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，部分省份夏季降温负荷占最高用电负荷比重达到40%~50%。当前，高温热浪正席卷我国，今夏以来的全国平均高温（日最高温≥35摄氏度）日数跟往年同期相比偏多1.4天。华北、华东、华中、华南、西南等地高温日数累计达5~15天，广西西部、云南东部、新疆中部已达15天以上。高温之下，电力如何“迎峰度夏”？
现状分析
气温、经济双回暖，全行业用电需求增长。国家能源局数据显示，6月全社会用电量为7751亿千瓦时，同比增长3.9%。工业、制造业、居民生活用电同比增长2.2%~3.6%不等。25个省份全社会用电量实现正增长，包括北京、广东、内蒙古在内的7个省份增速超过10%。入夏以来，北京电网负荷逐步增长，较去年同期增长约30%；6月24日，华北电网最大用电负荷达2.82亿千瓦，创今年入夏以来负荷新高，较去年同期增长5.3%；7月10日，南方电网最高电力负荷达2.26亿千瓦，创历史新高，比去年最高负荷增加300万千瓦。
电力供应总体有保障，重点发电机组出力不均。国家统计局数据显示，6月全国火力绝对发电量为5228亿千瓦时，同比增长14.2%。全国燃煤电厂煤炭库存1.2亿吨，同比增长2444万吨。全国水力绝对发电量同比下降33.9%，水电大省（四川、云南、贵州三地）5月水电发电量同比降幅分别为24.4%、41.9%和62.6%。风力、太阳能发电量分别同比下降1.8%、增长8.8%。整体看，煤电机组发挥支撑作用，承担电力供应基本盘，水电机组出力不足，发电量显著减少，可再生能源发电机组充分发挥补充作用。
迎峰度夏“尖峰”时刻，能源央企多措并举。随着迎峰度夏进入“尖峰”时刻，能源企业如何有效应对持续增加的用电需求？发电企业开足马力增加供应，应发尽发、多发满发；电网企业加强调度、加大电网投资力度和重大工程建设。上半年，全国主要发电企业电源工程完成投资3319亿元，同比增长53.8%，全国电网工程投资同比增长7.8%。迎峰度夏期间，国家电网有限公司全力推进239项重点电网工程，深挖特高压直流等跨区跨省通道送电潜力。国网四川省电力公司新建输电线路1207千米、新增变电容量1333万千伏安，与五省区达成高峰时段日内峰谷互济合作协议，一定程度上缓解高峰时段供电压力。国网北京市电力公司加强电网运行监控，按照制定的168项电网方式调整措施，实时优化电网运行方式。
煤炭、石油石化央企增加煤、气等储备，着力提高电煤和天然气供应能力。以中国海油为例，作为海南省清洁能源供应排头兵，承担着全岛90%以上的天然气供应。今年入夏以来，中海石油气电有限责任公司海南分公司充分发挥全产业链协同优势，灵活应对迎峰度夏保供工作，协调海上气田加大生产力度的同时加紧LNG（液化天然气）资源协调，5月上旬提前完成原本月底才能抵港的满载6.77万吨LNG运输船靠泊卸载。至此，中海石油气电有限责任公司在海南LNG保税罐库存近9万吨，为当地迎峰度夏添足“底气”。
形势预测
电力消费预测。宏观经济、外贸出口和气候是影响电力消费的主要因素。随着工业生产恢复至常态化水平、外贸投资缓中走稳，加之罕见的高温天气，预计2023年下半年我国经济有望总体回升，随之也将带旺电力消费。根据2022年全年电力消费趋势预测，2023年全国全社会用电量可能将超过9万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。结合2023年1~6月用电量趋势和持续高温预警，预测8月用电量将持续增加，再创历史新高。
