根據(jù)中央氣象臺預(yù)報，明起（6月14日）至下周初，北方多地將遭今年來最強(qiáng)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(xù)待機(jī)，石家莊等城市或挑戰(zhàn)40℃的極端高溫天氣。這意味著迎峰度夏的時點已經(jīng)到來。前階段多家機(jī)構(gòu)預(yù)測認(rèn)為，今夏電力供應(yīng)依然偏緊。

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

多個負(fù)荷中心將存在電力缺口

預(yù)測今年迎峰度夏形勢時，中電聯(lián)統(tǒng)計與數(shù)據(jù)中心主任王益烜表示，電力供應(yīng)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(yīng)方面，降水、風(fēng)光資源、燃料供應(yīng)等方面存在不確定性。此外，近年來煤電企業(yè)持續(xù)虧損導(dǎo)致技改檢修投入不足帶來設(shè)備風(fēng)險隱患上升，均增加了電力生產(chǎn)供應(yīng)的不確定性。

電力消費方面，宏觀經(jīng)濟(jì)增長、外貿(mào)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(fù)荷“冬夏”雙高峰特征日趨明顯，夏季降溫及冬季取暖負(fù)荷占比越來越大，部分省份夏季降溫負(fù)荷占最高用電負(fù)荷比重達(dá)到40%-50%甚至超過50%。

“正常氣候情況下，預(yù)計2023年全國最高用電負(fù)荷13.7億千瓦左右，比2022年增加8000萬千瓦左右。若出現(xiàn)長時段大范圍極端氣候，則全國最高用電負(fù)荷可能比2022年增加1億千瓦左右。” 王益烜預(yù)計，今年迎峰度夏期間，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。

煤價回落 電煤質(zhì)量需加強(qiáng)

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

中電聯(lián)規(guī)劃發(fā)展部主任張琳對記者表示，近期，動力煤市場價格的確出現(xiàn)了今年以來最長時間的和最大幅度的回調(diào)。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(jìn)入5月份，價格持續(xù)下行，本輪價格下降227元/噸。

“電煤市場現(xiàn)貨價格的回調(diào)，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(dāng)前電廠燃料供應(yīng)主要以長協(xié)煤為主，而長協(xié)煤的定價機(jī)制決定了長協(xié)價格受市場價格影響的關(guān)聯(lián)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(xié)平倉價為709元/噸，僅環(huán)比5月份減少10元/噸。而對應(yīng)的現(xiàn)貨市場價格，5月31日比4月30日下降了179元/噸。此外據(jù)了解，還有一些內(nèi)陸省份的長協(xié)煤，價格是由政府確定的固定價格。因此，本輪市場價格回調(diào)對火電企業(yè)經(jīng)營情況的改善程度有限。

值得注意的是，電煤質(zhì)量存在下降的問題。根據(jù)中電聯(lián)行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)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(jù)2022年《統(tǒng)計公報》粗算，2022年全國煤炭供應(yīng)平均熱值比上年下降200千卡/千克以上。進(jìn)入2023年，電煤熱值下降的趨勢仍在持續(xù)。據(jù)主要發(fā)電集團(tuán)反映，2023年1-4月電煤中長期合同兌現(xiàn)平均熱值較上年同期再降低超過100千卡/千克。電煤質(zhì)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(jī)組出力受限，設(shè)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(yuǎn)低于機(jī)組設(shè)計值，導(dǎo)致機(jī)組頂峰出力受限，影響電網(wǎng)運行和電力供應(yīng)，這一情況已在多地多次發(fā)生。以云南某電廠為例，按電廠存煤量計算可用天數(shù)超過24天，但由于煤炭熱值等指標(biāo)達(dá)不到最低標(biāo)準(zhǔn)，按實際可燒原煤計算可用天數(shù)不足14天。

針對上述問題，張琳建議，進(jìn)一步加強(qiáng)質(zhì)量監(jiān)控和要求,盡快調(diào)整當(dāng)前長協(xié)“單卡一致”的定價機(jī)制，采取分檔級差定價，加強(qiáng)中長期合同履約質(zhì)量監(jiān)管和電煤質(zhì)量考核，調(diào)整產(chǎn)煤省份和主要煤炭企業(yè)安全保供責(zé)任考核標(biāo)準(zhǔn)，采用標(biāo)準(zhǔn)煤生產(chǎn)/銷售量代替原煤量進(jìn)行保供責(zé)任考核。

電動車、虛擬電廠、儲能等將發(fā)揮更多調(diào)節(jié)作用

“當(dāng)前，我國電力系統(tǒng)存在調(diào)節(jié)能力不足、保供壓力大等突出問題。電力需求側(cè)管理通過合理引導(dǎo)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。”張琳表示，僅2022年，通過輔助服務(wù)市場化機(jī)制，就挖掘系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力超過9000萬千瓦，促進(jìn)清潔能源增發(fā)電量超過1000億千瓦時。

據(jù)張琳介紹，未來，應(yīng)從多方面挖掘需求側(cè)響應(yīng)潛力，推動“源隨荷動”向“源荷互動”轉(zhuǎn)變。通過實施電力需求側(cè)響應(yīng)，引導(dǎo)用戶優(yōu)化用電負(fù)荷，增強(qiáng)電網(wǎng)應(yīng)急調(diào)節(jié)能力，對緩解電力供需矛盾，促進(jìn)新能源消納，保障系統(tǒng)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(yè)高載能負(fù)荷靈活性。以南方電網(wǎng)為例，5%尖峰負(fù)荷全年出現(xiàn)頻次10～40次，單次持續(xù)時長最長為3～6小時，對應(yīng)的用電量占比不超過0.4%。通過激勵手段調(diào)動大工業(yè)負(fù)荷、工商業(yè)空調(diào)暖通負(fù)荷等需求側(cè)資源主動參與系統(tǒng)日內(nèi)調(diào)節(jié)，是近期需求側(cè)資源開發(fā)的首要選擇。

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

三是推進(jìn)共享儲能、虛擬電廠等技術(shù)大范圍、規(guī)模化應(yīng)用，實現(xiàn)將大量、多元、分散的靈活性資源聚合參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)。特別是發(fā)展虛擬電廠不僅能夠豐富系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源，為分布式能源規(guī)模化利用提供技術(shù)支撐，還能有效降低系統(tǒng)運行成本。伴隨著我國電力市場建設(shè)的日趨完善，虛擬電廠作為新的市場主體，未來有機(jī)會參與到需求響應(yīng)、調(diào)峰、備用、容量補償?shù)日{(diào)節(jié)市場，以及中長期和現(xiàn)貨等電能量市場中，聚沙成塔，為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)提供支撐。

四是推動規(guī)模化長時儲能技術(shù)突破。推進(jìn)氫能等新興需求側(cè)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(diào)節(jié)需求，推動局部系統(tǒng)平衡模式向動態(tài)平衡過渡。