抽水蓄能、新型储能被点名！发改委权威解读分时电价机制！

7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》。通知提出，将优化峰谷电价机制，并建立尖峰电价机制。尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。7月30日，国家发改委有关负责人就通知的发布答记者问，进一步对文件精神做出了阐释。

国家发改委有关负责人指出，此次进一步完善分时电价机制的最大亮点就是合理拉大了峰谷电价价差，这为引导电力用户削峰填谷、促进储能加快发展释放了清晰强烈的价格信号。

六个方面完善电价机制

《通知》主要从六个方面进一步完善现行分时电价机制。

一是优化峰谷电价机制。要求各地结合当地情况积极优化峰谷电价机制，统筹考虑当地电力供需状况、新能源装机占比等因素，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。

二是建立尖峰电价机制。要求各地在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，主要基于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。

三是建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制。要求日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，健全季节性电价机制；水电等可再生能源比重大的地方，建立健全丰枯电价机制，合理确定时段划分、电价浮动比例。

四是明确分时电价机制执行范围。要求各地加快将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户；对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，可研究制定平均电价，由用户自行选择执行。

五是建立动态调整机制。要求各地根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。

六是加强与电力市场的衔接。要求电力现货市场尚未运行的地方，电力中长期市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格应按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。

合理的峰谷电价价差，对发挥电价信号作用、引导电力用户削峰填谷非常关键。国家发改委负责人还指出，分时电价机制的实施，可有效减少一些不必要的输配电、发电资源投入，提升电力系统运行效率和经济性，有利于从总体上降低全社会用电成本。

但推进和执行难题尚未完全解决。我国此前也有阶梯电价的相关规定，但因为峰谷电价由政策指定，差距不大，用户就没有动力实现政策期待的削峰填谷效果。此次完善分时电价机制，最终峰谷电价究竟是按成本定价，还是由政策规定，还需要后续政策进一步明确。

储能调峰能力要足够重视，并在电价中予以体现

对于储能的调峰能力，国家发改委在前几天的另一份文件中也进行了强调。在《关于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知》中，国家发改委提出，全力提升电源侧、电网侧、用户侧储能调峰能力。

《通知》提出，各地要严格落实优先发电制度，梳理本地优先发电适用范围，科学编制优先发电、优先购电计划；细化完善政策体系，完善“保量保价”和“保量竞价”相结合的价格形成机制和优先发电计划指标转让机制，推动优先发电制度落地见效。有关地方要组织电网企业、发电企业等相关方面，抓紧制定实施细则，尽快提升核电发电年利用小时数。大型水电企业要加强与受电省份和电网企业的沟通协调，研究水电消纳机制，有效缓解汛期弃水压力。

《通知》还提出，供需形势偏紧的地区，要主动与送电省份政府部门和国家电网公司、南方电网公司衔接，加大跨省区送受电力度，通过市场化交易提高供应能力。各地要压实责任，加强应急备用和调峰电源能力建设，切实提高迎峰度夏期间的电力应急保障能力；要加大力度推动抽水蓄能和新型储能加快发展，不断健全市场化运行机制，全力提升电源侧、电网侧、用户侧储能调峰能力。

原文如下：

国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知

发改价格〔2021〕1093号

各省、自治区、直辖市发展改革委，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

为贯彻落实党中央、国务院关于深化电价改革、完善电价形成机制的决策部署，充分发挥分时电价信号作用，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展，现就进一步完善分时电价机制有关事项通知如下。

一、总体要求

适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势新要求，持续深化电价市场化改革、充分发挥市场决定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号。在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，为构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定经济运行提供支撑。

二、优化分时电价机制

（一）完善峰谷电价机制。

1.科学划分峰谷时段。各地要统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。可再生能源发电装机比重高的地方，要充分考虑新能源发电出力波动，以及净负荷曲线变化特性。

2.合理确定峰谷电价价差。各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。

（二）建立尖峰电价机制。各地要结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。强化尖峰电价、深谷电价机制与电力需求侧管理政策的衔接协同，充分挖掘需求侧调节能力。

