电力保供已进关键期 中电联建议加快出台全国性需求响应政策机制

近日，中国电力企业联合会发布了《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》。报告表示，在下半年疫情对经济和社会的影响进一步减弱的情况下，随着国家各项稳增长政策措施效果的显现，尤其是加大基建投资力度将拉动钢铁、建材等高载能行业较快回升，并叠加2021年前高后低的基数效应，以及国家气象部门对今年夏季我国中东部大部气温接近常年到偏高的预测情况，预计今年下半年全社会用电量同比增长7.0%左右，增速比上半年明显回升，预计2022年全年的全社会用电量增速处于年初预测的5%-6%预测区间的下部。

报告认为，当前疫情反弹得到有效控制，企业复工复产、复商复市积极推进，我国经济运行呈现企稳回升态势。全年经济社会发展预期目标以及稳经济一揽子政策措施为全社会用电量增长提供了最主要支撑。但受国内外疫情、国际局势、夏季和冬季气温等因素影响，下半年电力消费增长仍存在一定的不确定性。

中国电力企业联合会统计与数据中心主任王益烜表示，“总体判断，迎峰度夏、度冬期间，全国电力供需总体紧平衡、局部有缺口、供应有保障。预计全国最高用电负荷将超过12.5亿千瓦，在持续大范围高温情况下，可能达到13亿千瓦左右，同比增加约1亿千瓦。华东、华中、南方等区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。”

她指出，在电煤供应有保障的情况下，不会重现去年9、10月全国大面积电力供应紧张的情况。

非化石能源发电装机占比将首次过半

电力供应方面，报告预计，2022年新增装机规模将创历史新高，预计全年新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。

预计2022年底，全口径发电装机容量达到26亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，同比增长16%，占总发电装机容量比重上升至50%，将首次达到总发电装机规模的一半，比2021年底提高3个百分点左右。其中，水电4.1亿千瓦、并网风电3.8亿千瓦、并网太阳能(8.480, -0.30, -3.42%)发电4.0亿千瓦、核电5672万千瓦、生物质发电4400万千瓦左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右。

电力供需形势方面，报告表示，国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气温、降水，以及煤电企业持续大面积严重亏损等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。“预计迎峰度夏、迎峰度冬期间全国电力供需总体紧平衡。”

建议加快出台全国性需求响应政策和价格机制

“随着新能源比重的不断提高，电力系统安全稳定运行的不确定性增加，大面积停电的潜在风险因素仍然存在。”《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》认为，目前进入电力保供的关键期，需要密切跟踪天气、燃料、消费和市场等形势进行综合预判，全力做好迎峰度夏电力保供工作。

报告谈到，目前全国已有多个省级电网负荷创新高，迎峰度夏保供形势复杂严峻，需要统筹产、输、配、用等各重点环节，做好用电预案，以保障用电高峰期间电力供需平衡。

报告建议，增效挖潜保障夏季电力可靠供应，充分发挥跨省跨区通道作用，扎实做好需求侧管理及有序用电工作。“最大限度挖掘各品类电源顶峰发电潜力。优化跨区域电网间的开机备用、错峰支援、余缺调剂，全力保障高峰期间电力供需平衡。克服疫情影响，加快重点电源建设进度，缓解负荷中心的供电紧张。”

报告还建议，“完善需求响应价格补偿机制，形成可中断用户清单，引导各类市场主体主动参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求，推动需求响应规模尽快达到地区最大用电负荷的5%。加快出台全国性需求响应政策和价格机制，推动有序用电向市场化的需求响应转变。”

建议开辟电煤汽车运输绿色通道

目前，国内煤矿及港口煤炭库存偏低，迎峰度夏期间电煤等能源保供面临潜在风险。报告建议：持续增加煤炭供应总量；确保电煤中长协实现全覆盖，控制电煤价格在合理区间；加大产运需各环节的顺畅衔接。

报告建议，尽快释放今年新增的3亿吨煤炭产能，确保煤炭日产量稳定在1260万吨左右的水平；建议出台阶段性进口煤采购专项补贴支持保障政策，补足国内煤炭供应缺口；加大力度推动煤炭中长协的签约工作，尽快补足电煤中长期合同，消除全覆盖缺口。“出台规范的煤炭市场价格形成机制，理顺当前多轨价格机制，加强现货价格管控，引导煤价长期稳定在合理区间；完善坑口区间限价政策，严禁各区域、各煤矿自行创设指数和定价机制。”

报告还建议，开辟电煤汽车运输绿色通道，将运力向电力电量存在硬缺口省份的煤电企业适当倾斜。“加大对电煤中长期合同，包括发电集团自有煤源对内供应和进口应急补签新增中长期合同的铁路运力支持。另外，要保障煤炭新增产能的运力支持。”

中国电力企业联合会规划发展部副主任叶春表示，加快推进储煤设施建设，提升存煤能力，是解决电煤需求的波动性与煤矿生产、铁路运输均衡性的矛盾的重要手段之一，在能源保供工作中具有重要作用。

他介绍，各大电力集团根据自身能力，制定了储备能力建设方案，并加快推进项目建设落地。例如，充分结合自身“煤电路港”产业协同优势，推动煤电路港产业一体化协同发展，建立大型储煤场；通过中转外储合同协议、租用长期场地等实际增加储煤能力等。

叶春也谈到，储煤设施建设也面临一些问题。“比如，由于近几年电厂、发运站、煤矿的储煤场环保改造后，储煤能力有所降低；大型储煤基地建设也面临投资、用地、长时间储煤导致的热量损失甚至安全隐患等一系列问题。还需要各有关部门统筹协调，共同推进。”

建议出台面向煤电行业税收普惠制政策

《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》还谈到，煤电企业承担保供和转型的双重压力，建议从上网电价、财政金融以及碳市场等方面对煤电企业进行支撑，以保障电力安全供应、企业有序转型，建议疏导煤电上网电价，缓解煤电企业经营困境；加大财税金融对煤电企业的支持力度；统筹煤电保供和碳市场发展。

报告建议，国家相关部门督促各地尽快将煤电电价调整到位，尽快出台涉高耗能企业落实市场交易电价管理清单，禁止对涉及高耗能企业开展优惠电价的交易，严格落实国家“高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制”的政策要求；进一步明确跨省跨区送电交易价格形成机制，外送价格浮动机制按照落地省燃煤发电基准价执行。

“出台面向煤电行业所得税普惠制政策，延长承担保供责任的煤电企业所得税亏损结转年限，并减免征收亏损煤电企业房产税和土地使用税，支持煤电企业的委托贷款利息纳入增值税抵扣范围。”报告还建议，第二个履约周期应统筹煤电保供和碳市场发展，合理设置碳排放配额缺口，不宜大幅下调基准线；建议尽快重启CCER（国家核证自愿碳减排量）备案政策，推进有序放开全部燃煤发电电量上网电价，继续扩大市场交易电价上下浮动的范围。（新浪财经 刘丽丽）