6月以来，随着气温攀升，我国多地用电负荷持续走高。针对电力供需形势等热点问题，记者采访了中国电力企业联合会统计与数据中心主任王益烜、规划发展部主任张琳。据分析，今年迎峰度夏期间，全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需可能会偏紧。今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体紧平衡，南方、华东、华中等部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。

《国家电网》：2022年夏季，受持续高温和主要江河来水偏枯等多重因素影响，一些水电大省出现了电力短缺。今年的水电生产能力如何？

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王益烜：水电是我国电源中的重要组成部分。当前，我国常规水电装机3.7亿千瓦，占总装机容量比重为14%，全年常规水电发电量占总发电量比重为15%。降水的不确定性对水电出力影响大。2022年夏季，四川、重庆等地电力供需形势紧张，主要原因就是持续罕见高温天气叠加来水严重偏枯。

2022年下半年以来，降水偏少导致今年年初主要流域水库蓄水不足，加上今年降水继续偏少，水电生产能力持续下降。前四个月，全国规模以上水电发电量同比下降13.7%。一季度，云南、贵州电力供需形势较为紧张，当前云南电力供应仍呈偏紧态势。气象部门预计今年夏季（6～8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2～5成，可能出现区域性气象干旱，降水偏少将会对当地电力供应以及电力外送产生影响。

《国家电网》：今年迎峰度夏期间电力供需形势如何？对做好今夏电力保供工作有哪些建议？

王益烜：电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等存在不确定性。电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等给电力消费需求带来不确定性。近年来，气温对用电的影响越来越突出，我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显，夏季降温及冬季取暖负荷占比越来越大，部分省份夏季降温负荷占最高用电负荷比重达到40%~50%，甚至超过50%。

正常气候情况下，预计2023年全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右。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1亿千瓦左右。今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。主要是南方、华东、华中区域电力供需形势偏紧，存在电力缺口；东北、华北、西北区域电力供需基本平衡。

一是全力保障迎峰度夏期间电力燃料安全稳定供应。继续保持煤炭稳定供应，并加强电煤中长期合同履约监管，进一步发挥好中长期合同“压舱石”作用；加大对电煤市场价格的监管；研究制订煤矿保供与弹性生产办法，优先组织满足条件的先进产能煤矿按一定系数调增产能，形成煤矿应急生产能力。

二是加快重点电源电网工程建设，提升电力系统调节支撑能力。加快推进新增电源项目建设，挖掘现有发电机组潜力；加快度夏前网架补强以及新建电厂的并网工程；加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源，推动需求响应规模尽快达到地区最大用电负荷的5%。

三是充分发挥市场机制在电力保供中的重要作用。进一步完善跨区跨省电力交易机制，充分发挥大电网平台作用；健全完善市场化电价形成机制，加快建立煤电机组容量补偿和成本回收机制，推动辅助服务费用发电侧和用户侧合理分摊，激励新增电源投资，提高发电容量长期充裕性；深入研究煤电基准价联动机制与燃煤上网电价浮动机制；加强对各地落实电价政策监管，督导各地严格按照国家相关要求，尽快建立高耗能企业目录制度。

《国家电网》：近期动力煤产地市场价格普跌，对火电企业的经营状况及火电出力有什么影响？

张琳：近期，动力煤市场价格出现了今年以来最长时间和最大幅度的回调。电煤市场现货价格的回调，可以在一定程度上降低电厂燃料成本，缓解火电企业的亏损压力。但由于电厂燃料供应主要以长协煤为主，而长协煤的定价机制决定了长协价格受市场价格影响的关联程度不高。

当前，电力企业存煤整体充足，对迎峰度夏电力供应形成较强的支撑和保障。但由于近几年电煤供应质量持续下降，电厂存煤热值低、结构差的问题普遍存在，一定程度上影响火电机组出力。要高度重视电煤供应质量问题，在当前高库存的形势下，尽快优化库存结构，提高电厂存煤的安全保障能力。

《国家电网》：目前，电力市场建设情况如何，对电力供需平衡发挥了哪些作用？

张琳：2022年，我国电力市场建设取得较快发展，电力市场已成为配置电力资源的最主要方式，通过各类市场协同配合，有效促进了电力安全保供、资源优化配置和能源清洁低碳转型。

市场交易规模迅速扩大，工商业用户通过直接从市场购电或由电网企业代理购电方式全部进入市场。2022年，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量5.25万亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量比重为60.8%。

市场主体数量显著增加，截至2022年年底，我国各电力交易平台累计注册市场主体57.9万家，各类主体市场参与度和技术能力不断提升，能够运用连续交易、合同交易等机会调整交易偏差，有序参与市场交易。

