据交通运输部发布，总的来看，万吨以上干散货船、700TEU以上集装箱船和油船运力规模小幅增长，化学品船运力规模略有下降，液化气船运力规模保持不变。具体情况如下：　　一、干散货船运力情况　　截至2020年6月30日，沿海省际运输干散货船（万吨以上，不含重大件船、多用途船等普通货船，下同）共计1835艘、6445.90万载重吨，较2019年底增加83艘、198.39万载重吨，吨位增幅3.18%。2020年上半年新增沿海省际运输干散货船运力144艘、348.83万载重吨，提前退出运输市场61艘、147.44万载重吨（部分船舶经检验后变更了载重吨，总计核减3.00万载重吨），无强制报废船舶。　　沿海省际运输干散货船平均船龄11.02年，其中，老旧船舶（船龄18年以上）和特检船舶（船龄28年以上）分别有233艘、27艘，占总艘数的12.70%和1.47%。　　二、集装箱船运力情况　　截至2020年6月30日，沿海省际运输集装箱船（700TEU以上，不含多用途船，下同）共计306艘、79.19万TEU，较2019年底增加16艘、2.08万TEU，载箱量增幅2.70%。2020年上半年新增沿海省际运输集装箱船运力22艘、2.95万TEU，提前退出运输市场6艘、0.93万TEU（部分船舶经检验后变更了载箱量，总计核增0.06万载箱量），没有强制报废船舶。　　沿海省际运输集装箱船平均船龄9.30年，其中,老旧船舶（船龄20年以上）和特检船舶（船龄29年以上）分别有35艘、3艘，占总艘数的11.44%和0.98%。　　三、液货危险品船运力情况　　（一）油船。　　截止2020年6月30日，沿海省际运输油船（含原油船、成品油船，不含油品、化学品两用船）共计1217艘、1042.55万载重吨，较2019年底减少32艘，吨位增加14.11万载重吨，增幅1.37%。2020年上半年新增沿海省际运输油船运力27艘、42.67万载重吨，提前退出运输市场56艘、28.18万载重吨，强制报废船舶运力3艘、0.38万载重吨。　　沿海省际运输油船平均船龄10.11年，其中，老旧船舶（船龄12年以上）和特检船舶（船龄26年以上）分别有439艘、3艘，占总艘数的36.07%和0.25%。　　（二）化学品船。　　截止2020年6月30日，沿海省际运输化学品船（含油品、化学品两用船，下同）共计283艘、110.81万载重吨，较2019年底减少5艘、3.19万载重吨，降幅2.80%。2020年上半年新增沿海省际运输化学品船运力4艘、2.21万载重吨，提前退出运输市场9艘、5.40万载重吨，没有强制报废船舶。　　沿海省际运输化学品船平均船龄10.86年，其中，老旧船舶（船龄12年以上）和特检船（船龄26年以上）分别有143艘、1艘，占总艘数的50.53%和0.35%。　　（三）液化气船。　　截至2020年6月30日，沿海省际运输液化气船共计73艘、24.82万载重吨，较2019年底数据无变化。　　沿海省际运输液化气船平均船龄12.81年，其中，老旧船（船龄12年以上）和特检船（船龄26年以上）分别有30艘、4艘，占总艘数的41.10%和5.48%。 

国家发改委运行局发文称，近日，全国煤炭产量明显增加，需求持续回落，电厂供煤已经大于耗煤。调度数据显示，8月10日全国统调电厂供煤740万吨，创夏季历史新高，比前期正常水平增加近60万吨；耗煤720万吨，比峰值回落近30万吨。生产方面，晋陕蒙煤炭日产量环比7月同期增加近80万吨。需求方面，“七下八上”夏季用煤高峰期接近尾声，煤炭需求总体呈持续回落态势。预计后期，随着煤炭产能陆续释放，产量还将继续增加，煤炭供需形势将进一步好转。

