全文3049字，阅读大约需要6分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.comeo记者

2023年7月26日下午，国务院新闻办公室举行迎峰度夏能源电力安全保供国务院政策例行吹风会。国家发展改革委副秘书长欧鸿、国家发展改革委经济运行调节局负责人关鹏、中国气象局应急减灾与公共服务司负责人王亚伟、国家能源局电力司负责人刘明阳介绍迎峰度夏能源电力安全保供有关情况，并答记者问。以下为文字实录。国务院新闻办新闻局副局长、新闻发言人寿小丽:女士们、先生们，大家下午好，欢迎出席国务院政策例行吹风会。近日，国务院常务会议研究部署了迎峰度夏能源电力安全保供工作，为帮助大家更好的了解相关情况，今天我们非常高兴邀请到国家发展改革委副秘书长欧鸿先生，请他为大家介绍相关情况，并回答大家关心的问题。出席今天政策例行吹风会的还有：国家发展改革委经济运行调节局负责人关鹏先生、中国气象局应急减灾与公共服务司负责人王亚伟先生、国家能源局电力司负责人刘明阳先生。下面，首先请欧鸿副秘书长作介绍。国家发展改革委副秘书长欧鸿:各位记者朋友，大家下午好！首先感谢各位媒体朋友一直以来对能源保供工作的关心和支持！我将与相关部门同志一起，向大家介绍迎峰度夏能源电力安全保供的情况。党中央、国务院高度重视能源安全。习近平总书记在江苏考察时指出，能源保障和安全事关国计民生，是须臾不可忽视的“国之大者”，能源和电力部门尤其是央企要全力做好能源电力保供工作，确保经济社会运转不受大的影响。7月14日，李强总理主持召开国务院常务会议，对迎峰度夏能源电力安全保供工作进行了专门部署。7月15日，丁薛祥副总理到华能集团有限公司、国家电网有限公司调研并主持召开座谈会，研究进一步做好迎峰度夏能源电力安全保供工作。国家发展改革委认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，会同煤电油气运保障工作部际协调机制各成员单位，统筹做好电力、煤炭、油气安全保供，统筹衔接发电、电网和用户各环节，督促各有关方面认真落实保供工作方案，进一步压紧压实地方和企业保供责任，全力保障能源电力安全稳定供应。电力方面。入夏以来全国日调度发电量三创历史新高，最高达到301.71亿千瓦时，较去年峰值高出15.11亿千瓦时；全国最高用电负荷两创历史新高，最高达到13.39亿千瓦，较去年峰值高出4950万千瓦。在需求较快增长、水电大幅减发交织叠加的复杂情况下，通过采取综合措施，保障了全国电力安全稳定供应。煤炭方面。今年以来，煤炭产量稳步增长，进口增加较快，煤炭供需总体平衡。电煤中长期合同签订充足，履约率高，统调电厂存煤处于历史高位。截至目前，全国统调电厂存煤1.98亿吨，较去年同期增加2300万吨以上，可用近26天。天然气方面。生产、进口均保持平稳增长，有效保障了民生和工商业用气需要。据调度统计，上半年全国天然气表观消费量1949亿立方米，同比增长6.7%。入夏以来，单日最高发电用气超过2.5亿立方米，有力支撑了气电顶峰出力。当前，迎峰度夏已进入关键时期，经济回升叠加高温天气，能源电力安全保供的复杂、艰巨程度明显加大。国家发展改革委将认真贯彻落实习近平总书记重要指示精神，按照党中央、国务院部署要求，充分发挥煤电油气运保障工作部际协调机制作用，以“时时放心不下”的责任感全力做好能源电力安全保供工作。一是持续加强燃料供应保障。强化电煤中长期合同履约监管，增加顶峰发电天然气供应，确保一次燃料需求得到充分满足。二是督促各类发电机组应发尽发。确保火电出力保持在历史较好水平，优化运行方式保持水电顶峰出力，促进核电、风电、太阳能发电多发多用。三是加强调度促进省间余缺互济。发挥大电网统一调度优势，做好重点地区重要时段供电保障，组织跨省跨区余缺互济，提升全国电力安全保供能力。四是立足底线思维做好应急预案。指导各地根据实际情况动态优化调整需求侧负荷管理预案，努力做到既尽量不用，又确保极端条件下民生及重点用能不受影响。总的来看，今年迎峰度夏保供准备工作做得比较早、比较充分，我们有信心、有底气、有能力保障迎峰度夏能源电力安全稳定供应。我先介绍这些，谢谢！寿小丽:谢谢欧鸿副秘书长的介绍。下面进入提问环节，提问前请通报一下所在的新闻机构。请大家开始提问。企业观察报记者:入夏以来，受各地持续高温、经济回升等因素影响，全社会用电量大幅增长，请问国家发展改革委在能源电力保供方面开展了哪些工作？民生和重点用电保障情况如何？欧鸿:谢谢您的提问，这个问题也是大家比较关心的问题。近年来，全国用电负荷持续增长，叠加极端天气频发多发，居民用电负荷快速增长，全国范围内用电高峰期保障供应的难度日益加大。上半年经济回升，加上今年夏季高温天气来得早、范围大，北方部分地区还出现了同期少见的酷热天气，带动用电需求快速增长，全国日发电量和用电负荷持续攀升，连创历史新高。迎峰度夏作为能源电力保供的重点，从4月份开始，国家发展改革委就会同煤电油气运保障工作部际协调机制各成员单位，提前谋划安排各项保供工作。一是组织逐省制定迎峰度夏电力保供方案。以省为单位明确电厂存煤、机组出力、负荷管理等要求，组织专家对各地能源电力保供方案进行论证优化，进一步压实属地责任和企业主体责任。二是积极提升电煤库存和稳定煤电出力。组织签订电煤中长期合同实现发电用煤全覆盖，持续抓好合同履约，度夏期间统调电厂存煤保持在接近2亿吨的高位水平。强化煤电机组运行管控，电厂存煤和出力均达历史同期最高水平。三是提前制定跨省跨区电力调度保供预案。充分发挥大电网平台优势和跨省跨区输电通道能力，促进区域余缺互济。四是组织制定电力负荷管理预案。组织修订电力需求侧管理办法和电力负荷管理办法，指导各地立足底线思维完善负荷管理预案，提前开展实战演练，确保需要时顶得上用得好。五是大力推进发电装机能力建设。截至6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦。其中上半年新增发电装机1.41亿千瓦。目前，全国日调度发电量已三创历史新高，全国最高用电负荷两创历史新高。分地区看，华北、华东、南方、西北四个区域电网以及浙江、福建、广东等14个省级电网最高用电负荷创历史新高累计达50多次。由于各方面能源电力保供工作扎实稳妥，措施有力有效，截至目前，全国电力运行平稳有序，居民生活和重点用电需求得到有效保障。谢谢。南方都市报记者:近年来，在用电负荷不断攀升情况下，除了增加供给能力外，很多方面认为应当在需求侧发挥调节潜力，节约用电、缓解用电高峰压力。请问，在调解电力需求侧管理方面有哪些举措？谢谢！国家发展改革委经济运行调节局负责人关鹏:我来回答这个问题，感谢您对电力需求侧管理工作的关心。电力需求侧管理是指加强全社会用电管理，通过综合采取合理可行的技术、经济和管理措施，实现“削峰填谷”，缓解用电高峰供应压力，是国际通用的应对尖峰负荷最经济的手段。这个概念有的朋友可能不太熟悉，其实需求侧管理在我们的生活中随处可见，比如上班时的错峰出行，就是为了缓解出行高峰时的交通紧张状况。就电力运行而言，我们每年的用电高峰在夏季和冬季，每天的用电高峰在午间和傍晚时段，尖峰则往往与极端高温或极寒天气密切相关。从多年电力运行情况看，全国每年用电负荷高于95%的尖峰负荷发生的时间只有几十小时，如果我们能够在这几十小时适当错避峰用电，就可以节约5000万千瓦以上顶峰发电资源。多年来，国家发展改革委持续推动电力需求侧管理相关工作，形成了较为完善的电力需求侧管理政策体系，对推动节能降碳和绿色发展，确保电力安全有序供应发挥了积极作用。今年以来，我们会同有关方面组织修订了《电力需求侧管理办法》，已完成社会公开征求意见，将加快推动印发。下一步，我们重点做好三方面的工作：一是加大需求侧资源开发利用力度。近年来，电动汽车、新型储能、分布式电源、虚拟电厂等需求侧新主体新业态不断涌现，我们鼓励各类经营主体积极参与市场化需求响应，通过自主降低用电负荷来获取相应收益。预计到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%—5%；其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份，需求响应能力将超过5%。二是完善需求响应激励政策和市场机制。在认真总结近年来一些地方探索实践的基础上，我们将进一步完善电价政策和市场机制，引导电力用户优化用电方式，主动削峰填谷。三是持续推动全社会节约用电。会同有关部门在工业、建筑、交通等领域积极推广节能技术、推动节能改造、优化用能结构。引导企事业单位、社区、家庭积极践行绿色低碳生产生活方式，营造节约用电、合理用能的社会风尚，助力建设节约型社会。谢谢！彭博新闻社记者:请问，国家发展改革委与国家能源局对今年下半年水力发电的预期，今年水力发电量与去年相比是否会有增长？是否能缓解局部地区缺电情况？谢谢。关鹏:谢谢您的提问。关于这个水电出力的问题，水电是重要的支撑性、调节性电源，截至今年6月末，我国水电装机达到了4.2亿千瓦，占全部电力装机的15.4%。今年上半年，水电发电量同比下降了22.9%，进入主汛期后，西南地区主要流域来水依然偏枯，客观上增加了电力保供的压力。其实对这个问题我们今年已经较早地关注到，并会同有关方面一直对重点流域的来水和重点水电站的蓄能情况进行监测，认真研判水电发电能力下降对西南地区和对全国迎峰度夏电力保供的影响，采取了针对性的应对措施，主要有几个方面：一是提前蓄水，保障水电顶峰能力。建立了地方、水利部门、电网、水电企业共同参与的联合调度机制，统筹来水、保供、蓄水、防洪等目标，滚动调整优化电网及水电的运行方式，在迎峰度夏前我们就加大了蓄水的力度，为水电顶峰发电留足能力。这样的做法事实证明是行之有效的，7月份以来，全国多地持续高温导致用电需求攀升，长江干流的乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡，葛洲坝等6座梯级电站由于此前做好了充分的蓄水安排、留足了顶峰发电能力，所以在7月11日、12日两天，发电出力连创历史新高，最高超过3200万千瓦，为高峰保供发挥了关键作用。二是多能互补，提升火电和新能源的出力水平。大家知道，我们的电源结构是多元化的，水电出力不足可以通过增加其他电源出力来弥补。一方面，我们督促火电应发尽发，度夏前统筹安排检修，保障煤炭、天然气供应，确保火电顶峰能力能够充分发挥。另一方面，我们充分利用新能源建设周期短、见效快的优势，今年以来加大了新能源的建设。根据统计局的数据，今年上半年，风电和太阳能发电量同比分别增长16%和7.4%，形成了重要的发电能力补充。三是充分发挥大电网的优势，余缺互济。西南地区的这些大水电工程，不仅要保障本地用电，还承担着落实“西电东送”国家能源战略、向中东部地区输送清洁电力的任务。面对西南地区水电出力不足，我们在常年稳定送电规模的基础上，充分考虑送电省份、受电省份的供需实际，合理优化相关水电送出安排，同时充分调动大电网的资源，增加西北电力送出，有力支援了西南地区的蓄水保供。通过以上这些措施，我们妥善应对了水电出力不足的困难，目前不论是西南地区还是全国，电力安全稳定供应都得到了有力保障。入汛以来，西南地区来水情况较前期有所好转，我们仍将坚持密切跟踪来水情况，统筹优化水电运行方式，逐日调度分析，充分利用水电资源做好电力保供。谢谢。中央广播电视总台央视记者:随着我国经济不断发展，电力建设也需要不断发展。今年上半年，我国各类电源输电通道建设投产情况如何？为提升迎峰度夏电力供应能力起到了多大的作用？谢谢！国家能源局电力司负责人刘明阳:谢谢您的提问，刚才欧秘书长在发布词中也介绍了电力建设有关情况，我再补充作一下介绍。