多个省级电网负荷创历史新高，拉闸限电会在今夏再度上演吗？

经济复苏提速叠加高温持续，7月以来，各地用电需求激增，全国已有多个省级电网负荷创下历史新高。国际上，受地缘政治冲突及罕见高温影响，大宗商品价格形势愈加严峻复杂，电价大涨和电力短缺向多国蔓延。酷暑之下，国内电力保供形势如何？“拉闸限电”会在今夏再度上演吗？

在7月27日举行的国新办发布会上，国家能源局电力司司长何洋表示，尽管近期出现了历史罕见的高温天气，电力负荷也都创出了新高，但全国电力供需平稳有序。按照党中央、国务院部署，国家能源局今年以来提前着手，制定了多项强有力措施，确保经济社会发展和人民生活生产的用能用电需求。

“总体判断，今年迎峰度夏、迎峰度冬期间，全国电力供需总体紧平衡、局部有缺口、供应有保障。”中国电力企业联合会(下称中电联)统计与数据中心主任王益烜在日前举行的电力供需分析报告发布会上表示，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。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。

为何部分地区启动有序用电？

记者注意到，为缓解电网负荷压力，四川、浙江等省份多地近日启动新一轮有序用电，部分企业收到通知，要求削峰填谷、合理用电。此外多地向市民发出节约用电倡议。

各界对2021年全国大范围限电仍心有余悸。去年9月中旬开始，20余个省份相继启动有序用电，多地工业企业被要求“开三停四”“开二停五”甚至“开一停六”错峰用电。尤其是东北拉闸限电的发生，让电力供应紧缺的消息冲上网络热搜。此后数月，国家发改委出手、多部门配合，接连推出一系列限煤价、允许电价上浮等保供稳价举措。

今夏新一轮有序用电和需求侧响应，是不是大范围限电的前兆？

对此，国家能源局电力司司长何洋在发布会上回应称，今年7月份以来，在浙江和国内局部地区出现了一些负荷侧响应情况，主要是当地为应对高峰负荷作出的负荷侧响应，引导用户通过市场化方式主动降低负荷。随着经济增长和气温较去年同期偏高，7月12—15日，全国用电负荷屡创新高，在7月15日，最高的电力负荷达到了12.6亿千瓦，当日发电量达到了285亿千瓦时。随着“七下八上”(7月下旬到8月上旬)用电负荷高峰期的来临，预计全国用电负荷还将继续攀升。

何洋介绍称，在电力保障方面，能源主管部门在强化电力供需监测和分析的同时，上半年持续推动重大电源和电网项目投产，并提升发电燃料的保障和运行出力水平，夯实了电力保供基础。谈及电力需求侧响应，他说，这是全球通用的电力负荷管理手段，主要是通过电力需求侧响应，利用市场化方式引导电力用户主动错峰、避峰，同时获得一定的经济补偿。

随着电力峰谷差日益加大，“在夏季高峰用电时段，采取适当的错避峰措施是必要的，但是我们会坚决守住不拉闸的底线，坚决确保民生用电。”何洋表示。

这涉及到一种综合考量。国家能源局局长章建华对此补充说，用电尖峰有的时候一年只有几个小时，这几个小时如果要配机组，等于一年中该机组只发挥几个小时的作用。所以通过一些需求侧响应降低尖峰负荷，对电力行业整体发展而言效益更优。

电厂煤炭库存基本达到迎峰度夏前峰值

“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。”中电联预测，迎峰度夏期间，全国电力供需总体紧平衡，华东、华中、南方区域部分省份用电高峰时段电力供需偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，全国电力供需总体紧平衡，华东、华中、南方、西北区域部分省份用电高峰时段电力供需偏紧，华北、东北区域电力供需基本平衡。

中电联数据与统计中心副主任蒋德斌对迎峰度夏形势分析称，7月以来，大范围高温天气在华东、华中蔓延，十余个省份电力负荷创历史新高。根据国家气象部门预测，今年7-8月盛夏期间，全国大部地区气温接近常年同期到偏高，华东、华中、华南东部、西北地区西部等地高温(≥35℃)日数较常年同期偏多，将出现阶段性高温热浪。另外，随着国内疫情防控形势总体向好和全国稳经济大盘会议精神落地落实，工业经济逐步企稳回升，长三角、珠三角等地区积极复工复产抢进度。因此，迎峰度夏期间，华东、华中、南方地区部分省份电力供需平衡面临一定的挑战，电力企业通过采取有力措施，有效保障了电力安全供应。

煤电依然是当前我国最主要的电源。煤电以不足50%的装机占比，生产了全国60%的电量，承担了超过70%的顶峰任务，在保障我国电力安全稳定供应中发挥着兜底保供、灵活调节作用，是当前我国电力系统的“顶梁柱”和“压舱石”。煤价高企、电厂存煤告急是导致去年秋季限电的主因，今夏用电高峰到来，电煤保障情况如何？

