随着天气越来越热，不少工商业、居民用户都打开了空调，这也标志着夏季电高峰愈发临近。2021年至2022年迎峰度夏期间，我国部分地区经历了规模或大或小的限电，2023年则顺利平稳度过，那么，今年情况又会如何呢？
局地保供面临压力
进入21世纪以来，我国电力需求虽然快速增长，但供电情况一直较为稳定，缺电、集中限电变成了罕见现象，也正由于此，前些年的限电（多数是工厂限电限产，而非居民）才会引发全社会的广泛关注。
今年立夏是5月5日，在此之前，国家能源局也在新闻发布会上重点介绍了迎峰度夏相关情况。首先值得注意的是，冬季用电高峰历来也是保供重点，此前2020年冬天湖南、浙江、江西等多地都曾启动限电措施。而根据国家能源局发展规划司二级巡视员赵莉的介绍，在刚刚过去的这个冬天，迎峰度冬保供任务圆满完成，全国能源消费持续增长，能源供需总体平稳。
不过，今年夏天的考验更为严峻。根据国家能源局综合司副司长、新闻发言人张星的介绍，今年以来，电力消费延续快速增长态势，一季度全社会用电量已达2.34万亿千瓦时，而度夏期间预计全国用电负荷还会快速增长，最高负荷同比增长或将超过1亿千瓦，这就让电力保供面临了一定的压力。而根据国家能源局的综合研判，今年迎峰度夏期间，全国电力供应总体有保障，局部地区高峰时段可能存在电力供应紧张的情况，主要是内蒙古以及华东、华中、西南、南方区域的部分省份。如出现极端、灾害性天气，电力供应紧张的情况可能进一步加剧。
实际上，今夏用电负荷的压力一直在预期之中。钛媒体APP注意到，中国电力企业联合会在年初发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》中，就曾预测称，今年用电量和最高负荷将继续提升，全年全社会用电量预计同比增长6%左右，最高用电负荷预计将达到14.5亿千瓦，再创新高，同比增量也多达约1亿千瓦，增幅约7.5%，比2023年4%的增幅要高，进一步接近2022年8.4%的水平，而那一年夏天，就出现了限电的情况。在全年报告中，中电联分析称，综合考虑电力消费需求增长、电源投产以及气候不确定性等因素，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡，迎峰度夏期间会有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。而在其最新发布的《2024年一季度全国电力供需形势分析预测报告》中，上述测算和“总体紧平衡，局部有压力”的基本判断都没有变化，还同时强调了“电力供应和需求中的多方面不确定性因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性”，并表示，夏季气温是影响我国用电增长的主要因素，全国平均降温用电负荷占比在三成左右，部分地区超过四成，此外，宏观经济增长、外贸出口形势等方面因素也给电力消费增长带来一定的不确定性。而值得注意的是，“部分时段可能需要实施需求侧响应等措施”这一判断一直存在于报告中，这也不禁让人担忧限电措施的“返场”。
对此，国家能源局表示会全力确保迎峰度夏电力安全稳定供应，从强化能源电力监测预警、确保高峰时段充分发挥保供潜力、加快支撑性电源建设投产等方面开展工作。张星还强调，会指导各地做细做实工作预案，进一步优化负荷管理措施方案并精准细化执行，坚决守住不拉闸限电的底线，坚决确保民生用电。钛媒体APP也关注到，近日以来已有多个地区的电网企业部署了夏季保供工作或公示迎峰度夏负荷管理方案，重庆电网还投运了今年首个迎峰度夏保供工程，为这个仍有压力的夏天作好准备。
限电风险仍然存在
虽然近年来风电、光伏等新能源装机大幅增长，但其发电增长情况远逊于装机增长，我国目前电力供应也仍以煤电、水电为基础，而这两大电源的发电情况则受到价格、天气等制约。
从2021年至2022年的限电情况来看（2020年也有限电情况，不过更多集中在夏末到年底），除了短时间内一些“能耗双控”、降碳的政策调整，更多还是电力需求端的增长超预期和煤电、水电在能源供应上吃紧的原因。
需求侧用电负荷方面，2021年全国最高用电负荷为11.9亿千瓦，同比增长高达10.8%；2022年最高用电负荷进一步提升至12.9亿千瓦，同比增长8.4%。到了没有限电的2023年，虽然最高负荷仍增长到了13.4亿千瓦，且30个省级电网负荷都创了历史新高，但同比增幅缩小到了4%，在预期之内。此外，近年来受气候变化的影响，极端天气愈发频繁出现，也让需求端的用电情况出现了更多变数。
而在电力供应方面，作为保供“压舱石”，煤电企业却在用电需求大规模增长的时候，遭遇了煤价高企、入不敷出、全面亏损的困难境地。2021年、2022年受疫情、俄乌冲突等影响，全球煤价“飙涨”，一方面导致了煤炭供应偏紧，其中以2021年东北三省因“缺煤”而不得不拉闸限电最为典型；另一方面，在煤价能涨、电价不能涨的情况下，火电厂纷纷陷入亏损，就在2021年夏天，大唐国际、北京国电电力等11家火电公司联名向北京市城市管理委员会“上书”请求调整电价，称因煤炭价格上涨，京津唐燃煤厂燃煤成本与基准电价倒挂，出现发电就亏损，多发多亏损的问题，企业经营极度困难，影响电力稳定供应。此外，四川等以水电供应居多的省份，也曾因降水明显减少等问题导致电力供应紧张。
