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作者： tokenpocket最新版app下载

2024-03-07 23:39:25

电荒究竟何来：是短期紧缺，还是长期矛盾爆发？_腾讯新闻

电荒究竟何来：是短期紧缺，还是长期矛盾爆发？

除东北外，南方各省也纷纷拉闸限电，中国是世界第三煤炭储量大国、世界第一产煤大国，为何能源安全问题突然如此突出？

经济观察网记者高歌拉闸限电还在蔓延。

9月28日午间，一则“北京停电计划”引来众多关注。随后，国网北京市电力公司紧急回应称，“计划检修是电网公司一项常规工作，目的主要是进行设备日常检修运维和电网升级改造，确保首都电网安全可靠运行。目前，首都电网供应充足，平稳有序，可确保满足全市用电需求。”

同日，南京、苏州也收到来自国家电网的停电通知，涵盖9月29日—30日多个时段、多个区域，不过限电原因并未给明。

地处东北的辽宁省用电告急却是不折不扣的事实。

9月28日，辽宁省工信厅发布预警信息称，根据东北网调预测，9月28日全省最大电力缺口达到530万千瓦，依据国家发改委《有序用电管理办法》，达到严重缺电II级橙色预警信号。决定9月28日0:00-24:00在全省启动实施有序用电II级措施。

辽宁省工信厅表示，由于负荷缺口较大，实施有序用电后，仍存拉闸限电风险。各市工业和信息化局、各市供电公司要向可能实施拉闸限电的用户发出风险预警，避免拉闸限电涉及生产安全、民生和重要用户。

因供电紧张，东北多地已因拉闸限电并引发多起事件。9月24日，辽宁澎辉铸业有限公司因突发限电，导致排风系统停运，发生高炉煤气中毒事故。事故中，共有23人送至辽阳市中心医院救治。

9月28日，一位业内人士对经济观察网表示，从业十余年，今年的用电形势是他从未见过的，“电网公司的业务范畴是电网运营，向终端用户提供电力，现在的情况是电网无电可调，想买电都买不到。”

“无电可调”的局面还在持续。

9月26日，广州向市民发布有序用电、节约用电倡议书，宣布缩短广州景观照明亮灯时间，国庆期间不安排灯光秀表演。

9月28日，国家电网召开保障供电紧急电视电话会。国网东北分部、山东电力、辽宁电力作了电力保供专题发言。各分部、省公司等负责人悉数出席。

在这次紧急会议上，国家电网公司董事长辛保安称，今年以来，面对用电需求快速增长、电煤供应持续紧张、主要流域来水偏枯、暴雨洪涝灾害频发等挑战。进入9月份，受多种因素叠加影响，电力供需形势面临着新的考验和挑战，对做好供电保障工作提出了新的更高要求。

9月29日，南京、苏州等地开始实施辖区内部分区域分时段停电。

电荒究竟何来？拉闸限电何以打破季节常规频频上演？

除东北外，南方各省也纷纷拉闸限电，中国是世界第三煤炭储量大国、世界第一产煤大国，为何能源安全问题突然如此突出？

此轮大规模拉闸限电，与能耗双控究竟有何关系？自年初以来，煤炭价格一路高企，各地拉闸限电究竟是电荒，还是煤荒？

一、督导能解决紧缺吗？

9月28日，接近国家电网的相关人士对经济观察网称，由于拉闸限电引发大量社会反应，国家电网调度中心近期已与东北地区相关省份的政府部门进行了调研沟通，并提出两点建议，一是建议地方部门加强电煤和电厂协调，保供给保用电；而是建议拉闸限电，遵循有序用电方案。

蔓延全国多个省市的拉闸限电，并不是最先从东北开始的，但由于东北一些地方直接对居民生活用电进行了“无预警”拉闸限电，随即引来众多质疑。

有消息人士称，东北一些地方之所以直接选择限制居民用电，部分原因是出于经济增长的考量。“东北地区本来经济形式就比较低迷，所以在选择拉闸限电时，当地有些声音支持保工业，也就保经济增长。”

上述人士表示，在负荷不能快速平衡的情况下，电网存在解列的风险。解列是指，电力系统受到干扰，其稳定性遭到破坏，发电机和电力系统其他部分之间、系统的一部分和系统其他部分之间失去同步并无法恢复同步时，将它们之间的电联系切断，分解成相互独立、互不联系的部分，以防止事故扩大造成严重后果。

一位电厂人士对经济观察网分析称，与江浙粤等地不同，东北地区民营经济相对较小，主要是大型国有企业，这些国有企业要么有自己的电厂，要么对当地的经济支撑效果明显。因此，出于还想保经济增长等方面的考虑，对它们的限电措施很慎重。但南方省份就不一样了，主要是民营中小企业，而且都在园区里，因此这些省份基本上都是按照有序用电的预案来限电的。

该人士说，现在是从北到南都缺电。南方某省的一个企业主，近期曾经历了“前一天收到停电通知，第二天又收到停产通知的。你一点办法没有，什么订单、利润的，一顶高耗能的帽子一扣，措施就直接来了。”

国家层面的调研督导的确已经展开。9月23日至25日，国家能源局副局长任京东带队赴宁夏、陕西，深入生产建设一线，对煤炭、天然气增产保供进行现场调研督导。要求地方和企业压实保供责任，进一步挖掘增产潜力，突出保障发电、供暖等民生用煤，促进经济社会平稳运行。

同时，国家能源局有关业务司已分别赴京津冀、蒙东、黑龙江、湖南等地督导煤炭、天然气保供工作。

9月24日，国家发改委组织晋陕蒙和有关产煤大市、重点煤炭企业召开专题会议，安排发电供热用煤中长期合同全覆盖煤源落实有关工作。会议要求晋陕蒙和有关煤炭企业承担保供稳价社会责任，主动与有关省区市衔接，逐矿落实煤源，成立工作专班，安排专人负责，定期调度工作进展，推动煤炭供需双方尽早完成补签中长期合同并确保足额兑现。

问题是，电荒蔓延下的紧急督导能起到立竿见影的效果吗？

前述电厂人士称，这一轮电荒，看似电荒，实则是煤荒。电厂端，由于煤炭价格不断高涨，很多电厂已经是亏损状态，有的电厂已经是发一度电要亏几厘钱的地步，因此电厂发电意愿严重受挫。另外，就算是电厂想多发电，各地政府再着急，电煤紧张的局面也很难马上就能得到扭转。

据了解，在国家发改委近期组织的专题会上，晋陕蒙和有关煤炭企业均表示，将在确保安全的前提下加快先进产能释放，全力增产增供，尽快将资源落实到企业，组织电力企业和煤炭企业尽快完成签约，保障冬季全国煤炭发电供热用煤稳定供应。

近日，内蒙古自治区能源局发布的信息称，将认真落实国家关于释放煤炭产能保障供应的决策部署，按照自治区政府要求，会同有关部门加快煤矿生产建设手续办理，加快释放煤炭优质产能，煤炭产量稳定增加，有序补签2021年四季度电煤中长期协议，取得阶段性成效。

行业人士认为，几大重要产煤地做出的上述表态，透露出的信号很微妙，增产增供都是有前提的，“确保安全”、“加快补办手续”、“加快释放优质产能”，类似的表述意味着其实是没有明确的时间表，而“有序补签2021年四季度中长期协议”实际上已经表明，此前国家发改委一直督促的煤电长协早已形同空文。

经济观察网获悉，眼下正是启动2022年度煤炭长协谈判的启动阶段，国家发改委有计划实现2022年煤炭中长期协议全覆盖，也就是从近几年的占比70%提至100%。有业内人士预计，很多合同量还是会签量不签价。

二、2021年打破了什么？

近几年，为保证有序供电，促进经济平稳运行，在国家发改委和能源局的要求下，每年重点发电集团都与重点煤炭企业签订长期煤电协议。

中国太原煤炭交易中心去年12月发布的一条消息显示，2020年12月中旬的“2021年度全国煤炭交易会”，“盛况空前、亮点纷呈、衔接顺畅、硕果累累”，整个大会期间煤炭企业共签订煤炭购销合同13.75亿吨。

13.75亿吨，相当于2020年全年全国原煤产量的35%（2020年全国原煤产量39.0亿吨）。但这一数据并不全是煤炭企业与电厂签订的，除了重点火电厂，还包括钢铁、化工等重点行业企业。不过，就全国而言，近几年的煤炭中长协合同量，占到了全国煤炭市场的70%以上。

为保障煤电市场平稳，国家发改委在《关于做好2021年煤炭中长期合同签署实行工作的通知》中，请求各方主体早签、多签署、签实、签长煤炭中长期合同，并提出了新要求。其中包括：鼓励签署3年及以上的中长期合同，电煤合同单笔数量不低于20万吨，冶金、建材、化工等行业用煤合同不低于10万吨。供需双方就中长期合同价钱不能达成分歧意见的，依照“基准价+浮动价”准绳肯定。

价格方面，合同基准价首先由双方协商肯定，协商不分歧的按2020年度程度执行；浮动价方面，下水煤合同与铁路直达煤合同的浮动价，均可分离环渤海煤炭价钱指数、CCTD秦皇岛港煤炭价钱指数、中国沿海电煤采购价钱指数综合肯定。

此外，国家发改委还特别对电煤签订范围提出了要求，范围以上煤炭企业签署的中长期合同数量应到达自有资源量的80%以上，2019年以来核增产能煤矿核增局部签署比例应到达90%以上。范围以上电力企业签署的中长期合同数量应到达年度煤炭运用量的75%，运用进口煤的电厂，国内煤炭运用量的80%要签署中长期合同。范围以上煤炭和电力企业2021年签署的供需双方、产运需三方中长期合同数量均应不少于上年。

据了解，近几年在国家发改委的要求下，基本每年煤炭中长协均占到市场的70%左右，剩下的30%为现货。

在中长协里面，有不同的两种协议，一种是既保量又保价，直接签订年度价格；另一种是保量不保价，按照月、季或旬等定期的平均价格结算。由于市场波动频繁，前者占比极少，后者是主流。在往年，除了迎峰度夏用电高峰和冬季供暖高峰到来时，会出现季节性电煤紧张外，煤电市场基本平稳。

但这一惯性在2021年被打破。

一位发电企业相关人士说，“今年以来，中长协大部分都违约了。因为煤炭价格一直在涨，从1月涨到9月，年初煤炭价格一吨700多元，现在已经涨到了1600元了，翻了一番多。这个价格情况下，煤炭企业谁还愿意执行原来的合同？现在电煤的价格基本都是按照现货甚至期货价结算。有煤就算不错了，很多电厂是找煤都找不到，量都不保，还谈什么价格？”

“对于电厂而言，即便是拿到了煤炭资源，由于上网电价基本是固定的，按现货价发电，发一度就是亏一度。现在全国火电厂大部分都是亏损的，这是实情。”上述人士说。

该人士估算，目前南方省份电煤库存3-4天，东北可能只有1-2天，电煤紧缺形势已经非常明显。

被打破的，还有电力供需的平衡。

国家能源局发布的信息显示：今年以来，全社会用电量快速增长，工业用电贡献率大幅超过往年水平。其中，上半年全社会用电量同比增长16.2%，较2019年同期增长15.8%，两年平均增长7.6%。工业是拉动用电增长的主要动力，上半年工业用电同比增长16.5%，对全社会用电量增长的贡献率近70%。

一同上涨的还有煤炭的消费，上半年煤炭消费同比增长10.7%，较2019年同期增长8.1%。其中，发电、建材用煤持续较快增长，分别同比增长 15.7%、12%，电煤对煤炭消费增长贡献率达到76.7%。

国家能源局称，今年上半年，全国最高用电负荷连续6个月均创历史同期新高，部分地区采取有序用电；煤炭供应偏紧，价格高位震荡。

值得注意的是，在用电量、电煤消费量都在大幅增加的同时，上半年，全国原煤产量同比增长仅6.4%。增幅不及同期电煤消费、用电量消费增幅的一半。

中电联一位人士近期在一次内部会议上表示，由于今年用电大增，70%（中长协占比）不是70%了，而是50%了。50%的中长期协约，剩下50%是现货，所以煤价大涨导致发电企业亏损。

国家能源局数据显示，进入三季度，用电量增速略有回落，但1-8月份社会用电量同比增长仍达到13.8%。全国火电发电设备累计平均利用小时从上半年的119，上升到了1-8月份的260。

这意味着，至少今年的7月、8月份，全国火电厂的负荷比上半年是在不断上升的。

三、电荒为何在这个时机全面爆发？

迹象和数据均显示，自今年以来，电力供需始终处于紧张状态。

但为何在进入9月份不到一个月的时间里，电荒突然而至，供电形势突然崩至拉闸限电的地步？

前述发电企业人士分析称，能耗双控力度的突然加大，各地为完成任务目标突击强化能耗双控，导致一些极端措施开始在各地出现。

8月中下旬，国家发改委发布了《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，其中将青海、宁夏、广东、福建等地列为双控一级警告。国家发改委在这份通知中称，各地要坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，对上半年严峻的节能形势保持高度警醒，采取有力措施，确保完成全年能耗双控目标特别是能耗强度降低目标任务。

9月16日，国家发改委又印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，提出，严格能耗双控考核，对工作成效显著的地区加强激励，对目标完成不力的地区严肃问责，形成有效的激励约束机制。

该人说，对于电力企业来说，火电是双控的一个重要对象，再加上煤炭价格高涨，发电亏损严重，因此动力明显不足。对于煤炭企业来说，煤炭也是双控对象。粗略讲，能耗双控主要就是控碳消耗、控碳排放的总量和强度，而煤矿和火电厂是碳产生的源头。

煤炭企业动力不足（上半年全国原煤产量同比增幅不及同期电煤消费、用电量消费增幅的一半）的另一个原因，则是近几年的煤炭去产能行动，以及国家对安全生产要求的趋严。

2016年，中国启动了一轮大规模煤炭去产能行动。到2018年，煤炭行业就提前两年完成了8亿吨去产能目标，淘汰落后煤矿4000余处。

去年6月，国家发改委等六部门发布《2020年煤炭化解过剩产能工作要点》，其中提出，“全面实施去产能项目“回头看”，坚决防止已经退出的项目死灰复燃。引导低效无效产能有序退出。加快推动在建煤矿投产达产，合理有序释放先进产能，实现煤炭新旧产能有序接替。”

进入2021年后，在双控背景下，对小煤矿的限制进一步趋紧。中电联一位人士在内部会议上透露，今年以来，小煤窑关停了10亿生产能力，占比大概是六分之一。

一位参与过关停小煤矿前期咨询工作的人士称，按照煤炭工业井工矿的设计规范，30万吨/年及其以下的煤矿属于小型煤矿，露天煤矿的标准则是100万吨/年。如果单纯以年产30万吨的标准去卡，难免会有一刀切的问题。

如若区域内的中小煤矿很多，且近年的退出力度较大，加之从地理情况迥异，一些区域，如两湖地区就相对封闭，这意味着这些区域的调度需求非常大。在调运通道不甚通畅的局面下，这些区域较易形成价格高地。

此外，受国际形势影响，澳洲等海外煤炭几乎没有进口，国内煤运生产能力被约束，加上用电量不断攀升，煤电供需矛盾始终处于紧绷状态。只是到了9月，随着各地双控突击力度加大，电力紧缺、拉闸限电等极端措施也就随之而来。

眼下，湖南等地煤价已超过1600元每吨，煤炭大省山西达到了1100元每吨，发电企业几乎全部亏损，不少地方电厂纷纷以停产检修的名义请求停电止亏，又有安全生产的红线，而各地政府部门又面临着三个月后的能耗双控大考。冬季供暖季即将到来，形势最严峻，成因也最复杂的一次保电保供任务，也开始接受考验。

四、东北是最严重的吗？

此轮电荒中，各地均有不同程度的拉闸限电行为，为何东北地区如此惹人关注？东北地区的电力紧缺是个案吗？

9月28日，辽宁省工信厅宣布全省启动实施有序用电II级措施。

据了解，行业按照电力或电量缺口占当期最大用电需求比例的不同，将预警信号分为四个等级，其中Ⅰ级为特别严重（缺口20%以上），发红色预警信号；Ⅱ级为严重（缺口10%-20%），发橙色预警信号；Ⅲ级为较重（缺口5%-10%），发黄色预警信号；Ⅳ级为一般（缺口5%以下），发蓝色预警信号。

关于东北电力紧张的原因，9月26日，辽宁省工信厅召开的一次全省电力保障工作会议给出了解释。根据辽宁官方媒体发布的消息，这次会议认为，前8月，辽宁省全社会用电负荷

创历史新高。7月以来，由于发电能力大幅下降，辽宁省电力短缺。9月10日起，辽宁省外来净受入电力大幅下降，电力供应压力进一步加大，已不能满足全部企业的用电需求。9月23日至25日，由于风电骤减等原因，电力供应缺口进一步增加至严重级别。

根据这次会议的分析，辽宁电力紧张的直接原因先是基本面，电力负荷不断加大，需求大增。其次是近两个月电力短缺加剧，一是7月以来发电能力大幅下降，至9月10日起，净受入电力大幅下降，短缺进一步加剧，再至9月23-25日，风电骤减少。因此近短缺加剧至严重级别。

但官方没有解释的是，为何到了7月发电能力就大幅下降了？为何到了9月10日，净收入电力大幅下降？究竟是什么原因导致了这两个变化？

数据显示，与全国相比，今年1-8月，辽宁省无论是全社会用电量还是工业用电量，增幅均不及全国平均水平。其中，全社会用电量同比增长9.5%（全国13.8%）；工业用电量增长9.5%（全国13.1%）。

吉林省的数据更能说明问题，今年1-8月，吉林全社会用电量同比增长5.99%，但全省发电量同比仅增长3.04%。其中，8月份，全社会用电量同比增长0.56%；发电量却同比下降8.79%。电力紧张也就随之爆发。

没有被看到的是，东北的电力紧张还不是最严重的。

上述业内对经济观察网称，东北限电的整体的负荷达到总负荷最高负荷的10%—20%，而华北某地的限电的容量已经到30%。“可以理解为情形更加严峻。”

该人士说，“该地区在限电的精细度上做得比较好，和政府配合得比较好，区域限电首先是绝对不能动民用的，包括涉及民生的医院、市场、水气暖等单位，另外在大工业用户里边也有分层，对一些高耗能的企业限电量比较大。因此这一区域的限电没有被民众感知到，但高耗能的大工业用户的反应特别大，目前的对策是对这些用户最大额度限电，更紧急的情况下，会对些企业提供保安电源（避免全厂事故停电时造成机组失控、损坏设备、影响电厂长期不能恢复供电而设置的向事故保安负荷供电的电源），最大限度保障安全。”

在有序用电的问题上，该人士称，是以地方政府为主的，限谁怎么限，电网要跟政府协商，电网只能提供一定的依据，让政府参考。红线是坚决保民生，发电企业也会算自己的经济账。“限电是政府行为，限谁的，限多少，是需要政府批复的。”

这位业内人士目前正在忙两件事，一件是限电，另一件则是配合光伏整县推进的相关工作。对于此轮电力紧张的原因，他表示，打个比方，电网就是卖猪肉的，现在的情况是猪不出栏，至于为啥养殖户不养猪了，他也不知道。

去年12月中旬，湖南等地曾经经历过一轮限电，具体原因是可追溯的，一方面涉及极端天气情况，一方面也涉及当地的电源结构和资源禀赋。但此轮限电的波及面很广泛，据了解，包括东北、山东、江苏、浙江在内的十多个省份都处于限电的状态。

按照往年的情形，当下正是一年当中负荷最平稳的时候，并非迎峰度夏或是冬季的用电高峰，为什么限成这样？上述人士说有很多深层次的原因需要考量。

同一天，一位来自发电企业人士对经济观察网说，现在不是电荒，是煤荒。

官方数据显示，截至2020年底，煤电装机容量10.8亿千瓦，占比为49.1%，首次降至50%以下。全国全口径非化石能源发电装机容量合计9.8亿千瓦，占总发电装机容量的比重为44.8%，比上年提高2.8个百分点。

自2020年中国提出碳达峰碳中和3060战略以来，新能源投资与开发再次提速，同时，能耗双控压力持续加大。

今年年初，国家能源局发布的《2021年能源工作指导意见》提出，2021年在能源结构中，煤炭消费比重下降到56%以下。单位国内生产总值能耗降低3%左右。风电、光伏发电等可再生能源利用率保持较高水平，跨区输电通道平均利用小时数提升至4100小时左右。