为贯彻落实党中央、国务院决策部署，国家能源局以“时时放心不下”的责任感，做好能源电力保供工作，强化电力保供形势预测。适度超前优化电力供应布局，全力抓好重大电力项目投产工作。据统计，截至今年6月底，全国累计发电装机容量约27.1亿千瓦，同比增长10.8%，上半年投产及并网各类电源装机约1.4亿千瓦，其中支撑性电源约3000万千瓦。总体看，电源投产情况基本符合电力供需预期要求，我们在推动电源规划建设方面做了以下几项工作：一是超前谋划电源建设投产。2023年初，结合电力供需形势发展和电源规划建设条件，下达了分省支撑性电源开工投产的目标任务。二是压紧压实电源建设投产责任，针对迎峰度夏存在电力缺口和部分偏紧张的省份，指导地方按照“一省一策”推动支撑性电源投产建设，坚持应投尽投，能早尽早。三是按月调度建设投产进度，充分发挥好能源派出机构的“探头”和“哨兵”作用，遇到问题及时解决。电源按期建设投产，特别是支撑性电源投产，在上半年来水偏枯、7月初全国负荷创历史新高的情况下，有力支撑了电力供应保障工作，充分发挥了“压舱石”作用。在输电通道规划建设方面，今年以来，白鹤滩—浙江直流工程、陕北—湖北直流配套电源等工程陆续投产，截至6月底，我国“西电东送”输电能力已超过3亿千瓦，其中跨省跨区直流通道度夏期间最大输电能力可达1.8亿千瓦，较去年同期提升约1750万千瓦。在电力保供中科学发挥输电通道作用，上半年在来水偏枯的情况下，云南合理优化减少送电广东，6月，四川加大外购电力度，入川输电通道按照最大输电能力受入电力，为蓄水保水和电力保供创造了有利条件。入夏以来，跨省跨区直流送电规模最高约1.6亿千瓦，除西南水电来水偏枯，外送电量优化减少送出外，华北、西北、东北，以及云贵外送通道基本按照最大输电能力送出电力，有力保障了华东、华中、广东等地大负荷时期的电力供应。谢谢！红星新闻记者:我的问题是，请问今年以来我国高温天气偏多，近期又将有台风登陆，会对能源保供带来哪些挑战？后期高温天气情况如何？谢谢！中国气象局应急减灾与公共服务司负责人王亚伟:谢谢您的提问，高温天气都是大家普遍关心的问题。今年以来，我国高温热浪出现时间早、范围广、区域叠加、极端性强，全国共出现了6次区域性高温天气过程。特别是6月以来，黄淮和华北地区出现了多轮次、高强度的高温天气过程，有26个国家气象站日最高气温突破了历史极值。北京、天津、河北、新疆4个省（区、市）经历了最为炎热的6月天气。特别是6月22-24日，北京、天津出现连续3天日最高气温超过40℃的极端情况。高温天气对能源保供从供需两个方面都会带来影响。一方面从负荷侧来看，高温天气会导致群众生产生活用电负荷增加，给能源保供带来压力。另一方面从供电侧来看，温高雨少会导致水力发电出力不足，给蓄水发电保供带来影响。除高温天气以外，台风等气象灾害也将对电力设施安全运行带来影响，对能源保供带来一些不利的影响。气象部门和能源管理部门保持密切的沟通协作，及时通报最新的预报预测情况，采取有力措施最大限度降低天气对能源保供的影响。中央气象台预报，今年第5号台风“杜苏芮”可能于7月28日早晨到上午，在福建晋江到闽粤交界沿海登陆，登陆中心附近最大风力可达14-15级。受其影响，台湾岛、浙江、福建、广东、江西等地会先后出现大到暴雨。28号以后“杜苏芮”将深入内陆北上，还将对我国东部地区造成进一步的影响。此次台风过程，总体有利于海上风力发电，但仍需关注台风登陆前后大风对风电机组安全运行的影响，建议福建、广东一带提前做好风电切出准备。此外，大风和强降雨可能对光伏电站、输电线路、变电站等电力设施产生破坏性影响，建议提前做好电力设施的检修和运行监控。中央气象台于今天上午发布了台风红色预警，请相关各地及时关注本地气象部门发布的预报预警信息，及时采取防范应对工作。从气温来看，预计到7月底，新疆盆地地区、甘肃西部、内蒙古西部高温天气持续，部分地区日最高气温可以达到35～38℃，光伏发电气象条件较好。预计8月份，全国有4次高温过程，江苏南部、安徽南部、上海、浙江、福建北部、华中大部及新疆等地高温日数较常年同期偏多，发生高温热浪的风险较高，可能进一步导致电力负荷增加。预计9月上旬，全国发生大范围持续性的高温天气过程概率较低，但江南地区仍可能有阶段性高温天气。气象部门将进一步加强监测预报预警，及时发布有关预警信息，全力以赴做好能源保供气象服务工作。谢谢。路透社记者:储能能力是安全的一个重要保障，请问将如何推动中国储能行业发展？是否制定了全国性储能发展目标？谢谢！刘明阳:谢谢你的提问，我来回答你的问题。储能是促进新能源大规模开发消纳、提高电力系统安全稳定运行水平的关键技术和基础储备，对深入推进能源绿色低碳转型，助力实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。储能技术路线比较多，包括常规抽水蓄能，以及现在新兴的电化学储能、压缩空气储能等多种技术路线，我们高度重视各类储能技术的创新和产业发展。在新型储能方面，2021年以来，国家能源局会同有关部门先后出台《关于加快新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》等一系列政策文件，围绕新型储能的规划配置、项目管理、调度运用、市场机制、安全管理、人才培养和标准体系等方面提出了总体要求、发展目标和有关重点任务安排。为各级政府、行业企业推进技术创新、应用示范和产业发展提供了重要基础。近年来，受风电、光伏发电大规模开发消纳需求驱动，并在相关产业政策支持下，我国新型储能快速发展，装机规模快速增长。截至今年5月底，全国已投运新型储能装机规模超过1200万千瓦，全国各地对新型储能重视程度持续提高。目前超过十个省份正在开展新型储能试点示范，带动锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等多种技术路线快速发展，相关产业链体系也不断健全完善。下一步，我们将持续推进政策落实，加强调查研究，推动解决行业发展面临的问题与挑战，为能源结构转型调整做出贡献。谢谢！封面新闻记者:今年的迎峰度夏时间已经过半，全国多地都经受了40度以上的高温天气。如果下阶段再出现这种极端高温天气，在能源电力保供工作上有哪些安排？谢谢！欧鸿:我来回答你的问题，谢谢。刚才气象局的王亚伟司长已经对下一阶段的天气作了初步预计，高温天气是夏季用电需求快速增长的主要原因之一。据有关方面测算，当气温在28度以上时，气温每升高一度，全国的制冷负荷可能增加5000万千瓦左右。随着产业结构优化和居民生活水平的提高，夏季空调制冷的需求也越来越大，目前全国很多省份夏季用电高峰期空调制冷负荷在用电负荷中的比重超过40%，一些大城市占比超过50%，这其中绝大部分是居民负荷，是我们必须要做好保障的。根据气象部门预测，8月份，华北、华东、华中、西南等地区出现高温热浪的风险较高，将拉动用电需求快速增长，对能源电力保供提出了更高要求。对此，我们也作了部署和准备，全力以赴保障电力安全稳定供应。一是千方百计做好一次燃料供应。进一步加强对各地电厂电煤库存的监测。针对个别库存偏低电厂，积极协调煤源和铁路运力，坚决避免因缺煤影响机组出力。同时，加强长三角、珠三角、川渝等重点地区发电用气保障，提升气电顶峰发电能力。二是多措并举，推动电源应发尽发。持续做好发电机组的运行管控，合理控制非计划停运和出力受阻规模，切实保障火电、核电、大水电等支撑性电源高水平出力。优化运行调度，保证风电、光伏发电等各类电源多发满发。三是用足全网资源，提升余缺互济水平。坚持全国一盘棋，充分发挥大电网资源优化配置平台作用，用足用好跨省跨区输电通道，发挥中长期和现货市场作用，实现跨省跨区电力余缺互济，精准错峰。适时启动跨省跨区应急调度，保障全网电力资源充分调用。四是做好极端情况下的应对准备，为应对极端高温天气，我们坚持底线思维，指导地方和企业做好应急预案。当预计出现短时电力缺口时，坚持需求响应优先的原则，以市场化方式鼓励用户主动调整优化用电行为。必要时，科学启动有序用电，牢牢守住民生和重点用电底线，谢谢。澎湃新闻记者:请问，今年上半年我国风电光伏等新能源的发展情况如何？风电光伏等新能源天生具有间歇性，请问迎峰度夏期间如何提高这类可再生能源的电力保供能力？谢谢！刘明阳:谢谢你的提问，我来回答这个问题。这个问题对下一步新能源的发展还是很关键的。应该说，新时代十年以来，在习近平总书记“四个革命、一个合作”的能源安全新战略科学指引下，我国新能源发展取得了举世瞩目的成就，装机规模和发电量都稳居世界首位。2023年1—6月，全国风电、光伏新增装机在1亿千瓦以上，累计装机约8.6亿千瓦，风电光伏发电量达到7300亿千瓦时，风电光伏产业已经成为我国最具竞争力的产业之一。风电光伏发电装机规模不断扩大，已成为我国新增电源装机和新增发电量的双重主体。据统计，2023年1—6月，风电光伏新增装机占全国新增装机的比重达到71%，新增发电量占全国新增发电量54%以上，有力满足了全国新增电量需求。确实，风电光伏等新能源具有间歇性、随机性、波动性等特点，但可以通过提升新能源发电预测精准度，配建合理比例的储能设施，开展风光水火储多能互补一体化基地建设等举措，更加充分发挥风电光伏等新能源在迎峰度夏期间的保供能力。通过一系列举措的实施，风电光伏发电在电力保供中的作用越来越明显。根据电网公司的调度数据，2022年全国大部分地区风电光伏的平均出力约占平均用电负荷的15%左右，最高可达用电负荷的40%，2022年迎峰度夏期间，江苏、山东、浙江等光伏发电装机大省上午用电早高峰期间，光伏发电出力最高可超过光伏装机容量一半，有力支撑了能源安全供应。今年汛前4-5月份，云南省风电发电量65亿千瓦时，同比增长92.1%，光伏发电量20.7亿千瓦时，同比增长183%，有力缓解来水大幅偏枯、水电发电量减少对保供的不利影响，保障了5月底云南水电蓄能水平，为应对入汛偏晚、保障电力稳定提供了重要支撑。谢谢！中国能源传媒集团中国能源新闻网记者:当前全国煤炭的供需总体平衡，请问迎峰度夏期间全国煤炭的供需形势是怎样的？国家发展改革委下一步将采取哪些举措保障度夏期间煤炭的供应稳定？谢谢！关鹏:按照党中央、国务院决策部署，国家发展改革委会同有关部门、地区和重点企业，全力做好煤炭保供工作，应该说取得了明显成效。目前，正处于迎峰度夏用煤高峰期，我们的煤炭生产处于较高水平，供需总体平衡。下一步，我们将坚持问题导向，强化底线思维，从稳产量、督长协、盯库存、做预案、保安全等方面落实落细各项举措，全力以赴做好迎峰度夏以及未来一段时间的煤炭保供工作。一是稳定煤炭产能产量。加强煤炭生产监测调度，督促企业抓好安全生产、保持充裕的生产能力，供需偏紧时全力组织生产，保障供应稳定。二是强化电煤中长期合同履约监管，加强对2023年中长期合同履约情况检查核查，强化煤电双向监管，对于不履约案例，发现一起督促整改一起，对于无故拒不履约、不整改的企业，依规予以惩戒，坚决维护长协的权威性和严肃性。三是紧盯电厂存煤水平。密切跟踪重点电厂的电煤库存情况，对个别存煤偏低的电厂，综合采取措施，必要时通过点对点地调运，尽快提升到合理水平。四是制定保障预案。要求有关地方和企业坚持底线思维，针对安全生产、极端天气等因素可能导致的煤矿停产减产、煤炭运输受到影响等情况，提前制定电煤的供应保障预案，做到供应不断档。五是始终坚持安全生产。要求各地和煤炭企业把安全生产工作放到迎峰度夏煤炭保供的首位，统筹好安全生产和煤炭保供，加强安全隐患排查整改，科学安排设备设施的检修维护，确保持续的安全生产。谢谢。国新办举行迎峰度夏能源电力安全保供国务院政策例行吹风会图文实录http://www.scio.gov.cn/32344/32345/49553/50259/tw50261/Document/1744965/1744965.htm

