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编者按
迎峰度夏能源电力保供是个老话题，但随着新型电力系统建设推进，也呈现出新形势、新特点。
需求侧方面，2024年，多地用电量连续数月保持两位数增长，不同地区、不同行业差异也在变大。需求侧管理在迎峰度夏期间的作用进一步受到重视，而管理工具如何与电力现货市场有机结合、共同发挥作用，政府与市场主体正在共同探路。
供给侧方面，新能源出力增量不及装机，且具备明显的时段性特征，煤电、气电依然发挥着重要的顶峰调节作用，新建煤电项目投产进度、天然气价格及供应等是迎峰度夏电力保供“背后的力量”。eo今日起连载《南方能源观察》7月刊《迎峰度夏向“新”》。
受高温天气影响，近期全国多地用电负荷创新高。7月23日中午，安徽用电最大负荷达6241万千瓦，创历史新高；7月23日21时17分，湖南用电最大负荷创新高，达4417万千瓦；7月24日16时46分，广东电网用电负荷今年第四次创新高，达到1.52亿千瓦。
据国家气候中心此前预计，2024年迎峰度夏期间，全国大部分地区气温较常年同期偏高；特别是华东、南方地区入夏较早，部分地区可能发生强度较大的高温天气过程，气温较常年同期偏高。
自4月以来，能源行业就密集开展了迎峰度夏的相关工作部署。国家能源局4月份举行的例行新闻发布会披露，综合研判，2024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，主要是内蒙古及华东、华中、西南、南方区域的部分省区。
6月20日国务院新闻办公室举行的新闻发布会上，国家能源局电力司司长杜忠明在回答记者有关迎峰度夏的问题时，再次强调了上述研判。7月24日，中国电力企业联合会发布的《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》预计，迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡，蒙西、江苏、浙江、安徽、河南、江西、四川、重庆、广东、云南等部分省级电网电力供需形势偏紧。
迎峰度夏是每年电力保供的常规动作。近年来，新能源规模跃升，2023年，我国新能源新增装机规模更是创下新高，超过2.9亿千瓦，能源电力迎峰度夏形势与特点也正在发生变化。迎峰度夏期间，用电负荷大幅增长，是考验电力系统的关键时期。在加快构建新型电力系统的过程中，还有哪些环节需要进一步加强？
01
顶格保障煤炭天然气
有熟悉电力调度的从业者接受《南方能源观察》（以下简称“eo”）记者采访时表示，近年来电力保供形势好转，考虑今夏煤电发电积极性较高、来水较好和新能源大发提供的电量，总体来看，今夏的电力保供形势较前几年有所改善。
6月18日，国家发展改革委新闻发言人李超在前述新闻发布会上表示，截至目前，全国发电装机保持较快增长，统调电厂存煤1.98亿吨，水电来水蓄水形势好于2023年同期，为迎峰度夏电力保供提供了良好的工作基础。
石油公司也加大了对天然气资源的保障力度。中石油预计，迎峰度夏期间，预计供应天然气约705亿立方米，同比增长7.7%。有发电企业人士认为，在山东、广东、山西等现货市场运行较好的省份，即使今夏遭遇极端天气，也能很快调动足够的调节资源。“在经济利益的调动下，可以充分激发企业的顶峰能力。”
不过，在极端天气频次增加、电力系统供需两头“双波动”的背景下，各地仍然严阵以待。
正式入夏前，浙江就谨慎预估了今夏的电力供需形势。5月初，浙江省电力行业协会发布《迎峰度夏电力保供倡议书》，呼吁该省电力企业备战迎峰度夏。据浙江电力行业协会披露，2024年以来，浙江省经济保持稳进向好态势，1—4月用电量同比增长11.3%。预计夏季浙江最高用电负荷达1.2亿千瓦，同比增长8.9%，总体形势呈现高峰持续缺口、晚峰压力最大，全天平衡紧张、电力电量双缺的特点。