记者从中电联前述发布会上获悉，中电联规划发展部副主任叶春表示，进入季节性用电用煤高峰期，近日来河北、河南、江苏、山东等多省电网电力负荷创下历史新高，尤其进入7月，最高调度负荷和调度发电量均创历史新高。电力企业提前谋划，持续做好夏储煤工作。根据中电联统计，截至6月底，纳入电力行业燃料统计的发电集团燃煤电厂煤炭库存9601万吨，同比提高42.6%，电煤库存可用天数22.4天，电厂煤炭库存基本达到迎峰度夏前峰值。

“但也应该认识到，近期用能需求明显回升，电厂存煤结构性不均衡问题、电煤供应质量明显降低等问题对保供工作带来一定隐患。”叶春提醒称，迎峰度夏阶段，国内外疫情、宏观经济、煤炭安全生产、铁路等运力协调、气温、降水等多方面因素交织叠加，煤炭、电力保供仍存较大不确定性，区域性、时段性矛盾突出的问题仍存在。

针对部分地区可能存在时段性电力供需偏紧情况，相关部门及电力企业已采取或将采取相关措施来应对。

根据中电联的跟踪信息，在加强电力设备运维保障基础上，发电企业积极扩展燃煤采购渠道，不计代价积极采购储备电煤，稳定燃料供应基本盘，确保电煤安全稳定供应，确保常规电源“能发尽发”；电网企业充分利用全网统一调度优势，做到电力余缺互济、削峰填谷，保障各类电源“能并尽并、能用尽用”；电网企业积极配合各地方政府部门提前制定有序用电工作预案，坚持“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”的原则，加大用户侧参与调节力度，最大限度保障电力电量平衡，坚决守住民生用电底线。

放在更长远的维度看，蒋德斌认为，“十四五”期间，电力需求方面，我国电力消费还将保持一定的增速，最大电力负荷会较快增长。电力供应方面，随着新能源比重的不断提高，并叠加宏观经济、燃料供应、气温、降水、市场等方面因素，电力系统安全稳定运行的不确定性增加，电力保供面临压力和挑战。

据记者统计，今年以来已召开的22次国务院常务会议中，有8次提及保障电力稳定供应或保能源安全。今年4月20日召开的国常会提出，要立足我国国情，应对外部环境新挑战，抓住重点，强化能源保供，未雨绸缪推进条件成熟、发展需要的能源项目开工建设，促进能源结构持续优化。

“从目前电力投资增速以及各地规划情况来看，未来迎峰度夏的电力供应总体是有保障的。”蒋德斌表示，随着重点电源、输电通道的陆续投产，局部地区电力供需紧张的局面会逐步得到改善。高峰时段短时的电力供需紧张将通过市场化的需求侧响应等措施来缓解。

煤电企业亏损保供

由于2021年燃煤采购价格飙升且电热价格传导有限，五大发电集团旗舰上市公司在去年遭遇了史上最惨财务年。今年，发电企业仍未走出“煤价高、煤电亏”困境，饱受燃料成本压力。

中电联在《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》中披露，今年以来煤电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，大体测算上半年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2000亿元左右。电煤采购成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。

叶春表示，今年以来，各项政策措施效果逐渐发力，煤炭生产保持较高的水平，市场供需关系明显缓和，市场价格中枢和波动幅度都明显低于去年四季度。“但也必须承认，当前的市场价格整体还是偏高的，既与当前整体的供需基本面存在偏差，也远高于电力企业生产盈亏平衡点和承受能力。”

电煤中长期合同是保证电煤供应、稳定市场价格的重要手段。国家相关部门高度重视，对今年发电供热用煤实现全覆盖及履约等工作持续采取了系列措施，推动各项工作落地。

但行业调研显示，目前的电力企业长协签约率总体仍然不足80%，目前仍有相当一部分企业尚未完成补签换签等相关工作。据了解，因市场价格居高不下，长协与市场价格差距较大，仍有部分煤企从利益最大化出发，保持观望态度，未签足、签实电煤中长期合同，或拒不执行国家和地方相关合理价格区间，拒绝进行合同换改签。此外，部分合同难以配置铁路运力等因素也给全覆盖带来一定影响。

对此，中电联建议，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；加强对电煤中长期合同价格、供应量、煤质等履约监管，稳定电煤供应基本盘。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，杜绝多种价格机制和捆绑搭售引起的价格体系混乱。尽快稳定市场预期，防止煤价持续上涨推高下游用能成本。

传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。由于新能源发电“靠天吃饭”，为满足电力平衡要求，仍需要煤电装机发挥“托底保供”的作用。

中电联介绍，煤电企业的持续大面积亏损、企业资金链紧张，增加了电力安全稳定供应的风险。建议从控制煤价、疏导电价、政策支持三方面扭转煤电企业持续亏损局面。

具体而言，煤电扭亏关键在于通过持续增加煤炭供应总量，将煤价控制在国家规定的合理水平内。疏导煤电上网电价方面，中电联建议，国家相关部门加强对各地方执行《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)的宏观指导，督促各地尽快将煤电电价调整到位，缓解由于燃料成本高涨导致的电力供应风险。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，充分发挥区域间余缺相济作用。