多地电力提前迎峰度夏，最高用电负荷或达13.7亿千瓦

今年以来，多地遭遇到逼近甚至超过40摄氏度的高温热浪袭击。这个夏天，我国高温天气明显具有“出现时间早、影响范围广、极端性显著”等特征。7月，国家气候中心发布盛夏全国气候趋势预测称，华北、华中中部和南部、西南地区东北部等地可能出现阶段性高温过程。

与此同时，用电量伴随着气温上升。7月以来，江浙两省用电负荷双双突破1亿千瓦，分别比去年分别提早19天、8天；四川电网用电负荷达到5988.8万千瓦，较去年全网最高负荷5910万千瓦高出78.8万千瓦，创历史新高。

这使得今夏的电力供应再度遭受到挑战。在经济复苏的爬坡阶段，今夏工厂限电会否重演？

南方财经全媒体记者近期向广东多地企业了解，各地尚没有采取限电的措施，工厂的生产正常运转。“公司暂时没有收到限电通知，但后续不知道会不会出现限电。”广东一家从事锂电铜箔的车间负责人表示。

通过查询公司公告，南方财经全媒体记者也发现目前没有上市公司针对限电减产的情况做出报告。但是，据媒体报道，有地区已经出现一部分高耗能企业限电，电力保供的压力仍未能松口气。中国电力企业联合会预测，今年全国最高用电负荷约13.7亿千瓦，比2022年增加8000万千瓦。若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦。

从更长时间来看，高温、干旱、暴雨等极端天气频发仍是我国电力系统面临的长期考验。国家气候变化专家委员会委员、国家发改委能源研究所原所长周大地向南方财经全媒体记者表示，高温热浪持续时间长、温度峰值高对生活生产造成很大影响，我国需要更加积极地应对气候变化。

多地电力提前“迎峰度夏”

截至目前，四川、山东已经报告今年夏天将出现不同程度的电力缺口。

国家能源局四川监管办公室预计，今夏四川省用电高峰时段或存在电力缺口约750万千瓦，较去年电力缺口一度高达近2000万千瓦已经大幅减少。中国水泥网7月11日报道，四川多地多家水泥企业已接到相关部门通知，钢铁、水泥行业7月5日—8月10日施行生产调控，生产时间调整为23:00—8:00，压减60—80%的电力负荷，水泥熟料生产企业全部停窑。

山东省发改委则分析表示，山东用电午高峰期间，光伏支撑有力，电力供需基本平衡，但考虑极端情况，在严格测算边际条件下，迎峰度夏晚高峰可能存在约1000万千瓦供需缺口。

多地用电高峰已经提早到来。比如，运营管理广东、广西、云南、贵州、海南五个省份的南方电网7月11日通报称，当天16时50分，南方电网统调负荷达到2.272亿千瓦，再次创下历史新高。而且南方电网统调负荷突破2亿千瓦，较去年提前36天，5月底以来最高负荷已多次接近历史峰值。南方电网预计，在2023年迎峰度夏期间，南方电网最高负荷将达2.45亿千瓦，同比增长10%。

此外，7月12日，湖南电网全天用电量达8.45亿千瓦时。最高负荷4165万千瓦出现于12日21时29分，是今年迎峰度夏第一波高峰，较去年夏季最高负荷水平提前35天。还有多地也出现提前“迎峰度夏”的情况。

煤炭价格上升导致电力供应缺口大、高温引起用电高峰是过去多轮限电的主要原因。目前，全国已有茂名、杭州、九江、唐山已经向社会发布节约用电倡议。不过，茂名当地企业向南方财经全媒体记者表示，当地实际上并没有执行限电的措施。

参考往年的经验，企业一般从7月初就陆续收到限电的通知，而据南方财经全媒体记者了解，广东、云南等地的企业生产目前维持正常运转。

“往年限电一般是在7月份开始9月份结束，每次限电1—2天不等。我们是连续24小时生产的企业，限电会导致生产中断，造成很大影响。但现在企业暂时没有收到限电通知。”上述广东一家从事锂电铜箔的车间负责人表示，针对可能出现的限电情况，企业也有所准备，“我们尽可能争取降低电流生产而不是直接停产，以此来保证生产的延续性。另外也希望南方电网提前做好限电计划，我们可以以最小的代价配合限电。”

而此前因为来水偏枯，云南水电大幅减少，云南曾对电解铝企业采取限电措施。随着当地进入汛期，云南的电解铝企业在6月底已经陆续恢复产能。百川盈孚报告预计，云南本次复产产能或达到130万吨左右，前6月份全国电解铝开工率达86.08%。

从全国范围来看，高耗能行业开工率正处于高位。以钢铁为例，兰格钢铁网发布7月第一周全国主要钢铁企业高炉开工率数据显示，按容积计算主要钢铁企业高炉开工率为80.55%，较上周上升0.92%。

今夏电力供应虽处于紧平衡，但电力保供较去年有多个有利条件。

“一是与去年的干旱情况相比，今年从南到北降雨较多，水电供应有保障；二是近两年电源建设大幅提高，风光发电增加比较多，煤电也有所增长，供电能力增强。”整体来看，周大地分析认为，今年全国迎夏度峰的条件比去年好，估计不会出现大面积的缺电拉闸。

