.5個百分點。全年退役、關停火電機組容量571萬千瓦。

 

電網規模穩步增長，跨省區輸送和中低壓配電能力大幅提升  截至2016年底，全國電網35千伏及以上輸電線路回路長度175.6萬千米、比上年增長3.5%，變電設備容量63.0億千伏安，比上年增長10.5%。其中，220千伏及以上線路長度64.5萬千米、增長5.9%，變電設備容量36.9億千伏安、增長9.7%；全年新增跨區輸電能力800萬千瓦，全國跨區輸電能力達到8095萬千瓦。其中，交直流聯網跨區輸電能力6751萬千瓦，跨區點對網送電能力1344萬千瓦。特高壓線路回路長度和變電設備容量分別比上年增長42.7%和66.5%，35～110千伏電壓等級的配電設備容量增長11.8%，均遠高于高壓和超高壓電網增速。

 

電源投資負增長，重點建設領域投資增長強勁  全國電力工程建設完成投資8840億元，比上年增長3.1%。其中，電源投資3408億元，比上年下降13.4%；電網投資5431億元，比上年增長17.1%。在電網投資中，配電網和特高壓項目成為重點，全年分別完成投資3117億元和870億元、分別比上年增長32.8%和87.5%；新一輪農網升級改造工程全面啟動，總投資約1900億元，惠及2416個縣、8.5萬個小城鎮和中心村，覆蓋150萬個機井、2.1億畝農田，改造后農村用電保障能力將大幅提高。在電源投資中，除太陽能發電增長10.1%外，水電、火電、核電、風電投資均為負增長；國家嚴控煤電投資建設取得明顯效果，通過建立風險預警機制，采取“取消一批、緩核一批、緩建一批”等措施，嚴控項目建設，規范開工秩序，加大落后產能淘汰力度，有效控制了煤電產能規模，全年取消1240萬千瓦不具備核準條件的項目，煤電基地配套項目和電網送出規劃建設實現按需推進，常規煤電完成投資973億元，比上年下降8.3%。

 

新增交流110千伏及以上輸電線路長度增速下降，特高壓及配電網投產規模不斷擴大  全國新增交流110千伏及以上輸電線路長度和變電設備容量56679千米和34585萬千伏安，分別比上年下降0.8%和增長17.5%；新增直流輸電線路長度和換流容量分別為3391千米和3240萬千瓦。2016年，1000千伏和110千伏交流輸電線路長度分別比上年多投產4247千米和1208千米、變電容量多投產5100萬千伏安和2661萬千伏安；±800千伏直流線路長度和換流容量分別多投產1720千米和1350萬千瓦，而220～750千伏各電壓等級的交流輸電項目投產規模均較上年縮小。

 

系統調峰能力建設加快  針對發電供應調節能力嚴重不足、影響新能源更大規模消納的情況，加快調峰能力建設，加快核準、加大新開工抽水蓄能電站規模，連續兩年抽水蓄能電站投資額占水電投資比重達到13.6%左右，全年新開工抽水蓄能電站容量達到715萬千瓦，主要布局在遼寧、江蘇、福建、陜西、新疆等核電、火電、新能源發電比重較高地區。全面組織實施“三北”地區煤電機組調峰能力提升工程，組織開展熱電機組儲熱改造和純凝機組靈活性改造試點示范，部分項目已經投運，調峰效果有所顯現，部分地區冬季風電消納有所改觀。

 

2、電力生產供應平穩， 發電設備利用小時持續下降

 

全國發電量增速顯著回升，非化石能源發電量占比已近30%  全國全口徑發電量60228億千瓦時，比上年增長4.9%，增速比上年提高3.9個百分點。其中，水電11748億千瓦時、增長5.6%，火電42273億千瓦時、增長2.3%（增速提高4.0個百分點），核電2132億千瓦時、增長24.4%，并網風電2409億千瓦時、增長29.8%，并網太陽能發電665億千瓦時、增長68.5%。2016年，水電、核電、并網風電和太陽能發電等非化石能源發電量合計比上年增長12.3%，增速比上年提高2.1個百分點；非化石能源發電量占全口徑發電量的比重為29.3%，比重比上年提高2.1個百分點。

 

全國發電設備利用小時持續下降，火電設備利用小時為50余年來新低  全國6000千瓦及以上電廠發電設備利用小時3797小時，比上年降低191小時，自2011年以來持續下降。其中，水電3619小時，比上年增加29小時；火電4186小時，比上年降低179小時，為1964年以來的年度最低值；核電7060小時，比上年降低343小時；風電1745小時，比上年增加20小時；太陽能發電1129小時，比上年降低96小時。

