观察丨提前谋划 综合施策保稳定电能

近年来，电力保供一直是社会重点关注的话题，尤其是夏季的保供。回顾今夏，经济稳步复苏以及高温天气多发，导致5~8月份用电量快速攀升.最大用电负荷也再创新高。公开数据显示，5~7月份，全网最大用电负荷达到13.39亿千瓦，较去年峰值提高3.8%。尽管需求快速增长、水电大幅减发，全国主要省份并未出现拉闸限电情况，成效明显好于往年。

今夏保供经验

电源侧，通过加强发电能力建设，提前做好机组检修安排，切实保障了供给侧各类发电机组应发尽发。虽然水电发电能力大幅下降，但风、光发电实现了多发满发。5~7月，风光发电同比增长10.2%。火电出力水平也高于往年，5~7月同比增长11.9%，起到了阶段性顶峰保供的作用。此外，储能等新型支撑资源得到初步应用。如国家电投在浙江建设的综合智慧零碳电厂，通过聚合分布式能源、新型储能以及用户侧可调负荷等多种元素，可实现133万千瓦的顶峰能力，约占浙江最大负荷的1.3%。国家电投公开信息显示，到“十四五”末，通过智慧零碳电厂建设，可提升浙江约1000万千瓦的顶峰能力，占浙江最大用电负荷的十分之一。

电网侧，通过加强设备运行管理和优化电力调度，提高了输配电网供电可靠性，加大了跨省跨区错峰支援和余缺互剂的力度。除了进一步提高浙皖、苏皖等省间互济和西电东送能力外，电网企业还尝试挖掘跨区、跨网互济的潜力。今夏，华北、东北、西北电网首次联合开展错峰互济。国网、南网在福建、广东通过闽粤联网工程，实现了分属两网的省份间余缺调剂。

用户侧，通过“分时电价引导、需求响应优先、有序用电保底”推动错峰用电。在夏天到来之前，多省对夏季峰谷时段和价格做出了调整，设定夏季尖峰电价，拉大了峰谷价差，通过价格手段引导用户错峰用电，一定程度上缓解了电力系统负荷曲线峰谷差过大的问题。另外，浙江、江苏、四川等20多个省份都加强了对需求侧资源的精细化管理，出台或完善了需求响应和有序用电制度，有效挖掘和激发了需求侧资源发挥削峰填谷的作用。

未来保供挑战

总体来看，在多方协同努力下，今夏电力供应得到了较好的保障。但可以预见的是，随着高比例新能源接入以及高峰时段电力需求的刚性增长，以及气候变化导致的极端天气多发频发，电力季节性、时段性、区域性供需紧平衡问题会愈发凸显，将给保供带来艰巨的挑战：

——尖峰化。第三产业和居民生活用电更容易受气温变化影响，与较为平稳的传统工业负荷相比，随机性和波动也更大，峰谷差特性明显。随着第三产业和城乡居民生活用电占比持续提升，用电量及负荷在6月至8月、12月至次年1月明显呈现尖峰化趋势。不同地区、不同季节的日内用电峰谷时段不同，也为保供带来挑战。

——低碳化。推进电力低碳转型是应对气候变化和实现“双碳”目标的关键路径。电力保供需要兼顾控碳和降碳。但受现有的技术和条件限制，在可再生能源大规模安全替代能力还未完全形成之前，火电还需提供兜底保供的作用，特别是在负荷高峰期间。

——可靠性。随着电源侧高比例新能源的接入，电力供应的不确定性逐步增加。需求侧随着三产及居民负荷，特别是其中的电动汽车等新兴负荷的增加，电力需求的随机性也在不断增加。同时，极端天气的频发，电力供需的时空错配加剧，电力安全可靠运行难度加大。

——经济性。在极端天气下，如果要求全时足额保供，可能会增加大量社会成本。此外，如果完全依赖新建大量的电源或电网基础设施来解决时段相对短暂的尖峰电力缺口问题，导致设施利用率低，并不是最经济的选择。特别是煤电，还受到“双碳”目标的约束，过多的上马煤电将面临资产沉没的经济风险。

