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加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷。

进一步完善预算绩效管理制度办法，全面实施预算绩效管理。构建亲清新型政商关系，优化政务服务，健全企业家参与涉企政策制定机制。

（一）加大有效投资力度。加快发展会展经济、体育产业，分享奥运经济。研究建立区域协调发展新机制，制定新时代强化举措推进西部大开发形成新格局的实施意见。（二）扎实推进脱贫攻坚。（三）提升创新能力和效率。

落实《内蒙古自治区党委办公厅自治区人民政府办公厅关于创新政府配置资源方式的实施意见》（内党办发〔2018〕36号）精神，减少政府对资源的直接配置。研究制定自治区基本公共服务标准规范，开展基本公共服务标准化试点。《报告》提出，综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等，以及2018年高基数影响，预计2019年全社会用电量增速将平稳回落，在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，预计全年全社会用电量增长5.5%左右。

火电发电量占我国总发电量的70.4%，其中煤电占比63.7%，煤电仍然是主力电源。这种情况下，就需要煤电企业在未来既要有自身的发展，又要有大局意识。《中国电力企业管理》：1月9日，国家发改委、国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏无补贴平价上网有关工作的通知》，请问该文件对我国今后风电、光伏行业的发展有什么影响？国家发改委、国家能源局近期发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，要求开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目。统筹考虑电力企业维护社会稳定和支撑经济发展的重要作用，降低政策性亏损风险，科学合理设定电力企业利润等考核指标。

2018年城乡居民生活用电量同比增长10.3%就可以说明问题。各个地区差异性也较大，其中，东北地区同步出台了针对煤电灵活性改造的辅助服务办法，灵活性改造的效果更加明显，而西北、华北要相对滞后。

同时，在产业下游，因为上网电价是市场化交易的结果，市场化交易电量占比达43%。第三产业用电量同比增长12.7%，近几年保持高速增长状态。2018年，煤电市场交易价格平均下降了4分/千瓦时左右，这对煤电企业来说又减少了一部分利润，预计2019年煤电利用小时与2018年基本持平或略微上涨，但是煤电市场化交易规模还会进一步扩大，平均交易电价下降幅度预计略大于2018年。全国电力供需总体平衡，部分地区出现错峰限电。

其中的原因是多方面的，从技术上来看，部分电厂改造尚不具备条件，并且在现有电站的基础上进行改造，会受到原有设备选型、建设场地等方面的限制和约束。总之未来新能源的发展趋势还是呈增速状态。鼓励在国家组织实施的社会资本投资增量配电网、清洁能源消纳产业园区、局域网、新能源微电网、能源互联网等示范项目中建设无需国家补贴的风电、光伏发电项目，并以试点方式开展就近直接交易。为了解决这些问题：一是保障电煤价格在合理区间。

基于这个预测数据，推断2019年火电发电量增幅较2018年将大幅收缩，预计2019年底火电装机容量11.8亿千瓦，同比增长5.9%，比2018年降低约1个百分点。当前经济运行稳中有变、变中有忧，外部环境复杂严峻，经济面临下行压力，用电量增长不确定性增大。

其中，信息传输、软件和信息技术服务业用电量增长23.5%，继续延续近年来的快速增长势头，其中互联网和相关服务业、软件和信息技术服务业用电量增速均超过60%，这是很少见的。《中国能源报》：《报告》中指出，2018年，全国全社会用电量为6.84亿千瓦时，同比增长8.5%，同比提高1.9个百分点，为2012年来最高增速。

截至2018年底，火电装机中，煤电装机10.1亿千瓦，占总装机容量的比重为53.0%，位居世界第一从政策保障上来看，火电灵活性改造，是服务于整个电力系统，服务于新能源，如果没有一个合理有效的补偿机制，难以保障煤电企业的积极性。三是进一步加大电能替代力度。在我国经济下行压力加大的情况下，为何电力消费增速仍在加速，创下近年来新高？首先，从宏观角度来看，电力作为重要的生产和生活要素，和经济是相关联的。《中国电力报》：如何帮助发电企业尽快走出政策性亏损？当前，全国煤电企业亏损面在50%左右，亏损面偏高。新华社：目前，火电灵活性改造进展如何，还存在哪些问题，应该如何解决？我国《电力发展十三五规划》明确指出，在加快燃机、抽水蓄能建设的同时，要加快煤电灵活性改造，改造项目约为2.2亿千瓦。

