展望未来，要持续推进电力供给侧结构性改革，持续优化供给结构、提高供给质量、满足有效需求，着力解决电力安全稳定运行、清洁能源消纳、煤电企业经营困难及保障清洁发展能力弱、核电发展停滞等突出矛盾和问题，继续加快推进电力改革，扩大电力市场化电量比重，持续推动电力发展质量变革、效率变革和动力变革，努力实现电力行业平稳健康可持续发展。

推动变革应对挑战

中国电力企业联合会党组书记、常务副理事长杨昆指出，促进电力工业继续向清洁低碳、安全高效的系统转型，就要应对电力发展过程中的一系列挑战：一是电源与电网、交流与直流、煤电与清洁能源发展不协调的问题依然存在;二是电源结构调整、电力市场建设、资源利用效率不充分问题不同程度存在，“弃水、弃风、弃光”问题依然严峻，弃核时有发生;三是电力企业生产经营形势严峻，电煤价格持续高位大幅推高煤电企业发电成本，下调拉低发电企业收入，可再生能源补贴不到位加重企业财务成本负担，环保成本投入及运维无法通过电价疏导;四是受到集中投产，新能源发电装机快速增长的影响，电力系统形态及运行特性发生重大变化，电力安全生产压力增大。

杨昆表示，2018年电力发展需要加快三个新变革，即：加快推动电力发展质量变革。要继续推进防范和化解煤电过剩产能，着力解决清洁能源消纳问题，进一步完善电网结构，提高电网运行效率和安全可靠性。加快推动电力发展效率变革。应深入推进电力全链条体制机制改革创新，深化要素市场化配置改革，加快电力市场化建设，完善市场机制与政策体系，建立可再生能源消纳激励机制，完善可再生能源发电价格形成机制。加快推动电力发展动力变革。要加快重点技术与装备创新，积极培育发展新动能，不断推动电力生产消费新模式、新业态发展壮大。

电力结构清洁化调整步伐加快

能源电力行业要推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，这是能源电力行业的历史性重任，也是建设现代化经济体系的重要基础和支撑。但从当前电力发展改革现状看，还存在很大差距，仍面临着较为严峻的形势和挑战。

电力系统安全稳定运行面临严峻考验。随着我国电力快速发展和持续转型升级，大电网不断延伸、电压等级不断提高、大容量高参数发电机组不断增多，新能源发电大规模集中并网，电力系统形态及运行特性日趋复杂，特别是信息技术等新技术应用带来的非传统隐患增多，对系统支撑能力、转移能力、调节能力提出了更高要求，给电力系统安全稳定运行带来了严峻考验。此外，各类自然灾害频发，保障电力系统安全任务更为艰巨，发生大面积停电风险始终存在。

清洁能源消纳问题依然突出。2017年，在各方共同努力下，通过综合施策，弃风、弃光率有所下降，云南、四川弃水电量有所减少，辽宁、福建核电限电情况有所缓解，但并没有从体制机制上解决清洁能源消纳问题，清洁能源发展面临的问题依然突出，如发展协调性不够、系统灵活性不足导致调峰困难、输电通道建设不匹配导致大范围消纳受限、水电流域统筹规划和管理较为薄弱、新能源自身存在技术约束、需求侧潜力发挥不够、市场机制不完善、政策措施有局限等问题依然没有得到较好解决。

煤电企业经营困难，保障煤电清洁发展能力较弱。在未来二三十年内，煤电在清洁发展的基础上，仍将发挥基础性和灵活性电源作用，仍是为电力系统提供电力、电量的主体能源形式。但2016年下半年以来，煤炭供需持续紧张，据调研测算，2017年五大发电集团到场标煤单价比上年上涨34%，导致电煤采购成本比上年提高920亿元左右;全国煤电行业因电煤价格上涨导致电煤采购成本提高2000亿元左右，导致煤电行业大面积亏损。煤电长期经营困难甚至亏损，不利于电力安全稳定供应，也极大削弱了煤电清洁发展的能力，煤电清洁发展的任务更加艰巨。

