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业内专家一致认为，今年迎峰度夏和迎峰度冬期间，需要考虑高温等极端天气的预测和预警，提前做好电力规划及应急准备，缓解供给侧的迎峰保供压力。

在冬夏“双高峰”保电压力呈现常态化背景下，提前做好迎峰度夏、迎峰度冬电力保供工作十分关键。
山东省发改委、山东省能源局日前印发的《2023年全省电力电量平衡方案》提到：“综合来看，夏、冬季午高峰期间，光伏支撑有力，电力供需基本平衡。考虑极端情况，在严格测算边际条件下，迎峰度夏晚高峰可能存在约1000万千瓦供需缺口；迎峰度冬晚高峰可能存在约800万千瓦供需缺口。”
中电联近日发布的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》预计，今年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。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。
业内专家认为，在我国经济运行总体回升拉动电力消费需求增长、新型电力系统加快建设、极端天气频发等多重背景下，能源电力保供面临新的挑战，更需未雨绸缪，加强预测研判并理顺相关机制，确保保供无虞。

提前做好“双高峰”保供

《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》预计，今年我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。 正常气候情况下，预计全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。
“可以预期，今年电力消费增速较去年会有所提高，尤其是有效投资推动下的新赛道和新业态，其用电需求持续提升将成为新的增长点。”厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺告诉中国能源报记者。
华北电力大学教授袁家海分析，从2018年开始，我国供电形势就从“总体宽松”逐渐转变为“总体平衡，局部地区高峰时段供应偏紧”。进入“十四五”，电力缺口向全国范围逐步扩大，高峰时期启动有序用电方案的省份逐渐增多。“自2018年，我国就暴露出最大用电负荷时期电力供应不足的现象，如江西度冬曾出现两三百万千瓦的缺口。山东、浙江、广东每年迎峰度夏都要启动有序用电的管理方案进行限电和调配。”
高峰时期电力供应缺口常态化，加之气候变化，导致供应侧和需求侧两头承压。“去年四川的限电情况，今年有可能还会出现。目前处于枯水期的云南干枯情况比往年更甚，三峡水电站的出力水平也和历史同期平均水平相比处于低位，所以今年很可能还会遇到持续干旱缺水的局面。”袁家海进一步称。
云南省水利厅今年2月表示，今年以来，云南大部分地区无明显降水，河道来水总体偏少，库塘蓄水总量下降加快，气象干旱发展迅速，玉溪、大理、丽江局部地区旱情影响逐步显现。“西南水电大省未来一段时间或将面临严峻的电力安全考验。”袁家海说。
基于上述预期，业内专家一致认为，今年迎峰度夏和迎峰度冬期间，需要考虑高温等极端天气的预测和预警，提前做好电力规划及应急准备，缓解供给侧的迎峰保供压力。

结构性用电矛盾依然凸显

当前，部分省区加快能源清洁低碳转型步伐，新能源开发持续提速，非化石一次能源尤其是风电与光伏发电装机容量占比不断提高。 业内专家认为，由于风电与光伏发电的随机性、波动性和间歇性特点，在新能源电源占比日益提高的情况下，保证电力系统供需平衡的难度也将进一步加大。
以山东为例，由于光伏发电装机规模大，在现货市场中，午高峰光伏大发时段反而价格最低，使得山东的午高峰基本平衡，变成电力负荷的低谷期。相对而言，夜晚光伏无法出力时，负荷较高。“在新能源越来越高的渗透率下，电力平衡由‘双峰曲线’变成‘鸭子曲线’，两头负荷高，中间负荷低。”袁家海解释道。
同时，负荷侧也发生了由主要工业负荷过渡到居民温控负荷的转变。
江苏省2022年发布的《江苏省电力需求响应实施细则（修订征求意见稿）》指出，空调、采暖等负荷逐年增长加剧了电网季节性峰谷差。“近几年，第三产业及居民采暖、制冷负荷飞速增长，2022年夏季全省最高空调负荷约6000万千瓦，达到最高调度负荷49%。”
孙传旺分析，结构性用电矛盾往往不是供需总量上的不相等，而主要体现在电力供给侧与需求侧在峰谷时间上的结构错配，新能源发电机组大规模替代常规发电机组容易影响电网频率与电压稳定，电力系统需要增强调节能力，调峰压力与日俱增。
另有能源行业分析人士指出，大规模建设新型电力系统时也要充分考虑不同类型装机之间的安全余度。“为提高供电可靠性，在电网中运行的设备或处于备用状态的设备，应有一定冗余度。目前，我国电源装机对这种安全供电冗余程度的考虑还不够全面。”
与此同时，袁家海也指出，在每年最大电力负荷增长可能达到6%-7%的形势下，单纯在电源侧增加装机并非效率最高的途径。“以煤电为例，一个项目从开工到建成，需要18个月左右。即使是去年年底已经开工的机组，也要到明年下半年才能建成，这对近两年的保供未必能直接发挥作用。”

需从“源网荷储”系统层面优化

“保供不能只从建电源的角度考虑，还要改机制。 需要建立在电力供应最紧张时期能够发挥需求弹性的电力系统，这需要需求侧响应、价格机制等同时发挥作用。 ”袁家海表示，未来电力电量的平衡，显然要从“源网荷储”系统层面进行优化。
伴随需求侧温控负荷占比越来越高，保供阶段对需求侧响应提出了新要求。“需求侧有无优化，对保供影响大不相同。通过空调楼宇的虚拟电厂模式，可以实现百万千瓦级别的响应规模。在电源侧，比起新建煤电等传统电源，建议加强电池储能的短周期‘充电宝’建设，以较快满足电力缺口。另一方面，价格机制也要能够引导机组在最缺电时满负荷发电，而不是在最缺电时发电越多反而亏损越多。”袁家海建议。
上述能源行业分析人士则指出，要夯实配套电力基础设施建设，加强省间或网间手拉手的能力，加快建立全国统一电力市场。“加强电源中心至负荷中心的电力输送通道，进一步提高省内与省际间的调控能力，促进跨区电能平衡与横向互补。电源冗余建设搭配要得当，省间和网间的互联互通要尽快打通，为全国形成统一电力市场打下基础。”
除了进一步加强电源建设，推动源网荷储一体化发展，强化多种能源的互补互济和有效利用也很重要。孙传旺强调，应注重促进煤电机组节能降碳改造、供热改造和灵活性改造的“三改联动”，加快完善调峰补偿分摊机制，尤其是推进落实煤电调峰辅助服务补偿，鼓励煤电机组参与区域深度调峰。
“中长期气象预测准确性有待提高，气象部门要更好地服务于电力生产部门。现在短时的负荷预测已经可以非常准确，但新能源的出力预测具有极强的不确定性，如何进一步提高新能源出力的负荷短期预测水平，仍需各部门之间的协同。”袁家海说。

文丨本报记者 杨晓冉

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