薛静：新型电力系统下的电力供需研判新视角

导读：确保供需平衡是电力行业支撑国民经济和民生安全稳定运行的核心任务。新形势下，电力供需关系已成为各种要素叠加的综合性问题，需要围绕电力低碳供应和电力稳价消费，深度剖析市场化价格配置和灵活调节技术的作用，全方位、多角度对电力供需关系所涉及的因素进行研判和预测。

（来源：微信公众号：电联新媒 作者：薛静）

电力行业作为国民经济重要的基础能源行业，其供需关系对国家能源安全、经济社会和民生的稳定具有重要影响，确保供需平衡是电力工业经济运行和和谐发展的核心要务。

在我国电力供应结构中，火电装机容量占比长期在75%左右，煤电占火电的比重长期在90%以上。因此，火电设备利用小时数作为衡量电力供需状况的主要指标长期以来备受各级政府和企业的关注。通常认为，全国火电平均利用小时高于5500小时(甚至6000小时)，当地电力供需处于严重短缺状态；火电利用小时在5000小时，当地电量供需处于紧平衡、电力最高负荷相对短缺的状态；火电利用小时低于4000小时，当地电力供需总体呈现供大于求的相对过剩状态。因此，在研究电力发展规划和中长期乃至年度电力供需形势时，通过对火电利用小时的预判，实施各项政策调控，以期实现电力供应能力与消费需求在电量或者电力的基本平衡，便是长期来各级政府对宏观经济把控的基本要义。

2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要深化电力体制改革，加快构建具有清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能“五大特征”的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。新型电力系统的最大特点就是新能源的高比例渗透率，预计到2030年，我国新能源在电力系统的渗透率将超过25%，由此对电力系统的稳定性、电力供需的研判与应对都带来了严峻的考验。中央明确提出的新型电力系统“五大特征”中，“安全充裕”为首要。针对新能源渗透率较高的电力系统，要改变以往制定电力规划的思路。随着新型电力系统建设的不断深入，新能源占比将跨越式提高，而当前及近期内抽水蓄能和新型储能规模将无法满足电力系统对调节资源的需求。为此，煤电保供的压舱石基础作用必须发挥好，同时其经济性、灵活调节特性优于其他电源的系统辅助作用要更加凸显，煤电新增装机规模必然要突破“十四五”规划原定的目标值。2035年后，按生命周期考虑我国煤电机组将大批量退役，中长期、分地区统筹、系统地重新规划煤电装机规模，以保障2035年以后各阶段我国能源转型顺利实现至关重要。增加煤电装机规模不是为提高煤电发电量占比，这个基本认知应多做宣传解释，形成全社会共识，也由此煤电利用小时数将不再成为判断电力供需矛盾的主要指标，发电企业尤其是发电集团也不应再将煤电利用小时数作为考核集团内发电企业效益的重要标准。

坚持用极限思维方式综合研判各地电力供需关系

首先，各地电力供需关系研判要综合跨时空、跨能源品种、跨产业发展视角来考虑。当前，在新能源优先发电、优先出清以及绿电机制下，电力供需平衡增加了诸多边界条件，如新能源消纳率、绿色电力比重、可再生能源电力配额考核、碳排放指标等。因此，对于某一地区电力供需关系的研判，要将周边省份所有的影响因素，跨空间不同省份、不同时段、一次能源不同品种与本地电力消费之间的交互关系、通道关系、协调关系，以及相应产生的中长期、现货价格波动的敏感因素均作为要素纳入其中。其中，跨区、跨省的电力调节互济能力已经成为地区电力供需关系的重要要素之一。跨区跨省输电是解决我国能源资源和负荷中心分布不均衡矛盾的重要手段，随着我国特高压输电线路累计长度不断增加，跨区、跨省输送电量呈现快速增长趋势，在实施电力互济保障电力供应方面起到积极作用。2023年前三季度，全国完成跨区输送电量6374亿千瓦时，同比增长11.1%；全国跨省输送电量1.38万亿千瓦时，同比增长7.6%。

