国家发改委6月25日发布的《关于做好2018年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》(以下简称“通知”)指出，今年迎峰度夏期间，煤电油气运需求将大幅增加，保障形势严峻，局部地区高峰时段供需偏紧情况仍然存在。

在煤炭方面，通知指出，迎峰度夏期间电煤需求大幅增加，局部地区、个别时段可能存在供需偏紧。

电力方面，全社会用电量今年以来保持较高增速，迎峰度夏期间华北、华东、华中部分地区高峰时段供需偏紧，部分地区可能存在电力供应缺口。

为此，通知明确，要加快推进煤炭优质产能释放，做好电力稳发稳供。

其实今年以来，为保证电煤及电力供应，国家已推出了一系列措施，包括增加中长协比例、年初放宽减量置换需要的指标量等。上月还发布了鼓励对扰乱市场价格行为进行举报等措施。此次通知在政策延续的同时，也更具针对性，能够缓解迎峰度夏可能面临的紧张问题。

通知表示，今年以来，国民经济继续保持稳中有进、稳中向好态势，生产需求稳中有升、就业物价总体稳定、经济结构优化升级、质量效益持续改善。经济稳中向好带动能源需求较快增长，煤炭、电力、天然气等能源品种消费量显著增加。1-4月份，全国电力、天然气消费量同比分别增长9.3%和17.7 %，增速较去年同期分别提高2.6和5个百分点，特别是电煤消费量同比增长12%，为近10年来少有的情况。

而国家统计局发布的最新数据显示，1-5月份，全国全社会用电量2.66万亿千瓦时，同比增长9.75%，增速较去年同期提高3.4个百分点。5月份，高温天气提前到来，当月全社会用电量5533.9亿千瓦时，同比增长11.4%，增速同比提高6.4个百分点。

有分析认为，前5月电力消费高增长，火电作出的贡献较大。1-4月水电发电同比回落，尽管5月水电情况改善，但是其中有去年基数低的原因，因此在今年前5个月水电做出的贡献有限。

中电联数据显示，1-5月份，全国水电设备平均利用小时为1155小时，比上年同期降低6小时。全国火电设备平均利用小时为1776小时(其中，燃煤发电设备平均利用小时1824小时)，比上年同期增加99小时。

火电发电量走高，电煤消耗也随之上升。国家发改委发布的数据显示，1-5月，全国电煤消耗8.7亿吨，同比增加9056万吨，增长12%，增速为2011年以来最高水平。

国家发改委新闻发言人孟玮之前也表示，今年“迎峰度夏”期间，最大用电负荷将会比去年明显增加，部分地区有可能会出现高峰时段电力紧张情况。孟玮同时强调，高峰时段电力紧张情况只是区域性、时段性问题，从满足全社会总量需求的角度看，当前我国电力供应能力是充足的。

部分地区的电力公司也曾发布类似的消息，安徽省电力公司负责人介绍，据预测，今年安徽全省调度口径最大用电负荷约4200万千瓦，全省调度口径最大可调发电出力约3570万千瓦，区外来电537万千瓦，电力供需平衡存在200万千瓦左右缺口。

国家电网湖南省电力有限公司也表示，今年1至5月，湖南电网用电量增长迅猛，调度口径发受电量同比增长17.23%。同时，预计今年迎峰度夏期间全省气温整体偏高、降水偏少，后期高温干旱的可能性较大，供用电形势较为严峻。对此正针对供电瓶颈实施电网建设和改造项目。

面对这一情况，通知强调，要加强运行调节，保障安全稳定供应。

煤炭方面，一是各产煤地区要组织指导煤炭生产企业在确保安全的前提下科学均衡组织生产，不断提高产能利用率，避免集中停产影响煤炭稳定供应。晋陕蒙等重点产煤地区要认真落实增产增供备忘录，加快释放优质产能，增加有效资源供给；大型煤炭企业要积极挖潜增加产量，发挥表率作用。二是认真落实增减挂钩减量置换要求，加快优质产能煤矿建设进度和手续办理，有序实施技术改造和减量重组，尽快实现建设煤矿依法依规投产达产。鼓励赋存条件好、安全有保障、机械化水平高的生产煤矿，通过产能置换重新核定生产能力，持续增加有效供给，尽可能多提供电煤中长期合同资源。三是开展停工停产煤矿分类处置，对于具备条件的严格按照程序复工复产，对于长期停工停产、恢复生产建设无望的“僵尸企业”，加快重组整合和市场出清。