华中区域也高度关注迎峰度夏期间的形势。2024年5月24日，国家能源局华中监管局召开2024年迎峰度夏能源保供领导小组会议。会议指出，“今年迎峰度夏期间，湖北、江西、重庆、西藏四省（区、市）整体用电负荷较去年同期预计有较大增长”。
公开报道可见，江西、安徽、江苏、四川等地着力应对迎峰度夏电力保供。
6月5日，江西省省长叶建春专题调研电力供应和迎峰度夏工作，并强调要清醒认识今年电力保供的严峻形势，想方设法提高顶峰发电保供能力，全力完成迎峰度夏能源保供任务。
6月7日，江苏召开能源委员会第一次会议暨迎峰度夏能源电力保供会议。江苏省省长、省能源委员会主任许昆林强调，要顶格落实煤炭应急储备和兜底保障资源，积极组织顶峰发电用气资源，全力提升高峰时段区外来电量，各类机组做到应发尽发稳发满发，科学有序实施需求侧管理，以能源电力保供之“稳”支撑经济发展之“进”。这是许昆林第一次以“江苏省能源委员会主任”的身份主持会议。
6月11日和14日，四川、安徽先后开展2024年迎峰度夏电力保供应急演练，演练由省人民政府主办，两省省委常委、常务副省长担任演练总指挥，模拟全省夏季用电高峰，持续高温天气和突发事件造成全省范围电力供应紧张，各电力企业在属地政府统一领导下，全力保障全省电力供应平稳、安全、可靠的全过程。
7月23日，许昆林来到国网江苏省电力公司开展慰问，并鼓励电力系统广大干部职工再接再厉、迎难而上，坚决打赢迎峰度夏电力保供硬仗。7月24日，湖南召开全省迎峰度夏电力保供调度会，湖南省委副书记、省长毛伟明指出，要清醒认识今年电力保供的严峻形势，坚决打赢迎峰度夏电力保供攻坚战。
02
用电量快速增长
与2023年相比，2024年迎峰度夏形势最大的特点是用电量总体增速远超2023年同期。国家能源局官方网站显示，2024年1—6月，我国全社会用电量累计46575亿千瓦时，同比增长8.1%，2023年同期为5%。
2024年以来，经济大省用电量增长同样领先。2024年上半年，广东全社会用电量达4134亿千瓦时，用电规模位居全国首位；浙江全社会用电量3019.4亿度，同比增长8.7%；江苏累计全社会用电量3923.06亿千瓦时，同比增长8.97%。公开报道显示，广东、浙江、江苏预计2024年夏季最高用电负荷还将保持高速增长，预计分别增长9%、9%、8.9%。
安徽2024年用电量增长全国领先。2024年上半年，安徽全社会用电量1673.7亿千瓦时，同比增长13.3%。近年来，安徽的高端制造业发展突出，生产了全国约50%的光伏玻璃、20%的光伏组件、15%的家电、10%的汽车。
安徽省发展改革委副主任、省能源局局长汪振宇在接受媒体采访时表示，初步预计，“十五五”末，安徽最大负荷将超过1亿千瓦，能源保供的压力依然较大。
不过，全社会用电量增长的地区和行业结构性差异也较为明显。据中国电力企业联合会的数据，2024年上半年，东北地区全社会用电量同比增长3.4%，不及全国平均增速。
接受采访的电网人士表示，2024年以来，用电量的快速增长主要与经济发展有关。用电数据显示，第二产业、第三产业及居民用电量的增速较快，居民用电又受气温的影响较大；新能源电动车充电也带动了第三产业用电量的快速增长。
中国电力企业联合会的数据显示，2023年，光伏制造、新能源车制造行业用电量分别增长76.8%、38.8%；电动汽车的高速发展也拉动充换电服务业用电量同比增长78.1%。
第二产业用电量增长方面，多个受访的发电企业人士分析认为，光伏制造、数据中心、人工智能等新兴产业的耗电量较大，带动用电量增长较为明显。
相关发电企业从事规划工作的人士坦言，近年来，我国用电量增长较快，特别是2024年以来用电量增速超预期。“这在当时做‘十四五’规划研究时是没有预料到的。”
