本报记者 李晓红
进入6月份，全国多地气温升高，叠加各地复工复产进程加速推进，即将迎来居民用电和工业用电的高峰期。接受中国经济时报记者采访的专家认为，2022年迎峰度夏期间，国内电力供需总体平衡的大环境不变，但用电高峰时段电力供需可能趋于紧张，供需的地区结构性矛盾须防范。
电力供需总体平衡 压力仍存
历史数据显示，往年6月份，几乎全国均会迎来用电高峰期。近日，国务院常务会议要求，确保能源供应，决不允许出现拉闸限电。
数据显示，截至5月中旬，全国水电发电量同比增长19.3%，重点水电厂可发电水量同比增长25.5%。目前，全国统调电厂存煤达到1.59亿吨以上，同比增加5000多万吨，可用天数32天。
目前来看，我国电力供需总体平衡，再出现拉闸限电的概率极小。今年能源保供工作更多是出于防患于未然，并不意味着有极大可能再次出现大面积的电力紧缺。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉本报记者，今年各方做了充足的准备，特别是随着电力体制改革不断深入，今夏的电力供应是打开CPEM了解更多有保障的。
国务院发展研究中心研究员周健奇认为，如果煤矿、电厂、铁路等重要主体或者其所在地出现重大安全事故、自然灾害，将影响短期供给。
6月份至9月份是迎峰度夏的用电高峰期。中国电力企业联合会预计，迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，用电高峰时段电力供需偏紧。其中，东北、西北区域电力供需基本平衡；南方、华东、华中、华北区域用电高峰时段电力供需偏紧。
周健奇告诉本报记者，综合多方判断，今年7月份和8月份迎峰度夏期的形势会比较紧张。究其原因，一是三季度长三角、珠三角、京津冀等经济活跃度高、市场主体占比高、对全国市场辐射度高、对产业链供应链影响度高的区域逐步复工复产，将大幅提升地区的电力需求量。这些地区是我国的电力消费主力，自身电煤供应能力却十分有限，需从不同产地用多种运输方式将电煤远距离运输过去。多点的需求在同一时间段内上升，且运输线路多样，必然对三西地区电煤主产区，乃至国际几大主要产煤国，形成较大压力。二是自煤炭去产能以来，国内电煤生产能力受到较大约束，导致实际供应能力下降。不过，如果云南等水电主产区的雨水丰富，水电出力好，将有效缓解供电的紧张形势。
完善措施确保电力供应
值得一提的是，近年来，清洁能源发电量不断增加。数据显示，2021年末全国发电装机容量237692万千瓦，比上年末增长7.9%。2021年，我国可再生能源发电装机规模历史性突破10亿千瓦，其中，水电、风电、太阳能发电和生物质发电装机容量均稳居世界第一。
国家一直积极支持新能源供电，目前，我国风、光、水电在电力系统中占比逐渐提高，保障电力供应的安全稳定。林伯强表示。
业内人士建议，国家需加大力度开发风、光、水和生物质能等可再生能源，促进化石能源实现减碳、零碳的目标，加快工程示范的经济评估。
电力保供，看似短期应急管理，其实是一个长期治理工作。保障电力供应，应从电煤供应链管理角度出发，补齐供应网络漏洞、完善市场体系，用好市场手段。周健奇表示，我国煤炭供应仍比较粗放，政府缺少有效的市场化手段，应急措施还要靠计划。煤炭供应链管理可有效解决这些长期存在的难题。不过，供应链管理解决的是企业微观的问题，对政府而言，立足点在于促进电煤供应链网络化，建设新型能源基础设施。
周健奇建议，首先，鼓励、引导市场补齐电煤供应链网络短板。我国电煤的生产力布局相对完善，目前最缺的是库存节点，包括电煤战略储备库，因此，电煤供应网络存在结构洞。对于电煤稳定供应而言，电厂库存、运输过程中的倒运库存是基本需求，发挥不了真正的应急功能，还需要现代化、符合电煤特性和我国国情的储备库体系。储备库同时兼具加工能力，助力煤炭绿色消费，帮助电厂降低成本。
其次，进一步完善煤炭市场体系。例如，建立绿色煤电消费的标准，提升电煤供应的质量。将环境治理的支点由炉口向井口前移，有助于改变谈煤色变的现状，让库存加工赋能绿色开采，提升产能先进性，并有效转化为供应能力。
再次，用好市场手段。以电煤供应链网络为基，培育能够在市场机制下运行的市场化治理平台，主要包括交易系统、库存系统和数据系统，具有平抑煤炭价格、传递市场信息和规范市场行为等功能，并建立相应的机制。
电煤供应链网络化的问题存在已久，解决的难度较大。尤其是储备体系的建设和运营，需要顶层设计，并在实践中探索。周健奇强调。
