日前，中国电力企业联合会发布了《适应新型电力系统的电价机制研究报告》《新能源参与电力市场相关问题研究报告》《发电企业在全国碳市场运行情况调研报告》《黄河流域电力企业生态环保成效及问题调研报告》《新型电力系统调节能力提升及政策研究报告》《2021年电煤与电力供应紧张原因分析调研报告》《新能源配储能运行情况调研报告》等7项行业重大问题调研报告。
现将报告全文整理如下：
适应新型电力系统的电价机制研究
习近平总书记在中央财经委第九次会议上，提出构建新型电力系统。建立科学合理的电价机制，是促进新型电力系统建设、实现新能源对传统能源安全可靠替代的关键手段。中电联组织完成了《适应新型电力系统的电价机制研究报告》，提出了相关政策建议，供政府有关部门和电力企业参考。
一、电价政策现状及执行情况
（一）政策现状
伴随我国电力从短缺到平衡的过程，电价制度也经历了从计划到市场的变革，2015年新一轮电力体制改革以来，发用电计划逐步放开，输配电价透明合理，上网电价和销售电价逐步向市场过渡，电价改革在电力改革和发展过程中发挥了关键作用。
“双碳”目标下，电力行业进入到了“能源转型期”、“改革深化期”、“新型系统构建期”三期叠加的新阶段，需要设计科学合理的电价机制，促进新能源对煤电的安全可靠替代，提升电网的安全供应能力和对新能源的灵活消纳能力，推动电力成本在市场主体之间公平负担，推动各类市场主体共同为系统安全稳定运行做出贡献。
上网电价方面，我国执行的是计划与市场并行的“双轨制”。
近年来，市场交易电量规模快速增长，2022年1～9月，全国市场交易电量3.89万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到60%，2022年全年有望突破5万亿千瓦时。其中，煤电已全部进入电力市场，通过“基准价+上下浮动20%”机制形成价格；新能源于2021年实行了平价上网，并部分参与了市场交易。
输配电价方面，输配电价改革制度先行、有序推进、成效明显，国家针对省级电网、区域电网、专项输电工程输配电陆续出台了专项核价办法，依法依规开展成本监审工作，并定期公布核价结果。
（二）政策执行情况
关于煤电：今年以来，全国各地普遍能够执行国家现行燃煤发电价格改革政策。煤电价格由市场交易形成，1～9月全国燃煤发电机组完成交易电量3.12万亿千瓦时，平均交易价格为0.4497元/千瓦时。
关于新能源：新能源于2021年开始实行平价上网，并且政策提出2030年新能源要全面参与电力市场。当前全国新能源电量平均市场化率约30%左右，全国有三分之一的省份超过30%，主要集中在中西部地区。新能源参与市场程度高的省份，尤其在运行电力现货市场的省份，新能源结算价格普遍较低。
为促进新能源发展、体现绿色价值，我国开展了绿证、绿电交易，但总体规模较小。绿电交易去年启动，今年累计结算136亿千瓦时。绿证交易2017年启动，累计核发5100万个，认购量448万个。
二、当前电价机制存在的主要问题
（一）煤电价格形成机制矛盾突出
电煤价格长期高企，煤电基准价没有随之调整，上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本。煤电基准价和浮动机制各有作用。煤电基准价是反映全社会平均煤电发电成本的上网基准价格，应随成本变化及时调整；浮动机制反映的是供需变化、市场竞争导致价格波动。国家文件也曾明确提出“根据市场发展适时对基准价和浮动机制进行调整”。
当前，确定煤电基准价时的边界条件已发生明显变化。煤电基准价于2019年确定，测算对应的是秦皇岛港5500大卡下水煤价格535元/吨，2022年以来，电煤价格持续在800元/吨以上。2022年1～9月，发电集团到厂电煤价格（折合5500大卡）865元/吨左右，度电成本约0.48元/千瓦时，全国煤电机组前三季度亏损总额接近950亿元，影响发电企业的生存和发展。
市场建设过程中缺乏对于煤电容量的补偿机制。新型电力系统下，煤电功能定位发生变化，更多地参与系统调节，利用小时数呈现显著下降趋势，煤电企业原有通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本回收的机制已发生根本变化。
（二）新能源的绿色价值难以体现
目前的可再生能源消纳责任考核制度只对省级行政区域进行考核，没有体现售电公司、电力用户等个体消纳绿色电力的责任。在自愿购买机制下，绿证、绿电市场成交规模较低。
现行市场交易机制更多针对常规电源特点设计，不符合新能源出力特性，导致新能源在连续成交的电力现货市场缺乏竞争力，且承担了大部分市场运营费用。
（三）输配电价定价机制有待完善
省级电网输配电价机制“约束有余、激励不足”，部分核价参数设置与电网生产经营实际存在较大偏差，难以支撑加快建设坚强电网的需求。
专项输电工程定价机制不完善，单一制输电价格下，容易对部分跨省跨区交易形成一定的“价格壁垒”效应，难以适应电力资源大范围配置的要求。
（四）系统调节成本难以有效疏导
我国电力辅助服务费用长期在发电侧内部平衡，这种成本分摊方式已不适应未来发展需要。国家已出台政策明确了辅助服务费用的疏导原则和要求，但在实际操作中，仅有南方区域、山西、山东等少数地区落实了辅助服务费用在发电侧和用电侧按比例分摊，大部分省份仍然难以落地。
三、有关建议
新能源逐步成为电力电量主体，是新型电力系统较传统电力系统的最重要改变。为了保证系统安全稳定和持续推进能源转型，系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的多维价值。电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。
（一）建立更多维度的上网电价形成机制，促进安全保供和绿色转型
一是完善煤电“基准价+浮动机制”，发挥安全保供作用。建立完善煤电基准价联动机制，建议在基准价中及时反映燃料成本变化，可以将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。按照当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平，在联动后的基准价水平上再实施上下浮动；科学设置煤电中长期交易价格上下浮动范围，建议选择现货试点地区，将煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制予以放宽；增强可持续的容量保障能力，推进容量保障机制建设。相较于容量市场和稀缺电价，容量补偿机制是我国现阶段发电容量保障机制的可行选择。原则上，建议根据煤电机组的可用发电容量按年度进行补偿。
二是完善绿电“市场价+环境价值”，促进清洁低碳发展。
建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，通过落实对售电公司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任；推动交易机制更加适应新能源特性，通过提高交易频次、科学设置偏差考核、实行政府授权合约等手段，保障新能源入市能够获得合理收益；建立全国统一的绿证制度，构建与国际接轨的绿证交易体系。
三是完善调节能力合理定价机制，激发系统调节潜力。科学确定电力现货市场限价幅度，完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。
