迎峰度夏电力保供风险研判及对策建议
（国网能源研究院有限公司）
夏季极端天气多、用电负荷高、运行风险大，通常是一年中电力保供任务最为艰巨的时期。特别是2022年夏季，我国经历了有完整气象观测记录以来综合强度最高的高温天气过程，多地最大负荷创历史新高，从四川盆地到长江中下游地区出现了较重干旱，西南水电出力大幅下降，电力保供面临严峻挑战。综合气候条件、能源供需等因素研判，今夏电力保供工作不轻松，需重点关注五方面风险。
01 迎峰度夏电力供需形势分析
受我国大部气温偏高等因素影响，电力需求较快增长。据国家气候中心预测，今夏我国大部气温偏高、高温日数偏多。预计今夏全国最大负荷较上年同期增长1.2亿千瓦左右，增速达到9%；分区域看，西南、南方电网区域增长较快，增速超过10%；分省看，预计北京、安徽、新疆、四川、重庆、西藏、广东、贵州、云南、海南等10个省级电网最高用电负荷增速超过10%。
新增发电装机规模创历史新高，但是新增有效发电能力低于最大负荷增量。截至5月底，全国发电装机容量较上年同期增长约3.6亿千瓦，其中新能源装机占比86%左右。极热天气下风电发电能力可能大幅下降，太阳能发电在晚间没有出力，因此新能源对用电晚高峰的电力保供支撑作用较为有限。根据不同类型电源发电置信度折算，新增有效发电能力仅约0.6亿千瓦，比新增负荷低0.6亿千瓦左右。
预计全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。分区域看，华东、西南、南方电网区域电力供需紧张；华北、华中电网区域电力供需平衡偏紧；东北、西北电网区域电力供需基本平衡。遇大范围极端天气时，用电高峰时段电力缺口将进一步扩大。
02 迎峰度夏电力保供面临五方面挑战
一是预计今夏多地出现阶段性高温热浪，空调负荷占总负荷比重高、对供需平衡影响大。近年来，受全球气候变化影响，我国气温总体呈上升趋势，近十年有七年的年平均气温进入有完整气象记录以来的历史前十。夏季高温强度明显上升，2022、2023年夏季6—8月平均气温分别为历史最高、次高。国家气候中心预测，今夏华北、华东北部和南部、华中南部、华南、新疆等地可能出现阶段性高温热浪。空调负荷具有单位温升效应和累积效应，例如国家电网经营区日最高气温每升高1摄氏度，空调负荷增长3000万千瓦左右，随着高温天气过程时间的延长，每天的最大空调负荷还会再增加1000万～3000万千瓦。预计今夏国家电网经营区空调负荷峰值占总负荷比重超过三成，局部地区高峰时段甚至超过五成。
二是强对流天气、暴雨洪涝等气象灾害偏多，电力基础设施防汛防灾形势严峻。今年1—5月，全国平均降水量约204毫米，较常年同期偏多17.4%。4月份南方暴雨过程影响范围广、综合强度大，广东、广西、贵州等地受灾，发生了线路停运事件。国家气候中心预测，今夏我国东部降水总体偏多，长江中下游、淮河流域、太湖流域、辽河流域可能出现较重汛情。强降雨引发的洪水、城市内涝，严重危害城乡电力基础设施的安全可靠运行。例如2023年夏季，受台风“杜苏芮”影响，京津冀遭遇特大暴雨，海河流域20余条河流出现超警以上洪水，河北10千伏线路停运1723条、35千伏线路停运31条。强对流天气伴随的雷击、强风，以及引发的山洪、泥石流等地质灾害，则可能造成输电设备严重损坏。特别是我国多条跨省跨区输电通道途经湖北、湖南、四川、陕西，这些省份山区发生地质灾害的风险较高。
三是清洁能源发电靠天吃饭，顶峰能力不足。水电一直被认为是清洁低碳、发电可靠的电源。但是2022年夏季，长江流域遭遇极端高温干旱天气，降水量较常年同期偏少32.5%，为有完整气象记录以来最少。这造成西南地区水电出力大幅减少，国家电网经营区水电首次在汛期出现大面积发电能力不足问题。风光新能源即时发电功率具有强随机性和波动性，对电力平衡的支撑能力相对较弱。以西北电网为例，“十三五”以来每年新能源最小瞬时出力水平仅在1%左右。此外，新能源还具有“弱转动惯量”特性，随着其大量替代常规电源，电力系统转动惯量大幅降低，电网频率、电压控制难度加大。一旦外部出现大扰动，新能源容易发生连锁脱网，简单故障可能演变为大规模电网故障。