电力供应预测。今年以来，在碳达峰碳中和目标统筹下，电力系统持续推进绿色低碳转型，大力发展风电光伏基地建设、重大水电项目和抽水蓄能建设等，可再生能源装机规模持续增长。按此趋势，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。据中国电力企业联合会预测，2023年底全国发电装机容量将超过28亿千瓦，其中非化石能源发电装机比重超过50%。分类型看，太阳能发电及风电装机规模将同比增长15%~25%，水电装机规模同比增幅2.4%，核电和生物质装机规模平均增长5%左右。煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，随着可再生能源的快速发展，火电占比将进一步下降。
电力供需形势分析。受极端天气、工业、经济及城乡居民生活质量提高等多种因素交织叠加影响，给电力供需形势带来诸多不确定性。综合考虑新投产装机容量、跨省跨区电力交换、备用电力等因素，结合2022年电力供需关系变化规律，预计今年迎峰度夏期间，全国电力供需总体呈紧平衡状态。南方、华东、华中等地区电力供需形势偏紧，用电高峰时段可能存在电力缺口；而东北、华北、西北等区域电力供需基本平衡。
具体来看，煤电作为我国发电支柱性能源，整体将呈现供需平衡的态势。随着近期电煤价格逐渐回归合理区间，再加上国内产量的提高、进口零关税政策的延续及中澳关系的改善等原因，煤炭库存将维持高位，预计今年煤炭市场供需将保持基本平衡。但考虑到经济修复力度和节奏的不确定性、气候尚难判断等因素，加之煤电建设积极性仍存在不足，部分新增规划煤电项目尚未落实，电力保障基础仍不牢固。
作为能源转型最佳“过渡能源”，天然气发电投资处于加速增长时期。受国家政策扶持，我国气电装机规模第一大省——广东省在“十四五”期间规划的新增气电装机容量高达3600万千瓦。但考虑到我国资源基础薄弱，气价偏高、气源供应不稳定、燃气轮机等核心技术尚未完全掌握等因素，气电作为调峰发电的主力，灵活性调节作用还有待进一步加强。
随着可再生能源装机规模的持续增长，其在迎峰度夏保障能源供应中发挥的作用也日益明显。截至6月底，全国可再生能源发电装机容量达13.1亿千瓦，占近一半席位。其中，水电表现欠佳，眼下长江流域虽已全面进入主汛期，但水电发电量情况并没有好转，反而同比降幅持续扩大。相反，太阳能、风力发电表现出色，预计发电装机规模有望达9.2亿千瓦，将成为稳住今夏能源供应“大盘”的主力军。但整体来说，新能源发电主要“靠天吃饭”，且新增电源投产速度远低于用电需求增速，其电力供需仍存在较大的不确定性。
工作建议
供给方面。一是全力保障煤炭稳定供应，发挥好煤电兜底保供作用。继续加大优质产能释放力度，加快推进2023年电煤中长期合同签订工作及新核增产能各环节相关手续办理，同时加大对电煤市场的价格监管，科学设置燃料成本与煤电基准价联动机制，放宽煤电中长期交易价格浮动范围，及时反映和疏导燃料成本变化。二是持续优化调整电力供应结构，发挥煤电与气电、可再生能源发电的特性互补优势，实现绿色低碳、安全高效的电力供给。特别是要加强风电、太阳能等新能源发电的统筹规划，在国家层面明确分省新能源规划目标，引导各地合理优化装机规模、布局和时序，实现各专项规划、国家和各省规划间横向协同、上下衔接。协调推进新能源开发与配套网源建设，确保新能源能并能发，保障大规模新能源消纳，实现大范围资源优化配置。
需求方面。为有效降低高峰电力需求，缓解电力供应缺口，建议加大电力需求侧管理，合理引导电力消费，通过错峰避峰用电、自建储能等措施全力保障生产。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。探索建立利益联结机制和补偿长效机制，通过响应补偿的方式鼓励用电侧主动降低负荷并以替代强制限电，运用市场化机制充分调动需求侧资源参与削峰填谷、调节电力供需。
（作者系中海油研究总院规划研究院院长）
