中电联：电力发展形势分析

■本刊记者 杜明俐/编辑 王睿佳

7月6日，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布《中国电力行业年度发展报告2022》（以下简称《报告》）。《报告》指出，2021年，电力行业全力以赴提升电力安全保供能力，并在推动绿色低碳发展、深化市场化改革以及国际合作等方面均取得了进一步的发展成效，为国民经济发展与疫情防控提供了可靠电力保障，为“六稳”“六保”特别是稳预期和保能源安全作出了全面贡献。

《报告》专门展望了2022年及“十四五”电力发展形势，同时中电联相关部门在发布会上就电力发展的热点话题进行了分析与解答。据中电联预测，2022年全社会用电量增速在5%—6%之间。到2025年，全国全社会用电量为9.5万亿千瓦时，年均增速为4.8%；最大负荷为16.3亿千瓦，年均增速为5.1%。预计到2025年，我国电源装机容量为30.0亿千瓦，非化石能源发电装机占比将达到51.0%。

今夏电力供需总体紧平衡

受来水偏枯、电煤供需紧张、部分时段天然气供应紧张等因素影响，去年全国电力供需形势总体偏紧，年初、迎峰度夏以及9—10月部分地区电力供应紧张，甚至采取了各种应急措施来保障能源供应。国家高度重视并出台一系列能源电力保供措施，电力行业认真贯彻党中央、国务院决策部署，落实相关部门要求，全力以赴保民生、保发电、保供热，采取有力有效措施提升能源电力安全稳定保障能力。

谈及今年迎峰度夏期间电力供需形势，中电联数据与统计中心副主任蒋德斌表示：“在燃料得到充足保障、来水形势较好的情况下，我国的电力供应能力总体可以满足电力消费需求。”

据蒋德斌介绍，当前电力供应实际情况，一是发电企业为保障能源电力稳定供应，贯彻落实好党中央、国务院“决不允许出现拉闸限电”的要求，在煤价高位、企业大面积亏损的情况下，仍全力采购电煤，目前电厂存煤处在相对高位。二是气象部门预测今年夏季来水形势较好，有利于水电生产。三是部分支撑性电源和输电线路等度夏重点工程陆续投产，这些为迎峰度夏期间的电力电量平衡提供了坚强支撑。

中电联规划发展部副主任叶春表示，进入2022年，电煤市场价格整体前涨后稳，持续在高位震荡。1—5月份，由于电煤价格大幅上涨，导致全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加1900亿元左右。虽然，自去年10月份《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》印发以来，燃煤发电机组市场交易电价有所上浮，但仍远低于煤价的上涨幅度，企业经营压力持续积累。大部分企业现金流紧张，甚至面临大面积资金链断裂风险，陷入无钱买煤的困境，也导致电厂技改、设备检修维护等安全投入欠账较多、隐患增多，威胁电力保供和系统安全稳定运行。

叶春认为，应切实有效增加电煤有效供应、强化中长期合同机制、持续加大对火电企业的政策支持，确保迎峰度夏期间的能源电力安全供应万无一失。

今年以来，为了保障能源安全稳定供应，推动煤、电上下游协调高质量发展，国家各有关部门出台了保供稳价的一系列政策措施，包括发电供热用煤中长期合同全覆盖机制、查处哄抬价格违法行为等一整套“组合拳”。

叶春表示，这是向市场释放了两个明显信号：一是国家层面将更加注重运用市场化的经济手段来调节市场供需关系，从而使煤炭价格更加真实反映市场运行的基本面；二是当煤炭价格明显脱离了市场运行基本面，出现失灵状况时，国家调控手段的介入也应注意防止煤价出现大起大落的现象。

尽管国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气温、降水等多方面因素交织叠加，给电力供需形势的预判带来了不确定性，但中电联预计2022年迎峰度夏期间，全国电力供需总体紧平衡，华东、华中、南方、西北区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。

绿色低碳转型加快推进

《报告》显示，截至2021年底，全国全口径非化石能源发电装机容量为11.2亿千瓦，占全国发电总装机容量47.0%，比上年增长13.5%；非化石能源发电量为2.9万亿千瓦时，比上年增长12.1%。达到超低排放限值的煤电机组约10.3亿千瓦，约占全国煤电总装机容量的93.0%。两大电网公司全年累计完成电能替代1891亿千瓦时，比上年下降16.0%。能源生产与消费继续延续绿色低碳转型。

截至今年5月，全国风电、太阳能发电装机容量6.7亿千瓦。开工启动装机约1亿千瓦的沙漠、戈壁、荒漠大型风电光伏基地建设。中电联预计到年底新能源累计装机7.9亿千瓦，比上年增加1亿千瓦。