煤炭调入量较大地区，要进一步完善储煤设施，采取多种方式扩大储煤场地，提高社会存煤和电厂存煤能力。煤炭生产企业要在保证安全的前提下，采取有力措施增加电煤资源供给，确保有效电煤装车资源。发电企业要认真履行保障供应主体责任，加强与煤矿、运输企业沟通，落实所需资源和运力，提前做好电煤储备和接卸工作。

电力方面，各地区要在科学研判本地迎峰度夏期间供需形势的基础上，有效衔接好优先发购电、电力市场化交易、跨省区送受电等各项工作，务必把全力组织生产放在第一位，千方百计提高高峰时段发电供电能力。电网企业要科学安排电力系统运行方式，加强电力跨省跨区余缺互济，优化抽水蓄能等调峰电站运行管理；要着力提高供电服务质量，优化程序、提高效率，第一时间满足用电需求、解决用电问题。发电企业要认真分析供需形势，周密制定燃料采购、运力衔接和储备计划，并根据燃料实际消耗情况动态调整优化，确保发电燃料需要；要多签电煤中长期合同并严格履行，加强设备运行维护和管理，确保机组稳发稳供。

各地区要落实电力系统调峰和需求侧管理有关规定，加大力度组织认定供需两侧调峰资源，有效保障电力供需平衡和促进清洁能源消纳。发电侧要通过企业自愿、双方约定的方式，积极推进在役发电机组认定为调峰机组，鼓励符合条件的淘汰煤电机组认定为应急备用机组，充分挖掘电力系统调峰能力，形成1亿千瓦左右调峰和应急备用机组。用户侧要加强电力需求侧管理，建立和完善需求响应机制，努力形成占本地最高用电负荷3%左右的需求响应能力，同时按照本地最高用电负荷5%、10%、20%电力缺口，分等级、分层次、精细化编制有序用电方案，形成1亿千瓦左右的可调用电负荷。

此外，各地区要加强对本地经济运行特别是规模以上工业增加值、高耗能行业工业增加值、固定资产投资、大宗商品价格等指标变化的跟踪监测，准确把握市场需求变化，密切关注国内外经济和上下游行业变化对煤电油气运供需关系的影响。加强对本地区煤电油气运重点企业生产、销售、库存等方面情况监测，及时发现并协调解决产运储销中的问题，灵活运用各种调节手段，稳定市场供应，保持合理库存水平，确保迎峰度夏期间煤电油气运供应。

要严格落实优先发电制度，紧紧抓住影响清洁能源消纳的主要矛盾，通过规划、政策、市场、调度等措施，千方百计消纳清洁能源，实现我国清洁能源更高质量、更可持续发展。探索建立清洁能源配额制和绿色证书制度，强化清洁能源消纳的刚性约束。要加强关键技术研究，加快提升线路输送清洁能源的能力，加强电力外送组织，提高清洁能源在跨省区送受电中的比重。要建设和改造并举，提高机组灵活性，同时健全补偿机制，加快为清洁能源调峰的能力建设。探索清洁能源消纳综合示范试点，对于消纳清洁能源达到一定规模和比例以上的工业园区、高新技术开发区、经济开发区等，在建设、价格、运行等方面予以支持。探索水电核电优价满发试点，在水电和核电富集地区，鼓励通过科学合理的利益调节机制，提高参与试点的核电机组年发电小时数，促进参与试点的水电不弃水或弃水电量大幅下降。

要充分认识煤电联营在破解“煤电顶牛”难题上的重要意义，在各个层次深入推进。要结合国有企业改革、发展混合所有制，结合煤炭去产能和兼并重组，鼓励煤炭企业办电厂、发电企业办煤矿，以及煤炭和发电企业相互参股、换股等多种形式发展煤电联营。有关地区、有关部门要切实落实煤电联营项目相关支持政策，优先纳入规划核准、优先释放优质产能、优先安排运力、优先落实债务处置和融资支持政策、优先纳入相关政策支持试点。