去年全球范围内出现了能源供应紧张的情况，我国局部地区也出现了缺煤限电的情况。今年电力行业迎峰度夏的保供形势如何？下半年电力行业发展将呈现哪些特点？新能源的大规模并入怎样保障供电安全稳定？下半年电煤价格及供给又情况会呈现什么特点？

7月6日，中国电力企业联合会（下称“中电联”）召开的《中国电力行业年度发展报告2022》（下称“《报告》”）新闻发布会上，多位中电联专家就上述问题做了分析。

在回答澎湃新闻（www.thepaper.cn）记者关于能源双控到碳双控转变背景下电力行业未来将如何发展的提问时，中电联规划发展部主任潘荔表示，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。一方面，这充分说明了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。

她表示，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。碳达峰、碳中和是国家总体目标，碳排放控制，电力行业是重点行业，既要承担自身的减排责任，也要服务全社会清洁低碳转型发展。

履约机制进一步推动能源结构转型

自2021年7月16日启动上线交易以来，全国碳市场整体运行平稳。截至2022年7月4日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量1.94亿吨，累计成交额84.83亿元，成交均价43.76元/吨。中国国家核证自愿减排量（CCER）抵消机制已发挥作用，部分控排企业利用CCER进行配额抵消，按履约量计，全国碳市场第一个履约周期履约完成率99.5%，顺利收官。

全国碳排放权市场建设对电力行业的发展转型带来哪些影响？

在回答澎湃新闻记者提出的上述问题时，潘荔表示，从可交易的二氧化碳排放规模看，全国碳市场是全球规模最大的碳市场。经过一年的运行，总体来看有三点：
第一，履约机制进一步推动能源结构转型。目前发电行业配额分配采取基准线法。通过基准线的设置，推动火电布局调整和结构优化，推进存量煤电节能改造、供热改造，降低碳排放强度。根据行业报告发布数据，2021年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约828克/千瓦时，比2005年降低21.0%；单位发电量二氧化碳排放约558克/千瓦时，比2005年降低35.0%。以2005年为基准年，2006-2021年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约215.1亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。

第二，电力企业对碳减排工作的认识显著增强。通过全过程履约，加强了企业碳排放管理工作。一是数据管理日趋规范。企业认真执行数据质量控制计划，加强碳排放数据体系化、标准化、信息化管理。目前纳入全国碳市场的发电企业基本上全部开展了碳实测。二是制度体系建设逐渐完善，电力企业制定碳交易管理制度，明确各级单位碳交易工作职责，理顺工作流程。三是加强基础工作，电力企业各级人员积极参加能力培训，多方面、多层次提升专业水平。
第三，积极开展技术研发与应用。积极研究在线连续监测系统（CEMS）在获取电力企业碳排放数据中的应用；加大大规模低成本碳捕集、封存与利用技术研发、示范与储备等，研究拓展二氧化碳利用方式和规模。

迎峰度夏电力供需总体平衡但高峰时段会偏紧

夏季用电高峰即将到来，今年迎峰度夏电力供应情况如何？今年是否会出现缺煤限电的情况？

中电联规划发展部副主任叶春表示，从电煤保供形势看，今年以来，电煤供需总体平衡。当前，电厂煤炭库存基本达到迎峰度夏前峰值，根据中电联统计，截至6月30日，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。但当前煤炭、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，这要求电力行业必须加强统筹协调，强化监测和预警。

近年来，因煤价上涨、电价降低等因素影响，火电企业经营情况持续恶化，企业大面积亏损。尤其2021年8月以来，大型发电集团煤电板块整体亏损，甚至部分集团的煤电板块亏损面达到100%。尽管当前发电企业不惜一切代价买煤，确保了电力、热力安全供应。但大部分企业现金流紧张，甚至面临大面积资金链断裂风险，同时也导致电厂技改、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。

针对以上情况，叶春表示，要切实有效增加电煤有效供应，特别是要高度重视电煤供应质量。强化中长期合同机制，打通运输瓶颈，尤其针对进口煤应急保障补签的中长期合同的运力安全。持续加大对火电企业政策支持，连续加大国有资本金支持，向经营困难的燃煤机组提供专项资金补贴。

谈及电力供应，中电联数据与统计中心副主任蒋德斌表示，当前发电企业为保障能源电力稳定供应，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。同时，气象部门预测今年夏季来水形势较好，有利于水电生产。此外，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。因此，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。

蒋德斌表示，目前全国电力供需总体平衡，未出现有序用电和拉闸限电情况。谈及对迎峰度夏期间电力供需形势的判断。他表示，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。预计2022年迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。

预计下半年全社会用电量同比增长7.0%左右

下半年我国电力行业发展将呈现哪些特点？对今年下半年的全社会用电量、发电量，电力生产和消费情况如何预测？

对此，中电联规划发展部副主任张琳表示，下半年，随着疫情平稳，企业加快复工复产并叠加高温天气，用电增速将明显高于上半年，电力需求仍将持续增长。同时，加快能源结构调整步伐，构建清洁低碳安全高效能源体系。能源生产环节持续降碳提效。电网资源优化配置能力持续提升，将加大省间余缺互济力度，最大限度保障电力电量平衡。电力市场交易规模将显著增长，电力中长期市场作用将进一步发挥。