最近，上述发电企业人士发现了一个“不可思议”的现象：这一两年，很多火电厂的负责人不搞发电了，都去抓新能源了。

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您的位置：电力火电火电产业评论正文岳昊：历次“电荒”背后的逻辑2021-10-08 13:35来源：能研慧道作者：岳昊关键词：拉闸限电电荒岳昊收藏点赞分享订阅投稿我要投稿如果我们将时间轴拉长，将“电荒”问题放到更长的历史沿革中，以更开阔的视角来观察历次危机背后的逻辑，或许可以从历史的发展脉络中探究保障电力安全的客观规律。岳昊：从三对周期关系看我国历次“电荒”背后的逻辑作者：岳昊原文刊载于“能研慧道”纵观我国社会经济发展历程，“电荒”长期以来一直相伴左右。从上世纪七八十年代的严重缺电，到2003年的“硬缺电”，再到2011年的“淡季缺电”，直至2018年以来的季节性用电紧张，周期性的缺电总会反复出现。从2020年冬持续至今的部分地区时段性电力短缺，再一次将“缺电”问题推上了风口浪尖。在这次全民大讨论中，社会舆论关注的焦点大都围绕在“‘电荒’为何会再次出现在装机、电网规模世界第一，发电技术成熟的今天？”“为什么22亿千瓦装机难保12亿千瓦负荷？”“为什么在用电淡季也拉闸限电?”等等问题上。同样，在电力行业内部，讨论的声浪也不绝于耳：“发一度亏一度电的火电企业还能坚持多久？”“为什么缺电还要降电价？”随着事态的不断发展，上述这些问题已有相关机构和学者，从国际局势、国内经济发展、能源双控指标等外部因素，以及电煤供应、有效容量、负荷特性等内部因素进行了详尽分析。如果我们将时间轴拉长，将“电荒”问题放到更长的历史沿革中，以更开阔的视角来观察历次危机背后的逻辑，或许可以从历史的发展脉络中探究保障电力安全的客观规律。一、2000年以来我国“电荒”危机回顾上世纪七八十年代，在改革开放前期和初期，由于我国电力工业长期实行计划经济独家办电，导致投资匮乏供给滞后，难以满足改革开放初期国民经济对电力的需求，用电企业“开三停四”甚至“开二停五”成为普遍现象，居民生活用电不能保证，制约了经济社会发展。为解决全国性严重缺电局面，国家出台了一系列鼓励集资办电、多家办电的政策，扭转了电力投资困局，推动电力建设规模快速增长。二十世纪九十年代后期起，长期困扰国民经济发展的严重缺电局面已得到有效缓解。二十一世纪以来，受产业结构调整、能源结构优化、气候条件变化等影响，我国发生的电力短缺，更多的体现为区域性、时段性、季节性缺电。（一）2002-2004年：既缺电力也缺电量2002～2004年，我国爆发了自1996年以来的首次严重缺电。从2002年夏季开始，我国电力供需逐渐趋紧，因缺电而拉闸限电的省份达12个，其中近70%的省份主要是季节性、时段性的尖峰期缺电，持续时间短、缺电范围小。进入2003年，电力供需形势进一步恶化，夏季电力紧缺的省份增加至18个。有9个省份不仅尖峰期缺电，非尖峰期也缺电，几乎每个月都有拉闸限电，缺电性质已经转变为“硬缺电”。7-8月份，全国各地区累计拉闸限电超过14万条次，累计限电量19亿千瓦时，电网最大日拉限电负荷之和超过4000万千瓦。2004年全国缺电形势更加严峻，电力缺口进一步增大，夏季拉限电省份增加至24个，持续时间延长，个别城市甚至连市政路灯用电都无法保障。全年国家电网经营区域累计拉闸限电123.85万条次, 累计限电量388.33亿千瓦时，对我国经济社会发展造成了较大影响。（二）2008-2011年：淡季缺电和煤电矛盾煤炭价格高涨、电煤资源紧张、电厂存煤下降、缺煤停机容量增多是导致这一时期发生电力短缺的重要原因。举世瞩目的北京奥运盛会期间，10 余个省份出现不和谐的拉闸限电。金融危机之后，电力需求下降导致煤电矛盾趋缓。随着经济形势好转，2010年起电力需求上升，煤炭消费增长加快，电煤问题重新显现。2011年是“十二五”开局之年，当年我国发电量超越美国跃居世界首位，但却遭遇了2004年以来最严重缺电，部分地区、部分时段缺电严重，呈现时间提前、范围扩大、缺口增加的特点。1月份，全国最大电力缺口超过3000万千瓦，19个省份采取限电措施。3-4 月份，缺电范围由点到面不断扩大，华东、华中等部分区域出现淡季缺电，浙江大量企业不得不在开春之季就面临“开三停一”、“每周停二”等形式的限电措施，一季度浙江被限制用电的企业达到50多万户次。7-8 月份迎峰度夏期间，16个省份采取限电措施，全国最大电力缺口2500万千瓦左右，贵州、广西最大缺口一度超过用电需求的25%。年末迎峰度冬期间，山西和华中大部分省份由于电煤供应不足或煤质差出现电力缺口。电荒几乎贯穿全年，累计限电量约为352亿千瓦时。（三）2018-2021年：电量整体富余、电力部分紧缺从2018年起，全国电力供需形势从之前的“总体宽松”转为“总体平衡、局部地区用电高峰时段电力供应偏紧”。2019年至今，迎峰度夏、度冬期的区域性时段性电力缺口程度逐渐扩大，采取有序用电措施省份数量逐渐增多。2020年底和2021年初迎峰度冬期间，受大范围寒潮天气、疫情后工业生产快速恢复、外受能力有限和机组故障等因素影响，江苏、浙江、安徽、湖南、江西、四川、新疆等地出现电力缺口，采取了需求响应或有序用电措施。2021年二季度，部分省市未进入迎峰度夏期就频繁出现缺电现象，蒙西、广东、云南、广西等地采取了需求响应或有序用电措施，广东、云南电力供应尤为紧张。入夏以来，全国各地高温预警频发，用电负荷和日发电量均突破历史峰值，15个省用电负荷创新高，受电煤紧张、持续高温、极端天气等因素叠加影响，河南、湖南、江西、浙江、重庆、陕西、湖北等7个省采取了有序用电和需求响应措施。进入9月后，部分省份为冲刺能源“双控”目标，采取限电措施，遏制“两高”项目无序用能，产能受限加剧了某些工业产品的供应紧张形势，进一步推高大宗商品价格。2021年可能成为近年来供电形势最为严峻的一年。二、从三对周期关系看我国“电荒”背后的逻辑电力短缺本质上就是电力供给和需求失衡，即经济学中“非均衡现象”里供给小于需求时的状态。经济增长是电力需求变动的根本性影响因素，而电力需求变动又决定了电力供给——即发电装机及其波动水平。回顾历次“电荒”危机可以发现，我国的电力发展一直处于“需求增长—电力紧张—大建电源—电力过剩—刺激消费—需求增长—电力紧张”这样一种周而复始的循环之中。一些相同的问题在重复发生，比如“高耗能项目用时盲目上、弃时一刀切”、“电源建设大起大落、忽冷忽热”、“煤电矛盾非此即彼、零和博弈”。同时，新的风险还在不断积聚，比如“新能源晚峰无光、极热无风”、“负荷特性双峰并峙、峰谷拉大”、“极端天气增多增强、灾害频发”。新旧矛盾交织，成为影响我国电力安全的重要因素。（一）电力消费周期与经济增长周期强相关电力与经济紧密相关，经济发展将带动电力发展，同样，经济周期性波动会导致电力的周期性波动。2000年之后，我国进入了重工业化阶段，高耗能产业占较高，电力消费表现为强周期特征，即在经济周期的上升阶段，电力消费会以比GDP 更快的速度扩张，而在经济周期下行阶段，电力消费会以更快的速度回落，电力消费弹性系数是衡量上述关系的重要指标。从最近20多年的发展来看，我国电力弹性系数大于1且处于最高点的年份，缺电比较严重，2003年、2011年和2020年分别为1.52、1.25和1.71（如图1所示）。图1 1992年以来我国GDP和全社会用电量增速事实上，每一次经济复苏初期，往往伴随着旺盛的投资增长局面。在基建项目建设等因素的强烈刺激下，带动高耗能行业大幅增长。受1997-1998年亚洲金融影响，GDP增速自1990年以来首次低于8%。随后政府采取积极的财政政策，推动了基础设施建设，带动重化工业产品需求明显增加。从2001年开始，投资增速企稳，2003年达到近九年来的最高点27.7%。工业生产增长不断提速，带动工业负荷快速增长，工业用电量比重由1998年的71.5%上升到2003年的73.8%。在2003年发生多省拉闸限电的情况下，部分地区仍然对高耗能行业用电实行降价促销，推动用电负荷急剧增加，GDP 用电单耗自2000年以来持续上升，2003年同比上升5.77％，加剧了电力供需矛盾。2000-2005年，GDP年均增长9.58%，而全社会用电量年均增速高达12.72%，电力消费弹性系数连续5年大于1。2008年全球金融危机爆发，我国的投资计划基本投向了基础设施领域。一些地方不仅为高耗能产业提供电价优惠，还提供税收优惠，推动行业加大生产，用电量增幅超出预期。为完成“十一五”节能减排目标, 2010年下半年, 多个省市突击加大节能减排力度，拉闸限电轮番上阵，甚至波及到公共和居民用电。四大高耗能行业用电量增速从年初的近30%持续下降至11、12月份的负增长。2011年，这些受到抑制的高耗能产业产能集中释放，用电量逐月提高，全年高耗能行业用电增长12.4%。在“双高”产业快速增长拉动下，全社会用电量增长高于GDP增长，2010-2011电力弹性系数大于1。在政策刺激效应衰减之后，我国经济步入“三期叠加”状态。从2012年全社会用电量增速滑入个位数开始，增长长期乏力，直到2018年增速反弹创下7年来的历史新高。2020年下半年以来，我国疫情防控成效明显，大量产品订单从国外回流国内，生产快速恢复拉动用电快速增长，11月单月增速达9.4%。2020年底，为完成“十三五”能耗目标，拉闸限电现象又在个别地方再次上演。2021年以来，我国经济稳中向好态势明显，外贸订单增加叠加夏季高温，粤、滇、闽、浙、苏等东南省份用电量增速超20%，广东电网用电负荷“破亿”时间较往年大幅提前。同时，作为“十四五”规划开局之年，有的地方、行业、企业“抢头彩”心切，盲目上马了一批“两高”项目，上半年“两高”行业产品产量出现明显反弹，四大高耗能行业用电量同比增长13.7%，两年平均增速为6.9%。全国半数省份未达到目标能耗控制进度，其中9个不降反升。在被国家相关部门通报之后，浙江、江苏、广东等绩效预警的地区开始以停产、限电等方式控制能耗，力求完成年度目标。。（二）发电投资周期与电力消费周期负相关通过对1992年以来的发电/火电装机增速和电力需求增速的对比，可以看出我国电力投资（装机）与电力消费（经济增长）的增速变化趋势相反——即电力投资波峰(波谷)与电力消费波谷(波峰)相对应，说明了我国电力投资周期滞后于电力消费周期的现实，这种滞后的不断扩大必然会使电力投资对经济的支撑作用下降。与此同时，在经济扩张期时，电力供应能力的增加滞后于经济的增长速度，出现严重缺电的局面，发电机组利用率上升。当经济衰退期时，电力需求增长乏力，又会出现电力过剩的局面，发电机组利用率下降。这种相背离的关系最为直观地反映在发电设备利用小时数/火电利用小时数的波动上。2000年以来的三次“电荒”事件基本都发生在前后近10年内火电利用小时数的最高点年份附近，2004年、2011年、2018年和2021年分别为5991、5304 、4361和4364（预测）。（如图2所示）图2 1992年以来我国全社会用电量和发电装机增速亚洲金融危机前，我国电力需求增速由1994年10%左右连续下降至1998年的2.8%，而发电装机增速始终维持在7-9%之间，在电力供大于求的背景下，发电设备利用小时数从1995年开始下降，直至1999年达到最低点。在之后国家“三年不建新电厂”的政策下，发电装机增速从1998年的9.1%连年下降至2002年的5.3%，而同期用电量增速由2.8%上升至11.3%，发电装机无法满足中国经济危机之后快速增长的工业用电需求，2004年火电利用小时数高达近6000小时。2002-2004年发生的电力短缺，导致政府放松发电项目审批管制，加快了发电项目建设，相当数量的电源项目采取“边建边批”、“先建后批”甚至“只建不批”的方式“违规”开工建设。2003-2005年迎来了一轮发电投资、尤其是火电投资的高潮期。而这一投资高峰导致了2005-2009年火电行业的又一轮发电小时数的连续下降，由5865小时下降至4865小时。“十一五”规划的电源结构调整政策、火电企业长期亏损导致融资困难，造成从2005年起火电投资连续6年下滑，2011年火电投资总额甚至不足2005年的一半，增速为-26%，火电在电源投资中的比重由70%下降至30%。同期我国第二大电源水电的投资增速也逐年下降，由28.4%下降至3.4%，占电源投资的比重由27.1%下降至24.7%。而2005-2011年我国用电量平均增速为11.7%，发电装机增长速度持续低于用电量增长速度，对电力供需平衡将造成较大影响，成为2011年严重电力短缺的重要原因之一。2011年的“电荒”再一次引起新一轮的大规模煤电建设热潮，同时煤炭价格持续走低，发电成本大大下降，各大发电集团抓住机遇抢装火电。而电力消费与电源投资再一次错位。从2014年起，电力需求增长开始进入中低速发展阶段，火电设备利用小时持续下降，而同年火电核准权限下放至地方，由于地方政府、企业由于对本省的市场空间、相邻省间互济能力、跨区输电项目等信息掌握不准确、不及时，加之存在拉动经济增长的投资冲动，煤电核准和在建规模保持高位状态，导致煤电装机相对过剩，2016年利用小时数跌至4165小时，为历史最低水平。为了防范和化解煤电结构性过剩风险，政府于2016年出台了一系列化解煤电过剩产能的政策文件，建立了煤电风险预警机制以约束煤电核准规模，煤电装机增速在2016-2018年持续下降。随着2018年用电量增速大幅反弹，局部地区局部时段开始出现供需偏紧的形势，地方政府担心停电风险，又加大煤电核准力度，2019年新核准的煤电装机增速达63.1%。2020年一些地方政府以煤电项目刺激疫情后经济复苏，当年装机增速高达231.6%，约有4610万千瓦地方煤电“抢闸冲锋”通过核准，约占“十三五”期间煤电核准总量的三成。值得注意的是，从2008年开始，火电装机增速低于总发电装机增速，并且两者的差距不断扩大——从2008年相差2个百分点扩大到2020年5个百分点。同时，新能源的电量替代作用明显、负荷峰谷差不断拉大，需要煤电频繁参与调峰，导致其利用小时数逐年走低，2018-2021年出现了区别于前两次“电荒”的煤电利用小时数低迷和缺电并存的现象。这反映了电力系统装机容量充足而有效容量不足、可发电量有余而可供电力不足的问题，并且，这种现象会随着更高比例新能源并网而愈发突出。（三）煤炭和煤电盈亏矛盾周期此消彼长2000-2020年，我国煤炭占能源消费比重从69%下降至57%，煤电装机比重从70%以上下降至49%，发电量比重从80%下降至61%，作为现阶段我国主体能源、主体电源和上下游产业，煤炭和煤电二者本该是唇齿相依的互利共赢关系，但在现实中却陷入非此即彼的零和博弈之中。由于燃料成本占煤电成本的七成左右，煤价的变化对机组边际利润空间存在巨大影响，煤炭的供给与价格细微变动直接对电力整体供应易产生“放大性”影响。2002年首轮电力体制改革以来，煤电价格关系始终处在“煤盈电亏、煤亏电盈”的此消彼长的矛盾周期之中（如图3所示）。图3 2002年以来我国煤炭价格和火电毛利率1993年我国开始逐步放开煤炭价格，1994 年起对电煤价格实行指导价，2002 年开始取消了电煤指导价，2005 年政府不再干预煤、电企业的市场交易行为，形成了市场化的煤炭价格形成机制。与煤炭行业相比，电力市场化改革则相对滞后。我国电价承载了经济、民生、环保等多方面的责任与要求，一直作为政府宏观调控和维护社会稳定的工具而受到严格管制。由于电价政策目标的多重性，一定程度上导致了电价调整不及时，煤电价格联动不到位，造成了我国的煤电矛盾现象。自1993年放开煤炭价格以后，电煤市场一直存在着市场电煤和国家重点电煤合同两种形式。2001年以来，两者的价差不断增大，煤电矛盾愈演愈烈，2004年电煤合同的执行率仅为35％～40％，煤电企业不得不大量采购市场煤炭，导致市场煤价持续攀升，加之全国煤矿大规模停产检查和安全整顿工作，供求关系进一步紧张，煤价涨至 1995 年以来最高水平。煤电企业成本上升，2004年行业毛利率由上一年的20%暴跌至11.7%。煤电双方愈演愈烈的矛盾终于在2002-2004年不断升级的“电荒”中达到高潮。为缓解煤电矛盾，2004年底我国出台了煤电联动政策。在此后的16年里，煤电联动机制虽然经过了多次修改完善，但历次联动很少严格按照机制的时间和内容执行，电价调整幅度与煤价上涨相比有限，对发电企业而言杯水车薪。2008年至2011年，受国际大宗商品价格暴涨、全球金融危机等影响，煤炭价格迎来新一轮上涨，而电价得不到相应调整，发电成本无法顺畅传导，煤电出现历史上首次全行业亏损，五大发电集团火电板块累计亏损达921亿元。上游煤和下游电的产业链利润分配严重失衡，煤炭行业资产利润率是整个发电行业的7倍，是火电行业的14倍。火电连续亏损，严重影响供电能力。2011年，面对严重缺电，多地纷纷“捂紧口袋”，减少煤炭出省，甚至“封关”停止煤炭外运，助推了煤价上涨。为缓解愈演愈烈的“电荒”，政府出台限制煤炭价格、提高电价、鼓励煤电一体化、实行居民阶梯电价等多项措施。2011年前的煤炭“黄金十年”让很多企业加大了对煤炭行业的投资。2012年起，我国经济增速下行，煤炭需求大幅下降，导致煤炭产能持续过剩。2012年-2015年煤炭价格腰斩，从最高的每吨800多元降至400元以下。燃料成本降低，火电企业盈利能力暴增，经营状况接连3年保持增长，2015年五大发电集团利润总额达历史最高水平882亿元。超额利润助长了煤电企业的投资热情，也导致了地方政府在经济下行压力下过度倚重煤电，并推动其逆势投资。2016年初，国家开始实施化解煤炭行业过剩产能工作，伴随着部分亏损产能的自发退出、政策性的去产能、行政性的减量化生产以及对超产和安全生产的持续检查，煤炭严重供大于求局面得以扭转，供需主要矛盾已经由总量过剩转为结构性不平衡，受新旧资源交替、生产运输格局变化等因素影响，煤炭市场供应开始紧张，煤价触底后反弹。2016年，因煤炭成本上升，煤电利润腰斩至367亿元，2017年亏损达402亿元，亏损面60%左右。2018年以来，受到电力消费增速快速上涨的带动，煤价水平在短暂调整后，又迎来了快速上涨，叠加市场化交易电量的增加，煤电再现整体性亏损、行业性困难，2018-2019年，随着连续两次下调一般工商业电价，现有的价格传导机制被再次打破。2020年底以来，在下游需求旺盛，上游供应紧张、运力不足、进口受限、市场炒作等国际国内多方面因素共同影响下，煤炭价格大幅上涨并持续高位运行，电厂煤炭库存告急。煤价上浮机制也不能完全传导煤价成本的上涨，煤电企业亏损面明显扩大，2021年6月部分发电集团煤电企业亏损面超过70%，持续陷入“越发越亏”的困境。