近期多地高溫天氣持續，用電負荷創新高。6月13日，中國電力企業聯合會有關業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，一些水電大省出現了電力短缺。今年這種情況是否會再現?

中電聯統計與數據中心主任王益烜：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偏少影響，水電生產能力持續下降。今年前4個月全國規模以上水電發電量同比下降13.7%，其中4月同比下降25.9%;5月水電生產延續下降趨勢，預計當月水電發電量同比降幅比4月進一步擴大。受水電生產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勢。

氣象部門預計，今年夏季(6~8月)西南地區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，可能出現區域性氣象干旱，降水偏少將會對當地電力供應以及電力外送產生影響。

中能傳媒：近期動力煤產地市場普跌，部分煤礦出現頂倉現象，連續降價促進銷售，這種情況對火電企業的經營狀況及火電出力有什么影響?

中電聯規劃發展部主任張琳：近期，動力煤市場價格的確出現了今年以來最長時間和最大幅度的回調。

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。這反映了當前市場供需的總體格局：一方面，電力企業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需求也偏弱。

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。以北方港下水煤為例，6月份全國下水煤長協平倉價為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。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。

當前，電力企業存煤整體充足，對迎峰度夏電力供應形成較強的支撐和保障。根據中電聯電力行業燃料統計，截至6月4日，統計口徑內發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25.6天。但由于近幾年電煤供應質量持續下降，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。

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。

建議，一是全力保障迎峰度夏期間電力燃料安全穩定供應，并加強電煤中長期合同履約監管，發揮好中長期合同壓艙石作用。二是加快重點電源電網工程建設，提升電力系統調節支撐能力。加強電力負荷管理，挖掘需求側資源，推動需求響應規模盡快達到地區最大用電負荷的5%。三是充分發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電力交易機制，充分發揮大電網平臺作用;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電側和用戶側合理分攤，激勵新增電源投資，提高發電容量長期充裕性;深入研究煤電基準價聯動機制與燃煤上網電價浮動機制;加強對各地落實電價政策的監管，督導各地嚴格按照國家相關要求，盡快建立高耗能企業目錄制度。

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，疊加極端天氣多發頻發等因素，我國電力供需平衡壓力日益增加。如何挖掘需求側調節潛力，消解高峰時段壓力?

張琳：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。近年來，新能源持續快速發展，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后，增加了系統調節壓力;另外，一些地方受來水、溫度等氣象方面影響，出現用電緊張，迫切需要有機整合源網荷儲各類調節資源，特別是挖掘需求側調節潛力，通過負荷轉移、負荷調控、負荷中斷等調節方式以及工藝優化、技術改進、管理提升等手段，為系統持續穩定運行提供支撐。5月19日，國家發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)》，以期通過制度規定的形式進一步挖掘需求側調節潛力。

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。一是著力提升大工業高載能負荷靈活性。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。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。