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全文2990字，阅读大约需要5分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com睿博能源智库概述世界各国的政策制定者都在考虑如何激发电力用户对价格变化的响应，而分时电价就是调动积极性的一项重要手段。随着电气化的发展，电力用户有越来越多的机会以低成本为电网灵活性作出贡献，并取代在高峰时期运行的化石燃料发电厂。这不仅有助于支持波动性风能和太阳能的发电并网，而且还可以管理并降低电网为适应电动汽车、热泵以及其他电气化设施等新增需求而升级的成本。在世界范围，分时电价机制正在逐渐普及。时至今日，大部分国家的分时电价都是根据使用时间，将发电相关成本分摊到不同的时间段中，但电网相关成本的分摊通常不考虑时段因素。本文的主题是将分时电价机制的概念延展到配电系统定价中。最近，一些国家和地区已经开始着手处理这一课题[1]。丹麦在将分时电价用于配电系统定价机制中已先行一步，有些经验可圈可点，我们在此梳理了一些经验，也许对世界各地的政策制定者有所启发。2021年，丹麦重新调整和修改了配电公司定价方法。据丹麦政府部门所述，此次修订的方法，即“电价模型3.0”，旨在支持配电网向新型电网过渡，以满足不断增长的电动汽车和其他终端电气化的需求[2]。“电价模型3.0”建立在现有的分时电价基础上，完善并拓展了分时电价在丹麦的应用。它基于新的关于用电和能够体现“谁使用、谁支付”的数据，并利用了在该国已广泛部署的智能电表，以便可以按小时结算电费。反映成本原则按照反映成本的原则，电价的设计旨在令用户支付其使用电力系统的成本。这也是长期以来，丹麦制定电价的核心准则。在“电价模型3.0”出现前，丹麦的分时电价机制反映了不同时间段的发电成本。而“电价模型3.0”完善了该准则的实施，它考虑到了配电系统的成本（尤其是资本成本）也是基于时间而变化的，每小时会根据天气，需求和其他等因素而波动。配电系统成本包括资本成本，运行成本和维护成本。配电系统是指终端用户和高压输电网之间，由电线杆、电线和变电站组成的电力网络系统。通常，电力公司规划者根据系统在高峰时期变得堵塞（或即将变得堵塞）的情况来评估对配电资产的投资需求。因此，配电系统繁忙的时间段决定了资本成本。配电系统中的小型用户（比如居民用户）用电量虽然不高，但却会因在高峰时期集中用电致使电网发生堵塞。正是这些时段的堵塞，最终决定了扩建电网的成本。分时电价可以激励用户改变用电时间，从而减少电网堵塞与扩建电网相关的资本成本。“电价模型3.0”的开发基于对丹麦配电系统用电模式的具体分析。此模型下，在一年或是一天中，当可能需要扩建电网来满足高用电需求或缓解电网堵塞时，配电电价会更高，而当可用的电网容量过剩时，配电价格会更低。这样一来，新的定价方法降低了配电系统的高峰用电需求，缓解了堵塞情况，也因此避免了对配电网络的不划算投资，从而提高电网投资的长期效率。考虑到将来电动汽车，热泵，及其他终端用电需求的增长，这一定价模型会变得越发重要。丹麦配电系统分时电价定价方法“电价模型3.0”将配电系统分时电价同时应用到了居民和非居民用户类别中[3]。从经济的角度来看，根据用户类别划分分时电价至少在一定程度上是合理的，因为这些不同类别的用户通常会连入电网的不同部分（或不同的电压等级），而这些部分的成本也不尽相同（包括不同的资本、运行和维护成本）。理想情况下，配电系统的分时电价应根据所处不同位置的配电电网特性量身制定（比如，两个城市的配电系统堵塞模式可能不尽相同）。然而，由于丹麦电力系统规模相对较小，并且为了简洁明了，全国不同地区的同一类用户都适用相同的配电分时电价[4]。“电价模型3.0”设计了3个时间段，每个时间段的配电网服务价格都不同，这3个时间段分别为：尖峰，高峰，非高峰。每个时间段的电价等于现有的配电平均电价乘以各时段的“比例因子”。图1展示了居民用户配电系统在各时间段的电价水平，这些时间段是根据详细的用电数据综合分析确定的，数据包括丹麦所有终端用户的电表计数（均按小时计量和结算）。“电价模型3.0”将所有资本成本都归集到尖峰和高峰时段中，按照这两个时间段中的用电量水平来分摊，而非高峰时段则无需分摊。此外，基于简化，假设任意时刻用电对电网产生的耗损是几乎相同的，运行成本将被平均分摊到所有时间段。当前，对供暖的需求是扩展居民配电系统的主因，因此大部分的资本成本都分摊到了冬季用电高峰期，然而，丹麦政府部门指出，随着电动汽车普及率的提高，夏季用电高峰可能变得更重要。与其它用户相比，丹麦居民用户消耗了全国最多的电量。配电网中，居民用户往往用电波动很大，而非居民用户的波动则较小。居民用电高峰集中在一早一晚，冬季的尖峰要比夏季高。一天中的用电时间段可分为非高峰时段（电网利用率低于最大负载的60%）、高峰时段（电网利用率在60%—90%之间）和尖峰时段（电网利用率在90%以上）。在“电价模型3.0”中，居民电价的“比例因子”（见图1）规定了配电系统电价在冬季尖峰期时是非高峰期的9倍，而在夏季尖峰期时是非高峰期的4倍。这一定价比例发出了明确的价格信号，鼓励用户将用电时间转移到一天中电网堵塞较少的时间段。图1