与十年前相似的还有，河南省出台了要求所有煤矿生产电煤一律不得外销的通知文件。煤电企业联名上述政府要求上浮电价的情形，在承担着保障首都供电安全的京津唐地区再次上演。三、对历次“电荒”的反思与建议我国历次“电荒”危机往往与电力体制改革与发展机遇并存。伴随着危机的解决，电力行业的发展轨迹呈现螺旋式上升的态势。从1980年实行集资办电，到2002年厂网分离、2004年出台煤电联动，再到2013年新一轮电力体制改革，每一次的危机都在倒逼我国电力行业改革的进程。危机成为了改革的催化剂，因此，每一次危机的成因与结果都值得深思与总结，是我国电力行业在与危机的持续搏弈中实现发展。（一）加强宏观经济与电力需求预测电力需求的增长与经济的发展密切相关。要认识到，由于经济发展的波动性和电力生产消费的特殊性，电力需求的波动性是长期客观存在的，消除波动性是不现实也是无必要的。真正要做的是科学研究电力需求周期的波动轨迹及波动特征，掌握电力发展和国民经济增长速度相互关系的规律性，区分使用短期和中长期电力需求预测方法，准确预测未来电力需求的发展趋势。在百年罕见之大疫情与百年未有之大变局的背景下，世界经济形势错综复杂，中长期经济与电力预测工作的难度显著增加。要深入研究我国经济发展的周期性，准确预测在“双碳”目标引导下国民经济的发展速度和产业结构的演化规律，掌握其对电力需求的趋势性影响。分析中长期电力需求发展的长期趋势和周期波动特征，各个周期阶段持续时间长短、扩张或收缩力度以及转折点时间等。由于中观行业层面的经济结构优化、微观企业层面的生产决策调整对短期内电力需求的影响较大，要加强中频或高频经济数据的挖掘及其与电力消费数据的关联分析，重视短期内对电力消费影响巨大的“结构性”事件，准确衡量短期内各种因素的波动变动及影响，对分行业电力需求趋势发展及周期波动进行客观准确的预测，跟踪电力需求变化对电力规划进行及时调整、滚动修编。与此同时，极端事件已成为威胁能源安全的一大重要因素。鉴于近年来受到全球变暖趋势的影响，我国高温等极端天气的强度和持续时间有增强的趋势，电力行业要和气象部门密切合作，加强极端事件的精密监测和精准预警预报。通过深入研究历史气候变化和负荷变化的统计规律，摸索气温变化对各电网负荷，尤其是对尖峰期负荷内在规律的影响，提高电力需求预测的准确性。（二）合理设计长期发电容量充裕性保障机制发电投资周期相对于经济周期的“滞后期”过长导致发电容量滞后于电力需求增长，从而产生电力供需周期性失衡。防范发电投资周期性风险的重点是尽量减少发电投资周期与宏观经济周期的不同步或减少峰谷差。目前我国的电力市场建设更加侧重于电量平衡，在满足长期电力平衡或容量充裕性的机制上尚属空白。正在推进建设的电力现货市场，更多反映的是实时供需关系和变动成本价格，难以保障电力长期平稳供给方面。由于电力需求、价格及成本、可再生能源出力等各方面因素的高度不确定性，现货市场难免出现短时价格大幅波动。而火电、水电等长周期的电源投资者难以根据现货市场短时的稀缺价格信号去做长期投资决策，因而对容量过剩或短缺不能做出准确的预期，影响供电安全。国际经验表明，设计应对发电投资周期性波动的电力市场机制作用，对长期容量充裕性保障和促进电源力行投资作用明显。容量充裕性机制设计没有通用标准，应结合国际实践经验和中国实际，统筹考虑电能量市场和辅助服务市场，分阶段设计符合中国国情的容量充裕性机制。鉴于目前电力装机供大于求并且现货价格过低，近中期可考虑在燃煤机组利用小时严重偏低的省份，建立战略备用机制或容量补偿机制。在中远期建立长期备用容量市场或采用稀缺性价格机制，有效释放电源投资信号，抑制不合理的投资冲动。（三）以灵活的价格信号调节市场供求关系回顾历史，像2021年因煤价上涨发电企业联合上书请求涨电价或降煤价的情形曾一次次的重复上演。愈演愈烈的煤电矛盾表面上看是煤电价格之争，但问题的本质出在煤电价格机制没有理顺。2004年出台的煤电价格联动政策，试图自动传导电煤成本，但受CPI 等宏观经济运行情况的制约，始终存在煤电联动不及时、电价调整不到位的问题，导致价格信号传导扭曲。而2020年起实行的“基准价+上下浮动”也存在机制缺陷，现行基准价不能完全反映真实的发电成本，2020年只能下浮不能上浮和上下浮动范围的规定难以及时反映燃料价格的变化和市场供求的变化。价格管制虽然可以阻断上游价格上涨向下游传导,避免物价通胀，但也阻碍了价格杠杆的调节作用，可能导致电力短缺, 引发另一种形式的通胀。根据经济学中的蛛网定理，对于周期性生产的产业，如果供给弹性大于消费弹性，市场供求将偏离均衡点越来越远。我国目前的终端电价弹性不足，仍以政府严格管制的目录电价为主，而发电侧的一次能源供给弹性相对较高，导致煤电市场供求关系周期性波动较大。必须要认识到，电力产品本质上也是一种商品，其价格应由价值决定，体现供求关系变化、资源稀缺程度。应根据上游燃料市场价格波动调整政府定价的燃煤上网基准价及目录销售电价，将电、煤两个市场更加灵活的关联起来，共同抵御市场风险。要建立起包括阶梯电价、峰谷电价、尖峰电价、可中断负荷电价等一揽子的分时电价政策，用价格信号调节市场供求关系。进一步扩大分时电价实施范围，拉大峰谷价差。根据尖峰期负荷特点，研究制定季节性电价、尖峰电价等有关政策，利用价格杠杆平抑尖峰负荷，促进电力供需平衡，保障高峰时段电力可靠供应。根据国家产业政策，优化“两高”行业阶梯电价，抑制低效需求，促进节能减排、减污降碳。（四）加强政府的宏观规划指导作用市场经济的有效运行离不开政府的积极作用，政府的作用可能是有限的，但必须是有为的。政府作为公共利益的代表，不仅是市场的参与者，也是市场的塑造者和监督者，同时还是市场失灵的纠错者。市场失灵的领域需要政府的到位与尽责，既要改变“一抓就死”，更要警惕“一放就乱”。电力工业生产消费的特点，以及建设周期长的规律，都要求电力建设要长远规划、平稳发展，在项目前期工作、建设施工、投产运行等方面保持稳定的规模，不能因为电力紧张而大起大落，电力建设不可能朝发夕至，过快建设反而欲速则不达。目前，我国部分地区局部时段出现了电力供应紧张，社会上不乏再上一批煤电的呼声，2020年第四季度，有12个省份核准了810万千瓦的煤电项目，占全年核准总量的19%，大干快上一批煤电，历史上有过太多的教训，更何况我们正处于“碳达峰”的关键期窗口期。政府应进一步强化电力规划的引导作用，坚持电力工业均衡、有序发展的原则，认真分析各地情况，加强全国电源规划，避免电源建设一哄而上，造成资源配置浪费，增加电力行业整体成本。对5年规划每年修订，中长期规划也要及时动态调整，为市场投资者提供公开、及时的指导，为其自主决策提供基础。要改变审批核准电源项目的思路，应根据电力需求各因素之间的长期关系来决策，而不能过分屈从电力富余或短缺的社会公众压力。在需求侧，危机过后，重振经济要尊重市场规律和市场调节机制，而不是通过选择性产业政策特别是“两高”行业进行大规模投资刺激，避免产能过剩之后又“一刀切”式关停。（作者供职于国网冀北电力有限公司经济技术研究院，本文仅代表作者个人观点，与供职单位无关）投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）订阅北极星周刊，精彩内容不再错过！特别声明：北极星转载其他网站内容，出于传递更多信息而非盈利之目的，同时并不代表赞成其观点或证实其描述，内容仅供参考。版权归原作者所有，若有侵权，请联系我们删除。凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创，转载需获授权。阅读下一篇议程公布+报名｜2021年电力新时代论坛拉闸限电查看更多>电荒查看更多>岳昊查看更多>国家发改委：坚决杜绝以节能、“双碳”为名搞“拉闸限电”！5月30日下午，国家发展改革委环资司召开部分省市节能工作座谈会，梳理“十四五”节能目标完成进展，分析当前面临形势，研究部署下一步重点工作。环资司司长刘德春主持会议，浙江、河南、湖北、广东、重庆、云南、陕西、甘肃、青海等省市节能主管部门负责同志参会并介绍有关情况。会议强调，要全面贯彻国家发改委双碳目标光伏发电2023-06-05国家发改委：坚决杜绝以节能、“双碳”为名搞“拉闸限电”5月30日下午，国家发展改革委环资司召开部分省市节能工作座谈会，梳理“十四五”节能目标完成进展，分析当前面临形势，研究部署下一步重点工作。环资司司长刘德春主持会议，浙江、河南、湖北、广东、重庆、云南、陕西、甘肃、青海等省市节能主管部门负责同志参会并介绍有关情况。会议强调，要全面贯彻节能煤电限电2023-06-01国资委：坚决打赢能源保供攻坚战国资委认真贯彻落实习近平总书记重要指示精神对中央企业高质量做好能源保供工作再部署1月18日，习近平总书记通过视频连线看望慰问中国石油塔里木油田公司基层干部群众，并对能源保供工作作出重要指示后，国资委党委高度重视，第一时间传达学习习近平总书记重要指示精神，印发通知作出部署，强调有关中能源保供拉闸限电能源安全2023-01-28国家能源局关于做好岁末年初电力安全生产工作的通知北极星电力网获悉，12月28日，国家能源局综合司发布关于做好岁末年初电力安全生产工作的通知。文件要求，认真做好电力安全保供工作。电网企业要针对冬季雨雪冰冻天气频发等特点，提前研判电力电量供需情况，优化运行方式，科学合理调度，充分发挥跨区、跨省电力支援能力，做好电网调峰调频，进一步加强电力安全生产拉闸限电电力安全2022-12-29国家能源局：坚决防止拉闸限电做好岁末年初电力安全生产工作北极星售电网获悉，12月28日，国家能源局综合司发布关于做好岁末年初电力安全生产工作的通知。文件要求，认真做好电力安全保供工作。电网企业要针对冬季雨雪冰冻天气频发等特点，提前研判电力电量供需情况，优化运行方式，科学合理调度，充分发挥跨区、跨省电力支援能力，做好电网调峰调频，进一步加强电力保供电力需求管理电网企业2022-12-29印度今年没有遭遇大规模拉闸限电可再生能源立功！据路透社报道，去年9月底和10月初，印度燃煤发电厂因燃料不足无法满足需求时，全国许多地区都发生了大范围拉闸限电。去年以来，印度大力增加煤炭库存，并大幅扩大可再生能源发电能力，今年印度没有出现大规模停电。根据印度电网公司的数据，2022年10月电网频率低于49.9周/秒（赫兹）的最低目标的时长仅电力供应可再生能源电力需求2022-12-06英国200万户拖欠电费国家电网发停电警告除了通胀高企，能源危机对英国的影响也在加剧。不仅天然气的库存不足，电力供应也面临失衡，英国国家电网发布警告，未来可能会拉闸限电。英国：无力支付燃气费新生儿取暖困扰新手父母两个月前，英国泰恩市北希尔兹镇的居民约瑟夫家里的第一个女儿弗娜出生了。由于能源价格持续高企，在急需热水和暖气的电力供应电费拉闸限电2022-10-31【重要部署】党中央、国务院高度重视今冬保暖保供工作！新华社北京10月28日电国务院副总理韩正28日出席今冬保暖保供工作电视电话会议并讲话。会议深入学习贯彻党的二十大精神和习近平总书记有关重要指示要求，贯彻落实党中央、国务院决策部署，对今冬保暖保供工作作出安排。韩正指出，党中央、国务院高度重视今冬保暖保供工作。在有关方面共同努力下，今冬能清洁供热燃煤发电拉闸限电2022-10-31东北能监局：多措并举促进电力供需两侧协同发力确保不出现拉闸限电情况为落实国家能源局要求，强化国家能源规划的引领作用，促进新时代能源高质量发展，按照国家能源局《2022年能源监管工作要点》和《国家“十四五”能源规划重点任务2022年度落实情况专项监管工作方案》要求，东北能源监管局于10月13日组织召开了辽宁省“十四五”能源规划重点任务2022年度落实情况专项监管电力供需电力市场拉闸限电2022-10-20电力供应趋紧英国民众感到不安随着欧洲能源困局愈演愈烈，英国能源市场监管机构近日表示，今年冬天英国或将面临天然气短缺的“重大风险”。由于英国总电力的40%以上都是依靠天然气发电，英国国家电网警告，一旦天然气供应出现问题，将会对部分地区拉闸限电。这一表态令英国民众感到不安。尽管英国对俄罗斯天然气的依赖程度不高，但电力供应拉闸限电电力市场2022-10-10无惧拉闸限电阳光电源逆变新品助力“三高”企业能源转型近期，川渝、浙江、安徽、江苏多地由于持续高温，用电需求激增，开始对工业企业实行拉闸限电，企业面临限产、停产状态。实际上，工业企业对于拉闸限电并不陌生，尤其是高载能、高污染、高耗水企业（以下简称“三高”企业）。自国家发布了双碳目标、能耗双控、工商业电价上涨等政策后，各类高载能企业已阳光电源光伏逆变器光伏储能2022-09-08这里遭遇极端高温导致“电荒”！多家大厂受影响→近一段时间，越南遭遇极端高温，并导致“电荒”，给民众生活造成严重影响。电力告急还冲击越南北部工业园区，造成那里的工厂生产一度中断。（来源：微信公众号“央视财经”）越南：河内实施限电民众进商场“蹭空调”从6月初开始，越南中北部地区出现罕见高温，午间气温甚至飙升至37℃至43℃。酷热天气电力供应电力供需用电负荷2023-06-19缓解澳洲“用电荒” 阳光电源签下储能大单！近日，澳洲传统电力供应短缺加剧致使电价暴涨、停电频发，遭遇“用电荒”，与此同时，澳洲新能源日间发电高峰供过于求更导致限发和负电价现象。加装大型储能设备在稳定电网和保障电力供应方面正发挥主体作用，并成为澳洲电力市场调频调峰服务的优选。继上半年176MWhGinan光储直流耦合项目后，阳光电源阳光电源储能系统液冷储能2022-09-02在“电荒”背景下对四川电力现货的思考自8月开始出现的极端天气，四川各大河流来水量出现了“丰期反枯”的现象，导致水电上网同比大幅下降；另一方面，伴随气温屡创新高，降温负荷促进了用电需求的大幅跳涨。因此，本轮电荒核心是需求旺盛叠加供给产能不足导致。此外，省内水电“一家独大”的电源结构，导致丰水期来水锐减时，供给侧易出现电力市场四川电力现货市场四川售电市场2022-08-24【电荒来袭】全球能源危机愈演愈烈，重启煤电势不可挡在过去的1个多月里，欧洲、日本、印度多地能源告急，频现“电荒”，他们又纷纷想起了煤电的好......欧洲淘汰煤电计划或被无限期搁置受俄乌战争的影响，欧洲普遍出现天然气短缺的问题，甚至引发了能源危机。6月，欧洲多国陆续宣布进入能源紧急状态，煤电，被当做了救命草。德国、意大利、奥地利和荷兰等煤电能源安全电力供应2022-07-04美国能源告急、日本呼吁节电……多国出现“用电荒”综合报道，北半球夏季来临，多国出现电力供应紧张的局面。在亚洲，日本政府时隔7年向向家庭和企业提出节电要求。就在前一天，太平洋彼岸的美国也宣布进入能源紧急状态。而俄乌冲突爆发以来，欧洲多国更是持续面临着能源价格上涨、电力短缺的困境。分析认为，新冠疫情仍在蔓延，极端天气情况频发，化石电力供应用电量电力供需2022-06-09多国出现“用电荒”！美国能源告急、日本呼吁节电、印度面临电力危机...北半球夏季来临，多国出现电力供应紧张的局面。在亚洲，日本政府时隔7年向向家庭和企业提出节电要求。就在前一天，太平洋彼岸的美国也宣布进入能源紧急状态。而俄乌冲突爆发以来，欧洲多国更是持续面临着能源价格上涨、电力短缺的困境。分析认为，新冠疫情仍在蔓延，极端天气情况频发，化石燃料短缺及电力供应电网设施美国2022-06-09美国“电荒” 主要原因找到了！拜登使出三板斧继续甩锅普京当地时间6月6日，美国总统拜登宣布了一个消息：美国又进入紧急状态了。这一回，问题出在能源上。美国人突然发现，电力产能不足，跟不上消费者的用电需求，能源供应可能中断。堂堂一个超级大国，动不动就进入紧急状态，面子上挂得住吗？所以拜登站出来给美国找补，他认为，美国遭遇能源危机，俄罗斯总统用电量电力供应可再生能源2022-06-08美国“电荒”！拜登授权扩大生产变压器等电网基础设施当地时间6月6日，美国总统拜登宣布了一个消息：美国又进入紧急状态了。这一回，问题出在能源上。美国人突然发现，电力产能不足，跟不上消费者的用电需求，能源供应可能中断。堂堂一个超级大国，动不动就进入紧急状态，面子上挂得住吗？所以拜登站出来给美国找补，他认为，美国遭遇能源危机，俄罗斯总统变压器电网设施美国2022-06-08日本为应对十年来最严重“电荒” 时隔5年再次召开“电力供需会议”5月29日开始，日本多地迎来高温天气。而就在用电需求不断增加之时，日本首都圈等地今夏供电形势却异常严峻。这究竟是怎么一回事？造成日本电力供应紧张的原因是什么？紧邻东京的日本神奈川县川崎市是日本主要的石化基地之一，这是一处正在运转的火力发电站。上周末开始日本多地气温持续升高，川崎市今电力供需用电需求日本2022-06-01日本将面临十年来最严重“电荒”！昨天（29日）开始，日本多地迎来高温天气。而就在用电需求不断增加之时，日本首都圈等地今夏供电形势却异常严峻。这究竟是怎么一回事？造成日本电力供应紧张的原因是什么？紧邻东京的日本神奈川县川崎市是日本主要的石化基地之一，这是一处正在运转的火力发电站。上周末开始日本多地气温持续升高，川崎有序用电迎峰度夏用户侧储能2022-06-01核电停摆、火电停运，日本将面临10年来最严重“电荒”！据央视网消息，近期，日本气温一路走高，在防暑降温等夏季用电需求不断增加之时，日媒却报道称，日本首都圈等地区今年夏天的电力供应形势将非常严峻，显示供电余力的“预备率”仅3%左右。预计到今年冬天，供电紧张的状况更是会扩展至日本全国更多地区，首都圈电力预备率甚至为负值，这将是10年来日本面电力供应电荒火力发电2022-05-31岳昊张健：京津冀区域碳达峰碳中和路线图及能源发展展望京津冀区域碳达峰碳中和路线图及能源发展展望来源：中能传媒研究院作者：岳昊1张健2（1.国网冀北电力有限公司经济技术研究院2.华北电力大学）党的二十大报告提出，深入实施区域协调发展战略、区域重大战略，并将促进区域协调发展作为加快构建新发展格局、着力推动高质量发展重要方面之一。同时提出，立碳达峰碳中和能源消费2023-01-05岳昊：近期大宗商品价格上涨对我国能源行业的影响及建议今年以来，全球疫情形势依然严峻，世界经济复苏分化，部分发达经济体实施大规模刺激政策，国际大宗商品价格持续快速上涨。能源是经济发展的血液和命脉，是关系国计民生的重要支撑和保障。近期，国际油气价格创两年半以来新高，煤炭价格涨至十年新高，新能源原材料价格暴涨，短期矛盾与长期积累的深层次问题相互叠加，电力安全、供应链安全问题苗头显现，在经济复苏时期需要引起高度重视。煤价电力供需电煤2021-07-06岳昊：我国构建新型电力系统面临的问题、风险与建议在“碳达峰、碳中和”目标的引领下，我国电力系统进入了构建以新能源为主体的新型电力系统的发展阶段，将面临一系列新问题、新挑战。新型电力系统碳中和岳昊2021-05-13

