非化石能源装机容量2022年底将首次达到总装机规模的50%

“新冠肺炎疫情、宏观经济形势，以及冬季气温等均是影响四季度我国电力消费需求增长的重要因素。”中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）在其近日发布的《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》中指出，综合考虑国家稳经济政策措施、当前的疫情情况以及今年冬季气温预判，预计2022年四季度全社会用电量将延续平稳增长态势，全年全社会用电量将同比增长4%~5%。

在预测我国电力消费形势的基础上，中电联对我国电力供应形势也进行了预测。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将达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%，将首次达到总装机规模的一半，比2021年底提高3个百分点左右。其中，水电装机4.1亿千瓦、并网风电装机3.8亿千瓦、并网太阳能发电装机4.0亿千瓦、核电装机5672万千瓦、生物质发电装机4400万千瓦左右。煤电装机容量将在11.3亿千瓦左右。

“根据电力需求预测，综合考虑中长期交易合同边界、新投产装机、跨省跨区电力交换等因素，预计迎峰度冬期间，全国电力供需总体平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。分区域看，预计迎峰度冬期间华北和东北区域电力供需基本平衡；华东、华中、西北和南方区域电力供需偏紧。”中电联对我国四季度电力供需形势进行预测。

做好电力保供工作

中电联指出，四季度是我国实现全年经济目标的收官期，也是电力行业迎峰度冬的关键期。电力行业要密切跟踪宏观经济走势及电力消费形势，把握天气、燃料变化趋势，综合施策以满足国民经济发展目标以及人民生活用电需求，分阶段有序实现碳达峰碳中和远期目标。结合当前电力供需形势和行业发展趋势，中电联提出5项措施，以做好今冬明春电力保供工作。

一是保障电力燃料可靠供应。继续加大煤炭先进产能释放力度，统筹协调煤炭产能核准和核增审批办理过程中的困难，协助企业依法合规尽快增产增供。优先组织满足条件的先进产能煤矿建立保供“白名单”，鼓励保供煤矿应急增加产能。对煤炭资源大省开展中长期合同签订情况的督查。加强煤质监督管理工作，加大煤质抽查力度，严控劣质煤进入电煤市场。

二是对煤电价格成本的有效疏导给予政策支撑。确保煤电价格切实上浮到位，疏导煤电企业成本。对电价上浮后仍与煤价水平错位的地区，考虑重新核定基准价，尽快缓解企业经营困难形势，提升保供能力。出台涉高耗能企业落实市场交易电价管理清单，禁止对涉高耗能企业开展优惠电价的交易。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。

三是充分发挥电网优化资源配置作用。强化电网统一调度，严肃调度纪律，科学调度电网运行方式，加强主网稳定管理和运行控制，全力保障用电高峰期间电力供需平衡。充分发挥大电网平台优势，用好省间电力现货市场，加大跨省跨区电网错峰支援、余缺调剂力度。加强与气象和水利部门合作，持续跟踪、关注重点水库的蓄水进度，合理安排水电发电，统筹协调冬季保供和蓄水保水。

四是保障电力稳定生产。积极对接煤炭生产省份，加快入冬储煤工作。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。上海、浙江、广东等燃气发电占比较大的省市做好燃气资源调配和机组运维等工作，保障燃气发电顶峰能力。四川、云南等水电大省做好蓄水保水工作，为迎峰度冬打好基础。加快重点电源建设进度，提高系统的供应能力。

五是做好需求侧管理，引导社会提高节能节电意识。完善有序用电管理机制和有序用电方案，确保可调节负荷规模足额覆盖电力供需缺口。尽快出台需求侧响应市场化机制，激励用户主动参与系统调峰、调频等需求响应。大力宣传节能知识，倡导低碳环保生活，增加全民节约意识和生态意识，科学引导社会舆论。

推动电力行业高质量发展

随着碳达峰碳中和战略的持续推进，为推动电力行业加快向清洁绿色低碳转型，同时确保经济健康平稳发展，中电联指出，不仅要推动煤电企业可持续发展，加快系统调节能力建设，同时还需完善新能源发展政策机制，为构建新型电力系统提供保障。

一是推动煤电企业可持续发展，发挥煤电机组在保障系统安全运行的基础作用。根据煤电在系统中的作用，因地制宜推动煤电发电能力合理增长，同时积极有序推进煤电“三改联动”，提升煤电兜底保供和系统调节能力。实施煤炭基准价与煤电基准价的联动，畅通电力成本和价格传导机制，疏导企业发电成本，调动发电企业投资建设、增产保供的积极性；对因承担保供责任保持低负荷运行的煤电企业，建立煤电配套调峰的容量补偿机制，完善供热价格形成和调整机制，维持可持续生存和保供能力。探索建立容量成本回收机制，煤电作为安全可靠的保安电源，要合理体现其容量价值，促进煤电企业可持续发展。

二是加快系统调节能力建设，为构建新型电力系统提供保障。推动煤电灵活性改造、燃气发电和抽蓄电站等灵活性电源建设，加大新型储能、氢能等新型能源设施的建设力度。优化储能布局水平，逐步扩大独立储能/共享储能比例。统筹规划配置各地方储能规模和比例，有序引导独立储能/共享储能建设节奏，避免资源浪费。加快新型储能多技术科技创新，提升储能安全性。加快氢能试点示范项目建设，推动规模化应用，同时在制度体系、政策激励方面对示范项目予以适度倾斜，提升企业投资积极性。开展氢能布局研究，使各产业链有效联动，形成创新合力。加强网源侧储能设施的统一调度，持续提升系统灵活性调节能力。

三是完善新能源发展政策机制，为规划建设新型能源体系提供有力支撑。加强规划统筹协调，根据国家层面规划逐级分解，合理制定各地区新能源发电目标和新能源合理利用率，实现新能源有序发展。优化完善新能源参与电力市场有关机制与规则，保持政策的稳定性，在一定时期内保持新能源电价稳定，落实新能源量价保障机制。加强监督和督导力度，规范行业秩序，深化全产业链合作，稳定产业供需，保证新能源上游原材料及组件价格在合理的区间波动。健全指导政策，降低新能源开发过程中的非技术成本，如个别地方政府的配套产业落地、设备本地化、产业基金和基础设施等要求。（杨  歌）