全文5181字，阅读大约需要9分钟未经许可严禁以任何形式转载编者按：党的二十大报告提出要“积极稳妥推进碳达峰碳中和”、“积极参与应对气候变化全球治理”。2022年距离世界上第一个控制温室气体排放、应对全球变暖的国际公约《联合国气候变化框架公约》签署已经整整30年。11月6日，《联合国气候变化框架公约》第27次缔约方大会在埃及沙姆沙伊赫开幕，中国气候变化事务特使解振华和中国气候变化谈判代表团已出席并开展工作。eo将陆续推出《全球气候变化30年十人谈》封面组稿，邀请十位多年从事气候变化相关工作的资深专家，和大家一起回顾国际气候谈判历程和中国在应对全球气候变化方面的贡献与角色转变，欢迎关注。相关文章：专访张俊杰：以最低的社会成本实现碳中和人大应经郭伯威：碳市场与碳税不必二选一，可以“全都要”南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.comeo记者

全文3164字，阅读大约需要6分钟未经许可严禁以任何形式转载编者按：党的二十大报告提出要“积极稳妥推进碳达峰碳中和”、“积极参与应对气候变化全球治理”。2022年距离世界上第一个控制温室气体排放、应对全球变暖的国际公约《联合国气候变化框架公约》签署已经整整30年。11月6日，《联合国气候变化框架公约》第27次缔约方大会在埃及沙姆沙伊赫开幕，中国气候变化事务特使解振华和中国气候变化谈判代表团已出席并开展工作。eo将陆续推出《全球气候变化30年十人谈》封面组稿，邀请十位多年从事气候变化相关工作的资深专家，和大家一起回顾国际气候谈判历程和中国在应对全球气候变化方面的贡献与角色转变，欢迎关注。相关文章：专访张俊杰：以最低的社会成本实现碳中和南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.comeo记者

全文1167字，阅读大约需要3分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com潘秋杏陕煤电力集团在2022年上半年经济运行分析会上指出，理顺管理权的5家发电企业发电量较2021年同期增加18.57亿千瓦时，利润同比增盈4.15亿元。2022年2月，陕西煤业化工集团有限责任公司陆续接管大唐集团旗下5家亏损电厂，并计划2023年实现扭亏为盈的管理权理顺目标。2021年下半年以来，煤炭价格上涨，火电企业经营压力大，煤电矛盾凸显，一些发电企业将目光转向了煤电联营。2022年3月，浙江浙能电力股份有限公司在回答投资者提问时表示，公司正在积极寻找优质的煤矿资产。6月，国家电投党组召开会议，传达学习国务院迎峰度夏能源保供工作电视电话会议精神时强调，继续大力推进煤电联营、煤电资产优化工作。8月，华能国际电力股份有限公司在回答投资者提问时表示，在确保符合公司转型发展和收益要求的前提下，公司将积极推动煤电联营和煤电与可再生能源联营。煤电联营是指煤炭和电力生产企业以资本为纽带，通过资本融合、兼并重组、相互参股、一体化项目等方式，将煤炭、电力上下游产业融合的能源企业发展模式，被认为是破解“煤电顶牛”的重要方式。近年来，国家出台了不少政策鼓励发展煤电联营。2018年，国家发改委和国家能源局联合下发《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》，将煤电联营纳入优先发展规划。2019年，国家发改委、国家能源局印发《关于加大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》，优先释放煤电联营煤矿项目优质产能、加大煤电联营项目投融资支持力度。2022年6月28日，中共中央政治局常委、国务院副总理韩正到山西太原调研，主持召开煤炭清洁高效利用专题座谈会并讲话，指出要促进煤电和可再生能源协同发展，充分调动地方和企业积极性，推动煤电联营和煤电与可再生能源联营。从规模上看，近几年煤电联营进展缓慢。中国煤炭工业协会的报告显示，2017年底，煤炭企业参股控股电厂权益装机容量3亿千瓦，占全国火电装机的27.1%。2021年底，煤炭企业参股控股电厂权益装机容量超过3.4亿千瓦，占全国煤电装机的30.6%。4年间，煤炭企业参股控股电厂装机容量增长幅度不大，仅增长了0.4亿千瓦，增幅约13.3%。过去，煤电联营市场化程度不高，而收益、成本、竞争力等是企业进行煤电联营的重要考量因素，需要尊重行业现实和煤电、煤炭企业的意愿。相对煤电企业强烈的联营意向，煤炭企业更看好新能源产业。永泰能源在2022年半年报中表示，公司高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，坚定不移地向储能行业转型。安信证券在2022年8月发布的一份研究显示，目前共有28家煤企布局新能源，包括新能源发电、新型储能等。能源低碳转型背景下，企业会倾向于向综合性能源企业转型，煤炭和煤电企业的合作，并非转型的长久之计，煤电联营后也需适应能源低碳转型。缓解煤电企业经营困难，除了煤电联营，还需结合电价机制、电煤长协机制等，打出“组合拳”。点击下方小程序即可订购杂志~赶快下单吧

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https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Russias-War-Has-Sparked-A-Coal-Renaissance.html

新疆是唯一一个未完成总量消纳责任权重与非水消纳责任权重的省级行政区域，甘肃未完成总量消纳责任权重。这是自2020年可再生能源电力消纳责任权重正式考核以来，首次出现未完成考核目标的情况。

全文3085字，阅读大约需要8分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.comeo记者

全文3102字，阅读大约需要7分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com陈宗法

编者按2021年年底，国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》（以下简称《规定》）、《电力辅助服务管理办法》（以下简称《办法》）。本文作者将分多篇文章，从辅助服务领域规则的变迁、辅助服务市场的定位与使命两个方面分析《办法》的内在逻辑与理论背景，再从用户侧、新能源、第三方辅助服务提供者三个角度分别展望电力辅助服务市场的潜在机会。此前发布的《解读