（二）建立更加科学的输配电定价机制，促进全国资源配置
一是完善省级电网输配电价核定规则。遵循电网企业运营客观规律，按照激励约束并重原则，足额保障电网生产性成本，合理确定定价权益资本收益率，合理核定输配电价水平。
二是针对跨省跨区输电通道制定科学合理的电价机制。分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向“容量电价+电量电价”的两部制电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒，推动电力资源大范围灵活配置。
（三）建立更为有效的系统成本疏导机制，支撑新型电力系统建设
一是合理疏导辅助服务费用。合理确定辅助服务费用在发电侧和用电侧的分摊比例，对于无法确定受益主体的费用，建议辅助服务费用由发电侧和用电侧按照1：1的比例进行一次分摊。
二是合理疏导交叉补贴费用。完善居民阶梯电价制度，探索对居民、农业用户实行分时电价政策，通过暗补变明补的方式妥善解决交叉补贴问题。
三是充分考虑社会承受能力。保证一次能源价格在合理区间，注重经济效益与社会效益协同。
（四）更好发挥政府监督管理作用，保障各项政策落到实处
一是加强对电力市场的监测，深化对电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易中电价形成的监管，避免不合理的行政干预。
二是加强对煤炭市场的监测，保持电煤市场供需平衡，避免电煤价格大幅波动。
三是加强对发电成本的监测，保障各类电源健康可持续发展。
新能源参与电力市场相关问题研究报告
习近平总书记在中央财经委第二十二次会议上，提出加快建设全国统一电力市场体系，指出有序推动新能源参与市场交易。由于新能源发电具有波动性等特征，参与电力市场还面临着诸多问题和挑战，迫切需要完善相关政策和市场机制。
中电联组织完成了《新能源参与电力市场相关问题研究报告》，提出了相关政策建议，供政府有关部门和电力企业参考。
一、国内基本情况
（一）新能源发展及政策保障
随着“四个革命、一个合作”能源安全新战略的贯彻落实，我国能源转型战略不断推进，近年来形成了促进可再生能源发展和消纳的政策体系，以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，新能源装机规模迅速增加、利用水平稳步提升、技术装备水平显著进步、成本快速下降。
“双碳”目标背景下，我国明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，提出2030年新能源全面参与市场交易，对新时代新能源发展提出了新任务、新要求。
（二）新能源参与市场的情况
从新能源参与市场类型来看，主要包括电力市场、绿电市场、绿证市场、碳市场以及综合能源服务等新业态。
从参与市场的交易方式看，新能源占比低的地区以“保量保价”收购为主，执行批复电价，新能源占比较高的地区以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，其中“保量竞价”电量参与电力市场，由市场形成价格。
从参与市场的程度看，2021年新能源总体参与市场的比例为30%左右，各省新能源参与市场交易的程度不同，市场化上网电量比例在15%～65%不等。
从参与市场的形态与品种看，新能源参与了包括省间及省内的中长期市场、现货市场、辅助服务市场等，交易品种有电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易等。
（三）面临的问题和挑战
一是新能源绿色价值没有充分体现，不利于能源绿色转型。当前反映新能源绿色价值的配套政策相对滞后，绿色电力配额制尚未真正落地落实，绿证自愿认购的激励机制不足，绿色电力消费环境溢价的效用未体现，绿色电力消费证明缺乏唯一性，不利于能源绿色转型以及“双碳”目标的实现。
二是新能源参与市场电价水平偏低，不利于行业健康可持续发展。在新能源高占比的地区，新能源参与电力市场后的价格普遍走低，加之辅助服务分摊、系统偏差考核等因素，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险。
三是灵活性调节价值没有合理传导，不利于系统安全运行。当前电力市场中对灵活性调节资源价值体现不足，辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理，以省为边界的新能源消纳机制还不能满足未来新能源大规模发展消纳的需要。
二、国外情况及启示
（一）国外新能源参与电力市场情况
从全世界范围来看，在新能源发展初期，许多国家通过固定上网电价机制、溢价补贴机制、可再生能源配额制+绿证、差价合约等政策机制鼓励新能源产业发展，基本是以保障性消纳为主，市场化机制为辅，不断提升新能源在电力市场中的竞争力。
报告对常用的四种可再生能源激励模式进行了比较，分析了优缺点，充分借鉴国外经验和教训。
（二）国外启示
一是发挥政策补偿激励作用，促进新能源发展。二是优化市场机制，适应新能源的特性。三是发挥市场价格信号作用，提升系统调节能力。四是建立可调节性电源投资保障机制，保障系统充裕度。五是发挥区域联网和多能互补的作用，保证系统可靠性。
三、有关政策和市场机制建议
（一）完善体现新能源绿色价值的政策体系
为稳妥推进新能源参与电力市场交易，需要从政策和市场发力，充分考虑新能源的特点，尽快建立和完善体现新能源绿色价值的政策体系，优化完善符合新能源特点的电力市场体制机制，以此为前提和基础，推动新能源逐步进入市场交易。
报告提出了新能源参与电力市场的分阶段实施路径建议方案：
第一阶段（当前到2025年），建议采用“保障性消纳+市场交易”的模式，加快建设“配额制+绿证”政策体系，引导用户逐步参与绿色电力消费。
第二阶段（2025年-2030年），建议全面实施“强制配额制+绿证”制度，以强制配额制+绿证制度作为新能源平等参与市场的前提条件，同时，尽快建立“电-碳-证”市场协同机制。
第三阶段（2030年以后），新能源全面参与电力市场交易，形成“市场+绿证”的正常运转机制，全社会共同承担新能源消纳责任。
为实现上述路径，具体建议如下：
一是在过渡期采用“市场交易+溢价补贴”模式。在第一阶段考虑采用市场价基础上增加溢价补贴的方式，有序推动新能源参与市场。建立更加有效的可再生能源消纳权重分解机制，将消纳责任从各省细化分解至售电公司和电力用户。
二是尽快建立“强制配额制+绿证交易”制度。政府确定用户用电量中新能源配额比例，建立相应考核机制，用户通过购买新能源绿证完成配额责任；明确绿证是我国绿色电力消费的唯一凭证，统一将绿证数量作为绿电消费量的衡量标准，理顺绿证价格形成机制，统筹绿证和绿电交易体系，建立统筹绿证与消纳量的监测核算体系。
三是同步探索“电-证-碳”机制衔接。理顺“电-证-碳”市场的关系，电力市场负责电力商品交易，绿证市场负责可再生能源的绿色电力属性，碳市场负责约束化石能源的温室气体排放。确保绿色环境权益的唯一性，加强各个市场平台间的数据交互，打通绿色电力证书与碳市场之间的流通环节。
（二）建立适应新能源特性的市场机制
一是优化新能源市场交易和合约调整机制。增加新能源调整曲线的机会，缩短交易周期，提高交易频率；在中长期交易合同中设立调整条款，约定调整方式、调整范围和价格机制；允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性。