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理论动态丨“电荒”背后：结构性矛盾和体制性痼疾_全球智库_澎湃新闻-The Paper

丨“电荒”背后：结构性矛盾和体制性痼疾_全球智库_澎湃新闻-The Paper下载客户端登录无障碍+1理论动态丨“电荒”背后：结构性矛盾和体制性痼疾澎湃新闻编辑李旭辑录2021-10-04 14:06来源：澎湃新闻 ∙ 全球智库 >字号2021年9月29日，国家发改委就今冬明春能源保供工作发布“答记者问”，其中强调，“坚守民生用能保供底线，坚决避免压限居民用能的情况发生”。就东北地区冬季能源保供问题，这篇答记者问特别要求“确保居民、农业等民生领域用户用电不受影响”。尤其是，在执行有序用电过程中严格做到提前告知用户，鼓励和引导用户主动错峰用电，“坚决做到‘限电不拉闸’‘限电不限民用’，确保电力运行平稳”。此前的9月27日下午，国家电网已经表态，针对当前供电形势，要全力以赴，打好电力保供攻坚战，保障基本民生用电需求，最大可能避免出现拉闸限电情况，坚决守住民生、发展和安全底线。这些表态的背景是，因电力需求强劲而供应吃紧，今年5月以来，广东多座城市的企业已开启限电模式，云南、浙江、江苏、山东、安徽等省份面临用电紧张局面。至9月间，江苏、湖南、浙江等十余省份相继出现拉闸限电，但主要是企业用电受限。尤其是，9月23日（周四）下午四五时左右，东北地区辽宁省省会沈阳市的沈北新区和浑南新区部分区域，在没有事先通知的情况下实施了停电，持续至当晚八时至十一时不等。此后连续两天，据民众在网络上反映，未事先通知的停电在东北多地发生，有些地方停电超过12小时，停电区域多集中在地市级城市和农村地区。未提前通知而大面积停止供应民用电，造成了民众日常生活的严重混乱。有一些地方是停电后数小时才发布停电通知，事后则删除通知。9月26日（周日），严肃媒体的报道令这些情况被更多人知晓。同日，辽宁召开的电力保障工作会议披露，7月份以来，由于发电能力大幅下降，辽宁省电力短缺。9月23日至25日，电力供应缺口进一步增加至严重级别。为防止全电网崩溃，东北电网调度部门依照有关预案，直接下达指令执行“电网事故拉闸限电”，用电影响范围扩大到居民和非实施有序用电措施企业。这等于间接承认了，东北地区部分民众之所以突然遭遇停电，是因缺电严重，电力管理部门为免整个电网崩溃，不得已而采取紧急断电措施，乃至可能无法做到提前通知。此番限制供应民用电，影响到普通民众日常生活，终于令许久不见的缺电问题，成为重大公共事件。新世纪以来的历次“电荒”为什么一些地方要拉闸限电？主要是因为电力供应不足。听上去，“缺电”是很遥远的事情，因为很长时间里，我国居民日常生活中已绝少经历停电。尤其是，被限制用电的也主要是企业。但实际上，参照微信公众号“远川研究所”2021年9月29日文章《电荒背后的煤电博弈》和《能源评论》杂志2011年第7期专题“中国电荒调查”的梳理，不算本轮限制用电，新世纪以来，我国已经历三轮“电荒”。第一轮“电荒”发生在2002年到2004年。这源自1990年代末，受亚洲金融危机影响，我国对外出口大幅下滑，电力需求增速从1990年代初的11%下降到了1998年的2.1%。但整个1990年代，国内发电装机增速始终维持在7%至10%之间，各省份都在狂建火电厂，因之，新世纪到来前后，出现严重电力供应过剩局面。同一时期，钢铁、石化等重化工耗电大户成为国企改制重灾区，为应对发电机组利用率下降的压力，加之电力系统改革来临，国家采取了 “三年不上火电” 的不鼓励建电厂政策。但从2003年开始，重化工业出现爆发式增长，四大高能耗行业（化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼、有色金属冶炼）占据全社会用电量25%以上，电力需求增速飙到15%以上。一边是供给萎缩，一边是需求暴涨，于是，2002至2004年，不少省份实施拉闸限电，2002 年拉闸限电省份有12个，2003年上升到21个，2004年增加到24个。之后至2007 年，缺电省份数量有所下降。一篇2008年10月发表的论文称，2003年以来，我国年均电力缺口为 3%至10%。到2008年初，部分因为遭遇暴雪天气，南方诸省又开始拉闸限电，这一轮缺电持续到2009年，当年有24个省份被迫拉闸限电，是为第二轮“电荒”。关于这一轮“电荒”成因，上述《能源评论》杂志专题中的《中国电荒备忘录》一文简要总结为两点：一是有高耗能产业上马的速度远超预期，产业有向重化工化方向发展的倾向；二是机械加工在产业升级方面占了很大比重，产业自动化方面，发展迅速。两者相加，加大了用电负荷。其他短期成因还包括“垄断”、“持续高温”、“决策失误”、“电力设备不足”、“煤电价格之争”。第三轮“电荒”发生在2011年。当年4至5月及9至10月，多地出现缺电状况。华东地区在一季度出现明显电力供应缺口，华中地区在二季度干旱气候影响水电供给的情况下，也进入电力供应紧张状态。这轮“电荒”的成因是，“十一五”（2006至2010年）期间，我国首次实行“能耗双控”目标，即对能源消耗的强度和总量进行硬性约束，要求能耗强度在五年间大幅下降20%。2010年是“十一五”收官之年，在能耗强度目标的硬性约束下，很多省份在5月开始拉闸限电，以求达标。结果是，2011年，“十一五”考核结束，产能被压制的制造业开始“报复性用电”，而且原本就居高位的煤价连续经历了两轮上涨，火电企业成本激增。2011年，国家发改委两度上调电价，随着此后煤炭价格下行，第三轮“电荒”宣告终结。本轮“拉闸限电”及其成因今年初夏开始到近期，我国又有多达十几个省份的一些地方出现供电不足而不得不对企业甚至居民用电实施限制的情况。据上引远川研究所文章，其成因和2011年“电荒”有相似之处。一方面，今年是“双碳”目标（2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和）开局之年，对“能耗双控”目标的执行力度大幅提升。今年5月和8月，国家发改委点名批评了一些能耗不降反升的省份。一些地方前期指标用完，只能在假期结束前一天“赶作业”。另一方面，煤炭价格伴随全球通胀持续上行，火电企业再度陷入越努力越亏损的境地。而在“能耗双控”背景下，煤炭产能利用率一直处于高位，煤炭库存降至历史低点，地方煤炭项目的审批却更加严格，再度加大了煤炭供应压力。最后，从数据上看，我国目前对火电的依赖依然比较严重：火电装机占比虽然降至56.6%，却贡献了71.8%的电力供给；风电和光伏装机虽然有24%的占比，但发电量仅占总体的10%左右。简言之，全球大放水叠加碳中和的政策推动，造成煤炭库存锐减价格上天，加上气候反向助攻导致水电产能受限，共同促成了当下的大规模限电。事实上，2020年10月至12月，也就是八九个月之前，内蒙古、湖南、江西、浙江等省份已出现所谓“多年不见”的“拉闸限电”。关于当时的限电现象是否是普遍，何以要限电，以及后续形势，兴业证券首席经济学家王涵与其合作者在发表于2020年12月的一篇文章中有如下解释。从限电发生的地域看，当时的限电主要在中东部少数省份。江西、湖南虽全省限电，但主要是生活、景观、路灯等用电领域；浙江限电除了生活、景观、路灯用电领域，对企业用电也有一定限制。拉闸限电主要是中东部少数省市，限电也并不是普遍领域都限电。为什么会限电？从需求层面看， 2020 年下半年，工业用电需求增加；天气降温加上空调普及，造成生活用电需求也大幅增加。从供给层面看，煤炭生产和进口趋弱。此外，在煤电联动但电价未市场化的情况下，煤价过高也影响发电。从额外结构性因素看，湖南、浙江两省的电力自给率低，而电力需求又过快增长，使得供求矛盾凸显；湖南水电占比高，冬季枯水期额外加剧电力供给紧张。至于后续形势，这篇文章认为，后续只是短期“紧平衡”，不会有趋势性矛盾。首先，从供给侧改革以来的煤、电供需格局看，去产能没有影响煤、电供给稳定；近年来我国发电量稳定增长，煤炭供给虽受压缩，但供需缺口整体为正，煤、电供需格局基本稳定，不存在趋势性煤、电供需矛盾。其次，拉闸限电仅是诸多因素叠加影响下，短期供需“劈叉”造成的“紧平衡”现象，后续供需“劈叉”或将缓解。从需求端看，随着春节来临、赶工落幕，工业用电需求将下滑，生活用电整体占比不高，春节虽面临用电高峰，但不足以抵消工厂放假导致的工业用电下滑。从供给端看，部分港口和电厂的数据已经出现改善。这篇八九个月之前做出的分析对“后续形势”的判断虽过于乐观，但仍部分给出了当下缺电的症结所在：一些地方工业用电需求强劲而供电不足，煤价过高影响发电，最终导致当下必须要用官方所谓“有序用电”的方式度过目前的缺电危机。结构性矛盾和体制性痼疾一些地方缺电，不等于当前我国整体上缺电，缺电实际上是结构性问题。比如，2011年的“电荒”中，一方面，到当年9月，11省份出现电力紧缺，另一方面，内蒙古、东北、西北等地却爆出“窝电”现象。在以上提到的2011年《能源评论》杂志调查中，一位业内人士认为，当年的煤价高、电荒问题，根源在于：“用电的地方不让建机组，不用电的地方却在大建机组。中国装机容量已经超过9亿千瓦了，如果全国的发电机都发，这个发电量是让全国都不缺电的。问题在于，这几年，我们的机组都建在内蒙古、新疆，戈壁滩的电送不出来啊!”这篇调查进一步指出，“用电的地方不让建机组，不用电的地方却在大建机组”也许并非电荒的唯一原因，但至少有两点可以肯定：一是目前能源结构布局规划的不合理，二是长距离电力输送建设不到位，这导致了电量总量够，但时间、地域分配不均匀，也让电厂也陷入越发电越亏的漩涡中。当电厂利润减少，直到资金链断裂，发电积极性必然降低，亦使电力供应紧张的局面更加恶化。“因此，压低成本运行只能解一时之困，调整电力布局和出台煤炭价格政策，才（能——引者按）让电厂从这场压力测试中抽身。”十年后，以上结论性意见中提到的结构性矛盾（电量总量够而时间和地域分配不均匀）和电力体制痼疾（电厂越发电越亏），显然继续存在。如《经济日报》去年12月的一则报道指出的那样，所谓结构性矛盾是指，我国电力需求快速增长、电力装机容量不断扩大，但“煤电过剩与尖峰电力短缺并存”，出现了“全年富电量、短时缺电力”的现象，影响到我国电力供应安全。兴业证券近日具体指出，“十三五”期间，全国电力装机容量增速并不低，和全社会用电量增速相匹配。但是，装机容量中，作为稳定发电、并可以灵活调配的能源火电装机增速降低，风电、太阳能装机增速较高。而新能源存在着季节性、时间分布不均、受气候影响等问题，并且时段性、灵活性调节能力不足。因此，“一旦用电负荷高增，或者新能源出力不足，就有可能出现‘缺电’的情形”。体制性痼疾的突出表现是“煤电价格倒挂”，即：我国电煤价格已经彻底市场化，但煤电厂上网电价却由政府管制。这样，一旦电煤价格上涨，就容易形成“面粉涨价，面包却无法随之涨价”，电厂发电越多、赔钱越多的局面。自2016年起，煤炭价格持续上涨，但受限于上网电价管制，煤电厂无法将上涨的成本通过电价传导出去。这造成煤电企业连续多年大面积亏损，影响到企业平稳运营，进而威胁到国家能源供应和电力系统的安全。据9月28日国家统计局发布的2021年1至8月全国规模以上工业企业主要财务指标，煤炭开采和洗选业利润同比大增145.3%，煤炭燃料加工业利润同比暴涨2471.2%；全社会用电量同比增长13.8%，电力热力供应企业利润下却跌15.3%。这显示，在同期全社会用电量两位数增长的情况下，供电供热企业的利润被成本吞噬了，最主要的成本支出为燃煤成本。一方面是今年以来煤炭价格暴涨导致煤电企业越发电越亏损，谋求上调上网电价却不得，进而不得不减少发电，另一方面，企业用电需求猛增。显而易见，电力供需的结构性矛盾叠加体制性痼疾，诸多因素共同作用，迫使一些地方的电力管理部门为保电网安全而不得不对企业实施有序用电，甚至对民用电也是如此。能源系统的“不可能三角”与更充分的电力市场化10月1日，国务院国资委主任郝鹏一行赴国家电网有限公司开展能源保供专题调研。郝鹏强调，当前电力供需形势仍然严峻，电网企业要进一步提高政治站位，要讲政治、顾大局，坚决打赢保电攻坚战。要求电网企业讲政治、顾大局，或许能解燃眉之急，但为电力企业长远发展及电力事业发展能持久造福国计民生考量，对我国电力供需的结构性矛盾和电力体制痼疾加以根除和进一步改革的工作，应以前所未有的力度推进。一般认为，我们无法找到一个能源系统，能同时满足“能源环境友好”（即清洁能源）、“能源供给稳定安全”、“能源价格低廉”三个条件。国务院国资委主管的《能源》杂志今年第8期封面文章《电荒预警》指出，在“双碳”目标下，要彻底告别电力结构性的短缺，必须同时满足“能源的环境友好（即清洁能源）”、“能源供给稳定安全”这两个条件。这也意味着放弃“能源价格低廉”这一限定条件。就是说，我们必须实施“更充分的电力市场化”。该杂志官方微信公众号“能源杂志”9月28日直接发文建议“是时候讨论涨电价了！”。其中说：“电价变化的逻辑应该是，煤炭价格上涨，上网电价跟涨，居民和工业商业用电成本相应增加。待煤价下跌，电价自然跟着下调。电价理顺了，发电企业意愿就会上升，电力市场才会回归至正常的发展轨道上。”电力体制改革当然不限于涨电价，但涨电价无疑是深化电力体制改革的核心环节。让我们拭目以待。主要参考资料：陈彬、张泽一：《电荒背后的煤电博弈》，微信公众号“远川研究所”，2021年9月29日武魏楠：《电荒预警》，《能源》2021年第8期“中国电荒调查”专题，《能源评论》2011年第7期于立、王建林：《纵向价格双轨制:“电荒”的经济分析与出路》，《中国工业经济》2008年第10期责任编辑：田春玲校对：张艳澎湃新闻报料：021-962866澎湃新闻，未经授权不得转载+1收藏我要举报#电荒#拉闸限电#电力体制改革#电力市场化#涨电价查看更多查看更多开始答题扫码下载澎湃新闻客户端Android版iPhone版iPad版关于澎湃加入澎湃联系我们广告合作法律声明隐私政策澎湃矩阵澎湃新闻微博澎湃新闻公众号澎湃新闻抖音号IP 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“电荒”阵痛里的中国能源大变局

钛禾产业观察发布时间：2021-12-31 10:57:41 作者：熊文明

　　不缺能源的“能源危机”。

　　2021年9月英国举行的一场能源听证会上，出现了戏剧性的一幕。

　　英国能源市场监管机构官员乔纳森·布里尔利正在回答公众冬季用电问题，承诺一定不会让英国无电可用。谁知道话音刚落，恰好就停电了。这一视频被人放到网络上，英国网友纷纷担忧——看来果然是没电了。

　　(授权转载自：钛禾产业观察作者：熊文明)

　　这一切早有端倪。今年下半年以来，欧洲天然气批发价格涨超250%，存储量处于历史新低。澳大利亚煤炭价格自春季以来翻了一番，原油价格突破85美元一桶，创下7年来的历史新高。

　　上游能源涨疯了，英国、德国、西班牙、葡萄牙、荷兰的电价跟着水涨船高，继而波及全球。我国也未能幸免，9月下旬爆发了10年来罕见的电荒。

　　这时候，“冬季会不会缺电”就不单单是英国的担忧了，进而发展成为一种全球性的恐慌情绪。各国能源专家纷纷表态，一部分人认为“今年冬天必然缺电”，因为这只是一个开始，后续的滞胀会更加凶猛。

　　但更多的声音是：当今世界并不缺能源。美国的页岩油和俄罗斯的天然气还在捂盘，欧佩克的石油还在限产，总之大头们都还在掖着藏着——所以短缺也只是阶段性的，是供需时间差造成的“软短缺”。

　　综合各方说法，这场全球能源短缺是疫情后的“应激反应”，工业需求和消费需求已经飙升，但能源投资和产能都尚未恢复到疫情前水平。一言以蔽之，能源需求跑得比供应快，就出现了能源短缺。

　　不过，能源危机发端于欧洲，或许不仅仅是巧合。作为“双碳”目标最激进的倡议者和践行者，欧洲诸国的破旧立新是真的“刚”。欧洲能源都缺成这样了，担心泄露污染的德国还在坚定不移地推动“全面弃核”，不仅自己要弃，还撺掇甚至绑架欧洲其他国家“同舟共弃”。

　　欧美话语体系下的ESG(环境、社会和公司治理)通过持续不懈努力，已经成功地将化石燃料和核能妖魔化，阻挠资金向这些领域流入，这势必造成化石能源的投入不足。绿色议题如今已是普世价值，任何拒绝或无力承诺这一主题的国家都将被排除在世界主流经济秩序之外。

　　以欧洲为急先锋，世界各大经济体都在积极干预本国能源结构，限煤、限油、限天然气，降低化石能源占比的同时大力发展清洁能源。但摆在眼前的现实问题是，新能源还没有做好准备接管整个世界，急于灭杀化石能源不但不利于平稳过渡，反而带来了化石燃料的价格飙升。

　　目前全球正处于从化石能源向可再生能源过渡的关键时期，剧烈变化的能源结构增加了能源系统的不稳定性。激进地人为干涉，更是让复杂多变的能源格局显得更加易碎。

　　新旧能源范式转换，不啻为人类和地球相处方式的一场深刻变革。平稳度过阵痛期，既需要运筹帷幄的谋略，也需要日拱一卒的耐心。在这场能源革命的全球混战中，相对布局超前、步伐稳健的中国，或许有机会领跑下一个时代。

　　解决14亿人的用电问题

　　中国是目前全球发电量最大的国家，根据bp公布的能源统计年鉴数据，2020年发电量约为7.779万亿千瓦时，约占全球发电量的29%。在一穷二白基础上，建立起全球发电量最大的现代机电工业，新中国用了大半个世纪的时间。

　　建国初期至上世纪末，我国电力供应长期处于严重不足的状态。直到世纪交替的2000年，我国发电装机量跨上3亿千瓦台阶，才基本扭转电力严重短缺的局面。

　　我国上世纪电力建设又以改革开放为分水岭。1978年以前，我国电力建设以水电为主，陆续建成了丹江口、三门峡、富春江等大型水电站，奠定了新中国电力工业的初步基础。改革开放后，经济发展迅速，水电供应远远不能满足日益飙升的工业和生活用电需求。为加快提高电力产能，我国开始积极发展火电，并逐渐成为主力电源。

　　用电需求与工业发展和城市发展成正相关，因而在改革开放后，中国经济高速发展的进程中，电力短缺这条暗线一直如影随形。尤其是2001年我国加入WTO后，化工、钢铁、建材、有色金属等重化工业蓬勃发展带来了电力需求的激增。2000年至2011年这十余年间，国内用电量增长率均高于GDP增长率。

　　进入新世纪以后，人们以为“电荒已成过去式”，却再三被现实“打脸”。2000年至2021年，我国先后出现过三次电荒。

　　第一次电荒爆发于2003年，这是金融危机之后，由于电厂投入不足、供给侧紧缩带来的“硬缺电”，即既缺电力也缺电量。这次电荒持续一年多时间，带来的直接结果是特高压电网的上马。这一年，国家电网、南方电网两大电网和华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团刚刚完成重组。上任国家电网总经理的刘振亚力排众议，提出要建设电力运输的“高铁”——特高压电网。

　　2010年，云南—广东、向家坝—上海两条特高压线建成投运，成为当时的世界之最。中国从此实现了除台湾省以外的全国联网和户户通电。

　　第二次电荒发生在2010-2012年，持续时间长达两年。与上一次的“硬短缺”不同，这是煤炭价格高涨和季节性因素导致的“软短缺”。受当时的“双控”政策影响，制造业出现被压制后的“报复性用电”，煤炭价格因此被一路拉高。煤炭是市场定价，但电价是计划管控的，在这个前提下，火电企业发电越多亏损越大，发电产能就上不去。

　　今年9月爆发的第三次电荒，主要原因也是煤电博弈带来的周期性波动——市场煤、计划电，煤炭价格和电价不能及时响应，导致了发电厂积极性不高，煤电供应出现短缺。

　　这次全国范围的大规模拉闸限电发生后，人们一方面担忧煤炭供应，一方面疑惑投入多年、耗资巨大的新能源为何没有发挥应有的作用。

　　首先，中国并不缺煤，而且是世界上煤炭资源较为丰富的国家。火电在我国现有能源结构中依然占据着主导地位，由于燃煤发电不受自然条件影响，供应稳定，是电力调峰的主力。“十三五”期间，我国煤炭开采一度供大于求，导致后续关停了约10亿吨产能，也为这轮电荒埋下伏笔。

　　近年来，在“双碳”压力下，我国持续压减火电装机比例，火电从高速增长进入低速增长阶段，与此同时，新增装机中的光伏和风能比重逐年加大。今年截至9月，我国非化石能源装机容量占比已接近总量的一半。

　　但是，这些新型电力的部署并不能立刻让我国供电格局出现根本性扭转。光电和风电具有间隙性、波动性和随机性的特点，早期曾一度被业界视为“垃圾电”。光伏只能在白天发电，风电则取决于风力大小，不仅无法保证持续性，还难以调控。

　　在当下的电力工业中，技术层面已经可以有解决办法，但却会带来额外的成本增加。要想把光电、风电变得稳定可用，可以通过建更多抽水蓄能站、上超大规模储能装置、上大量燃气轮机来解决，但这些都会大幅增加清洁能源的使用成本。

　　从“水火互济”到“风光无限”

　　位于青海塔拉滩的光伏电站，是目前全球最大的光伏基地。从2012年修建至今，基地面积已达609.6平方公里，接近新加坡的国土面积。塔拉滩土地荒漠化严重，建设之初面临一个头疼的问题：风卷砂石会损坏光伏板。有人提议种牧草固土，于是在基地里撒满了牧草种子。

　　由于光伏板需要定期清洁，水流到土里浇灌了牧草。基地牧草因此长势非常惊人，遮蔽了光伏板。结果牧草又成了新问题，这时候又有人提议：要不然养羊?让羊去吃草。

　　这个提议居然又通过了，于是基地里又投进去几千头羊。然后问题又来了——这么多羊谁来管理?又有出主意的人站出来说：可以把羊群的收益分给当地牧民，让他们管理羊群，还可以顺便清洁光伏板，守卫基地。

　　就这样，牧草、羊群、牧民、光伏之间形成了奇妙的经济生态，不仅解决了光伏设备的工作环境问题，还创造出大量工作岗位，给当地牧民带来了经济收益。

　　光伏发电的间歇性问题，在塔拉滩基地也得到了解决。这里建起了世界最大规模的水光互补光伏电站，通过接入龙羊峡水电站的水电机组快速调节，把基地不稳定的光伏电调整为均衡、优质、安全的稳定电源。

　　“光伏+畜牧+扶贫+环境改善”的良性循环，不仅降低了光伏发电的成本，创造了现实的经济价值，还带来了长远的生态价值——到2021年，基地植被覆盖率比2012年增加了15%。

　　因地制宜与当地产业融合的“光农互补”形式，已经形成我国大型光伏基地建设的特色模式。光伏基地的建设在青海与畜牧业结合，在天津与晒盐业结合，在浙江则与渔业相结合。今年5月，华电海晶总投资40亿元的“盐光互补”光伏发电项目落户天津大沽街，预计2022年12月建成并投产。而在浙江湖州市和孚镇的4000亩鱼塘上，农民也架起了光伏板，发电养鱼两不误，一块鱼塘双份收入。

　　根据国家能源局统计数据，截至2021年10月底，我国水光伏发电累计装机量达2.82亿千瓦，持续保持世界第一。

　　在风电领域，随着陆上风电行业渗透率的提升，优质的风口区位已经逐渐减少。我国在持续建设大规模的风光基地的同时，开始探索分散式发展格局。近年来，国家积极推动“风电下乡”，鼓励中东南地区就地就近开发风电，将风电的发展与乡村振兴和共同富裕的目标相结合。

　　2021年10月，118个城市与600多家风电企业在国际风能大会上共同发起“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”计划。据此计划，全国在“十四五”期间将在100个县5000个村安装1万台风机，惠及农村人口300万以上。

　　目前，我国风电装机容量位居世界第一。2020年风力发电量占全球风力发电总量的29.32%。

　　更为关键的是，光电和风电的成本问题取得了突破性进展。根据2021中国国际金融年度论坛的会议资料显示，过去十年内，光伏发电的成本降低了80%-90%，已经低于传统燃煤发电成本。2020年，国内光伏发电平均上网电价已降至0.35元/千瓦时，正在大踏步进入平价电时代。

　　与此同时，风电也在我国大部分地区实现了平价上网，平均发电成本与水电持平，据“风电伙伴行动”计划，到2025年，陆上高、中、低风速地区的度电成本要力争降至0.1元、0.2元和0.3元，近海和深远海风电度电成本分别降至0.4元和0.5元。