全文1254字，阅读大约需要3分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com陈仪方2022年3月底，国家能源局南方监管局发布《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》及相关专项实施细则的征求意见稿（以下简称“南方区域‘两个细则’的征求意见稿”）。响应2021年底国家能源局发布的《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》，南方区域首个抛出了本区域“两个细则”的修订版，预计其他区域也将陆续推出本区域的新版“两个细则”。较之于2020年版本的南方区域“两个细则”，此次征求意见稿新增了稳定切机、切负荷、转动惯量、调相等多个辅助服务品种，这些品种都将通过固定补偿的方式提供。爬坡服务暂不启动。征求意见稿特别提到，目前调频和备用辅助服务基本能够覆盖爬坡辅助服务需求，因此仅增加爬坡辅助服务定义及补偿框架性原则。参与主体方面，电力用户开始被列入提供辅助服务的行列。能够被电力调度机构直接控制的直控型可调节负荷将纳入“两个细则”管理范围。直控型可调节负荷容量不小于

全文4219字，阅读大约需要10分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com郭伯威

全文2364字，阅读大约需要5分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com刘满平

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国家发展改革委

国家能源局(2019).关于征求进一步推进电力现货市场建设试点工作的意见的函国家能源局南方监管局（2022）.关于南方（以广东起步）电力现货市场2022结算试运行市场监管有关事项的通知