二是建立政府授权的中长期差价合约机制。通过与政府授权电网企业或保底购电企业场外签订新能源差价合约的方式，产生的损益由全体工商业用户分摊或分享，制定合理的新能源保障利用小时数，实现与市场交易规则的有效衔接，并合理疏导政府授权合约费用。未来随着新能源技术及成本的变化，以及绿色电力消费配套政策的实施进展情况，可采取政府授权合约退坡或调整基准价格的方式进行调整。
三是完善新能源参与跨省跨区交易机制。加快全国统一电力市场建设，研究建立统一规范的规则体系和技术标准；持续提升特高压工程利用效率，提高新能源外送占比；不断优化跨省区交易组织方式，统筹做好省间交易组织，强化省间市场与省内市场、中长期与现货市场协同。
四是建立集中式新能源联营参与市场的机制。对于新能源集中外送，特别是以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地，可探索将风、光联合参与市场，通过内部聚合平衡的方式，提高新能源出力预测精度和出力稳定性，自发调整新能源发电曲线，平抑波动性。
（三）建立支撑新能源发展的引导机制和手段
一是发挥市场配置资源的作用，激发调节潜力。通过完善辅助服务管理机制和辅助服务市场，合理补偿调节成本，激励市场主体主动提高调节能力；按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，疏导辅助服务成本；针对高比例新能源电力系统运行特性，探索快速爬坡、转动惯量等新品种；激励新能源企业不断提高涉网性能，优化参数设计，促进新能源企业在保证电力系统安全管控运行方面发挥更大的作用。
二是改进新能源功率预测机制，完善支撑手段。加强新能源企业功率预测技术和管理水平，鼓励新能源企业之间进行数据共享，持续推动新能源功率预测精度提升工作。整合国家和区域新能源功率预测的资源，建议建立国家级新能源出力预测系统，采取新能源购买系统服务的方式，减少单个企业建设成本，提高功率预测准确率。
发电企业在全国碳市场运行情况调研报告
习近平总书记在党的二十大报告中提出“健全碳排放权市场交易制度”。建设全国碳市场和利用市场机制控制温室气体排放是贯彻党中央国务院决策部署、推动绿色低碳发展的重大制度创新实践。2021年7月16日，全国碳市场正式上线运行，首批纳入电力行业，覆盖了我国40%以上的化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放，成为全球规模最大的碳市场。由于我国碳市场处于初期起步阶段，面临不少问题和挑战，需要通过更长时间的市场探索和更多的市场主体参与，不断完善碳市场建设。
为更好地发挥市场机制作用，中电联在长期追踪全国碳市场建设的基础上，组织完成了“发电企业在全国碳市场运行情况调研”报告，提出了相关建议，供政府决策和企业发展参考。
一、发电企业碳交易工作成效
全国碳市场整体运行平稳。截至2022年10月28日，累计成交量1.96亿吨，其中，第一个履约期成交量1.79亿吨。成交均价43.93元/吨，其中第一个履约期的成交均价为42.85元/吨。累计成交金额86.0亿元，其中第一个履约期成交额76.6亿元。全国碳市场以大宗协议交易为主，占80%以上。第一个履约期履约完成率99.5%，其中，央企履约完成率100%。
碳减排和碳交易认识显著增强。从开立账户、核算核查、配额测算、配额分配到上线交易和清缴履约的全过程，发电企业对碳市场、碳交易的全链条管理有了更加全面的认识，并切身感受到碳市场对企业经营、管理的意义和影响。
煤电清洁高效利用持续推进。推动存量煤电节能改造、供热改造、灵活性改造，淘汰低效率落后煤电机组，促进能效水平进一步提升。本次调研的100多家电厂案例，2021年单位火电发电量平均二氧化碳排放量862克/千瓦时，同比下降1.3%，降幅比行业高0.8个百分点。
碳排放管理效能进一步提升。制度体系建设逐渐完善。制定碳交易管理制度，明确各级单位碳交易工作职责，加强统筹管理，理顺工作流程。数据管理日趋规范。企业认真执行数据质量控制计划，加强碳排放数据体系化、标准化、信息化管理，进一步提升了碳排放数据的精细化、准确化、规范化。本次调查的五大发电集团和九家地方电力集团企业碳元素实测率从2018年的50%左右提高到2021年的100%。
减排成本降低渠道进一步拓展。首个履约期允许企业使用CCER（国家核证自愿减排量）抵销5%的应清缴配额量，有利于降低单位发电量碳排放强度和控排企业履约成本，对新能源快速发展、增加新能源企业效益发挥了一定作用。另外，碳资产管理为企业低碳转型带来机遇，对未来吸引资金技术投入到节能减碳、新能源方面起到重要作用。
低碳技术创新步伐进一步加快。探索开展低碳技术研发与实践，坚持技术引领，加大大规模低成本碳捕集、封存与利用技术研发、示范与应用，实现可持续减污降碳。
经过一年多的运行，总体来看，全国碳市场基本框架初步建立，价格发现机制作用初步显现，企业减排意识和能力水平得到有效提高，促进企业减排二氧化碳和加快绿色低碳转型的作用初步显现。
二、全国碳市场运行存在的问题
（一）配额分配机制方面
配额分配过紧给火电企业带来更大经营压力。在现行市场形势下，煤价长期高位运行。随着新能源发展，新能源的波动性使火电机组面临更高的调节要求，煤电利用小时下降。配额成本在电价中未疏导至用户。我国火电机组经历了多轮“上大压小”，进一步减碳空间十分有限。在这些情况下，配额分配过紧会为火电企业带来更大经营压力。
基准线的收紧尺度和更新时间尚不明确。碳市场政策缺乏连续性，市场无法形成稳定预期，企业难以决策，容易导致市场流动性不足，增大企业履约难度。
基准线设置正向激励作用不足。目前，配额基准线设置在鼓励先进机组的同时，兼顾了小机组和特殊机组的生存需要，但对大容量、高参数、低排放和深度调峰机组的正向激励作用不够。如，600MW机组整体配额不足；燃气机组配额激励不够；配额分配方案的负荷率修正系数仅对纯凝机组适用，会出现部分大容量机组因供热量较小导致在纯凝状态下配额减少的问题。
碳市场覆盖范围相对单一。全国碳市场设计时，已经考虑覆盖发电、钢铁、建材、有色、石化、化工、造纸、航空八大行业，但目前仅纳入发电行业。由于单一行业内的技术水平、要素结构、风险因素等方面较为相似，导致碳市场存在潜在的结构性风险，不利于实现全社会低成本减排。
（二）监测、报告与核查机制方面
基于碳实测的核算法难以应对我国燃煤电厂煤质不稳定的客观情况。与欧美电厂来煤稳定且运行期内基本采用设计煤种的情况不同，我国燃煤电厂燃烧混煤是常态。配煤比例不同，煤质随之发生变化。企业按相关标准要求进行取样、制样、混样、检验等，燃煤的日综合煤样、月缩分煤样得出的检验结果仍然是对实际碳含量的统计推断。
碳核算指南没有发挥提高碳数据准确性的目的。核算指南要求过严过细，很多要求超出了电力企业日常生产数据管理的规范要求，增加了企业管理环节和管理成本，但并没有明显增加企业监测数据的准确度。
核查环节未充分发挥应有作用。据企业反映，第三方核查机构缺乏专业性，核查存在“走过场”现象，增加了管理环节，但企业数据质量未能得到有效提升。
企业数据质量管理有待加强。从中电联对发电行业碳排放数据的分析情况看，重点排放单位仍存在指标检测不规范、数据统计不准确、参数使用不规范等数据质量问题。
（三）交易和履约机制方面