 

電力生產運行安全可靠  電力系統安全穩定運行和電力可靠供應能力進一步增強。全國沒有發生重大電力安全事故，沒有發生較大電力設備事故，沒有發生電力系統水電站大壩垮壩、漫壩以及對社會造成重大影響的事件，發生電力建設特別重大事故1起，死亡73人。10萬千瓦及以上燃煤發電機組等效可用系數為92.77%、比上年提高0.20個百分點，4萬千瓦及以上水電機組等效可用系數為92.44%、提高0.39個百分點，核電機組等效可用系數為88.77%、降低0.3個百分點。架空線路、變壓器、斷路器三類主要設施的可用系數分別為99.570%、99.867%、99.958%，變壓器、架空線路可用系數分別比上年下降0.020、0.030個百分點，斷路器上升0.005個百分點。直流輸電系統合計能量可用率、能量利用率分別為94.67%、54.17%，能量可用率比上年下降0.55個百分點、能量利用率提高3.57個百分點；總計強迫停運40.5次，比上年增加12.5次。全國10(6、20) 千伏供電系統用戶平均供電可靠率RS1為99.805%、比上年下降0.075個百分點，用戶平均停電時間17.11小時、增加6.61小時，用戶平均停電次數3.57次、增加1.05次。

 

3、電力消費需求逐步回升，電力供需形勢進一步寬松

 

電力消費需求增速回升  受工業生產恢復、夏季高溫天氣和上年同期低基數等因素影響，全國全社會用電量59747億千瓦時，比上年增長4.9%，增速比上年提高4.0個百分點，但增速仍連續3年低于5%。第一產業用電量1092億千瓦時，比上年增長5.0%；第二產業用電量42615億千瓦時，比上年增長2.8%，增速比上年提高3.6個百分點，下半年二產業用電恢復、分別拉動三、四季度全社會用電量3.3和3.9個百分點，拉動全年全社會用電量2.1個百分點，是全社會用電量增速提高的最主要動力。其中，黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業、非金屬礦物制品業和化學原料及化學制品業四大高耗能行業合計用電量與上年持平，而裝備制造、新興技術和大眾消費品業增長勢頭良好，反映出制造業產業結構調整和轉型升級效果繼續顯現；第三產業用電量7970億千瓦時、增長11.2%（其中信息傳輸、計算機服務和軟件業增長15.1%），城鄉居民生活用電量8071億千瓦時、增長10.8%，均拉動全社會用電量1.4個百分點，服務業和居民消費對用電增長的穩定作用更加突出。2016年，全國人均用電量和人均生活用電量為4321千瓦時和584千瓦時，分別比上年增加179千瓦時和54千瓦時。

 

電能替代成效顯現  為確保完成“十三五”期間電能替代散燒煤、燃油1.3億噸標煤的目標，行業企業按照“成熟領域全覆蓋、新興領域大力推、創新領域抓試點”的工作布局，大力推進電能替代。抓住電動汽車充電基礎設施互聯互通、居民區與單位建樁、重點區域城際高速公路建設快充網絡等關鍵點，加快推動電動汽車充電基礎設施建設，全國累計建成公共充電樁超過15萬個，私人充電樁總數超過20萬個；在內蒙古、河北、吉林等省份大力推動各類可再生能源清潔供熱示范工程。據調查統計，國家電網公司（以下簡稱“國家電網”）、中國南方電網有限責任公司（以下簡稱“南方電網”）、內蒙古電力（集團）有限責任公司（以下簡稱“內蒙古電力”）和陜西省地方電力（集團）有限公司（以下簡稱“陜西地電”）共推廣電能替代項目4.1萬個，完成替代電量1079億千瓦時。其中，居民、機關、學校、商業采熱、采暖領域替代電量121億千瓦時，工業生產領域480億千瓦時，農業生產領域56億千瓦時，交通運輸領域130億千瓦時。

 

積極推進電力需求側管理  根據國家制定的“十三五”能源轉型目標要求，結合電力市場化建設、電力供需新形勢需要，創新電力需求側管理工作機制和工作領域，國家、行業企業和社會共同加大推進電力需求側管理工作力度。政府有關部門總結北京、蘇州、唐山、佛山電力需求側管理城市綜合試點經驗，持續組織電網企業電力需求側管理目標考核；部分省份電力需求側管理平臺基本實現了用電在線監測、產業經濟運行分析等方面的數字化、網絡化、可視化，加強對參與用電直接交易、執行差別電價的重點企業引導。行業企業積極推進電力需求側管理工作，截至2016年底，全國已有30家工業企業通過電力需求側管理評價。國家電網、南方電網、內蒙古電力和陜西地電超額完成年度電力需求側管理目標任務，共節約電量147億千瓦時、電力352萬千瓦，有力保障了電力供需平衡和促進資源優化配置。