全文5337字，阅读大约需要10分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com刘满平2月24日俄罗斯对乌克兰采取特别军事行动，俄乌双方爆发军事冲突，欧美国家开启对俄罗斯能源、金融、经济等方面综合制裁。作为近几十年来国际最重要的安全事件，俄乌冲突势必将影响到全球经济。能源作为经济运行的血脉，俄乌冲突持续时间、俄罗斯与欧美国家关系、制裁范围与力度等，必将给国际能源市场带来持久、深刻、广泛的影响。我国作为能源消费大国，油气对外依存度高，国际能源市场变化也将给我国带来诸多影响。01俄乌冲突将给国际能源市场带来短期和长期影响（1）短期影响俄罗斯作为国际能源市场上重要的生产和出口大国，任何有关对俄罗斯的制裁措施，包括直接限制俄能源生产和出口的措施都会直接影响全球能源供给，推动能源价格上涨，尤其是油气价格。而且，油气作为具有战略属性的特殊商品，其价格不仅受到市场供需关系的影响，也与地缘政治局势紧密相关。过去30年中10次军事冲突，都导致油气价格上涨。本次也不例外，2月24日俄乌冲突爆发当天布伦特原油和纽约原油期货价格双双突破每桶100美元关口，最高达到每桶105.79美元。2月27日后，随着BP、壳牌、埃克森美孚等西方石油公司相继宣布退出俄罗斯业务，对供应不足的担忧导致国际油价大幅上涨，至3月4日，布伦特原油日均价格升至118.11美元/桶。3月7日，美国表示正在研究对俄罗斯实施石油禁运，市场对供应短缺的恐慌加剧，布伦特原油日均价格升至123.21美元/桶，首次突破120美元/桶的关口。3月8日，美国正式宣布禁止进口俄罗斯石油和天然气，英国宣布将在年底前逐步停止进口俄罗斯石油及相关产品，布伦特原油和纽约原油期货价格分别收于123.70美元/桶和127.98美元/桶，创下2008年7月以来的新高，仅6个交易日就上涨超27%。据估计，本轮油价上涨中，因俄乌冲突引发的风险溢价累计约20-25美元/桶。但要看到，历史经验表明，像俄乌冲突这种地缘政治风险对国际能源价格的影响往往是短期、显性和阶段性的，无法长期支撑能源价格上涨，能源价格将会随着俄乌冲突的结束或缓和而有所回落，逐步过渡到由市场供需来决定。（2）长期影响①拖累全球经济复苏，进而影响能源需求。目前全球处于后疫情时代，经济正在从新冠疫情的寒冬中逐渐回温，经济复苏基础薄弱。但俄乌冲突及美欧对俄的制裁势必会增大全球经济复苏前景的不确定影响包括能源在内的全球商品需求。首先，石油天然气作为基础性燃料和原料，其价格大幅上涨必然进一步加重美、欧、拉美和非洲等本已十分严重的通货膨胀，全球通胀形势将进一步恶化。彭博社预测，国际油价攀升到100美元，将使美国和欧洲下半年的通胀率提高约0.5个百分点。摩根大通预测，如果国际油价攀升至150美元/桶，全球经济扩张将完全熄火，通胀率飙到7%以上。其次，由于俄罗斯还是全球主要的农产品、矿产品出口国之一，对俄制裁势必将导致全球产业链、供应链紊乱加剧，制造业活动遭遇更大瓶颈。第三，干扰全球货币政策走向预期，主要表现为央行政策空间进一步受限。当前美欧主要经济体正计划加速收紧货币政策，以抑制通胀，同时希望避免因紧缩力度过大而拖累复苏步伐。俄乌冲突在助推通胀预期的同时削弱经济活动恢复前景，令抑制通胀和支持经济的权衡挑战变得更复杂。第四，俄乌冲突通过打击风险资产和私人部门信心影响实体需求，最终将延缓全球经济修复进程。其中，对俄乌自身经济冲击最大，对欧洲经济影响次之，对亚太和美国经济也有负面影响。彭博经济研究认为，如果俄罗斯对欧洲的能源供应中断，可能导致欧元区陷入经济衰退，并将压低美国的经济增长。摩根大通首席经济学家卡斯曼估计，如果国际原油价格迅速推高至每桶150美元，拖累全球经济增长减少3个百分点。②影响全球能源供给，重构能源生产版图。俄罗斯是世界能源大国，拥有丰富的油气和煤炭等能源，在世界能源市场拥有无可或缺的地位。根据《BP统计年鉴2021年》，俄罗斯石油储量约占世界储量的6.2%，居世界第六位；原油和凝析油产量名列世界第二。俄罗斯天然气储量约占世界储量的19.9%，居世界第一位；产量名列世界第二。煤炭约占全球可采储量的17.2%，居世界第二位，同时是世界第六大产煤国，第三大煤炭出口国。能源是俄罗斯经济命脉，2011-2020年间原油和天然气收入占俄罗斯政府平均年度总收入的43%。俄罗斯每年的GDP中超过30%的经济增长由能源相关活动构成。而在疫情发生之后，由于能源价格的大幅度上升，这一占比变的更高。尽管欧美一再强调制裁避开能源业，然而俄罗斯立国之本就是能源，对他的制裁不可能不波及到能源业。未来随着欧美对俄罗斯的制裁逐步加深，俄罗斯经济受损，众多国际石油企业撤资离开，这意味着后期即使争端缓和，俄罗斯油气产量也可能会受影响并无法恢复。现阶段石油买家避开俄罗斯原油，随着库容逐步枯竭，俄罗斯原油产量也将逐步下降。一旦产量下降，再恢复到高产就需要时间。俄罗斯因俄乌冲突油气产量、出口量大幅下降甚至中断，且目前伊朗、委内瑞拉、利比亚等传统生产出口大国因遭受美国制裁或内乱而难以提升出口量，那么全球能源供给势必受到严重影响，能源生产版图也将重构。全球油气供给侧“三驾马车”中另外两个国家——美国、沙特在全球市场上的“能源话语权”将显著得到提升。③增大国际能源合作与贸易风险和不确定性。作为资本技术密集型和国际化的大宗商品，由于资源禀赋、技术条件的差异，能源产品更需要国际合作和贸易来提高市场效率、平衡全球能源市场供需。由于欧洲油气主要依赖从俄罗斯进口，本来“北溪二号”这条俄欧天然气大动脉的投产运营能够有效缓解欧洲的能源危机，目前已经建成，正等待投产运营的审批。由于俄乌冲突，早在2月22日德国就宣布暂停北溪二号天然气管道项目获得认证与投产运营。此外，随着美欧国家对俄制裁措施落地，影响正在凸显，在政府和舆论压力之下，国际能源企业不得不采取措施满足合规要求，并纷纷从俄罗斯撤资或中断项目合作。截至目前，英国石油公司、挪威国家石油公司Equinor、壳牌、埃克森美孚等先后宣布退出与俄罗斯相关能源企业的合作关系。道达尔声明不再参与俄罗斯新项目的融资。第三，由于美欧对俄发起SWIFT制裁，切断俄罗斯部分银行与全球银行系统间的联系，势必会对国际跨境贸易和资金流动形成阻碍。尽管对俄罗斯的制裁没有包括能源行业，但庞大的国际能源贸易，需要两国银行业的支持。在SWIFT制裁下，与俄罗斯开展国际能源贸易将面临支付、结算的问题与风险。如果欧盟对俄罗斯在欧元领域进行制裁，国际能源贸易协议还将面临如何执行的问题。因此，未来与俄罗斯的国际能源合作、贸易等关系或将面临多层次的复杂的不确定性和金融风险。④扰乱全球能源低碳转型步伐与节奏。首先，作为全球能源大国和碳排放大国，俄罗斯之前提出了2060年实现“碳中和”目标。俄乌冲突后，因制裁原因其经济发展将严重受损，而其经济又严重依赖于传统化石能源，因此预计俄罗斯未来经济发展更加依赖于传统化石能源的发展，“碳中和”目标实现的概率将大大降低。其次，欧洲能源低碳转型战略面临很大冲击。欧洲是全球能源低碳转型的倡导者和坚定支持者，德国等部分国家弃煤弃核、大力发展风电新能源的决心和力度都很大，但由于新能源发展虽快，但规模总量占比仍然不高。当前欧洲一次能源消费结构中，石油、天然气占比高达59%，本土油气对外依存度度高达90%以上，其中，约40%的天然气和约30%的原油依赖自俄罗斯进口，可以说对俄罗斯形成了较为严重的油气进口依赖。2021年欧洲发生能源危机、能源价格飙升，欧洲国家开始反思对俄罗斯能源依赖的担忧。俄乌冲突的爆发，欧洲不得不考虑摆脱对俄罗斯的依赖，重塑能源转型。欧洲要想降低对油气的依赖，未来在能源贸易领域实现多元化、去俄罗斯化，长期来看，发展绿色能源成为减轻对传统能源依赖的唯一途径。短期来看，由于资源储量低、采耗时长，不可能大幅恢复天然气生产，不得不依靠部分重新启动最近退役的燃煤电厂以及核电厂，让煤炭成为满足能源需求的优先事项来实现能源安全。事实上，自欧洲能源危机发生后，整个欧洲的燃煤发电也处于增长之中。2021年欧洲燃煤发电量比2020年增长18%，中断了自2012年以来的下降趋势。2022年1月份欧盟煤炭进口量比上年增长56%以上。煤炭、煤电的发展，将会阻碍欧洲能源转型目标。欧盟气候事务负责人称，如果没有更全面的战略来摆脱天然气，欧洲将无法实现到2030年将排放量比1990年水平减少55%的目标，也无法实现格拉斯哥峰会将温室气体净排放量减少到零的2050年目标。02国际能源市场动荡给我国带来一定影响目前中国是全球最大能源消费国，全球占比超过26%，能源总体对外依赖度已经从2000年的5.71%快速上升至2020年的18.07%。其中，石油和天然气的对外依赖度分别在70%和40%以上。虽然国内煤炭资源量相对丰富，探明储量居世界第三，但从2017年起，中国一直是全球最大的煤炭进口国。正由于我国能源市场对国际市场依赖程度高，因此，国际能源市场动荡势必将给我国经济社会带来一定影响。（1）直接增加能源进口成本和支出石油方面，2020、2021年我国原油进口量分别为5.4、5.13亿吨，每年进口原油需要花费高达1700亿美元，约合人民币1.2万亿元。因此，国际油价的上涨对我国购买原油的成本而言都会是一个天文数字。以2021年我国原油进口为例，国际石油价格每上涨1美元/桶，我国原油进口将多支出35亿美元，上涨10美元则将多支出350亿美元。天然气方面，由于欧洲是天然气使用最大的地区，一旦“北溪-2号”停摆，欧洲将逐步转向其他地区购买天然气，势必会导致全球天然气价格上涨。2021年我国进口天然气价格整体呈大幅增长态势，进口管道气价格相对稳定，进口LNG价格涨幅明显，全年天然气进口金额3601.0亿元人民币，与2020年同期相比增长56.3%。以此推算，国际市场1吨天然气价格上涨1美元，意味着我国每年要多支出12亿美元。（2）提高下游产品成本，增大企业经营压力石油作为基础能源和重要的化工原料，其产业链下游的成品油和化工原料是国民经济赖以发展的基础。因此，上游原油价格的上涨，将沿着“原油开采—炼油—化学工业—纺织、机械等行业”这样的产业链向下游传导。而产业链下游行业由于企业较多，相对分散，市场竞争激烈，这就意味着上游产品价格的上涨将提高下游产品成本，而下游企业又无法将成本完全转嫁给用户，就会导致盈利空间被压缩，负面冲击较大。（3）增加居民能源消费支出，增大通胀压力原油价格上涨最终通过生产链逐步传导至消费端，导致居民能源消费支出增加，成本推动型价格上涨压力增大。其传导路径有两种：一是直接传导。由于国内成品油价格与原油价格联动紧密，原油价格上涨将持续带动成品油价格上涨，从而提升居民交通通讯成本。据测算，成品油价格每上涨1个百分点，将影响交通通讯与服务价格上涨0.1个百分点。二是间接传导。主要体现在工业生产和农业生产上。工业生产方面，由于原油是化工、纺织等行业的原料，原油价格上涨将抬高诸多行业的原材料成本，并通过生产链传导至消费端，最终体现在消费品价格的上涨上。而农业生产方面，原油价格上涨将会带动化肥价格提升。而三种主要粮食作物的每亩总成本中，化肥费用的占比高达16.5%。化肥价格提升将导致粮食生产的成本提升，并推涨农产品价格。（4）中俄能源贸易利好的同时暗藏一定风险俄罗斯是中国重要的能源进口国，中国进口煤炭、管道天然气、原油和液化天然气中的27%、17%、16%和6%均来自于俄罗斯，并且2008年以来中国从俄罗斯进口的原油和煤炭占比还在不断提高。俄乌冲突后，欧洲如果减少从俄罗斯进口能源的话，能源作为俄罗斯经济支柱，势必会选择其它出路，而中国是一个最优的选择。在中俄战略合作深化以及美欧不制裁俄罗斯能源出口的背景下，未来中俄能源合作甚至会进一步深化，中俄能源贸易将会大大增加，这对稳定我国能源供应和价格是非常有利的。不过也要看到，未来中国增加从俄罗斯进口能源，将面临两个风险：一是对单一国家形成过高的能源依赖，不利于能源进口多元化；二是欧美国家目前正在积极考虑如果中方通过贸易等手段支持俄罗斯，西方将对中国一并采取制裁措施，此类措施一旦实施，中俄能源贸易将面临一定风险。此外，油气等能源价格上涨还会抑制石油消费；促进新能源产业发展，倒逼能源清洁低碳转型；加速淘汰落后产能，促进炼油产业的升级调整。03相关建议（1）着力推动油气增储上产，加强国内油气资源的勘探开发，增强国内能源生产保障能力。（2）立足煤炭是我国最大能源来源的国情，大力促进和提高煤炭清洁高效利用方式，降低油气等战略性能源依存度，增强国内能源生产保障能力，加强对外部能源供应风险的抵御能力。（3）利用当前机会，加大中俄能源贸易力度，同时努力拓展进口渠道，促进进口多元化，持续提升自身在国际原油贸易中的影响力。（4）持续推动人民币离岸市场建设、深化上海原油期货市场建设，提升我国能源安全水平，抵御国际能源价格频繁波动带来的巨大风险。（5）考虑到未来能源市场“黑天鹅”事件发生频率增多，应从国家、企业、个体等层面大力推动能源市场应急机制建设，有效防范未来风险。（6）先立后破，科学有序、稳妥推进“双碳”工作，避免传统能源退出进程太过激进，导致能源短缺的发生。（7）加强俄乌局势、美欧等国未来针对俄罗斯可能采取的制裁措施的研判，增大培训力度，引导企业在进行国际贸易时合理规避风险。（8）加强国际能源价格趋势监测、预测研判。应加强政治、经济、外交、军事、能源等方面的分析和预测，长期跟踪国际油气煤炭等能源产品价格，未雨绸缪，提前应对。审核

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全文2114字，阅读大约需要4分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com巴正近日，受地缘政治冲突等多种因素影响，国际油价大幅攀升，2月24日俄乌冲突爆发，国际油价7年来首次突破100美元/桶大关。从当前情况看，预计后期国际油价高位震荡，存在进一步走高可能。12022年以来国际油价简要回顾2022年以来，由于“欧佩克+”实际增产数量不及预期，美国页岩油产量恢复缓慢，奥密克戎变异毒株引发的需求担忧逐步消退，叠加哈萨克斯坦骚乱、利比亚油田生产中断、也门胡塞武装袭击阿联酋美军驻地等因素影响，国际油价持续攀升。1月26日，布伦特原油期货价格（以下简称国际油价）盘中突破90美元/桶关口；2月24日，俄罗斯总统普京宣布在乌克兰东部进行特别军事行动，随后俄乌爆发武装冲突，国际油价7年来首次突破100美元/桶，盘中最高涨至105.79美元/桶。3月2日，国际油价收盘突破110美元/桶。