对于前几个月动力煤价格的飙涨，业内人士认为，需要反思运动式“减碳”对经济的影响。　　“这几天，煤炭价格总算是平稳了一些，不像前段时间涨得那么快。”8月11日，煤炭贸易商罗先生向21世纪经济报道记者表示。　　今年以来，部分大宗商品价格出现较快上涨。进入夏季用电高峰期，各地电力负荷持续攀升，动力煤供应紧缺问题凸显出来，下游旺盛的需求刺激动力煤价格一路飙升。　　为了保障供应，平抑煤价，国家部委近期频频出手，密集出台了一系列举措。在政策组合拳之下，随着煤炭供应量的增加，动力煤市场终于迎来了价格回调。　　受访专家指出，未来一段时间，一系列调控措施将陆续得到落实，动力煤供需矛盾将得到缓解，煤价有望回归到合理区间。　　多管齐下“保供稳价”　　罗先生在煤炭贸易行业摸爬滚打了多年，今年以来煤炭价格的走势，也曾让他一度难以把握。“今年3月份以后，煤炭价格一直在涨，有段时间是一天一个价，甚至有钱也拿不到货。”　　前段时间，在与客户谈判时，罗先生也变得底气十足。“我们都是要求客户先付款再发货，客户如果不同意，我们也没办法。”　　进入7月份，夏季用电高峰期来临，电煤缺口逐步扩大，市场供需进一步失衡。“煤炭都让电厂和水泥厂买走了，我们这样的贸易商有时都很难拿到现货。”罗先生说。　　中国煤炭工业协会日前发布的2021年上半年煤炭经济运行情况通报显示，今年上半年，煤炭价格高位运行，其中6月末秦皇岛港5500大卡动力煤综合交易价格819元/吨，同比上涨274元/吨。　　汾渭能源价格中心主任曾浩向21世纪经济报道记者介绍，“根据我们中心的监测，去年动力煤的价格波动区间在500元-800元，而近几个月价格波动区间已经到了800-1100元，这表明煤价增长还是很快的。”　　在7月28日国家能源局召开的例行新闻发布会上，国家能源局发展规划司司长李福龙介绍，今年上半年煤炭消费较快增长，发电、建材用煤增长显著。上半年煤炭消费较2019年同期增长8.1%。其中，发电、建材用煤持续较快增长，分别同比增长15.7%、12%，电煤对煤炭消费增长贡献率达到76.7%。　　对于动力煤价格的飙升，煤炭行业资深人士师秋明认为，主要原因是此前市场供需的错配。“上半年，我国经济强势复苏，动力煤的需求大增，而市场供应却无法跟上，阶段性的供需错配，导致动力煤价格过快上涨。”　　为了减少阶段性缺煤发生频率，确保煤炭供应和价格长期保持稳定，国家部委近期频频出手，打出了一套政策组合拳。　　7月23日，国家发改委发布《关于做好2021年能源迎峰度夏工作的通知》，要求加快推进煤炭优质产能释放。各产煤地区要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。　　此后，国家发改委办公厅、国家能源局综合司、国家矿山安全监察局综合司联合印发通知，鼓励符合条件的煤矿核增生产能力，对煤矿产能核增实行产能置换承诺制。通知明确，2022年3月31日前提出核增申请的煤矿，不需要提前落实产能置换指标，可采用承诺的方式进行产能置换，取得产能核增批复后，在3个月内完成产能置换方案。　　与此同时，内蒙古自治区、陕西省和黑龙江省等产煤大省也相继召开煤炭保供会议，多措并举加大煤炭供应。　　7月份，内蒙古自治区对鄂尔多斯市38处前期因用地手续不全停产的露天煤矿批复了用地手续，涉及产能6670万吨/年。另外，内蒙古自治区近日已将7处露天煤矿的永久用地已按程序上报，总产能约1.2亿吨/年。这部分煤矿永久用地批复后，生产将恢复到正常水平，月可增产增供350万吨左右。　　在一系列保供稳价政策组合拳的影响下，8月以来的煤炭产量明显增加。鄂尔多斯生产煤矿数量升至210座以上，高于7月份平均水平；榆林地区煤矿开工率已经由7月份的70%恢复到72%以上。　　CCTD中国煤炭市场网重点监测的数据显示，8月份以来，鄂尔多斯地区煤炭产量明显增加，单日产量最高达209万吨/天，远高于7月同期水平，基本与6月同期水平持平。　　纠正运动式“减碳”　　一系列政策密集出台，港口、产地煤炭市场均出现明显走弱。数据显示，港口各品种价格环比上周下跌70-80元/吨，而产地价格也出现30-50元左右的下跌。　　对于动力煤市场的走势，曾浩向21世纪经济报道记者分析，“从我们的监测数据来看，随着近期一系列政策的落地，动力煤供需矛盾已经有了一定的缓解。”　　在业内人士看来，8月份后，受供给增加、疫情扰动等因素影响，动力煤市场会逐渐降温，市场阶段性顶部出现，价格将迎来调整。　　