谈及具体的数据预测，蒋德斌表示，当前国民经济运行呈现出恢复势头。下半年，在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，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，预计下半年全社会用电量同比增长7.0%左右，比上半年增速提高4个百分点左右。当然，最终的用电量增长情况取决于下半年宏观经济实际增长情况以及夏季和冬季的气温情况。

考虑到国家推进“双碳”战略及满足宏观经济发展要求，蒋德斌表示，2022年新能源发电继续保持快速增长。预计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。

保障分布式电源就地消纳与多元化负荷灵活接入

随着新能源的大规模并入具有随机性、间歇性和波动性的特点，它会对电力系统实时平衡带来复杂局面，要如何确保电力稳定供应以及能源安全？

对此，张琳表示，新能源的大规模并网，对电力系统实时平衡带来复杂局面，如何确保电力稳定供应以及能源安全。建设新型电力系统：

一是要构建多元协调的清洁能源供应体系。加快发展风电、太阳能发电，因地制宜开发水电，积极安全有序发展核电，合理布局适度发展气电。同时，发挥煤电托底保供、系统调节、电网安全支撑作用。

二是完善适应可再生能源大规模利用的电网体系。“大电源、大电网”仍是电力系统的基本形态。要持续优化电网主网架建设，提高清洁能源资源大范围优化配置能力，加快配电网改造和智能化升级，积极推进新能源微电网建设，保障分布式电源就地消纳与多元化负荷灵活接入。

三是大幅提升电力系统灵活调节能力。提高抽水蓄能、灵活性煤电、调峰气电等调节电源比重，加快推进新型储能规模化应用，优化电力调度运行方式，积极发展虚拟电厂、可中断负荷等调节资源，提高电力需求侧响应能力，完善促进可再生能源消纳的市场机制。

四是提升电力系统数字化、智能化水平。电力系统与大数据、云计算、人工智能、5G通信等先进信息技术高度融合，全面覆盖发、输、配、用全环节，电力系统逐步由自动化向数字化、智能化演进。

提升地区整体的新能源消纳水平，避免弃风弃光

谈及如何避免弃风弃光、保障电力消纳，张琳表示，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征，系统的综合调节能力是影响新能源发展与消纳的关键。“十三五”期间，系统调节能力建设持续提升，新能源得到高效利用，弃电率控制在合理水平。2021年，全国有28个省区的风电、太阳能发电利用率在95%以上。新能源弃电率2.7%，比“十三五”初期下降13个百分点。

张琳表示，“十四五”时期，新能源占比逐渐提高，根据《“十四五”现代能源体系规划》，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，主要措施：一是持续推进煤电灵活性改造制造，提升煤电支撑保障能力。二是加快抽水蓄能电站建设及改造。推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥系统调节作用；因地制宜，建设中小型抽水蓄能电站；对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造。三是发挥流域水电集群效益，推动水电与新能源多能互补协调发展。积极构建水电与新能源互补的电源体系；充分利用梯级电站水能资源，形成梯级电站大型储能工程。四是因地制宜发展天然气调峰电站。同时鼓励热电联产燃气机组开展灵活性改造，进一步提升电网调峰能力。五是加大储能主要是电化学储能的应用。

另外，张琳表示还要在电网侧，加强送受端省份对接协作，优化运行方式，充分利用邻近省区调节能力，提升地区整体的新能源消纳水平；加快配电网改造和智能化升级，推进新能源就地开发、就近消纳；优化调度运行机制，共享储能资源。在负荷侧，挖掘需求侧响应能力，着力提升大工业高载能负荷灵活性，利用好可中断负荷；因地制宜发展电供暖、电制氢、电转气等灵活性负荷，提升新能源消纳能力。远期还会推进电动汽车、长周期新型储能、氢储能的利用。

预计今年全年全社会用电量增速在5%-6%之间

发布会还发布了《中国电力行业年度发展报告2022》，《报告》从生产与消费、投资与建设、电力绿色发展等方面介绍了2021年电力行业基本数据。

在电力消费与电力生产方面，2021年，全国全社会用电量83313亿千瓦时，比上年增长10.4%，增速比上年提高7.1个百分点；全国人均用电量5899千瓦时/人，比上年增加568千瓦时/人；截至2021年底，全国全口径发电装机容量237777万千瓦，比上年增长7.8%。

在电力投资与建设方面，2021年，全国主要电力企业合计完成投资10786亿元，比上年增长5.9%；全国电源工程建设完成投资5870亿元，比上年增长10.9 %；全国电网工程建设完成投资4916亿元，比上年增长0.4%；全国新增发电装机容量17908万千瓦，比上年少投产1236万千瓦，电源建设重心继续向新能源和调节型电源转移。

在电力绿色发展方面，截至2021年底，全国全口径非化石能源发电装机容量为111845万千瓦，占全国发电总装机容量47.0%，比上年增长 13.5%；2021年，非化石能源发电量为28962亿千瓦时，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%。

《报告》预计，2022年全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%。

原标题：中电联谈迎峰度夏：电力供需总体平衡，部分省份高峰时段供需偏紧