从发电结构来看，煤电仍是当下电力保供的主力。卓创资讯煤炭分析师张敏向南方财经全媒体记者表示，今年以来，无论是国内煤炭产量还是进口量均保持增长态势，煤炭供应整体充足，电厂电煤库存处于相对高位，这将有效保证迎峰度夏期间及全年我国电力的稳定供应。

2023年上半年，国内煤炭增产保供政策持续推进，主产区煤矿积极生产，煤炭供应量充足。国家统计局数据显示，2023年1—5月份，全国生产原煤19.1亿吨，同比增长4.8%。

进口方面，今年中国继续对煤炭进口实施零关税政策，煤炭进口量保持在高位水平。海关总署数据显示，2023年1—5月中国累计进口煤炭18206.72万吨，同比增加89.62%；其中进口动力煤13652.86万吨，同比增加90.89%。

目前，港口及电厂煤炭库存均保持在高位水平。张敏提供的数据显示，截至7月11日，北方主要港口年内日平均煤炭库存在2517.21万吨，较去年同期增加717.83万吨，增幅在39.89%。同时，据卓创资讯了解，目前沿海地区部分电厂库存可用天数在20天附近，库存充裕，另外山东地区部分主力电厂电煤库存在25天以上，高于去年同期水平。

“在经济稳步增长且复苏的背景下，各行业用电需求仍有一定增长空间；而进入夏季后，高温天气影响，居民端用电需求也呈现增长趋势；但在煤炭高供应量的保障下，电厂电煤库存比较充裕，目前我国的煤炭供应及电力供应均保持良好态势。”张敏表示。

气候变化挑战电网灵活性

当下，全球正经历史上最热夏天，气候升温比预期来得更快。联合国政府间气候变迁专门委员会今年3月发布最新第六次评估整合报告显示，全球平均升温已达1.1摄氏度，朝向3摄氏度迈进。

气候变化导致我国极端高温事件频发趋强，极端强降水量事件增多，气候风险指数呈升高趋势。《中国气候变化蓝皮书》显示，1961年至2022年，中国极端高温事件发生频次呈显著增加趋势，去年我国极端高温事件发生频次、高温和干旱风险指数均达到1961年以来最高值。

极端的天气对电力系统提出新的要求。一方面是，持续高温拉动用电负荷快速增加同时也造成部分发电出力下降，电力设备出现故障的概率有所增加；另一方面我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显，负荷峰谷差加大，进一步凸显电力系统灵活性调节的问题。

周大地认为，在当前技术条件和运行保障条件下，中国的电力系统具有很强的保障能力。但高温和干旱天气等极端情况很难预测，如果要做到在特殊气候条件下，也能完全确保供应，还需要在技术方面继续努力。

“西电东送”一直承担着我国能源保供的重任。到现在，在建设全国统一电力市场体系的要求下，省份间的电力调度和交易成为电力资源优化配置的新尝试，目前南方、华中、华北等地区已经落实了跨区跨省电力中长期交易实施细则。

以闽粤联网工程为例，截至6月27日，闽粤联网工程福建输送广东电量已突破20亿千瓦时。据测算，“十四五”时期，通过闽粤联网，两地季节性送电电力可达50万千瓦至160万千瓦。

在兼顾清洁、安全、经济的长期要求下，未来新能源占全国发电出力比重不断提高已经成为共识。特别是随着储能走向成熟，各地新能源配储政策陆续出台，电网对新能源的消纳能力进一步提高，也为电力供应提供重要保障。

单在南方区域，截至今年6月底，新能源发电量达756亿千瓦时，同比增长37%。目前，南方区域新能源最大发电出力占比达27.99%，广西、云南、贵州三省新能源最大发电出力占比超过40%。

中国电力企业联合会数据显示，2023年全国新能源发电装机预计将新增2亿千瓦左右，发电装机规模将再创历史新高。

除此之外，面向新型电力系统的灵活性提升，分散的用户侧资源也蕴藏着巨大的灵活调节潜力。分布式电源、自备电厂、储能装置、电动汽车等需求侧资源能够为电力调峰提供辅助服务。

周大地曾经测算，在终端用电环节，随着电动车的发展，预计2030年电动车数量将达8000万—1亿辆，2040年达3亿多辆。每辆电动车的电池约有电力60千瓦时，1亿辆电动车就有60亿千瓦时。如果充电桩变成双向可调整输入和输出，届时电动车用户端将具有60亿千瓦时的可调节电量。

近年来，地方开始探索建设虚拟电厂，聚合各类用电负荷，实现电力负荷的组合、分析、优化和调度。

以深圳为例，一方面是外部电力依赖度较高，负荷密度位列全国前列，但另一方面深圳的电动汽车、商业楼宇和5G基站等资源非常丰富，负荷侧的可调节潜力巨大。截至今年5月31日，深圳虚拟电厂管理中心与包括综合能源、充电桩、智能楼宇、通信基站在内的66家运营商合作，资源规模超过160万千瓦，可调资源超过30万千瓦。

“从区域自身角度来讲，还需要更好地发展可再生能源，增加能源供应能力。”周大地向南方财经全媒体记者表示，在大量的农村房顶，城市房顶以及很多公共的、可移动的空间中，光伏的普及还刚开始，还需要做到充分利用。

近日，中央审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，首次明确定义我国建设“新型电力系统”要以“安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”为主要特征。我国将加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新，推动有效市场同有为政府更好结合，做好电力基本公共服务供给。

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