申银万国期货则指出，近期保供政策密集出台，随着矿区产能缓慢释放，煤炭产量水平逐渐提升。然而，受疫情防控因素影响，近期陕西部分煤矿的生产及发运受限，在一定程度上制约了产能的释放。　　“后市随着下游用电淡季来临、电厂日耗回落，矿区产能释放逐渐形成规模，港口库存恢复至同期水平，煤价或有望高位回调。”申银万国期货在研报中表示。　　对于前几个月动力煤价格的飙涨，业内人士认为，需要反思运动式“减碳”对经济的影响。　　曾浩表示，在我国的电力供应体系中，火电依然占据最大比例，因此动力煤的重要性不言而喻。而此前，在运动式“减碳”叠加上半年安全检查趋严的情况下，动力煤的产能难以满足下游需求，库存一直处于历史低位。　　7月30日召开的中共中央政治局会议提出，要统筹有序做好碳达峰、碳中和工作，尽快出台2030年前碳达峰行动方案，坚持全国一盘棋，纠正运动式“减碳”，先立后破，坚决遏制“两高”项目盲目发展。　　广州期货在研报中指出，尽管国家发改委从3月至今已不断提出保供增产的相关措施，但运动式“减碳”的各项措施导致煤炭存在阶段性紧缺，电厂在煤价飙升的高成本现状下亏损发电，这无疑不利于我国经济的可持续发展及大宗商品价格的稳定。　　纠正运动式“减碳”的提出，表明中央重视运动式“减碳”对经济有序发展的影响，后续或将提出相应的解决措施，并在保障“减碳”的目标下，有序释放产能，促使煤价逐步恢复理性价位。　　对于后续动力煤市场行情，曾浩向21世纪经济报道记者表示，“下半年我国经济稳定复苏，加上金九银十及冬季储煤高峰的到来，都将对煤炭供应提出挑战，因此政策方面还需要长效的机制。我们认为，动力煤价格不会大幅下跌，仍然会在高位波动运行。”

　随着上游产能释放的加快，环渤海港口库存的回升；叠加天气转凉、南方电厂日耗高位回落，贸易商加快出手，从本周开始，港口和产地煤价陆续出现下行态势。对市场利空和利好因素叠加，预计此轮煤价跌至本月下旬；受刚性需求影响，煤价跌幅不会很大，预计在50-100元/吨。　　1.煤炭需求保持增长态势。上半年，火电累计发电同比增长15％。今年下半年，国民经济加快发展，对电煤需求仍会保持增长态势。受用电负荷超预期增长、西部缺煤少水等因素影响，南方区域广东、广西、云南、贵州、海南五省区用电需求旺盛，负荷屡创新高；南方电网统调负荷年内已6次创新高。随着疫情的逐步控制，南方用电量和耗煤量继续保持旺势。　　2.国际煤价高位运行。印尼煤炭价格维持上涨的态势，最新发布的印尼8月动力煤参考价为130.99美元/吨，已连续数月上涨。与今年1月的75.84美元/吨相比，大幅上涨了73％。目前，全世界都缺煤，澳洲煤被叫停之后，我国进口煤以印尼煤为主，无形之中把印尼煤价格拉了起来。而受雨季及疫情影响，印尼煤调入数量增幅非常有限。　　3.尽管增供稳价密集出台，增加部分产能。但游部分煤矿煤管票限制，还有安全、环保、超能力检查；叠加疫情反复，造成封路、影响销售等问题也困扰着供应端。目前，市场比较透明，上游对港口和用户情况了如指掌，能够根据实际需求，合理组织生产和销售；以前的盲目生产，造成市场供大于求，发煤户攀比降价、造成煤价暴跌的时代已经一去不复返。　　4.电厂库存偏低。今年除了春节期间，电厂被动垒库；以及三、四月份机组检修，电厂耗煤量减少以外，五月份之后的煤市基本处于供不应求态势。而针对煤炭需求增加、煤价偏高的实际情况，电厂采取低库存策略，消耗多少，拉运多少，保持在7-12天的运量。但这样也存在一个问题，煤价确实不会大涨，但因为刚性拉运一直存在，煤价也不可能暴跌。　　预计从目前到八月底，煤价会保持下跌走势，等到贸易商陆续将手中煤炭抛出后；受煤价倒挂影响，后续发运积极性下降。而环渤海港口场地用于交易的市场煤减少之后，一旦需求复苏、电厂补库，港口煤价就会止跌。值得注意的是，电厂不买贵的，是因为有长协兜底，但水泥、化工、印染、陶瓷等行业以及地方热电，他们长协订单少，需要补充部分市场煤；这些行业在夏季过后，开足马力生产，会促使需求增加，拉动煤价企稳止跌。

