摘要：姚建东谈到，由于当前技术尚无法实现电能大规模储存，即使在四川这样的水电大省，冬季枯水期也需要外购火电才能弥补电能不足的状况。 ...
● 共商电网建设 ● 接受监督检查 ● 加强与社会沟通 ● 积极推进利益相关方参与履责绩效（2018年）经济绩效财务绩效：● 营业收入25627亿元● 资产总额39325.2亿元● 利润总额780.1亿元● 实现利税2026.6亿元● 净资产收益率3.36%● 资产负债率56.6%● 全员劳动生产率81.5万元/（人年）● 总资产周转天数544天电网能力：● 电网投资4889.4亿元● 110（66）千伏及以上输电线路长度103.34万千米● 110（66）千伏及以上变电（换流）容量46.2亿千伏安（亿千瓦）● 并网机组容量14.7亿千瓦● 并网机组上网电量4.46万亿千瓦时● 研究与开发（R&D）经费79.88亿元● 累计专利拥有量82810项● 累计获得国家科学技术奖79项● 特高压跨区跨省输送电量3122.51亿千瓦时● 主导和编制国家和行业标准262项● 综合线损率6.47%社会绩效供电绩效：● 售电量42361亿千瓦时● 公司经营区域最高用电负荷8.1亿千瓦● 服务客户数4.65亿户● 城市供电可靠率99.955％● 城市年户均停电时间3.97小时/户● 城市综合电压合格率99.995%● 农村供电可靠率99.795%● 农村年户均停电时间17.92小时/户● 农村综合电压合格率99.752%● 农网投资1495亿元● 城乡年户均停电时间差距13.95小时/户● 省间电力交易电量9682亿千瓦时● 供电服务十项承诺兑现率99.999%企业公民：● 公司对外捐赠额24.38亿元其中通过国家电网公益基金会实施3.11亿元● 员工志愿服务200万人次● 公司网站访问量3246.42万次● 公司总部向政府报送信息240条员工发展：● 全员培训率94.7%● 员工培训人次383万人次● 女员工比例27.4%● 工会组织2748个环境绩效服务清洁能源发展：● 清洁能源机组并网容量56884万千瓦其中水电并网容量22659万千瓦核电并网容量2789万千瓦新能源发电机组并网容量31436万千瓦其中风电并网容量14612万千瓦光伏发电并网容量15283万千瓦● 清洁能源机组上网电量14179亿千瓦时其中水电上网电量7615亿千瓦时核电上网电量1695亿千瓦时新能源发电机组上网电量4869亿千瓦时推进节能：● 降低线损节约电量95亿千瓦时● 发电权交易电量1429亿千瓦时● 电能替代电量1353亿千瓦时推进减排：● 累计建成电动汽车充电桩8.8万个● 消纳清洁能源减排量114000万吨● 降低线损减排量730万吨履责承诺（2019年）经济绩效● 发展总投入5909亿元● 固定资产投资5243亿元● 电网投资5126亿元● 开工110（66）千伏及以上线路5.3万千米，变电（换流）容量3.6亿千伏安（亿千瓦）● 投产110（66）千伏及以上线路5万千米，变电（换流）容量3亿千伏安（亿千瓦）● 完成售电量4.5万亿千瓦时● 省间交易电量1.07万亿千瓦时● 营业收入2.65万亿元● 实现利润830亿元● 产业、金融和国际业务利润贡献率达到50%● 资产总额4.17万亿元● 资产负债率56.4%● 全员劳动生产率86.6万元/（人年）社会绩效● 完成除青海、西藏外三区两州（不含云南怒江州）和中西部贫困地区电网建设任务● 推广大中型企业三省、小微企业三零服务模式，年内将办电环节分别压减至4个、3个以内，平均接电时间分别压减至70天、20天以内，客户平均办电成本明显下降● 确保在世界银行获得电力指标排名持续提升● 建成昌吉古泉直流、苏通GIL、雄安石家庄交流、山东河北交流环网工程● 力争市场化交易电量达到1.8万亿千瓦时● 营业收入力争超过95亿元● 能源电商平台交易规模突破7000亿元● 芯片产业营业收入超过90亿元● 杜绝大面积停电事故、重特大设备事故，严防重大网络安全事件环境绩效● 力争新能源省间交易电量突破700亿千瓦时，确保弃风弃光率控制在5%以内● 积极推动燃煤自备电厂、煤锅（窑）炉清洁替代● 力争全年替代电量超过1400亿千瓦时。
推动能源转型升级，让环境更美。积极消纳省外低价清洁能源，减少省内污染排放。
