高温，电力“闯关”丨2019年迎峰度夏

　　7月，热浪不断席卷我国大部分地区。根据中央气象台发布的数据显示，高温范围覆盖了我国超过三分之一的国土面积，有27个省（自治区、直辖市）出现35℃以上的高温天气。北京、重庆、河北、山东、辽宁等10个地区最高气温突破7月历史极值。27日上午，全国更是有94个地区发布了高温预警。伴随着持续飙升的高温，我国多地用电负荷不断刷新历史最高峰值。一边是持续冲高的用电负荷峰值以及减缓的全社会用电量增长率，一边是持续收紧的煤电去产能政策和局部地区供电不断增大的缺口，2019年迎峰度夏留给电力行业回旋的空间并不大。

　　历史最高负荷提出的挑战

　　2019年，受到宏观经济形势影响，我国全社会用电量增速正在逐步放缓。根据国家能源局公布最新数据显示，6月份，全社会用电量5987亿千瓦时，同比增长5.5%，增速同比下滑2.5个百分点。而与之相对的则是，2019年持续高温天气拉动全社会用电负荷急速攀升，全国多地刷新历史记录。7月21日浙江省最大用电负荷升至7300万千瓦，再创历史新高。

　　7月28日陕西受短暂高温影响，负荷2次创新高，最大负荷2500万千瓦，日用电量1次创新高，最大5.11亿千瓦时。

　　7月29日江苏电网调度最高用电负荷达到10716万千瓦，刷新去年最高值10288万千瓦，创历史新高，成为国家电网公司系统首个用电负荷连续三年突破1亿千瓦的省级电网。根据国家电网能源研究院提供的数据显示，7月份高温期间，国家电网经营区域中天津、河北南网、山东、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、河南、辽宁、蒙东、陕西、新疆等13个省级电网最大用电负荷创历史新高。国网能源研究院经济与能源供需研究所副所长谭显东接受记者采访时表示，2019年，迎峰度夏负荷不断创新高，峰谷差在增大，电力生产、输配和使用等环节设备利用率会降低，成本会提升，影响系统运行的经济性，同时还给电力电量平衡以及电网安全稳定运行带来很大压力。不可忽视的电力缺口

　　采访中，记者了解到，近年来，尽管全国电力供需形势总体平衡，但部分地区在高峰时段电力供应依然紧张，电力缺口有加剧趋势。仅2018年迎峰度夏期间，华北地区电力供需形势紧张，最大电力缺口接近1200万千瓦，其中京津唐电网、河北南网、山东电网均存在电力缺口。记者从华北能源监管局获悉，2019年，华北地区日间最大负荷为2万4千万千瓦，已经是连续三年增长，增长幅度分别为4.97%、5.31%、5.94%。今年以来，华北区域供需基本平衡，但是山西电网、蒙西电网均发生平衡紧张情况，外送能力明显下降。2019年江苏全省最高调度用电负荷同比增长4.16%。省内南京、镇江、常州、无锡、苏州、徐州、扬州、泰州、南通、淮安、宿迁、连云港等12个地区负荷创历史新高。对于华北、华东地区的电力供需形势，谭显东告诉记者，从供应侧来看，一是华北、华东地区发电机组受到停建、缓建政策以及节能减排等因素影响较大，近几年火电装机增长有限，区域内有效供应能力不足；二是受到配套电源投运滞后的影响，部分跨区输电通道送电能力不能充分发挥，区外来电支援能力受到限制；三是电煤价格维持高位，部分燃煤电厂发电意愿下降，燃气电站受到气源不足以及天然气价格大幅度上涨因素影响，迎峰度夏期间也存在出力受阻情况。从需求侧看，地区经济发展带动了用电负荷的持续增长，而且随着人民生活水平的提升，空调普及率提高较快，迎峰度夏期间空调负荷增长较快。这些都是导致华北、华东地区迎峰度夏期间电力供应偏紧甚至紧张的重要原因。

　　政府、企业严控供电风险

　　为保证电源供应，国家能源局各个派出机构与电力企业紧密配合，在2019年迎峰度夏期间，多措并举，严控各个地区迎峰度夏供电风险。为确保电力供应安全，华北能源监管局多次召开会议，调研，积极统筹协调华北电力资源和备用容量，充分发挥大电网资源优化配置作用，最大限度地满足电力需求。针对电力紧张的供需形势，国家能源局将华北区域特高压配套电源、京津唐电网新建电厂共8台593万千瓦列入投产计划，华北能源监管局迅速协调相关电网组织开展机组并网调试，为电网大负荷保供电做贡献，有效助力缓解了今年电力平衡紧张的局面。

