电力产业链蓄力高质量发展【两会声音】

电力行业能否健康、高质量发展，关系国家经济运行和社会稳定，是落实“六保”任务中“保粮食能源安全”的重要着力点。两会期间，电力行业代表委员聚焦燃料供应、电源建设、电网发展、电价调整、电气化等话题，结合行业发展现状、面临的难题以及未来前景，建言产业链破难题、补短板、化风险，力求实现高质量发展。

全国人大代表、国网北京电力公司董事长 潘敬东

建议国家构建环北京特高压环网

伴随北京市产业和能源结构调整步伐加快，电力在终端能源消费中占比将进一步提升，“十四五”新增用电需求将持续增长。综合考虑新基建、城镇化、再电气化等发展趋势，预计“十四五”北京电网负荷将达到3300万千瓦，年均增长率约4.9%。再加上受首都资源禀赋及环境的硬约束，北京本地“十四五”期间将有约700万千瓦新增电力需求全部依靠外受电力实现供给平衡。

北京外受电占比与燃气发电占比均为全国最高，其中外受电占比近70%，随着本地不再新建大型电厂，外受电比例还将进一步提高，对外电入京的需求更加迫切。同时，燃气发电占本地总发电量近90%，一旦发生燃气供应不足等极端情况，将对首都电网安全运行带来巨大风险。

目前，北京电网12条、26回500千伏外受电通道实际受电能力约2000万千瓦，考虑本地电源“十四五”期间出力将维持在800万千瓦左右，2025年电力缺口将达到500万千瓦，电力供需将由“紧平衡”转变为“硬缺口”，亟需依托特高压进一步加强500千伏外受电通道建设，并依托京津冀协同发展战略，在北京周边统筹布局直供北京电网电源项目，提升电源支撑能力。

对此，建议国家能源局等有关部门在“十四五”电力规划编制中，研究将锡盟-张北特高压线路和张家口、承德特高压站等重点项目纳入国家能源发展规划和国土空间规划，构建环北京特高压环网，提升电网可靠性，将张家口、承德等地区新能源电力汇集至特高压电网，提升新能源送出能力。同时，将北京东-通北、北京西-新航城等特高压下送重点项目也纳入国家能源发展规划和国土空间规划。依托特高压电网和大型能源基地，打造北京电网“多方向、多来源、多元化”的500千伏外受电格局，充分满足首都经济社会发展需求。

同时，建议国家能源局等有关部门落实京津冀协同发展战略，统筹研究北京周边涿州、廊坊等地区各类新建电源布局，建设直供北京电网负荷中心区的能源基地项目，同步纳入“十四五”能源发展规划和国土空间规划，提升首都电网电源支撑能力。

全国政协委员、核工业北京地质研究院院长 李子颖

加快探明铀资源“家底” 推进建设天然铀“粮仓”

保障天然铀供应安全，是当前及未来一段时期我国由核大国向核强国迈进过程中的关键前提。然而，我国已查明铀资源量与长期需求之间存在较大差距，天然铀较多依赖国外，给天然铀长期供应安全带来较大威胁。因此，尽快摸清国内铀资源“家底”，推进天然铀产能建设，对我国核能可持续发展意义重大。

近期和中期看，我国天然铀供应总体安全风险基本可控，但长期看，天然铀进口依赖愈加严重。今后一段时期，国际政治经济和地缘政治形势复杂多变，尤其疫情后，全球化和多边贸易体制面临极大挑战，天然铀战略资源争夺和控制更趋激烈，铀资源安全供应风险加大，因此必须牢牢掌握战略铀资源控制的主动权、自主权。

我国铀矿资源潜力在全球位居前列，但一直以来铀矿勘查投入不大，现已查明资源占比较低，尤其是低成本资源严重不足，铀矿产能建设增长速度不快，与核工业产业发展不相适应，致使今后国内铀资源供应将出现较大缺口。所以，加大地质勘查投入力度，探明铀矿储量，增加天然铀资源储备，提升国内天然铀产能，建立自己的天然铀“大粮仓”，筑牢天然铀安全供应的防线，是提高铀资源保障程度的主要途径。