其中，大工业电量528.74亿千瓦时，增长13.63%。贯彻落实中央全面深化改革各项要求和省委关于企业减负的决策部署，精心组织市场化交易，不断引入省外低价电能，推动全省企业用能成本持续下降。挖掘电力数据价值，让互联更广。一般工商业306.14亿千瓦时，增长14.08%。为不影响湖南发展，积极助推省委、省政府实现湖南高质量发展的决策部署，国网湖南电力公司专题研究制定了相关举措，推出电力先行九大行动，为湖南高质量发展提供有力支撑。
紧紧围绕湖南省经济增长目标需求和社会稳定大局，积极应对我省夏、冬两季严峻的缺电形势，加强电网科学调度，积极调配各方资源，全面推广电网不停电作业，压减故障次数和抢修时长，确保高峰用电时期电力可靠供应。湖南电力还在深入开展用电报装专项治理行动，全面推广低压小微企业客户省力、省时、省钱三省服务，出资建设省级以上园区客户所有公用配电设施。记者：交叉补贴计算非常复杂，如何在较短时间内明确减免标准？时璟丽：我国交叉补贴难以计算，中东部可能偏高，不同电压等级、不同地区不一样。
从政策创新性角度看，相对新的政策主要是执行长期PPA制度、降低过网费和减免交叉补贴、实施绿证制度和双控考核制度，其他的比如避免地方不合理收费、电网企业建设接网工程、全额保障性收购、创新金融支持方式等政策，在既往政策中也是明确的，对于平价项目则是再次强化。德国跟我国第三类资源地区条件相类似，2018年招标电价在5欧分/千瓦时以内，折合约6美分/千瓦时。此次通知中的试点项目不享受国家补贴，而且装机量也是可预期的，电网企业应支持创新机制，更好促进政策落地。2019年我国光伏标杆电价预期会进一步下降，降多少需要等待政策规定。
我国自实施可再生能源标杆电价政策以来没有尝试过这一模式，电网企业很少签订这么长时间的购电合同（PPA）。个人预期平价项目的绿证价格可能比较低，可以对自愿绿证市场起到激活作用。
二是对于分布式发电市场化交易试点项目，免交未涉及的上一电压等级的输电费，并且减免政策性交叉补贴。《通知》明确，省级电网企业承担收购平价上网项目和低价上网项目的电量收购责任，按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同，合同期限不少于20年。分布式平价项目单位与用电单位直接达成电力交易，但如果项目电量不能全部参与市场交易，余电只能卖给电网，项目收益会受影响。一是分布式项目市场化交易问题。
国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽就此接受本刊记者专访，分析了政策亮点、政策加快落地需克服的困难及其影响。此外还要考虑由于风电建设周期相对长，光伏项目建设周期相对短，但开发企业可能会等待组件价格进一步下降，2020年平价项目装机增加量可能较大。记者：在您看来，《通知》提到的八项措施中，有哪些亮点？时璟丽：我认为，从提高项目经济性角度，主要有三条：一是对于集中式试点项目，执行不少于20年的固定电价收购政策。当前可再生能源平价上网项目还比较少，国家能源局采取多种措施予以支持。
但执行长期固定电价PPA制度，为开发企业提供一个清晰、稳定、可预测的盈利预期，项目风险降低，那么开发企业从金融机构获得的金融产品成本也会相应降低。如果算清楚交叉补贴要花较长时间，那么政策的时效性会打折扣，所以提出减免方式，即可以设定一个减少的具体水平，更具有操作性。
总体上，我国在招标竞价方面跟国际趋势基本同步，实行平价上网机制的步伐比较靠前，而且为了能够达到平价，我国出台了很多有操作性的支持政策。可能有一些资源条件比较好、成本相对有竞争力的平价项目能够做到不赔或者是微利，如果通过绿证每千瓦时电量能多收益几分钱，这对项目收益率的影响其实很大。
