经济企稳回升 多地持续高温

　　用电高峰，保供持续发力（经济新方位）

　　虽已立秋，多地气温仍居高不下。7月份，全国平均气温为1961年以来历史同期第二高，245个国家气象站日最高气温突破7月历史极值；同时，疫情防控形势向好、稳增长政策落地发力，企业复工达产节奏加快，电力负荷屡创新高。

　　国家能源局电力司司长何洋介绍，7月15日，全国最高电力负荷达12.6亿千瓦，当日发电量达285亿千瓦时。在“七下八上”负荷高峰期，用电负荷预计还将继续攀升。当前煤炭电力保供各项工作进展如何？记者进行了采访。

　　煤炭——

　　加大产运需各环节顺畅衔接，抓住“保量”和“稳价”

　　内蒙古鄂尔多斯，国家能源集团神东煤炭补连塔煤矿的综采工作面一派繁忙。轻点启动按钮，采煤机缓缓向前移动，一刀割下来，就有2300吨煤落入刮板运输机，经过洗选加工等环节运往全国各地。

　　“用电高峰期，差不多每隔10分钟，就有一列运煤火车从这里出发。7月份，我们自产煤完成1453万吨，同比增加41万吨。”神东煤炭总调度室主管王成才介绍。今年上半年，国家能源集团完成18个煤矿5800万吨产能核增；煤炭产量3亿吨，铁路运输量2.3亿吨。

　　煤炭是我国能源安全的“压舱石”。今年以来，国际煤炭供需偏紧、煤价高位波动。我国进口煤成本增加，上半年进口煤炭1.15亿吨、同比下降17.5%，这对立足国内做好煤炭保供稳价工作提出了更高要求。

　　看产量，原煤生产较快增长。上半年全国规模以上企业煤炭产量21.94亿吨，同比增长11%。今年以来，核准煤矿项目先进产能3770万吨/年，调整建设规模增加产能900万吨/年，并推动试生产产能6000万吨/年。

　　看运力，电煤运输平稳有序。用好西煤东运、北煤南运主要通道能力，7月份国家铁路发送电煤超1.3亿吨，同比增长40%。

　　看价格，动力煤长协价格基本平稳、市场价格高位波动。7月份，秦皇岛港5500大卡动力煤中长期合同价格719元/吨，与5、6月份持平，同比上涨71元/吨。

　　国家能源局煤炭司副司长刘涛介绍，近日，国家能源局已部署在全国范围内开展电煤中长期合同履约监管工作，督促煤炭企业提高履约兑现率，严格执行国家政策，提高电煤稳定供应水平。

　　加快推进储煤设施建设、加强煤炭储备能力建设，是平衡电煤供需波动性、保障高峰期用煤需求的一项重要举措。6月份，山东电网用电负荷5次刷新纪录，最高9757.6万千瓦，并持续保持高位。

　　“我们从内蒙古、陕西调运60万吨资源进行储备，在曹妃甸港、秦皇岛港等地市场化采购110万吨动力煤，有效弥补了省内自产资源储备缺口。”山东能源集团营销贸易公司总经理夏竞介绍，截至7月28日，集团的政府可调度煤炭储备量超过584万吨，同时，今年新规划建设的8个煤炭储备项目也在加快开展。

　　发电——

　　煤电非计划停运规模降至多年来最低水平，清洁能源发电较快增长

　　在中国华电集团莱州电厂，4台百万千瓦燃煤发电机组稳定运转。“今年前7月，累计完成年发电量超105亿千瓦时。8月2日的发电量达9101万千瓦时，负荷率92.5%，创历史新高。”莱州电厂副总经理曹善勇说。不仅如此，电厂正推进机组的供热改造、节能降碳改造、灵活性改造，进一步降低供电煤耗。

　　当前，煤电仍是我国最主要的电源，以不足50%的装机占比，生产了全国约60%的电量，满足了超70%的高峰负荷需求。根据中国电力企业联合会的统计，截至6月底，纳入电力行业燃料统计的发电集团燃煤电厂煤炭库存9601万吨，同比提高42.6%，电煤库存可用天数22.4天。当前，煤电非计划停运和出力受阻规模降至多年来最低水平。

