七是电煤价格水平总体仍居高位，煤电企业仍大面积亏损。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。

　　(三)全国电力供需情况

　　上半年，电力行业全力以赴保民生、保发电、保供热，全国电力供需总体平衡。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，特别是华中和南方地区出现持续低温雨雪天气，拉动用电负荷快速攀升，叠加部分省份风机覆冰停运，江西、湖南、四川、重庆、上海、贵州等地在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。

　　二、全国电力供需形势预测

　　(一)电力消费预测

　　当前疫情反弹得到有效控制，企业复工复产、复商复市积极推进，我国经济运行呈现企稳回升态势。全年经济社会发展预期目标以及稳经济一揽子政策措施为全社会用电量增长提供了最主要支撑。

　　受国内外疫情、国际局势、夏季和冬季气温等因素影响，下半年电力消费增长仍存在一定的不确定性。在下半年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，尤其是加大基建投资力度将拉动钢铁、建材等高载能行业较快回升，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，增速比上半年明显回升。预计2022年全年的全社会用电量增速处于年初预测的5%-6%预测区间的下部。

　　(二)电力供应预测

　　在新能源快速发展带动下，2022年新增装机规模将创历史新高，预计全年新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。预计2022年底，全口径发电装机容量达到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，同比增长16%，占总发电装机容量比重上升至50%，将首次达到总发电装机规模的一半，比2021年底提高3个百分点左右。其中，水电4.1亿千瓦、并网风电3.8亿千瓦、并网太阳能发电4.0亿千瓦、核电5672万千瓦、生物质发电4400万千瓦左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右。

　　(三)电力供需形势预测

　　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。预计迎峰度夏、迎峰度冬期间全国电力供需总体紧平衡。

　　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。

　　三、有关建议

　　今年以来，电力行业认真贯彻落实党中央“疫情要防住、经济要稳住、发展要安全”的要求，紧紧围绕国家“稳增长、保供应、防风险、促发展”的工作目标，克服各种困难，为经济社会发展提供了坚强可靠电力保障。随着新能源比重的不断提高，电力系统安全稳定运行的不确定性增加，大面积停电的潜在风险因素仍然存在。目前进入电力保供的关键期，需要密切跟踪天气、燃料、消费和市场等形势进行综合预判，全力做好迎峰度夏电力保供工作。结合当前电力供需形势和行业发展趋势，提出如下建议：

　　(一)保障用电高峰期间电力供需平衡

　　当前国内疫情缓解、国家稳经济政策逐步落地见效，各地复工复产在明显加快，叠加夏季气温不断升高，目前全国已有多个省级电网负荷创新高，迎峰度夏保供形势复杂严峻，需要统筹产、输、配、用等各重点环节，做好用电预案，以保障用电高峰期间电力供需平衡，建议：

　　一是增效挖潜保障夏季电力可靠供应。加强在役机组运行管理，减少非计划停机、受阻情况，保障机组稳发满发。最大限度挖掘各品类电源顶峰发电潜力。优化跨区域电网间的开机备用、错峰支援、余缺调剂，全力保障高峰期间电力供需平衡。克服疫情影响，加快重点电源建设进度，缓解负荷中心的供电紧张。加快推进地区网架优化和配电网建设改造，实施农网巩固提升工程，增强电网供电可靠性。

　　二是充分发挥跨省跨区通道作用。加大对地方政府协调力度，增加跨区跨省电力交易。严格落实跨省区优先发电计划，加强省间交易中长期合同电量签订和履约，形成稳定的送电潮流，发挥中长期交易稳定电力、电量总体平衡的作用。电力紧张省份积极与电力富余省份衔接，充分利用省间交易机制，通过月度、月内中长期交易，以及现货交易等方式增加外来电力电量。

　　三是扎实做好需求侧管理及有序用电工作。完善需求响应价格补偿机制，形成可中断用户清单，引导各类市场主体主动参与电力需求响应，以市场化方式降低高峰时段负荷需求，推动需求响应规模尽快达到地区最大用电负荷的5%。加快出台全国性需求响应政策和价格机制，推动有序用电向市场化的需求响应转变。认真细致做好有序用电管理工作，健全完善拉闸限电预警和问责机制。

　　(二)确保电力燃料稳定供应

　　当前，受地缘政治冲突影响，国际煤油气供应紧张，加大我国进口煤炭、天然气的难度，国内煤矿及港口煤炭库存偏低，迎峰度夏期间电煤等能源保供面临潜在风险。针对国内煤炭供应、电煤价格、煤炭中长期合同及产运输等方面，建议：

　　一是持续增加煤炭供应总量。继续加大产能释放，同时进一步梳理煤炭产能核准、核增各项手续审批办理过程中的难点、堵点，提升统筹协调层级，帮助企业尽快完成办理手续，尽快释放今年新增的3亿吨煤炭产能，确保煤炭日产量稳定在1260万吨左右的水平。增强煤炭生产供应弹性，优先组织满足条件的先进产能煤矿，尤其安全系数高、产量释放快速等特点的露天煤矿，建立保供煤矿“白名单”，根据需要按一定系数调增产能，形成煤矿应急生产能力。建议出台阶段性进口煤采购专项补贴支持保障政策，补足国内煤炭供应缺口。

　　二是确保电煤中长协实现全覆盖，控制电煤价格在合理区间。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。

　　三是加大产运需各环节的顺畅衔接。加强产运需之间的衔接配合，保障疫情下电煤运输畅通，开辟电煤汽车运输绿色通道，将运力向电力电量存在硬缺口省份的煤电企业适当倾斜。加大对电煤中长期合同，包括发电集团自有煤源对内供应和进口应急补签新增中长期合同的铁路运力支持。另外，要保障煤炭新增产能的运力支持。

　　(三)支持推动发电企业高质量转型

　　随着碳达峰碳中和战略的持续推进，电力绿色低碳转型加快，煤电企业承担保供和转型的双重压力，建议从上网电价、财政金融以及碳市场等方面对煤电企业进行支撑，以保障电力安全供应、企业有序转型。

　　一是疏导煤电上网电价，缓解煤电企业经营困境。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。