铀矿从发现到提交储量，往往要经历十年以上的找矿周期，且随找矿深度和难度加大，找矿周期会更长。随着科技进步虽可缩短周期、提高找矿效率，但必须以大量的基础性工作为前提。此外，我国目前专业从事铀矿找矿的人员经过属地化改革后大约只是以前的1/10，而天然铀需求要求突破的资源量则是以前的数倍，导致找矿难度系数增加数十倍。

基于以上考虑，建议将铀资源安全保障列入国家战略和规划。同时，加大中央财政投入，加强科技创新和公益性、基础性、战略性铀矿勘查工作，摸清铀资源“家底”，落实可供后续勘查开发的基地。

全国人大代表、国网湖南省电力有限公司董事长 孟庆强

完善电价机制促进抽蓄电站发展

作为技术成熟、运行可靠、经济高效、可规模化开发的电网储能设施，抽水蓄能电站是解决新能源消纳问题，推动构建清洁低碳、安全高效电能体系的重要举措。当前，我国抽水蓄能电站发展还存在一些突出问题，主要体现在缺乏完善的电价机制，成本回收困难，社会投资意愿低。

目前，我国抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电费和抽发损耗均纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。然而，随着我国电力体制改革向纵深推进，抽水蓄能电站成本面临以下不能有效回收的风险：

首先，随着发用电计划放开，市场化用户将执行“上网电价+输配电价+政府性基金和交叉补贴”的电价模式。国家发改委《输配电定价成本监审办法》中明确“抽水蓄能电站费用不得计入输配电定价成本”。市场化用户不再承担抽水蓄能容量电费，原来已通过销售电价疏导的费用也无法回收。

其次，我国市场电量占比将超过65%，政府目录销售电价的执行范围将缩小至居民、农业等保底用户，该部分用户用电量比重小、目录电价低，通过销售电价回收抽水蓄能电站成本难度大。

第三，抽水蓄能电站参与电力市场机制尚不完善。我国电力市场建设刚刚起步，中长期交易规则和试点省份现货市场规则没有明确抽水蓄能电站提供系统安全费用的回收方式，导致其无法作为独立市场主体进入电力市场。

综上所述，现行抽水蓄能电价政策是在电力市场化建设前制定的，没有考虑与电网输配电价的衔接，使其建设成本缺乏有效回收机制，不但影响社会各方投资建设抽水蓄能电站的积极性，而且将导致电网企业无力承担抽水蓄能电站费用，影响其可持续发展和有效利用。

因此，建议继续对抽水蓄能电站实行两部制电价，同时加快建立适应新电改要求的抽水蓄能电价形成及成本回收机制，考虑将抽水蓄能电站容量电费作为电力系统公共成本，由电网企业统一采购，再向用户侧分摊传导。另外，建议在“十四五”规划中设置合理的抽水蓄能电站规模，确保按需有序开发建设。针对湖南电网发展和调峰需求，建议优先考虑在湖南南部布点抽水蓄能电站，增强湘南地区电网安全水平和供电能力。

全国人大代表、国网辽宁省电力有限公司董事长 石玉东

解决电价交叉补贴问题刻不容缓

长期以来，电价交叉补贴对帮扶居 民生活、“三农”发展，促进社会和谐稳定发挥了重要作用，但随着电力体制改革深入推进，其已成为影响电价改革、电力市场建设、营商环境改善的重要因素，亟待解决。

首先，工商业用户用电负担重，影响企业竞争能力。我国工商业电价平均每千瓦时0.64元，居民电价0.54元，居民电价仅为工商业的0.8倍。如取消电价交叉补贴，按照国际平均1.7倍比价计算，居民电价将提高到0.84元，工商业电价每千瓦时能够降低7.6分钱，将极大减轻企业成本负担。

其次，电价交叉补贴规模大，影响电改推进。国家政策已明确要求，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，但实际执行中，因居民、农业用电享受电价交叉补贴规模庞大，为保障交叉补贴资金来源，需从高价工商业用户和低价水电、跨区购电等多方面筹集资金，这使各地低价水电、跨区购电不能向市场全面放开，影响整个电力市场的公平竞争和健康发展。