配额缺口上限标准未发挥作用。为降低配额缺口较大的重点排放单位履约负担，配额分配方案设置了配额履约缺口上限20%的相关规定。据调研，在第一个履约周期中，几乎没有发电企业达到该机制的触发条件。
仲裁机制缺失。目前碳市场运行面临较多具体问题，如，部分严重亏损企业银行账户已被冻结，导致其无法交易履约；一些应纳未纳企业的补入，没有明确途径和方式。
（四）CCER抵销机制方面
CCER抵销机制尚未明确。目前政策已经明确碳市场第一个履约周期可将CCER用于抵销。但未来CCER抵销机制的走向尚不明确，影响企业交易决策。另外，CCER自2017年暂停至今，经过全国碳市场第一个履约周期，市场上的CCER供给量已远低于需求量。
三、相关建议
（一）政策机制层面
尽快出台《碳排放权交易管理暂行条例》。规范碳排放监测、报告、核查和监管行为，明确各主体责任，对失信行为加大处罚力度。
尽快扩大全国碳市场覆盖范围。从国家层面综合考虑各行业发展空间和减排空间，统筹设定碳市场不同行业控排目标。尽快纳入其他具备条件的行业，充分发挥碳市场的资源配置作用和价格发现功能，推动全社会低成本减排。
建立配额分配长效机制。充分考虑煤电企业在电力系统中的作用和实际经营情况，强化煤电基础保障和应急调峰的作用，稳定能源供应，将基准线下调水平控制在合理范围，减少企业负担。尽快明确基准线收紧尺度和更新的时间尺度，以使企业有明确的市场预期，激励企业自觉开展节能降碳。调整基准线设置（如，补增60万千瓦机组基准线、适当调增燃气机组供电基准值、扩大负荷率修正系数适用范围），以充分体现对大容量、高参数、低排放机组的正向激励作用。设置配额调节机制，避免配额过松或过紧，对企业正常生产运行、对碳市场稳定运行带来影响。
优化监测、报告与核查制度。加快研究符合国情的缺省值核算法，选择有利于规范行为、提高效率、降低成本的科学管理路径。鼓励企业选择在线连续监测获取二氧化碳排放数据。结合电力行业生产管理实际流程，调整核算核查制度，避免额外增加企业生产数据管理成本。
进一步协调完善市场机制。加强碳市场与电力市场、绿电市场、绿证市场、CCER市场等其他相关市场机制运行的有效联动，统筹发挥政策合力，避免政策交叉和重复监管。重启CCER抵销机制和自愿减排项目备案机制。
（二）企业层面
高度重视碳市场对企业的转型促进作用。根据国家双碳目标，完善应对气候变化制度体系，制定企业低碳发展战略。一方面加快企业火电布局调整和结构优化，另一方面促进可再生能源发展，降低单位发电量碳排放强度。
做好碳资产管理。强化碳资产管理的制度建设，搭建资产管理信息化系统平台，提高企业精细化运营管理水平和碳排放数据质量；探索实现企业碳管理系统与全国排污许可证信息管理平台等国家系统的对接，减少重复填报，实现数据共享；挖掘CCER减排潜力，开发CCER项目，拓展减排领域；积极利用碳金融工具，发挥金融在优化资源配置的作用。
持续开展能力建设。通过多层级、分区域、分职责的培训，提高碳管理能力。规划技术创新战略，加快清洁能源技术、储能技术、碳捕集封存利用技术的创新研发和示范，有效推动绿色低碳发展。
（三）行业协会层面
推动建立行业碳排放数据质量管理自律体系。组织制定有关行业规范，通过行业自律，推动企业自觉守法守规参与碳市场。组织企业开展碳排放数据自查和互查，预判数据风险，加强交叉检验，提升数据质量。
加强企业数据质量监督和人才培养。加快推进碳排放管理员人才培养体系建设，建立健全职业能力评价机制，提升行业合规开展碳数据质量管理的能力。
探讨依托行业协会设立碳交易仲裁机构。协调碳排放交易中存在的问题、障碍和企业间的纠纷以及开展异议复核等。
黄河流域电力企业生态环保成效及问题调研报告
党的十八大以来，以习近平同志为核心的党中央高度重视黄河流域生态保护和高质量发展，将黄河流域生态保护和高质量发展提升为重大国家战略，具有深远历史意义和重大战略意义。在此背景下，黄河流域电力行业发展面临新的挑战，是当前电力企业反映较为集中、迫切的问题。
为统筹推进黄河流域电力企业高质量发展与生态环境高水平保护，中电联牵头主要电力企业开展《黄河流域电力企业生态环保成效及问题调研》，通过调研提出促进黄河流域电力企业“在保护中发展、在发展中保护”的意见建议，为政府制定相关政策提供决策参考。
一、黄河流域生态环保及电力企业发展概况
（一）生态环保现状
黄河发源于青藏高原巴颜喀拉山北麓，呈“几”字形流经青海、四川、甘肃、宁夏、内蒙古、山西、陕西、河南、山东9省区，全长5464公里。黄河流域面积79.5万平方公里（包括内流
区面积4.2万平方公里），共涉及69个地区（州、盟、市）、329个县（旗、市）。
通过长期有效治理，流域生态环境总体向好，水沙治理取得显著成效，生态环境质量明显改善，生态保护与修复成效明显。但在取得成绩的同时，仍存在流域生态环境脆弱、流域水资源过度开发利用、部分地区污染严重、发展模式偏重偏粗等方面的问题。黄河流域生态环境问题表象在黄河，根源在流域。
（二）流域内电力企业概况
根据中电联统计，截至2021年年底，流域内主要电力企业发电装机容量约1.8亿千瓦。分类型看，火电1.4亿千瓦，占比最高，约77.7%；水电1471.9万千瓦，占比8.1%；风电1704.2万千瓦，占比9.4%；太阳能发电867万千瓦，占比4.3%。流域电源结构偏“火”特征明显。分企业看，华能总装机容量最大，国家电投非化比重最高。
（三）电力发展与生态环保趋势
国家和地方高度重视流域开发与保护，已制定了“十四五”乃至中长期电力发展和生态环保规划。
流域电力发展趋势。黄河上游段，发展重点是推进水电项目开发建设、水电基地扩机增容、梯级电站大型储能试点项目研究和建设；加快青、甘、宁、内蒙古等省区陆上风电和光伏发电基地化开发；加强跨省跨区输电通道建设等。中下游段，重点是推进干支流及周边区域集中规划实施一批风电、光伏发电规模化应用工程，推进滩涂地风光储输一体化基地和采煤沉陷区“光伏＋”基地建设；严格控制除民生热电外的煤电机组建设，持续优化调整存量煤电，淘汰退出落后和布局不合理煤电机组等。
流域生态环保趋势。上游重在保护水源涵养区和防治水土流失；中游重在水土流失综合治理，严格控制水资源取用，加强入黄排污口整治；下游重在构建绿色生态通道，约束水资源利用，系统推进污染防治，加强湿地生态系统保护和河道（口）生态保护区管理。
二、流域生态环保法规政策及企业执行情况
（一）法规政策基本情况
国家、流域、流经省区等各层面制定出台的基础性、专项性、地方性的法规政策较为全面、系统和有针对性，共同构成黄河流域生态环保法规政策体系。流域内电力企业既要满足国家出台的有关生态环保、污染治理、节能降碳等基础性法律法规政策，还要满足针对流域生态环境保护的专项性法规政策，同时也要满足地方生态环境主管部门出台的更加严格的地方性法规政策。
（二）电力企业执行情况
总体情况。国家电网公司、五大发电集团十分重视生态环保工作，严格执行国家、地方和流域相关法规政策，部分电力企业还制定了更为严格的企业规章制度和管理办法，确保各项生态环保要求落到实处。
分类型情况。流域内火电企业重点落实取水许可、排污许可；稳定运行环保设施，确保达标排放；推进煤电超低排放改造、废水提标改造、煤场封闭改造、燃料清洁运输、提高固废处置与综合利用，进一步提升火电清洁化低碳化水平；积极配合生态主管部门开展执法监测等。水电企业做好全过程生态环保管理，前期重点落实流域规划、水电开发规划、生态环保规划以及满足环评、水保等批复要求；建设期重点落实环保、水保“三同时”，控制施工期“三废”排放，实施生态环保管理和监理等；运行期重点落实生态环保设施和污染治理设施，保障生态流量；水电项目退出或退役要进行生态修复。新能源项目规划选址要避让生态保护红线、环境敏感区等，取得环评、水保等批复；施工期、生产期保证污染治理和水土保持措施稳定运行，做好退役后的废旧组件回收处置、生态治理与生态恢复等方面工作。