国际上一般按照7%投资回报率测算平准化成本，国际可再生能源署统计数据库中的2017年光伏发电平准化度电成本（LCOE）是10美分/千瓦时，约折合人民币0.6~0.7元/千瓦时，但这是2017年的平均水平，当年的招标电价则要低于这一水平，而2017年我国光伏发电三类电价资源区标杆电价为每千瓦时0.65元、0.75元和0.85元。在国外，美国也采用长期PPA制度，英国则采用差价合约（CfD）机制，差价合约机制是通过竞价形成合约价格，可再生能源电力参与电力市场，并采用双边溢价方式执行合约价格，最后执行的价格也类似于长期的PPA。当年，印度招标电价最低为3.8美分/千瓦时，普遍在4～5美分/千瓦时。对于银行及其他金融机构而言，如果平价项目没有这一政策，而采用电价随行就市，比如在电力市场中竞价，那么电价可能比固定的合同价格低，项目在未来二十年不能形成稳定的收益预期，这就是很大的风险，所以金融机构要么提高贷款的门槛，要么提高贷款的利率。分布式发电项目如果是替代一般工商业和大工业用电，目前成本下实际不需要补贴就可以盈利，如果不具备较高比例的自发自用条件，但能够与这样的用户进行直接交易，通过免交未涉及电压等级输电费和减免交叉补贴等措施，也可具备无补贴条件。因此，相对于享受国家补贴的可再生能源项目，未来平价项目出售绿证的量相对会更大
欧洲也有自愿绿证系统，价格大约为0.2~0.3欧分/千瓦时，约合人民币两分钱左右，无论是个人还是企业，购买的积极性都很高。可能有一些资源条件比较好、成本相对有竞争力的平价项目能够做到不赔或者是微利，如果通过绿证每千瓦时电量能多收益几分钱，这对项目收益率的影响其实很大。
记者：从国际范围看，我国可再生能源电价水平如何？时璟丽：以光伏发电电价水平为例，2018年5月31日起我国一、二、三类资源区新建光伏电站的标杆电价每千瓦时分别降到0.5元、0.6元、0.7元，电价水平在国际上不高不低。如果仅仅资源条件好，而煤电电价比较低，那么资源条件要特别好，比如风电年等效利用小时数在3000小时以上，才有可能实现平价。
三是交易市场不规范问题。当前，如果是非招标电价项目，价格可能略高一些。
但此次平价分布式风光试点项目跟之前的分布式市场化交易项目有些不一样，之前的分布式发电项目只是降低国家补贴水平，其过网费标准确定方式不止一种，容易产生争议。成为平价上网项目，前置条件有两个，一是电网具备消纳条件，二是具有较好经济性优势。从国际范围看，我国可再生能源平价上网的进程如何？时璟丽：我国风电、光伏发电成本下降的趋势跟国际基本一致，特别是光伏发电，因为我国光伏产品从硅料到组件供应全球一半以上的市场。三是鼓励通过绿证获得收益。
这需要开发企业认真测算。墨西哥中标电价低至1.77美分/千瓦时，即使加上可再生能源绿色电力证书收益（约3美分/千瓦时），光伏发电项目实际收益也仅折合人民币0.3元/千瓦时左右。
我国自实施可再生能源标杆电价政策以来没有尝试过这一模式，电网企业很少签订这么长时间的购电合同（PPA）。目前分布式发电市场化交易进展低于预期。
在国外，美国也采用长期PPA制度，英国则采用差价合约（CfD）机制，差价合约机制是通过竞价形成合约价格，可再生能源电力参与电力市场，并采用双边溢价方式执行合约价格，最后执行的价格也类似于长期的PPA。因此，相对于享受国家补贴的可再生能源项目，未来平价项目出售绿证的量相对会更大。
记者：您对政策有效落地有没有什么担忧？时璟丽：可能有几方面的问题需要克服。我国实施平价上网机制的创新与挑战专访国家发展改革委能源研究所研究员时璟丽本刊记者郑徐光推进风电、光伏发电平价上网是实现能源转型的重要举措。目前各地电力市场在建设和推进中，但对于可再生能源仍有不规范做法存在，如部分地方通过行政干预市场交易，指定可再生能源与用户直接交易的价格或者强行降价，都会影响收益预期。《通知》明确，平价上网项目可通过绿证交易获得合理收益。
2019年我国光伏标杆电价预期会进一步下降，降多少需要等待政策规定。德国跟我国第三类资源地区条件相类似，2018年招标电价在5欧分/千瓦时以内，折合约6美分/千瓦时。
国际上一般按照7%投资回报率测算平准化成本，国际可再生能源署统计数据库中的2017年光伏发电平准化度电成本（LCOE）是10美分/千瓦时，约折合人民币0.6~0.7元/千瓦时，但这是2017年的平均水平，当年的招标电价则要低于这一水平，而2017年我国光伏发电三类电价资源区标杆电价为每千瓦时0.65元、0.75元和0.85元。记者：在您看来，《通知》提到的八项措施中，有哪些亮点？时璟丽：我认为，从提高项目经济性角度，主要有三条：一是对于集中式试点项目，执行不少于20年的固定电价收购政策。
平价方面，在印度、智利、巴西、墨西哥等资源很好的地区，光伏发电和风电等已经成为成本最有竞争力的电源，中东阿联酋的光伏发电招标价格低于3美分/千瓦时。此外，免交未涉及的上一电压等级的输电费也是采用了简单的价差法，便于操作。
