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近年来，我国极端天气频发；与此同时，风、光等可再生能源大比例接入带来的电力系统调节能力不足、负荷调控难度增加、顶峰保供压力加大等问题逐步显现，保障电力安全稳定供应“如履薄冰”。

夏季电力供应仍面临挑战

国家能源局公布的数据显示，1~9月，全社会用电量累计68637亿千瓦时，同比增长5.6%。同时，与用电量一同攀升的还有居高不下的气温，电力供需平衡仍然面临不小的压力。

据了解，今年我国夏季高温天气来得早、范围大，带动用电需求快速增长，全国日发电量和用电负荷持续攀升，连创历史新高。

7月26日，在国务院政策例行吹风会上，国家发展改革委副秘书长欧鸿表示：“入夏以来，全国日调度发电量三创历史新高，最高达到301.71亿千瓦时，较去年峰值高出15.11亿千瓦时；全国最高用电负荷两创历史新高，最高达到13.39亿千瓦，较去年峰值高出4950万千瓦。”

综合考虑宏观经济、夏季气温、上年基数等因素，根据不同预测方法并结合专家的预判，中国电力企业联合会预计，2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中，夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦。

面对用电负荷大幅增长趋势，我国多方已提前密集部署，积极应对。

7月14日，国务院常务会议对迎峰度夏能源电力安全保供工作进行了专门部署。

从4月份开始，国家发展改革委会同煤电油气运保障工作部际协调机制各成员单位，提前谋划安排各项保供工作。一是组织逐省制定迎峰度夏电力保供方案。二是积极提升电煤库存和稳定煤电出力。三是提前制定跨省跨区电力调度保供预案。四是组织制定电力负荷管理预案。五是大力推进发电装机能力建设。

国家能源局也提出，加大支撑性电源和输电通道建设投产，按照“适度超前、留有裕度”原则，督促各类电源迎峰度夏前投产，发挥保供作用。其中，支撑性电源不少于1700万千瓦。

兜底保障作用需更好发挥

近年来，在负荷侧，由于越来越多的三产和居民用电驱动，导致负荷尖峰化、随机化愈发严重，负荷预测更加“变幻莫测”。面对不断攀升的负荷需求，部分地区却出现了一边关停旧煤电项目，一面新增煤电装机的怪象，“一增一减”凸显煤电尴尬的处境。

眼下，应对负荷需求，新增煤电装机貌似是解决电力保供的良方，但从长远角度看，此举与“双碳”目标的初衷与要求显得背道而驰。

业内普遍认为，发挥好煤电基础保障和调节功能是建立在分清“硬短缺”还是“软短缺”基础上的。

据了解，所谓“硬短缺”就是利用小时数很高的情况下对应的缺电现象，即电力装机短缺，满足不了社会用电需求；而“软短缺”就是利用小时数低时的缺电现象，即电力装机有较大富余，仍满足不了社会用电需求而导致的缺电现象。

简而言之，如果在“软短缺”情况下盲目新建煤电机组进行缓解，那么在电力负荷处于低位的时候，部分煤电装机的负荷就会显得冗余，煤电利用小时数就会下滑，进而导致煤电企业陷入亏损。

公开数据显示，上半年，在国家保供稳价及一系列煤电企业纾困支持政策持续发力下，煤电企业大幅亏损的局面有所缓和，但大型发电集团煤电亏损面仍达到50%左右，部分大型发电集团仍整体亏损。

“对于‘软短缺’，如果用‘硬短缺’的方式来应对，将导致利用小时数更低，成本相应提高，效率降低。其实解决‘软短缺’的办法有很多，完全可以采取更有效的方式，比如价格机制等。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强说。

记者了解到，现阶段我国煤电灵活调节功能存在问题较多，部分省份超超临界主力机组存在日内启停现象，一台机组一年要启停高达100~200次，机组加速折旧、磨损，可靠性面临较大挑战。

“一方面，我国的目标是到2025年可再生能源在新增电力需求中成为主力，如果继续大规模新建煤电，有可能到2025年煤电利用小时数跌到4000小时以下，煤电自身经济及其市场生存的问题会进一步恶化。但另一方面，仍需要煤电在近中期发挥好作为可靠可调电源的基础保障和调节的功能。”华北电力大学教授袁家海解释了新建煤电的尴尬之处。

数据显示，截至2022年底，我国煤电装机容量占比下降至43.8%，但是发电量占比仍然高达58.4%。

这意味着，煤电对保障我国电力供应发挥着至关重要的作用。

中国能源研究会双碳产业合作分会主任黄少中认为，目前由于新能源“三性”（随机性、波动性和间歇性）难以很好调用，储能尚未能完全与新能源很好融合，因此适当增加煤电核准来解决缺电是必需的，也是可行的，但要很好地研究煤电核准的规模、时序及发电利用小时数下降等问题。

解决保供问题应综合施策

在用电负荷不断攀升的情况下，增加供给能力并不是巧解保供难题的唯一办法。

“我们应该从源网荷储各环节充分挖掘灵活调节资源，特别是优先发挥省间互济、储能、需求侧响应等非煤资源的潜力。”自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清表示。

实现“双碳”目标，需要应对能源安全、用能成本、绿色生态三重挑战，唤醒用户侧灵活资源，实现能源融合发展成为其中关键一环。

“从多年电力运行情况看，全国每年用电负荷高于95%的尖峰负荷发生的时间只有几十小时，如果我们能够在这几十小时适当错避峰用电，就可以节约5000万千瓦以上顶峰发电资源。”国家发展改革委经济运行调节局负责人关鹏表示。

据介绍，目前应对尖峰负荷最经济的手段是电力需求侧管理，即通过综合采取合理可行的技术、经济和管理措施，实现“削峰填谷”，加强全社会用电管理，缓解用电高峰供应压力。

关鹏预计，到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%~5%；其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份，需求响应能力将超过5%。

“保供问题可以通过需求侧管理、需求响应、虚拟电厂、市场手段、全国联网等方法进行解决。”国网能源研究院原副院长胡兆光指出，尖峰负荷在什么情况下要保供，通过什么途径来保供，都需要一个量化标准来为各地政府提供决策依据。

“从供给来说，必须要集中式和分布式并举，也要采取多能互补、微电网、综合能源服务，包括促进能源融合发展等措施。另外在促进新能源发展和消纳方面，很重要的一点就是要大力提升系统灵活性和调节能力。”黄少中认为。

记者了解到，目前各地能源产业融合发展大多是通过促进能源系统内部不同能源种类之间、与外部社会经济系统之间的融汇与协同，并与先进技术和金融等关键要素耦合，进而在时空上进行有效适配，形成整体更有效率、更加环保低碳、更可持续的能源生态，以此产生更好的经济社会效益。

原标题：观察 | 多环节协同发力进一步优化保供

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