编者按2022年是党的二十大召开之年，是区域全面经济伙伴关系协定（RCEP）正式生效的第一年，是中国提出“双碳”目标后的第二年，新冠大流行的第三年；2022年距启动新一轮油气体制改革已有五年，距启动两轮电力体制改革已有二十年，距签署《京都议定书》已有二十四年，距实行改革开放已有四十四年……历史总是螺旋上升。变局之中，热闹背后，哪些政策、技术是未来的伏笔，哪些迹象透露着玄机，2022，让我们共同见证。2022年，能源领域会发生什么？在经历过去两年的大落大起之后，新一年的能源价格是否会进一步走强？在能源与气候变化问题上，国际社会将会更合作还是更分裂？科技进步又会给能源行业带来哪些变化？预测是困难的，但做出判断并及时行动是必要的。eo尝试用四篇文章，呈现2022年能源领域的重要议题和潜在趋势分析。本期封面将在近日分篇发布，敬请关注！全文3999字，阅读大约需要8分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.comeo记者

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全文4110字，阅读大约需要8分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com柴玮

以火星车“好奇号”为例，其依靠同位素衰变发热进行供能，功率为125瓦，与我们日常用的笔记本电脑功率相近。所以这个月球裂变反应堆未来投产，相当于可以同时给320台“好奇号”充电。

编者按国家能源局近日修订发布了《电力并网运行管理规定》（以下简称《规定》）、《电力辅助服务管理办法》（以下简称《办法》）。本文作者将分多篇文章，从辅助服务领域规则的变迁、辅助服务市场的定位与使命两个方面分析《办法》的内在逻辑与理论背景，再从用户侧、新能源、第三方辅助服务提供者三个角度分别展望电力辅助服务市场的潜在机会。全文4692字，阅读大约需要10分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com杨萌

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在近期给客户的一份报告中表示：“如果发生这种情况，政府可能会要求工厂减少产量和天然气消耗，以确保家庭供应。”9月22日，合计占英国市场份额2.9%的英国天然气电力供应商Green

编者按2021年秋或许是值得全球能源人铭记的。过去十年里唾手可得的燃料——煤炭和天然气，虽不至于全民疯抢，但大有成为“奢侈品”之势。一路爬升的一次能源价格背后，“完美”的市场机制曾获得全球多数国家决策者的认可，认为其能够促使效率最大化，并为供需双方提供价格信号，进而引导生产和消费。但在供需严重失衡时，它的作用几何？什么样的机制才能化解矛盾，使现实回归正轨？正处于能源市场化改革关键时期的中国，选择进一步加快电价市场化改革，同时保持对居民及农业的“保护”，并对非理性飙升的煤炭价格采取干预措施；而已经拥有成熟能源市场的欧洲国家却“分道扬镳”，有的开始质疑市场的运作方式，有的则坚持无需补救。此轮大涨价还发生在全球加速减碳的背景下，故事有着截然不同的版本：有人认定“锅”就在能源转型过快；也有人认为，正是因为转型太慢，对棕色能源过渡依赖才导致如今局面。2021年10月9日，国家能源委员会会议指出，现阶段工业化城镇化深入推进，能源需求不可避免继续增长，供给短缺是最大的能源不安全，必须以保障安全为前提构建现代能源体系，着力提高能源自主供给能力。10月24日国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》明确，坚持系统观念，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，统筹稳增长和调结构，把碳达峰、碳中和纳入经济社会发展全局。对于“双碳”目标，“必须付出长期艰苦卓绝的努力。要结合近期应对电力、煤炭供需矛盾的情况，深入测算论证，研究提出碳达峰分步骤的时间表、路线图”。南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.comeo记者

上世纪60-80年代，德国的核电技术一直领先世界，公认是最安全的。在权威报告《2000年国际核电站电力生产比较》中，根据性能与安全评议出的世界十大最安全核电厂中，德国占到了6座。

全文较长，建议收藏阅读~未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com陈愚1三种缺电伴生：缺可用容量、缺环保指标、缺煤自2020年底湖南、江西有序用电以来，2021年各地有序用电的情况时有报道。其中，9月底东北的拉闸限电因为直接影响民生用电，引起了大量关注。缺电作为一种结果，除了经济强劲复苏、气温高导致用电需求大涨外，供给侧的原因并不相同，本轮缺电原因主要有三类：缺可用容量、缺环保指标、缺煤。缺可用容量：可用容量是能够在各种工况下（尤其是峰值负荷时）稳定出力的电源装机容量；各种电源装机的累计可用容量，无法覆盖用电负荷，发生缺电。缺环保指标：部分区域为了达到能源消费强度和总量双控的约束性指标，主动限制电力消费。缺煤，煤电机组出力受阻：缺煤，部分煤电厂买不到煤，无法发电；煤价上涨，而煤电上网标杆电价原地踏步，面粉贵过面包，部分煤电厂因多年亏损、资金链断裂，无钱买煤。分析各省区不同时期情况，以上三种缺电均存在：2020年底，湖南、江西缺可用容量有序用电，浙江缺环保指标主动限电。2021年5-6月，广东、云南缺可用容量。2021年9月，广东、山东、安徽、东北等多地因缺煤有序用电，陕西、宁夏、云南等地为达到能耗双控目标主动限电，浙江因能耗双控、缺煤、外送电下降等因素有序用电。其中辽宁、黑龙江为避免电网发生大规模解列，紧急拉闸限电，影响了民生，引起广泛关注。以上三种缺电中，缺煤短期内有多种措施可解决，缺环保指标有避免“运动式”减碳的政策方向，而缺可用容量的问题较为严峻复杂，也是本文主要探讨的问题。2东北拉闸限电溯源（1）迎峰度夏期间，东北缺煤，电力供应紧张冰冻三尺，非一日之寒。2021年7月以来，受副热带高压位置偏北影响，东北地区连续多日高温，用电负荷屡创夏季新高。因为缺煤和伴生的煤价高涨，东北地区电煤库存持续下降，个别电厂电煤库存低于警戒煤位，甚至存在缺煤停机风险。7月19日，辽宁省出台《关于调整辽宁省内电熔镁企业用电峰谷分时时段的通知》（辽发改价格﹝2021﹞255号），调整峰谷分时电价时段，引导电熔镁企业错开晚高峰用电，削减电网高峰负荷。7月28日，东北电网（黑龙江、吉林、辽宁、蒙东）用电负荷最高达到7058万千瓦，同比增长8.2%；极热无风，风力发电仅3.4万千瓦，创历史新低，不足风电装机（2020年底东北电网风电装机4026万千瓦）的0.1%；东北电网在最大870万千瓦的跨区电力支援下，成功化解了有序用电和拉闸限电的风险。大唐吉林发电公司向国家能源局东北能监局汇报，反映了煤电企业面临的困境。东北能监局调研后，形成《关于东北区域迎峰度夏期间电煤供应短缺情况的报告》报送国家能源局，并印发了《关于进一步加强迎峰度夏期间电煤供应情况和电力供需形势预测工作的通知》。8月6日，国家能源局向东北三省一区重点地方供煤省区能源局和重点煤矿所属集团下发了《关于协调解决东北三省电煤煤源的紧急通知》。（2）9月，辽宁、黑龙江事故拉闸影响民生受缺煤和煤价高、供暖期前设备检修的影响，大量煤电机组出力受阻，以辽宁为例，煤电出力仅为装机容量的一半左右；叠加新能源发电减少，东北地区电力供应持续紧张。根据《有序用电管理办法》，2021年9月9日起，吉林实施有序用电，9月10日起，辽宁、黑龙江实施有序用电，东北地区实施多轮III级（负荷缺口5%-10%）和IV级（负荷缺口5%及以下）有序用电，其中辽宁最大错避峰243.67万千瓦，用电影响范围限制在部分工业企业。9月23日，东北地区电力供应缺口进一步扩大，辽宁和黑龙江启动II级（负荷缺口10-20%）有序用电，其中，辽宁最大错避峰416.92万千瓦。由于风电骤减、出力不足装机容量的10%，电网仍然有较大缺口，电网频率低于49.8赫兹，且频率调整手段已经用尽，鲁固直流送山东、高岭直流送华北线路不具备调减空间。为防止电网瓦解和大面积停电，依据《电网调度管理条例》及相关预案，东北电网调度部门实施“电网事故拉闸限电”。拉闸限电不同于有序用电，是保电网安全的最终手段，用电影响范围扩大到居民和非实施有序用电措施企业。3东北拉闸限电对能源供应问题的影响东北地区拉闸限电对经济民生造成了不利影响：引发电梯停运、停水、断网、交通拥堵等一系列次生事件；其中，辽宁澎辉铸业有限公司因突然拉闸，高炉煤气泄漏，23人送医救治。不幸中的万幸，拉闸限电发生在供暖季前，而不是严寒时期，为解决问题提供了缓冲时间。（1）促进解决缺煤8月6日，国家能源局已下发《关于协调解决东北三省电煤煤源的紧急通知》，但是，政策发力需要时间，煤炭产能释放需要安监、环保、国土等多部委协调解决。东北地区充分暴露了缺煤问题，相信后续各部委会通力协作，尽快解决缺煤问题。不过，随着北方供暖季来临，保障煤炭供应支撑发电供热的压力仍然不小。（2）促进解决电煤价格顶牛“市场煤、计划电”带来的电、煤价格顶牛，是多年痼疾。2021年9月底，东北的标煤单价最高达2000元/吨，按供电煤耗300gce/kWh估算，燃料成本为0.6元/千瓦时，而东北地区的燃煤标杆电价为0.37+元/kWh，再考虑税费、财务成本、运营成本、员工工资等，每发一度电约亏损0.3元。根据2021年10月8日的国务院常务会议，市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，我国燃煤标杆上网电价0.26-0.45元/kWh，电价上浮20%约0.052-0.09元/kWh，可向下游疏导170-300元/tce的燃煤成本，对解决面粉贵过面包有一定帮助。避免煤电价格上涨，有利于经济民生。但燃煤成本贵过电价，煤电厂能撑多久？已有部分煤电厂资金链断裂，煤机停机，如果更多的煤电厂破产停机，缺电扩大化，将不利于经济民生。（3）促进重视风光波动对电网安全的影响近期风电、光伏的度电成本下降到接近甚至低于传统的煤电，有观点认为，这是电力行业巨大变革的临界点。但该观点忽略了电力是即发即用、实时平衡的系统，而风光是优先发电的、出力不稳定的波动性电源，当风光出力下降时，需要有其他电源顶上，考虑到我国的电源结构，煤电是主力替补队员。2021年7月28日，东北电网用电负荷最高达到7058万千瓦，极热无风，风力发电仅3.4万千瓦，不足风电装机的0.1%，此时电煤顶牛的矛盾初起，煤电厂出力受阻较少，加上跨区电力支援，化解了有序用电和拉闸限电的风险。9月下旬，缺煤和电煤顶牛的矛盾持续时间较长，更多的煤电机组出力受阻——替补队员长期食不果腹、下场了。首发队员风电出力突降、不足装机容量的10%，替补顶不上，导致用电负荷缺口扩大、电网频率下降，最终发生事故拉闸，以至于影响了民生用电。东北拉闸限电，将促使各地重视风电、光伏的波动属性，统筹安排替补的顶峰电源。（4）促进为煤电设置两部制电价近年来，随着用电侧负荷尖峰化、发电侧风电光伏等波动性电源占比提高，煤电作为主力替补队员，频繁上场、下场，出场时间（利用小时）自然下降。未来，随着风光装机占比的继续提高，煤电利用小时将继续下降。近年大部分地区煤电电价下调，利用小时下降，夹击下大量煤电企业长期亏损。东北大量煤电企业在亏损中煎熬多年，2021年又受到高煤价的冲击，部分煤电机组资金链断裂、停机，缺电时无法上场替补。替补队员即便上场时间少，也该发工资保证其基本生存，以便于随时上场替补。建议参考气电、抽蓄的两部制电价，也为煤电设置两部制电价，保证煤电在利用小时不断降低的情况下，能保本微利，避免煤电因连续亏损而破产、停机，从而导致电力系统的可用容量不足。建议各地测算、对比一下，煤电机组保本微利所需费用，和频繁有序用电乃至于拉闸限电导致的工业限产、民生用电不足带来的损失。4东北拉闸限电的隐藏问题：可用容量缺口我国提出力争2030年碳达峰、2060年碳中和的目标后。有观点认为“十四五”不应新建煤机，以避免高额资产搁浅风险，甚至应关停存量煤机。但电力系统需要实时平衡是客观现实，另外我国电力行业处在增量发展阶段，用电负荷和用电量年年创新高；风光是波动性电源，储能技术尚在新生期，距离规模化还有很长的路要走；顶峰、调峰主力和电量主力依然是传统能源，尤其是煤电。如果电力无法保供，造成的损失需要计算和合理分担，电力不足的综合影响要有充分预估。基于清洁、低碳、经济、保供等多目标，电力系统应统筹规划，考虑各种能源的特性，应充分重视能稳定出力的电源装机的建设，保证可用容量增长。表1