有能源研究人士表示，近年来用电量超预期，主要还是在于电气化的速度加快。“没有哪个国家的电气化速度有中国这么快。”他预判，电气化趋势还将持续，未来10年，全国电力供应形势或将持续偏紧。
6月以来，伴随着气温的升高，各地用电负荷明显增长。国家气候中心预计，受厄尔尼诺影响，今年夏天，全国大部地区气温较常年同期偏高，高温日数偏多。展望迎峰度夏电力供需形势，叠加极端天气的影响，局部高峰时段电力保供需要更多的可调用资源。
近年来，第三产业和生活用电占比提高导致电网调峰压力增大。由于夏季夜间空调负荷攀升及集中充电，一些地方用电负荷高值出现在夜间。公开信息显示，6月22日00：16，海南统调负荷首次突破800万千瓦，达809.6万千瓦，比往年最高负荷（745.2万千瓦）增长8.6%，第六次创历史新高，其中5次创新高发生在零点时段。
03
电力供应晚峰承压
新能源装机规模的快速增长，改变了电力装机结构，提高了非化石能源消费比例，也正在改变原有负荷曲线。在新能源特别是光伏集中大发时段，电网净负荷曲线呈现“U型”。
5月31日，河南省发展改革委发布《关于调整工商业分时电价有关事项的通知》，提出将11：00—14：00光伏集中出力的3个小时，由高峰时段调整为平段或低谷，引导用户调整生产负荷、在午间多用电。河南省发展改革委预计，这一举措可解决目前午间发电、用电失衡问题，保障电网安全稳定运行，降低弃光率1.61个百分点。
河南的分布式光伏发展总规模仅次于山东，为全国第二。国家能源局数据显示，截至2024年一季度，河南的光伏并网总规模为3879.2万千瓦，其中分布式光伏为3249.3万千瓦。
迎峰度夏期间，用电往往呈现午晚峰特点。新能源带来了电量，一些地方过去用电高峰的午间时段，反而变成平段或低谷时段，而随着太阳下山，晚高峰的供应压力更加明显。
据业内人士提供的山东省《2024年全省电力电量平衡方案》显示，2024年迎峰度夏期间，山东预计省内并网机组午高峰供应能力约1.064亿千瓦，晚高峰约8637万千瓦。公开数据显示，截至2024年4月底，山东的火电装机为11893.17万千瓦（其中煤电装机为10679.93万千瓦），山东新能源和可再生能源发电装机突破9800万千瓦，其中光伏装机约6100万千瓦，位居全国第一，风电装机约2600万千瓦。
上述方案预计，2024年夏季，午高峰光伏发电有力支撑，山东电力供需总体平衡，迎峰度夏晚高峰期间存在时段性电力供需缺口。
浙江一些地市则担忧晚高峰时段性存在供应缺口。据浙江省诸暨市供电公司公开披露，2024年迎峰度夏期间，诸暨市电力供应整体将呈现“高峰存在缺口、晚峰压力最大，全天平衡紧张、电力电量双缺”态势。
据江西新闻联播报道《叶建春专题调研电力供应和迎峰度夏》的新闻画面显示，江西省电力公司汇报，国网经营区内，预计2024年迎峰度夏期间，晚高峰最大供电能力为11.2亿千瓦，预计晚峰最大负荷达11.5亿千瓦，存在3000万千瓦缺口，主要分布在江西、河南、安徽、江苏、浙江、四川和重庆7省市。
2024年6月初，安徽、浙江两省签订了2024年迎峰度夏电力置换互济协议，置换电力100万千瓦，2024年迎峰度夏期间（7月1日—8月31日），每天18：00—19：30，浙江光伏发电减弱，供电形势相对紧张，安徽将向浙江送电；20：30—22：00，安徽晚间用电高峰期间，浙江将向安徽送电。
新能源大发，也使得西北地区的消纳形势更加迫切。
2024年春夏季节，西北等主要新能源装机大省新能源发电量大增，远超省内用电负荷，外送持续扩大。据国家能源局西北监管局网站信息，4月19日新能源大发期间，西北新能源出力占总发电出力的最大比例达到58.6%，占用电负荷的最大比例达到79%，均创历史新高。据国网西北分部披露，迎峰度夏期间，国网西北分部跨区外送电力同比将增加500万千瓦。