黄河流域电力企业通过进一步降低污染物排放，严格落实取水限额、水土保持和生态治理，推动清洁低碳电力发展，促进了流域环境质量改善，减轻了对流域生态环境影响，在促进流域高质量发展与高水平保护方面取得了积极成效。
三、企业遇到的主要问题
电力企业对黄河流域生态环境保护反映较为集中的问题主要体现在以下六个方面：
一是黄河流域生态环境脆弱和特殊性气候特点增加了电力项目生态环境治理难度。生态脆弱是黄河流域存在的最大问题，电力项目“三同时”制度要求环保、水保工程要与主体工程同时设计、施工、投运，部分风光项目建设周期短、植被恢复相对慢，环保、水保“三同时”工作滞后，面临违规风险。
二是黄河流域生态保护红线划定、调整、监管和执法的科学性合理性方面还存在一些问题。部分地区生态保护红线划定或调整时与电力企业沟通不足；有的项目建设时合规，红线调整后导致建成后违规，面临移建或拆除风险；红线主管部门不明确、管理责任不清晰、协调机制不完善的问题仍存在。
三是流域内部分火电企业还存在废水治理水平偏低，不满足废水排放要求，以及企业取用中水水质差、配套设施滞后的问题。仍有少数火电企业因水处理设备老化、系统无法稳定运行，外排废水水质不满足地方环保要求；部分市政污水厂建设滞后，无法保质保量提供中水，影响正常生产。
四是中上游火电厂大宗固体废弃物综合利用存在困难，固废大量贮存对灰场库容产生压力。黄河中上游地区火电厂固废综合利用率普遍较低；固废综合利用不畅，大量贮存在灰场，造成库容濒临到界，增加了环保风险。
五是流域大型水电站的系统调节、降碳等综合价值未充分体现，部分水电站还面临汛期浮渣问题，对安全运行产生风险。黄河上游大型水电站承担辅助服务任务以支撑新能源大规模开发与利用，但辅助服务成本增加无法通过电力市场获得有效补偿；大型水电项目碳减排效益得不到认定；部分水电站库区在汛期和降雨后生活垃圾、漂浮物较多，严重影响水电站安全稳定运行。
六是流域内新能源项目更新、退出机制有待健全，退出报废产生的废旧组件、危险废物回收处置产业尚不完备。老旧风、光项目设备更换、退出报废后续机制尚不明确；国内尚未形成成熟的废旧风、光组件回收产业；危险废物（如铅酸电池、废齿轮箱油等）处置存在制约。
四、促进流域电力企业生态环保的政策建议
针对以上问题，提出促进流域电力企业生态环保的六点政策建议：
一是因地制宜制定政策，加强电力项目生态治理。建议政府主管部门针对黄河流域不同区域生态环境特点开展分区管控，因地制宜制定具体生态环保政策，指导流域电力企业更加科学、精准地开展生态治理；适当放宽电力项目因开发建设破坏生态环境后的植被恢复时限要求；加强适应黄河流域生态恢复的植被优势种的筛选、培育和研发；建议电力企业进一步重视和加强在黄河流域环境敏感区电力项目生态治理，促进企业发展与生态保护相协同。
二是科学管理生态保护红线。建议地方政府在划定生态保护红线时与国土空间规划、电力发展规划充分衔接，广泛征求电力企业及利益相关方意见建议；建立电力企业涉及红线问题的意见反馈或申诉机制；明确生态保护红线的牵头责任部门并及时向社会公开；组织相关机构开展生态保护红线边界及功能区域的定期评估。
三是加快中水设施建设，统筹节水与废水治理。建议地方政府加快建设中水生产设施，加快管网建设，提升中水资源供给能力；鼓励和引导火电等用水量大的企业自建中水设施或使用城市中水；建议流域内火电企业统筹全厂水资源管理和废水综合治理，进一步优化取水用水方案，加强全厂水务管理；定期开展水平衡试验，有效指导全流程取水、用水和排水；实施全厂水网监控等。
四是保障固废品质，促进综合利用。建议地方政府采取规划、财税、价格等多种措施推进本地区火电企业大宗固废综合利用；重视火电厂灰场问题，通过增加贮灰场地划拨、出台政策支持利用废弃矿坑、沟壑贮存固废或政府主导建设统一贮灰场等措施，降低灰场库容逐渐紧张的潜在风险；建议沿黄火电企业加强锅炉及环保设施运维管理，保障产出的粉煤灰、脱硫石膏等固废品质满足建材等相关标准要求。
五是制定政策机制，体现水电综合价值。建议政府主管部门统筹市场机制体制，补偿水电辅助服务价值；探索建立水电生态环境效益评价认证制度，利用价格、财税、补偿、调度等多种措施或手段体现综合生态价值；开发大水电碳减排效益评估机制，体现减碳价值。
六是健全政策机制，促进新能源快速发展。明确老旧风机、光伏机组延寿、退役以及拆旧换新的申请流程和有关手续，促进新能源项目更新换代；对在原有新能源电场核准容量扩容、生态环保行政审批等方面给予支持，简化相关程序和手续，加快新能源发展；建议将新能源废旧组件回收与处置产业纳入国家鼓励类产业结构指导目录；制定财税、价格等激励性政策，促进危险废物回收处置企业优化运行、提高效率。
新型电力系统调节能力提升及政策研究
当前，我国正在加快规划建设新型能源体系。电力系统新能源占比不断提高，由于新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征，系统的综合调节能力是影响新能源发展与消纳的关键，迫切需要完善相关政策机制，整合各类调节资源，为更大规模新能源发展创造条件。
为深入贯彻落实党中央、国务院关于构建新型电力系统的决策部署，保障电力系统安全稳定运行，推进能源电力清洁低碳转型，中电联组织完成了《新型电力系统调节能力提升及政策研究》报告，供政府有关部门决策参考。
一、系统调节能力情况及问题
（一）基本情况
电源侧灵活调节能力持续提升。电源侧调节能力主要包括灵活调节煤电、具有日调节能力的大中型水电、抽水蓄能、调峰气电、新型储能等。截至2021年底，全国灵活调节电源装机占比约17%。
电网跨省跨区输电通道加快建设，为大范围系统调节创造了条件。截至2021年底，我国跨省跨区送电能力达到3亿千瓦以上，已建成“十五交十八直”33项特高压工程。
电力需求侧管理作用彰显，响应能力不断提高。“十三五”期间，国网经营区累计实现削峰响应1853万千瓦，填谷响应1925万千瓦；南网通过签订可中断协议，实现需求响应共计570万千瓦。
新能源得到高效利用，弃电率控制在合理水平。2021年，全国有28个省区的风电、太阳能发电利用率在95%以上。新能源弃电率2.7%，比“十三五”初期下降13个百分点。
（二）存在问题
系统调节能力难以适应更大规模新能源发展需要。“十三五”期间，新能源装机占比从11.3%提升至24.3%，提升了13个百分点；而抽水蓄能、调峰气电等传统调节电源占比一直维持在6%左右。比较而言，欧美等国灵活电源比重较高，美国、西班牙灵活电源占比分别为49%、34%，灵活调节电源分别是新能源的8.5倍和1.5倍。
新能源配储能政策存在诸多问题。一是地方出台“一刀切”强配储能政策，已建项目利用率不高，仅为26%；二是储能成本全部由新能源企业承担，影响经济效益；三是电化学储能安全问题频发，设备性能有待提高，安全管理有待加强；四是储能技术标准和规范体系有待完善。
辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理。一是辅助服务补偿费用偏低，现阶段我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的1.5%，低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%；二是辅助服务参与主体不全，尚未对虚拟电厂等新兴服务品种进行整体规划；三是成本向用户侧疏导不畅，辅助服务费用主要由发电企业分摊，无法将成本压力传导到用户。
提升系统调节能力的电价机制尚未形成。一是抽水蓄能的电价疏导需尽快出台实施细则，明确资本金核定、容量电费分摊等问题；二是尚未形成促进新型储能发展的价格机制，电网侧替代性储能电价政策尚处于研究探索阶段；三是负荷侧资源主动参与调节积极性不高，通过价格信号调动需求侧资源的机制还未形成。
二、调节能力需求及调节措施适用场景
（一）调节能力需求
未来电力系统调节能力需求逐步攀升，并呈现不同时空尺度特性。“十四五”时期，新能源占比逐渐提高，煤电逐步向基础保障性和系统调节性电源转型。根据《“十四五”现代能源体系规划》，2025年灵活调节电源占比达到24%左右。
远期看，构建新型电力系统，新能源成为主体电源之后，其季节性出力特性受天气影响大，对调节能力的需求将更大，特别是对小时级以上的调节需求将更加突出。需要挖掘源网荷储各环节的能力，要利用好可中断负荷、虚拟电厂、跨省跨区交易等调节手段，推进电动汽车、远期的长周期新型储能、氢储能的利用。
（二）调节电源特性
系统调节电源主要包括煤电灵活性改造、调峰气电、有调节能力的水电、抽水蓄能和电化学储能等，未来还将包括压缩空气储能、氢储能和合成燃料储能等。不同调节电源在性能、成本和配置要求等方面存在差异，需要综合考虑各类调节电源特点和应用场景需求，因地制宜合理配置。
（三）适用场景
针对新能源大规模发展带来的超短期、短期调节需求，为提高新能源频率响应特性和短期调节能力，在集中式新能源场站配置一定比例储能，主要选择能够快速响应新能源波动的电化学储能。
针对新能源更大规模发展带来的日内、周调节需求，应通过抽水蓄能电站、灵活煤电、调节水电以及未来布局氢能等措施，进一步提升系统调节能力。
三、调节能力提升路径
（一）电源侧提升路径
一是持续推进煤电灵活性改造制造，提升煤电支撑保障能力。煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高，煤电深度调峰运行煤耗升高，但考虑增加新能源消纳后的综合供电煤耗显著下降，对于我国国情而言，煤电灵活性改造是提高系统调节能力的现实选择。
二是加快抽水蓄能电站建设及改造。推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用；因地制宜，建设中小型抽水蓄能电站；对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造。
三是发挥流域水电集群效益。通过联合调度，利用好梯级电站水能资源，形成梯级电站大型储能项目，实现水电与新能源多能互补运行。
四是因地制宜发展天然气调峰电站。建设调峰气电，同时鼓励热电联产气电开展灵活性改造，进一步提升调节能力。
五是引导新能源积极主动参与系统调节。综合考虑技术经济性，合理确定新能源利用率目标；利用好其自身调节能力，多途径提升新能源并网友好性。
（二）电网侧提升路径
一是规划建设跨省跨区输电通道，提升资源大范围优化配置能力。预计2025年,“西电东送”能力达到3.6亿千瓦以上。
二是加强送受端省份对接协作，优化运行方式，发挥大电网互联综合效益。充分利用邻近省区调节能力，提升地区整体的新能源消纳水平；建立送受端地区协作机制，最大程度发挥远距离大规模送电的效率效益。
三是加快配电网改造和智能化升级。满足分布式电源、电动汽车充电设施、新型储能、数据中心等多元化负荷的灵活接入，推进新能源就地开发、就近消纳。
四是优化调度运行机制，共享储能资源。基于“低碳、高效、经济”的原则，构建多层次智能电力系统调度体系，电网统一调度“共享储能”，实现储能在不同场站间共享使用。
（三）负荷侧提升路径
一是挖掘需求侧响应能力。着力提升大工业高载能负荷灵活性，引导用户优化用电负荷，增强电网应急调节能力。这对缓解电力供需矛盾，保障系统安全运行也具有重要意义。
二是引导电动汽车有序充放电。利用现代信息技术和价格手段，推动电动汽车参与电力系统调节。
三是发展多元灵活性负荷。因地制宜发展电供暖、电制氢、电转气等多元负荷，在新能源富集地区，鼓励热泵供热、电制氢、电制甲烷等灵活用电负荷，主动参与系统运行，减少系统峰谷差，从而提升新能源消纳能力。
（四）新型储能提升路径
一是根据系统需要，多元化推进储能技术研发与应用；二是优化储能布局场景，合理选择储能技术类型；三是积极探索新的商业模式，推动独立储能发挥调节作用。
（五）政策机制提升路径
一是健全电力辅助服务市场机制。适当增加爬坡类、系统惯性等交易品种，满足系统不同时段的灵活需求；完善辅助服务补偿机制，加大补偿力度，有效引导企业提升系统调节能力。
二是探索建立容量成本回收机制。随着市场化深入，应尽早布局谋划建设容量市场，探索适应我国资源禀赋和市场化改革的容量市场机制。
三是完善新能源+储能配置政策。科学确定新能源配置储能的合理比例，优化储能布局，推广共享储能，有效提升储能设施的利用率。
四、有关建议
一是强化规划引领，统筹推进新能源发展与系统调节能力建设。因地制宜，科学制定各地区新能源合理利用率目标；规范新能源项目开发机制，促进新能源资源配置与调节能力、成本控制相结合；建立新能源开发与配套电网建设协调推进机制，确保新能源能建尽建、能并尽并、能发尽发，促进大范围资源优化配置。
二是完善电力辅助服务市场机制，合理分摊疏导系统性成本。加大有偿调峰补偿力度，根据煤电在系统中的作用，系统推进煤电灵活性改造、制造；尽快明确可中断负荷、虚拟电厂等辅助服务市场主体地位和准入条件；构建成本疏导机制，丰富交易品种，不断完善辅助服务市场建设。
三是持续推进电价改革，充分释放各类资源调节潜力。探索建立容量成本回收机制，合理体现容量价值；完善需求侧电价政策，激发需求侧资源参与系统调节的潜力；出台并完善面向新型储能的电价政策及市场化机制。
四是打破省间壁垒，构建多层次协同、基础功能健全的电力市场体系。规范统一市场交易规则，破除电力交易地域界限，提高大范围资源配置效率；加快建设适应新能源消纳的电力现货市场；建立健全适应多元主体参与的体制机制。
五是加强技术攻关，保障电力供应安全。优化煤电灵活性改造技术路线，确保机组安全经济运行；完善储能各环节技术标准，规范产业链管理，推动各类储能技术应用和试点示范；加快关键技术突破创新，解决技术“卡脖子”问题。
2021年电煤与电力供应紧张原因分析调研报告
能源安全是关系我国经济社会发展的全局性、战略性问题。2021年，我国部分地区出现了缺煤、限电等能源供应问题，尤其四季度以来，能源保供面临严峻挑战。党中央、国务院高度重视，采取系列政策措施确保了采暖季及重要活动期间电力、热力供应安全。
为深入贯彻落实习近平总书记重要指示批示精神，以及党中央、国务院关于能源稳定供应的决策部署，全面总结去年以来的能源电力保障工作，防范再次出现市场供需失衡和供应安全问题，中电联开展了“2021年电煤与电力供应紧张原因分析调研”，在多形式调研的基础上，形成调研报告,厘清导致能源电力、尤其电煤供应不足的原因，研判未来发展需求及面临的问题，并提出针对性建议，供政府有关部门参考。