【浙江舟山通报“弘进”轮情况：16名船员新冠病毒核酸检测阳性】#关注新冠肺炎# 据浙江省舟山市新型冠状病毒肺炎疫情防控工作领导小组办公室9日最新通报，8月9日21时30分经舟山海关、舟山市疾控中心“双采双检”，“弘进”轮16名船员新冠病毒核酸检测阳性。据了解，该轮共有20名船员在船，13名出现发热症状。“弘进”轮7月30日从菲律宾出发，因船上13名船员出现发热症状滞留舟山海域，引发各方关注。8月9日，舟山市启动紧急救援程序，有关部门开始组织相关人员登轮，当天上午完成全部20名船员的核酸采样、采血工作。舟山市卫健委副主任徐方明此前接受采访时表示，核酸检测报告出来以后，相关部门会做好患病船员的转运、接送、医疗救治以及相关的院感防控和管控工作。

1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量①17023.1亿千瓦时，同比增长41.6%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量②合计为13773.3亿千瓦时，同比增长43.4%，占全社会用电量比重为35%，同比提高6.4个百分点。 　　6月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量3232.2亿千瓦时，同比增长10.9%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为2604.5亿千瓦时，同比增长7.8%，占全社会用电量比重为37%，同比降低1个百分点。　　一、全国各电力交易中心交易情况　　1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量17023.1亿千瓦时，同比增长41.6%。省内交易电量（仅中长期）合计为13976.9亿千瓦时，其中电力直接交易12965.1亿千瓦时、发电权交易913亿千瓦时、抽水蓄能交易49.7亿千瓦时、其他交易49.1亿千瓦时。省间交易电量（中长期和现货）合计为3046.1亿千瓦时，其中省间电力直接交易808.3亿千瓦时、省间外送交易2173.8亿千瓦时、发电权交易64亿千瓦时。　　6月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量3232.2亿千瓦时，同比增长10.9%。省内交易电量（仅中长期）合计为2634.2亿千瓦时，其中电力直接交易2397.8亿千瓦时、发电权交易207.4亿千瓦时、抽水蓄能交易21.4亿千瓦时、其他交易7.7亿千瓦时。省间交易电量（中长期和现货）合计为598亿千瓦时，其中省间电力直接交易206.7亿千瓦时、省间外送交易374.3亿千瓦时、发电权交易17亿千瓦时。　　1-6月，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量12924.9亿千瓦时，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为2803.5亿千瓦时；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量3187.9亿千瓦时，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为209.5亿千瓦时；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量910.3亿千瓦时。　　二、全国电力市场中长期电力直接交易情况　　1-6月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为13773.3亿千瓦时，同比增长43.4%，占全社会用电量比重为35%，同比提高6.4个百分点。