二是建立科学合理的电价形成机制。这些问题需要尽快完善辅助服务补偿机制。

2018年，全社会用电量实现较快增长的同时，也呈现出了一些特点，第一产业用电量同比增长9.8%，维持稳定状态。另一方面，需要它配合风电、光伏的运行，进行灵活调节，势必会影响煤电机组利用小时数，继而影响到煤电企业效益。

众所周知，现在每个家庭电费收入占家庭可支配收入越来越低，随着城镇化率和城乡居民电气化水平的持续提高，以及新一轮农网改造升级、居民取暖煤改电工程的大力推进，尤其在气温因素作用下，冬季取暖和夏季负荷快速增长，带动了城乡居民生活用电快速增长。平均弃风率为7%，同比下降5个百分点。

在多重因素叠加、交互影响下，预计全年全国电力供需总体平衡，局部地区高峰时段电力供需偏紧。各个地区差异性也较大，其中，东北地区同步出台了针对煤电灵活性改造的辅助服务办法，灵活性改造的效果更加明显，而西北、华北要相对滞后。此外，应加强煤电运三方中长期合同有效监管，确保合同履约到位。另外，从几大类行业来看，高技术及装备制造业用电量同比增长9.5%，呈领涨态势。

此外，频繁调节还将增加设备的运维成本。从多年的统计数据可以看出，用电量增速和GDP增速的发展趋势基本一致。

对于火电灵活性调峰和电力市场化改革之间的关系，一方面，电力市场化改革将会更好地调动发电企业进行火电灵活性调峰改造的积极性，通过电力市场和辅助服务市场获得多种收益，改变目前仅通过发电量体现企业经济效益的模式。燃煤成本占发电成本的70%左右，2016年初，电煤价格在300元/吨左右，2018年底已经上涨到535元/吨，并且始终维持一个较高的水平上，给煤电企业带来了沉重的负担。

目前，煤电发展遇到了一些问题，我们一方面要求优化能源结构，增加新能源和可再生能源的发电和并网，一方面又在挤占煤电的发电利用小时数，同时还需要煤电为新能源和可再生能源提供调峰。请预测一下，2019年火电在全行业将处于什么样的水平，有无再扭亏的可能？首先，火电在过去、现在以及未来相当长一段时间内，仍将是主力电源，是经济社会发展不可或缺的领域之一。

近日，国家能源局已经对煤电灵活性改造和电力辅助服务作了三方面的部署，一是要增加辅助服务的主体范围，把水、风、光、核都纳入补偿的主体范围来，二是加大补偿服务力度，三是通过市场化的办法实现煤电机组的灵活性改造，有效保障煤电企业合理收益。2018年，四个季度GDP增速分别是6.8%、6.7%、6.5%、6.4%，用电量的增速分别为9.8%、9.0%、8.0%、7.3%，两者趋势也是一致的。2018年11月，国家发改委出台相关文件，提出加快建设电煤市场化机制。就目前的执行情况来看，改造的容量低于预期，进度滞后。

基于这个预测数据，推断2019年火电发电量增幅较2018年将大幅收缩，预计2019年底火电装机容量11.8亿千瓦，同比增长5.9%，比2018年降低约1个百分点。但就目前来看，还存在很多问题，尤其是各省尚未动行起来，需要加大监管。

鼓励在国家组织实施的社会资本投资增量配电网、清洁能源消纳产业园区、局域网、新能源微电网、能源互联网等示范项目中建设无需国家补贴的风电、光伏发电项目，并以试点方式开展就近直接交易。鼓励电力用户和发电企业自主协商，推行基准电价+浮动机制，签订电力市场化交易合同，形成煤价、电价和终端产品价格联动的顺畅传导机制。

这种情况下，就需要煤电企业在未来既要有自身的发展，又要有大局意识。进一步规范煤电定价机制，以电煤价格指数为依据，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。