（三）健全季节性电价机制。日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，要进一步建立健全季节性电价机制，分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差；水电等可再生能源比重大的地方，要统筹考虑风光水多能互补因素，进一步建立健全丰枯电价机制，丰、枯时段应结合多年来水、风光出力特性等情况合理划分，电价浮动比例根据系统供需情况合理设置。鼓励北方地区研究制定季节性电采暖电价政策，通过适当拉长低谷时段、降低谷段电价等方式，推动进一步降低清洁取暖用电成本，有效保障居民冬季清洁取暖需求。

三、强化分时电价机制执行

（一）明确分时电价机制执行范围。各地要加快将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户；对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，可研究制定平均电价（执行分时电价用户的平均用电价格），由用户自行选择执行；不得自行暂停分时电价机制执行或缩小执行范围，严禁以完善分时电价机制为名变相实施优惠电价。鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。有条件的地方，要按程序推广居民分时电价政策，逐步拉大峰谷电价价差。

（二）建立分时电价动态调整机制。各地要根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。电力现货市场运行的地方要完善市场交易规则，合理设定限价标准，促进市场形成有效的分时电价信号，为目录分时电价机制动态调整提供参考。

（三）完善市场化电力用户执行方式。电力现货市场尚未运行的地方，要完善中长期市场交易规则，指导市场主体签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价格，原则上峰谷电价价差不低于目录分时电价的峰谷电价价差。市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格应按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。

四、加强分时电价机制实施保障

（一）精心组织实施。各地要充分认识进一步完善分时电价机制的重要性、紧迫性和复杂性，在充分听取各方面意见建议基础上，结合当地实际，研究制定进一步完善分时电价机制的具体措施，有关落实情况请于2021年12月底前报我委。

（二）做好执行评估。各地要密切跟踪当地电力系统峰谷特性变化，动态掌握分时电价机制执行情况，深入评估分时电价机制执行效果，发现问题及时按程序研究解决。电网企业要对分时电价收入情况单独归集、单独反映，产生的盈亏在下一监管周期省级电网输配电价核定时统筹考虑。

（三）强化宣传引导。各地要采取多种形式全面准确解读分时电价机制，宣传分时电价机制在保障电力安全供应、促进新能源消纳、提升系统运行效率等方面的重要作用，争取各方理解支持，加强舆情监测预警，及时回应社会关切，确保分时电价机制平稳实施。

现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。

国家发展改革委

2021年7月26日

国家发改委有关负责同志就《关于进一步完善分时电价机制的通知》答记者问

部署各地进一步完善分时电价机制。是引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全稳定经济运行的一项重要机制安排。分时电价机制又可进一步分为峰谷电价机制、季节性电价机制等。使分时段电价水平更加接近电力系统的供电成本。引导电力用户尽量在高峰时段少用电、低谷时段多用电。对进一步完善分时电价机制提出了迫切要求。

日前，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，促进能源绿色低碳发展。就《通知》内容，国家发展改革委有关负责同志回答了记者提问。

问：什么是分时电价机制，为什么要实施分时电价机制？

答：电能无法大规模存储，生产与消费需要实时平衡，不同用电时段所耗用的电力资源不同，供电成本差异很大。在集中用电的高峰时段，电力供求紧张，为保障电力供应，在输配环节需要加强电网建设、保障输配电能力，在发电环节需要调动高成本发电机组顶峰发电，供电成本相对较高；反之，在用电较少的低谷时段，电力供求宽松，供电成本低的机组发电即可保障供应，供电成本相对较低。

分时电价机制是基于电能时间价值设计的，是引导电力用户削峰填谷、保障电力系统安全稳定经济运行的一项重要机制安排。分时电价机制又可进一步分为峰谷电价机制、季节性电价机制等。峰谷电价机制是将一天划分为高峰、平段、低谷，季节性电价机制是将峰平谷时段划分进一步按夏季、非夏季等作差别化安排，对各时段分别制定不同的电价水平，使分时段电价水平更加接近电力系统的供电成本，以充分发挥电价信号作用，引导电力用户尽量在高峰时段少用电、低谷时段多用电，从而保障电力系统安全稳定运行，提升系统整体利用效率、降低社会总体用电成本。

