新華財經上海6月13日電 根據中央氣象臺預報，明起（6月14日）至下周初，北方多地將遭今年來最強高溫天氣，此輪過程影響時間長、覆蓋范圍廣，北京、天津、河北、山東、河南等地的高溫將持續待機，石家莊等城市或挑戰40℃的極端高溫天氣。這意味著迎峰度夏的時點已經到來。前階段多家機構預測認為，今夏電力供應依然偏緊。

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那么，近階段是否會出現電力緊張？中國電力企業聯合會（下稱“中電聯”）相關專家在6月13日接受記者采訪，聯手解惑。

多個負荷中心將存在電力缺口

預測今年迎峰度夏形勢時，中電聯統計與數據中心主任王益烜表示，電力供應和需求多方面因素交織疊加，給電力供需形勢帶來不確定性。

電力供應方面，降水、風光資源、燃料供應等方面存在不確定性。此外，近年來煤電企業持續虧損導致技改檢修投入不足帶來設備風險隱患上升，均增加了電力生產供應的不確定性。

電力消費方面，宏觀經濟增長、外貿出口形勢以及極端天氣等方面給電力消費需求帶來不確定性。近年來氣溫對用電的影響越來越突出，我國電力負荷“冬夏”雙高峰特征日趨明顯，夏季降溫及冬季取暖負荷占比越來越大，部分省份夏季降溫負荷占最高用電負荷比重達到40%-50%甚至超過50%。

“正常氣候情況下，預計2023年全國最高用電負荷13.7億千瓦左右，比2022年增加8000萬千瓦左右。若出現長時段大范圍極端氣候，則全國最高用電負荷可能比2022年增加1億千瓦左右。” 王益烜預計，今年迎峰度夏期間，全國電力供需總體緊平衡，部分區域用電高峰時段電力供需偏緊。主要是南方、華東、華中區域電力供需形勢偏緊，存在電力缺口；東北、華北、西北區域電力供需基本平衡。

煤價回落 電煤質量需加強

去年受極端高溫天氣影響，火電作為“壓艙石”在迎峰度夏負荷高峰時段起到關鍵作用。但是高企的煤價令火電企業經營承受巨大的壓力。今年以來，煤炭社會庫存高企，煤價出現明顯下降調整的走勢。在發電燃料方面是否又會遇到新的情況？

中電聯規劃發展部主任張琳對記者表示，近期，動力煤市場價格的確出現了今年以來最長時間的和最大幅度的回調。根據中電聯CECI曹妃甸指數監測，今年北方港電煤采購價格震蕩頻繁，3月份以后總體呈震蕩下行走勢，截至6月2日，全年5500大卡電煤現貨采購平均價格1067元/噸，其中，1月初為全年價格高點，5500大卡現貨價格1226元/噸，進入5月份，價格持續下行，本輪價格下降227元/噸。

“電煤市場現貨價格的回調，理論上講可以一定程度上降低電廠燃料成本，緩解火電企業的虧損程度。但由于當前電廠燃料供應主要以長協煤為主，而長協煤的定價機制決定了長協價格受市場價格影響的關聯程度不高。”張琳說，以北方港下水煤為例，6月份全國下煤長協平倉價為709元/噸，僅環比5月份減少10元/噸。而對應的現貨市場價格，5月31日比4月30日下降了179元/噸。此外據了解，還有一些內陸省份的長協煤，價格是由政府確定的固定價格。因此，本輪市場價格回調對火電企業經營情況的改善程度有限。

值得注意的是，電煤質量存在下降的問題。根據中電聯行業統計數據測算，2022、2021年電煤熱值同比下降幅度均在100千卡/千克以上。根據2022年《統計公報》粗算，2022年全國煤炭供應平均熱值比上年下降200千卡/千克以上。進入2023年，電煤熱值下降的趨勢仍在持續。據主要發電集團反映，2023年1-4月電煤中長期合同兌現平均熱值較上年同期再降低超過100千卡/千克。電煤質量下降不僅帶來變相增加原煤消耗，增加運輸壓力，間接拉高市場價格等問題，更存在機組出力受限，設備磨損及故障增加等安全隱患。尤其在迎峰度夏、度冬期間，由于電煤熱值遠低于機組設計值，導致機組頂峰出力受限，影響電網運行和電力供應，這一情況已在多地多次發生。以云南某電廠為例，按電廠存煤量計算可用天數超過24天，但由于煤炭熱值等指標達不到最低標準，按實際可燒原煤計算可用天數不足14天。

針對上述問題，張琳建議，進一步加強質量監控和要求,盡快調整當前長協“單卡一致”的定價機制，采取分檔級差定價，加強中長期合同履約質量監管和電煤質量考核，調整產煤省份和主要煤炭企業安全保供責任考核標準，采用標準煤生產/銷售量代替原煤量進行保供責任考核。

電動車、虛擬電廠、儲能等將發揮更多調節作用

“當前，我國電力系統存在調節能力不足、保供壓力大等突出問題。電力需求側管理通過合理引導電力消費，可以有效降低高峰電力需求，在緩解電力供需缺口方面發揮了重要作用。”張琳表示，僅2022年，通過輔助服務市場化機制，就挖掘系統調節能力超過9000萬千瓦，促進清潔能源增發電量超過1000億千瓦時。

據張琳介紹，未來，應從多方面挖掘需求側響應潛力，推動“源隨荷動”向“源荷互動”轉變。通過實施電力需求側響應，引導用戶優化用電負荷，增強電網應急調節能力，對緩解電力供需矛盾，促進新能源消納，保障系統安全運行也具有重要意義。

具體路徑可概括為以下四點：

一是著力提升大工業高載能負荷靈活性。以南方電網為例，5%尖峰負荷全年出現頻次10～40次，單次持續時長最長為3～6小時，對應的用電量占比不超過0.4%。通過激勵手段調動大工業負荷、工商業空調暖通負荷等需求側資源主動參與系統日內調節，是近期需求側資源開發的首要選擇。

二是引導電動汽車有序充放電，鼓勵開展車網雙向互動(V2G)研究。電動汽車也可以作為一種靈活性用電負荷參與用戶側與電網間的能量雙向互動。一般情況下，電網在上午和夜間負荷較低，在中午和傍晚負荷較高，可以利用電動汽車的儲能作用，通過“互聯網+充電基礎設施”，根據電網需求在電力供應充足的時候調整電動汽車充電，電力短缺的時段調控電動汽車放電或者暫時停止充電。

三是推進共享儲能、虛擬電廠等技術大范圍、規模化應用，實現將大量、多元、分散的靈活性資源聚合參與系統調節。特別是發展虛擬電廠不僅能夠豐富系統調節資源，為分布式能源規模化利用提供技術支撐，還能有效降低系統運行成本。伴隨著我國電力市場建設的日趨完善，虛擬電廠作為新的市場主體，未來有機會參與到需求響應、調峰、備用、容量補償等調節市場，以及中長期和現貨等電能量市場中，聚沙成塔，為構建新型電力系統、實現“雙碳”目標提供支撐。

四是推動規模化長時儲能技術突破。推進氫能等新興需求側資源與新能源深度耦合，滿足新能源多日或更長時間尺度調節需求，推動局部系統平衡模式向動態平衡過渡。