国家气候中心最新监测显示，今年，截至5月20日，全国大部地区气温偏高，全国平均气温5.3°C，较常年同期偏高0.9°C，为历史第三高。其中，东北地区大部、华北大部、西北北部、西南地区东南部、华南西部和南部及内蒙古中西部等地偏高1—2°C。
鉴于气温的普遍升高，中电联、国网能源研究院等多家研究机构预测，今年迎峰度夏期间，我国的电力供需状况整体呈现紧平衡的态势。
在业内人士看来，在气候变化背景下，能源电力供应和需求都面临关键影响因素变化大、不确定性增多等挑战，电力供需平衡的难度越来越大。
■极端气候挑战电力安全运行
国家气候中心气候预测室副主任刘芸芸表示，2024年迎峰度夏期间，除内蒙古东部、辽宁、吉林、黑龙江等地气温接近常年同期外，全国大部地区气温较常年同期偏高，而华南、西南、西北、新疆等地气温异常偏高。“我们预测，6月北方气温明显偏高，华北有阶段性高温，7月和8月华南、江南南部气温明显偏高，高温日数多。”
在业内人士看来，气候变化背景下极端天气事件呈多发、强发态势，对电力保供产生不利影响。气象与能源、电力、供应链和产业链紧密关联，比如说降水、光照、风力等这些天气状况直接决定了风光水发电出力，台风、大风、强对流、冰雪、雨雪冰冻等灾害性天气，影响着能源电力输送和发电设备安全。
“气温是能源需求变化的重要因素，当前，气象对电力的影响呈现了电力全环节、时间全尺度、地域全覆盖的特征，尤其在‘双碳’目标下，随着新型电力系统中风光水等可再生能源占比进一步提高，能源电力系统与气候系统深度融合，形成了复杂的巨系统。”国家气候中心主任巢清尘对《中国能源报》记者表示，未来电力需求还会进一步增长，今年年底新能源装机占比有望超过40%，在能源电力气候系统深度融合的背景下，电力系统源网荷储与天气、气候关系将变得更为复杂交织。
■电力供需平衡难度加大
频发的极端气候事件作为风险的倍增器，会进一步加剧电力系统稳定安全运行面临的挑战。如今，我国电力供需平衡的难度越来越大。
国网能源研究院院长欧阳昌裕分析，从用电侧看，随着人民生活水平提高，降温、采暖负荷“尖峰化”特征明显，例如，近年来夏季国网经营区空调负荷峰值占总负荷比重已经超过三成，局部地区某些时间段甚至超过五成，成为影响供需平衡的重要因素。从发电侧看，新能源作为新增发电装机主体，日内出力波动大，极热无风、极寒无光、晚峰无光可能导致新能源出力严重受阻，影响发电能力。这对电力系统的气候弹性、安全韧性、调节柔性提出更高要求。
尤其是今年风光等新能源装机继续迅猛发展，给电网运行调度带来极大挑战。从目前已知的情况来看，2030年新能源发电规模将远超规划，但出力“靠天吃饭”，关键时刻顶峰能力不强，加大了电力电量平衡难度。以去年8月的夏季高峰为例，光伏白天最大出力达到2.3亿千瓦，但平衡紧张的晚峰日落无光、出力基本为零。风电最大出力可接近1亿千瓦，但最低降至1800万千瓦，仅为风电装机的5.5%。
特别值得注意的是，西北、西南等传统电力外送区域，部分时段也出现了供电紧张、外送能力不足的问题。去年，西北电网跨区“网对网”外送电量615亿千瓦时、同比下降20%，四川富余水电外送规模同比降低29%。
■电力供需“前高后稳”
“迎峰度夏期间，预计全国大部地区气温较常年同期偏高，东部季风区降水较常年同期偏多。我们预测2024年全年全国全社会用电量保持较快增长，华东、华北和南方电网区域是主要拉动区域。”国网能源研究院经济与能源供需研究所专家汲国强预测。
汲国强表示，综合考虑经济、气温、闰年等各方面因素，预计2024年全国全社会用电量规模达到9.8万亿千瓦时左右。预计二、三、四季度用电量增速稳步回落，季度增速整体呈“前高后稳”态势。
“预计2024年全国新投产发电装机容量比上年增长9.4%，其中新能源新投产装机占全部新投产装机的比重将达到80%左右。2024年迎峰度夏、度冬期间，预计全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。”汲国强对《中国能源报》记者表示，电力需求较快增长、新能源装机比重持续提高以及极端天气的多发频发，给电力系统供需平衡带来了多方面的挑战。
谈及如何应对电力供需平衡偏紧难题，汲国强认为，首先要加强一次能源供应保障，合理统筹电源规划与建设，加强机组运维管理，提升电力供应能力。其次，加强电网基础设施建设，完善送受端电网结构，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。再次，加强中长期交易组织和管理，充分发挥跨省跨区电力互济的作用。最后，加强负荷管理，持续优化峰谷分时电价政策，通过价格等市场信号，进一步挖掘需求响应潜力。
业内人士认为，为能源生产、供给、消费和安全提供全链条、高质量的气象服务，也是有效应对电力供需偏紧的关键因素。巢清尘表示，未来国家气候中心除了加强气候资源评估，支撑风能、太阳能规划选址外，还将加强清洁能源发电精细化和能源保供气象服务，助力电力系统稳定运行。