　　时至今日，中国已经成为全球可再生资源发电利用规模最大的国家。从传统的“水火互济”到如今的“风光无限”，作为全世界最大的能源消费国，中国正在汇集各方力量和智慧，自上而下推动一场意义深远的能源革命，而彻底实现新型能源的自主供应，也就抓住了国家发展和安全战略的“牛鼻子”。

　　范式转换中的科技竞赛

　　能源话语权直接关系国家战略发展。19世纪初，通过蒸汽革命建立起制衡全球的“煤炭体系”，英国迅速崛起成为全球工业霸主。20世纪以来，当内燃机逐步取代蒸汽机时，美国建立起新的“原油体系”和汽车工业，工业霸权的接力棒就从英国人传到了美国人手中。如今这场从“碳能源”到“硅能源”的革命，或许是中国工业经济当下最关键的一场硬仗。

　　草蛇灰线，伏脉千里。20多年来，中国在新能源领域的多条战线上同时规划部署，实行规模空前的财政补贴，推动多个新能源产业站到了世界第一梯队。“光伏+特高压+新能源车”的强强产业组合，正在成为我国抢跑下一个能源时代的优势牌面。

　　在发电端，中国光伏产业在政府扶持下，逐步走出关键原材料、关键设备、主要市场“三头在外”的困局。如今，我国高纯晶硅产量位居全球第一，电池、组件产量占全球产量70%以上。全球光伏组件排名前十的企业中有7家来自中国。

　　在储能端，我国锂电池产业发展迅速，拥有自主完整的产业链。根据韩国市场研究机构SNEResearch2021年最新发布的数据显示，全球排名前十的电池制造商中有6家来自中国，宁德时代蝉联榜首。

　　在运输端，我国已经成为世界上唯一全面掌握特高压输电技术的国家。由于中国的大规模实际建设和运用，中国特高压标准已经被确定为国际标准向全世界推广。

　　供给端技术的发展离不开消费端需求的快速增长。我国新能源汽车制造和销售规模连续6年位居世界第一，由于电动车的发展，2020年，我国有8家车企跻身全球市值排名前25强。

　　随着我国新能源发展进入新阶段，产业政策也迎来退坡补贴的调整期。过去，新能源产业快速发展得到了大量来自国家资源的扶持，包括政策支持、政府补贴、国企主导等。如今，产业政策正在从“扶上马、送一程”，逐渐转向构建平等、开放、有序、健康的市场竞争环境。

　　从“碳能源”到“硅能源”的范式转换，也意味着大规模的基建重置和产业重构，这个过程中，我国还面临着许多现实制约和实际困难。

　　例如，在集中式光伏与农业互补结合中，一些经济合作项目不及理想预期，未来需要朝着更加复合化、智能化的技术方向发展。在分布式光伏与建筑物结合中，利用光伏替代结构性建筑材料方面研发力度不足，未来要朝着模块化、家电化的技术方向发展。

　　目前，我国风电设备国产化程度已经达到70%以上，但在轴承、液压、变桨电机等精密设备和控制系统方面，核心技术还大量被欧美厂商把持。

　　抽水蓄能是目前最成熟、经济效益最高的灵活储能模式。我国已建和在建抽水储能规模均为世界第一，但在整个能源结构中仅占1.4%，与欧美发达国家差距巨大，尚有发展空间。

　　我国锂电池整体规模全球领先，但在单体电池的制造精度方面与国外先进技术还有差距。锂电池的供应链虽然完整，但低端电池材料产能过剩，高端关键材料供应不足，工艺上仍有缺陷，亟待提升自主创新能力。

　　我国新能源汽车在核心的“三电”(电池、电驱、电机)领域均有短板。动力电池仍然需要加大高比能、高安全和长寿命等方面的研发力度;高效高密度驱动电机系统等关键技术与国际先进水平仍有差距;关键零部件如车用芯片、高速轴承、智能汽车所需的毫米波雷达等都还部分处于“卡脖子”状态。

　　在政府扶持和国内市场的双重利好下，我国多个新能源产业脱颖而出。但我们也要清醒地看到，新能源正从早期占道式的粗放式发展进阶为精细化发展，规模最大并不等同于拥有核心竞争力。发挥新型举国体制优势，通过加大自主创新补齐技术短板，避免低端重复建设和无序竞争，才能让我国新能源优势产业的竞争后劲绵延不断。

　　走出科幻片的未来能源

　　2021年9月，全球首个钍核反应堆将在甘肃武威试运行。虽然功率只有2兆瓦，却能为1000户居民提供电能，测试过后将建造更大规模的钍反应堆以实现商用。

　　钍基熔盐堆核能系统(TMSR)是第四代核能系统的6种候选技术之一，能够将原本的核污染废料变成无害产品，而且比铀元素安全得多，既不会爆炸也不会融化。目前，中国是全球首个尝试将该新型反应堆商业化的国家。

　　事实上，早在2012年12月，我国在山东荣成石岛湾核电厂采用的超高温气冷堆技术，已经是第四代核电技术。

　　前沿的第四代核电依然是核裂变技术，而人类利用核能的更高志向在于核聚变。顾名思义，核裂变能量来自于原子分裂，核聚变能量来自原子聚合，核聚变本质上就是“人造太阳”。一旦人类掌握了核聚变技术，科幻片中的场景就将变成现实，开启人类能源利用的新纪元。

　　全球规模最大的科研合作项目就是ITER，全称“国际热核聚变实验堆”，由中、美、欧、日、俄、韩、印七方成员共同研发，这是人类历史上第一次，由超过3/4人口的科技强国心无芥蒂的联合在一起，共同研究同一个课题。ITER装置是一个能产生大规模核聚变反应的超导托克马克，俗称“人造太阳”。

　　我国也建成了自己的全超导托克马克EAST，中文名为“东方超环”，如今已经平稳运行了15年。2020年12月4日，我国新一代“人造太阳”中国环流器二号M装置(HL-2M)在成都建成并实现首次放电。

　　“人造太阳”工程目前已经进入研发阶段，另一个科幻片中的能源场景离我们似乎更近——在太空建设发电站。2021年6月18日，我国在重庆市璧山区开始兴建全球第一个空间太阳能电站实验基地。

　　与地面太阳能电站相比，空间太阳能发电站可以不分白昼地获取能量，还能够避免大气层干扰，接收量级更高。收集的太阳能以微波或激光等无线能量的形式，传回地面上的无线能量收集站，再由收集站将能量转化成电能对外输送。

　　《流浪地球》里让地球在宇宙中实现旅行的动力，“钢铁侠”胸前的超级环，这些科幻片中的未来能源技术正在现实中徐徐展开，而这距离我国造出第一台电机不过才百余年的时间。

　　科幻的不是未来，而是过去和未来的时空距离竟如此接近，新旧两个时代的更替如白驹过隙。我们才刚刚解决了14亿人口的用电问题，就已经要重构现有的一切，做好准备去领跑一个新时代。

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度百科网页新闻贴吧知道网盘图片视频地图文库资讯采购百科百度首页登录注册进入词条全站搜索帮助首页秒懂百科特色百科知识专题加入百科百科团队权威合作下载百科APP个人中心电荒播报上传视频严重的缺电现象收藏查看我的收藏0有用+10本词条缺少概述图，补充相关内容使词条更完整，还能快速升级，赶紧来编辑吧！电荒是指严重的缺电现象，通常发生在夏季，导致电荒的原因较多，如缺煤，发电机组装机容量不够，发电企业停机容量太大，水电站缺水，电的消耗太多等。由于电荒引发的间断性停电会给人民群众的生活造成诸多不便。 [1]中文名电荒解释严重的缺电现象发生时间夏季原因发电机组装机容量不够后果给人民群众的生活造成诸多不便解决方法采取措施保障电力有序供应目录1现象2原因3解决4评论5最新6回应7措施现象播报编辑电荒近期，山西各地频现间断性停电。近年来，山西每年冬季都面临缺电，但今年形势尤其严峻，预计年底电力缺口约占需求的1/4。作为煤电大省的山西，何以遭遇如此严重的“电荒”？2010年11月25日19时，山西省会太原。入夜之后，大道两旁的景观用灯并未开启，许多路段的路灯隔一盏开一盏，小街巷里的店面广告也是漆黑一片。间断性停电频现“我们家最近每周停电好几次，一停电就容易停水、停暖气，晚上家里吃饭、孩子写作业都得靠蜡烛，大冬天冷得睡不着。”山西晋城市民王先生告诉记者。晋城市供电公司一位负责人介绍说，“山西全省电力紧张，导致今冬晋城最大电力缺口预计达60万千瓦，占总用电需求的40%左右。”而在晋西工业集团动力分公司，经理任国元也表示，“每年冬季都要有几个月限电，但这次显然是最难的一年了”。据记者了解，10月中旬以来，山西各地频繁出现间断性停电。而来自山西省电力公司的消息称，随着近期山西气温下降，各地供热取暖用电逐步增加，电力负荷持续攀升，全省最大用电负荷达到1732万千瓦；与此同时，省内电力供应明显不足，最大电力缺口达320多万千瓦，预计年底电力供应缺口将达到500万—600万千瓦，缺口占总用电需求的20%—25%。原因播报编辑发电企业停机容量大一位从事电力工作近30年的业内人士告诉记者，山西缺电的直接原因，不是缺煤，也不是发电机组装机容量不够，而是发电企业停机容量太大。记者从山西省电力公司获悉，山西电力供应出现短缺的原因是：“四季度以来，我省加大了节能减排工作力度，发电企业停机限产，发电机组非计划强迫停运频发。加之部分火电企业由于经营困难电煤中断，也长期停机”。该业内人士还向记者出示了一份11月中旬某日的《当日山西省电力供应及电煤信息日报》。记者看到：当日山西省调装机容量2986.75万千瓦，停机容量超过710多万千瓦，其中非计划停机容量174.5万千瓦，缺煤停机115.5万千瓦，未开机容量259.6万千瓦，而由于计划检修、经营不善停机和环保停机容量，占到168万千瓦。停机机组已占到总装机容量的两成以上。对于发电企业大量停机的原因，该业内人士直言不讳地说，完成节能减排目标的压力，是主要原因之一。“除去正常停机，上述数据中的非计划、未开机容量，很大部分是由于节能减排压力而关停的机组容量。”该业内人士分析。据了解，今年山西万元GDP能耗需下降4.6%、化学需氧量排放总量需下降2.44%、二氧化硫排放量不出现反弹，才能完成“十一五”节能减排目标。虽然山西省政府今年采取了一系列强力措施，但节能减排压力依然空前。“今年冬季采暖期开始后，京津用电压力一直很大，南方省市也因枯水期水力发电不足，山西开足马力保障供电，但发电所产生的能耗却由山西承担，造成节能减排压力巨大。”该业内人士对记者说。据山西电力公司一位负责人介绍，山西一直是向全国输电最多的省份之一。今年前三季度，山西累计外送电量达506多亿千瓦时，同比增长17%以上。虽然目前山西面临严峻的缺电局面，但外输电量仍超过全省发电量的1/3。“为保证今年节能减排目标坚决完成，并且保障外输电供应，山西只能停掉供应省内的发电机组。”山西一座电厂负责人告诉记者。“电荒”并非因为“煤荒”据了解，今年10月山西煤炭产量达6758万吨，创历史月产量新高；预计今年山西省煤炭总产量将达到7.2亿吨，从而超越内蒙古重新确立全国煤炭产销第一大省的地位。因此，山西不存在煤炭产量不足的问题。而据记者了解，山西部分发电企业因“煤”停机的原因之一，是少数火电厂还延续着“小煤窑”时代的思维，图便宜、不建储煤场或小库存，不与大产煤企业签供货协议，结果现在小煤窑没了，闹了“煤荒”。“因‘煤’停机的表象，其根源就在‘市场煤’与‘计划电’的价格体制不顺。电价属于国家行政调控，而煤炭的价格却已市场化。”该业内人士分析，今年以来煤价涨幅远超电价，部分未签订煤炭供货协议的发电厂亏损面加大，因此不愿买煤而停机。解决播报编辑全力保障居民生活用电“无论是拉闸限电、关停机组，还是买柴油机，都属临时之举”。该业内人士认为，电力缺口这么大，电网安全还得保障，因此做好用电分配显得尤其重要。负责山西电力调配的省经济和信息化委员会，11月以来两次下发通知，要求“各市各部门不能以完成节能目标为由，停止正在运行的发电机组，要确保省内电网的正常运行”。山西省电力公司近日连发紧急通知，要求首先保障城乡居民生活用电。根据“先生活、后生产、保重点、兼一般”的用电原则，对带有自备发电机的营业单位全部参与避峰用电；对大型企业实施错峰用电。评论播报编辑2010年，有些地方采取拉闸限电、关停火电机组等方式，突击节能减排达标，影响了企业生产和群众正常生活。这种简单压减电力供应的做法，不仅违背了节能减排的初衷，也损害了人民群众的切身利益。推进节能减排，要与加快转变发展方式、切实推进结构调整有机结合。要正确处理节能减排与合理发用电的关系，加强对电力需求侧的管理。只有继续严格限制高耗能高排放企业用电，对未按规定期限淘汰的落后产能和违规建成项目，依法、按程序停止供电；严格控制景观照明用电，杜绝“亮化”工程等浪费现象；通过帮助用户提高用电效率，改进用电方式，实现节约用电，才能从根本上实现节能减排工作的目标。 [2]最新播报编辑2011年5月8日，《2010年度电力监管年度报告》日前发布，国家电监会办公厅副主任俞燕山表示，今年部分地区出现的用电紧张状况，最主要的原因是电价形成机制长期得不到理顺。据介绍，当前全国发电装机量充足，但发电设备平均利用小时数仍处于历史低位。俞燕山介绍，由于电价形成机制不顺，火电企业持续大面积亏损，导致企业生产积极性受到抑制。电监会目前监测到的情况也显示，大多数中西部企业生产能力由于电煤、价格和资金的问题没有得到发挥，处于停机的状态。 [3]回应播报编辑国家电网公司2011年5月23日召开迎峰度夏安全生产电视电话会议上，国家电监会总监谭荣尧表示，6月份全国将进入用电高峰，预计高峰时段全国最大电力缺口将达3000万千瓦左右。他透露，1至4月份，部分地区拉闸限电情况严重，一些地方出现缺煤停机现象，全国日最大缺煤停机达980万千瓦，相当于一个重庆的发电装机容量。“今年是近几年电力供需形势最为紧张的一年，电力缺口总量可能超过历史上最严重的2004年。”国家电网公司副总经理帅军庆预测，仅国家电网负责的26个省份经营范围内电力缺口就将达到3000万千瓦左右，其中，京津唐、河北、上海、江苏、浙江、安徽、湖南、河南、江西、重庆等10个省级电网将出现电力供需紧张局面。帅军庆进一步预测，如果电煤供应仍持续当前态势，迎峰度夏期间电力供需矛盾将进一步加剧，预计电力缺口将扩大到3000万千瓦至4000万千瓦，缺电集中在华北、华东、华中地区。而东北和西北电网则出现电力富余，分别超过1300万千瓦和1400万千瓦。“目前，华东、华中部分省份已经开始对工业用户实行限产限电，迎峰度夏期间限产限电规模将进一步扩大。”帅军庆透露称。措施播报编辑为应对今夏可能出现的自2004年以来最严重的电力缺口，国家电网公司这家为26个省份供电的大型央企23日承诺，将积极采取措施保障电力有序供应，优先保证居民生活、医院、学校等涉及公众利益和国家安全的重要用户用电。针对今夏严峻的用电形势，国家电网承诺，充分发挥大电网资源调配和需求端用电管理的作用，全力保障电力有序供应，坚决防范电网大面积停电事故和局部影响较大的停电事件，确保电网安全稳定运行，确保重点城市、重要用户可靠供电，确保城乡居民生活用电，最大限度满足全社会用电需求。帅军庆表示，国家电网将严控“两高”企业和产能过剩行业用电，压减不合理用电需求。配合地方政府完善峰谷分时电价，严格执行高耗能行业差别电价，加大价格杠杆的调节力度。他说，将按照“有保有限”的原则，制定完善的有序用电方案，做到“限电不拉闸”，并优先保证居民生活、医院、学校等涉及公众利益和国家安全的重要用户用电。 [4]新手上路成长任务编辑入门编辑规则本人编辑我有疑问内容质疑在线客服官方贴吧意见反馈投诉建议举报不良信息未通过词条申诉投诉侵权信息封禁查询与解封©2024 Baidu 使用百度前必读 | 百科协议 | 隐私政策 | 百度百科合作平台 | 京ICP证030173号京公网安备110000020000

“电荒”求解：避免运动式减碳，谋划煤价和电价联动_全球智库_澎湃新闻-The Paper

求解：避免运动式减碳，谋划煤价和电价联动_全球智库_澎湃新闻-The Paper下载客户端登录无障碍+1“电荒”求解：避免运动式减碳，谋划煤价和电价联动澎湃新闻记者樊盛涛2021-10-09 11:27来源：澎湃新闻 ∙ 全球智库 >字号9月下旬以来，不少地区开始限电停产，部分地区甚至拉闸限电，直接影响民生。始于部分地区特定行业的限电，为何会传导至国内其他地区，原因何在？下一步，又该如何解决目前的“电荒”问题？在此次讨论限电停产的原因中，能耗双控被多次提及。能耗双控本是一个执行了多年的老政策，指的是“单位GDP能耗”和“能源消费总量”两项约束性指标，旨在对地方政府在节能减排事项进行考核，在规定时间内必须完成。然而，上半年，由于疫后中国经济复苏，加之出口延续了去年以来的良好势头，部分地区并未能及时完成能耗双控任务。8月12日国家发改委发布《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》显示，在能耗强度降低方面，全国有9个省（区）上半年能耗强度不降反升，为一级预警；在能源消费总量控制方面，全国有8个省（区）为一级预警。此后，各地相继出台严格的限电限产举措，包括严格控制能源消费总量增速，关停部分高耗能产业，加强对化工、钢铁、有色金属、非金属建材等行业进行限产。缘何限电停产？这是否意味着，始于9月份大范围的限电停产主要因素是“能耗双控”？厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对澎湃新闻表示：“起初大家认为限电的原因是能耗双控，但现在看来不仅仅是这个因素。” 在他看来，限电停产不能仅仅归因于能耗双控，主要有两个因素，一是，从辽宁等东北地区开始，限电范围扩大至居民用电，但是目前在中国的用电需求中，居民用电只占15%，工业用电占70%，“如果仅仅是地方政府为了完全能耗双控目标，这很难解释辽宁等东北地区为何限居民用电。”他说，其次，目前限电范围开始往全国蔓延，显然这是供需两端都出问题了。兴业银行首席经济学家、华福证券首席经济学家鲁政委认为，拉闸限电的主要因素是结构性失调。在需求侧，疫后经济复苏，海外订单超预期增长，我国制造业等第二产业产能迅速扩张，国内用电量罕见地持续两位数增长，致使电力和煤炭需求居高不下；在供给侧，国内煤炭供给受到较大影响，同时海外进口也未相应更多增加，造成煤炭价格显著上涨，这抑制了火电发电的电煤供给。关于缘何限电停产，林伯强认为，在供给侧，目前中国以火电发电为主，但是近年来，煤价持续走高，电厂发电成本高企。“目前情况下，电厂发电是亏本的，影响了煤电厂发电。”他说。在需求侧，他介绍，1-8月，中国全社会用电量为5.5亿千万时，同比增长13.8%。中国用电总量中，工业用电达到了70%，而工业用电中高耗能产业，占比达到40%～45%。这种用能结构，加之今年出口很好，很多高耗能行业增加产能，这大大增加了用电需求。中国能源网首席研究员韩晓平认为，因为中国很大，各地区的资源禀赋，气候条件存在较大差异，因此各地拉闸限电的因素各异。“‌‌一些地区‘能耗双控’是‌‌缺电的主要原因。”他说，‌‌尤其最近一段时间，这些地区的经济势头很好，把排放指标都用完了，‌‌必须控制能耗，这个属于政策性缺电。东北主要是结构性缺电。一方面，东北的经济活力不如发达地区，所以东北不存在能耗超标的问题。其次，最近几年东北去产能政策，当地的一些煤矿、燃煤电厂被关掉了，煤炭供给受到很大影响。“虽然东北又兴建了很多风能、太阳能等清洁能源，但是清洁能源发电具有不确定性和周期性的特点，不能保证稳定、持续的供电。”他说。如何解决“电荒” 为解决用电短缺问题，国家发改委9月29日称将采取多项保供稳价举措，一是做好发电用煤用气保障，包括国内“全力增产增供”、适度增加煤炭进口。另一方面，按价格政策合理疏导发电成本。指导各地切实组织好电力市场交易，严格落实燃煤发电“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，让更多电量进入市场交易，不得对市场价格在合理范围内的正常浮动进行不当干预，让价格合理反映电力供需和成本变化。如何解决短期内，尤其是即将到来的冬季电荒问题。目前各界共识是，增加煤炭供给、上下浮动市场电价，加之对高耗能、高排放产业关停。这其中电价是各界讨论的焦点。林伯强认为，国内并没有真正出现煤炭资源枯竭的情况，在目前状态下，应该允许企业适量挖煤，尽快增加国内的煤供应。同时，由于目前电厂发电处于亏损状态，电价可适度进行调整，通过控制煤价，降低发电厂成本，使其有动力去发电。中国目前仍然是市场定价的煤炭和政府管控的电价长期“顶牛”，上游煤炭成本无法有效疏导至电力终端，造成市场信号扭曲。鉴于此，鲁政委称，此次拉闸限电所揭示出来的，今后电力市场化改革的方向是“煤价和电价应该联动。”一旦火电电价反映出正常的供需价格，通过市场机制，倒逼需求侧更多选择用新能源发电。他建议，可先易后难，先调整工业用电价。韩晓平则称，本来电价控制作为市场调节的一种手段，但是上调电价很可能导致全面通胀，导致经济陷入滞涨，所以中国的电价调整幅度不大。“电价调整需要考虑整个宏观经济的情况，以及社会和普通居民的可承受能力。”他强调，电力渗入整个社会的每一个细胞，电价上涨会影响其他所有物品价格。” 另外，韩晓平提到，即便目前允许开采煤矿，但也面临现实的约束。一是，已经停产的煤矿，复产非常困难，特别是在冬季，存在招工难等一系列问题；另外，矿井、尤其是高瓦斯矿一旦停用，再重新启用，需要几个月的准备工作。“现在看，决策层在有意识地屯煤，宁可拉闸限电，停产限产，也要保证老百姓能够温暖渡过寒冷的冬季。”韩晓平称，现在在东北，很多电厂停下来，很大程度就是为了囤积煤炭平稳过冬。在需求侧，林伯强认为，今年以来工业中高耗能、高排放的“两高”行业产能仍不断扩张，能源需求旺盛，而煤电资源却捉襟见肘。 “这些高耗能产业，要坚决调整，进行限量限产。”林伯强说，目前中国高耗能产业的能源电力需求占比超过全社会用电量的40%，其中仅钢铁、水泥和有色三个行业的用电需求占到全社会用电量的20%，但是这些高耗能产业的增加值并不高。这些高耗能产业的用电需求应该让渡给其他产业。减排与发展如何兼顾在中国用电的能源结构中，火电是中国的主力电源，1-8月，全国规模以上火电厂发电量约占全社会总发量的七成。“双碳”背景下，如何降低对煤的依赖，是中国能源结构和产业结构转型的关键。今年7月30日，中央政治局会议提出，统筹有序做好碳达峰、碳中和工作，坚持全国“一盘棋”、纠正“运动式减碳”，先立后破，坚决遏制“两高”项目盲目发展。 “要避免运动式减碳。”韩晓平提醒，能源结构转型的前提，首先保证人民生活基本能源需求，在满足整个社会用电需求后，再逐步由清洁能源替代煤等传统化石能源，这是一个步骤。而不是反过来走，先把煤电关了，再发展清洁能源，“这不现实。”韩晓平说，清洁能源发电具有波动性、间歇性和不确定性特点，受天气影响极大，短期内很难完全替代煤炭天然气发电。他以前几年北京进行的“煤改气”为例，“这个转型周期都花了好几年，”他说，且这个转型过程中部分居民冬季取暖还受到了一定程度影响，对于其他地区而言，这个能源结构转型过程会更久。如何解决能源转型问题，林伯强坦言，“我们要分为短期和中长期的目标。”因为今年是一个很特殊的年份，全社会用电需求增长很快，短期内，还是需要开采煤，以保障发电需求。中长期的目标，中国必须降低对煤碳的依赖，构建以新能源为主的新型电力系统，“但转型速度要快一些。”林伯强表示。同时林伯强提醒，‌‌仅仅讨论‌‌供给侧‌‌煤炭的数量，意义不大。‌‌需求侧当中，工业用电占比七成，如果不调整，‌‌类似今年缺电的情况还会再现。“‌‌因为工业与GDP是高度相关的，经济发展好，工业就走高，对煤炭的需求高，这是个循环。”因此清洁能源替代煤炭是一种趋势，同时我们后面的产业结构调整要亟需推进。‌ 就中长期而言，地方政府如何来认识这个问题，尤其是高耗能、高排放项目往往是地方经济支柱。林伯强建议，‌‌一是GDP‌‌与化石能源脱钩，即用清洁能源替代化石能源；另外一个是GDP必须与能源电力需求脱钩，‌‌这个属于产业结构调整，降低高耗能、高排放产业占中国经济的比重。韩晓平认为，电力系统改革更科学的办法是安全、效率和低碳并行。安全第一，“在确保电力安全的前提下，适当引进市场机制。”他说，这需要有为的政府和有效的市场。责任编辑：田春玲校对：张亮亮澎湃新闻报料：021-962866澎湃新闻，未经授权不得转载+1收藏我要举报#电荒#减碳#煤价#电价查看更多查看更多开始答题扫码下载澎湃新闻客户端Android版iPhone版iPad版关于澎湃加入澎湃联系我们广告合作法律声明隐私政策澎湃矩阵澎湃新闻微博澎湃新闻公众号澎湃新闻抖音号IP SHANGHAISIXTH TONE新闻报料报料热线: 021-962866报料邮箱: news@thepaper.cn沪ICP备14003370号沪公网安备31010602000299号互联网新闻信息服务许可证：31120170006增值电信业务经营许可证：沪B2-2017116© 2014-2024 上海东方报业有限公

