进入7月，全国多地迎来持续性高温天气，用电需求不断攀升。7月13日6时，中央气象台继续发布高温黄色预警，16省区市等地有高温天气，浙江福建等局地可达40℃以上。国家能源局综合司司长、新闻发言人梁昌新此前公开表示，预计今年全国最大电力负荷可能超过13.6亿千瓦，较去年有明显增长。

记者从多位业内专家处了解到，新型电力系统各关键环节与天气密切相关，制冷、制暖负荷已成为电力系统负荷的主要来源，传统能源、可再生能源对天气变化高度敏感。

面对今夏用电高峰提前到来的情况，各类发电机组如何挖掘潜力精准发力？构建中的新型电力系统又该如何持续高效保供？

多地电网负荷创新高

国家电力调度控制中心人士日前透露，当前国网经营区域整体电力负荷已超9亿千瓦，2022年最高负荷约10.5亿千瓦，今年预计将超过这一数值。7月10日，南方电网发布消息称，当日最高电力负荷达2.26亿千瓦，创历史新高，比2020年最高负荷增加300万千瓦，预计今年迎峰度夏期间南方电网最高负荷需求将达2.45亿千瓦，同比增长10%。

分不同地区看，7月10日13时20分，四川电网用电负荷达5988.8万千瓦，较去年全网最高负荷5910万千瓦高出78.8万千瓦，创历史新高；5月底，海南电网负荷已创新高；截至6月24日18时，华北电网最大负荷近2.82亿千瓦，比去年同期增加5.3%。此外，湖南、山东和四川三省均已预警，迎峰度夏期间电力供应存在一定缺口。

“今年6月以来，赤道中东太平洋海表温度明显上升，世界气象组织近日宣布厄尔尼诺条件形成。近期，我国部分地区高温持续，局地可达40℃。夏季持续极端高温的出现，给我国电力供需形势带来较大挑战。”中电联统计与数据中心副主任蒋德斌表示。

从需求侧看，近年来我国电力负荷“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。“全国多个省级电网夏季降温负荷占最高用电负荷比重超过40%，少数省份降温负荷比重超过50%，气温对用电的影响越来越突出。”蒋德斌指出。

而从供给侧看，蒋德斌进一步分析，持续高温造成部分发电出力下降。在极热天气下，大范围的静风环境导致风力发电机无风驱动，出力大幅下降甚至无出力；温度过高时，光伏电池转换效率降低，导致光伏发电出力下降；厄尔尼诺现象带来的极端干旱，导致部分地区水电出力减少，夏季高温时段也影响火电机组出力。此外，持续极端高温环境下，电力设备出现故障的概率也有所增加。

中电联近日预测，在正常气候情况下，预计2023年全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加约8000万千瓦。若出现长时段大范围极端气候，全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。

各种电源共筑保供基石

从保供角度而言，各类发电机组分别扮演什么角色，又如何挖掘发电潜力？

煤电作为保障电力安全稳定供应的压舱石，在迎峰度夏关键期间仍是提供电力可用容量的主要电源，发挥兜底保供作用。

国内某大型发电企业人士告诉记者，保障能源安全稳定供应，煤电机组要着重盯紧煤炭充足供应。该公司曾在在3、4月分区域召开迎峰度夏电煤保供专题会议，提前谋划煤炭保供工作，确保电煤稳定供应、库存可控、在控。“我们坚持每天跟踪各电厂库存变化，有效统筹煤炭、电力两个市场，及时调整电煤采购节奏，确保各电厂库存处于合理水平。”截至目前，该公司电厂电煤库存高于去年同期496万吨，可用天数高于去年同期8.4天，超前完成迎峰度夏储煤目标。

“今年7月1至11日，大唐集团完成发电量215.62亿千瓦时，其中7月10、11日发电量分别达21.69亿、22.36亿千瓦时，连续刷新历史最高纪录。”大唐集团相关人士补充说。

