近期多地高溫天氣持續(xù)，用電負荷創(chuàng)新高。6月13日，中國電力企業(yè)聯(lián)合會有關業(yè)務負責人接受中能傳媒記者采訪，逐一回復今年迎峰度夏熱點問題。

中能傳媒：2022年夏季，受持續(xù)高溫和主要江河來水偏枯等多重因素影響，一些水電大省出現(xiàn)了電力短缺。今年這種情況是否會再現(xiàn)?

中電聯(lián)統(tǒng)計與數(shù)據(jù)中心主任王益烜：水電是我國電源的重要組成部分，降水的不確定性對水電出力影響大。2022年夏季四川、重慶等地電力供需形勢緊張，主要原因就是持續(xù)罕見高溫天氣疊加來水嚴重偏枯。

今年以來，水電出力尚未得到有效改善。2022年下半年以來降水持續(xù)偏少導致今年年初主要流域水庫蓄水不足，并疊加今年以來降水繼續(xù)偏少影響，水電生產(chǎn)能力持續(xù)下降。今年前4個月全國規(guī)模以上水電發(fā)電量同比下降13.7%，其中4月同比下降25.9%;5月水電生產(chǎn)延續(xù)下降趨勢，預計當月水電發(fā)電量同比降幅比4月進一步擴大。受水電生產(chǎn)能力下降等因素影響，今年一季度云南、貴州電力供需形勢較為緊張，當前云南電力供應仍呈偏緊態(tài)勢。

氣象部門預計，今年夏季(6~8月)西南地區(qū)東部及華中中部降水偏少、氣溫偏高，湖北大部、湖南北部、重慶東部、四川東北部等地降水偏少二至五成，可能出現(xiàn)區(qū)域性氣象干旱，降水偏少將會對當?shù)仉娏约半娏ν馑彤a(chǎn)生影響。

中能傳媒：近期動力煤產(chǎn)地市場普跌，部分煤礦出現(xiàn)頂倉現(xiàn)象，連續(xù)降價促進銷售，這種情況對火電企業(yè)的經(jīng)營狀況及火電出力有什么影響?

中電聯(lián)規(guī)劃發(fā)展部主任張琳：近期，動力煤市場價格的確出現(xiàn)了今年以來最長時間和最大幅度的回調。

根據(jù)中電聯(lián)CECI曹妃甸指數(shù)監(jiān)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(xiàn)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(xiàn)貨價格1226元/噸，進入5月份，價格持續(xù)下行，本輪價格下降227元/噸。這反映了當前市場供需的總體格局：一方面，電力企業(yè)為增強迎峰度夏保供能力，在中長期合同的支撐和進口煤的強力補充下，提前加大電煤采購，電廠庫存處于近4年來高位，導致電煤現(xiàn)貨市場采購需求減弱;另一方面，化工冶金建材等其他用煤行業(yè)需求也偏弱。

電煤市場現(xiàn)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(yè)的虧損程度。但由于當前電廠燃料供應以長協(xié)煤為主，而長協(xié)煤的定價機制決定了長協(xié)價格受市場價格影響的關聯(lián)程度不高。以北方港下水煤為例，6月份全國下水煤長協(xié)平倉價為709元/噸，僅環(huán)比5月份減少10元/噸。而對應的現(xiàn)貨市場價格，5月31日比4月30日下降了179元/噸。因此，本輪市場價格回調對火電企業(yè)經(jīng)營情況的改善程度有限。

當前，電力企業(yè)存煤整體充足，對迎峰度夏電力供應形成較強的支撐和保障。根據(jù)中電聯(lián)電力行業(yè)燃料統(tǒng)計，截至6月4日，統(tǒng)計口徑內發(fā)電集團燃煤電廠煤炭庫存合計1.13億噸，同比增長2135萬噸，為近4年以來最高值，甚至已超過近兩年迎峰度冬期間庫存水平;電廠電煤庫存可用天數(shù)25.6天。但由于近幾年電煤供應質量持續(xù)下降，電廠存煤熱值低、結構差的問題普遍存在，可能一定程度上影響火電機組出力。因此，我們呼吁高度重視電煤供應質量問題，在當前高庫存的形勢下，盡快優(yōu)化庫存結構，提高電廠存煤的安全保障能力。建議進一步加強質量監(jiān)控和要求，盡快調整當前長協(xié)“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(jiān)管和電煤質量考核，調整產(chǎn)煤省份和主要煤炭企業(yè)安全保供責任考核標準，采用標準煤生產(chǎn)/銷售量代替原煤量進行保供責任考核。

中能傳媒：今年迎峰度夏電力供需形勢怎樣?您有哪些建議?

