6月13日，中国电力企业联合会有关业务负责人接受中能传媒记者采访，对今年迎峰度夏热点问题逐一做出回复。

中能传媒：2022年夏季，受持续高温和主要江河来水偏枯等多重因素影响，一些水电大省出现了电力短缺。今年这种情况是否会再现?

中电联统计与数据中心主任王益烜：水电是我国电源中的重要组成部分，降水的不确定性对水电出力影响大。2022年夏季，四川、重庆等地电力供需形势紧张，主要原因就是持续罕见高温天气叠加来水严重偏枯。

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今年以来，水电出力尚未得到有效改善。受2022年下半年以来降水持续偏少导致今年初主要流域水库蓄水不足，并叠加今年以来降水继续偏少影响，水电生产能力持续下降。今年前4个月，全国规模以上水电发电量同比下降13.7%，其中4月份同比下降25.9%;5月份水电生产延续下降趋势，预计当月水电发电量同比降幅比4月进一步扩大。受水电生产能力下降等因素影响，今年一季度，云南、贵州电力供需形势较为紧张，当前云南电力供应仍呈偏紧态势。气象部门预计今年夏季(6~8月)西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2~5成，可能出现区域性气象干旱，降水偏少将会对当地电力供应以及电力外送产生影响。

中能传媒：近期动力煤产地市场普跌，部分煤矿出现顶仓现象，连续降价促进销售，这种情况对火电企业的经营状况及火电出力有什么影响?

中电联规划发展部主任张琳：近期，动力煤市场价格的确出现了今年以来最长时间和最大幅度的回调。根据中电联CECI曹妃甸指数监测，今年北方港电煤采购价格震荡频繁，3月份以后总体呈震荡下行走势，截至6月2日，全年5500大卡电煤现货采购平均价格1067元/吨，其中，1月初为全年价格高点，5500大卡现货价格1226元/吨，进入5月份，价格持续下行，本轮价格下降227元/吨。反映了当前市场供需的总体格局，一方面，电力企业为迎峰度夏增强保供能力，在中长期合同的支撑和进口煤的强力补充下，提前加大电煤采购，电厂库存处于近4年来高位，导致电煤现货市场采购需求减弱;另一方面，化工冶金建材等其他用煤行业需求也偏弱。

电煤市场现货价格的回调，理论上讲可以一定程度上降低电厂燃料成本，缓解火电企业的亏损程度。但由于当前电厂燃料供应主要以长协煤为主，而长协煤的定价机制决定了长协价格受市场价格影响的关联程度不高。以北方港下水煤为例，6月份全国下水煤长协平仓价为709元/吨，仅环比5月份减少10元/吨。而对应的现货市场价格，5月31日比4月30日下降了179元/吨。因此，本轮市场价格回调对火电企业经营情况的改善程度有限。

当前，电力企业存煤整体充足，对迎峰度夏电力供应形成较强的支撑和保障。根据中电联电力行业燃料统计，截至6月4日，统计口径内发电集团燃煤电厂煤炭库存合计1.13亿吨，同比增长2135万吨，为近4年以来最高值，甚至已超过近两年迎峰度冬期间库存水平;电厂电煤库存可用天数25.6天。但由于近几年电煤供应质量持续下降，电厂存煤热值低、结构差的问题普遍存在，可能一定程度上影响火电机组出力。因此，我们呼吁高度重视电煤供应质量问题，在当前高库存的形势下，尽快优化库存结构，提高电厂存煤的安全保障能力。建议进一步加强质量监控和要求,尽快调整当前长协“单卡一致”的定价机制，采取分档级差定价，加强中长期合同履约质量监管和电煤质量考核，调整产煤省份和主要煤炭企业安全保供责任考核标准，采用标准煤生产/销售量代替原煤量进行保供责任考核。

中能传媒：今年的迎峰度夏电力供需形势怎样?有哪些政策建议?

中电联统计与数据中心主任王益烜：电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。此外，近年来煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不确定性。电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。近年来，气温对用电的影响越来越突出，我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显，夏季降温及冬季取暖负荷占比越来越大，部分省份夏季降温负荷占最高用电负荷比重达到40%~50%，甚至超过50%。

正常气候情况下，预计2023年全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右。若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。主要是南方、华东、华中区域电力供需形势偏紧，存在电力缺口;东北、华北、西北区域电力供需基本平衡。

我们建议，一是全力保障迎峰度夏期间电力燃料安全稳定供应，并加强电煤中长期合同履约监管，发挥好中长期合同压舱石作用。二是加快重点电源电网工程建设，提升电力系统调节支撑能力。加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源，推动需求响应规模尽快达到地区最大用电负荷的5%。三是充分发挥市场机制在电力保供中的重要作用。进一步完善跨省跨区电力交易机制，充分发挥大电网平台作用;健全完善市场化电价形成机制，加快建立煤电机组容量补偿和成本回收机制，推动辅助服务费用发电侧和用户侧合理分摊，激励新增电源投资，提高发电容量长期充裕性;深入研究煤电基准价联动机制与燃煤上网电价浮动机制;加强对各地落实电价政策监管，督导各地严格按照国家相关要求，尽快建立高耗能企业目录制度。

中能传媒：近年来，随着高比例新能源接入以及尖高峰时段电力需求的刚性增长，叠加极端天气多发频发等因素，我国电力供需平衡压力日益增加。如何挖掘需求侧调节潜力，消解高峰时段压力?

中电联规划发展部主任张琳：当前，我国电力系统存在调节能力不足、保供压力大等突出问题。近年来，新能源持续快速发展，但其固有的随机性、波动性、间歇性特征，使得高比例接入电力系统后，增加了系统调节压力;另外，一些地方受来水、温度等气象方面的影响用电紧张，迫切需要有机整合源、网、荷、储各类调节资源，特别是挖掘需求侧调节潜力，通过负荷转移、负荷调控、负荷中断等调节方式以及工艺优化、技术改进、管理提升等手段，为系统持续稳定运行提供支撑。5月19日，国家发展改革委向社会公布了新修订的《电力需求侧管理办法(征求意见稿)》和《电力负荷管理办法(征求意见稿)》，以期通过制度规定的形式进一步挖掘需求侧调节潜力。

电力需求侧管理通过合理引导电力消费，可以有效降低高峰电力需求，在缓解电力供需缺口方面发挥了重要作用。未来，应从多方面挖掘需求侧响应潜力，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变。通过实施电力需求侧响应，引导用户优化用电负荷，增强电网应急调节能力，对缓解电力供需矛盾，促进新能源消纳，保障系统安全运行也具有重要意义。一是着力提升大工业高载能负荷灵活性。二是引导电动汽车有序充放电，鼓励开展车网双向互动(V2G)研究。三是推进共享储能、虚拟电厂等技术大范围、规模化应用，实现将大量、多元、分散的灵活性资源聚合参与系统调节。四是推动规模化长时储能技术突破，推进氢能等新兴需求侧资源与新能源深度耦合，满足新能源多日或更长时间尺度调节需求，推动局部系统平衡模式向动态平衡过渡。