近期受多重因素叠加影响，我国电力供需形势总体偏紧，部分地区采取了有序用电措施，个别地区拉闸限电波及民生，引发社会普遍关注。相关部委多措并举，坚持民生优先，采取煤炭增产增供等有力措施，目前我国电力供需矛盾得到一定程度的缓解。
作为关系国计民生和能源安全的国家队，国家电网公司深入学习贯彻重要讲话和指示精神。自9月底以来，组织多次专题会议及相关会议对电力保供进行部署安排，公司主要领导深入电力生产一线检查督导供电保障工作。国家电网公司董事长、党组书记辛保安反复强调，保障电力供应不仅是经济问题，更是关系国家能源安全、经济社会发展和民生福祉的社会问题。当前及今后一个时期，公司重要而紧迫的任务就是聚合力、保安全、保供电、保民生、保稳定、强管理、优服务、防风险。公司上下要以高度的政治担当，坚持系统观念，强化底线思维，认真践行人民电业为人民企业宗旨，全力做好今冬明春电力保供工作。英大证券作为国家电网公司金融平台主要成员，充分发挥资本市场金融资源配置功能，为能源电力产业链上下游企业提供高质量金融支持，以实际行动服务能源电力安全保供大局。
一、全国电力供需仍面临挑战
电力系统是一个超大规模、动态变化的能量平衡系统，电能以光速传播，目前还无法实现大规模储存，发变输配用各环节需要瞬时完成，并且保持实时平衡。传统电力系统主要采用“源随荷动”生产组织模式，通过对发电端的调节，主动适应用户侧负荷波动，确保电力系统安全可靠运行。由于新能源发电具有随机性、波动性和间歇性特点，随着新能源装机占比不断提高，电源侧和负荷侧双向随机变动导致电力系统电量电力平衡压力不断增大。2021年3季度，我国电力供需总体偏紧、部分地区采取有序用电，主要原因是需求增长过快、电煤供应紧张等多重因素导致电力供需不均衡。
一是需求增长较快导致供给相对不匹配。在需求端，2021年1～9月全社会用电量同比增长12.9%，两年平均增长7.4%，高于2019年同期增速3.0百分点。在供给端，发电装机同比增长9.4%，比用电量增速低3.5个百分点，其中，风电、光伏发电装机同比增长32.8%和24.6%，火电、核电和水电装机同比增长仅4.2%。受拉尼娜现象影响，今年冷冬可能性较大，全社会用电量增长叠加冷冬等因素影响，预计今年冬季最大用电负荷可能突破12亿千瓦，高于夏季最大负荷，同比增长10%以上，远高于2020年2.3%的最大负荷同比增速。
二是可再生能源发电稳定支撑能力有待提升。目前我国发电机组主要由火电、水电、核电以及风光等新能源发电组成。水电方面，前三季度累计发电量9030亿千瓦，发电量占比约14.9%，但受降水偏少等因素影响，利用小时连续三年同比下降。核电方面，前三季度累计发电量同比增长12.3%，利用小时创近几年新高，达5842小时，但发电量占比较小，不到5%。新能源方面，我国风光装机快速增长，截至2021年9月底，我国风电、光伏发电装机占比分别达13.0%和12.1%，合计25.1%，但发电量占比仅分别为7.8%和4.1%，合计11.9%，比装机占比低13.2个百分点。持续加大电力系统供需平衡难度，仍需火电等常规机组兜底保障。
三是煤价电价挤压导致部分煤电企业发电意愿不足。2021年9月底我国煤电装机占比47.9%，前三季度累计发电量占比59.8%，仍是电力供应基础。今年全球大宗商品价格暴涨，煤炭供需矛盾突出，煤价快速上涨，部分企业发电意愿较低。“十四五”“十五五”期间煤电在电力系统中仍需发挥重要作用，需要从“碳达峰、碳中和”的大局，分阶段、系统性思考火电，特别是煤电，在能源转型中的作用和意义。
二、电力保供深入推进我国电力市场化改革
新世纪以来，我国主要经历了两轮电力体制改革，2002年电力体制改革5号文下发，推进政企分开、厂网分开、主辅分开，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。2015年电力体制改革9号文延续5号文市场化改革方向，有序放开竞争性环节电价、配售电业务和发用电计划，陆续组建相对独立的电力交易机构，电力市场建设和电力市场化交易取得积极进展。但整体上来看，我国电力体制改革推进比较缓慢，尚难适应电力高质量发展的步伐。能源电力是国民经济的基础，能源体制革命是“四个革命、一个合作”能源安全新战略的重要组成部分，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。面对当前能源电力供需形势，相关部门明确要求，有效运用市场化手段和改革措施，保证电力和煤炭等供应。10月12日国家发改委下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量的上网电价，有序放开工商业用户用电价格，扩大市场交易电价的上下浮动范围，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。此次改革有利于进一步理顺“煤电”关系，在推进电价市场化改革上迈出了一大步。
一是推进煤电价格双向浮动成为常态。“十三五”以来，我国电力供需宽松，煤电利用小时持续下降，2020年我国煤电利用小时为4340小时，远低于5500小时设计值，煤电参与电力市场交易主要是单方向降价。2019年10
