2021年三季度以来，我国电力供需形势偏紧，引发了社会各界的高度关注。中国电力企业联合会党委副书记、专职副理事长夏忠在接受记者专访时表示，国民经济持续恢复发展，电力消费两年平均增速恢复至正常水平，但是煤电出力受限、水电同比减少，导致2021年较大范围内较长时间内出现有序用电。
在他看来，要想化解煤电顶牛矛盾，一是要科学看待煤电在我国能源格局中的地位和作用，避免运动式减碳；二是要进一步优化供需关系，在预留煤炭应急供应量的同时，更好发挥电煤中长期合同“稳定器”作用；三是理顺电价机制，提高电力市场化程度。
记者：电力在当前我国能源结构中占据怎样的地位？火电、水电、核电和新能源电力在供应格局中占比分别是多少？较此前有哪些明显变化？
夏忠：能源是社会生存和经济发展的物质基础，电能是能源利用结构的中心，是当代工业社会、现代信息社会的基础。在我国，电能占终端能源消费的比重持续提升，2020年底已经达到26.5%。
一直以来，我国电力供应结构以煤炭发电为主。近年来，以风电、光伏发电为代表的新能源发电快速发展，核电、新能源发电等非化石能源发电装机比重不断提高。与2015年底相比，到2021年10月底，非化石能源发电装机占总装机的比重提高了10.9个百分点，非化石能源发电量占总发电量的比重则提高了7.9个百分点，明显呈现绿色低碳发展趋势。
尽管煤电装机容量和发电量占比均有所下降，以煤炭发电为主的根本格局并没有改变，煤电仍然是我国电力供应的主力军。目前，我国煤电以不到五成占比的装机，生产接近六成的电量，并支撑超过七成的高峰负荷需求。煤电对保障电力系统安全和能源安全供应，依旧发挥着至关重要的作用。
中国大唐张家口发电厂充分发挥党支部战斗堡垒作用和党员先锋模范作用，让党旗在保电一线高高飘扬
记者：2021年我国电力供应持续偏紧的主要原因是什么？
夏忠：2021年以来，我国电力消费需求快速增长，前十个月全国全社会用电量6.83万亿千瓦时，同比增长12.2%。主要原因，一是国内经济持续稳定恢复；二是国外疫情对国际产业链供应链造成很大冲击，拉动我国出口快速增长。同期全国全口径发电量6.92万亿千瓦时，同比增长12.1%。各季度均有地区出现有序用电。
电力供应相对不足，主要有三方面因素：一是2021年1—10月全国煤炭产量仅增长4.0%，导致部分地区煤电机组出力受限，这是2021年9月、10月全国多地电力供需形势紧张的最主要原因。二是来水偏枯，全国规模以上电厂水电发电量同比下降2.3%。三是风电和光伏发电随机性、波动性强，系统负荷高峰时出现电力缺口。
伊敏煤电公司充分发挥煤电联营优势，切实落实煤炭增产保供工作
记者：2021年煤炭价格出现非理性上涨，给火电企业带来了怎样的具体压力？采取了哪些应对举措？
夏忠：大致测算，2021年1—10月电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加4318亿元。煤电企业燃料成本大幅攀升，但难以有效向外疏导，2021年8月以来部分集团煤电亏损面达到100%。广大发电企业尤其是国有企业坚决贯彻落实党中央、国务院电力保供工作部署，讲政治顾大局，克服各种困难、不计代价、不讲成本，全力以赴确保民生用电用热需求。
电煤价格非理性上涨，给发电企业主要带来三方面压力：
一是资金压力。由于煤电企业整体亏损，煤电资金入不敷出，资金周转普遍非常困难，企业资金链紧张，负债率上升，国有企业保值增值压力加大。
二是安全生产压力。部分煤电企业无钱买煤、无钱技改和维护生产设备，同时，电力供应紧张形势下，部分机组无法停机检修，加上“饥不择食”，所买煤种不一定适合机组，“粗粮细粮”一起下，企业安全生产压力加大。
三是社会责任压力。一方面，带来新的“三角债”问题，投资运营商无力支付上游制造企业的设备费用，制造商为缓解资金压力，又将压力向上游零部件供应商传递，影响部分中小企业生产经营。另一方面，由于资金异常紧张，导致企业部分货款拖欠，影响企业信用。
为了扭转这一局面，相关部委和企业都在努力。当前煤炭供应有所恢复，价格有所下降，但由于电煤成本在财务利润中存在滞后效应，预计后续一两个月煤电企业仍然大幅亏损。当前电煤价格下降带来的亏损缓解，需要经过一段时间才会有所体现。但是当前电煤价格仍明显高于煤电企业的承受能力。
记者：在您看来，今冬明春的电力供应局面将会如何？如何采取有效措施，进一步提高当前的电力保障能力？
