三问迎峰度夏中的新型电力系统

来源：中国能源报

    当前正值迎峰度夏关键时期，电力可靠稳定保供尤为重要，各地开始施行夏季尖峰电价政策。据记者梳理，自7月1日起，江苏、广东、浙江、四川、安徽、山东等27省市正式开始执行尖峰电价。各地执行尖峰电价的时段稍有不同，执行范围多为大工业及一般工商业用户，价格也多采取在高峰时段电价基础上上浮20%的执行方法。

   业内人士告诉记者，在我国构建新型电力系统的过程中，电力供应紧张时应注重新能源发电与传统能源发电的协同。同时，尖峰电价的设置也要考虑新能源大规模接入导致的电力成本复杂性。

   迎峰度夏期间电力供需情况如何？

   据国家电网消息，6月中旬以来，我国多地出现高温天气，用电量持续攀升。以江苏为例，截至7月12日，江苏电网调度用电负荷已连续24天超1亿千瓦。此外，西北电网、甘肃电网、华北电网用电负荷也创历史新高。据国家电力调度控制中心数据，6月以来，国家电网经营区域内最大用电负荷超8.44亿千瓦，西北、华北等地区用电负荷增速较快，与去年同期最高用电负荷相比，增速分别达8.81%、3.21%。

   “历年迎峰度夏期间都是电力供应偏紧的时期。今年电力供应偏紧除受传统因素作用外，还有两大因素叠加。一是新能源在电力系统中的占比越来越高，其不稳定性与不可控性，使电力供应端难度加大；二是国外对中国制造的需求自今年二季度以来呈爆发式增长，对我国工业生产部门的电力供应提出了更高要求。”盛世景智能产业投资总监吴川分析，受这两大因素影响，今年甚至明后年电力负荷需求较高时期的电力供需结构都会偏紧。

   “电力尖峰常集中在一段时间内，这会给系统运行带来很大压力。系统往往不宜为一小段时间内爆发的电力需求而迅速增加电力容量，所以通常会在电力供应紧张时调节用户侧负荷，以需求响应来节约更多社会成本。这就是最初设置尖峰电价的基本逻辑。”中国社会科学院财经战略研究所副研究员冯永晟表示。

   新型电力系统如何发力保供？

   鉴于风电、光伏发电的不确定性和波动性，业内专家认为，在迎峰度夏阶段，传统能源应发挥更重要的作用。

   “从供应角度而言，在未来的新型电力系统中，应在平段尽可能让光伏、风电等新能源出力发电。而在迎峰度夏这样的关键时期，要让火电、水电这样的可控可调节电源‘顶上来’支撑电力的稳定供应。这就需要电网对整体电力需求及自身供电能力有合理预测，并实现新能源与传统能源的协同互补。同时，电网也需要调动各类配套储能，增强迎峰度夏期间的供应能力。”吴川进一步分析。

   同时，业内专家提醒，即便电网有充足的调节性电源作保障，如何协调、激励和调动这些调节性电源也是一大考验。“新能源占比越高，对电力系统中的调节性电源容量的需求也就越大。这些调节性电源面临着不同的发展路径和前景，比如，火电将被慢慢压缩，抽水蓄能的建设周期较长，新型储能仍面临着技术路线的不确定性。因此，在我们可预见的一段过渡期内，电力供应仍会面临迎峰度夏的压力。此外，取暖季也可能出现新的压力。”冯永晟指出。

    应怎样设置尖峰电价？

    “未来，随着新能源发电占比的升高，电力成本的构成和测算会越来越复杂。迎峰度夏期间，拥有大量新能源电源加储能的新型电力系统可能需要极高的调度成本。”吴川认为，新型电力系统下，电价的设置应充分考虑电力系统成本的复杂性。

   “此外，对于一些要持续生产的企业，不论分时电价如何变化，全天都要用电。这时，尖峰电价的调节空间就极为有限。对这类用户，是否应该在分时电价的基础上制定一套更科学更适用的电价评价体系？”吴川指出，尖峰电价的设置应对用户进行更细致的分类、分级。

   “电价不能是一个单一的价格，需要一套体系。目前我国尖峰电价的设置是通过政府定价后直达终端用户。而进入电力市场进行市场化交易的用户签订电力合同，恰恰就是为了锁定用电价格、抵御价格波动带来的风险。现在这种价格调整方式，实际上是将政府的干预力量直接渗透到了市场化交易的合同中。”有业内专家坦言，既要让用户看到终端价格信号主动调整需求，同时也要考虑用户进入市场签订电力合同、规避价格波动风险的需求，这就需要在批发市场与零售市场之间的衔接，以及政府和市场作用的衔接等方面作出更多探索。