怎样保障省内用能？专访浙能集团董事长胡仲明

潮新闻客户端 记者 胡静漪

入夏以来，全国日调度发电量已三创历史新高，全国最高用电负荷则两创历史新高。

(资料图)

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。

7月3日，浙江电网用电负荷突破1亿千瓦，较2022年破亿千瓦的时间提前再提早8天。根据预测，今年迎峰度夏期间，浙江全社会用电量最高负荷将达到1.15亿千瓦，同比增长10%以上，电力供应依然紧张。

作为用能大省、资源小省，浙江如何破解用能难？记者专访浙能集团党委书记、董事长胡仲明。

一

记者：浙江能源紧张的形势有何成因？

胡仲明： 近期，经济恢复叠加居民降温用电，全省电力需求快速上升。截至7月27日，7月份浙江全社会累计用电量达575.66亿千瓦时，同比增长5.9%。

满载煤炭的“长禄海”轮靠泊。通讯员 朱将云 摄

浙江能源消费较快增长，以电力为例， 2022年我省全社会用电总量为5799亿千瓦时，最高用电负荷（即某一时刻全社会用电总需求）超1.02亿千瓦，两项数据都处在全国第4位。 近些年，浙江常出现用能阶段性紧张的局面。

用能阶段性紧张的原因，一是浙江用能需求较为旺盛，但化石能源禀赋差，煤炭、石油、天然气等全部依赖外部调入。当前燃煤发电依然是主力，保障煤炭供应是关键。

这两年受供需关系影响，国内煤炭供应偏紧、煤价大幅上涨，而浙江没有自产煤，主要从晋陕蒙等外省购入，运输距离远、保供和成本控制压力大。

二是能源绿色低碳转型。近年来，我国大力开发可再生能源，并建设远距离输送电力通道。在浙江，今年3月全省风光装机容量突破3000万千瓦，成为仅次于煤电的省内第二大装机主体。浙江还有超过三分之一的电力为外来电，包括四川水电和省外风光电等。

这些可再生能源受天气影响波动性较大，比如去年夏季高温干旱导致四川缺水缺电，一定程度上导致浙江局部时段用能紧张。

浙能嘉兴1号海上风电项目首台59号风机吊装作业现场。浙能集团 供图

三是国际能源形势变化。当今世界局势不确定因素增加，叠加极端气候等影响，不断冲击全球能源供应链产业链。特别是2022年爆发的俄乌冲突，对国际大宗商品供需产生巨大影响。

二

记者：上游资源市场形势如何，怎样保障省内用能？

胡仲明： 自2021年下半年以来，能源资源供需偏紧、价格高企，今年上半年国内供需紧张的局势有所好转，但仍然存在一定压力。

上半年，全国全社会用电量同比增长5.0%；国内原煤累计产量23.0亿吨，同比增长4.4%，进口煤2.2亿吨，同比增长93.0%。随着进口煤补充国内市场，煤炭价格有所回落，但仍在高位运行，还是高于国家发改委确定的合理价格区间。

能源保供是责任，也是产业发展机遇。能源企业可以从以下三项举措入手：

一是千方百计落实上游资源供应。 煤炭就像发电厂的口粮，要广积粮、积好粮。要做好煤炭中长期合同签订，不断开拓采购渠道，力争降低一次能源采购成本。

比如浙能集团积极对接电煤战略供应商，在年初即已锁定全年的合同量，上半年进口煤采购量同比增长160%。

浙能富兴燃料公司北方办工人在工作现场。通讯员 朱将云 摄

天然气方面，我们前期在新疆投资新天煤化工煤制气项目，年产20亿方天然气送回浙江，占全省管道气消费的13%。近几年，又分别和国际知名天然气供应商签订LNG（液化天然气）长期合作协议。

二是以重大项目建设提升发供电能力。当前，火电仍然是最重要的支撑性电源，浙江正在加快推动新增煤电规划指标落地。

同时， 要挖掘省内清洁能源潜力，浙江沿海核电、海上风电、滩涂光伏等资源相对丰富，“向海进发”是未来的新战场。 此外，与西部风光电大省搭建电力输送线，特高压项目“甘电入浙”已经在前期推进中。

今年，浙能集团省“千项万亿”重大工程，乐清电厂三期两台100万千瓦机组提前17天完成省政府下达的“630”双投目标，其中5号机组创下国内同类机组建设周期最短纪录，为全省迎峰度夏期间电力保供注入强大动力。

目前，六横电厂二期建设正在推进，嘉兴电厂四期项目已获核准，将持续提升省内自主发电能力。

浙能乐清发电厂全景。通讯员 徐慧慧 摄

三是持续提升资源储备和运输能力。 手中有粮，心里不慌，配备运输系统、扩建储存基地是重要保供举措。

目前，浙能集团已建成黄泽山石油储备基地、舟山煤炭中转码头，今年还专门开辟了南方莆田港作为第二块进口煤中转基地。即将投产的温州LNG（液化天然气）接收站，建有天然气储罐80万方，接卸能力达每年300万吨，未来配置全球资源将更加游刃有余。

三

记者：如何确保自身经营的同时，促进电力稳价？

胡仲明： 东南沿海省份处于全国能源供应的末端，资源议价能力相对较弱。近年来，煤炭价格大幅上涨，市场平均煤价达每吨1000元至1300元，相较于正常年份价格翻倍。

随着燃料成本上涨，电煤成本占煤电发电成本已超过八成，导致主要电源成本高企。 近段时间，得益于国家资源保供政策的推进，煤炭价格有一定回落，部分疏解了发电企业成本上涨的压力。

不过，全链条稳价仍有不小的挑战。发电行业经历连续两年多的巨额亏损，距离恢复正常经营还需要一段时间。

这些年来，浙能集团在继续发挥能源保供压舱石作用的同时，也在持续为企业优服务、降成本。

浙能乐清电厂储能项目。通讯员 申屠骁 摄

一是满足市场和用户需求。 中长期合同有助于提前锁定电量、稳定价格。 2023年，浙能集团与用户签约年度中长期合同电量约占全年电量的85%，让用户尽少受到市场价格波动的影响。

此外，浙江外向型经济规模较大，用户为应对海外碳关税等机制，对绿色电力有较大需求，我们千方百计在全国组织绿电资源，确保用户用上电、用好电。

二是提供优惠政策和综合服务。比如提供能效管理、综合能源管理等服务，帮助企业提高用能效率、降低单位能耗；为用户开发光伏、储能等分布式能源，通过自发自用降低用电成本。此外，浙能集团还免除用户所有用电偏差考核费用，切实让利终端用户。

三是加快融入新型电力系统建设。随着新能源电力的大规模增长，平抑其间歇性、波动性成为新型电力系统的核心问题，需要形成多元主体的辅助服务市场。

浙能集团已建成投产萧山储能电站和乐清电厂储能项目，正在积极推进“虚拟电厂”建设，实现充电桩、空调、储能、分布式能源等各类分散资源可调可控，有力协助我省优化电力调度，降低保供成本。

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