“电荒”阵痛里的中国能源大变局-36氪

2021年电荒：政策分析与选择-北极星火力发电网

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您的位置：电力火电火电产业评论正文2021年电荒：政策分析与选择2021-11-25 12:20来源：能源杂志作者：韩文轩关键词：有序用电电力供应煤电收藏点赞分享订阅投稿我要投稿受到国际关注的2020年12月我国局部电荒还不到半年，2021年更为严重的电荒又不期而至。2021年5月下旬以来，南方等多地出台了力度不等的停限电措施，主要集中在“两高”企业。9月中旬以来，全国20多个省份相继启动有序用电措施，多地要求工业企业错峰用电，东北地区波及到城市正常运行和居民日常用电。这次电荒给经济正常运行和居民生活造成了比较严重的影响，凸显了绿色电力发展的不足、煤电煤炭保能源电力供应安全的重要性以及提升能源电力治理能力的紧迫性。2021年电荒的直接原因是政策，对引起电荒政策措施的复盘，是正确改革完善纠偏政策的一个基本前提条件。（来源：微信公众号“能源杂志” ID：energymagazine 作者：韩文轩）012021年电荒凸显煤电价值党中央国务院高度重视2021年9月22日《中共中央国务院关于完整准确理解全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、10月24日国务院《2030年碳达峰行动方案》以及11月2日《中共中央国务院关于深入打好污染防治攻坚战的意见》三个文件，都高度一致地强调了在减污降碳过程中保障国家能源安全是底线的要求。此外，第一个文件还要求“统筹煤电发展和保供调峰”，第二个文件要求“推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”，对煤电的定位相同。2021年10月21日，习近平总书记提出了“能源的饭碗必须端在自己手里”指示。10月9日，国家能源委员会会议指出，能源安全事关发展安全、国家安全，供给短缺是最大的能源不安全，肯定了我国煤电煤炭保能源安全的重要作用。10月8日，国务院常务会议强调，保障能源安全、保障产业链供应链稳定是“六保”的重要内容。会议明确了支持煤电企业增加电力供应的税收、金融和价格政策。会议要求，要压实各方能源保供和安全生产责任，严格落实属地管理责任，纠正错误做法，主要产煤省和重点煤企要按要求落实增产增供任务，中央发电企业要保障所属发电机组应发尽发，电网企业要强化电力运行调度和安全管理，对不落实能源保供责任的要严肃追究。10月20日，国务院常务会议进一步提出了依法打击煤炭市场炒作措施。10月19日和11月2日，国务院副总理韩正分别到国家发展改革委和国家电网公司召开座谈会部署确保今冬明春能源电力安全稳定供应工作。他反复强调，要“完善煤电价格形成机制”、“加快研究煤电联动的市场化价格形成机制”。政府干预保供力度空前煤价上涨始于2021年一季度末，二季度国家有关部门开始关注煤炭供需及价格等问题，5月19日国务院常务会议也采取了一些措施，三季度为数不多的地方政府允许煤电交易电价在基准电价基础上上浮不超过10%。9月初网传11家燃煤发电企业联名上书北京市城市管理委员会，因煤电燃料成本与上网电价严重倒挂，请求重签电力直接交易2021年第三季度的年度长协合同，协商上浮交易电价，随后电荒通过媒体发酵，“煤超疯”导致电荒问题进入了公众视野。10月15日起实施的《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》，扩大煤电上网电价浮动范围，但是难以短期内疏导煤电价格矛盾解决煤炭和煤电短缺问题。为加快遏制“煤超疯”势头，国家发展改革委从煤炭供需、现货、期货、长协等方面全面依法干预，打出重磅“组合拳”，其中，10月底国家发展改革委十多天连发19文，11月3日晚国家发展改革委微信公号接连推送6篇文章。此外，国家税务总局、中国银保监会、国家矿山安全监察局、国家能源局以及国务院国资委等国家有关部门先后采取措施密集部署能源电力保供攻坚工作。中央能源企业纷纷公开表态或采取措施或召开会议部署能源电力保供工作。国务院国资委出台了今冬明春能源供应保障考核奖惩办法，把保供作为今年企业考核的主要指标，实行“一票否决”。保供取得阶段性成效1. 主要煤炭生产企业连续调低最高限价。10月21日，国家能源、中煤集团、晋能控股集团及伊泰集团四大煤炭集团对环渤海港口下水动力煤主要煤种平仓价作做出了最高限价承诺，有的公开承诺的年度自产煤长协价格大幅低于政府指导价格，但承诺的现货最高限价依然处于高位。11月初，全国10多家主要煤炭企业纷纷表态跟进内蒙企业，主动将主产地5500大卡动力煤坑口价格降至每吨1000元以下。11月8日中煤集团再次全面下调港口和坑口动力煤价格分别至1100元和900元以下。2. 煤炭产量和存煤屡创新高。11月以来，煤炭产量稳步增长，煤炭日均调度产量在1200万吨上下，个别天数屡创近年来新高；电厂存煤在1.2亿吨左右，20日达1.43亿吨，月底有望超过1.5亿吨，目前可用天数为23天，超过常年水平；21日北方主要港口存煤2500万吨（其中秦皇岛港口存煤554万吨）。3. 动力煤期现货价格大幅回落。郑商所动力煤期货主力合约连续多日下跌，11月15日收于809.6元/吨，较10月19日高点1982元下跌59%，24日收盘又反弹至921元/吨。11月22日北方港口5500大卡动力煤现货平仓价降至1000元/吨以下，降幅超过1000元/吨，晋陕蒙主产区煤矿坑口价降至900元/吨以下。现阶段动力煤期现价格仍然高位震荡，有望继续向合理区间回归，但保供稳价工作依然艰巨。4. 能源电力保供取得阶段性成效。11月16日，在今冬明春保暖保供工作电视电话会议上，国务院副总理韩正指出，“近期电力等能源保供工作取得了阶段性成效，煤炭产能得到释放、价格逐步回归理性，电力供应能力持续提升、供需形势逐步恢复常态”，并对今冬明春保暖保供工作作出进一步安排部署。他第三次公开强调，要“改革完善煤电价格市场化形成机制”。02深化对政策性电荒风险认识电荒暴露供需预警机制严重缺失1. 我国电荒已经成为政治和国际问题，应该引起高度重视。在2021年1月6日外交部例行记者会上，有记者称外界对中国主要城市实行的停电限电措施无法了解实情，将影响对中国的发展信心。外交部表示，中方有关部门已经加强了电力供需形势的监测、预警，总体的电力供应能力是有保障的。在2021年3月30日国务院新闻发布会上，有记者提问称中国对澳大利亚的煤炭有禁令，中国煤炭供应是否会出现不确定性。国家能源局表示，2021年看不出有明显的煤炭供应缺口，国家能源局有信心有能力在有关方面的配合下确保能源安全供应。但值得令人深思的是，随即不久2021年电荒发生、蔓延！2. 短期能源电力运行数据显示的强烈电荒信号，却没有及时形成正式预警和应急纠偏措施。剔除基数因素简单的不完全数据分析可以看出，2021年前三季度原煤生产增速与发电量增速差距显著，缺电风险在加大。根据国家统计局公布的信息，2021年1至9月份，生产原煤同比增长3.7%，两年平均增长1.8%；而发电同比增长10.7%，两年平均增长5.7%。2021年前三季度月度原煤生产增速与火电发电量增速关联性更大，简单分析进一步暴露了煤电短缺风险正在积聚。1至9月份，除1-2月份特例外，规模以上工业原煤产量增速月度走势，基本上处于负增长或微增长，而规模以上工业发电量火电增速月度走势却持续处在较高增速状态。即使在已经大面积发生电荒的9月份，这样的走势依然继续存在：原煤生产略有下降，同比下降0.9%，两年平均下降0.9%；火电同比增长5.7%，两年平均增长2.9%。在政府保供措施的干预下，10月份这种趋势发生了逆转，原煤生产增长4.0%、两年平均增长2.7%，而火电发电量增速5.2%、两年平均增长1.8%。3. 中长期电力运行数据显示，煤电供应短缺存在导致电荒风险。“十三五”时期，在电力需求较高增速的年度（2017和2018），煤电供应也会以较高速度增长，并且在增量发电量中占主体地位。这个特点是由我国以煤电为主体的电源结构、煤电特性和我国能源禀赋所决定的。如果在电力需求较高增速的条件下，由于清洁低碳能源保障供应能力不足，而又过度打压煤电或者不重视发挥煤电保供的作用，发生电荒是一个必然事件。同样是在2021年3月30日国新办发布会上，国家能源局提出了“十四五”时期可再生能源发展目标：到“十四五”末，预计可再生能源在全社会用电量增量中的比重将达到三分之二左右，可再生能源从原来能源电力消费的增量补充，变为能源电力消费增量的主体。如果2021年电荒发生在2025年，可再生能源发展目标极可能泡汤。此外，“十三五”时期建立的三年滚动煤电建设风险预警机制已经覆盖到2021年，却是单向防范化解煤电产能过剩风险，煤电短缺风险不在关注范围，更不涉及煤电产业链供应链保障能源电力安全风险。“十三五”时期建立的煤炭价格预警机制也没有继续执行。煤电电量和价格空间长期受到挤压1. 法律行政强约束下的电能量替代。2016年国家发展改革委《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》规定，通过落实优先发电制度，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量，为可再生能源替代煤电提供了法律依据。2018年国家发展改革委国家能源局《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》明确的“促进调峰调频等调节性电源稳定运行”处于优先发电的最后优先级，但并没有确立煤电煤炭保障能源电力安全的地位，煤电没有依法获得充足电量的途径。国家发展改革委国家能源局根据《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，印发的《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，确定了各省级行政区域2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022年预期目标，以确保实现2025年非化石能源占一次能源消费比重提高至20%左右的目标。2020年和2021年两次电荒，都有能源消费双控制度的“影子”。2021年国家发展改革委印发的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》的通知明确，国家继续降能耗强度降低作为国民经济和社会发展五年规划的约束性指标，合理设置能源消费总量指标，并向省级行政区域分解下达能耗双控五年目标。《通知》要求重点控制化石能源消费，建立双控预警机制，但保障能源电力安全的预警机制缺失。2. 政府主导下煤电电价空间持续被压缩。2018年8月16日国家发展改革委就供给侧结构性改革有关工作情况举行新闻发布会，把规范和降低电网环节收费以及大力推进电力市场化交易作为降低用能成本的两大举措。煤电是大力推进电力市场化改革的主要对象，是企业用能成本降低的主要承担着。电力市场化交易往往被地方政府作为支持地方经济发展的抓手。在政府主导下，一般工商业电价实现了三连降，其中2018年10%、2019年10%、2020年5%。由于煤电产业的弱势地位，2019年国家实行的大力度降低增值税税率政策，并没有给煤电产业带来优惠。新一轮电力体制改革是以煤电降电价释放改革红利开始。根据有关报道，2016年电力市场化交易（包括直接交易）电能量约占全社会用电量的19%，突破一万亿千瓦时，每度电平均降低电价约7.23分，为用户节约电费超过573亿元。2017年《关于有序放开发用电计划的通知》发布后，当年燃煤发电市场化交易规模达36%左右。2019年《全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》和《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》发布时，大约50%的燃煤发电上网电量已通过市场交易形成。根据国家发展改革委消息，2020年燃煤发电市场化电量已达到70%。3. 适应煤电产业新定位的电价机制还未形成。2019年版燃煤发电上网电价形成机制，在2021年还没有真正施行就被取代。其中，基准价上浮10%和下浮15%的机制，是对煤电企业风险不对称不公平并且限制煤电市场化的电价机制。2021年版的燃煤发电上网电价形成机制，把上下浮动范围对等扩大至20%，并把燃煤发电计划全部市场化，效果仍待观察。2019年和2021年两次燃煤发电上网电价机制改革文件和2019年现货市场建设试点文件，都提出了建立燃煤发电两部制电价制度的思路，但是这项制度迟迟没有正式出台全面实行。而在电网侧早就普遍推行了两部制电价制度，2021年坚持并优化了长期采用的抽水蓄能两部制电价政策。2019年电力现货市场建设试点并没有推动有利于煤电发展的市场机制。在“推动形成中长期交易价格与现货市场价格科学合理的互动机制”思路指导下，试点一度扰乱电力中长期市场。以至于，国家发展改革委提出2020年“努力实现电力中长期合同高比例签约”、2021年“充分发挥电力中长期合同的规避风险作用”等保障措施进行纠偏。同时，调峰市场和辅助服务市场建设，也没有起到促进煤电产业健康发展的作用。而诸如绿电市场交易、绿证交易、自愿减排市场交易（CCER）以及保量不保价市场交易等促进绿电发展的概念和制度创新却层出不穷。全国碳交易市场使煤电产业雪上加霜建立全国碳交易市场的主要目的是促进非化石能源对化石能源替代，通过碳交易增加化石能源成本，从而降低绿色溢价，提高绿色能源竞争能力。根据公开发布的通稿，建设全国碳市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放、推进绿色低碳发展的一项重大制度创新，也是推动实现碳达峰目标与碳中和愿景的重要政策工具。2021年7月16日启动全国以发电企业为主的碳交易市场。全国碳市场第一个履约周期为2021年，纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。首先，全国碳交易市场碳配额免费发放，应该考虑火电企业现状，并与年度各有关层级的电力供需平衡相衔接。可能产生的问题是，在电力供需形势预测过度乐观基础上，或者为了压缩火电企业碳排放量，从紧发放免费碳配额，就会增加电力企业运行成本，抑制火电企业产能。其次，全国碳交易市场应该与国家优先发电制度和可再生能源补贴制度有效衔接，两者在促进非化石能源对化石能源替代方面作用的方向一致。但可能产生的问题是，如果两者过度重叠，或者只立不破，火电产业就会受到双重夹击，生存发展空间更加受到挤压。全国碳市场交易额外推高了煤电运营成本，降低了煤电企业竞争能力，无论在实际或预期上，都一定程度抑制了煤电产业链供应链产能释放，成为加剧2021年电荒的一个因素。据有关能源研究机构测算，全国碳交易市场上线运行的初期，电力行业受影响最大，低效的火力发电企业盈利将下降2.8%，随着碳交易价格的不断提升，火电企业利润将进一步下降。煤电产业链供应链成为投融资的弃子2020年国家五部门《关于促进应对气候变化投融资的指导意见》，没有把煤炭等化石能源的清洁生产和高效利用等高碳排放项目作为减缓气候变化项目，只支持开展碳捕集、利用与封存试点示范项目。2020年国家三部门《绿色债券支持项目目录（2021年版）》在四级分类上不再将煤炭等化石能源清洁利用项目纳入绿色债券支持范围，主要考虑煤炭等化石能源在本质上仍属于高碳排放项目，国际主流绿色债券标准均未将其纳入支持范围。2021年生态环保部《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》，把煤电列入六个“两高”行业之首。这些规定目的在于试图切断资金对煤电煤炭项目的支持，持续推高煤电煤炭融资、运营和发展成本。导致“十二五”时期煤电严重产能过剩的主要原因在于政策缺乏约束，造成“十三五”时期煤电产业困境主要原因在于多重政策的长期抑制，对煤电产业链供应链长期产生收缩预期。煤电产业的周期性影响能源电力的周期性，同时也加剧了经济的周期性。“十三五”时期，煤电产业大面积巨额亏损状况持续得不到根本改善，与绿色电力盈利能力相比冰火两重天。对于一个企业来说，以不到20%的装机、不到10%的发电量的新能源，贡献70%以上的产业利润，应该引起对政策电荒风险反思。这种局面与保障电力安全关系密切相关。此外，解决煤电和电煤“顶牛”和“跷跷板”问题的机制始终没有建立起来。煤电产业财务风险持续积聚，成为企业破产处置、“处僵治困”和资产重组沉重的包袱，严重制约企业清洁低碳转型发展能力，严重影响煤电产业链供应链发展预期，严重削弱能源电力安全保障能力。03完善煤电产业政策保障安全降碳提高对完善煤电产业政策重要性的认识要把认识统一到“能源的饭碗必须端在自己手里”思想上来，深化对保障国家能源安全是底线重要性的认识，牢牢把握能源禀赋以煤为主的国情，充分认识当前及较长时期煤电供应与电力需求在较高增长阶段存在高粘性的特点，客观分析并完善当前的电力产业政策，采取切实措施“推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”，促进绿色低碳发展。改革完善纠偏煤电煤炭政策是国家当前的一项重要工作。11月24日中央全面深化改革委员会第二十二次会议强调，要改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传到机制，有效平衡电力供需；要加强电力规划、政策法规、科学监测等工作。10月9日国家能源委会会议要求，结合近期应对电力、煤炭供需矛盾的情况，深入测算论证，研究提出碳达峰分步骤的时间表、路线图，纠正“一刀切”限电限产或运动时“减碳”。11月17日国务院常务会议决定，在前期设立碳减排金融支持工具的基础上，设立支持包括煤电清洁高效利用和煤炭安全高效绿色智能开采在内的煤炭清洁高效利用再贷款并确定了综合性支持政策。11月23日，人民银行表示将推动碳减排支持工具和煤炭清洁高效利用专项再贷款有效落地。10月19日、11月2日和16日，国务院副总理韩正三次公开强调“改革完善煤电价格市场化形成机制”，国家发展改革委此前也印发了关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知。11月18日李克强再次公开强调，“支持煤电企业的各项政策要确保落实到位，保证电力稳定供应”。要强化政策顶层设计，改革完善纠偏电力特别是煤电产业政策，统筹经济和电力发展、减污降碳和能源安全、政府管理和市场手段之间的关系，站在电力产业链供应链的高度，提高政策的协同性、灵活性、前瞻性、公平性，不断提高电力发展预期和周期管理水平。完善煤电产业链供应链价格机制要对现行能源电力行业政策进行评估、完善和纠偏，完善能源电力政策体系，把能源安全是底线的要求嵌入政策体系，根据煤电定位改革煤电价格制度、完善电力调峰和辅助服务市场，建立中长期煤电价格联动市场和合同约束机制，完善体现煤电安全价值的政策体系，加快电力体制改革。