 

電力供需形勢進一步寬松  受裝機增長持續快于用電增長影響，全國電力供需形勢進一步寬松，部分地區相對過剩，僅局部地區在部分時段有少量錯峰。分區域看，華北區域電力供需總體平衡，其中蒙西和山西電力供應能力富余，迎峰度夏期間高峰時段山東、河北均出現電力缺口（最大電力缺口分別為203、50萬千瓦）；華東、華中、南方區域電力供需總體寬松；東北、西北區域電力供應能力富余較多。

 

4、電力科技創新水平不斷提升，污染物排放持續較大幅度下降

 

科技創新成果豐碩  電網科技創新方面，新開工±1100千伏準東至皖南特高壓直流輸電工程，是目前世界上電壓等級最高、輸送容量最大、輸送距離最遠、技術水平最先進的特高壓輸電工程；魯西背靠背直流工程是目前世界上首次采用我國自主研發的柔性直流與常規直流組合技術模式的背靠背工程，具有電能質量更高、控制更為靈活、配套換流站占地小等優勢；世界首個特高壓GIL綜合管廊工程——蘇通GIL綜合管廊工程已開工建設；自主研發的世界首個200千伏高壓直流斷路器投入工程應用。電源科技創新方面, 核電、超超臨界火電等重大電力裝備自主研制和示范應用取得積極進展，100萬千瓦二次再熱燃煤發電機組示范工程全面投產，機組發電效率超過45%，達到國際先進水平；世界首臺60萬千瓦超臨界循環流化床鍋爐機組投入商業運行。CAP1400通過國際原子能機構通用反應堆安全審評，“華龍一號”首堆示范工程建設有序，核島安裝工程已正式開始，模塊化小型核反應堆技術成為世界小堆發展的一個重要里程碑；我國首座擁有完全自主知識產權的浙江仙居抽水蓄能電站，其機組的核心部件及自動控制系統，均由我國完全自主設計開發、制造。低風速風電技術和風機超長柔性葉片應用，實現了發電能力與載荷的最佳匹配，大幅提高了風電機組的技術經濟性。

 

中國電力工業科技創新成果獲多項大獎  2016年，“互聯電網動態過程安全防御關鍵技術及應用”榮獲國家科學技術進步一等獎，另有12個項目分別榮獲國家技術發明、國家科學技術進步二等獎。張家口風光儲輸示范工程獲得中國工業大獎。“多端柔性直流輸電關鍵技術研究、設備研制與示范應用”等5個項目獲得中國電力創新獎一等獎。溪洛渡水電站獲得菲迪克2016年工程項目杰出獎，小灣水電站拱壩工程獲得第二屆碾壓混凝土壩“國際里程碑工程獎”。

 

能效水平持續提高  大容量、高參數、節能環保型煤電機組比重穩步提升，電力能效水平持續提高。2016年，全國6000千瓦及以上火電廠供電標準煤耗312克/千瓦時，比上年降低3克/千瓦時，煤電機組供電煤耗繼續保持世界先進水平；輸電線路損失率6.49%，比上年降低0.15個百分點，處于同類國家先進水平。在電力供需放緩以及脫硫、脫硝等環保設施大規模進行超低排放改造的情況下，6000千瓦及以上火電廠廠用電率6.01%，比上年下降0.03個百分點。

 

污染物排放持續下降  全國電力煙塵、二氧化硫和氮氧化物排放量分別約為35、170和155萬噸、分別比上年下降12.5%、15.0%和13.9%；單位火電發電量煙塵排放量、二氧化硫排放量和氮氧化物排放量分別為0.08、0.39和0.36克/千瓦時，比上年分別下降0.01、0.08和0.07克/千瓦時；單位火電發電量二氧化碳排放約822克/千瓦時，比2005年下降21.6%。截至2016年底，全國已投運火電廠煙氣脫硫機組容量約8.8億千瓦，占全國煤電機組容量的93.0%，如果考慮具有脫硫作用的循環流化床鍋爐，全國脫硫機組占煤電機組比例接近100%；已投運火電廠煙氣脫硝機組容量約9.1億千瓦，占全國火電機組容量85.8%。全國火電廠單位發電量耗水量1.3千克/千瓦時，比上年降低0.1千克/千瓦時；單位發電量廢水排放量0.06千克/千瓦時，比上年降低0.01千克/千瓦時。全國燃煤電廠粉煤灰產量約5.0億噸，與上年持平，綜合利用率約為72%，比上年提高2個百分點。