问：现行分时电价机制执行情况如何，发挥了什么作用，存在哪些问题？

答：上世纪80年代初开始，我国逐步在各地推行分时电价机制。截至目前，已有29个省份实施了分时电价机制，各地分时电价机制在具体执行上有所不同。例如，各地普遍按日划分峰、平、谷时段，执行峰谷分时电价，部分省份在此基础上增加了尖峰时段；四川等地按月划分丰水期、枯水期，对电力供应紧张的枯水期进一步执行丰枯电价；上海等地按季划分夏季、非夏季，对盛夏用电高峰期执行更高的季节性电价。总体来看，各地分时电价机制实施，有力促进了需求侧移峰填谷，在缓解电力供需矛盾、保障电力安全供应、提升电力系统经济性等方面发挥了重要作用。

当前，我国新能源装机规模不断扩大，电力消费结构加快变化，用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，电力生产侧与消费侧双向大幅波动，保障电力安全经济运行面临更大挑战，对进一步完善分时电价机制提出了迫切要求。各地现行分时电价机制已实施多年，在形势明显变化后，存在时段划分不够准确、峰谷电价价差仍有拉大空间、尖峰电价机制尚未全面建立，以及分时电价缺乏动态调整机制、与电力市场建设发展衔接不够等问题，需要适应形势变化进一步完善。

问：当前，进一步完善分时电价机制有何积极意义？

答：当前，进一步完善分时电价机制，无论对短期保障电力安全稳定经济运行，还是对中长期实现碳达峰、碳中和目标都具有积极意义。

近年来，我国能源消费结构快速变化，用电负荷对气温变化更加敏感，电力系统负荷夏、冬两季尖峰化特征日益突出。据统计，各地夏季最热、冬季最冷时段的全年累计时间普遍低于60个小时，但对应的尖峰电力需求可较平时高出1亿千瓦以上，保障电力系统安全稳定运行面临更大挑战，去年以来部分地方已不得不实施有序用电。进一步完善分时电价机制，特别是优化峰谷电价机制、出台尖峰电价机制，有利于充分发挥电价信号作用，引导用户错峰用电，尽可能少地启动有序用电，保障电力系统安全稳定运行，降低经济社会运行成本。

同时，进一步完善分时电价，特别是合理拉大峰谷电价价差，有利于引导用户在电力系统低谷时段多用电，并为抽水蓄能、新型储能发展创造更大空间，这对促进风电、光伏发电等新能源加快发展、有效消纳，着眼中长期实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。

问：进一步完善分时电价机制，主要完善了哪些内容？

答：此次主要从六个方面对现行分时电价机制作了进一步完善：

一是优化峰谷电价机制。要求各地结合当地情况积极优化峰谷电价机制，统筹考虑当地电力供需状况、新能源装机占比等因素，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。

二是建立尖峰电价机制。要求各地在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，主要基于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。

三是建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制。要求日内用电负荷或电力供需关系具有明显季节性差异的地方，健全季节性电价机制；水电等可再生能源比重大的地方，建立健全丰枯电价机制，合理确定时段划分、电价浮动比例。

四是明确分时电价机制执行范围。要求各地加快将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户；对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，可研究制定平均电价，由用户自行选择执行。

五是建立动态调整机制。要求各地根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。

六是加强与电力市场的衔接。要求电力现货市场尚未运行的地方，电力中长期市场交易合同未申报用电曲线或未形成分时价格的，结算时购电价格应按目录分时电价机制规定的峰谷时段及浮动比例执行。

问：进一步完善分时电价机制，最大的亮点是什么？

答：刚才讲到，此次主要从六个方面对现行分时电价机制作了进一步完善，亮点不少，其中最大的亮点是合理拉大了峰谷电价价差，这为引导电力用户削峰填谷、促进储能加快发展释放了清晰强烈的价格信号。

合理的峰谷电价价差，对发挥电价信号作用、引导电力用户削峰填谷非常关键。此次完善，对合理设定峰谷电价价差提出了两个方面的要求：一是要求电力系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于41，其他地方原则上不低于31；二是要求各地建立尖峰电价机制，尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

上述安排，既可确保电力系统峰谷差大、安全稳定运行保障难度大的地方，能够形成有效的峰谷电价价差，引导用户在高峰时段少用电、在低谷时段多用电，并为抽水蓄能、新型储能等系统调节能力加快发展提供更大空间，促进新能源的生产和消纳；也兼顾到了系统峰谷差相对小的地方的实际情况，避免不必要的拉大峰谷电价价差影响用户正常用电。

