當前，高溫天氣疊加企業復工復產，電力需求不斷上漲，保供大考仍在持續。“貫徹落實好黨中央國務院‘決不允許出現拉閘限電’的要求，需盡快落實國常會提出的今年新增煤炭產能3億噸的目標任務，為疫情后能源電力消費需求快速回升做好準備。”7月6日，在北京召開的《中國電力行業年度發展報告2022》新聞發布會上，中國電力企業聯合會(以下簡稱“中電聯”)統計與數據中心副主任蔣德斌對保障能源電力穩定供應提出建議。

足量、價格合理的煤炭供應是電力保供的生命線

煤電是當前我國電力系統的“頂梁柱”，煤炭是能源電力穩定供應的“壓艙石”，足量、價格合理的煤炭供應是電力保供的生命線。

“今年迎峰度夏階段，國內外疫情、宏觀經濟、煤炭安全生產、鐵路等運力協調、氣溫、降水等多方面因素交織疊加，煤炭、電力保供仍存較大不確定性，區域性、時段性矛盾突出的問題仍存在。”中電聯規劃發展部副主任葉春表示。

截至目前，河北、河南、江蘇、山東等多省電網電力負荷均已創下歷史新高。蔣德斌介紹，綜合考慮疫情防控形勢、宏觀經濟復蘇、國家穩增長政策和氣溫預測情況等多種因素，預計下半年全社會用電量同比增長7.0%左右，比上半年增速提高4個百分點左右，今年迎峰度夏期間，全國電力供需總體平衡，華東、華中、南方區域部分省份在用電高峰時段電力供需偏緊。

葉春介紹道，近年來，因煤價上漲、電價降低、利用小時下降，加之供暖熱價低、環保成本增加等，火電企業經營情況持續惡化，企業大面積虧損。尤其2021年8月以來，大型發電集團煤電板塊整體虧損，甚至部分集團的煤電板塊虧損面達到100%。但是，發電企業仍然以高度的社會責任擔當，多方籌措資金，不計成本、不惜一切代價買煤，確保了電力、熱力安全供應。據中電聯大致測算，2021年因電煤價格上漲導致全國煤電企業電煤采購成本額外增加6000億元左右。進入2022年，電煤市場價格整體前漲后穩，持續在高位震蕩。1~5月份，由于電煤價格大幅上漲，導致全國煤電企業電煤采購成本同比額外增加1900億元左右。

為此，葉春提出幾項應對措施建議：一是要切實有效增加電煤有效供應，例如協調加快推進新核增產能手續辦理工作、研究建立煤炭儲備產能和高度重視電煤供應質量;二是增強煤炭生產供應彈性，具體指加強組織協調、提高中長期合同覆蓋范圍、加強履約監管、加強運輸協調;三是持續加大對火電企業政策支持，可采取連續加大國有資本金支持、給予信貸審批和投放政策支持、向經營困難的燃煤機組提供專項資金補貼、建立煤炭特別收益金制度以實現各行業間利潤再分配等方式，盡快幫助煤電企業紓困解難。

煤電機組應按照“增機減量”的思路安排運行

構建新型電力系統是能源電力行業落實碳達峰碳中和目標的重要舉措。中電聯規劃發展部副主任張琳認為，構建新型電力系統當前著力要解決的重點問題主要是三個方面：一是新能源大比例接入電網帶來的安全問題;二是新能源發電特性帶來的效率問題;三是新型負荷涌現帶來的管理問題。

對于如何解決上述三個問題，張琳表示：“要構建多元協調的清潔能源供應體系，完善適應可再生能源大規模利用的電網體系，大幅提升電力系統靈活調節能力，提升電力系統數字化、智能化水平。”

據中電聯預測，為保障電力供應安全，經電力電量平衡計算，“十四五”期間需要適度發展煤電項目。張琳建議，煤電機組應盡可能按照“增機減量”的思路安排運行，增加裝機滿足電力平衡要求，減少發電量，優先利用清潔能源發電，從而減少單位發電量碳排放強度。

我國電力市場建設、體制改革工作也為構建新型電力系統不斷夯實體制機制基礎。今年1月，國家發展改革委印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(簡稱《指導意見》)。《指導意見》發布以來，全國統一電力市場建設穩步推進，目前已初步形成在空間范圍上覆蓋省間、省內，在時間周期上覆蓋年度、月度、月內的中長期交易及日前、日內現貨交易，在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務、綠電交易等交易品種的全市場體系結構。以省內電力市場為基礎，省內市場和跨省跨區市場協同推進的全國統一電力市場建設初見成效。中電聯規劃發展部副主任韓放認為，隨著《指導意見》的發布與落實，我國電力市場政策體系進一步完善，電力市場更加開放，省間清潔能源交易電量持續增長，但同時也要認識到全國統一電力市場建設并非一蹴而就，是一項長期任務，研究適應新能源發展的消納和交易機制、進一步體現電力商品多元價值等挑戰依然存在。