交易模式和交易品种日益丰富，从交易品种上看，电力交易已形成电能量交易、辅助服务交易、合同交易等多交易品种。为促进我国清洁能源发展，创新开展清洁能源替代交易、绿色电力交易、绿色电力证书交易、可再生能源消纳责任权重交易等市场化交易品种，全力服务清洁能源消纳。从交易时序上看，中长期市场覆盖多年、年度、多月、月度、月内交易，交易频次的提升更好地满足了市场主体灵活响应供需变化和清洁能源消纳的需求。

在电力供需平衡方面，经过持续深化电力市场建设，目前我国已基本建成了“统一市场、协同运作”的电力市场基本架构，形成了衔接省间、省内，包括中长期、现货、辅助服务的全周期全品种电力市场体系。

中长期市场连续运营，有效发挥了稳定市场预期的基础作用。各省中长期交易电量同比持续增长，占总交易电量的比重维持在90%以上，成交价格基本稳定在基准电价上浮8%~20%之间，在保障电力供应、稳定价格方面充分发挥了“压舱石”和“稳定器”的作用。

现货市场稳步推进，初步反映实时电力供需。各试点省现货市场形成了初步反映实时供需的市场价格信号，价格波动符合电力供需规律，能够一定程度上反映电力不同时段的价值。

辅助服务市场逐步完善，通过市场化手段提升系统调节能力。全国各电网区域已实现辅助服务市场全覆盖，普遍建设运行了区域内调峰辅助服务市场，部分区域开展了区域备用辅助服务市场，华北、西北开展了调峰容量市场，南方区域开展了调频辅助服务市场。

《国家电网》：近年来，随着高比例新能源接入以及尖高峰时段电力需求的刚性增长，叠加极端天气多发频发等因素，我国电力供需平衡压力日益增加。如何挖掘需求侧调节潜力，消解高峰时段压力？

张琳：当前，我国电力系统存在调节能力不足、保供压力大等突出问题。近年来，新能源持续快速发展，但其固有的随机性、波动性、间歇性特征，使得高比例接入电力系统后，增加了系统调节压力。另外，一些地方受来水、温度等气象方面的影响用电紧张，迫切需要有机整合源、网、荷、储各类调节资源，特别是挖掘需求侧调节潜力，通过负荷转移、负荷调控、负荷中断等调节方式以及工艺优化、技术改进、管理提升等手段，为系统持续稳定运行提供支撑。

电力需求侧管理通过合理引导电力消费，可以有效降低高峰电力需求，在缓解电力供需缺口方面发挥了重要作用。经过多年的实践和发展，需求侧资源已不只是一种电网应急资源，正逐步成为一种重要资源广泛参与电网运行，实现供需双侧资源的协调优化。仅2022年，通过辅助服务市场化机制，就挖掘系统调节能力超过9000万千瓦，促进清洁能源增发电量超过1000亿千瓦时。

需求侧资源参与新型电力系统调节的主要方式为需求响应和有序用电。未来，应从多方面挖掘需求侧响应潜力，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变。通过实施电力需求侧响应，引导用户优化用电负荷，增强电网应急调节能力，对缓解电力供需矛盾、促进新能源消纳、保障系统安全运行也具有重要意义。

一是着力提升大工业高载能负荷灵活性。通过激励手段调动大工业负荷、工商业空调暖通负荷等需求侧资源主动参与系统日内调节，是近期需求侧资源开发的首要选择。预计到2025年，用户主动响应规模达到最大用电负荷的3%~5%。其中，华东、华中、南方等地区用户主动响应规模达到最大用电负荷的5%左右。

二是引导电动汽车有序充放电，鼓励开展车网双向互动研究。电动汽车也可以作为一种灵活性用电负荷参与用户侧与电网间的能量双向互动。一般情况下，电网在上午和夜间负荷较低，在中午和傍晚负荷较高，可以利用电动汽车的储能作用，通过“互联网+充电基础设施”，根据电网需求在电力供应充足的时候调整电动汽车充电，电力短缺的时段调控电动汽车放电或者暂时停止充电。通过政策支持和商业模式创新，促进电动汽车有序充电、车网互动规模化应用，发挥其源荷互动、分布调节的特点。

三是推进共享储能、虚拟电厂等技术大范围、规模化应用，实现将大量、多元、分散的灵活性资源聚合参与系统调节。特别是发展虚拟电厂不仅能够丰富系统调节资源，为分布式能源规模化利用提供技术支撑，还能有效降低系统运行成本。伴随着我国电力市场建设的日趋完善，虚拟电厂作为新的市场主体，未来有机会参与到需求响应、调峰、备用、容量补偿等调节市场，以及中长期和现货等电能量市场中，聚沙成塔，为构建新型电力系统、实现“双碳”目标提供支撑。

四是推动规模化长时储能技术突破。推进氢能等新兴需求侧资源与新能源深度耦合，满足新能源多日或更长时间尺度调节需求，推动局部系统平衡模式向动态平衡过渡。

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