有宁夏火电厂人士透露，宁夏高耗能企业多，白天新能源大发的低谷电价时期，煤电上网电价不到0.2元/千瓦时，高峰时段电价约为0.5元/千瓦时，分时电价政策很好地转移了用电负荷，这使得宁夏低谷时期用电负荷明显很大，峰段很低，平段一般。
上述受访的发电行业人士告诉eo记者，由于新能源出力不稳定，宁夏火电机组转为旋转备用，满足电网旋转备用容量要求。目前其所在的煤电厂在7：00就进入了深度调峰，一直持续到18：00左右。与此同时，受新能源外送通道检修的影响，本地煤电机组的发电量明显减少。“如果不参与深度调峰，白天煤电每发一度电就亏本，电厂经营更加困难。”
04
局部支撑性煤电建设“补课”
尽管新能源装机年新增规模占新增装机的近80%，但新能源发电量增量不到新增用电需求的一半。迎峰度夏期间，煤电还需发挥顶峰与系统调节的双重作用。
杜忠明在前述新闻发布会上披露，为应对迎峰度夏，加快了支撑性电源建设，按照清单管理机制推动安徽板集电厂二期、内蒙古达拉特电厂五期等支撑性电源项目按期建成投产。
近年来，受2021—2022年全国局部电力供应紧张的影响，同时考虑对能源电力供需形势的预测，煤电建设核准“松闸”，各地加快推进支撑性煤电项目。
2024年5月中旬，国家能源局四川监管办公室组织召开2024年迎峰度夏四川煤电保供形势分析会，提出迎峰度夏期间，四川煤电仍将继续发挥兜底支撑作用。同时，四川燃煤发电机组设备可靠性有待提升、煤电装机容量不足等问题仍然存在。
公开信息显示，据不完全统计，2022年、2023年全国核准煤电装机分别约为9000万千瓦、1亿千瓦。考虑煤电的建设周期，2021年下半年之后核准的煤电项目，自2023年下半年开始陆续迎来投产。
不过，在中东部一些省份，煤电项目建设进展不如预期。
安徽是推进煤电建设最为迫切的地方之一。2021年7月，国家能源局电力供需平衡预警就将安徽省2022—2024年电力供需形势定为红色。据安徽省预计，2024年该省最大用电负荷达到6530万千瓦，按照12%系统备用率测算，电力需求为7314万千瓦。彼时测算的全省可用电力供应能力为4835万千瓦。在此背景下，安徽省人民政府办公厅印发了《安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024年）》，该文件明确了2022—2024年重点电力项目建设计划表，包括2024年前计划投产7大煤电厂。
eo记者检索公开信息发现，7大计划投产的电厂中，申能安徽平山电厂二期项目、阜阳电厂二期项目、淮南潘集电厂、利辛板集电厂二期项目4大煤电厂已投产，剩余3大电厂延期或尚未开工。
此前计划于2023年6月投产的大唐滁州电厂项目尚未开工，且该电厂的控制权由大唐集团转移至中煤集团。
据中煤新集能源股份有限公司（以下简称“中煤新集能源”）2023年底公告，中煤新集能源将与大唐安徽发电有限公司（以下简称“大唐安徽公司”）共同投资开发建设安徽滁州电厂2×660兆瓦级超超临界燃煤发电机组工程项目，其中，中煤新集能源出资金额占注册资本的85%，大唐安徽公司出资金额占注册资本的15%。
安徽省能源局网站显示，2023年10月，安徽省能源局召开滁州电厂项目专题协调会，会议提出，滁州电厂是安徽省“十四五”重要支撑性电源项目，对全省电力安全保供至关重要，要研究组建滁州电厂项目工作专班，加强协调调度，全力以赴共同加快推进项目建设，力争早日建成投产。
河南煤电建设也有所滞后。
2023年6月7日，河南省发展改革委发布《关于进一步做好纳规核准煤电项目建设的通知》，提出“十四五”期间，河南电力供需形势日趋紧张，考虑引入外电等因素后，如无新的煤电机组投产，届时将出现较大电力缺口。河南省发展改革委披露，2022年，国家主管部门统筹安排下达了河南省600万千瓦煤电规模，要求力争2023年6月底前开工、“十四五”期间全部建成投产。加上此前已核项目，截至2023年6月，纳规和已核煤电项目6个、总规模922万千瓦。