问：进一步完善分时电价机制，对企业用电成本有何影响？

答：此次进一步完善分时电价机制，继续坚持了一项基本原则，即保持电网企业的销售电价总水平基本稳定。也就是说，进一步完善分时电价机制，对社会总体用电成本影响较小，电网企业不会因此“多收钱”。具体看，由于合理拉大了峰谷电价价差，高峰时段的电价会有所上调，低谷时段的电价会有所下调，能够错峰用电、在低谷时段多用电的用户用电成本会下降，在高峰时段用电的用户用电成本会有所上升，即需要承担高峰时段增加的供电成本，这符合“谁受益、谁承担”的原则。考虑到部分商业用户错峰用电难度大，同时明确对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，各地可研究制定平均电价，由用户自行选择。

需要指出的是，分时电价机制的实施，可有效减少一些不必要的输配电、发电资源投入，提升电力系统运行效率和经济性，有利于从总体上降低全社会用电成本。

问：进一步完善分时电价机制，对居民用电价格有影响吗？

答：此次完善，明确有条件的地方，要按程序推广居民峰谷电价机制，逐步拉大峰谷电价价差，引导居民用户在高峰时段少用电、低谷时段多用电，发挥削峰填谷的作用。

目前，有14个省份出台了居民峰谷电价政策，峰谷电价价差相对较小，一些地方仅设定平段电价和谷段电价，未设定高峰电价，且多数地方允许居民用户自行选择是否执行峰谷电价。总的看，此次进一步完善分时电价机制，对居民用电价格的影响较小。

国家发展改革委关于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知

发改运行〔2021〕1058号

各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委（工信委、工信厅、经信厅、工信局）、能源局，北京市城市管理委员会，煤电油气运保障工作部际协调机制有关成员单位，中国电力企业联合会、中国煤炭工业协会，中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司、国家石油天然气管网集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、国家能源投资集团公司、国家开发投资公司、中国核工业集团公司、中国广核集团公司，中国中煤能源集团有限公司，中国远洋海运集团有限公司：

今年以来能源需求持续快速增长，迎峰度夏已经到来，局部地区高峰时段仍存在保障压力。为统筹做好2021年能源迎峰度夏保障供应工作，确保煤电油气运供需形势平稳有序，现就有关事项通知如下。

一、准确把握今年能源迎峰度夏总体工作要求

（一）总体要求。坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，立足新发展阶段，贯彻新发展理念，构建新发展格局，统筹能源安全和高质量发展，完善能源产供储销体系，全力做好能源迎峰度夏各项工作。充分发挥煤电油气运保障工作部际协调机制作用，保持能源稳产增产，努力增加能源供应，发挥能源储备作用，完善能源需求侧管理，实现能源迎峰度夏平稳有序，确保居民生活等重点用能需求，促进经济社会高质量发展。

（二）基本原则。坚持保障民生，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用能；坚持安全稳定，切实保障能源供应各环节稳定运行和安全可靠；坚持灵活调节，不断提高供给侧和需求侧系统调峰能力；坚持优化结构，全力促进清洁能源多发满发；坚持市场化，鼓励积极通过市场化方式做好能源供应保障各项工作。

（三）准确把握能源供需形势。今年以来，全国能源需求持续快速增长，随着迎峰度夏期间全国气温不断攀升和空调制冷负荷不断释放，局部地区高峰时段将出现供需偏紧，如遇大范围持续极端高温天气，形势将更趋严峻。各地要加强对本地煤电油气运供需形势的跟踪监测，密切关注市场需求变化和气温来水情况，加强产运需衔接和相关部门之间的配合，预判外部因素对煤电油气运供应的影响，及时协调解决出现的矛盾和问题，加大力度保供稳价，保持合理库存水平，妥善做好应对安排。

二、强化安全生产，全力保持能源稳产增产

（一）加快推进煤炭优质产能释放。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组织生产，保障稳定生产；晋陕蒙等重点产煤地区要带头落实增产增供责任，加快释放优质产能；大型煤炭企业要发挥好表率作用，在确保安全的前提下按最大能力组织生产。各地和有关中央企业要加快推动解决制约增加产量的主要因素，积极协调和组织具备条件的煤矿抓紧落实产能置换方案，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。