从当前对煤电电量和价格政策和市场机制综合来看，长期以来存在煤电补贴非化石能源及居民（公益性事业用户）和农业用电问题，这种交叉补贴的不公平性没有受到足够重视。煤电对前者补贴体现在电能量损失及电能质量比价的电价损失两个方面，对后者补贴体现在电网输配电足额回收上。无论是政府干预还是市场手段，这两种补贴导致了与电网和非化石能源相比，煤电企业盈利能力和财务状况严重不对等，并长期导致了公众对煤电产业链供应链收缩预期。煤电价格机制要体现煤电安全价值。根据党中央国务院“推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”（“保供调峰”）对煤电定位的要求，煤电既需要有装机的充裕性，又需要能够提供调峰和辅助服务的灵活性，煤电产能利用率存在长期下降趋势。煤电在电力系统的这种定位，是发挥煤电安全价值的基础。我国以煤为主的能源资源禀赋、以煤电为主的电源结构现状以及煤电稳定性和灵活性特点，决定了煤电产业链供应链在我国绿色发展转型中具有兜底保供电和灵活性调节的安全价值。煤电产业安全价值主要体现在其备用价值、稳定价值、灵活价值、支撑价值等方面。两部制电价制度是符合体现煤电安全价值的有效形式，对特定的电力系统，既能够激励提供装机充裕性，又能够激励提供灵活性服务。煤电两部制电价制度应该根据新型电力系统的不同发展阶段中煤电产能利用率的情况，对电量电价和基本电价比例进行调整，激励煤电产业链供应链提高效率。政府如何对煤电安全价值定价，或者如何设计市场机制才能体现煤电的安全价值，是一个难题。但是，现在能够体现绿色价值的绿色电力定价方式，一个是长期以来的政府定价和补贴制度以及优先发电制度，另一个是绿证交易市场或正在试点的绿色电力交易市场正在落地。对于煤电产业，除两部制电价制度外，应该探索把同网同质同价落实到电力现货市场、辅助服务市场和中长期市场，在多层次电力市场中体现煤电安全价值。同步完善煤电和煤炭中长期市场，建立煤炭、煤电和用户风险共担的价格调整机制，充分发挥煤电煤炭中长期市场“压舱石”的作用。要按照2015年中央9号文件对电网的功能定位、2021年《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》对“推进电网体制改革”的要求以及10月9日国家能源委员会会议深化输配电等重点领域改革的要求，加快推进电网体制（特别是调度体制）和电力市场化改革。建立能源电力供需预警及应急体系当前一个紧迫的问题是认真总结吸取教训，建立电力供需预警机制和保供应急保障体系。国家应该建立各层级电力供需平衡预警和煤炭供需平衡预警体系，提高能源电力安全保障能力。预警体系应该结合国内外经济及能源供需形势，主要包括涵盖3至5年的中长期滚动预警以及3至12个月的短期滚动预警。电力供需预警纳入中长期能源电力规划、年度能源电力运行计划以及安全生产管理。能源电力供需平衡预警体系一方面突出做好绿色电力供需平衡，推动电力清洁化转型，另一方面要突出做好覆盖煤电产业链供应链的能源电力供需平衡，充分发挥煤电产业链供应链兜底保电力供应的作用。综合动力煤产能、价格、库存、贸易等因素，做好动力煤供需平衡预警。在建立完善能源电力供需预警机制过程中，应该注意把握落实责任部门，研究预警方法，贯通供应需求，兼顾短期长期，区分不同等级，统筹国家区域，定期发布信息，引导社会投资，关注公众舆论等基本原则。同时，在建立完善能源电力保供应急保障机制过程中，应该注意把握完善法规体系，压实主体责任，组织迅速有力，强化部门协同，有效配置资源，依法干预打击，防范产能过剩，认真复盘整改，注意舆论引导等基本原则。投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）订阅北极星周刊，精彩内容不再错过！特别声明：北极星转载其他网站内容，出于传递更多信息而非盈利之目的，同时并不代表赞成其观点或证实其描述，内容仅供参考。版权归原作者所有，若有侵权，请联系我们删除。凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创，转载需获授权。阅读下一篇韩放：加强省间现货市场建设促进资源优化配置有序用电查看更多>电力供应查看更多>煤电查看更多>国家发改委：在编制有序用电方案时要重点保障化肥生产用电北极星售电网获悉，国家发改委发布关于做好2024年春耕及全年化肥保供稳价工作的通知，在编制有序用电方案时，重点保障化肥生产用电；鼓励煤炭供应企业参照电煤交易方式，向以煤为生产原料的化肥生产企业供应生产用煤；全国煤炭交易中心要支持化肥用煤中长期合同登记，并纳入国家诚信履约保障平台进行监有序用电电力供应电力市场2024-02-082023年上海市迎峰度冬有序用电方案发布北极星售电网获悉，上海市经济信息化委发布关于印发《2023年上海市迎峰度冬有序用电方案》的通知。2023年电力迎峰度冬工作要继续以保障经济稳中求进为核心，以保增长、保民生、保稳定为重点，将有序用电与产业结构调整、节能减排等政策相结合，统筹兼顾、有保有限，积极化解供用电矛盾，保障产业经济运迎峰度冬有序用电上海售电市场2024-01-16宁夏：已经准备6级占用电负荷30%的有序用电资源并授权电力公司可启动5%资源北极星输配电网获悉，12月25日，宁夏回族自治区工业和信息化厅发布关于报送应对寒潮天气有关情况的函。文件明确煤电油气运方面，积极协调我区发展和改革委煤电油气运保供专班，畅通调度机制，启动寒潮灾害应急预案，提前研判，重点攻关，确保煤电油气运充足稳定供应。一是提前部署煤电机组顶峰。通过开用电负荷电力供应宁夏2023-12-26浙江诸暨市2023年迎峰度冬有序用电方案：共安排57.72万千瓦负荷分六级执行北极星输配电网获悉，12月18日，诸暨市人民政府发布关于印发《2023年诸暨市迎峰度冬有序用电方案》（以下简称《方案》）的通知。《方案》指出，为确保电网安全稳定运行，保障城乡居民生活和重要部门单位用电，避免发生大面积停电事故，根据绍兴市发改委统一部署，并结合我市实际情况，2023年迎峰度冬有有序用电电网安全电力供应2023-12-19浙能煤炭：协同高效护航迎峰度冬浙能煤炭：协同高效护航迎峰度冬为加强迎峰度冬能源安全保障，浙能煤炭板块启动专班运作，发挥供应链协同优势，盯兑现、抓调度、提库存，通过“一厂一策一监控”，全力保障电厂燃煤稳定供应。截至12月5日，集团省内电厂可用库存充足，家有余粮底气更足！未雨绸缪时刻绷紧“安全弦”在冬日的六横卸船码迎峰度冬有序用电用户侧储能2023-12-07三峡集团江苏分公司迎峰度冬，一月破5.5亿千瓦时！北极星储能网获悉，正值迎峰度冬关键时期，三峡集团江苏分公司11月发电量首次超过5.5亿千瓦时，创单月发电量历史新高。与此同时，江苏大丰毛竹沙海上风电场11月发电量达9884万千瓦时，创并网后历史新高。进入四季度，三峡集团江苏分公司超前谋划、上下联动、多方调度，全力完成迎峰度冬保发保供任务，迎峰度冬有序用电三峡集团2023-12-07浙江省余姚市发布2023年迎峰度冬电力保供方案北极星储能网获悉，12月4日，为全面保障今冬明春能源电力安全供应，2023年浙江省余姚市发布迎峰度冬电力保供方案。详情如下：2023年余姚市迎峰度冬电力保供方案为全面保障今冬明春能源电力安全供应，推动电力保供稳价工作落细落实，切实保障民生、重要用户、重点企业生活生产用电，根据宁波市能源局《迎峰度冬有序用电用户侧储能2023-12-06浙江兰溪市2023年迎峰度冬有序用电方案：最大错避峰负荷32.01万千瓦北极星输配电网获悉，11月29日，兰溪市发展和改革局关于2023年兰溪市迎峰度冬有序用电方案的公示，公示期自2023年11月30日至2023年12月8日。文件提出，根据省电力公司信息，2023年全省电力供需形势紧张期间，电力生产运行存在一定安全风险，统筹考虑各种因素，2023年金华电网最大错避峰负荷为320万千瓦需求侧管理有序用电电力供应2023-11-30浙江宁波鄞州2023年迎峰度冬有序用电方案征求意见11月22日，浙江宁波市鄞州区2023年迎峰度冬有序用电方案公开征求意见。2023年全区有序用电方案共安排负荷52.89万千瓦，分六级执行。A级方案（Ⅰ级）:8.50万千瓦（缺口8.50万千瓦以下）B级方案（Ⅱ级）:16.99万千瓦（缺口8.50至16.99万千瓦）C级方案（Ⅲ级）:26.44万千瓦（缺口16.99至26.44万千瓦）D级有序用电迎峰度冬电力供需2023-11-23浙江瑞安市2023年迎峰度冬负荷管理工作方案公示北极星输配电网获悉，11月16日，瑞安市发展和改革局发布关于2023年瑞安市迎峰度冬负荷管理工作方案的公示。文件明确，采用A-F级错避峰方案。2023年全市迎峰度冬有序用电方案共安排负荷66.33万千瓦，分6级执行。原文如下：关于2023年瑞安市迎峰度冬负荷管理工作方案的公示为维护正常稳定的供用电秩序，用电负荷有序用电电网安全2023-11-17内蒙古：2023年锡林郭勒地区电网负荷管理实施方案根据《内蒙古自治区能源局关于转发关于切实做好“两高”项目有序用电管理的通知》（内能电力字〔2021〕777号）的要求，为确保盟内电网安全稳定运行，结合2022年全盟电力客户用电负荷情况及当前电力供需形势，特重新制定2023年锡林郭勒地区电网负荷管理实施方案，具体内容如下：一、工作原则(一)服务大有序用电电网安全需求侧响应2023-11-08横琴粤澳深度合作区年均停电时间不到一秒横琴粤澳深度合作区(简称合作区)正式封关运行。记者3日从南方电网广东电网公司获悉，2023年，合作区低压客户平均停电时间0.98秒/户，达到全球顶尖水平。封关运行是推动琴澳一体化发展的重要一步。南方电网公司高标准、高质量推进合作区建设，着力打造基于世界顶尖物理电网的数字电网平台，以及接轨国际南方电网数字电网电力供应2024-03-04新型负荷管理正在成为机遇也将面临挑战当前，电力供需形势正在发生深刻变化，安全结构性风险不断增大，而社会各方对电力安全稳定供应的要求不断提高。新型负荷管理通过对负荷侧资源开展精细化、常态化、规范化的监测调控以及市场化互动服务，将有效推动源网荷储协同互动，助力新型电力系统构建、电力安全保供和服务用户多元需求。一、新型负电力负荷新型电力系统电力供应2024-03-04国网华中分部：做好电力供应保障强化电网运行管控2月19日以来，华中电网遭遇新一轮强寒潮天气。与今冬以来的前3轮寒潮相比，本轮寒潮期间华中电网覆冰范围更广、线路舞动更多、负荷增长更快。国家电网有限公司华中分部积极安排线路融冰、除冰作业，全力保障华中电网安全运行。国网华中分部分别向国家能源局华中监管局、华中区域内4家省级电力公司发布覆冰融冰电网安全2024-02-28春节期间西北电网电力供需形势总体平稳清洁能源消纳有序西北能源监管局认真贯彻落实党中央、国务院和国家能源局关于能源保供工作部署，扛牢压实电力保供监管首要职责，精准施策、多措并举，全力做好春节期间电力保供各项工作。一是加强电力供需监测预警。严格执行能源保供“日排查、周报告、月总结”监测机制，督促辖区电网企业科学做好负荷预测和供需形势分电力供需电力供应电网企业2024-02-23上海电力供应环境可持续性关键绩效指标体系建立北极星储能网获悉，2月19日，上海市经济信息化委发布关于建立上海电力供应环境可持续性关键绩效指标体系的通知。原文如下：上海市经济信息化委关于建立上海电力供应环境可持续性关键绩效指标体系的通知有关单位:为深入推进我市电力供应绿色低碳高质量发展，我委会同国网上海市电力公司组织相关专家研究储能调峰虚拟电厂电网侧储能2024-02-20刷新供电量纪录！48天破百亿千瓦时2月17日，正月初八，内蒙古电力集团包头供电公司日供电量达到2.149亿千瓦时，最大网供负荷927万千瓦，光伏产业链供电量超1亿千瓦时。截至当日，开年仅48天，该公司当年累计完成供电量达100.31亿千瓦时,刷新该公司供电量最快速度突破百亿千瓦时新纪录。电力数据是反映经济运行的“晴雨表”和“风向标”供电量源网荷储电力供应2024-02-20国家加强电能质量管理国家发展改革委近日发布消息，为加强电能质量管理，保障电力系统电能质量水平，优化电力营商环境，更好满足电力用户电能质量需求，支撑电力系统安全、稳定、优质、经济运行，印发《电能质量管理办法（暂行）》。办法共八章、三十三条，提出了电能质量管理的内涵：电能质量管理指综合采用技术、经济、行电能质量电力供应电网调度2024-02-18国家发改委：在编制有序用电方案时要重点保障化肥生产用电北极星售电网获悉，国家发改委发布关于做好2024年春耕及全年化肥保供稳价工作的通知，在编制有序用电方案时，重点保障化肥生产用电；鼓励煤炭供应企业参照电煤交易方式，向以煤为生产原料的化肥生产企业供应生产用煤；全国煤炭交易中心要支持化肥用煤中长期合同登记，并纳入国家诚信履约保障平台进行监有序用电电力供应电力市场2024-02-08中老合作提升老挝电力发展水平老挝国家输电网公司正式运营启动仪式日前在老挝首都万象举行。作为老挝国家主干电网运营商，老挝国家输电网公司负责投资、建设、运营该国230千伏及以上电网和与周边国家跨境联网项目，旨在为老挝提供安全、稳定和可持续的输电服务。该公司由中国南方电网公司与老挝国家电力公司共同出资组建。老挝蕴藏电力供应电网安全南方电网2024-02-072023年中国电力版图最新数据显示，2023年我国电力供应安全稳定，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%；人均发电装机容量自2014年底历史性突破1千瓦/人后，在2023年首次历史性突破2千瓦/人，达到2.1千瓦/人。非化石能源发电装电力供应电力供需电力市场2024-02-07华润电力安徽公司：第三党支部开展“保障电力供应携手共度新春”春节慰问活动新春佳节来临之际，2月2日-5日，华润新能源投资有限公司安徽分公司第三党支部到皖北检修基地各场站所属的乡镇政府、公安派出所、养老服务中心等地开展“保障电力供应，携手共度新春”慰问活动，为属地政府部门、派出所和孤寡老人送上慰问品和美好祝福。活动中，第三党支部书记、发电部部长兼皖北检修基华润电力安徽公司供电保障电力检修2024-02-07全国政协委员温枢刚：夯实煤电未来发展定位挖掘煤电减污降碳潜力截至2023年底，我国煤电装机11.6亿千瓦，占总装机容量的比重快速降至四成。煤电在当前及今后一定时期内仍发挥着能源与电力兜底保障作用，煤电减污降碳直接影响着“双碳”目标实现及能源转型成本。在全国政协委员，中国华能集团有限公司党组书记、董事长温枢刚看来，当前，仍存在以下突出问题制约煤电进煤电温枢刚两会声音2024-03-07江苏能源监管办强化容量电价执行监管加强节能减排督查为深入贯彻习近平生态文明思想，积极稳妥推进碳达峰碳中和，按照《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》对煤电机组能耗、环保和灵活调节能力等方面要求，江苏能源监管办根据在线监控情况，近期赴淮安、苏州对排放超标煤电企业开展节能减排现场检查，同时进行煤电容量电价政策宣贯容量电价煤电容量电价煤电企业2024-03-07国家能源集团∶加快推动在苏企业发展新质生产力3月5日，中共中央总书记、国家主席、中央军委主席习近平参加他所在的十四届全国人大二次会议江苏代表团审议时强调，江苏发展新质生产力具备良好的条件和能力。要突出构建以先进制造业为骨干的现代化产业体系这个重点，以科技创新为引领，统筹推进传统产业升级、新兴产业壮大、未来产业培育，加强科技创国家能源集团新质生产力煤电2024-03-07内蒙古能源集团：“满格”发力顶格保供为全国两会作贡献当前已进入全国两会时间，集团公司站位“国之大者”，充分发挥区直企业能源保供“先锋队”和“主力军”作用，以高度的政治责任感和使命感，“满格”发力、顶格保供，全力以赴确保全国两会期间电力热力安全稳定供应。集团公司煤电板块超前部署、提前备战。组织召开专题会议，制定专项保供方案，细化涵盖内蒙古能源集团煤电能源保供2024-03-06山西：持续推动煤电灵活性改造充分释放系统调节能力2月27日，山西能源监管办参加了山西省能源局组织召开的煤电和新能源一体化评审会议，会议对各申报企业2023年底前完成现役煤电机组灵活性改造的验收情况进行了汇总，并对申报的新能源项目开展评审工作。此次评审评选出支持煤电灵活性改造保障性并网风电、光伏项目19个、总容量210.25万千瓦。山西省以煤煤电火电灵活性改造煤新联营2024-03-06全国人大代表马晓燕：做强做优现代能源产业集群就在今年全国两会召开前夕，2月29日，榆林能源革命创新示范区创建部署会召开。全国人大代表、陕煤集团神南产业发展有限公司副总经理马晓燕表示，榆林市域资源禀赋独特，具有人才集聚、技术集聚、结构优化、综合利用四个方面的比较优势，突出体现在高水平建设区域科创中心，加快新煤矿、新油气、新能源能源产业煤电两会声音2024-03-062023年我国能源电力发展综述时光壮阔落笔，岁月浩荡成歌。2023年作为全面贯彻党的二十大精神的开局之年，又是我国能源电力发展历史上又一个大发展、大跨越的极不平凡一年。在“双碳”目标的战略引领下，我国能源电力系统的清洁转型之路加速迈进，交上了一份亮点纷呈的“成绩单”，接连迈上“三大”新台阶：2023年我国新增电力装机能源行业可再生能源煤电2024-03-05210.25万千瓦！山西省2024年煤电和新能源一体化项目清单公布3月1日，山西省能源局发布《关于山西省2024年煤电和新能源一体化项目评审结果的公示》。根据公示，省能源局已组织完成2024年煤电和新能源一体化项目评审工作，评选出支持煤电灵活性改造保障性并网风电、光伏项目19个、总容量210.25万千瓦。一体化项目风电项目新能源项目2024-03-05山西省公示19个煤电和新能源一体化项目！3月1日，山西省能源局发布关于山西省2024年煤电和新能源一体化项目评审结果的公示。评选出支持煤电灵活性改造保障性并网风电、光伏项目19个、总容量210.25万千瓦，详情如下：关于山西省2024年煤电和新能源一体化项目评审结果的公示根据《关于进一步加快推进煤电与新能源一体化发展工作的通知》（晋能源煤电新能源煤新联营2024-03-05【重磅】李强：加快建设新型能源体系；发挥煤炭、煤电兜底作用3月5日上午9时，十四届全国人大二次会议在人民大会堂举行开幕会。国务院总理李强代表国务院，向十四届全国人大二次会议作政府工作报告。李强在政府工作报告中提出，加强生态文明建设，推进绿色低碳发展。国务院总理李强5日在政府工作报告中介绍今年政府工作任务时提出，加强生态文明建设，推进绿色低碳新型能源体系政府工作报告两会聚焦2024-03-05超2.1GW！山西公示2024年煤电和新能源一体化项目评审结果3月1日，山西省能源局下发《关于2024年煤电和新能源一体化项目评审结果的公示》，本次评选出支持煤电灵活性改造保障性并网风电、光伏项目19个、总容量210.25万千瓦。其中，晋能入围规模超过1GW。原文如下：关于山西省2024年煤电和新能源一体化项目评审结果的公示根据《关于进一步加快推进煤电与新能源光伏项目新能源一体化项目山西光伏市场2024-03-05