河南省发展改革委在上述通知中介绍，其中3个项目建设进度基本符合预期，中煤永城、南阳电厂二期等3个项目进度严重滞后，总体来看，全省煤电项目建设整体偏慢。河南省发展改革委要求，上述纳规的6大煤电项目要按2025年迎峰度夏前投产要求倒排工期。
值得注意的一点是，近年来，在电力保供和电网调峰双重压力下，现役常规机组频繁顶峰调峰，运行强度大，设备磨损和检修需求增长，传统电源的支撑能力存在不确定性。
05
气—电协调待解
除了煤电，气电对于沿海省份迎峰度夏电力供需的影响也越来越明显。
气电是广东第二大电源，仅次于煤电，基本分布在珠三角用电负荷中心。广东电力交易中心的数据显示，截至2023年底，广东燃气发电装机为3955万千瓦，占全省统调装机容量的20.5%。根据《广东省能源发展“十四五”规划》，到2025年底，广东的燃气发电机组装机容量将达到5938万千瓦。
迎峰度夏期间，是燃气机组全年出力的关键时期，顶峰和调节作用突出。有燃气发电企业人士告诉eo，广东目前燃气发电装机规模为4000多万千瓦，其中3000万千瓦是基础保障性电源，按照“以热定电”“以气定电”方式运行，仅1000多万千瓦装机可以发挥调节作用。“气电要在7月、8月赚到全年大部分的口粮。”
保障天然气供应是气电顶峰出力的前提。中海石油气电集团公司表示，将统筹做好2024年迎峰度夏天然气保供工作，加大统筹衔接力度，紧盯国际国内市场形势变化，强化资源与市场衔接，针对性提升极端情况下应急保供能力，突出做好重点区域燃气发电用气保障并筹措落实6—9月天然气资源，预计可满足下游用气需求。
不过，在实际运行中，燃气发电的顶峰能力又受气源、船期、储气、管道压力、气温、气价和电价等因素影响，而气—电价格传导机制是最主要的影响因素。
为发挥天然气发电机组对电网的支撑调节作用，更好地保障电力安全稳定供应，上海市发展改革委5月30日发布了《关于优化天然气发电机组容量电价机制的通知》，优化夏冬季气电容量电费计算方式，容量电费计算方式为每月容量电费=容量电价×当月申报最大出力，机组申报最大出力不高于机组发电业务许可证容量，调峰机组夏季允许申报偏差为3%，热电联产机组夏季允许申报偏差为5%。
2024年6月1日，广东电力交易中心发布《广东电力市场气电天然气价格传导机制实施方案（试行）》，提出按月动态调整市场化燃气机组（含市场化代购电源，大鹏机组和关停机组除外）变动成本补偿标准，并设置了迎峰度夏的补偿系数，即调增补偿标准调整系数时，迎峰度夏期间为1，其余时段为0.8；调减补偿标准调整系数时，迎峰度夏期间为0.8，其余时段为1。
上述受访的燃气发电企业人士告诉eo记者，迎峰度夏期间，当气温越高，燃气机组的出力还将进一步受限。与此同时，燃气调峰机组的频繁启停也会增加发电气耗，增加维护成本和检修费用。
此外，在实际运行中，气—电市场不协调的矛盾突出，也影响气电的顶峰出力。广东省天然气发电产业链专业委员会副秘书长李斌博在参加“2024年上油中心天然气发电论坛”时表示，燃气发电行业基本的矛盾是天然气市场的计划性与电力市场化的灵活性之间的矛盾，具体体现在天然气资源方、基础设施方对于下游用户的耗气计划要求执行相对刚性，超出5%的提气偏差则需要照付不议或面临罚款，而电力市场的灵活性要高得多，发电计划具有较强的不确定性。
中国华电集团有限公司市场营销部相关负责人在参加上述论坛活动时表示，除了面临与多种电源的竞争外，气—电市场难以匹配，天然气发电还面临天然气供应和电网调度双重制约，使得“顶峰缺气”“谷段多气”现象较为普遍。
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