今夏电力供需平衡偏紧
汲国强 张莉莉 冀星沛 谭显东
今年以来，我国经济实现良好开局，后续将延续回升向好态势。今年度夏期间，预计全国大部地区气温较常年同期偏高。受经济、气温等因素影响，预计电力需求会保持较快增长。做好电力保供，应合理统筹电源规划与建设，提升电力供应能力；解决电网发展结构性问题，推动电网高质量发展；加强负荷管理，进一步挖掘需求响应潜力。
今年以来我国经济延续回升向好态势
一季度，宏观调控政策前置发力，生产供给有所加快，市场需求企稳回暖，经济回升向好态势进一步巩固和增强，全国GDP同比增长5.3%，增速同比上升0.8个百分点。三次产业增加值同比分别增长3.3%、6.0%、5.0%，第二产业回升态势明显。4~5月，在宏观政策效应持续释放、外需有所改善、假期等因素带动下，经济延续回升向好态势。工业生产保持较快增长。4、5月，规模以上工业增加值同比分别增长6.7%、5.6%。服务业、消费和出口呈现回升态势。5月，全国服务业生产指数同比增长4.8%，社会消费品零售总额同比增长3.7%，出口额同比增长5.2%。
预计二、三季度我国经济将延续回升向好态势。综合考虑多种因素，预计二、三季度我国经济增速总体保持平稳，全年我国经济增速为5.2%左右。
全国大部地区气温较常年同期偏高
据国家气候中心预测，今年迎峰度夏期间，除内蒙古东部、辽宁、吉林、黑龙江等地气温接近常年同期外，全国大部地区气温较常年同期偏高，东部季风区降水总体偏多。
气温方面，北京、天津、河北、山西北部、内蒙古西部、浙江东南部、福建、台湾、江西南部、湖南南部、广东、广西、海南、贵州南部、云南、陕西北部、宁夏北部、甘肃西部、青海西北部、新疆等地偏高1~2摄氏度，上述大部地区高温日数较常年同期偏多，可能出现阶段性高温热浪。
降水方面，华北、内蒙古东部、东北、华东大部、华中大部、西南地区北部、西藏西部、西北地区东部等地降水偏多，其中华北南部、东北大部、华东北部、华中大部、西南地区东北部、西北地区东部降水明显偏多。华南、西南地区南部、新疆等地降水较常年同期偏少，可能出现阶段性气象干旱。主要流域中，长江中下游、淮河流域、太湖流域、松花江流域、黄河中下游降水较常年同期明显偏多，暴雨过程多，可能有较重汛情；海河流域、辽河流域可能出现汛情；珠江流域降水较常年同期偏少。
预计迎峰度夏期间全国电力供需平衡偏紧
电力需求方面，预计全社会用电量保持平稳增长。1~5月，全国全社会用电量同比增长8.6%。综合考虑经济、气温等各方面影响因素，预计迎峰度夏期间，全国全社会用电量约为2.7万亿千瓦时，同比增长5.8%左右，保持平稳增长态势，增速较上年上升1个百分点。预计迎峰度夏期间全国最大负荷比上年增长约1.2亿千瓦，保持较快增长态势。
电力供应方面，新投产发电装机保持较大规模，以新能源为主。预计今年全国新投产发电装机容量比上年增长9.4%，规模再创历史新高。其中，水电新投产1398万千瓦，连续第五年新投产装机规模超过1000万千瓦，比上年增长35.3%；火电新投产6265万千瓦，比上年减少4.6%；核电新投产390万千瓦，比上年增长1.8倍；风电新投产规模达到0.9亿千瓦，比上年增长16.5%，太阳能新投产规模在2023年高基数的基础上进一步增长，达到2.4亿千瓦，比上年增长8.8%，连续两年突破2亿千瓦。
电源装机保持快速增长，新能源装机占比超过40%，太阳能发电装机占比突破1/4。预计到今年年底，全国发电装机容量将达到33.2亿千瓦，比上年增长13.7%，增速与上年基本持平（13.9%）。其中，水电、火电、核电、风电、太阳能发电装机容量分别约为4.4亿千瓦、14.5亿千瓦、6081万千瓦、5.3亿千瓦、8.4亿千瓦，占全国总装机的比重分别约为13.1%、43.7%、1.8%、15.9%、25.4%。
在电力需求、电力供应预测的基础上，考虑电力电量交换、机组检修/受阻情况，预计迎峰度夏期间，全国电力供需平衡偏紧，部分地区用电高峰时段电力供需紧张。预计充分发挥跨省跨区互济支援能力后，电力供需紧张态势将得到一定缓解。
协同发力做好电力保供工作
总体来看，今年迎峰度夏我国电力保供挑战多、任务重，极端天气、新能源出力波动等都将给度夏电力供需带来更多不确定性。做好电力保供工作，需要从以下几个方面协同发力：
合理统筹电源规划与建设，提升电力供应能力。一是积极与有关部门沟通协调，统筹考虑各地区电力供需形势，全力推动保障性、支撑性电源建设，缓解部分负荷中心地区电源“空心化”问题。二是密切跟踪迎峰度夏期间电煤、天然气供需形势，采取措施积极保障电煤供应、落实燃机气源。三是加强机组运行管理，合理安排机组检修窗口，减少非计划停机。四是加强支撑性调节性电源市场配套机制建设，研究火电、储能等支撑性调节性电源成本分摊与疏导机制，避免过补偿或欠补偿。
解决电网发展结构性问题，推动电网高质量发展。一是加快特高压直流配套工程建设进度，推动直流配套电源尽快投产，加强送受端电网结构，持续提升特高压直流利用效率，提升跨区电力支援能力。二是重点梳理排查电网运行安全隐患和薄弱环节，严格按照设备清单完成关键设备运维、控制策略优化等保障举措，系统管控电网安全风险。三是加强各方协调沟通，确保迎峰度夏保供工程按期投运。四是进一步优化电网运行方式，通过电力置换、潮流转移等方式，充分挖掘输电通道潜力。
加强负荷管理，进一步挖掘需求响应潜力。一是持续优化峰谷分时电价政策，强化政策协同效应，全面推进居民峰谷电价。二是坚持“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”的原则，按照“政府主导、电网实施、客户参与”的思路，继续配合地方政府做好需求侧管理，精细化落实需求侧负荷控制措施。三是积极探索更为有效的需求侧管理手段，创新电力需求响应机制，加快建立需求响应价格激励政策，丰富需求响应激励政策资金来源，挖掘需求侧资源潜力，引导培育新能源汽车、分布式储能等优质电力负荷资源参与需求响应。（作者单位：国网能源院）
责任编辑：余璇
来源：《国家电网》杂志
