水电装机为2465万千瓦，装机量处于全球前十位置。

同期，完善交流同步电网仍需建设特高压交流工程16个，投资约1900亿元。目前，四川多措并举，滚动优化各类电源发电计划，确保发电资源最大化利用。

同时增大水电留川规模，大幅削减四川低谷年度外送计划电力。由于处于严重失衡态势，四川首次启动了最高级别的能源保供应急响应。截至2021年底，中国在运15交18直、在建4交2直共39个特高压工程，在运在建特高压线路总长度超5万公里。从发电站发出的电能，一般都要通过输电通道送到各个用电地方，对于远距离、大容量输电需求，超高压/特高压输电通道就成为现代新型电网系统不可或缺的组成部分。同时，国家电网公司正最大限度跨省跨区电力互济支援四川保供，目前通过德宝直流、川渝联网等8条输电通道，持续向四川送电。

远东电缆助力中国超高压成长从世界首条商业化运营的特高压交流工程，到目前全球电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远、技术水平最先进的特高压输电工程，远东电缆用一次次及时极致的产品和服务，见证了中国高压/特高压一路走来，一路成长，一路辉煌。旱情和高温交织，供电不足和需求激增相互叠加，迎峰度夏保供电最严峻、最关键的时刻已经到来。各省辖市政府，济源示范区、航空港区管委会要完善配套政策，确保落实落地。

对符合条件的煤电企业给予贷款展期和续贷支持，不得盲目限贷、抽贷、断贷。目前，电、煤产业链之间的结构性矛盾仍长期存在，两个行业两张皮经营情况、跷跷板利益关系仍较为突出。（二）合理疏导供热成本。落实国家关于推动煤炭和新能源优化组合的部署要求，积极推进煤电与新能源深度融合。

支持国内大型煤炭企业参与省内煤炭产供储销体系建设。加强电煤市场合同价格调控监管，依法及时查处价格违法违规行为，维护良好价格秩序。

（一）科学优化电力调度制度。在保障冬季供暖前提下，开展居民采暖成本核查，合理调整居民采暖价格，建立煤、热价联动机制，疏导煤价上涨造成的供暖成本增加。另外，近期国家正在制定煤电和可再生能源联营方案，我省也正组织有关单位进行方案编制。目前，全省煤电调峰收益机制仍不完善，尚未建立煤电为外电提供调峰服务的补偿收益机制，另外煤电调峰价值未完全发挥。

推动工业供热实行市场化定价，取消工业供热定价限制，形成由供需双方协商的市场化定价机制。六、确保政策落实到位省发展改革委要牵头统筹推动全省煤电行业持续健康发展。十四五期间，省内存量煤电在双碳背景下面临诸多挑战，亟须加快优化升级工作，实现清洁低碳转型，另外还需要通过市场化改革方式，拓宽煤电机组的调峰收益渠道。积极推进煤电与新能源深度融合。

因此，第十一条政策措施，通过结合煤电机组关停淘汰、推动退城进郊（园），支持煤电企业实施以大代小和以新换旧等容量替代建设，统筹推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造三改联动，实现我省煤电机组优化升级。目前，煤电是全省最经济、最有效的支撑保障和灵活调节电源，既发挥着稳定器和压舱石的支撑作用，又承担着调节器的调节功能。

支持省内外有实力的大型煤炭企业（储煤基地）通过股权合作、战略合作等方式，与煤电企业开展煤电联营，建立长期稳定、安全有序的电煤供需关系。（二）促进煤电与新能源融合发展。

同时，省内电煤价格仍在较高水平运行，省内煤炭出矿环节中长期交易价格高于合理区间，绝大部分电厂出现负边际利润。另外，近期国家正在制定煤电和可再生能源联营方案，省也正组织有关单位进行方案编制。（四）加快电力市场化改革。探索建立调频辅助服务市场机制，支持煤电机组参与调频辅助服务，获取合理的调频补偿收益。（二）全力保障电煤量价稳定。（五）持续加强体制机制创新。

合理认定煤电机组新增调峰容量，推动新能源项目通过市场化方式优先购买煤电企业调峰资源，用于配套新能源项目开发，增加煤电企业收益。另一方面通过推动工业供热加快形成由供需双方协商的市场化定价机制，在做好冬季供暖保障的前提下，合理调整居民采暖价格，建立煤、热价联动机制，有效疏导供热燃料成本。

妥善解决热费拖欠问题，支持热费提前支付，确保热电企业正常运营。二、多措并举助力煤电行业持续健康发展坚持问题导向和政策引导，聚焦煤电企业融资困难、燃料成本上升、价格疏导不畅等突出问题，有针对性提出项目经营、开发、金融、财政等一系列的政策举措，共五个部分、十二条政策措施。