　　据统计，2019年京津冀鲁火电机组因煤质原因导致的出力受阻，较往年减少约250万千瓦。华北能源监管局积极督导燃煤发电企业在度夏大负荷期间全面做好优质燃煤采购，确保发电机组在电网大负荷期间“顶得上、稳得住”。面对陕西东南部电网供需形势依然紧张，西北能源监管局强化监管，要求国网陕西公司加强负荷预测，合理安排电网运行方式；调度机构做好反事故预案，设备运维单位加强重要输变电设备的巡视维护工作；提前做好错避峰、有序用电方案，并向政府和监管机构报备，确保电力有序供应。西北区域新能源装机比重较高，为应对新能源出力不稳定问题，西北能源监管局加强新能源预测，合理安排电网运行方式；实时运行中跟踪新能源超短期预测，出现西局部平衡紧张情况时，及时联系国调调减跨区直流外送功率，保证网内平衡。江苏能源监管办指导各发电集团督促属下发电企业加强煤炭组织运输保障，确保电煤库存保持在合理水平；加强天然气供应协调，继续保障日燃气供应量维持在5000万立方左右，确保燃机可靠出力。江苏省电力企业积极推进需求侧响应机制，采取有效措施，深化源网荷储系统建设，唤醒沉睡的社会公共资源，扩大柔性负荷接入，实现源、网、荷间友好互动，提高社会综合能效；同时在变电站、线路通道以及常规电源的布点规划给予支持与帮助，进一步强化网架结构与电源支撑，不断满足日益增长的用电需求。针对不同地区的供电紧张局势，

　　谭显东认为：

　　一是各区域要加强在役机组的运行管理，加强机组运维和燃料供应，减少机组非停、受阻情况，保证大负荷期间机组高负荷稳定运行；二是要加强政企联动，合理安排本地和跨区输电通道配套新建机组投产计划，力争已经具备投产条件的机组尽早投产；三是要充分发挥大电网资源优化配置优势，利用各省错峰特点，统一安排旋转备用容量，实行备用共享、盈缺互济，尽最大可能保障供应；四是加强电力需求侧管理，大力实施电力需求响应，充分发挥市场机制作用，引导用户科学用电，提高用电负荷率、降低高峰用电缺口，缓解电力供需紧张形势。

　　需求侧响应势在必行

　　面对持续攀升的负荷，建立需求侧响应机制已经变得势在必行。8月8日国网江西省电力有限公司在南昌、九江、鹰潭3个设区市开展了今夏第四次居民需求响应试点。当天，邀约居民用户21703户，节电用户5888户，减少用电负荷3717千瓦。

　　8月8日14~16时国网山东省电力公司成功实施首次实时需求响应，通过山东省电力公司需求侧管理平台，向具备负荷快速调节能力的4家企业和2家售电公司发出响应指令，实施过程响应负荷10.18万千瓦，圆满完成响应目标。

　　各个区域积极组织需求侧相应的大环境下，我国各地全面的迎峰度夏需求响应机制正在呼之欲出。谭显东表示，在全社会用电量增速放缓条件下，受到成本、效益以及节能环保等多方面因素制约，单靠电力基础设施建设已难以跟上持续攀升的迎峰度夏高峰负荷需求，需要建立健全需求侧响应机制加以应对，这是最具经济性的首要选择。目前，江苏等省份已经建立良好的机制，主要通过电价、补贴等手段调动电力用户参与需求侧响应的积极性。据了解，江苏电力需求响应模式为类市场化的需求响应模式，包含约定需求响应和实时需求响应两种模式，两种相应模式给予电力用户不同程度的补偿。其中，约定需求响应是响应日的前日完成响应邀约和确认过程，在响应日约定时段执行响应；实时需求响应是在接收到响应指令后，实时确认参与并执行响应。参与实时需求响应的负荷应具备可立即中断或可快速中断的特性。江苏的探索对各地建立全面的需求响应机制有着积极意义。（数据来源：华北能源监管局、西北能源监管局、江苏能源监管办）

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来源：中电传媒电力传媒数据研发中心