夏忠：对于今冬明春的电力供需形势，我们的基本判断是：全国紧平衡、局部有缺口，燃料是关键、安全压力大。预计今冬明春电力需求将保持稳定增长。但水电来水持续偏枯，新能源比重增加带来系统调峰压力增大，如果电煤供应紧张局势能保持缓解，今冬明春全国电力供需总体是紧平衡，局部地区在用电高峰时段可能存在电力缺口。若全国出现长时段大范围寒潮天气或电力燃料供应紧张，则电力供需偏紧的省份将增多。
对此，我们建议，一是要持续提高煤炭产能，全力保障电力燃料稳定供应。对煤炭继续增产增供，保持当前较高的煤炭供应水平和库存提升速度，并继续控制好电煤价格。做好今冬明春供煤应急预案，形成煤矿应急生产能力，推进煤炭储备能力建设，以满足市场需求季节性变化特征。
二是政府部门应持续给予金融和财政等政策支持，保障火电企业燃料采购资金。推动国常会关于金融机构保供及各地财政保供补贴政策切实落地。对符合支持条件的煤电等企业和项目不违规抽贷、断贷，维持企业资金链正常运转，坚决杜绝因资金短缺而出现缺煤缺气停机问题。
三是各级政府加快推进和落实煤电上网电价市场化改革措施，有效疏导燃煤成本。保持燃煤发电上网基准电价与发电成本的有机衔接，保障煤电企业合理收益，维持企业生存和再生产能力。
四是各方协同共同保障煤炭和电力上下游的生产供应秩序。加强坑口、港口等各环节价格管控，尤其杜绝重点监管矿区随意涨价。发电企业要服从电网统一调度，全力解决发电机组出力受阻问题。电网企业要强化电力运行调度和安全管理。
五是积极推动各方深化需求侧管理、加强有序用电执行管控。建议政府出台全国性需求响应支持政策，实现需求响应补贴政策全覆盖，将需求响应建设、补贴成本纳入尖峰电价增收资金、输配电价或辅助服务费用。健全有序用电机制，守住民生用电底线，最大限度保障企业错峰不减产。
六是加快应急备用电源和重点电网工程核准建设。政府部门应牵头健全应急备用电源管理机制，尽快落实一批应急备用电源项目。积极推动坚强智能电网建设，提升省间区域间电力支援能力，持续加大余缺互济力度。
七是推动储能产业体制机制创新及技术进步，保障新能源大规模消纳及新型电力系统建设。加快建立并完善电力辅助服务市场及市场化电价形成机制，针对电化学储能、新型储能等出台容量电价，疏导投资建设成本，进一步提高储能建设的积极性。
华电江苏句电公司储运码头满负荷完成七船煤炭作业量
记者：煤电顶牛现象长期存在。在您看来，应该如何彻底化解这一矛盾？
夏忠：煤炭和煤电是唇齿相依的两个行业，当前的核心问题是煤炭供需失衡。近年来煤炭产能增长和产量释放均受到一定的限制，加之2021年强劲的电煤需求，造成了煤炭供不应求、煤价大幅上涨的局面。化解矛盾应从以下三个方面着手：一是有效增产增供，取缔或放宽煤管票等地方政策限制，在不超过安全保障能力前提下，切实增加煤炭供应。考虑到恶劣天气、新能源和水电出力不稳等因素，煤炭需求的波动区间会比较大。我们建议应该在匹配需求的基础上，保证一定规模的应急供应量。在这方面，火电企业就常年保有一定冗余量，有时候不发电，机子也要转。煤矿企业恢复生产需要更长周期，2021年表现得就很突出，更需要预留应急产能，这一点我们和煤炭工业协会是有共识的。二是发挥电煤中长期合同“稳定器”作用，提高电厂采购电煤中长协煤的比例。三是严肃电煤中长期合同机制，切实提高合同履约率。
此外，化解煤电矛盾，需要市场化形成的、随行就市的、真实反映系统供需和成本的价格信号。《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）出台后，在一定程度上缓解了燃煤发电企业经营困难、激励企业增加电力供应，抑制不合理电力需求，改善电力供求状况，更好保障电力安全稳定供应。
华电新疆红雁池公司维护部员工正在进行机组缺陷消除工作
记者：近几年来，煤炭企业与火电企业签订了一批长协合同。2021年火电企业通过长协方式采购的煤炭量的比例是多少？在您看来，应该如何进一步提高火电企业与煤炭企业签订长协合同的积极性？
夏忠：推行煤炭中长期合同机制，对规范和稳定煤炭市场运行，保障电力安全稳定生产供应，促进煤炭及相关行业平稳健康发展具有重要意义和作用。根据我们的统计和初步估算，2021年电力企业签订中长期合同占总需求量的比重低于发改委75%的要求。其中，有铁路运力保障、纳入国家重点监管的合同6.8亿吨，不足发电及供热用煤总需求量的4成。
根据调研了解，各电力企业均积极主动对接，希望多签、签好电煤中长期合同，但中长期合同签订率未达到文件要求，主要有以下几个原因：
