保障能源电力安全稳定供应，是事关国计民生的大事。7月26日下午，国务院新闻办公室举行国务院政策例行吹风会，介绍迎峰度夏能源电力安全保供有关情况。
国家发展改革委副秘书长欧鸿在吹风会上介绍，上半年我国经济回升，加上今年夏季高温天气来得早、范围大，北方部分地区还出现同期少见的酷热天气，带动用电需求快速增长，全国日发电量和用电负荷持续攀升，连创历史新高，最高值分别达到301.71亿千瓦时和13.39亿千瓦。
21世纪经济报道从吹风会上获悉，今年上半年水电发电量同比下降近23%，增加了电力保供的压力。但煤炭生产处于较高水平，供需总体平衡，发挥了兜底保供的作用。加之有关部门提前谋划安排各项保供工作，目前全国电力运行平稳有序，居民生活和重点用电需求得到有效保障。
当前，迎峰度夏已进入关键时期，气象部门预测，8月华北、华东、华中、西南等地区出现高温热浪的风险较高，将拉动用电需求快速增长，对能源电力保供提出了更高要求。
对此，欧鸿表示，国家发改委重点从一次燃料供应、推动电源应发尽发、提升跨省跨区电力余缺互济水平、做好极端情况下的应对准备等方面进行部署，全力以赴保障电力安全稳定供应。
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电网负荷屡创新高
今年以来，我国高温热浪出现时间早、范围广、区域叠加、极端性强，全国共出现了6次区域性高温天气过程。特别是6月以来，黄淮和华北地区出现了多轮次、高强度的高温天气过程，有26个国家气象站日最高气温突破了历史极值。北京、天津、河北、新疆4个省（区、市）经历了最为炎热的6月天气。特别是6月22-24日，北京、天津出现连续3天日最高气温超过40℃的极端情况。
中国气象局应急减灾与公共服务司负责人王亚伟在吹风会上指出，高温天气从供需两个方面影响能源保供。从供电侧来看，温高雨少会导致水力发电出力不足，给蓄水发电保供带来影响。从负荷侧来看，高温天气会导致居民生产生活用电负荷增加，给能源保供带来压力。
在高温天气和经济回升等因素共同作用下，我国用电需求快速增长，全国日发电量和用电负荷持续攀升，连创历史新高，能源电力安全保供的复杂、艰巨程度明显加大。
欧鸿在吹风会上介绍，入夏以来全国日调度发电量三创历史新高，最高达到301.71亿千瓦时，较去年峰值高出15.11亿千瓦时；全国最高用电负荷两创历史新高，最高达到13.39亿千瓦，较去年峰值高出4950万千瓦。分地区看，华北、华东、南方、西北四个区域电网以及浙江、福建、广东等14个省级电网最高用电负荷创历史新高累计达50多次。
但今年高温天气时间刚刚过半，迎峰度夏已进入关键期。气象部门预计，8月全国将有4次高温过程，江苏南部、安徽南部、上海、浙江、福建北部、华中大部及新疆等地高温日数较常年同期偏多，发生高温热浪的风险较高，可能进一步导致电力负荷增加。预计9月上旬，全国发生大范围持续性的高温天气过程概率较低，但江南地区仍可能有阶段性高温天气。
根据中电联的最新预测，今年夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦，实际增加的稳定有效供应能力低于用电负荷增加量，此外，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。从供需平衡看，在来水、燃料供应和机组运行总体正常情况下，预计2023年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡，其中，华东、华中、南方区域高峰时段电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。
高温导致水电出力不足
在这其中，水电是重要的支撑性、调节性电源，但夏季持续高温使今年上半年水电发电量持续出现同比下降的情况。
国家发展改革委经济运行调节局负责人关鹏在吹风会上表示，今年上半年，水电发电量同比下降了22.9%，进入主汛期后，西南地区主要流域来水依然偏枯，客观上增加了电力保供的压力。
