高溫下電力供應“大考”: 電煤持續保供穩價 多地升高耗能行業電價

2022年07月12日07:44

高溫下電力供應“大考”: 電煤持續保供穩價 多地升高耗能行業電價

  面對用電用煤高峰的到來,電力系統再度迎來考驗,從中央到地方正在接連部署能源保供穩價工作。

  小暑剛過,全國多地已提前開啟了“炙烤”模式。根據中央氣象台公佈的信息,7月6日至11日,全國共有18個省(區、市)出現了35℃以上高溫天氣,多個城市出現40℃高溫的超長“待機”。同時,由於國內疫情防控形勢總體向好,經濟複蘇步伐加快疊加大範圍高溫天氣,使得多地用電負荷不斷攀升。

  中國電力企業聯合會(下稱“中電聯”)統計,6月以來,全國電力消費同比增速由負轉正,增速還將隨著氣溫升高而進一步提升,預計今年迎峰度夏期間,全國電力供需總體平衡,華東、華中、南方區域部分省份在用電高峰時段電力供需偏緊。

  面對用電用煤高峰的到來,電力系統再度迎來考驗,從中央到地方正在接連部署能源保供穩價工作。不僅全國原煤日均產量連創新高,多家大型電廠發電量也大幅增長,各地的支撐性電源和輸電線路等重點工程也在加速投產,力保2022年迎峰度夏期間全國電力供需總體平衡。

電煤保供穩價進行時

  國家電網6月20日披露,6月以來,該公司經營區域最大用電負荷超過8.44億千瓦,河南、河北、甘肅、寧夏、天津、山東、江蘇等地,以及西北電網用電負荷創曆史新高。

  “目前的增長仍在正常範圍中。” 廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強告訴21世紀經濟報導,目前居民生活水平在逐年提高,用電量隨之攀升,同時各地工業產能也正在抓緊恢復,製造業景氣度回歸正常,勢必帶來新增用電需求。

  那麼,今年有可能因為多地高溫“炙烤”,導致電力供應緊張嗎?

  林伯強指出,每年夏季也會偶爾出現用電負荷創新高的現象,只要在預期範圍內,進行合理調峰調度,就不會產生用電供應緊張的問題。

  不過,需要做好電煤的“保供穩價”。中國煤炭工業協會新聞發言人張宏介紹,今年前五個月,全國煤炭產量完成18.1億噸,同比增長10.4%,全國原煤日均產量超過了1200萬噸的曆史高位,全國煤炭供應保障能力大幅增加。

  在運輸方面,中國鐵路已於7月1日開展電煤保供專項行動,預計暑運期間日均電煤裝車在6萬車左右,同比提高1萬車以上。

  中電聯統計,當前電廠煤炭庫存基本達到迎峰度夏前峰值,截至6月30日,納入電力行業燃料統計的發電集團燃煤電廠煤炭庫存9601萬噸,同比提高42.6%,電煤庫存可用天數22.4天,並且仍在保持擴張狀態。

  “從資源情況看,晉陝蒙等主產地仍有一定增產潛力。”張宏表示,隨著迎峰度夏用煤高峰時段的到來,煤炭需求逐步回升。但今年全國水電和新能源發電繼續保持較快增長態勢,對煤炭替代作用也在增加。所以,今年夏季全國煤炭市場將繼續保持基本平衡態勢。

  華北電力大學經濟與管理學院副教授、電力經濟技術分析研究所所長王永利向21世紀經濟報導介紹,去年9月份多省份大規模拉閘限電的根本原因,在於源側、網側和用戶側之間未有效協調,反映出對於“源網荷儲”各環節梳理尚不清晰,對火電和可再生能源發電都存在影響。

  今年除了強調電源側保供應之外,不少省市的迎峰度夏工作會還部署電網工程、有序用電等網側用戶側舉措進行供能調節。據瞭解,南方電網公司將全面提速粵港澳大灣區244項能源保供重點工程項目建設工作,今年內投產125項。今年江蘇電網16項迎峰度夏電網工程已全部建成投運,包括7項500千伏電網工程和9項220千伏電網工程,累計新增變電容量超900萬千伏安。

  “當明確掌握各個環節的調節能力後,就可以選擇低成本環節進行調節,從而主動有秩序地應對突髮狀況,降低對經濟生產生活的不利影響。今年迎峰度夏的壓力確實存在,但是從發電側、負荷管理等方面來看,今年在政策、企業等各方面都準備得比較充分。” 王永利說。