 

5、電力市場化建設有序推進，電價調控發揮積極作用

 

積極推動電力市場體系和試點建設  2016年，在《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）文件及相關配套文件的基礎上，國家發展改革委、國家能源局又出臺了一系列有關電力市場化建設的政策文件，有序推進電力市場建設，加大電力交易規模、增加交易品種，加快推進輸配電價改革，引導加強售電側管理，推動增量配電試點業務開展，有力地支持和推動了電力市場化體系構建和電力市場交易試點工作。各省級政府主管部門結合各地實際，研究制定電力改革試點方案，重點推進電力改革相關工作，取得較大成效；截至2016年底，已有21個省份獲批電力改革綜合試點，9個省份獲批售電側改革試點，1個區域電網和全部32個省級電網獲批輸配電價改革試點，開展首批增量配電業務試點105項，東北區域還開展了電力輔助服務市場專項改革試點。

 

市場交易中心相繼組建，市場化交易在探索中前行  2016年3月份，北京、廣州兩大電力交易中心成立，標志著電力市場建設邁出關鍵一步。截至2016年底，除海南省外，我國已掛牌成立31家省級電力交易中心。在中央和地方共同推動下，發用電計劃加快放開，發售電企業和電力用戶積極參與，各省級市場化電力交易陸續啟動，初步統計全年市場化交易電量約1萬億千瓦時，比上年增長超過1倍，占全國全社會用電量的比重達到19%左右。

 

積極發揮電價調控作用  為降低社會企業生產成本，自2016年1月1日起，全國燃煤發電上網電價平均下調3分/千瓦時，全國一般工商業銷售電價平均下調約3分/千瓦時，大工業用電價格不作調整。調整了兩部制電價用戶基本電價計費方式。加大可再生能源支持力度，提高可再生能源基金征收標準，自2016年1月1日起，各省（除新疆、西藏外）居民生活和農業生產以外全部銷售電量的基金征收標準由1.5分/千瓦時提高到1.9分/千瓦時。核定全國統一的太陽能熱發電標桿上網電價為1.15元/千瓦時（含稅）。降低2017年1月1日后新建光伏發電和2018年1月1日后新核準建設的陸上風電標桿電價；對非招標的海上風電項目，區分近海風電和潮間帶風電兩種類型確定上網電價。電價在降成本、調結構、促減排中的調控作用更加突出。

 

6、電力企業主營業務收入增長低迷甚至負增長，經營狀況不容樂觀

 

電網企業資產增長快于主業收入及利潤增長  截至2016年底，國家電網、南方電網、內蒙古電力、陜西地電資產總額合計4.21萬億元，比上年增長9.4%，主要是受電網投資規模擴大（投資5930億元、增長11.2%）因素影響；但售電量僅增長2.7%，主要是受用電低速增長、市場交易電量比重快速增加、自備電廠快速擴張擠占市場份額等因素影響，加之售電價格下降，導致主營業務收入僅增長1.0%，全年實現主營業務利潤1380億元，比上年增長4.9%；企業資產負債率56.8%，比上年提高0.5個百分點。

 

發電企業資產增速回落，火電利潤大幅下降  截至2016年底，中國華能集團公司（以下簡稱“華能集團”）等五大發電集團資產總額合計4.16萬億元，比上年增長3.5%，主要受電源投資負增長影響，資產增速逐年回落。受上游電煤價格迅猛上漲、環保投入持續增加，以及上網標桿電價連續下調、市場交易電量比重快速增加且交易電價大幅下降等多重不利因素交織作用，火電生產經營形勢急劇惡化，五大發電集團電力業務尤其是火電業務利潤出現“斷崖式”下降。2016年，五大發電集團綜合業務收入合計9693億元、比上年下降4.6%，其中電力業務收入7558億元、比上年下降7.3%；全年綜合利潤總額641億元、比上年下降41.7%。其中，電力業務利潤總額701億元、同比下降42.6%（主要是火電業務利潤總額為367億元，創4年來最低，比上年下降58.4%）；企業資產負債率82.0%，仍處于高位；參與市場交易電量6374億千瓦時，比上年增長69.6%，占同口徑總發電量的比重為25.6%，比上年提高10.3個百分點。另據對多家其他大型發電企業調查報告顯示，2016年底電力業務合計實現利潤同比下降，但下降幅度低于五大發電集團；合計參與市場交易電量比上年增長41.7%，占同口徑總發電量的比重為11.7%，比上年提高2.5個百分點。