支持煤电企业积极争取专项再贷款等政策。各煤电企业要主动作为，积极纾困解难，确保完成电力保供任务，实现高质量发展。

目前，全省电煤价格仍在高位运行，电价20%上浮幅度尚不能完全消纳电煤成本，煤电发电成本无法有效疏导。因此，第八条政策措施，通过申请国家有关资金支持，落实财政金融税收支持政策，降低煤电企业融资成本，确保税费优惠应享尽享，增值税留抵退税应退尽退，符合条件的困难缓税应缓尽缓，切实减轻煤电企业税费负担。结合煤电机组退城进郊（园），支持煤电企业实施以大代小和以新换旧等容量替代建设，提高煤电机组单机容量、运行参数、能效和污染物排放水平。另外，支持省内煤电企业开展多能互补和源网荷储一体化项目试点建设，优先列入年度开发方案。

四、化解经营资金压力（一）完善煤电调峰收益机制。因此，第三条、第四条政策措施，从电煤供应量、价格方面，通过加快省内煤炭产供储销体系建设、引导省内煤炭出矿环节中长期交易价格在合理区间运行、加强合同签约、履约、价格调控监管等措施，增强全省煤炭供应稳定性与安全性，维护良好电煤价格秩序。

同时，全省工业供热价格存在定价干预的情况，居民供热价格定价较早、价格偏低且常年未做调整，煤电供热成本也疏导不畅。同时，煤炭价格常年持续高位运行，加之随着电力体制改革加快推进，市场化交易电量不断扩大，煤电经营形势整体严重下滑，尤其是2021年遭遇电煤价格非正常的暴涨，全省煤电行业自2008年之后再次出现全行业巨亏的局面，煤电企业普遍存在融资难、融资贵问题，经营成本负担重、购煤资金紧张，全省电力安全保障面临挑战。

支持国家骨干煤炭企业和山西、陕西、内蒙古等省份大型煤炭企业，与我省煤电企业通过资本融合、相互持股、兼并重组等方式合资建设煤电项目或开展煤电资源整合，实现煤电一体化经营。河南省人民政府办公厅关于促进煤电行业持续健康发展的通知豫政办〔2022〕80号各省辖市人民政府，济源示范区、航空港区管委会，省人民政府各部门：为深入贯彻党中央、国务院决策部署及省委、省政府工作要求，确保全省电力安全稳定供应，支持煤电企业纾困解难，促进煤电行业持续健康发展，经省政府同意，现就有关事项通知如下：一、优化电力调度机制（一）提升煤电机组利用效率。

三、多方协同促进政策举措落实、落细、落地省发展改革委会同省工信、财政、银监、税务、省电力公司等有关部门，加强部门协调联动，压实工作职责，细化政策措施，切实推动各项任务落地，共同推进支持煤电企业纾困解难、促进煤电行业持续健康发展工作，全力保障电力安全稳定可靠供应。十三五以来，全煤电发电利用小时数逐年降低，2021年已降至3400小时左右，其中60万千瓦等级及以上机组低于全省平均水平，机组长期处于非经济运行状态，发电效益大幅下降。文件提出加快电力市场化改革：探索建立调频辅助服务市场机制，支持煤电机组参与调频辅助服务，获取合理的调频补偿收益。因此，第五条、第六条政策措施，分别从电价、热价方面，一方面通过继续执行国家有关燃煤发电上网电价机制，加快确定并公布我省高耗能企业名单，落实高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制的规定，提升煤电企业盈利能力。

（三）有效疏导电力热力成本。第十二条政策措施，通过探索建立煤电机组调频辅助服务市场机制，建立能快速灵活、及时有效地反映电煤价格波动的市场化电价机制，增加煤电机组收益渠道和盈利能力。

严格落实煤电企业煤炭中长期合同全覆盖要求，加强履约监管，确保全省电煤安全平稳供应目前，国家电网从13省市紧急调集的50辆应急发电车也基本完成驰援四川的各项保电任务，将根据安排陆续返程。

国网四川电力数据显示，29日，四川大工业日用电量从8月22日的1.56亿千瓦时回升到了3.5亿千瓦时，居民日用电量从4.73亿千瓦时降到2.77亿千瓦时，一升一降反映出四川省大工业复工复产效果显著，居民降温用电需求快速下降。与此同时，近日的降雨一定程度上缓解了旱情，四川水电主力水库猴子岩水库水位回升至1813米，超过死水位11米。

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