中电联分析称，今年以来水电发电量同比持续下降，是受主要水库蓄水不足、今年以来降水持续偏少、上年同期高基数等因素影响。该机构数据显示，5、6月水电发电量降幅扩大，同比分别下降32.9%和33.9%。
“根据气象部门的预测，今年盛夏期间全国水电生产总体形势大概率好于2022年同期，但自2022年下半年以来，我国主要流域降水持续偏枯，当前部分大中型水电站蓄能值仍处于较低水平，导致水电机组顶峰能力受限。不过，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成，充分发挥兜底保供作用。”中电联统计与数据中心副主任蒋德斌告诉21世纪经济报道，目前煤电发电量占全口径总发电量比重为58.5%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，有效弥补了水电出力的大幅下降，充分发挥了兜底保供作用。
“我国的电源结构是多元化的，水电出力不足可以通过增加其他电源出力来弥补。”关鹏表示，一方面，国家发展改革委督促火电应发尽发，度夏前统筹安排检修，保障煤炭、天然气供应，确保火电顶峰能力能够充分发挥。另一方面，充分利用新能源建设周期短、见效快的优势，今年以来加大了新能源的建设。
根据国家统计局的数据，今年上半年，风电和太阳能发电量同比分别增长16%和7.4%，形成了重要的发电能力补充。
欧鸿也指出，今年以来，我国煤炭产量稳步增长，进口增加较快，煤炭供需总体平衡。电煤中长期合同签订充足，履约率高，统调电厂存煤处于历史高位。截至目前，全国统调电厂存煤1.98亿吨，较去年同期增加2300万吨以上，可用近26天。
“由于各方面能源电力保供工作扎实稳妥，措施有力有效，截至目前，全国电力运行平稳有序，居民生活和重点用电需求得到有效保障。”欧鸿说。
聚焦供需两端缓解用电压力
为应对接下来可能的极端高温天气，欧鸿谈道，保障电力安全稳定供应，国家发改委将进一步加强对各地电厂电煤库存的监测。针对个别库存偏低电厂，积极协调煤源和铁路运力，坚决避免因缺煤影响机组出力。同时，加强长三角、珠三角、川渝等重点地区发电用气保障，提升气电顶峰发电能力。持续做好发电机组的运行管控，合理控制非计划停运和出力受阻规模，切实保障火电、核电、大水电等支撑性电源高水平出力。优化运行调度，保证风电、光伏发电等各类电源多发满发。
值得注意的是，今年入夏以来，多项度夏保供电源电网工程按时投产，跨区跨省送电能力同比大幅提升，充分发挥了大电网“中长期为基础、现货余缺互济”的优化资源配置能力，实现了电力平稳运行。
欧鸿表示，接下来将继续坚持全国一盘棋，充分发挥大电网资源优化配置平台作用，用足用好跨省跨区输电通道，发挥中长期和现货市场作用，实现跨省跨区电力余缺互济，精准错峰。适时启动跨省跨区应急调度，保障全网电力资源充分调用。
“目前也要做好极端情况下的应对准备，国家发改委为应对极端高温天气，指导地方和企业做好应急预案。当预计出现短时电力缺口时，坚持需求响应优先的原则，以市场化方式鼓励用户主动调整优化用电行为。必要时，科学启动有序用电，牢牢守住民生和重点用电底线。”欧鸿说。
在电力需求侧管理方面，关鹏表示，国家发改委将加大需求侧资源开发利用力度，鼓励电动汽车、新型储能、分布式电源、虚拟电厂等各类经营主体积极参与市场化需求响应，通过自主降低用电负荷来获取相应收益。预计到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%；其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份，需求响应能力将超过5%。
不仅如此，关鹏谈道，国家发改委也将在认真总结近年来一些地方探索实践的基础上，进一步完善电价政策和市场机制，引导电力用户优化用电方式，主动削峰填谷。
“我们也呼吁社会公众能够节约用电。”蒋德斌表示，随着居民生活水平提高，空调负荷快速增长，夏季降温负荷接近四成。当空调开启制冷时，如果以空调26度为设置值，每调高空调1度，就可以降低10%左右的制冷负荷，不仅人的体感能够接受，而且对降低能耗以及碳排放都非常有利。
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