（二）促进清洁能源多发满发。各地要严格落实优先发电制度，按照《国家发展改革委 国家能源局关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》（发改运行〔2019〕144号）要求，梳理本地优先发电适用范围，科学编制优先发电、优先购电计划；细化完善政策体系，完善“保量保价”和“保量竞价”相结合的价格形成机制和优先发电计划指标转让机制，推动优先发电制度落地见效。有关地方要组织电网企业、发电企业等相关方面，抓紧制定实施细则，尽快提升核电发电年利用小时数。大型水电企业要加强与受电省份和电网企业的沟通协调，研究水电消纳机制，有效缓解汛期弃水压力。

（三）提高石油天然气供应能力。各地要加强石油天然气供需形势监测分析，严格签订履行合同，加强资源组织，切实保障供应。中石油、中石化、中海油等主要供气企业要加快推进重点气田新建产能建设，同时，供气企业和管道企业要合理安排基础设施检修，共同保障夏季高峰发电合理天然气需求，确保天然气供应稳定。

（四）确保安全生产。各地、各企业要树牢安全发展理念，严格落实安全生产责任制，防范化解重大安全风险，坚决守住安全生产底线。煤炭企业要加强“一通三防”工作，强化冲击地压、瓦斯、水害等隐患排查治理，坚决禁止不具备安全生产条件的煤矿复工复产，严防超能力、超强度、超定员、超层越界和非正规开采，坚决遏制重特大安全事故。电力企业要严格落实安全生产主体责任，着力提高技术防范水平，确保电力设备安全稳定运行。油气企业要加强管道巡护，加大管道占压清理、第三方施工等管控力度，切实做好管道安全生产和保护工作。

三、注重有效调节，提升能源供应保障能力

（一）切实提升煤炭供应保障能力。各地和大型煤炭企业要多措并举，建立健全煤炭供给体系，确保煤炭特别是电煤供应稳定可靠。有关方面要将电煤保障作为当前工作的重中之重，千方百计落实煤炭资源，及时帮助存煤偏低电厂协调落实煤源和运力，将电厂存煤天数提升到合理水平。要组织煤炭和电力企业再签订一批中长期合同，督促已签订中长期合同严格履约，月度履约率要提高到90%以上。

（二）切实提升电力供应保障能力。各地要提前摸清本地电煤、天然气等燃料资源落实情况，指导本地发电企业千方百计提升高峰时段发电供电能力；加大监管和惩处力度，避免出现煤价上涨导致临时检修和出力受阻的情况。供需形势偏紧的地区，要主动与送电省份政府部门和国家电网公司、南方电网公司衔接，加大跨省区送受电力度，通过市场化交易提高供应能力。电网企业要优化安排电力系统运行方式，确保全方式全接线运行，增强省间余缺调剂能力，实现大范围资源优化配置；要加大配电网建设和改造力度，有效缓解“卡脖子”问题。发电企业要统筹考虑生产和经营的关系，加强设备运行维护和管理，努力减少机组出力受阻情况，确保机组稳发稳供。

（三）切实提升油气供应保障能力。中石油、中石化、中海油、国家管网等主要油气生产运输企业要加强与有关部门和地方沟通协调，合理组织生产，加强油气管网运行调度，确保资源安全稳定供应。要推动油气多元化进口，加强油气进口统筹协调，保障国内油气安全稳定供应。充分发挥“全国一张网”优势，加快推进主干管网建设和互联互通，提高油气互供互保能力。统筹加强电力天然气联调互保，保障重点地区发电用气合理需求，增加顶峰电力供应。

（四）切实提升运输保障能力。各地、各有关单位要深入贯彻落实党中央、国务院关于推进运输结构调整的决策部署，在确保煤炭、油品等重点物资运输保障的基础上大力推动“公转铁、公转水”，做好运输保障方案和应急运输方案，充分发挥各种运输方式的综合效能。铁路、港航企业要切实组织好车船调配和港口装卸，深入挖掘煤炭外运通道运输潜力，努力增加发往主要煤炭中转港口的铁路运力；突出重点急需，对存煤明显偏低的重点电厂，优先安排装车发运和港口接卸。