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省级层面印发年度有序用电方案地方公用发电机组在电力供需紧张时期要保持满发满供，全额上网，不安排计划停产检修，地方并网自备发电机组在满足自发自用的前提下按照调度需要增加发电出力。2.

全文4939字，阅读大约需要10分钟未经许可严禁以任何形式转载南方能源观察微信号：energyobserver欢迎投稿，投稿邮箱：eomagazine@126.com江一鲟缺电已成为影响今后几个月经济平稳运行的突出问题。与以往曾经发生过的缺电情况相比，本轮限停电有更深刻的驱动因素，其复杂程度已经超越了能源电力系统的边界，需要以更宏观的视角考虑逻辑关系、潜在后果和解决办法。从限停电的影响因素看，既包括电力供需基本面的问题，也存在地区供应、成本、安全压力差异，还有国内政策组合的协同性问题。此外，还涉及应对气候变化的国际关系和国内政策等。本文试图厘清不同驱动因素及影响程度，对潜在影响和解决方式做出分析。1供需基本面的确定性强目前条件下近期较难改变经济增长及对应的能源消耗和碳排放是基本面。2021年上半年，生产和消费“双强”是电力供需缺口的主要变量。上半年经济增速较快，工业生产整体偏强，能耗和排放增长较快；疫情后经济复苏带来的出口坚挺，带来国内能耗和碳排放增加，相当于我国出口全球的商品隐含补贴了全球碳成本。目前我国的出口激励政策已经减弱，继续加强和完善该政策，在降低国内能耗和碳排放的同时，也能减少出口对国际大宗品涨价的拉动，同时也能减轻在应对气候变化问题上的国际压力。在构建“双循环”新发展格局的过程中，国内消费增长强度也将是影响能耗和碳排放的重要因素。具体来看，能源供需基本面存在以下几个问题。煤炭供需关系严重失衡。2021年1-8月全国煤炭供应量减少了10%，而煤电、钢铁、水泥等煤炭消耗大户的产能有平均10%的增长。一减一增，供需关系严重失衡，煤价变成只涨不跌。据《CECI指数分析周报》，截至9月23日，5500大卡、5000大卡煤离岸综合价为1210.44元、894.08元。基本上到厂标煤价格都要到1700元以上，煤电度电燃料成本已在0.5元以上，发电越多，亏损越多。煤电成本也难以通过电价机制向下传导。电力供应方面，局部地区供需缺口较明显。近期，煤电成本骤增等因素导致电力供应增速跟不上电力需求增速。长三角、珠三角等地区尤为明显，导致这些地区电力供应压力升高，同时引发成本传导压力和电力安全压力升高。非水可再生能源发电（规模、增速、质量）的增量，难以支撑短期电力消费增量和减碳任务。目前情况下，由电源结构低碳清洁转型产生的电力系统可靠供给能力下降的局面，将难以有效改善。阶段性、极端气候条件下的电力供应紧平衡、不平衡等问题或将持续。上述问题在“十四五”中前期会尤为突出。装机容量方面，现有煤电装机总量有保障，煤电发电权受限。由于煤炭消费总量控制、新建燃煤发电项目严控等政策，以及通过碳市场、绿电交易、绿证核发等方式消费端向“绿电”转向，煤电低利用率（小时数）下，将产生新增煤电项目“高设计产能、低核准产量”现象。短期内的煤炭供应量少价高是导致“煤电顶牛”的主要矛盾。即便能够足量供应，也难以调动煤电发电积极性。整个“十四五”时期煤电“增容控量”的大方向不会改变，不排除局部地区仍有增建煤机动力。“十四五”时期，电力供需仍呈现紧平衡，煤电电量维持高位或仍有微涨。煤电定位正在向保电力安全转变，增建煤机不会导致更多煤电发电和电煤消耗。民生用电方面，居民生活用能电气化趋势明显，冷冬保供难度大。空调季刚结束、供暖季即将到来。部分地区冬季负荷已超夏季负荷，尤其是长江沿线地区，有冬季取暖需求的冬冷夏热地区面临较大的冬季保电压力。2021-2022冬季冷冬可能性大，加剧了这些地区的冬季供电、供气压力指数。保供年年有，冷冬尤其难。综上，供需基本面上，煤-电价格倒挂导致煤电发电意愿不足是主要原因，煤电装机量足够但发电机会不足；非水可再生能源发电不足以支撑电力消费增量，重点地区可再生能源发电量规模与出力不足；需求旺盛导致供需缺口加大，部分地区电力供应安全压力有所提升。东北等部分地区民生限停电，可能是电力供应和电网安全的一个直接反映。2021年全国能耗控制形势不容乐观，呈现总量上升、效率下降趋势。据中信证券的测算，总能耗增速下降，但总量仍在增加，能耗强度下降率呈衰减趋势。2021年前8个月，全国电力能耗、钢铁能耗、水泥能耗三项占全国能耗的60%以上，这三个部门是影响年内能耗与碳排放控制目标的关键。

年碳中和的目标，新一届德国政府对于农业领域的减碳要有详细说明。但由于农业领域的环境新政曾引起农民强烈抗议，消费者也对减少肉食的建议提出抗议，本次大选中，大多数政治家对该议题都很谨慎。