6.电力大范围优化配置能力提升

一是闽粤联网工程开工，增强闽粤两省供电保障能力，实现两省电网异步互联，促进电力互补互济、调剂余缺，进一步提高电力资源配置效率，使国家电网和南方电网之间的电力交换能力提高到500万千瓦，计划2022年建成投运。二是“西电东送”的两条重要通道投产，有效缓解华中、西南等地中长期电力供需矛盾。雅中-江西±800千伏特高压直流工程送端连接雅砻江中游水电基地和四川电网，受端连接江西负荷中心和华中电网。陕北-湖北±800千伏特高压直流工程途经陕西、山西、河南、湖北，终点为武汉换流站，可以将陕西的风、光、火电打捆直送湖北负荷中心。三是促进新能源配套送出工程投资建设，国家发展改革委、国家能源局于5月31日印发的《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》提到，优先电网企业承建新能源配套送出工程，满足新能源并网需求，确保送出工程与电源建设的进度相匹配。允许新能源配套送出工程由发电企业建设，经电网企业与发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。

二、多方合力推进电力安全稳定供应

围绕构建新型电力系统及清洁低碳安全高效的能源体系，不仅要新增非化石能源的装机量和发电量，更要发挥存量能源资源的潜力。

我国电力消费快速增长。2021年，全国全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%，两年平均增长7.1%，比“十三五”时期年均增速高1.4个百分点，全国最高用电负荷11.92亿千瓦，比上年增长10.8%。其中，一产、二产、三产和居民生活用电量同比分别增长16.4%、9.1%、17.8%和7.3%，从9月份起，受能耗“双控”和电力供应紧张影响，二、三产用电量呈现回落趋势，12月当月第二产业用电量首现当年负增长。分地区看，31个省（市、区）两年平均用电量增速均实现正增长，全国19个省（市、区）用电增速超过10%，其中8个地区增速超过13%。

局部电力供需形势紧张有迹可循。2020年冬季以来，受极寒天气影响，全国用电负荷超夏季高峰，创历史新高，2021年1月的寒潮中，由于采暖负荷剧增，蒙西、江苏、浙江、湖南、江西等地均采取有序用电策略。国新办发布会对2021年1月7日寒潮导致的用电负荷高峰和机组出力情况进行回顾，表示由于用电需求快速增长、新能源出力的随机性间歇性、冬季枯水期水电出力单薄、冬季天然气用气高峰导致天然气发电出力减半、部分装机停机检修等综合因素，电力供需出现局部紧张的情况。2021年5月中旬开始，云南、广东、广西相继实行有序用电，陆续有华东、华中、华北区域的部分省份电力供需紧张，较往年提早进入用电高峰期。9月东北地区用电严重紧张，电力安全供应问题引发社会关注。随后，包括吉林、广东、江苏、浙江、山东、广西、云南等地的部分地区出现电力供需形势紧张，一些地区采取了有序用电、拉闸限电等举措，一些地区陆续发布“限电停产”通知。此次全国多地出现的结构性电力紧缺，背后既有经济复苏用电增长导致的需求增长等多方原因，也有煤炭价格上涨等因素导致的供应不足。

煤电供应保障能力成为电力安全的首位工作，也成为相关部门的年度重点工作。10月8日的国常会从民生优先、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。国家发展改革委、国家能源局会同有关部门深入产地、港口调研，生态环境部10月以来已批或在批环评的煤矿项目涉及新增产能已超过1.27亿吨/年。多管齐下，一系列保供稳价措施取得了立竿见影的成效，产运需各方共同发力增加市场供应，冬季煤炭供应保障能力显著提升。自10月以来，电煤供应水平大幅提升，供煤较2020年同期增加超过30%，持续大于耗煤，电厂存煤快速回升。进入11月后，煤炭价格快速回落，回归理性。电煤消耗有所增加，电厂存煤继续快速增长。2021年12月22日电厂存煤达到1.68亿吨新高，电力供应持续平稳。

不论是装机规模还是发电量，煤电仍然是当前我国电力供应主力军。截至2021年底，全国全口径火电装机容量13.0亿千瓦，其中，煤电占总发电装机容量的比重为46.7%。从发电量看，全国规模以上工业企业火电发电量同比增长8.4%，全口径煤电发电量同比增长8.6%，占全口径总发电量的比重为60.0%。2021年全国火电设备发电利用小时数同比提高237小时，煤电同比提高263小时。

在推进碳达峰碳中和相关工作中，有的地方对高耗能项目搞“一刀切”关停，有的金融机构骤然对煤电等项目抽贷断贷。电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，煤电企业全面亏损，严重挫伤发电企业积极性。据中电联测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，8~11月部分集团的煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右。2021年底的电煤价格水平仍显著高于煤电企业的承受能力。对此，2021年7月以来，中央及有关部门强调先立后破，纠正运动式“减碳”。

三、电力市场化改革取得新进展

电价是市场的核心。为保障电力安全稳定供应，缓解“煤电”矛盾，电价市场化改革提速，也推动电力体制改革整体步伐。

燃煤发电上网电价改革进一步深化。国家发展改革委10月发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，在“放开两头”方面均取得重要进展，集中体现为两个“有序放开”。在发电侧，有序放开全部燃煤发电上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动原则上均不超过20%；在用电侧，有序放开工商业用户用电价格，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。随后20多个省份调整了当地燃煤发电上网电价市场化机制，部分地区已组织开展此轮电价改革后的电力交易。多数省份进行顶格上浮，相对缓解发电企业的运营压力。

在“管住中间”方面，完成两轮输配电价改革，各省级电网输配电价自2021年1月1日起进入第二监管周期。根据发布电价来看，输配电价整体下降。此外，还出台了《关于进一步完善分时电价机制的通知》《进一步完善抽水蓄能价格形成机制》。

我国电力体制改革各项工作全面推进，电力市场体系不断健全，电力市场建设不断规范，已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、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、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。2021年全年市场化交易电量约3.5万亿千瓦时，同比增长15.7%，占全社会用电量的40%以上。省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行。中长期交易落实“六签”，新能源消纳水平不断提高。此外，《绿色电力交易试点工作方案》获得批复，将在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，进一步体现能源的绿色属性和价值。《省间电力现货交易规则（试行）》和《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》进一步促进跨区域省间可再生能源电力消纳。《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》对电力辅助服务主体、交易品种以及补偿与分摊机制做了补充深化，明确将新型储能、虚拟电厂、负荷聚集商等作为辅助服务市场的新主体，纳入并增加电力辅助服务新品种，完善辅助服务分担共享新机制。

四、电力企业非化石能源的投资和开发力度加大

《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》提出，到2025年，中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上。部分中央企业陆续公布其“十四五”规划，从公布的新能源规划数据来看，华能、大唐、华电、国家电投、国家能源集团每年新增装机规模均在15~20吉瓦，装机目标均超过50吉瓦，其中，国家能源集团预计为120吉瓦，华能80吉瓦以上、大唐到2025年非化石能源装机超过50％，华电75吉瓦，三峡集团70~80吉瓦，中核22吉瓦，中广核约20吉瓦，中国电建48.5吉瓦，中国能建新能源装机力争达到20吉瓦以上。此外，中石油规划约6吉瓦，中海油陆上光伏、陆上风电的发展目标不低于5吉瓦，中石化约4吉瓦。