王益烜：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、燃料供應等存在不確定性。此外，近年來，煤電企業(yè)持續(xù)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(chǎn)供應的不確定性。電力消費方面，宏觀經(jīng)濟增長、外貿出口形勢以及極端天氣等因素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(xiàn)長時段大范圍極端天氣，則全國最高用電負荷可能比2022年增加1億千瓦左右。今年迎峰度夏期間，預計全國電力供需總體緊平衡，部分區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊。主要是南方、華東、華中區(qū)域電力供需形勢偏緊，存在電力缺口;東北、華北、西北區(qū)域電力供需基本平衡。

建議，一是全力保障迎峰度夏期間電力燃料安全穩(wěn)定供應，并加強電煤中長期合同履約監(jiān)管，發(fā)揮好中長期合同壓艙石作用。二是加快重點電源電網(wǎng)工程建設，提升電力系統(tǒng)調節(jié)支撐能力。加強電力負荷管理，挖掘需求側資源，推動需求響應規(guī)模盡快達到地區(qū)最大用電負荷的5%。三是充分發(fā)揮市場機制在電力保供中的重要作用。進一步完善跨省跨區(qū)電力交易機制，充分發(fā)揮大電網(wǎng)平臺作用;健全完善市場化電價形成機制，加快建立煤電機組容量補償和成本回收機制，推動輔助服務費用發(fā)電側和用戶側合理分攤，激勵新增電源投資，提高發(fā)電容量長期充裕性;深入研究煤電基準價聯(lián)動機制與燃煤上網(wǎng)電價浮動機制;加強對各地落實電價政策的監(jiān)管，督導各地嚴格按照國家相關要求，盡快建立高耗能企業(yè)目錄制度。

中能傳媒：近年來，隨著高比例新能源接入以及尖高峰時段電力需求的剛性增長，疊加極端天氣多發(fā)頻發(fā)等因素，我國電力供需平衡壓力日益增加。如何挖掘需求側調節(jié)潛力，消解高峰時段壓力?

張琳：當前，我國電力系統(tǒng)存在調節(jié)能力不足、保供壓力大等突出問題。近年來，新能源持續(xù)快速發(fā)展，但其固有的隨機性、波動性、間歇性特征，使得高比例接入電力系統(tǒng)后，增加了系統(tǒng)調節(jié)壓力;另外，一些地方受來水、溫度等氣象方面影響，出現(xiàn)用電緊張，迫切需要有機整合源網(wǎng)荷儲各類調節(jié)資源，特別是挖掘需求側調節(jié)潛力，通過負荷轉移、負荷調控、負荷中斷等調節(jié)方式以及工藝優(yōu)化、技術改進、管理提升等手段，為系統(tǒng)持續(xù)穩(wěn)定運行提供支撐。5月19日，國家發(fā)展改革委向社會公布了新修訂的《電力需求側管理辦法(征求意見稿)》和《電力負荷管理辦法(征求意見稿)》，以期通過制度規(guī)定的形式進一步挖掘需求側調節(jié)潛力。

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(fā)揮了重要作用。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(yōu)化用電負荷，增強電網(wǎng)應急調節(jié)能力，對緩解電力供需矛盾，促進新能源消納，保障系統(tǒng)安全運行也具有重要意義。一是著力提升大工業(yè)高載能負荷靈活性。二是引導電動汽車有序充放電，鼓勵開展車網(wǎng)雙向互動(V2G)研究。三是推進共享儲能、虛擬電廠等技術大范圍、規(guī)?；瘧?，實現(xiàn)將大量、多元、分散的靈活性資源聚合參與系統(tǒng)調節(jié)。四是推動規(guī)?；L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(jié)需求，推動局部系統(tǒng)平衡模式向動態(tài)平衡過渡。