一、2021年电煤与电力供应紧张情况及主要原因
（一）2021年有序用电情况
2021年，全国电力供需形势总体偏紧，在年初、迎峰度夏以及9-10月部分地区电力供应紧张。尤其9-10月，全国电力供需总体偏紧，超过20个省级电网采取了有序用电措施。从有序用电执行情况看，部分地区有序用电负荷达到最大负荷的20%以上，甚至达到工业负荷的50%以上，接近可限负荷极限，导致个别地区少数时段出现拉闸限电。
（二）2021年有序用电的主要原因
经课题组调研分析，主要有以下5个方面的原因：一是在宏观经济、气温因素等拉动下，用电量快速增长。2021年，我国全社会用电量同比增长10.3%，最高发受电电力为11.92亿千瓦，同比增长7.9%。二是水电等清洁能源发电出力减少。2021年，全国水电发电量同比下降1.1%，水电设备利用小时降低203小时。三是电煤和天然气等一次能源供应偏紧，火电机组有效出力受阻。煤炭产量与用煤需求明显不匹配，特别在迎峰度夏和度冬期间，煤炭市场供需严重失衡，煤炭库存持续处于历史低位，导致煤电机组有效出力受阻。四是多重因素叠加，部分省份跨省区电量调入减少。主要受水电发电量减少、送出省份用电需求增加等影响。五是地方政府基于能耗双控的限电措施,一定程度上“烘托”了用电紧张气氛。
二、电煤紧缺情况及主要原因
（一）2021年电煤紧缺情况
2021年，全国煤炭消费量同比增长4.6%。其中，电厂发电、供热消耗原煤同比增长10.2%，折合标煤消耗量同比增长7.8%。规模以上煤炭原煤产量40.7亿吨，同比增长4.7%，其中前三季度同比增长3.7%，原煤生产呈明显的前低后高特征。由于原煤产量增速远低于同期煤电消耗量增速，市场严重供不应求，价格持续高位攀升，电厂存煤逐步降至低位。根据中电联统计监测，9月底，中电联统计口径燃煤电厂煤炭库存同比减少45.7%；电煤可用天数11.4天，电煤库存低于7天的燃煤电厂合计193个，占比31%。进入四季度，随着国家大力推进煤炭增产保供，全国煤炭产量和市场供应量持续增加。
（二）2021年电煤紧缺的主要原因
经课题组调研分析，2021年电煤短缺主要有以下5个方面的原因：一是煤炭有效供给量不足。2021年全国原煤产量增长明显低于发电供热用煤增长。同时，由于2021年煤炭供应热值较2020年明显降低，导致煤炭实际有效供给量进一步减少。根据中电联监测，2021年电煤热值较2020年降低110千卡左右，同比下降2.3%，进口煤也由于煤源国结构变化热值下降明显。综合考虑，煤炭有效供给量增速低于全社会耗量增速1.14个百分点，低于电煤耗量增速4.43个百分点。二是煤矿生产缺乏弹性。用煤高峰期煤矿产量增加有限，即使在有关部门自5月中旬起，持续出台多种增产增供措施情况下，3-9月当月原煤产量仍同比下降或基本持平。三是区域性和时段性供需结构不平衡。煤炭产业格局转为“中西部为主、向晋陕蒙集中”，多个煤炭产区成为煤炭净调入省，部分区域用煤大量依靠跨省区调运。电煤消耗季节性波动明显，与煤矿生产、铁路运输均衡性的矛盾越来越突出。需要特别关注的是，天气因素对短时煤炭供需平衡的影响，将会随着新能源比例的增加愈加显著。四是煤炭产运用储存能力不足。根据数据对比分析，电力企业库存变动幅度明显高于产、运等其他中间环节，一定程度上反映了主要依托电力企业的库存发挥蓄水池作用。五是中长期合同机制作用减弱。据调研了解，部分煤炭企业仅按政府文件要求的履约率最低值兑现纳入重点监管的三方互保合同，而未纳入重点监管的中长期合同履约率明显偏低。由于纳入重点监管的电煤中长期合同不足电煤总需求量的40%，电煤中长期合同保供稳价“压舱石”作用明显减弱。
三、电煤及电力需求和面临的挑战
根据中电联预测，预计2022年全年全社会用电量增长5-6%，各季度增速总体呈逐季上升态势。“十四五”期间，全社会用电量年均增长4.8%，2025年全社会用电量达到9.5万亿千瓦时。综合考虑各发电类型情况，预计2022年全年电煤消耗增长2.5-4.2%，“十四五”电力行业用煤年均增速2.7%左右。电煤在煤炭消费中的占比将进一步提高。
面临的问题和挑战有：一是煤矿产能释放不及需求增长速度。近年煤炭行业固定资产投资增速相对较低。上年四季度，保供政策下核增的产能产量转为永久产能的数量尚不明确。今年国务院常务会议提出新增3亿吨产能，手续办理、建设周期等有待协调推进。二是高耗量阶段铁路运力无法满足全部需求。在近半数煤炭依赖跨省区调运情况下，高峰阶段运力形成一定瓶颈。三是进口煤减少和不确定性增加需国内资源支撑。受新冠疫情、俄乌冲突、能源危机等多因素影响，进口煤大幅度减少，给国内尤其东南沿海地区的煤炭供需平衡带来较大冲击。国家虽然采取补签进口煤应急保障中长期合同等措施，但政策落地效果、铁路运力等存在一定瓶颈。四是安全、土地等政策对产量的影响。产能核增及接续用地等征用手续繁杂。仍有部分地区在安全监管中存在“一人生病，全家吃药”的现象，但根据2021年各月数据分析，煤矿产量稳定在相对较高水平时，并未造成煤矿事故的大幅增加。五是煤电企业大面积严重亏损影响保供能力。2021年五大发电集团煤电板块亏损1427亿元，累计亏损面达到80%左右，导致整体资产负债率同比提高2.2个百分点。2022年1-9月，全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。
四、相关建议
保障能源供应安全将是未来能源工作的重点之一，确保电煤充足稳定供应是保障国家能源电力安全的关键。面对近期更加复杂严峻的国内外挑战，更需要从能源安全的角度加强统筹和顶层设计，建立稳定持续的供应机制和长效协调机制，从增加煤炭产能、增强产量弹性、完善长协和市场机制、加强形势监测和预测预警等方面加强电力燃料供应保障体系建设，保障电力燃料供应安全，做好全社会电力、热力用能保障工作，防范再次出现市场供需失衡和供应安全问题。
一是加强能源安全产业链统筹。进一步统筹好煤、电、油、气等多类型能源协调互济关系，完善有序用电管理，容量电价机制等。
二是提升煤炭有效供应能力。加快协调已获批产能落地，建立煤炭储备产能，提高煤炭区域保供能力，把提高有效供应能力责任落实到安全、环保、土地生态等各环节，加强煤炭质量管理，避免煤质进一步下降。
三是增强煤炭生产供应弹性。制定煤矿保供与弹性生产机制，建立保供煤矿“白名单”，优化煤矿生产组织，增强进口煤补充作用的稳定性。
四是强化中长期合同机制。加强组织协调，确保中长期合同全覆盖等政策稳健持续。优化相关机制，重点解决煤质严重不匹配、运输流向错配等问题，推广“优质优价”的分档级差定价机制。加强运输协调和履约监管。
五是加强形势监测和预测预警。加强统计数据规范性、准确性，摸清全国煤炭产能、有效产量、煤质等供应能力底数。加强能源安全监测预警，完善应急保供协调机制。
新能源配储能运行情况调研报告
习近平总书记在中共中央政治局第三十六次集体学习时指出，要推进先进储能技术规模化应用。近年来，我国高度重视储能技术与产业发展，先后出台一系列政策措施。截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源+储能”。但新能源配储能存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题。
为促进新型储能产业高质量发展，中电联组织完成了“新能源配储能运行情况调研”报告，提出了相关措施建议，为政府制定政策和电力企业规划发展提供参考。