一是去产能后煤炭供需失衡。煤炭生产结构和布局发生巨大变化，煤炭生产向晋陕蒙大型煤企集中，大部分产煤省份布局的坑口电厂在去产能以后，由于对口的煤矿关停，煤源难以保障；湖北、江西、重庆、四川等省份变为煤炭净调入省区，跨省区煤炭供应协调难度大、运力有限，而省内以小型煤矿居多，签订年度中长期合同的能力和意愿不高。
二是可供签订中长期合同的矿方资源量有限，部分集团由于内部供应等原因，调减了中长协总供应量。
三是部分地区由于运力有限，签订中长期合同的难度较大，在陕西、蒙东等地区尤为突出。
四是部分煤、电双方企业就价格条款难以达成一致。
2021年，国家有关部门提出了发电供热企业中长期合同全覆盖的要求。为提高电煤中长期合同的签订量和覆盖率，建议从以下几个方面开展工作：一是进一步拓展并明确电煤中长期合同签约范围，将大型民营煤炭企业纳入签约率考核，鼓励民营煤矿签订电煤中长期合同。二是加强产运需各方协调，进一步加大铁路运力对电煤中长期合同的覆盖范围。三是进一步完善中长期合同的定价机制，确定兼顾煤炭、电力上下游长期共赢、持续发展、风险分担的基准价格和调整机制；提高合同价格条款的规范性，杜绝捆绑、搭售等不规范行为。四是加强电煤中长期合同的履约监管，明确所有中长期合同，无论是否纳入重点监管，均应满足履约率要求；对履约率极差的企业进行通报，并建立与企业信用评级、铁路运力计划等挂钩的惩戒机制。
国家能源集团海南红岭水电厂全景图
记者：“双碳”时代到来，多地对煤炭和火电企业的态度渐趋不友好。但经历了能源保供事件之后，又有不少人对新能源电力的可靠性展开了进一步讨论。在您看来，我国应该如何在能源安全和清洁低碳之间找到最佳平衡点？
夏忠：实现能源安全和清洁低碳之间的平衡，既要立足当前，又要着眼长远。
我们要立足当前，充分认识我国国情和富煤贫油少气的能源资源禀赋，确保国家能源安全，避免“运动式”减碳。预计2025年我国全社会用电量达到9.5万亿千瓦时左右，“十四五”期间年均增长4.8%。具有稳定出力的可用容量装机中，水电、核电项目建设工期长，一般需要5年左右时间，“十四五”期间新投产规模比较确定。而新能源发电具有间歇性、随机性、波动性特征，能够参与电力平衡的有效容量低。相比之下，煤电仍是当前最经济可靠的调节电源，为保障电力供应安全，要坚持先立后破，发挥好煤电在能源转型中的兜底保障作用。预计“十四五”期间需新增煤电1.9亿千瓦；考虑退役情况，到2025年煤电装机达到12.5亿千瓦。煤电机组尽可能按照“增机减量”的思路安排运行，增加装机满足电力平衡要求，减少发电量，减少碳排放。届时，煤电将由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步向电力、电量调节型电源转变。在提升电力系统应急备用能力的同时，为新能源发电“让路”。
我们又要着眼长远，按照“双碳”目标，加快能源结构转型，建立以新能源为主体的新型电力系统。这是战略性、系统性、全局性的变革，现有的电源结构、电网形态、负荷特性、系统功能、运行机制都将发生深刻变化。
国家电投上海能科滨海南H3海上风电300兆瓦风电场
新型电力系统具有显著的新特征。
一是绿色低碳。以太阳能、风能等新能源发电为主体，以常规能源发电为重要组成，形成低碳主导的能源供应体系。
二是安全可靠。体现在主干网、区域网、配网和微网协调发展，系统结构更加坚强；源网荷储互补配合，系统调节能力显著增强；更柔性的互联、更先进的调控，系统更加灵活可控。
三是互动融合。源网荷储多向互动，多种能源和谐互济，满足用户多样化的用能需求。
四是智能高效。云大物移智链等技术与电力深度融合。
五是经济可行。妥善协调能源“不可能三角”，始终适应经济社会发展水平，在保障电力充足可靠供应、提高节能环保水平的同时，将成本控制在合理的社会可承受的范围内。
建设新型电力系统的关键，是积极推动科技创新，推动实现能源技术革命。电力企业应紧盯发展方向，加强研究力量，加大研发投入，在能源技术转化应用上下功夫。政府部门还应不断完善推动能源技术加快应用的体制机制，制定合理的激励政策，支持并确保科技创新应用可持续发展。
建设新型电力系统，是完成“双碳”目标、实现能源转型的重要一招。我们要在习近平新时代中国特色社会主义思想指导下，认真落实中央精神，按照能源和电力高质量、可持续、绿色低碳发展的要求，统筹好远与近、新与旧、增与减，积极推动“四个革命、一个合作”，锚定目标、步步为营、不懈努力，积极推动新型电力系统建设，尽早实现能源成功转型，按时实现“双碳”目标、确保端好能源饭碗、确保能源安全，为实现党的第二个百年目标的保驾护航。