在长江流域，水电是保供主力电源。面对入夏以来长江来水整体严重偏枯、水电站出力大幅减少的严峻形势，水电企业增发支撑、高效利用“两手抓”。7月以来，三峡集团所属长江电力运行管理的长江干流乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝六座梯级电站7月11日、12日调峰量连续打破历史纪录，最高调峰量超3200万千瓦。

在水资源高效利用方面，中国长江三峡集团安全质量总监周绍武告诉记者：“三峡集团在水库补水中实施水能向电能的高效转化、电力生产‘颗粒归仓’，梯级水库综合效益显著发挥。同时，精心组织电站运行管理，密切监视设备运行工况，探索掌握百万千瓦水轮发电机组运行规律，确保机组应发尽发、能发多发。”

此外，新能源机组也在全面出力。由于新能源发电所具有的间歇性、随机性、波动性，以及参与电力平衡有效容量低等特征，迎峰度夏期间提高新能源发电运行的可靠性成为关键。国家电投上海电力新能源新产业部相关负责人指出，提高新能源发电运行可靠性要加强新能源提质增效分析，深挖存量项目发电潜力。“例如，光伏电站应从组件、逆变器、电气、运维等各项效率入手，分类研究，提出对策。风电场应研究变桨、偏航、变流等各控制系统，加强对主设备的定期维护和健康度监测，以控降故障弃风弃光率为抓手，缩短消缺时长，提升设备运行可靠性。”

做好电力监控和调节

应对迎峰度夏、缓解用电紧张，关键在于电煤稳供保供、电力供需形势的实时监测预警，以及电力系统调节能力的高效发挥。

“随着迎峰度夏来临，加之今年来水偏枯、气温偏高，耗煤量在目前基础上可能将增长40%-60%。”上述大型发电企业士坦言，虽然今年煤价有所回调，但煤炭价格易涨难跌，预计还将出现一定程度上涨，煤电行业扭亏压力巨大。

中电联规划发展部副主任韩放指出，由于当前电厂燃料供应主要以长协煤为主，其定价机制决定了价格与市场影响关联程度不高。“以北方港下水煤为例，6月全国下水煤长协平仓价为709元/吨，仅环比5月减少10元/吨，而对应的5月31日的现货市场价格比4月30日下降179元/吨。此外，还有一些内陆省份长协煤价由政府固定。因此，本轮电煤市场价格回调对煤电企业经营情况的改善程度远低于北方港口市场的价格波动幅度，目前主要发电集团煤电板块亏损面仍超五成。”

厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺认为，做好电煤稳供保供工作要切实推动煤炭核增产能、扩产、新投产，跟踪电煤中长期合同履约情况，综合利用能源保供债、煤炭清洁高效利用专项再贷款等金融工具，强化包括央企在内的煤炭企业积极落实煤炭稳产保供的责任，不断释放先进产能，促进电煤价格运行在合理区间。

在加强电力供需形势监测和预警方面，上述国家电投上海电力新能源新产业部相关负责人指出，要加强风光功率预测，制定风光功率预测系统相关设备的维护标准，加强对功率预测系统、环境监测仪、测风塔等设备的维护，并积极开展基于激光雷达的风机测风系统改造试点，尽可能提升风光功率预测的准确性，降低功率预测偏差可能造成的机组出力损失。

对于随机性与波动性较大的风光发电，孙传旺认为，应加快提升电力系统的整体预测能力，同时密切监测川渝云贵等地的来水情况，提早预防区域性与时段性的供需矛盾。

发挥灵活性电源优势，提升电力系统调节能力同样重要。一位业内专家认为，应加大煤电灵活改造、抽水蓄能与新型储能建设，稳定处理好发电设备检修和运维管理工作，增强电力系统的调节与应急能力。“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，保障系统安全运行具有重要意义。此外，要着力提升大工业高载能负荷灵活性。提高调度运行的灵活性和智能化水平，合理利用系统内各类调节资源，优化机组运行和开机方式。”

原标题：各类发电机组深挖潜力助保供