其中，省内电力直接交易电量合计为12965.1亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为808.2亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的94.1%和5.9%。　　6月份，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为2604.5亿千瓦时，同比增长7.8%，占全社会用电量比重为37%，同比降低1个百分点。其中，省内电力直接交易电量合计为2397.7亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为206.7亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的92%和8%。　　1-6月，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为10212.7亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为33%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为2784.6亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为40.6%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为776亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为49.4%。注：　　① 指电力交易中心组织开展的各品类交易电量总规模，分为省内交易电量和省间交易电量。其中省内交易电量包括省内电力直接交易、发电权交易、抽水蓄能交易和其他交易；省间交易电量包括省间电力直接交易、省间外送交易、发电权交易和其他交易。以交易结算口径统计。　　② 指符合市场准入条件的电厂和终端购电主体通过自主协商、集中竞价等直接交易形式确定的电量规模，包括省内电力直接交易电量和省间电力直接交易（外受）电量。以交易结算口径统计。

根据国家发展改革委、国家能源局联合印发的通知要求，内蒙古、山西、陕西、宁夏、新疆等5省区已对15座联合试运转到期处于停产状态的煤矿办理延期手续，同意联合试运转时间再延长1年，在确保安全的前提下增产增供。15座煤矿涉及产能合计4350万吨/年，已全部复产，预计每日可稳定增加产量15万吨。

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发通知，明确允许联合试运转到期煤矿延期，延长期限原则上为1年。通知同时要求，地方有关部门要指导支持企业加快煤矿证照办理，对符合条件的煤矿尽快审批进入联合试运转；对证照办理齐全的联合试运转煤矿，要及时为其办理竣工验收手续，依法依规转入正式生产。（发改委）

近期，受全国多地高温天气影响，国家电网经营区域内用电负荷持续攀升。8月3日,公司经营区域最大用电负荷达89708万千瓦。西南电网和湖北、陕西、四川、重庆电网用电负荷创历史新高,最大负荷分别达到7657万千瓦、4343万千瓦、3074万千瓦、5192万千瓦、2435万千瓦。　　近日召开的中共中央政治局会议，要求做好电力迎峰度夏保障工作。国家电网有限公司坚决贯彻落实，积极应对极端天气频发、高温大负荷等多重挑战，抓实抓细各项工作措施，确保电网安全运行和电力可靠供应。公司广大干部员工战高温、斗酷暑、保供电，坚决扛起“顶梁柱”的责任担当。湖北：实施需求侧响应方案，精心组织电力供应　　烈日炎炎，酷暑难耐，湖北全省用电负荷节节攀升。7月14日以来，湖北电网最大负荷三次创历史新高。8月2日，湖北电网最大负荷达4343万千瓦。国网湖北送变电公司员工在烈日下清洗变电站震荡回路设备　　面对迎峰度夏全省迅猛增长的用电需求，国网湖北电力精心组织电力供应，做好省内发电资源调配，通过稳控系统完善释放丹江、青山发电能力50万千瓦。