  “今年在燃料得到充足保障、來水形勢較好的情況下,我國的電力供應能力總體可以滿足電力消費需求。”中電聯數據與統計中心副主任蔣德斌在分析《2022年電力行業年度發展報告》時也指出,在疫情對經濟和社會的影響進一步減弱的情況下,結合國家各項穩增長政策措施效果顯現等綜合因素,預計下半年全社會用電量同比增長7.0%左右,比上半年增速提高4個百分點左右。

  目前,我國電煤供需總體平衡,但煤電企業持續虧損,仍然對電力保供和系統安全穩定運行產生影響。國家統計局數據顯示,1-5月份電力、熱力生產和供應業的規上工業利潤同比下滑26.9%,其中,煤電企業利潤長期處在被擠壓狀態。

  據中電聯規劃發展部副主任葉春介紹,2021年8月以來,大型發電集團煤電板塊整體虧損,部分集團的煤電板塊虧損面達到100%。雖然去年10月份國家發展改革委《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》發佈以來,燃煤發電機組市場交易電價有所上浮,但仍遠低於煤價的上漲幅度,企業經營壓力持續積累。

  葉春認為,應對煤電企業持續虧損,需要持續加大對煤電企業政策支持,包括連續加大國有資本金支持、給予信貸審批和投放政策支持、向經營困難的燃煤機組提供專項資金補貼以及徵收煤炭特別收益金等。

提升新能源供電穩定性

  值得注意的是,針對電力負荷猛增的情況,雲南、寧夏、浙江、湖南等多個省份專門出台了有關高耗能企業的電價調整方案。

  比如,浙江省在5月中旬起草《關於調整高耗能企業電價的通知》,針對5大類17小類共634家高耗能企業,計劃從7月1日起至12月31日將電價每千瓦時提高0.172元。湖南省發佈的《湖南省高耗能企業迎峰度夏市場交易方案》,明確對於高耗能企業超合同用電,預測有供電缺口時段執行懲罰性電價,結算價差按月內交易價差+代理服務價格+10元/千瓦時執行。

  “目前中國電力需求側70%是工業用電,其中40%、50%都是高耗能行業用電。在當前強調穩經濟的前提下,全盤調整不現實,可以針對高耗能行業的過剩產能採取措施,既有利於產業結構調整,也能在解決電力供需矛盾上起到更明顯的作用。”林伯強說。

  值得注意的是,新能源發電已逐步成為我國電力供應的重要組成部分。我國新建風電、光伏發電已在去年正式進入平價上網階段,風光儲的技術成本已大幅度下降。

  此前市場普遍分析,在“雙碳”戰略及滿足宏觀經濟發展要求的影響下,2022年新能源發電繼續保持快速增長,對煤電的替代也會有明顯提升。

  中電聯數據顯示,截至5月,全國風電、太陽能發電裝機容量為6.7億千瓦;1-5月新能源發電占全口徑總發電量的40.6%。

  中電聯規劃發展部副主任張琳預計,2022年底全國發電裝機容量達到26億千瓦左右,其中,非化石能源發電裝機合計達到13億千瓦左右,占總裝機容量比重首次上升至50%左右。

  不過,可再生能源發電波動性較強,隨著可再生能源發電比例上升,也在給電網安全運行帶來考驗。比如,國網遼寧電力有限公司在對外披露時曾提到,去年9月23日至25日,由於風電驟減等原因,電力供應缺口進一步增加至嚴重級別,遼寧啟動3輪II級(負荷缺口10%至20%)有序用電措施,個別時段在實施有序用電措施最大錯避峰416.92萬千瓦的情況下,電網仍存在供電缺口。因此,遼寧不得不採取了“拉閘限電”這一最終手段。

  張琳表示,新能源為主的新型電力系統存在安全、效率和管理等問題,其中風光發電的隨機性、間歇性和消納問題突出。5月份,風力發電量由增轉降,下降0.7%,太陽能發電增速放緩,增長8.3%。

  全國新能源消納監測預警中心分析,二季度隨著甘肅、青海、內蒙古、寧夏、陝西等地集中式風電光伏裝機大幅增加,風光發電量占比將進一步提升,消納壓力也隨之增大。

  為保證實現“2025年靈活調節電源占比達到24%左右”的“十四五”目標,張琳表示,避免棄風棄光、保證電力消納,要在推進煤電靈活性改造製造,抽水蓄能電站建設及改造,電網側加強送受端省份對接協作,負荷側著力提升大工業高載能負荷靈活性等方向發力。

  王永利也提出,風電和光電能源的消納問題,需要通過管理手段、打通“源網荷儲”瓶頸環節、市場化手段以至整體提升的方向逐漸解決。

  (作者:繳翼飛,戰春陽 編輯:陳潔)

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