一、新能源配储能的调研情况
截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%；新型储能中90%为电化学储能。截至2021年底，电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为49.7%、27.4%和22.9%，电源侧储能接近装机的一半。各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。其中，电源侧配储能是各个省份重点支持方向，近期逐步加大了独立储能发展要求。
为充分了解储能设施的运行情况，中电联对电网公司、发电集团等单位所属的新型储能进行了专项调研。本次共调研电化学储能项目208个，合计容量215万千瓦，占全国电化学储能装机的近40%。其中，调研新能源配储能装机105万千瓦，占全国新能源配储装机的三分之二，具有代表性。调研结果表明：
从不同应用场景储能项目配置时长看，调研机组储能平均时长为2h，新能源储能配置时长为1.6h，火电厂配储能为0.6h，电网储能为2.3h、用户储能为5.3h，基本反映了各应用场景的技术需求和特性。
从各区域储能应用场景分布看，华北、西北区域以新能源配储能为主，华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡，南方区域以火电厂配储能为主。
从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。
从储能等效利用系数看，调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%。相对而言，华北、西北区域的新能源配储等效利用系数高于其他区域。
从储能项目造价和商业模式看，储能项目造价大多在1500～3000元/kWh之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大。新能源配置储能具有平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性、缓解输电阻塞等作用，在能量市场、辅助服务市场、容量市场中具有多元价值，商业模式不尽相同、地区差异性较大。但从实际情况看，大部分储能项目的盈利水平不高。
二、新能源配储能存在的主要问题
一是新能源配储能利用率低。新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。
二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证。新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大。多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。风电配储和光伏配储对于储能的利用、弃风弃光的解决具有明显差异性，同质化的配置储能要求缺乏科学性。分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用。
三是新型储能成本较高，缺乏疏导渠道。新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术。当前新能源配储能的投资成本主要由新能源企业内部消化，叠加锂离子电池成本上涨，给新能源企业带来了较大的经营压力。
四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善。新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，储能的诸多市场和价格规则仍有待落地；储能商业模式不稳定，回报机制不清晰，政策变动对收益影响较大。比如近期山东储能的容量补偿标准大幅下降，企业收益受到较大影响，不利于投资决策。
五是新型储能安全管理仍需加强。国外以及国内的储能起火事故说明，安全问题是新型储能规模化健康稳定发展的关键影响因素。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。据统计，2022年1～8月，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。
六是新型储能运维难度大。电化学电芯数量庞大，储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级，维护难度极大；储能电站运维涉及到电气、化学、控制等多专业，当前运维粗放，运检维修人员专业性有待提升。
三、有关建议
一是优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平。因地制宜配置储能规模和型式。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，具体分析各地系统调频、调峰需求，综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况，合理确定新能源配置储能的规模和型式，避免资源浪费。逐步扩大独立储能/共享储能比例。统筹区域内新能源项目、电网安全运行要求，集中建设独立或共享储能电站，新能源大基地项目、新能源分布式项目配置储能均宜集中建设储能电站，新能源项目共享储能容量、分摊储能费用。健全储能设施运行机制。建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，优化储能电站并网运行控制策略，提高储能利用效率。
二是加大科技创新与运维管理，提升储能安全水平。加大技术创新。改进储能电芯安全控制技术及安全结构，完善储能电站并网运行控制策略，提升本质安全水平；加强安全预防智能化建设，搭建数字化储能电站数据处理与运维平台，减少操控失误带来的安全问题。优化安全管理体系。强化电化学储能消防管理，制定储能电站消防审核验收、备案程序；建立电池选型和检测体系，新投运储能项目须开展电池单体、电池模块及电池管理系统到货抽检及储能电站并网检测，检测不符合要求的不予并网；在运储能项目应开展在线运行性能监测和评价，定期进行抽检及监督检查；加强运维人员安全培训。完善技术标准体系。提升储能标准与科技创新、管理创新的耦合力度，在储能电站设计、设备技术要求、施工及验收、运行维护、设备检修、安全及风险防控等方面，加快标准制修订工作，实现标准引领。
三是完善市场机制，促进储能产业发展。健全新型储能电站参与电力市场规则。按照《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》要求，各地方加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好地融入电力市场；完善新型储能参与电能量市场、辅助服务市场等机制。通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源，引导社会资本参与新型储能建设。出台新型储能容量电价政策。理顺各类灵活性电源电价机制，出台容量价格政策，尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。
（来源：中电联）
