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（来源：中国电力新闻网）
转自：中国电力新闻网
今年以来，我国电力供需面临的风险挑战因素不断增加。从外部环境看，中美关税战、地缘政治冲突等冲击我国外贸企业生产经营，进而给电力需求增长带来不确定性；从内部环境看，随着能源结构持续清洁低碳转型，我国新能源装机占比持续提升，用电高峰时段顶峰能力存在不确定性。叠加全球气候变暖背景下极端天气出现频率增加等因素，迎峰度夏期间我国电力供需形势面临一系列风险挑战。跟踪并研判经济、气象等因素，研判电力需求、电力供应和电力供需形势，对于高质量做好迎峰度夏电力保供工作、保障我国经济社会平稳发展具有重要意义。
一、迎峰度夏电力供需形势分析
（一）影响因素分析
国际经济方面，全球经贸形势不确定性加大，经济增长将承压放缓。贸易保护主义成为拖累全球经济增长的重大阻碍，多家权威国际机构下调2025年全球经济增长预期，全球经济将在高度不确定性中趋于放缓。
国内经济方面，2025年是“十四五”规划收官之年，我国将以高质量发展的确定性应对外部环境急剧变化的不确定性。财政政策、货币政策、产业政策、扩大内需政策协同发力，支撑经济平稳运行。财政政策方面，我国将用好用足更加积极的财政政策，加大财政政策逆周期调节力度。货币政策方面，我国将强化逆周期调节，实施适度宽松的货币政策，提高货币政策调控精准性，更好发挥货币政策工具的总量和结构双重功能。产业政策方面，我国将因地制宜发展新质生产力，加快建设现代化产业体系。扩大内需政策方面，我国将大力提振消费、提高投资效益，全方位扩大国内需求。预计2025年我国经济增速约为5%，四个季度增速呈现前高后低态势，分别为5.4%、5.2%、4.8%、4.7%，三次产业增加值增速分别为3.5%、5.2%和5.0%。
重点行业方面，在政策引导与市场调整驱动下，整体呈现“传统承压、新兴崛起”的分化特征。新能源与基建需求的增长，在一定程度上弥补了传统产业需求的疲软，供需结构优化与外贸格局调整持续重塑重点行业格局，绿色转型与产业高端化、智能化升级成为行业发展的核心。传统典型行业中，预计2025年黑色金属、有色金属、化工、建材四大行业合计用电量比上年增长1.7%，增速较上年回落0.5个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为8.8%，与上年基本持平。新型基础设施方面，预计2025年全年5G基站、数据中心、电动汽车充电等用电需求保持较快增长，对全社会用电量增长的贡献率达到17.6%，超过高耗能行业贡献率。
气象方面，根据国家气候中心预计，迎峰度夏期间，全国大部地区气温较常年同期偏高。7月初，华北、华东、华中等地区经历了一轮区域性高温天气，推动全国用电负荷创历史新高。未来一段时间，江苏大部分地区、上海、浙江、福建北部、安徽、江西大部分地区、河南南部、湖北、湖南大部分地区、重庆、四川东部局部、青海西北部、甘肃西部、新疆、贵州东北部、内蒙古西部等地偏高1~2摄氏度，上述大部分地区高温（日最高气温≥35摄氏度）日数较常年同期偏多。华东中南部、华中中南部、西南地区东部、新疆盛夏高温伏旱显著。预计气温因素驱动下降温用电规模将维持高位。
一次能源方面，我国煤炭、天然气供需从相对平衡向宽松转变。煤炭方面，2025年，我国煤炭供应保障能力进一步增强，全年煤炭库存持续处于高位，煤炭市场供需将呈现相对平衡并向宽松转变的运行态势。天然气方面，受气温偏暖和需求疲软的双重影响，预计2025年国内天然气消费量增速将有所放缓，国内天然气产量将继续保持稳步增长，进口量或将出现负增长态势，预计全年我国天然气供需趋于宽松，为气电供应提供有力保障。
（二）电力供需形势预测
电力需求保持较快增长。综合考虑经济、气象等各方面因素，预计2025年全国全社会用电量将突破10万亿千瓦时，达到10.3万亿千瓦时，比上一年增长5%左右，电力消费弹性系数处于1左右。预计迎峰度夏期间全国调度最大负荷将达到15.43亿千瓦左右，比上一年增长6.3%，增量约9000万千瓦。分地区看，华北（7.2%）、华东（4.9%）、华中（6.4%）、东北（5.4%）、西北（8.6%）、西南（7.4%）、南方（8.6%）、蒙西（7.9%）电网调度最大负荷均保持较快增长，其中南方、西北增速最高，主要分别受盛夏高温、承接东中部产业转移等因素驱动；华东增速最低，主要是受上一年高温导致基数较高、今年年初以来出口形势走低等因素影响。
