国家气候中心最新消息称，2021年是“双拉尼娜年”，影响我国的冷空气活动比常年更加频繁且强度偏强。气候因素将拉升用电负荷，也将加大电网的保供压力。
今年，我国电网企业遭遇了一系列挑战：年初应对“拉尼娜”、年中是“迎峰度夏”大考、10月以来是新一轮保供电。
接受采访的业内人士一致认为，鉴于多省电力供需处于紧平衡状态，今冬明春电力保供形势对电网仍是较大考验。
全网多时段整体紧张
新一个采暖季即将到来。记者梳理发现，年初的寒潮采暖季，22个省级电网最大用电负荷实现两位数增长，其中，上海、江苏、安徽、四川等9个省级电网最大用电负荷增速超20%，上海、江苏、安徽、江西等多省电网采暖负荷实现翻倍增长。
数据显示，1-9月，国家电网经营区全社会用电量达到4.8万亿千瓦时，同比增长近13%。迎峰度夏期间，多地省级电网最大负荷超过历史最高水平。9月份以来，电力供需形势持续紧张，国家电网经营区有17个省份实施了有序用电，日最大规模已经超过了3900万千瓦，影响程度远超今年初极寒天气和夏季负荷高峰时段。以江苏为例，今冬明春江苏电网最高用电负荷将达1.17亿千瓦，电力保障工作仍将面临较大压力。
在国网能源院经济与能源供需研究所宏观经济研究室主任吴姗姗看来，今年以来，我国电力供需形势逐渐呈现一些新的变化。
据她分析，从需求侧来看，经济稳步恢复叠加气温影响，我国电力需求保持快速增长;从供应侧来看，碳达峰碳中和目标稳步推进叠加环保督查、安全整顿以及能耗双控等因素，我国煤炭产能释放受限，再加上美元超发影响下的全球通胀传导，导致电煤供应紧张，严重影响煤电出力意愿。此外，部分地区水电来水不足影响了水电出力，风光波动性导致用电高峰时段新能源出力贡献有限，多项因素共同叠加下，部分地区出现长时间、大面积有序用电情况，紧张形势已波及东北、西北等传统送端地区。我国电力供需形势呈现从“局部地区局部时段偏紧”向“全网多时段整体紧张”转变的特征。
电力供需总体紧平衡
“不过，从国家发改委近期召开煤电油气运重点企业保供稳价座谈会、陕西省榆林市召开四季度煤炭保供专题会议来看，电煤供需紧张、煤价上涨过快的局面会有缓解。”华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇对记者表示。
根据国家发改委的最新消息，11月2日，全国电厂存煤突破1.1亿吨，较9月底增加超过3100万吨。尤其是10月19日以来，电厂供煤屡创新高，供煤大于耗煤最高达到230万吨，电厂存煤快速攀升，将有力保障发电供热用煤需求。
吴姗姗认为，在燃料供应充足的情况下，预计全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段存在缺口。
她对记者表示，分区域看，华北电网电力供需紧张;华东电网电力供需平衡偏紧;华中电网电力供需紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需紧张;东北电网电力供需紧张态势较9月份有所缓解，总体平衡偏紧;西北电网电力供需总体平衡，但晚高峰时段电力平衡较为困难;西南电网电力供需紧平衡，部分地区受供电能力限制用电高峰时段存在少量缺口;南方电网电力供需平衡偏紧。
“例如，迎峰度冬期间，华东电网电力供需基本平衡，但受燃气轮机气源不足、区外水电送电规模降低、新能源出力存在不确定性等因素影响，极端气象条件下有可能出现电力供应力不足。”一位不愿具名业内人士对记者分析，“再比如，吉林电网迎峰度夏期间电力有富余，而迎峰度冬期间热电联产机组运行容量较大，叠加风电出力不确定性较大，电网调峰矛盾突出。”
为确保电网负荷高峰时期的民生、公共服务等用电不受影响，今年国家电网经营区有17个省份实施了有序用电。
“除了有序用电外，还需坚决守住电网安全生命线，全力挖掘发供电能力。”吴姗姗表示，需督促发电企业按照全开机、满负荷要求提前做好度冬燃料储备，积极向各地主管部门汇报燃料供需情况，逐厂逐机核查机组缺陷，对非计划停运、出力受阻机组严格考核，督导非停机组尽快并网发电，全力促进各类机组应并尽并、应发尽发。
此外，电网需加大跨区跨省资源调配力度，充分发挥区域组织协调优势和大电网资源优化配置作用，统筹优化电网运行方式，加强迎峰度冬电网工程建设管理，力争早日投运发挥作用。电网企业加强市场手段引导调峰辅助服务市场和调峰容量市场，充分发挥传统火电和需求侧资源“削峰填谷”作用，加速推进火电机组深度调峰改造。
进一步理顺电价机制
对于业内关注的电价机制问题，国家发改委相关负责人近日也表示，要合理疏导燃煤发电成本、组织好电力市场化交易，不得对市场价格在合理范围内的正常浮动进行不当干预。
吴姗姗认为，理顺电价机制需要正确发挥市场作用和政府作用。一方面，要使市场在资源配置中起决定性作用，近日，国家发改委印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》指出，要有序放开全部燃煤发电电量上网电价，是通过市场机制合理疏导燃煤发电成本的重要举措和有力保障。
“另一方面，也要更好地发挥政府作用。”吴姗姗表示，一是持续深化电价改革，健全电力市场体系，加强与分时电价政策衔接，做好市场交易与分时电价政策的衔接;二是督促地方政府严格按照国家相关政策推进电力市场建设，对市场交易电价合理浮动不得进行干预;三是加强煤电市场监管，及时查处违法违规行为，维护良好市场秩序，指导发电企业特别是煤电联营企业合理参与电力市场报价;四是建立系统成本上升的电价疏导机制，不断完善输配电价成本监审与定价机制，还原电力的商品属性。
陈皓勇认为，2015年国家即把“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”作为改革重点任务。但在实际操作层面，疏导燃煤发电成本、组织好电力市场化交易难度很大。电力与能源价格均涉及国计民生，影响宏观经济发展，一提电力市场化，几乎所有人的概念就是“降价”，而真正的市场化，电价能涨能跌。
“在目前能源价格高企的形势下，国家既要考虑电力商品属性，又要照顾低收入群体、普通收入群体，加之居民电价涉及面广且敏感，所以完善电价机制仍有许多工作要做。国务院刚刚发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》再次提及‘全面推进电力市场化改革’，期待未来电改能有新突破。”陈皓勇说。