四是保障性电源建设进度存在不确定性，度夏保供的基础还需打牢。煤炭发电安全稳定、经济高效，2023年发电量占比达到57.9%，是当前我国电力的主要来源和电力保供的关键。尤其是2022年夏季“汛期反枯”和2023年上半年南方来水偏少期间，煤电发挥了补位作用，有力保障了电力供应。近年来我国规划建设了一批煤电用于电力保供，但从建设进度看，按期投产形势不容乐观。不少煤电企业担心能源转型下发电利用小时数低、盈利能力弱、资产搁浅风险高，投资运营缺乏积极性，部分地区煤电发展存在“有指标、未建设”的情况。煤电大量集中建设还导致发电设备制造厂商产能紧张，按期交付困难。以河南为例，核准在建的600万千瓦火电中，有400万千瓦火电预计最早可于2026年投产，无法支撑今明两年度夏保供，还有200万千瓦火电涉及开发主体变更，投产时间有较大不确定性。
五是电价和市场机制有待完善，电力需求侧管理实施效果仍需提升。首先，价格信号引导作用仍需强化。目前，国家电网经营区个别省份工商业用户负荷峰谷分布与分时电价时段匹配度不高，需要对峰谷时段进行动态调整。此外，仅15个省（区、市）出台了居民生活分时电价，除上海、四川全部执行外，其余省（区、市）均由居民自愿选择是否参与，去年度夏期间执行率普遍低于5%。其次，需求响应资金疏导机制还需完善。当前需求响应政策已覆盖国家电网公司经营区24个省（区、市），但部分地区需求响应补贴资金来源有限，致使补贴价格水平偏低，并且难以支撑需求响应长时间、大规模开展，制约了用户参与积极性及需求响应保供成效。最后，多元负荷资源保供潜力有待挖掘。目前需求响应参与主体以高压工商业用户为主，虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体受限于市场机制、技术标准体系不健全等因素，仍处于试点探索阶段，难以高效聚合各类低压小散电力用户参与需求响应。
03 对策建议
一是加强天气监测预警，提升气象灾害预报能力。建议气象部门完善“长期－延伸期－中期－短期－短临”无缝隙气象预报机制，提升新能源气象预报技术水平，加强高温热浪、强对流天气、旱涝急转等极端天气事件的预测，及时准确发布地质灾害、洪水、干旱等气象灾害的预警。强化应急、气象、水利、能源、电力等单位的协调合作，健全电力气象“常态化+临时”联合会商机制。
二是落实防汛措施，做好电力防汛保电。水电站、变电站、重要输电通道是今夏电力防汛的重点。加强水电站水库调度运行，配合当地人民政府防汛指挥部做好库容及来水调度运用；强化水电站大坝安全监测，在保障人身安全的基础上开展汛期加密观测。扎实提升城市电力设施防灾抗灾能力，以郑州为例，35千伏及以上变电站已经全部建成阻来水、排积水、防渗水“三道防线”，3903座地下配电站房全部配备水泥挡水墙、防水密封门、水位传感器、自动排水装置等技防措施，形成了居民小区抢修复电数字化指挥平台、“1+7+7”配调应急指挥体系和分层分级应急抢修响应机制、“郑电防汛一码通”等“郑州经验”。
三是加强新增保障性电源投产督导，确保按期投产。建议能源主管部门组织电网公司、发电企业，系统性梳理新增保障性电源的建设进度，对进度滞后机组加大督导力度，协调各方推动实质性建设，确保纳入未来几年度夏平衡的保障性电源项目按期投产、早日发电。各地政府给予保障性电源、应急备用电源合理的资金支持，用好煤电容量电价机制，改善煤电企业生产经营状况。
四是优化电价和市场机制，更好发挥需求侧资源在电力保供中的作用。在现货市场放开过程中，挖掘电力供需形势的时序特性，对分时电价峰谷时段和价差及时动态调整。健全需求侧市场交易体系，逐步将需求侧资源纳入现货市场、辅助服务市场、容量市场等，推动需求侧资源市场化开发。培育引导虚拟电厂、负荷聚合商、电动汽车充换电、客户侧储能等新型市场主体和要素，激发各类主体参与电力交易的积极性，实现需求侧资源的深化开发和高效利用。