不过，在连续遭遇紧缺压力后，2023年的情况无疑为电力保供提振了信心。实际上，这一年我国用电负荷仍在增长，客观外部环境上还经历了夏季高温枯水、冬季寒潮冰冻的问题，不过最终并未出现限电，国家能源局也称在这一年“打赢了电力保供遭遇战、攻坚战”。究其原因，除了用电负荷增速下降且在预期之内、各方保供准备更充足、“能耗双控”“运动式降碳”等政策得到完善、纠偏外，主要还是煤价回落，火电企业营收回血，让基础供应得到了保障。从这一年传统电力企业的年报中也可以看出，以华电国际（600027.SH）、华能国际（600011.SH）等五大发电集团旗下上市公司为首的火电上市公司，大多实现盈利大增或扭亏为盈，利润翻倍增长的不在少数，华电国际的归母净利润甚至同比翻了近38倍（传统能源的“逆袭”：火电企业利润大增，股价走高）。此外，四川、云南等水电区虽然从2023年全年看有来水偏枯的问题，但夏季用电高峰期降雨次数却显著增加，一定程度上降低了需求侧用电负荷的压力。
从前几年的案例来看，煤价、天气、需求增速等仍在电力保供方面扮演着重要影响，今年煤价、水情相对乐观，但用电需求进一步增长，夏季极端高温情况也可能更加频繁出现，也因此如上文所述在局部地区形成了保供压力。财新此前曾援引中电联内部人士分析称，2030年之前，尤其是在风电、光伏等新能源占比逐渐提高的情况下，我国“看天吃饭”的情景很难有大幅改善，夏季或冬季用电高峰出现限电的风险仍然存在。
加快建设新型电力系统
到2030年之前，我国电力系统面临着降碳、建设新型电力系统的重要任务。首先，在2020年9月我国明确提出的“双碳”目标中，碳达峰的时间是2030年之前，而我国电力一直是碳排放的第一大户，其他工业、交通等用能场景也需通过电气化来降碳，电力系统的压力可想而知；其次，在2021年3月15日的中央财经委员会第九次会议上，明确指出了要“构建以新能源为主体的新型电力系统”，而在国家能源局去年6月发布的《新型电力系统发展蓝皮书》中，将当前至2030年定为“加速转型期”（2030年至2045年是“总体形成期”、2045年至2060年是“巩固完善期”），也是在非化石能源发展、火电转型、储能发展、电力市场建设等方面最要劲的阶段；而且，在不少电力企业（如南方电网）的规划中，也都明确提到了要在2030年前基本建成新型电力系统。
当新型电力系统建成后，电力的市场化会更加成熟，电网调配、储能、灵活性调节等技术会更加高效，数字化、智能化程度也更高，无论在电力供应还是节能降碳方面，都远比现在更有优势。但是，在此之前，新型电力系统发展之路却可能对电力供应形成一定挑战，其中最重要的就是风电、光伏等新能源发展带来的挑战。根据中电联的预测，今年我国并网风电和太阳能发电合计装机容量预计将在二季度至三季度首次超过煤电装机，年底会达到13亿千瓦左右，占总装机比重上升至40%左右。同时，随着新能源装机的增长，常规电源增加规模小于用电负荷增加规模，这就增加了电力生产供应的潜在风险。
钛媒体APP也在清华大学电机系教授康重庆的新型电力系统课程中了解到，新型电力系统需要以“新能源为主体”，但从近几年的情况来看，在保供、降碳的双重压力下，新能源的比例成为了一个较为敏感的话题。钛媒体APP曾将风电、光伏引起自身属性而面临的问题总结为“时空难题”：时间维度上，风电、光伏作为电源存在间歇性、波动性问题，尤其是日夜、四季之间存在巨大落差，目前来看，这需要依靠储能来平抑波动性，保障稳定供应；空间维度上，主要是风、光资源分布的不均匀问题，比如中东、非洲、澳大利亚等地风光资源丰富，但日本、韩国以及欧洲尤其西欧部分国家就相形见绌，在幅员辽阔如我国，西北地区和东部地区也差异巨大，而电力并不适合长距离运输，传输距离越长能量损耗就越多，风电光伏的间歇性、波动性更增加了输配难度。康重庆也表示，新能源一直面临“又多又少”的矛盾，“多”的时候电网头疼如何消纳，“少”的时候又需要担心保供问题，而且，在新能源装机、发电比例进一步提升后，如果系统没做好整体优化，还可能面临新能源出力低谷期，火电、水电全开也赶不上负荷需求的窘境。目前来看，在“以新能源为主体”的前提下，想要维持供需平衡，一是寄望于长时储能的发展，再来业界也在讨论是否应设定适度的弃风弃光比例。
除了技术和政策，市场也被认为将在新型电力系统中扮演更重要角色。以电力保供为例，中电联此前就曾表示，应拓宽需求侧响应覆盖范围，按照“谁承担谁受益”的原则，拓宽资金渠道，优化调整市场分担费用和运行费用等政策措施，形成合理的需求响应市场化补偿机制。此外，跨省跨区电力交易、电力辅助服务市场也有助于电力互济能力的提高，并缓解短期供需矛盾。（本文首发于钛媒体APP，作者｜胡珈萌，编辑｜刘洋雪）
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