新华财经上海6月13日电 根据中央气象台预报，明起（6月14日）至下周初，北方多地将遭今年来最强高温天气，此轮过程影响时间长、覆盖范围广，北京、天津、河北、山东、河南等地的高温将持续待机，石家庄等城市或挑战40℃的极端高温天气。这意味着迎峰度夏的时点已经到来。前阶段多家机构预测认为，今夏电力供应依然偏紧。

那么，近阶段是否会出现电力紧张？中国电力企业联合会（下称“中电联”）相关专家在6月13日接受记者采访，联手解惑。

多个负荷中心将存在电力缺口

(相关资料图)

预测今年迎峰度夏形势时，中电联统计与数据中心主任王益烜表示，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。

电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。此外，近年来煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不确定性。

电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。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%。

“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。” 王益烜预计，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。主要是南方、华东、华中区域电力供需形势偏紧，存在电力缺口；东北、华北、西北区域电力供需基本平衡。

煤价回落 电煤质量需加强

去年受极端高温天气影响，火电作为“压舱石”在迎峰度夏负荷高峰时段起到关键作用。但是高企的煤价令火电企业经营承受巨大的压力。今年以来，煤炭社会库存高企，煤价出现明显下降调整的走势。在发电燃料方面是否又会遇到新的情况？

中电联规划发展部主任张琳对记者表示，近期，动力煤市场价格的确出现了今年以来最长时间的和最大幅度的回调。根据中电联CECI曹妃甸指数监测，今年北方港电煤采购价格震荡频繁，3月份以后总体呈震荡下行走势，截至6月2日，全年5500大卡电煤现货采购平均价格1067元/吨，其中，1月初为全年价格高点，5500大卡现货价格1226元/吨，进入5月份，价格持续下行，本轮价格下降227元/吨。

“电煤市场现货价格的回调，理论上讲可以一定程度上降低电厂燃料成本，缓解火电企业的亏损程度。但由于当前电厂燃料供应主要以长协煤为主，而长协煤的定价机制决定了长协价格受市场价格影响的关联程度不高。”张琳说，以北方港下水煤为例，6月份全国下煤长协平仓价为709元/吨，仅环比5月份减少10元/吨。而对应的现货市场价格，5月31日比4月30日下降了179元/吨。此外据了解，还有一些内陆省份的长协煤，价格是由政府确定的固定价格。因此，本轮市场价格回调对火电企业经营情况的改善程度有限。

值得注意的是，电煤质量存在下降的问题。根据中电联行业统计数据测算，2022、2021年电煤热值同比下降幅度均在100千卡/千克以上。根据2022年《统计公报》粗算，2022年全国煤炭供应平均热值比上年下降200千卡/千克以上。进入2023年，电煤热值下降的趋势仍在持续。据主要发电集团反映，2023年1-4月电煤中长期合同兑现平均热值较上年同期再降低超过100千卡/千克。电煤质量下降不仅带来变相增加原煤消耗，增加运输压力，间接拉高市场价格等问题，更存在机组出力受限，设备磨损及故障增加等安全隐患。尤其在迎峰度夏、度冬期间，由于电煤热值远低于机组设计值，导致机组顶峰出力受限，影响电网运行和电力供应，这一情况已在多地多次发生。以云南某电厂为例，按电厂存煤量计算可用天数超过24天，但由于煤炭热值等指标达不到最低标准，按实际可烧原煤计算可用天数不足14天。

针对上述问题，张琳建议，进一步加强质量监控和要求,尽快调整当前长协“单卡一致”的定价机制，采取分档级差定价，加强中长期合同履约质量监管和电煤质量考核，调整产煤省份和主要煤炭企业安全保供责任考核标准，采用标准煤生产/销售量代替原煤量进行保供责任考核。

电动车、虚拟电厂、储能等将发挥更多调节作用

“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。电力需求侧管理通过合理引导电力消费，可以有效降低高峰电力需求，在缓解电力供需缺口方面发挥了重要作用。”张琳表示，仅2022年，通过辅助服务市场化机制，就挖掘系统调节能力超过9000万千瓦，促进清洁能源增发电量超过1000亿千瓦时。

据张琳介绍，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，保障系统安全运行也具有重要意义。

具体路径可概括为以下四点：

一是着力提升大工业高载能负荷灵活性。以南方电网为例，5%尖峰负荷全年出现频次10～40次，单次持续时长最长为3～6小时，对应的用电量占比不超过0.4%。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，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。电动汽车也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。

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。伴随着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中，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。

编辑：林郑宏

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