配合政府加大电煤资源储备，维持电煤可用天数在20天左右。实施小水电联合顶峰，高峰时段增加平衡能力50万千瓦。　　国网湖北电力积极争取外来电力支援，7月份外购电交易158万千瓦，较预期增加145万千瓦，利用雅中—鄱阳湖特高压直流经江西购入四川水电最大120万千瓦。首次制定实施需求侧响应方案，以市场机制、补偿措施引导用户主动参与平衡调节，确保电网安全度夏。陕西：提升设备健康水平，保障电网安全运行　　受近日持续高温天气影响，陕西电网降温用电负荷激增。8月2日，陕西电网用电负荷达到3074万千瓦，是今夏第二次创历史新高，环比增长1.3%，同比增长21.4%。国网陕西西安供电公司员工检修迎峰度夏线路　　为确保生产生活用电，服务群众清凉度夏，国网陕西电力加强迎峰度夏组织部署，提前召开省、市、县公司三级安委会专题研究迎峰度夏工作。积极推进330千伏南郊7号主变工程建设，该工程于7月29日顺利投运，从根本上解决了南郊变电站主变过载问题，有效缓解了西安南郊地区供电压力。　　针对迎峰度夏期间电力供需特点，国网陕西电力从电网侧、电源侧、用户侧多方发力，多措并举全力保障经济社会发展用电需求。完善政企联动燃料保障机制，强化电煤等一次能源供应情况监测预警，形成保障燃料稳定供应的合力。优化提升设备健康水平，消除影响安全可靠供电的隐患缺陷。针对夏季极端多变天气情况，尤其对重要输电通道、重要枢纽变电站开展特巡特护，制定风险防范措施和应急抢修方案。　　国网陕西电力密切跟踪天气变化，强化负荷预测分析，加大跨区跨省电力支援力度，制定落实安全控制措施和应急处置预案，最大限度降低山洪、地质灾害影响，全力保障电网安全运行和电力有序供应。四川：全天候快速响应，优先保障居民生活用电　　受新增工业项目投产、气温连续偏高等多重因素影响，当前四川省处于夏季高温、用电负荷高峰时期。近期，成都、遂宁、南充、自贡等14个地区电网最大用电负荷陆续刷新纪录，创历史新高。国网四川简阳供电公司带电作业班对10千伏清英线实施带电接引　　晴热持续，负荷攀升。国网四川电力高度重视电力保供工作，多措并举，积极应对，全力保障全省电力安全稳定供应，优先保障居民生活用电。入夏以来，国网四川电力利用机器人巡检、无人机巡检、红（紫）外成像等技术手段，对变电站、输配电线路等设备进行全面检查，缩短巡视周期，及时消除设备隐患。　　度夏期间，国网四川电力严格执行24小时应急值班制度，提前做好人员、物资、车辆准备，确保全天候快速应急保障。同时，充分利用线上线下渠道提高办电效率和故障处理效率，为电力客户提供优质服务。重庆：全面强化电网运行，科学组织应急抢修　　连日来，重庆持续晴热，气温节节攀升，部分地区最高气温超过41摄氏度。高温天气导致空调等降温设备大量投入使用，用电负荷持续攀升。8月4日13时34分，重庆电网最大负荷达到2435万千瓦，创历史新高。烈日下，国网重庆电力员工开展带电作业后汗水湿透了后背　　持续高温“烤”验电网，国网重庆电力多措并举，全面强化电网运行。目前，国网重庆电力已完成了13000余项电网检修工作，重点开展了设备重过载治理、高层建筑电气火灾隐患治理、线路“三跨”隐患排查治理等工作；持续督促电厂加强机组运行维护和电煤供应，保障可靠运行；合理安排水火电运行方式，全力争取外购电及跨省跨区支援，提升供电能力；加强电网运行监视，及时调整运行方式、处置设备缺陷及故障。　　国网重庆电力科学合理布置抢修站点158个，组织国家电网红岩共产党员服务队113支、应急抢修队伍139支，调配抢修人员5652人、应急抢修车730台、应急发电车51台，在遭受外力破坏、设备故障、极端天气等造成突发停电时，迅速开展故障抢修和应急保电，全力做好电力迎峰度夏保障工作。

　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4:1，其他地方原则上不低于3:1；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。