面對保供壓力，需堅決守住電網安全生命線，全力挖掘發供電能力。同時，加大跨區跨省資源調配力度，充分發揮區域組織協調優勢和大電網資源優化配置作用，統籌優化電網運行方式。

　　國家氣候中心最新消息稱，2021年是“雙拉尼娜年”，影響我國的冷空氣活動比常年更加頻繁且強度偏強。氣候因素將拉升用電負荷，也將加大電網的保供壓力。

　　今年，我國電網企業遭遇了一系列挑戰：年初應對“拉尼娜”、年中是“迎峰度夏”大考、10月以來是新一輪保供電。

　　接受采訪的業內人士一致認為，鑒于多省電力供需處于緊平衡狀態，今冬明春電力保供形勢對電網仍是較大考驗。

　　全網多時段整體緊張

　　新一個采暖季即將到來。記者梳理發現，年初的寒潮采暖季，22個省級電網最大用電負荷實現兩位數增長，其中，上海、江蘇、安徽、四川等9個省級電網最大用電負荷增速超20%，上海、江蘇、安徽、江西等多省電網采暖負荷實現翻倍增長。

　　數據顯示，1-9月，國家電網經營區全社會用電量達到4.8萬億千瓦時，同比增長近13%。迎峰度夏期間，多地省級電網最大負荷超過歷史最高水平。9月份以來，電力供需形勢持續緊張，國家電網經營區有17個省份實施了有序用電，日最大規模已經超過了3900萬千瓦，影響程度遠超今年初極寒天氣和夏季負荷高峰時段。以江蘇為例，今冬明春江蘇電網最高用電負荷將達1.17億千瓦，電力保障工作仍將面臨較大壓力。

　　在國網能源院經濟與能源供需研究所宏觀經濟研究室主任吳姍姍看來，今年以來，我國電力供需形勢逐漸呈現一些新的變化。

　　據她分析，從需求側來看，經濟穩步恢復疊加氣溫影響，我國電力需求保持快速增長;從供應側來看，碳達峰碳中和目標穩步推進疊加環保督查、安全整頓以及能耗雙控等因素，我國煤炭產能釋放受限，再加上美元超發影響下的全球通脹傳導，導致電煤供應緊張，嚴重影響煤電出力意愿。此外，部分地區水電來水不足影響了水電出力，風光波動性導致用電高峰時段新能源出力貢獻有限，多項因素共同疊加下，部分地區出現長時間、大面積有序用電情況，緊張形勢已波及東北、西北等傳統送端地區。我國電力供需形勢呈現從“局部地區局部時段偏緊”向“全網多時段整體緊張”轉變的特征。

　　電力供需總體緊平衡

　　“不過，從國家發改委近期召開煤電油氣運重點企業保供穩價座談會、陜西省榆林市召開四季度煤炭保供專題會議來看，電煤供需緊張、煤價上漲過快的局面會有緩解。”華南理工大學電力經濟與電力市場研究所所長陳皓勇對記者表示。

　　根據國家發改委的最新消息，11月2日，全國電廠存煤突破1.1億噸，較9月底增加超過3100萬噸。尤其是10月19日以來，電廠供煤屢創新高，供煤大于耗煤最高達到230萬噸，電廠存煤快速攀升，將有力保障發電供熱用煤需求。

　　吳姍姍認為，在燃料供應充足的情況下，預計全國電力供需總體緊平衡，部分地區用電高峰時段存在缺口。

　　她對記者表示，分區域看，華北電網電力供需緊張;華東電網電力供需平衡偏緊;華中電網電力供需緊平衡，部分地區用電高峰時段電力供需緊張;東北電網電力供需緊張態勢較9月份有所緩解，總體平衡偏緊;西北電網電力供需總體平衡，但晚高峰時段電力平衡較為困難;西南電網電力供需緊平衡，部分地區受供電能力限制用電高峰時段存在少量缺口;南方電網電力供需平衡偏緊。

　　“例如，迎峰度冬期間，華東電網電力供需基本平衡，但受燃氣輪機氣源不足、區外水電送電規模降低、新能源出力存在不確定性等因素影響，極端氣象條件下有可能出現電力供應力不足。”一位不愿具名業內人士對記者分析，“再比如，吉林電網迎峰度夏期間電力有富余，而迎峰度冬期間熱電聯產機組運行容量較大，疊加風電出力不確定性較大，電網調峰矛盾突出。”

　　為確保電網負荷高峰時期的民生、公共服務等用電不受影響，今年國家電網經營區有17個省份實施了有序用電。

　　“除了有序用電外，還需堅決守住電網安全生命線，全力挖掘發供電能力。”吳姍姍表示，需督促發電企業按照全開機、滿負荷要求提前做好度冬燃料儲備，積極向各地主管部門匯報燃料供需情況，逐廠逐機核查機組缺陷，對非計劃停運、出力受阻機組嚴格考核，督導非停機組盡快并網發電，全力促進各類機組應并盡并、應發盡發。

　　此外，電網需加大跨區跨省資源調配力度，充分發揮區域組織協調優勢和大電網資源優化配置作用，統籌優化電網運行方式，加強迎峰度冬電網工程建設管理，力爭早日投運發揮作用。電網企業加強市場手段引導調峰輔助服務市場和調峰容量市場，充分發揮傳統火電和需求側資源“削峰填谷”作用，加速推進火電機組深度調峰改造。

　　進一步理順電價機制

　　對于業內關注的電價機制問題，國家發改委相關負責人近日也表示，要合理疏導燃煤發電成本、組織好電力市場化交易，不得對市場價格在合理范圍內的正常浮動進行不當干預。

　　吳姍姍認為，理順電價機制需要正確發揮市場作用和政府作用。一方面，要使市場在資源配置中起決定性作用，近日，國家發改委印發的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》指出，要有序放開全部燃煤發電電量上網電價，是通過市場機制合理疏導燃煤發電成本的重要舉措和有力保障。

　　“另一方面，也要更好地發揮政府作用。”吳姍姍表示，一是持續深化電價改革，健全電力市場體系，加強與分時電價政策銜接，做好市場交易與分時電價政策的銜接;二是督促地方政府嚴格按照國家相關政策推進電力市場建設，對市場交易電價合理浮動不得進行干預;三是加強煤電市場監管，及時查處違法違規行為，維護良好市場秩序，指導發電企業特別是煤電聯營企業合理參與電力市場報價;四是建立系統成本上升的電價疏導機制，不斷完善輸配電價成本監審與定價機制，還原電力的商品屬性。

　　陳皓勇認為，2015年國家即把“有序推進電價改革，理順電價形成機制”作為改革重點任務。但在實際操作層面，疏導燃煤發電成本、組織好電力市場化交易難度很大。電力與能源價格均涉及國計民生，影響宏觀經濟發展，一提電力市場化，幾乎所有人的概念就是“降價”，而真正的市場化，電價能漲能跌。

　　“在目前能源價格高企的形勢下，國家既要考慮電力商品屬性，又要照顧低收入群體、普通收入群體，加之居民電價涉及面廣且敏感，所以完善電價機制仍有許多工作要做。國務院剛剛發布的《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》再次提及‘全面推進電力市場化改革’，期待未來電改能有新突破。”陳皓勇說。