其次，各地电力供需关系要考虑电力现货和中长期市场建设的进程与边界条件。目前大部分省份用户侧以“报量不报价”方式参与电力现货交易，跨省、跨区电量基本上由电网公司（交易中心）通过政府授权作为中介机构购售中长期电量，导致终端用户在当地以及跨省、跨区市场交易中没有直接的价格竞争话语权，无法实现以经济性对自身电力需求的调节。以浙江为例。浙江是用能大省、资源小省，全省超过三分之一电量依赖省外输入。2022年，浙江用电形势受气候、疫情等因素影响明显，居民用电量大幅增加，全年城乡居民生活用电合计907.39亿千瓦时，增量达166.42亿千瓦时，其中2022年7月、8月，受高温影响，居民用电量分别增长41.24%、57.72%。同期长江流域水电偏枯，外送浙江电量受阻，浙江通过其他通道不惜代价购电以全力保供，结果跨省跨区购买的电价高企，只能由工商业企业逐步消纳这部分沉淀的电费。这是终端用户未能直接参与电力市场交易、未能用价格机制抑制可调节的电力电量，以缓和电力供需严重紧张的矛盾，亦适当降低社会用电成本的典型案例。电力现货是调节时段性供需关系的手段，应加快建设各省电力现货市场，并不断完善和深化其交易规则，让发电侧和用户侧，尤其是工商业用户侧及代理居民用户侧企业，在跨区跨省电力调剂方面积极主动成为自主决策、直接参与竞价的主体。

再次，各地电力供需受外部因素的影响逐渐增大。外部因素主要包括天气、一次能源及相关的市场运行形势。一是天气。天气冷热、大风无风不受人力控制，但其会对风电、光伏、水电产生重要影响。在无法操纵天气的情况下，煤炭是人类长久以来赖以生存和发展的基础性能源，是“储能宝”，而且是规模最大的“储能宝”。从保障安全或极限供应的角度来看，煤电能够实现远距离甚至全国范围内电力的调剂和优化，可以解决电力跨时空调节的问题，从这一点看，抽水蓄能也未必能与煤炭的跨时空调节能力匹敌。另外，近年来厄尔尼诺现象频发，带来的不仅是风、光的短时段剧烈波动，还增加了水电的长、短期波动。水电是我国第二大能源主体，其波动性会直接影响云南、广西、湖南、四川、湖北、福建等以水电为电力供应主体的多个省份，也会因此间接影响西电东送受端省份，例如江苏、浙江、上海、广东等，更是加大了南网区域省间互剂调节的难度。因此，研究电力供需必须要有一定的极限思维方式，从全局考虑电力供需，或调整水电大省的电力保障机制。如2022年湖北、四川区域高温干旱，来水偏枯，水电减发，作为煤电大省的山西通过电力市场价格机制调减本省需求、补缺川鄂送不出的电给东部地区，在跨省跨区中长期市场中发挥了前所未有的互剂作用。四川等水电送出省应加快建设送出和输入双向性的网架，从而使能源单一型、“靠天吃饭”的省份得到省外多元化能源的保障，避免再出现因“水荒”导致电力紧缺的现象。

二是一次能源方面（主要是煤炭）。2021年下半年煤炭价格快速上涨的原因之一，是俄乌战争后西方国家石油短缺导致天然气期货价格高企，传导至我国动力煤期货价格大幅上升，直接引导动力煤现货价格的大幅拉升，价格区间严重偏离了煤电生产价格轨道导致煤电生产陷入全行业亏损、难以为继的状态，由此严重损害了煤电对电力系统的“压舱石”和灵活调节资源的作用，严重影响了我国全方位的电力供需关系。尽管近年来国际油气市场和经贸环境对我国影响逐渐增大，但我国煤炭生产、进口及其运力从规模到监管均应是可控的。我们必须认识到，煤炭作为能源安全稳定供应的“压舱石”，与电力产品一样是我国保障经济安全的特殊商品，应该具备国家能源调控手段的资源属性，其量、价、运在市场环境下，一方面要服从国家能源转型需要，另一方面要满足国家经济稳定运行的需要。