第三，工商业企业因承担电价交叉补贴导致生产要素价格偏高，制约企业产品服务竞争力，而居民电价偏低导致用电过度消费，使稀缺的电力资源配置处于扭曲和低效状态。从社会福利来看，工商业企业为确保自身利益，会将所负担的交叉补贴以“加价”形式转嫁给下游消费者，降低消费者购买力，实际上是社会整体福利的损失。

因此，解决电价交叉补贴问题已势在必行，应当引起各方高度重视，将其作为深化电改的重要内容，逐步研究解决。

第一，明确配套政策，以电改“9号文”为指导研究解决电价交叉补贴矛盾的实施方案。“9号文”要求，结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴，过渡阶段，电价交叉补贴由电网企业申报，通过输配电价回收。建议尽快明确具体实施方式和时间进度，加快推动政策落地。

第二，统筹配置资源，发挥电网服务平台作用，稳定交叉补贴资金来源。做好输配电价改革与全面放开经营性发用电计划的衔接，授权电网企业按照政府定价，采购相应的低价水电、跨区外来电等，保障过渡阶段以及将来必要的交叉补贴资金来源。

第三，研究建立机制，逐步解决电价交叉补贴矛盾，为工商业企业减负。在不扩大补贴规模的基础上，理清电价交叉补贴总水平。完善居民阶梯电价制度，在保障大多数居民一档基础用电价格的前提下，提高第二、三档电价标准，逐步减少直至取消工商业对居民的电价交叉补贴。建立与用电负荷率相关联的电价机制，充分发挥价格信号作用，科学引导电力投资、建设以及消费市场。

全国人大代表、国网湖北省电力有限公司董事长 肖黎春

优化充电设施建设运营补贴政策

近年来，为促进新能源汽车推广应用，国家给予了大量财政专项补助，有力推动了产业发展。但与新能源汽车高速发展相比，配套充电设施建设却相对滞后，因此建议进一步优化充电设施建设运营补贴政策。

截至2019年底，全国新能源汽车保有量达381万辆，连续两年增加超过100万辆，呈快速增长趋势。根据《电动汽车充电基础设施发展指南（2015-2020年）》规划，2020年我国分散式充电桩目标将超过480万根，以满足全国500万辆电动汽车的充电需求。截至2019年底，全国充电桩总数为121.9万根，车桩比仅为3.1:1，充电桩缺口造成充电难现象，成为限制我国新能源汽车发展的主要原因之一。

目前，仅北京、山东等9省市出台了覆盖全境的充电基础设施建设运营补贴政策，浙江、四川、湖北、陕西等省仅在省会和部分城市出台了补贴政策，没有实现全覆盖。如在湖北省，仅武汉对充电设施建设进行了补贴。但实际上，近几年除武汉外其他地市的新能源汽车发展也较为迅猛，虽然仅有4741根充电桩，占湖北省总数5.82%，但年充电量达到1.83亿千瓦时，占全省充电量的40.67%。如果有相关配套政策支持，这些地市的充电设施建设将进一步加快，有利于推动电动汽车的推广。

另一方面，目前公交、网约车等专用充电站、核心城区的公共充电站已具备盈利空间，社会资本纷纷抢占市场，甚至部分区域充电设施存在扎堆现象。而城郊、高速等区域的充电设施由于投资回收周期长，社会资本投资意愿低，造成站点较少、充电较难，严重影响了电动汽车出行体验。需要地方政府根据充电设施规划布局，加大对保障型充电设施建设的补贴力度。

同时，由于充电设施建设缺乏统一的标准，设备质量、施工工艺、配套设施良莠不齐，加之部分运营商运维力量不足，建成后长期无人维护或者故障处理不及时，造成大量坏桩、呆桩、僵尸桩，既占用了宝贵的土地资源，又加剧了充电紧张局面。

为促进电动汽车广泛应用，需扩大充电设施建设补贴覆盖面，建议将补贴政策由重点城市向所有地市延伸，实现充电设施建设补贴的全覆盖。另外，为满足电动汽车出行需求，需对城郊、高速等保障型充电设施针对性加大补贴力度，引导科学合理地建设充电网络。同时，为提升充电服务质量，需要优化充电设施运营环节补贴策略，促进充电运营商提升管理水平。