　　中国电力企业联合会有关负责人也谈道，今年以来电煤市场价格整体前涨后稳，持续在高位震荡，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。“建议切实有效增加电煤有效供应、强化中长期合同机制的同时，完善相关政策支持煤电企业纾困。”

　　煤电支撑用电高峰的同时，水电、风电、光伏等清洁能源同样“大显身手”。白鹤滩水电站投产机组装机容量达到1000万千瓦、我国首个单体百万千瓦级陆上风电基地正式投产、首座潮光互补型光伏电站全容量并网发电……今年以来，多个清洁能源发电项目建成投产。

　　截至6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量11.8亿千瓦，占总装机比重为48.2%，同比提高2.8个百分点，绿色低碳转型效果继续显现。从发电量看，上半年，水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电量超1.2万亿千瓦时，同比增长12.8%。

　　“从目前电力投资增速以及各地规划情况看，电力供应总体是有保障的。随着重点电源、输电通道的陆续投产，局部地区电力供需紧张的局面会逐步得到改善。”中国电力企业联合会有关负责人说。

　　电网——

　　智能巡检保障安全运行，优化调度助力削峰填谷

　　电力要从发电厂顺利抵达用户侧，中间还得经过一道重要的输配电网环节。为了确保用电安全，既要保障输配电设备和线路的安全运行，又要通过大电网优化电网调度，做到电力余缺互济、削峰填谷。

　　智慧巡检提升运维效率。室外高温炙烤，在南方电网广东广州供电局500千伏狮洋巡维中心，运维人员“一键下达”高温高负荷特巡工单：空中的巡检无人机、地面的巡检机器人齐出动，通过激光测距、红外测温等检查，让设备异常难逃“火眼金睛”。“智能联合自主巡检系统‘上岗’后，故障测寻平均时间由原来的40小时缩短为3小时，实现了效率和安全的双提升。”广州供电局生产技术部经理吴小科介绍。

　　跨省输电助力余缺互济。8月3日22时30分，随着来自浙江的50万千瓦电力通过华东电网送到安徽，浙江安徽两省完成了今年迎峰度夏的第三十七次电力置换互济。“浙江工业用电负荷比重大，最大用电负荷常发生在白天，而安徽的最大电力负荷常发生在晚间，最大负荷的时段差异让电力余缺互济有了基础。”国网浙江电力发展部副主任叶炯介绍。根据约定，今年迎峰度夏期间，在7:00—8:30和15:30—17:30由安徽送电浙江，19:00—22:30由浙江送电安徽。

　　需求响应实现削峰填谷。供给侧发力之外，通过需求侧响应，利用市场化方式引导电力用户主动错峰、避峰，同样可以促进电力电量的供需平衡，提高电网实时调节能力与安全水平。

　　“我们签订的响应负荷量是1800千瓦，响应时间从早上10时到晚上10时，即使只响应八成的负荷量，一天的补贴也有7000元左右。”今年，戴卡凯斯曼成都汽车零部件公司与当地供电公司签订了主动错避峰负荷响应协议，企业设备科副科长陈志算了一笔账。截至8月2日，国网四川电力主动错避峰负荷资源库已签约用户4493户，签约响应能力超500万千瓦，占全省用电最高负荷的10%左右。

　　接下来，如何更好保障用电高峰期间的电力供需平衡？“全国电力供需总体紧平衡，华东、华中、南方区域部分省份用电高峰时段电力供需偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。”中国电力企业联合会有关负责人建议，继续统筹产、输、配、用等各重点环节：

　　一是增效挖潜保障电力可靠供应。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。最大限度挖掘各品类电源顶峰发电潜力。优化跨区域电网间的开机备用、错峰支援、余缺调剂，全力保障高峰期间电力供需平衡。二是充分发挥跨省跨区通道作用。加大对地方政府协调力度，增加跨省跨区电力交易。三是扎实做好需求侧管理及有序用电工作。完善需求响应价格补偿机制，加快出台全国性需求响应政策和价格机制，推动有序用电向市场化的需求响应转变。