迎峰度夏前新增有效发电能力与最大负荷增量基本持平。装机方面，迎峰度夏前全国发电装机容量同比增加约5亿千瓦，增速约17.0%，保持快速增长态势，其中常规电源、新能源发电分别同比增加约8700万千瓦和4.1亿千瓦，有效发电能力增量与最大负荷增量基本持平。跨省跨区输电通道方面，随着庆东（陇东―山东）、中衡（宁夏―湖南）、坤渝（哈密―重庆）特高压直流工程陆续投产，资源大范围优化配置能力进一步增强。
综合考虑电力需求、电力供应情况，并考虑跨省跨区电力电量交易、设备检修、发电出力受阻和备用容量等因素，预计2025年迎峰度夏期间，全国电力供需平衡偏紧，局部地区高峰时段电力供应紧张，主要涉及华东、华中、西南、南方、蒙西等电网区域。得益于新投产装机维持较大规模以及资源优化配置能力的增强，今年迎峰度夏期间整体供需形势较上一年有所改善。
分区域来看，华东电网区域电力供应紧张，华北、华中、西南、南方和蒙西电网区域电力供需平衡偏紧，东北、西北电网区域电力供需基本平衡。分省来看，电力供应紧张、偏紧的主要有华东地区的江苏、浙江、安徽，华中地区的江西，西南地区的四川、重庆，南方地区的广东、云南，以及蒙西电网区域。
二、迎峰度夏电力保供面临的风险挑战
一是中美关税战导致的“抢出口”窗口期与迎峰度夏时间重叠，电力需求存在超预期增长可能。美国特朗普政府2025年初上台以来，主动挑起所谓“关税战”，多次提升对我国的关税水平，4月初一度升至145%。5月12日中美经贸高层会谈取得实质性进展，部分加征关税被取消或暂停90天，受此影响，4月出口受挫的外贸企业抓住窗口期加大生产，进而拉动用电增速呈回升态势。在90天窗口期（5月中旬至8月中旬）与迎峰度夏保供时段高度重叠的情况下，考虑特朗普政府政策反复多变以及中美斗争的复杂性、长期性，不排除后续外贸企业因“抢出口”效应而导致用电超预期增长的可能，给迎峰度夏电力保供带来冲击。
二是空调负荷占比提升叠加极端天气多发、频发、强发，电力负荷对气温变化敏感性提升。一方面，随着经济社会发展和电气化水平提升，我国空调设备保有量快速增长。据测算，近五年来全国降温用电规模保持两位数增长，高温期间单位温升致使用电量年均增加0.2亿千瓦时，电力需求对气温变化敏感性持续上升。另一方面，近年来在全球气候变暖背景下，我国极端天气呈现多发、频发、强发态势，2022年、2024年迎峰度夏期间我国均出现大范围极端高温天气，平均气温屡创历史新高，带动降温用电规模快速增长。考虑气象因素不确定性，2025年迎峰度夏期间极端天气推动电力需求猛增的可能性仍存，从而给电力供需平衡带来冲击。
三是各类型电源电力供应能力仍存不确定性。近年来，我国煤电机组受煤炭供应、煤质等因素影响，实际发电能力为装机的85%左右；气电出力受气源、燃料成本等影响，实际发电能力为装机的60%~70%；水电出力对气象、水文变化敏感，实际发电能力为装机的50%~70%；风电、光伏等新能源出力“靠天吃饭”特性显著，对电力电量的贡献存在较大不稳定性，多年系统运行统计数据显示，新能源发电出力低于15%的时长约占全年的一半，在保供最困难的夏季晚高峰期间，风电实际发电能力不足装机容量的10%，光伏发电能力为0。在新型电力系统加快建设背景下，随着我国新能源装机占比持续提升、常规电源装机占比下降，用电高峰时段电力顶峰能力仍面临不确定性。
三、对策建议
一是保障电源在用电高峰时段的顶峰能力。密切跟踪迎峰度夏期间电煤、天然气供需形势，多渠道协调增加优质电煤供给，统筹气网、电网协调运行，保障煤电、气电机组顶峰能力。
二是分类引导精准施策，深入挖掘需求侧资源调节潜力。遵循“市场手段用足、行政手段保底”原则，打好“分时电价调节、节约用电引导、顶峰错峰前置、需求响应用足、有序用电保底”的渐进式策略组合拳，通过各类市场化手段引导企业合理安排生产计划，主动错峰、灵活避峰。动态完善价格机制，合理划分峰谷时段，强化价格信号引导作用，加强空调负荷、分布式电源、电动汽车等重点资源的管理。
三是健全市场机制，发挥市场的资源优化配置作用。完善交易规则，明确储能、虚拟电厂、需求响应等各类灵活性调节资源参与电力市场的准入条件、权利义务、市场组织、计量与结算、信息披露等环节详细规定，加强市场有效衔接，落实新能源全面入市。
四是研究配套机制，引导储能更好发展。拓展新型储能参与辅助服务等多种收益方式。探索建立新型储能补偿机制，合理体现储能设施的装机经济效益，加快推动储能产业形成稳定合理的收益空间，提升新型储能业主应用积极性。（吴姗姗 汲国强 尤培培 韩新阳 国网能源研究院有限公司）
责任编辑：江蓬新
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