 

7、全球能源互聯網逐步達成國際共識，國際交流合作取得新成績

 

推進構建全球能源互聯網  2016年3月，由我國主持與主導的全球能源互聯網發展合作組織在北京成立，系統組織開展了全球清潔能源資源、電網現狀調研和亞洲、非洲、歐洲、美洲電網互聯研究，編制了全球能源互聯網發展戰略白皮書和技術裝備規劃，成功發布了系列研究成果，有力支撐了全球能源互聯網推動工作，全球能源電網互聯理念正在逐步達成國際共識。

 

國際交流進一步加強  電力企業積極參與國際電力行業交流，先后參與、主導、組織各類國際組織交流活動60余場，參加各類境內外國際會議186場，境內外國際展覽55個，對外簽署重要協議及備忘錄31項。截至2016年底，電力行業已有數十家機構和企業參加國際組織總數超過60個，同時還有近40位各類專家、學者在上述組織擔任主要職務；國內電力企業共設立海外分支機構或辦事處828個，遍布世界各地。中電聯牽頭成立了中國電力國際產能合作企業聯盟，積極搭建電力國際產能合作服務平臺。電力行業企業在國際能源事務中的影響力和話語權進一步提升，交流合作進一步深入。

 

國際合作取得新突破，“一帶一路”成為投資亮點  2016年，我國電力企業與英國、阿根廷、沙特等國家簽署一系列核電站項目開發、建設、技術等合作協議，核電“走出去”取得重要成果；簽署埃及EETC500千伏輸電線路項目合同，中埃產能合作首個能源項目正式落地；中國在海外已建的最大水電站——裝機150萬千瓦的厄瓜多爾辛克雷水電站正式竣工；中國第一個海外100萬千瓦級IPP火電項目——印尼爪哇7號（2×105萬千瓦）項目順利開工；三峽國際海外投資發電裝機超過1000萬千瓦，中國電力建設集團有限公司（以下簡稱“中國電建”）海外在建水利水電工程合同金額超過2000億元。大型電力企業對外投資項目、新簽對外承包及年底在建合同額均較上年有所增長。 “一帶一路”建設投資成為投資亮點，我國電力企業已在52個“一帶一路”沿線國家開展投資業務和項目承包工程，其中大型承包項目120個、涉及國家29個、合同金額275億美元。

 

8、問題與挑戰

 

2016年， 我國電力行業改革發展面臨嚴峻形勢和諸多挑戰。

 

電力系統安全面臨挑戰

 

電源、電網沒有統一規劃，各類電源建設發展缺乏統籌，新能源機組大規模集中并網帶來一系列安全問題，而靈活調峰電源比重嚴重不足；交直流電網發展不協調， “強直弱交”安全風險加大，部分地區主網架、配電網建設滯后，電網運行過度依賴安全控制裝置，生產運行中安全隱患較大；電力建設方面的安全風險也開始逐步顯現，必須警鐘長鳴、高度重視。

 

清潔能源發展任務艱巨

 

近年來，我國清潔能源發展取得顯著成效，但也帶來大量清潔能源無法消納的問題，2016年，全國棄水棄風棄光電量高達1000億千瓦時。為實現我國碳排放對外承諾目標，未來較長時期內清潔能源需要保持較快增長；而我國水能、風能、太陽能發電大基地與用電負荷地區逆向分布的特點決定了清潔能源資源富集地區的大規模開發需要在全國范圍配置消納，必須盡快扭轉當前重開發輕消納、源網不協調、大范圍配置能力不強的局面，才能夠實現清潔能源的可持續發展。

 

電力產能過剩問題日益顯現，電力企業經營面臨挑戰

 

隨著我國經濟發展進入新常態，電力需求增速明顯回落，而發電裝機容量仍快速增長，導致電力產能過剩問題日益凸顯，加之受煤價上漲、發用電計劃放開、宏觀經濟等多種因素影響，電力行業特別是火電企業經營壓力增大。另外，受常規電源建設項目減少影響，電力建設企業、常規電力裝備企業國內市場競爭壓力持續加大。

 

推進改革進入深水區

 

目前，電力體制改革取得階段性成果，但在改革過程中也暴露出很多問題和矛盾，市場交易存在區域壁壘、行政壁壘，市場化定價面臨行政強行干預，以改革名義違規建設專用供電線路情況加重；市場化消納可再生能源機制和手段亟需建設；公共電廠與自備電廠不對等的市場定位與責任，影響了全局性系統運行效益；政府對市場監管缺乏有效途徑和手段。這些問題都在影響行業可持續發展。