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电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。6月13日，中电联统计与数据中心主任王益烜在接受中国证券报记者专访时表示，预计今年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧，存在电力缺口。建议全力保障迎峰度夏期间电力燃料安全稳定供应。
中电联规划发展部主任张琳则表示，迫切需要有机整合源
电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。6月13日，中电联统计与数据中心主任王益烜在接受中国证券报记者专访时表示，预计今年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧，存在电力缺口。建议全力保障迎峰度夏期间电力燃料安全稳定供应。 中电联规划发展部主任张琳则表示，迫切需要有机整合源、网、荷、储各类调节资源，特别是挖掘需求侧调节潜力，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变。 水电出力尚未得到有效改善 2022年夏季，受持续高温和主要江河来水偏枯等多重因素影响，一些水电大省出现电力短缺。2023年这种情况是否会再现？ 王益烜：水电是电源的重要组成部分。当前我国常规水电装机3.7亿千瓦，占总装机容量比重为14%，全年常规水电发电量占总发电量比重为15%。我国具有季及以上调节能力的水库电站装机占比不到一半，大部分常规水电出力要“靠天吃饭”，降水的不确定性对水电出力影响较大。2022年夏季，四川、重庆等地电力供需形势紧张，主要原因就是持续罕见高温天气叠加来水严重偏枯。 今年以来，水电出力尚未得到有效改善。2022年下半年以来降水持续偏少，水电生产能力持续下降。今年前四个月，全国规模以上水电发电量同比下降13.7%，其中4月同比下降25.9%；5月水电生产延续下降趋势，预计水电发电量同比降幅比4月进一步扩大。受水电生产能力下降等因素影响，今年一季度，云南、贵州电力供需形势较为紧张。当前，云南电力供应仍呈偏紧态势。气象部门预计今年夏季（6月至8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2至5成，可能出现区域性气象干旱，降水偏少将对当地电力供应以及电力外送产生影响。 保障电力燃料安全稳定供应 电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。今年迎峰度夏电力供需形势有怎样的预测？ 王益烜：近年来，气温对用电的影响越来越突出，我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显，夏季降温及冬季取暖负荷占比越来越大，部分省份夏季降温负荷占最高用电负荷比重达到40%-50%甚至超过50%。 在正常气候情况下，预计2023年全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右。若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体紧平衡。其中，华东、华中等区域用电高峰时段电力供需形势偏紧，存在电力缺口；东北、华北、西北区域电力供需基本平衡。 针对今年迎峰度夏期间的电力供需形势，政策面上有哪些建议？ 王益烜：一是全力保障迎峰度夏期间电力燃料安全稳定供应。继续保持煤炭稳定供应，加强电煤中长期合同履约监管，进一步发挥好中长期合同压舱石作用；加大对电煤市场的价格监管；研究制定煤矿保供与弹性生产办法，优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，形成煤矿应急生产能力。 二是加快重点电源电网工程建设，提升电力系统调节支撑能力。加快推进新增电源项目建设，挖掘现有发电机组潜力；加快度夏前网架补强以及新建电厂的并网工程；加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源，推动需求响应规模尽快达到地区最大用电负荷的5%。 三是充分发挥市场机制在电力保供中的重要作用。进一步完善跨省跨区电力交易机制，充分发挥大电网平台作用；健全完善市场化电价形成机制，加快建立煤电机组容量补偿和成本回收机制，推动辅助服务费用发电侧和用户侧合理分摊，激励新增电源投资，提高发电容量的长期充裕性等。 挖掘需求侧调节潜力 近年来，随着高比例新能源接入以及尖高峰时段电力需求的刚性增长，叠加极端天气多发频发等因素，我国电力供需平衡压力日益加大。如何挖掘需求侧调节潜力，消解高峰时段压力？ 张琳：当前，我国电力系统存在调节能力不足、保供压力大等突出问题。近年来，新能源持续快速发展，但其固有的随机性、波动性、间歇性特征，使得高比例接入电力系统后，增加了系统调节压力；另外，一些地方受来水、温度等气象方面的影响用电紧张，迫切需要有机整合源、网、荷、储各类调节资源，特别是挖掘需求侧调节潜力，通过负荷转移、负荷调控等调节方式以及工艺优化等手段，为系统持续稳定运行提供支撑。 未来应从多方面挖掘需求侧响应潜力，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变。通过实施电力需求侧响应，引导用户优化用电负荷，增强电网应急调节能力，对缓解电力供需矛盾，促进新能源消纳，保障系统安全运行具有重要意义。一是着力提升大工业高载能负荷灵活性。通过激励手段调动大工业负荷、工商业空调暖通负荷等需求侧资源主动参与系统日内调节，这是近期需求侧资源开发的首要选择。二是引导电动汽车有序充放电，鼓励开展车网双向互动（V2G）研究。电动汽车可以作为一种灵活性用电负荷参与用户侧与电网间的能量双向互动。一般情况下，电网在上午和夜间负荷较低，在中午和傍晚负荷较高，可以利用电动汽车的储能作用，通过“互联网+充电基础设施”，根据电网需求在电力供应充足的时候调整电动汽车充电，电力短缺的时段调控电动汽车放电或者暂时停止充电。预计到2030年，我国纯电动汽车保有量将达到8000万辆，如果其中20%的用户能够实时响应系统调节需求，则调节能力规模将达到1亿千瓦，是目前抽水蓄能容量的2倍、新型储能容量的10倍。应通过政策支持和商业模式创新，促进电动汽车有序充电、车网互动（V2G）规模化应用，发挥其源荷互动、分布调节的特点。三是推进共享储能、虚拟电厂等技术大范围、规模化应用，实现将大量、多元、分散的灵活性资源聚合参与系统调节。特别是发展虚拟电厂，不仅能够丰富系统调节资源，为分布式能源规模化利用提供技术支撑，还能有效降低系统运行成本。伴随我国电力市场建设的日趋完善，虚拟电厂作为新的市场主体，未来有机会参与到需求响应、调峰、备用、容量补偿等调节市场，以及中长期和现货等电能量市场，聚沙成塔，为构建新型电力系统、实现“双碳”目标提供支撑。四是推动规模化长时储能技术突破。推进氢能等新兴需求侧资源与新能源深度耦合，满足新能源多日或更长时间尺度调节需求，推动局部系统平衡模式向动态平衡过渡。 |