中电联规划发展部主任潘荔表示，“低碳”是能源发展的基本约束。“双碳”目标下，电力行业要加快清洁低碳转型，从根本上降低碳排放。在转型的过程中要统筹好安全、低碳、转型成本三者的平衡关系，同时加强创新引领，发挥好碳市场等市场机制的低成本减排作用。国家提出创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。这充分说明节能和提高能效要与我国进入高质量发展阶段相适应，更加重视效益和降碳，要把节能、提效与降碳密切结合在一起，并逐步将节能政策导向过渡到以降碳政策为统领的导向上来。

据中电联规划发展部副主任张琳介绍，电力行业将持续加大政策衔接和体制创新工作力度。坚持以国家顶层设计作为落实能源行业任务的根本遵循，制定促进清洁能源消纳的政策机制，推进适应能源转型电力市场体系建设，推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。

考虑国家推进“双碳”战略及满足宏观经济发展要求，中电联预计2022年新能源发电继续保持快速增长。2022年底全国发电装机容量达到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，占总装机容量比重首次上升至50%左右。电力生产总体呈现出发电生产能力进一步提升，发电装机结构进一步绿色低碳的特征。到2025年，全国电源装机达到30亿千瓦左右，非化石能源发电装机占比约50%，新能源装机占比约35%，非化石能源发电量占比近40%，也就是说，届时煤电发电量占比将从2020年的61%，下降到2025年的56%。

根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，中电联预计“十四五”时期煤电节能降碳改造规模不低于3.5亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活性改造完成2亿千瓦。预计可以节约煤炭消费5000万吨以上，提升新能源消纳能力5000万千瓦以上。

电力市场建设稳步前进

《报告》称，2021年电力行业积极落实各项电力改革政策要求，燃煤发电全部参加市场交易，燃煤电价加快放开，“能涨能跌”的价格形成机制逐步建立，有序推动工商业用户全部进入电力市场。全国首批8个电力现货试点地区均开展了出清结算试运行工作，试运行期间电网运行安全、市场运行平稳。全国电力市场化交易规模再上新台阶，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，比上年增长19.3%；市场交易电量占全社会用电量比重为45.5%，比上年提高3.3个百分点。而今年1—5月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量占全社会用电量的60%。

今年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称《指导意见》），为我国电力市场化改革的深入推进指明了方向。

中电联规划发展部副主任韩放表示，《指导意见》发布以来，全国统一电力市场建设稳步推进，目前已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、绿电交易等交易品种的全市场体系结构。以省内电力市场为基础，省内市场和跨省跨区市场协同推进的全国统一电力市场建设初见成效。

“我国电力市场在促进能源转型、保障电力安全供应、优化资源配置、促进新能源消纳等方面发挥了重要作用。”韩放指出，全国统一电力市场建设并非一蹴而就，是一项长期任务，在建设过程中还面临一系列挑战。一是市场机制需要进一步完善，二是需要研究适应新能源发展的消纳和交易机制，三是电力商品多元价值需要进一步体现。

随着第二批现货试点地区进入试运行阶段，韩放表示下一步现货市场试点工作还应重点关注四个方面：一是需要研究各类机组的市场定位及参与市场方式。特别是要研究如何稳妥有序推进新能源进入现货市场。新能源具有与常规电源不同的物理特性、绿色属性和成本构成。在新能源参与市场前，首先要建立新能源绿色价值的市场机制，作为新能源参与市场的重要条件，同时为了消纳新能源，需要完善容量补偿机制、电力系统运行成本的合理疏导机制，以及绿电、绿证交易的配额制等相关制度。

二是做好中长期市场与现货市场的衔接。目前中长期市场主要采用双边协商模式，基于长周期的生产和投资成本定价，现货交易是以日和小时为交易周期，基于短期和超短期边际成本定价。两者价格机制的不同，导致价格上的差异。但在更长周期来看，中长期市场价格和现货市场价格的平均价格应该趋于一致。中长期市场价格相对稳定，为市场主体提供了规避短期价格风险的手段，现货市场有利于更短周期内发现价格，优化运行。同时中长期交易在曲线和电量分解等方面也需要做好和现货市场的衔接。

三是做好省内省间市场衔接。目前第一批省内试点已经进入结算试运行阶段，省间现货市场今年3月以来一直持续结算试运行。在市场机制的设计上做好省间和省内市场的衔接非常重要，这也是全国统一电力市场建设的重要内容。

四是研究开展现货市场运行的分析评估。为了及时总结现货市场运行经验，跟踪市场运行情况，及时分析市场运行状态，提前对市场风险进行预警和防范，应研究建立电力现货市场评估体系，需要对市场运行情况进行分析和评估，研究市场运行指标，及时向社会发布市场运行评估报告，有利于政府部门、市场运行机构和市场主体进一步完善市场运行方案和规则设计，做好风险防控，及时解决市场运行中的问题，稳妥、有序推进电力现货市场建设。■