自今年入夏以来，多地电力需求持续走高，华东、南方等区域尤为突出。早在5月份，受经济复苏加速和高温天气提前到来的影响，江苏、广东等省份用电负荷就已提前“破亿”。高温天气同时带来的不光是用电量的增长，也影响了水电的发电能力。数据显示，今年上半年，全国水电发电量同比下降了22.9%，西电东送受到一定影响。作为用电和受电大省，江苏和广东两省保供压力明显增大，应如何低碳应对用电高峰期间的考验？
新增煤电带来低碳转型压力
基于过往经验，江苏、广东两省在源—网—荷各环节采取了多项保供措施。除了完善分时电价、优化需求响应和有序用电方案等措施以外，还包括建设一批以煤电为主的支撑性电源。2022年以来，江苏省先后公布两批“先立后改”清洁高效支撑性电源项目（煤电），合计1730万千瓦；广东在近期公布的《推进能源高质量发展实施方案》中提出，新增投产约1300万千瓦煤电项目，较“十四五”能源规划有所上调。
尽管短期内快速上马一批煤电可以缓解部分地区电力缺口问题，但却增加了未来电力碳减排的难度。因为在既有市场机制下，新增煤电机组需要维持较高的发电小时数才能实现保本盈利，大规模新增煤电项目将会增加碳排放“攀高峰”和达峰时间推迟的可能性，给碳中和带来压力。
应对用电高峰期的优化建议
——以更加低碳的方式应对夏季用电高峰。
一是加快多能互补能源供给体系建设，发挥多能互补优势。推动煤电与新能源融合利用，建立兼顾煤电灵活性与新能源低碳化的弹性供给机制，提升新能源消纳能力，提高输配电网利用率和供应稳定性；尽快完成存量火电改造，发挥火电灵活调节、顶峰能力，科学规划机组检修时段，推动燃煤自备电厂深度参与顶峰发电和系统调峰；在园区、县域、乡镇等地推进可再生能源及其他分布式能源多能互补、综合利用，推动配电网有源化，减少峰时电网供电压力。
二是深化落实需求侧政策，优先挖掘利用成本较低的需求侧资源。强化电力用户节能意识和节电行为，引导企事业单位和商业场所科学用电；积极拓宽需求响应主体范围，加快参与响应的基础设施和平台建设，有序引导具备响应能力的用户参与需求响应，特别是对近年来快速攀升的电动汽车、储能、智能楼宇、5G基站等新兴主体，提高经济激励水平。2021年，江苏、广东度电产业经济增加值均在18元/度左右（不含一产），远高于工商业需求响应补贴电价，因此应充分调动非经营性或经济附加值较低的负荷资源参与需求响应。
三是通过聚合商、虚拟电厂等商业模式将分散的可调负荷和居民侧纳入响应资源。如5月底用电高峰期，深圳虚拟电厂管理中心两次开展深圳电网特定区域的精准削峰，共吸引特来电等13家虚拟电厂运营商降低其充电桩、建筑楼宇等的用电负荷，最大有效调节电力约5.6万千瓦，减少了局部供电压力。作为系统峰谷差超过40%的地区，江苏、广东有望在需求侧深度挖潜，推动形成8%以上的需求响应能力。
——充分调用储能的灵活调节能力进行顶峰发电。
一是发挥抽水蓄能电站的技术经济优势，保障电网安全和优化系统运行。广东省拥有丰富的抽水蓄能资源，5月以来，粤港澳大湾区31台抽水蓄能机组已发电9.3亿千瓦时，有效缓解了电力供需矛盾。江苏省受地理条件制约，抽水蓄能场址和容量有限，但邻近的浙江和安徽抽水蓄能场址较为丰富。江苏应以长三角区域一体化发展为依托，积极推动实现负荷高峰期华东电网抽水蓄能资源统一调度使用，加强苏浙皖抽水蓄能联动开发和资源共享，加大省际抽水蓄能调峰互济力度。
二是拓展新型储能多元化应用场景，挖掘电网侧和用户侧储能顶峰发电能力，发挥储能平滑新能源出力曲线保障供电稳定性的优势。
——加强省间互济，积极协调外来电保供增供。
一是短期内需落实送电协议计划、积极参与跨区电力市场，稳定西电东送能力；中长期应谋划新增西电东送通道建设的可能性。
二是江苏、广东拥有丰富的省间联络线资源，通过识别省间负荷错峰特性，借助电网互联互通，可提升应急互济能力。例如，近日投运的苏皖配电网跨省联络工程，实现江苏省南京市江宁区和安徽省马鞍山市博望区两地电网互联，提升了苏皖省际边界末端电网互备互供能力，发挥电源互补特性和负荷错峰效益，为迎峰度夏电力保供增添保障。
——加强负荷分析和精细化管理，根据区域用电特点针对性地部署保供措施。
目前，江苏电力需求增长的主要驱动力为第二产业，主要来自于工厂车间，多为连续用电设备，用电负荷较为平稳。因此，江苏应重点加强基础机组保障能力，鼓励用电大户自备小型发电或储能设施。通过摸排区域内电力大用户，在电力供需紧张时段，根据不同企业的负荷特性合理安排错峰生产，对非全天生产的工业用户，研究采用整体时段平移错峰生产的可能性。
广东电力需求增长的主要驱动力则是第三产业，主要来自于大型商场、餐饮、酒店及医院等场所，存在明显的峰谷效应，受气温影响大。因此，广东应重点加强特定时段的电力供应和负荷管理，在日前和日内充分利用分布式能源、储能等多种手段削峰填谷。