四、加强动态平衡，发挥能源储备作用

（一）加强储煤设施建设，提升电煤库存水平。煤炭企业要积极整合资源，完善储煤设施，落实最低最高库存制度，确保迎峰度夏发电用煤基本需求。鼓励有条件的地方和企业在煤炭生产地、消费地、铁路交通枢纽、主要中转港口建立煤炭产品储备，按照合理辐射半径，培育建设一批储煤基地。发电企业要认真履行保障供应主体责任，将保供任务责任细化落实到个人，主动加强与煤炭、运输企业沟通联系，扩大市场煤采购范围，落实所需资源和运力，提前做好电煤储备工作，避免出现缺煤停机情况。

（二）加强调峰能力建设，提高电力系统灵活性。各地要压实责任，加强应急备用和调峰电源能力建设，切实提高迎峰度夏期间的电力应急保障能力；要将拟淘汰退役但仍具备改造为应急备用电源条件的煤电机组予以保留；要加大力度推动抽水蓄能和新型储能加快发展，不断健全市场化运行机制，全力提升电源侧、电网侧、用户侧储能调峰能力。

（三）加快储气设施建设，补齐储气能力短板。各地要加强统筹规划，加快储气设施建设，推动列入规划范围的储气设施项目尽早建成投产。中石油、中石化、中海油、国家管网要加大储气设施建设投入力度，确保列入年度重大项目清单的储气设施项目全面开工建设，对已建成的储气设施抓紧安排投产运行，入冬前应储尽储，提前做好冬季调峰保供的资源储备。各省、区、市相关部门也要统筹加快“城燃企业5%、地方政府3天”储气能力建设，已投产储气设施入冬前应储尽储。

五、坚持底线思维，完善能源需求侧管理

（一）加强用煤需求侧管理。各地要认真对标对表碳达峰、碳中和目标，统筹减煤和保供，有序推进煤炭替代，把握工作力度，保障重点领域用煤需求。各地特别是煤炭供应保障难度大的地区要摸清重点行业用煤情况，制定详实可操作的有序用煤预案，做好应急值守和及时响应，确保民生用煤不受影响。

（二）加强用电需求侧管理。各地要严格落实优先购电制度，供应紧张时精细化实施有序用电方案，优先保障居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电。要根据供需情况科学编制有序用电方案，细化完善电力可中断负荷清单，按照“一用一调整、一年两调整”的原则完善动态调整机制，实现本地区可调用电负荷达到最大用电负荷的15%以上。提升市场化需求侧调峰能力，充分发挥电能服务商、负荷集成商、售电公司等市场主体资源整合优势，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰，形成占年度最大用电负荷3%左右的需求响应能力。

（三）加强用气用油需求侧管理。各地和上游供气企业要按照“保民生、保公用、保重点”的要求，制订完善应急预案，加强应急演练，切实保障民生用气。要动态更新非居民可中断用户调峰清单，不断完善原油需求侧管理能力。各地要督促有关企业严格签订可中断供气合同，约定中断时间、气量以及相应补偿措施，确保压减预案科学，相关审批和启动程序规范。

（四）加强安全隐患排查。各地要充分利用新技术手段，对迎峰度夏期间能源供应的重点地区、关键环节、重要设施加强风险隐患排查，对发现的问题及早干预、及早处置，最大限度降低安全事故、重大突发事件和极端天气对能源供应的影响。各地要建立健全隐患排查挂牌督办机制，督促企业认真落实安全生产主体责任，对于发现的问题列出整改时间表和路线图，对于不能按期整改的企业要按规定予以严肃处理。

六、加强组织实施，切实保障各项措施有效落实

（一）明确责任分工。各地要切实履行保障煤电油气运供应的责任，层层压实相关部门和企业的主体责任，研究制定迎峰度夏能源保障工作方案。要建立工作协调机制，加强部门间、企业间沟通联系，强化信息共享和工作协同，形成工作合力。

（二）加强舆情监测引导。各地和能源企业要加强舆情监测，及时有效引导和妥善应对相关舆情。要切实做好节约用能社会宣传工作，倡导公用事业办公场所、商业用户主动降低空调负荷，引导全社会科学用能、节约用能、错峰用能。

（三）建立健全通报制度。各地要加强能源迎峰度夏各项任务的细化和落实，完善监管手段，提升监管能力，确保各项保供措施落实到位。积极发挥第三方专业机构作用，对迎峰度夏保供应、实施方案预案等重点工作进行评估，并建立健全通报制度，对于工作推进成效明显的地区和企业给予通报表扬，对于工作推进不到位的进行通报批评。

国家发展改革委

2021年7月17日