核电建设发展停滞。已连续两年没有核准新的核电项目(除示范快堆项目外)，核电投资规模也连续两年下降，在建规模减少到2017年底的2289万千瓦，核电发展进度明显慢于《国家电力发展“十三五”规划》，可能会影响国家非化石能源消费比重目标完成。

未来，电力发展清洁化、智能化、国际化、市场化是大势所趋。

一方面，清洁能源装机占比将明显提高，我国生态和环境约束持续趋紧，电力结构清洁化调整步伐必须进一步加快。2020年我国非化石能源装机比重将达到39%。据预测，未来20年中国可再生能源增长量将超过欧洲和美国的总和。同时，电力系统智能化是清洁绿色安全高效发展的客观要求。要实现集中和分布式并举，传统能源和新能源发电协同，增强调峰能力建设，提升响应水平，建设高效、智能电力系统成为必然的选择。另一方面，信息技术为电力系统智能化发展提供了技术支撑，大数据、云计算、物联网、移动互联网等先进信息技术与电力工业深度融合，智能电网、电动汽车、无线充电等领域技术实现快速突破，分布式智能供应系统将得到广泛应用。

电力改革与市场化建设进入深水区

两年多来，电力改革全面推进、成效显著，接下来的电力改革将逐步进入攻坚克难、啃硬骨头的深水区。综合体现在：

一是政策多门、地方各异。导致各类试点在具体落实过程中，中央各部门之间、中央与地方之间、政府与市场主体之间、电力企业与社会之间协调难度大，规则不规范，市场准入标准各地各异。

二是跨省区交易存在壁垒障碍。市场交易体系不健全、品种不完善、信息不对称，制约清洁能源跨区交易与消纳规模，难以体现市场对资源配置的优势。

三是电价体系有待完善。当前电力上游至电力各产业链乃至用户侧价格仍以计划调控为主导，缺乏合理的市场化疏导机制，导致发电企业尤其是煤电企业的合理利润空间被肆意挤压，输配电成本归集和电价交叉补贴没有科学化的监审标准，电网和社会企业投资增量配电网积极性受挫，行业可持续发展能力减弱。

四是支撑增量配电业务试点的相关政策规范和发展规划缺乏、相关法规不清晰，配电存量与增量的区域划分与建设发展困难重重，投资效益不确定，安全运营风险加大。

国际化为企业提供广阔空间

能源电力领域是中国企业“走出去”重要阵地，国家实施“走出去”及“一带一路”建设，中国能源电力海外投资建设项目持续增加，全方位、多领域电力对外开放格局更加明晰。

“一带一路”倡议加强国际间的电力合作，促进我国的特高压输电以及核电、火电乃至水电走出去，带动了相关的设备、相关的产业走出去。“一带一路”倡议为电力行业传统海外业务升级提供了新契机，增大了中资电力企业投资机会;为我国电力装备产业提供了更为广阔的市场空间;“绿色‘一带一路’”理念更有利于发挥我国三代核电和风、光等清洁能源的技术与标准的相对优势。

杨昆表示，过去10年，强劲的电力需求为电力行业的扩张提供了有利的外部环境，我国电力行业迅速发展。但随着我国经济增长速度放缓、环保压力的逐渐增大、电力市场改革不断推进，电力供需形势发生逆转、传统电力结构受到挑战、电力商业模式不断创新，一味地追求规模扩张已经不再适用于我国当下电力行业发展趋势。虽然走在转型前列的德国和美国采取的转型策略不完全相同，但推进清洁能源利用，优化电力结构，适时转变发展思路是普遍选择。我国电力企业必须根据电力行业发展趋势进行企业战略调整，积极开展合理的战略布局，在电力结构和市场改革中找到新的经济增长点，争取更加平缓稳健的过渡到电力行业发展新阶段。