深度分析：电荒为什么重现？--中国水力发电工程学会

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深度分析：电荒为什么重现？

2021/8/10 7:33:47 新闻来源：能源杂志

在新型电力系统的构建中，电力供需结构发生重大变化，电力系统的平衡压力加大。当前，局部供需失衡引发的“缺电”现象高发，正是谨防系统性风险的紧急预警。

文 | 武魏楠

入夏之后，全国多个地区出现缺电状况。

7月14日，西安多个地区持续性停电，#西安停电#话题冲上了微博热搜。就在同一天，全国日用电量刷新了历史纪录，达到271.87亿千瓦时，与去年夏季最高值相比增长超过10%。截止14日当天，全国已经有11个省级电网负荷创历史新高。

面对用电负荷的不断增长，各地区陆续出台有序用电、错峰用电、季节性尖峰电价等政策，部分地区还采取高耗能企业限电停产的政策。“拉闸限电”再度回到全社会的视野之中。

17年前，中国经历了一场贯穿全年、蔓延全国的电荒。在这场严重的电力危机刺激下，中国电源投资建设进入了一段高速发展时期。

为什么近20年后，大面积电力供应紧张再度出现？

事实上，在过去十几年里，电网每到夏季都要经受“迎峰度夏”挑战。中国的地理环境特性也决定了每年都会受天气影响，出现降温负荷暴涨下的用电负荷尖峰时段。

“但今年夏季电力供应紧张的情况与往年有所不同。”电力从业者陈愚告诉《能源》杂志记者，“除了季节性因素和异常高温天气影响外，今年全国较大范围的电力供应紧张主要是电力供应不足造成的。”

面对过去十几年发电装机容量增长数倍的事实，我们很难想象仍然是电力供给不足引发大范围的缺电。深入分析就不难发现，“十三五”期间开始，我国的发电与用电特性都在悄然发生变化。这些变化一边直接影响了电力供给结构；一边对政府管理部门和企业产生一定程度的误导，影响了电源建设和规划，加剧了电力供给短缺问题。

为何高速增长的发电装机依然无法让我们规避电力短缺的风险？在2021年1月初和夏季接连出现大面积电力短缺之后，“十四五”缺电会反复出现吗？

狂飙的用电负荷

7月9日至16日，中央气象台连续发布8天高温预警，高温主要影响区域集中在江南、华南以及西北地区东部、华北西部和黄淮西部等。不仅在南方和西北地区，东北地区的黑龙江、吉林、辽宁等地同样遭遇了高温闷热天气。

根据国家气候中心预测，盛夏全国大部分地区气温接近常年同期到偏高，新疆大部、黄淮、江淮、江汉、江南等地高温（日最高气温≥35℃）日数较常年同期偏多，将出现阶段性高温天气。

高温天气直接拉高了用电负荷。以西安为例，6月28日至7月14日西安电网因为持续高温天气导致负荷急剧攀升，期间连续6次超过历史最大负荷。7月14日西安电网用电负荷再度创新高，达到峰值943万千瓦，大规模停电紧随其来。

《能源》杂志记者发现，近年来全国各地最大用电负荷均快速攀升。2020年8月国家电网用电负荷创历史新高，达8.75亿千瓦；1个区域电网（华东电网）和11个省级电网（天津、冀北、山东、江苏、浙江、安徽、福建、湖南、江西、四川、蒙东电网）负荷创新高。

2021年1月7日，国家电网经营区最高负荷再创新高，达到9.60亿千瓦，日发受电量达到201.91亿千瓦时。其中，华北、华中、东北、西北等4个区域电网，北京、天津、上海、江苏、安徽、江西、辽宁、吉林、黑龙江、陕西、宁夏等11个省级电网负荷创历史新高。

2021年7月14日，全国日用电量刷新了历史纪录，达到271.87亿千瓦时，比去年夏季的最高值增长超过了10%。

除了用电负荷最高值破纪录的时间间隔越来越短，负荷尖峰值的增速也是一骑绝尘。

2018年1月，湖南省最大用电负荷只有2710.6万千瓦。到了2020年8月，这一数字已经是3332万千瓦，不到三年时间增长了23%。

更大规模的增长案例在浙江省。2018年7月，浙江省两次突破历史最高用电负荷，其中第一次突破历史最高用电负荷是7640万千瓦；2021年7月最高用电负荷突破1亿千瓦，增幅超过30%。

用电负荷在短期内快速增长与近年来大规模的“再电气化”息息相关。2019年，国家电网公司提出了到2050年实现“两个50%”，即2050年我国能源清洁化率（非化石能源占一次能源的比重）达到50%和终端电气化率（电能占终端能源消费的比重）达到50%。

“考虑到中国的资源禀赋，如果要实现更清洁、低碳的能源结构，再电气化是一个必然趋势。”国网能源研究院经济与能源供需研究所宏观研究室主任吴姗姗对《能源》杂志记者说。这一观点也得到了包括电网企业和发电企业在内的许多电力行业人士的支持。

但也有业内人士对大范围、快速的再电气化提出了担忧。“单一能源在终端占比过高，稳定供给是关键问题。而且目前中国的电源建设还难以支撑如此快速的再电气化过程。

可用电力装机缺位

“除了负荷快速增长，电煤供应偏紧是2021年夏季电力供需紧张的另一个重要原因。”吴姗姗说。

7月中旬，河南省发改委下发文件，要求省内所有煤矿生产电煤一律不得售往省外;省内所有煤矿生产煤炭可以转做电煤使用的一律不得入选。此举将夏季电煤短缺的问题暴露无遗。

尽管国家发改委今年连续释放煤炭储备，但依然没有能够遏制煤价上涨的势头。国家统计局7月26日公布的数据显示，7月中旬全国煤炭价格继续上涨。

这样看起来，今年夏季电力供给短缺确实存在着很多特定的因素，像是一次季节性的短缺。但实际上，从今年1月的寒潮到7月高温天气，我国电力供给在极端天气面前越来越脆弱，反映出了我国电力供给出现了结构性的问题。为了解释电力供给的结构性问题，我们需要用更加直观的数字来说明。

根据《2020中国电力供需分析报告》，“十三五”前四年我国调度最大用电负荷快速提升，从2015年的8亿千瓦增至2019年的10.5亿千瓦，年均增长7.2%，高于同期全社会用电量年均增速1.1个百分点。

那么相对于需求端，电力供给端的情况怎么样呢？国内发电总装机增速在2015至2019年呈现出不断下滑趋势，只有2020年有较快增长。根据《能源》杂志测算，2015年至2020年发电总装机容量的年均增长率为7.61%。

虽然看起来发电总装机容量的年均增长率与调度最大负荷增长率基本一致，甚至略高于负荷增长。但不能以此判定电力供给是充足的。“虽然发电装机不断增长，但最大问题是可用发电装机容量的不足。”陈愚对《能源》杂志记者说。

所谓可用发电装机容量，指的是发电机组在实际运行中所能提供的可靠发电出力。例如在2021年1月7日的寒潮用电负荷高峰中，全国用电负荷高峰为11.89亿千瓦，但我国22亿千瓦的总装机依然无法满足电力需求。这就是可用发电装机容量不足导致的。

1月7日用电负荷高峰出现在晚上，2.5亿千瓦的光伏装机出力为0；加上全国范围的小风天气，风电出力也只有装机容量的10%。这直接导致全国累计5.3亿千瓦的风电、光伏出力只有不到3000万千瓦。当日支撑用电负荷尖峰的主力是出力超过90%的火电和100%出力的核电。

“在不限电的情况下，煤电可用容量可以达到铭牌标记装机容量的80%以上。”一位发电企业内部人士对《能源》杂志记者说，“从全年发电情况看，风电、光伏的出力大约只有铭牌容量的五分之一，甚至六分之一。”

“十三五”期间，我国的风电、光伏装机容量进入飞速发展时期。与此同时，2015年之后的火电建设速度大大放缓。此消彼长之下，整个“十三五”期间每年的新增风光装机都大于火电装机，而且火电在新增装机中的比例也从2015年的50.65%下降至2020年的29.18%。

但这些都只是铭牌数据，并非实际的可用装机容量。如果按照火电的可用容量为铭牌容量的80%、风光可用容量为铭牌容量的20%这一标准来计算，火电与风光的可用新增装机容量立刻就有了颠覆性的变化。

“风电与光伏挤占了火电在新增装机容量里的比例，但却没有提供相应足够多的可用装机容量。这直接导致了我国电力供给能力的增加跟不上用电负荷的增长。”上述发电专家说。

如果以火电、风光的可用装机容量来计算，“十三五”期间我国年均发电装机容量的增长率只有4.87%。这就远低于同期的全社会用电量增速（6.1%）和最大用电负荷增速（7.2%）。

正是由于可用发电装机容量增速低于负荷增长，冲击电力供需平衡。

火电利用小时数“风向标”失灵

发电供给能力不足的问题在“十三五”期间逐渐累积。

《电力发展“十三五”规划》（以下简称《规划》）预期2020年全社会用电量6.8-7.2万亿千瓦时，年均增长3.6-4.8%，全国发电装机容量20亿千瓦，年均增长5.5%。

电源结构方面，《规划》预计煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，占比降至约55%。全国风电装机达到2.1亿千瓦以上，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上。

从行业发展的额实际看，无论是发电装机总量，还是煤电、风电、光伏装机容量，都超过了《规划》设定的目标。2020年全社会用电量7.5万亿千瓦时，略超过预期值；煤电累计装机超过12亿千瓦。

“核心问题在于对于电力供给宽松或者紧张的判断还停留在传统的火电利用小时数高低上。”陈愚说，“不断下降的火电利用小时数给大家造成了一个错觉，那就是电力供需是持续宽松的。”

2016年11月，国家能源局电力司司长黄学农在解答有关《规划》的问题时称：“大家都很清楚，电力需求增速放缓。火电利用小时从2013年的5021小时到2015年降到4329小时，降低幅度很大，今年预期在4000小时左右，“十三五”后面几年我们预期这个小时数会进一步降低。目前各个地方规划建设的煤电项目仍然较多，煤电的潜在风险很突出。”

为什么以火电利用小时数来判断电力供需状况不再准确了呢？

“现在发电端和用电端的不稳定性都在增强。”上述发电企业人士说，“以前发电端80%是火电，发电能力稳定。用电端绝大部分是工业用电，也十分稳定。因此火电利用小时数可以用来判断电力供需。但是新能源渗透率不断提高增加了发电端的不稳定，居民用电和第三产业用电比例的提高增加了用电端的不稳定。”

2020年我国第二产业用电51215亿千瓦时，占全社会用电量的68%。居民用电和第三产业用电总和为23036亿千瓦时，占全社会用电量的30%。“以发达国家的经验来看，第三产业用电和居民用电分别占到总用电量的30%左右。我们正在朝这个方向发展，这意味着用电端的不稳定性会继续增强。”

发用两端的剧烈波动意味着电网需要更多的可调节电源，在中国就意味着火电要更多地参与平抑电网波动。但在我国电力体制改革停滞不前的情况下，火电除了电能量价格几乎没有其他的辅助服务收益。压低发电小时数参与调峰，就意味着收入的减少。

2015年之后，由于火电利用小时数不断下降，再加上煤炭去产能政策缩减了煤炭供给，导致煤价进入上涨周期，火电企业在“十三五”期间始终面临着较大的经营压力。中电联2017、2018年发布的全国电力供需形势分析预测报告中，明确提出火电企业面临大规模亏损风险。

基于火电经济效益下滑，发电企业降低投资火电意愿。“2030年碳达峰、2060年碳中和”战略的实施，让发电企业进一步降低了投资火电的动力。为实现“双碳”目标，发电集团均提高可再生能源投资规划。

“碳中和”大潮下，风电、光伏的投资建设步伐无疑会大大加快。但如果电力系统灵活调节资源不能快速增长，电力系统局部供需紧张的状况仍然难解。

缺电形态多样化

各地电力短缺的表现形式不尽相同。

“电力短缺在不同地区有不同类别。有些地区发电装机容量、电力输送通道能力小于最大负荷，属于硬缺口。”吴姗姗告诉《能源》杂志记者，“有些地区缺电是电源结构问题，在短时间内会出现区域性的电力短缺。不同的缺电类型需要不同的解决方案。”

湖南省就是电力硬缺口的代表。前文中我们已经回顾了湖南省过去两年负荷增长23%。但是在发电侧，湖南省从2018年至2020年仅增长了6%。

剔除风电、光伏、抽蓄和水电的不可用容量后，湖南省内的可用发电装机容量甚至不到3000万千瓦，算上400万千瓦的外送电通道的能力，也难以支撑尖峰负荷。

以浙江为代表的东部地区则有其他特征。在省内装机容量不足以支撑用电负荷尖峰的情况下，浙江省通过外送电实现电力供需的紧平衡。由于浙江所处的华东电网架构坚强，外送通道更多，浙江不属于电力硬缺口。

如前文所述，过去3年浙江最大用电负荷增长超过30%。但同期浙江发电装机容量增速只有6%。如果剔除风电、光伏装机带来的“虚高”，浙江可用发电装机容量增长远远跟不上用电负荷的增长。

与湖南不同的是，浙江省不断增加的外送电保障了电力供应。浙江省外输入电量在过去五年几乎翻了一番，占全社会用电量的比重在过去十年间从9%上升到25%，已经成为坚强的第二大电源。

浙江省发改委相关工作人员告诉《能源》杂志记者，“随着煤炭消费总量约束趋紧、水电资源开发殆尽，煤电和水电今后将仅能维持现有供应量，其地位将进一步下降。省外来电不可避免地将成为第一主力电源。风光电将继续保持快速增长，地位进一步提升。”

此外，“白鹤滩至浙江的特高压直流建设很可能到2024年才能投产。而且除了白鹤滩，浙江省目前还没有其他可供利用的西部电源基地。”更糟糕的是，浙江外来电送端也已经暴露出电力供给偏紧的问题。四川省在2020年夏季、2021年初都实行了错峰用电；宁夏在今年夏季以及之后都存在缺煤的问题；安徽在2021年初也实行了错峰用电。

可供浙江选择的能源供给方案有限，气电似乎是当地政府心仪的新方向。在浙江省发改委发布的《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》中，就明确提出了要“大幅增加气电发电利用小时数。完善气电协调运行机制，研究探索气电运营新模式”。

相比于电力输入省份，电力输出省份的缺电问题则呈现出另一番面貌。

截止2020年12月，甘肃省新能源装机2369万千瓦，占该省总装机的42%。总装机容量5600多万千瓦的甘肃，最高用电负荷只有1700多万千瓦，甘肃是名副其实的电力输出省份。

今年夏季，甘肃也遭遇了电力供应紧张的问题。“甘肃今夏电力紧张主要是因为黄河来水偏少导致水电调节能力不足。再加上煤价大涨，火电的发电意愿不强。”甘肃省内发电企业人士对《能源》杂志记者说，“标煤价格600多元/吨，已经达到了历史最高值。”

与多数省份用电负荷最尖峰时段出现在下午气温最高时间不同，甘肃电力紧张往往出现在晚高峰时间段，即下午6点至9点左右。这一时段里光伏发电出力降至0，风力发电较少，电力供给不足的情况随之出现。

“甘肃省短时间电力短缺问题，基本要靠西北电网的省间互济来解决”，国网甘肃电力公司相关人士告诉《能源》杂志记者，“如果未来西北各省的新能源渗透率都达到很高的水平，很可能出现大家同时缺电，无法省间互济。如果要避免这种情况，势必要加强省内或者区域内的火电建设。”

但是目前的省间互济没有市场机制的支撑，无法计算成本与利益。“省间互济是一种应急出力方式。实际上是让电力平衡的地区承担了电力不平衡地区的责任。”上述电力专家说，“如果长期缺乏合理的经济补偿机制，未来大家都不愿意承担互济的责任，导致反复缺电。”

相关电力市场化改革正在做着尝试。从5月份开始，甘肃一直在不间断进行电力现货试运行。“6月的试运行结果是火电结算电价仅比中长期高了1.1分，风电价格反而低了3.9分。供需紧张、煤价奇高的情况下，火电、风电都对价格不满意。”上述甘肃发电人士说，“究其原因就是甘肃的现货市场实行发电侧单边竞价模式，没有把价格向用户进行传导。”

从实际出清结果来看，甘肃6月的电力市场价格明显上涨。其中，日前市场平均出清价格319元/MWh，实时市场平均出清价格348元/MWh，不仅相较5月有了明显升高（300、274元/MWh），而且也高于甘肃省燃煤发电基准上网电价0.3078元/千瓦时。

在用电持续增长、电力供需形势紧张、煤价上涨的背景下，按照市场定价的原则，电价上涨的预期在不断增强。

电力系统“不可能三角”

能源“不可能三角”是电力系统稳定运行的结果。

能源“不可能三角”指的是无法找到一个能源系统同时满足“能源的环境友好（即清洁能源）”、“能源供给稳定安全”、“能源价格低廉”三个条件。

在“双碳”目标下，彻底告别电力结构性的短缺，我们就必须同时满足“能源的环境友好（即清洁能源）”、“能源供给稳定安全”这两个条件。这也意味着我们放弃“能源价格低廉”这一限定条件，也就是更充分的电力市场化。

可以预见，在合理的价格机制下，一方面可以鼓励火电（包括煤电和气电）的投资建设，另一方面有利于进一步完善和扩大需求侧响应等灵活性调节资源的响应能力。

行业内人士介绍，现有的需求侧响应更像是一种尽义务、甚至是被动的响应，接近于拉闸限电。电力价格的充分市场化或许会推高终端用户的用电成本，但也可以通过积极的价格引导，让用户根据自身情况调整在尖峰时段的用电行为。

吴姗姗介绍，“在东部地区未来的用电结构中，第三产业和居民用电的比例将更高，需求侧响应的潜力更大。如果可以通过市场化的价格引导需求侧进行调节，可以有效地缓解电力供应紧张。”

以浙江为例，按照浙江省的最新规划，到2025年底将建成智能公用充电桩5万根左右，自用充电桩25万根以上。以公用充电桩为250KW的快充桩、自用充电桩为20KW的慢充测算，充电桩的最大用电负荷可达1750万千瓦。这既对电网的供给能力提出了巨大的挑战，同时作为灵活调节的负荷可以参与电力系统调节。

在储能技术有颠覆性进展之前，充足的可用装机容量、灵活的电力系统调节资源、完善的电力市场、合理的价格体系是电力系统稳定运行的标准配置。由于电力系统配套成本上升，或许会产生电价上涨。接受或许比现在更高的电价，就是我们需要付出的成本。（文中被采访人仅代表个人观点）

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国常会六举措缓解电荒，高耗能行业电价上涨不设限

2021-10-09 11:51

来源：

南方都市报

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10月8日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，针对电力和煤炭供应紧张问题，从六方面部署做好今冬明春电力和煤炭等供应，保障群众基本生活和经济平稳运行。

高耗能行业电价上涨不受限制

新增可再生能源一定时间内不纳入能源消费总量

本次国常会从民生优先、推动煤矿尽快释放产能、支持煤电企业增加电力供应、改革完善煤电价格市场化形成机制、加快推进风电和光伏等基地建设、遏制“两高”项目盲目发展六方面对电力和煤炭供应作出部署。

值得注意的是，本次国常会提出改革完善煤电价格市场化形成机制，电价上涨空间扩大。会议将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，并且高耗能行业不受上浮20%的限制。

针对近期有些地方为突击完成能耗双控而拉闸限电的现象，国常会也作出部署。国常会要求纠正近期有些地方的“一刀切”停产限产或“运动式”减碳，反对不作为、乱作为；并要求完善地方能耗双控机制，推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。

国家发改委9月底答记者问

一系列措施确保今冬明春能源稳定供应

9月29日，国家发改委就今冬明春能源保供工作答记者问。

其中，针对冬季电力供应，国家发改委表示将从4方面做好冬季电力保供工作。一是做好发电用煤用气保障，二是统筹加强电力保供能力建设，三是按价格政策合理疏导发电成本，四是科学制定实施有序用电方案。

针对煤炭保供，国家发改委表示将从6方面做好煤炭保供工作。一是确保安全的前提下全力增产增供，二是进一步核增和投产优质产能，三是适度增加煤炭进口，四是着力提升存煤水平，五是重点保障发电供热用煤需要，六是规范市场运行秩序。

南都记者注意到，国家发改委提出的冬季电力煤炭保供举措与10月8日国常会的6举措是基本一致的，并且都要求落实燃煤发电“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。

内蒙古、山西加强煤炭供应

银保监会发通知保障相关企业融资需求

近期，为缓解煤炭和电力供应紧张的状况，我国煤炭大省内蒙古和山西加快释放煤矿产能，银保监会印发通知保障相关企业融资需求。

据财联社等媒体报道，10月7日，内蒙古能源局下发《内蒙古自治区能源局关于加快释放部分煤矿产能的紧急通知》，根据要求相关部门通知列入国家具备核增潜力名单的72处煤矿，在确保安全的前提下，可临时按照拟核增后的产能组织生产，共计核增产能9835万吨。

10月4日，中国银保监会印发《关于服务煤电行业正常生产和商品市场有序流通保障经济平稳运行有关事项的通知》，强调要保障煤电、煤炭、钢铁、有色金属等生产企业合理融资需求。该通知要求，督促银行保险机构全力做好今冬明春能源电力保供金融服务工作，满足能源电力供应合理资金需求，积极支持煤炭主产区和重点煤炭企业增加电煤供应等。

9月29日，山西省保供14省区市四季度煤炭中长期合同对接签订会在山西太原召开。按照相关要求，中央驻晋煤炭企业将保供天津、福建、河北、广东、辽宁五个省市，晋能控股集团对接广西、江苏、吉林、安徽、上海、浙江等六个省区市等。（见习记者丁境炫）

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责任编辑：宋岩

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