三是电力市场。2024年电煤中长期合同陆续在签订，电力中长期合同也即将签订。2023年11月6日，国家发展改革委办公厅印发《关于做好2024年电煤中长期合同签订履约工作的通知》，将2024年度电煤长协基准价控制在2022年的675元/吨（5500大卡动力煤）上下浮动，同时将发电企业合同签订量由100%调整至80%，煤炭企业可根据市场情况制定20%市场煤的生产计划，适时减产以维持供需平衡，减少市场波动带来的风险。上述2024年的中长期电煤与电力合约要求，旨在稳定衔接2023年市场供需环境，有效发挥现货市场调节作用，综合研判2024年多种因素影响下的电力供需基本面，体现了我国2024年宏观经济调控的总体原则。

新形势下如何做好电力供需关系预测的思考

新形势下，电力供需关系已成为综合性问题，需要围绕电力供应和电力消费，全方位、多角度对电力供需关系所涉及的因素进行研判和预测。

第一，加强对气温、降水的预测。2023年蓄水期情况决定了2024年一季度乃至5月中旬左右相关地区电力供应及其市场交易价格的波动情况，因此要加强对明年夏季（枯水期）之前来水情况的关注。2023年11月3日，国家气候中心发布2023/2024年冬季及2024年春季气候趋势预测，预计今年冬季我国大部地区气温接近常年同期或偏高，气温阶段性特征明显，前冬偏暖，后冬接近常年，南方降水偏多；明年春季全国大部地区气温偏高，降水接近常年同期到偏多。根据预测，明年上半年水电有基本保障，西南水电发电大省的电力中长期交易及其外送供应将会比较平稳。

第二，在重视发展新能源的基础上要更加注重煤炭保供问题。煤炭、煤电是“压舱石”，保证其供应涉及到国家电力安全和经济安全。因此在年初就要对煤炭的价格、供应链，各地产业电力消费情况，以及当年新能源发电的可能性进行大致的判断。另外，要加快煤炭储备。除要求各电厂保持较高煤炭库存外，建议政府、供应商、港口、矿山均要储备一定量煤炭，以确保应急灵活配置，实现跨时空调度。同时，煤炭储备动态情况也应实施有效监管，确保煤炭这个能源的“粮食”牢牢捏在中国人自己手里。煤炭能够平抑价格波动，保证国家安全，助推我国实现2030年的碳达峰、2035年的基本实现社会主义现代化的目标，直到2050年完成煤炭的大使命。

第三，用电量将在社会经济、能源经济的转型发展过程中总体实现增长。从宏观经济运行角度看，2023年我国经济社会发展大局保持稳定，供给侧活力得到释放，需求侧开始稳步复苏，2024年我国经济将进一步释放增长潜能，稳步进入回升周期。从产业转型角度看，传统产业在向着提效增值方向转型，高耗能产业通过技术创新、电能替代方式向低碳经济转型，新兴制造业、消费业、服务业、农业、居民及全社会大数据化发展将成为全社会用电量增长的主要拉动因素。

第四，电力消费的增长将是多要素叠加的结果。随着减碳进程的不断深入和电气化水平的提升，电能替代方兴未艾。作为终端用能结构优化的重要途径，电能替代将成为未来全社会用电量的重要增量来源。同时，随着工商业和居民户用分布式光伏规模的快速提高，自发自用电量占全社会用电量比重逐步提高，这将改变公共电网的电力供需关系。此外，CCER和绿证市场扩容，也将倒逼自备电厂建设源网荷储局域系统（微电网），或通过大电网实施发电权交易，以新能源替代化石能源发电。总之，随着电力市场改革不断深化，新型电力系统不断建设，电力供需环境及其分析预测都将发生较大变化。