近日，中國電力企業聯合會發布了《2022年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》。報告表示，在下半年疫情對經濟和社會的影響進一步減弱的情況下，隨著國家各項穩增長政策措施效果的顯現，尤其是加大基建投資力度將拉動鋼鐵、建材等高載能行業較快回升，并疊加2021年前高后低的基數效應，以及國家氣象部門對今年夏季我國中東部大部氣溫接近常年到偏高的預測情況，預計今年下半年全社會用電量同比增長7.0%左右，增速比上半年明顯回升，預計2022年全年的全社會用電量增速處于年初預測的5%-6%預測區間的下部。
報告認為，當前疫情反彈得到有效控制，企業復工復產、復商復市積極推進，我國經濟運行呈現企穩回升態勢。全年經濟社會發展預期目標以及穩經濟一攬子政策措施為全社會用電量增長提供了最主要支撐。但受國內外疫情、國際局勢、夏季和冬季氣溫等因素影響，下半年電力消費增長仍存在一定的不確定性。
中國電力企業聯合會統計與數據中心主任王益烜表示，“總體判斷，迎峰度夏、度冬期間，全國電力供需總體緊平衡、局部有缺口、供應有保障。預計全國最高用電負荷將超過12.5億千瓦，在持續大范圍高溫情況下，可能達到13億千瓦左右，同比增加約1億千瓦。華東、華中、南方等區域部分省份在用電高峰時段電力供需偏緊。”
她指出，在電煤供應有保障的情況下，不會重現去年9、10月全國大面積電力供應緊張的情況。
非化石能源發電裝機占比將首次過半
電力供應方面，報告預計，2022年新增裝機規模將創歷史新高，預計全年新增發電裝機容量2.3億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機投產1.8億千瓦左右。
預計2022年底，全口徑發電裝機容量達到26億千瓦左右，其中，非化石能源發電裝機合計達到13億千瓦左右，同比增長16%，占總發電裝機容量比重上升至50%，將首次達到總發電裝機規模的一半，比2021年底提高3個百分點左右。其中，水電4.1億千瓦、并網風電3.8億千瓦、并網太陽能(8.480, -0.30, -3.42%)發電4.0億千瓦、核電5672萬千瓦、生物質發電4400萬千瓦左右。煤電裝機容量11.4億千瓦左右。
電力供需形勢方面，報告表示，國內外疫情、宏觀經濟、燃料供應、氣溫、降水，以及煤電企業持續大面積嚴重虧損等多方面因素交織疊加，給電力供需形勢帶來不確定性。“預計迎峰度夏、迎峰度冬期間全國電力供需總體緊平衡。”
建議加快出臺全國性需求響應政策和價格機制
“隨著新能源比重的不斷提高，電力系統安全穩定運行的不確定性增加，大面積停電的潛在風險因素仍然存在。”《2022年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》認為，目前進入電力保供的關鍵期，需要密切跟蹤天氣、燃料、消費和市場等形勢進行綜合預判，全力做好迎峰度夏電力保供工作。
報告談到，目前全國已有多個省級電網負荷創新高，迎峰度夏保供形勢復雜嚴峻，需要統籌產、輸、配、用等各重點環節，做好用電預案，以保障用電高峰期間電力供需平衡。
報告建議，增效挖潛保障夏季電力可靠供應，充分發揮跨省跨區通道作用，扎實做好需求側管理及有序用電工作。“最大限度挖掘各品類電源頂峰發電潛力。優化跨區域電網間的開機備用、錯峰支援、余缺調劑，全力保障高峰期間電力供需平衡。克服疫情影響，加快重點電源建設進度，緩解負荷中心的供電緊張。”
報告還建議，“完善需求響應價格補償機制，形成可中斷用戶清單，引導各類市場主體主動參與電力需求響應，以市場化方式降低高峰時段負荷需求，推動需求響應規模盡快達到地區最大用電負荷的5%。加快出臺全國性需求響應政策和價格機制，推動有序用電向市場化的需求響應轉變。”
建議開辟電煤汽車運輸綠色通道
目前，國內煤礦及港口煤炭庫存偏低，迎峰度夏期間電煤等能源保供面臨潛在風險。報告建議：持續增加煤炭供應總量；確保電煤中長協實現全覆蓋，控制電煤價格在合理區間；加大產運需各環節的順暢銜接。
報告建議，盡快釋放今年新增的3億噸煤炭產能，確保煤炭日產量穩定在1260萬噸左右的水平；建議出臺階段性進口煤采購專項補貼支持保障政策，補足國內煤炭供應缺口；加大力度推動煤炭中長協的簽約工作，盡快補足電煤中長期合同，消除全覆蓋缺口。“出臺規范的煤炭市場價格形成機制，理順當前多軌價格機制，加強現貨價格管控，引導煤價長期穩定在合理區間；完善坑口區間限價政策，嚴禁各區域、各煤礦自行創設指數和定價機制。”
報告還建議，開辟電煤汽車運輸綠色通道，將運力向電力電量存在硬缺口省份的煤電企業適當傾斜。“加大對電煤中長期合同，包括發電集團自有煤源對內供應和進口應急補簽新增中長期合同的鐵路運力支持。另外，要保障煤炭新增產能的運力支持。”
中國電力企業聯合會規劃發展部副主任葉春表示，加快推進儲煤設施建設，提升存煤能力，是解決電煤需求的波動性與煤礦生產、鐵路運輸均衡性的矛盾的重要手段之一，在能源保供工作中具有重要作用。
他介紹，各大電力集團根據自身能力，制定了儲備能力建設方案，并加快推進項目建設落地。例如，充分結合自身“煤電路港”產業協同優勢，推動煤電路港產業一體化協同發展，建立大型儲煤場；通過中轉外儲合同協議、租用長期場地等實際增加儲煤能力等。
葉春也談到，儲煤設施建設也面臨一些問題。“比如，由于近幾年電廠、發運站、煤礦的儲煤場環保改造后，儲煤能力有所降低；大型儲煤基地建設也面臨投資、用地、長時間儲煤導致的熱量損失甚至安全隱患等一系列問題。還需要各有關部門統籌協調，共同推進。”
建議出臺面向煤電行業稅收普惠制政策
《2022年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》還談到，煤電企業承擔保供和轉型的雙重壓力，建議從上網電價、財政金融以及碳市場等方面對煤電企業進行支撐，以保障電力安全供應、企業有序轉型，建議疏導煤電上網電價，緩解煤電企業經營困境；加大財稅金融對煤電企業的支持力度；統籌煤電保供和碳市場發展。
報告建議，國家相關部門督促各地盡快將煤電電價調整到位，盡快出臺涉高耗能企業落實市場交易電價管理清單，禁止對涉及高耗能企業開展優惠電價的交易，嚴格落實國家“高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制”的政策要求；進一步明確跨省跨區送電交易價格形成機制，外送價格浮動機制按照落地省燃煤發電基準價執行。
“出臺面向煤電行業所得稅普惠制政策，延長承擔保供責任的煤電企業所得稅虧損結轉年限，并減免征收虧損煤電企業房產稅和土地使用稅，支持煤電企業的委托貸款利息納入增值稅抵扣范圍。”報告還建議，第二個履約周期應統籌煤電保供和碳市場發展，合理設置碳排放配額缺口，不宜大幅下調基準線；建議盡快重啟CCER（國家核證自愿碳減排量）備案政策，推進有序放開全部燃煤發電電量上網電價，繼續擴大市場交易電價上下浮動的范圍。