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　　新一轮迎峰度冬保供已经开启，煤炭、电力供应备受关注。中电联日前发布的《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称“《预测报告》”）指出，四季度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。

　　记者从业内了解到，与去年相比，今冬电力总体供需压力有所减小，度冬保供的关键在于煤电，仍需要煤电价格成本疏导、电力需求侧响应以及省间电力市场多方面机制综合施策应对。

　　《预测报告》指出，冬季气温将是影响四季度电力消费需求增长的重要因素之一。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、发电受阻及合理备用等因素，预计迎峰度冬期间全国电力供需总体紧平衡，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、东北区域电力供需基本平衡；华东、华中、西北、南方区域电力供需偏紧。

　　“据相关分析预测，今冬会否出现极寒天气等因素都将会影响电力总体负荷。华东区域如浙江、江苏、上海几个较大的受电省（区、市）或将出现电力供应缺口。”一位电力行业分析人士告诉记者。

　　中国能源研究会理事陈宗法指出，冬季历来都是用电及供热高峰。“现在电力系统中新能源占比较大，从电源端看，冬季风电的发电量会增加，水电发电量会减少，煤电需要发挥调节电力系统并托底保供的作用。”

　　就煤电保供，陈宗法进一步分析：“今年以来，煤电企业采购的电煤综合单价始终超过基准价上限，前三季度全国煤电企业因煤价上涨导致电煤采购成本增加，现金流比较紧张。但由于今年1-9月全社会用电量增长不多，煤电有效利用小时数有所下滑，目前煤机负荷率约为65%-70%。加之去年以来国家出台了一系列能源保供稳价政策，各大发电集团也做足了能源保供准备工作，今冬能源保供的总体压力相比去年而言有所减小。”

　　“四季度，综合考虑多种因素，能源保供、安全度冬的关键在于电煤的平稳供应与煤电政策的完善。”陈宗法指出。

　　陈宗法进一步举例分析了电煤市场情况：“10月底，5500大卡北方港口动力煤价出现较大幅度上涨，超过了国家规定的550-770元/吨合理区间。由于受电价上浮20%的限制，煤电企业整体入不敷出，对保供造成一定影响。”陈宗法指出，当前煤电企业不得不提升冬季供暖区域库存煤水平，但采购电煤及资金周转面临较大压力。

　　“此前国家出台了电煤中长期合同三个100%政策，但实际履约率离100%差距较大。”有业内专家坦言。

　　中电联《预测报告》建议，为平稳度冬保供，要做好需求侧管理，确保可调节负荷规模足额覆盖电力供需缺口。对此，上述电力行业分析人士指出，度冬的需求侧响应侧重于对负荷缺口发生的时间地点进行预判，形成预案措施。“从发电侧而言，电网的调度和发展部门要尽量协调电源，增加火电出力和开机，确保发电企业储存好煤炭，保证发电能力的调度。”

　　该人士进一步分析，我国目前的需求响应政策和试点办法由于每年执行次数少，补贴标准不够高，导致用户参与积极性较低，负荷聚合商未能形成社会化的大量投资。未来，随着新型电力系统的逐步建立，并伴随工业物联网、楼宇自动化系统的成熟、智能化系统及设备的进步，需求侧应能够主动跟随电力系统波动及电网情况调整用电负荷。

　　在上海电力大学能源电力科创中心常务副主任谢敬东看来，度冬保电工作还需要省间电力现货市场进一步完善机制。“建议按照‘交易组织+市场治理’模式开展度冬保供工作，要优化电力现货市场价格水平控制。由于电力、电量的商品属性不同，电力、电量的价格水平存在较大差异，建议市场规则中差异化设置电力和电量交易价格上限，合理界定电力需求以控制电力交易规模，避免短时间的电力需求抬高整体的电量市场价格。”

　　谢敬东还指出，要建立电力现货市场价格与市场治理衔接机制，如做好电力现货市场运营监测和市场价格的宏观调控工作，采取全过程的市场监管措施，严厉处置中长期市场交易违约行为，防止电力市场力风险，必要时实施价格干预措施。

　　陈宗法则建议，建议国家平均燃煤基准电价从0.38元/千瓦时上调至0.45元/千瓦时，并在此基础上上下浮动20%，实现“基准对基准，区间对区间”。

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