未来保供策略

目前，新能源渗透率进一步提高以及电力需求多样化增长，加大了保供压力，需要进一步整合源、网、荷、储各类资源，多措并举才能更好地实现更加低碳和经济的保供。结合自然资源保护协会（NRDC）与行业智库等合作伙伴的研究成果，提出以下建议：

——节约优先，重视终端节能增效。同OECD（经济合作与发展组织）国家平均水平相比，中国单位GDP电耗为0.53千瓦时/美元，是OECD国家的1.5倍。电耗高的主要原因是中国产业结构偏重。此外，中国处于电气化快速发展的阶段。尽管如此，仍需识别和控制不合理的电力需求增长，优化生产生活方式，严控低效率高耗电的行业发展。

——分类治理，针对性解决保供缺口。近年来的国内外限电事件表明，电源性缺电和电网性缺电都会导致保供问题，应对手段也有所差异。电源性缺电，应侧重优化供给和实施需求侧管理。根据缺电情况，协调多元保供资源支持，扩大保供资源调度范围，并实施负荷分级分类需求响应和有序减载措施。电网性缺电，应侧重补强电网、负荷转移和提升电力自给。针对电网薄弱环节，补强电网基础设施并优化电网运行方式，通过线路割接、负荷转移等方法，减少电网瓶颈制约。或利用分布式能源、用户侧储能等方式提升用户自给能力，缓解电网压力。

——因地制宜，发展多资源组合保供新模式。电源侧，促进新能源发电方提高自身的预测、管理水平，并通过多能互补、集中式与分布式结合等方式，充分发挥可再生能源的顶峰保供能力。另外，应根据新能源供给和用电需求，优化煤电运行方式，合理安排煤电发电时间。电网侧，在现有省间互济的基础上，扩大资源优化配置范围，加快探索适应跨季节和更大范围的跨区电力互济、灵活性资源共享的可能性。负荷侧，进一步优化分时电价，加强与电力中长期和现货市场的衔接，形成动态调整机制。有条件的地区，加快推进居民分时电价。同时，识别各地区自身典型可调可控负荷，完善需求响应资源库、时序响应资源清单和相应补偿机制。储能侧，充分利用储能的电源和负荷双重属性,挖掘不同时长储能深度调峰和顶峰保电价值，推动储能与源网荷的深度融合。当然，各地区的资源禀赋、电源结构、用电结构存在差异，应结合自身条件，挖掘源网荷储潜力，量身制定综合低碳保供策略。以迎峰度夏典型地区——华东区域为例，可考虑采用海上风光+分布式光伏+支撑性调节性资源+跨省跨区互济+规模化虚拟电厂多资源组合模式。

——机制创新，形成适配保供新形势的规划—市场—应急协同机制。结合现货市场、分时电价、辅助服务、容量补偿、需求响应激励、跨区跨省交易等市场化手段，激发供需两侧多元资源参与保供的积极性。完善分布式资源市场化机制，鼓励负荷侧资源自给自足的同时，隔墙售电、分担风险。按照“市场化为主、政府管控为辅”的原则，完善事前、事中和事后的有序用电、应急抢险等全方位处置方案。

今夏，以风光为代表的可再生能源、多元储能、需求响应等资源发挥的作用正在逐渐显现，保供方式也逐步从过去单一供给模式向供需两侧协同转变。从长远来看，需要发挥好源网荷储多种资源之间的互补优势，提升源荷互动的能力，综合施策来解决用电需求不断增长和用电负荷尖峰化问题，并兼顾低碳化、可靠性和经济性。特别是对煤电项目，应该从长远谋划，优化并用好存量，对于新上项目进行科学论证、严格把关，平衡好煤电转型优化与托底保供之间的关系，不能简单的一上了之。

（作者系自然资源保护协会气候与能源项目主管）