随着5月高温天气的到来，国内不少地方已经记录到了接近甚至超过40摄氏度的高温。华东、华中、新疆等地高温日数较常年同期偏多，也许会出现阶段性高温热浪，对能源供应提出更高需求，中国气象局日前已真正开始启动迎峰度夏能源保供气象服务。

  与此同时，高温也导致了电力供应紧张，用电高峰期的电力短缺问题不容忽视。今年以来，云南受连续高温少雨天气影响，水电出力大幅度减少，电解铝企业已先后多次遭遇限电减产。

  干旱、缺水、限电的恶性循环警示，极端天气事件频发、多发、并发，对我国局部地区电力系统安全的影响日益严重。面对极端天气事件风险不断加剧的趋势，统筹发展和安全，加强开展气候风险预警与评估，加快构建“多类型互补、大范围互济、一二次能源联动”的能源保障体系，提升气候适应力。

  2020年12月，湖南因入冬早、降温快且持续低温天气影响，全省用电负荷突破了冬季历史最高记录，达3093万千瓦（日最大用电量6.06亿千瓦时），造成全省发电机组马力全开仍难以招架。2021年初，受寒潮天气影响，国家电网经营区的华北、华中、东北、西北等4个区域电网和北京、天津、上海、江苏、安徽、江西、辽宁、吉林、黑龙江、陕西、宁夏等11个省级电网负荷均创历史新高。

  2022年夏季，我国出现历史罕见的极端高温天气。长江流域来水历史极枯，导致水力发电量减少，对电力系统的支撑作用下降，电力供应压力增大。以川渝地区为例，四川省降水量历史同期最少，电力缺口超过1000万千瓦；重庆市最高峰需求2800万千瓦，缺口400万千瓦。2023年初，云南气象干旱发展迅速。截至2月13日，全省有90%的区域（113个站）出现气象干旱，大部地区以中等及以上气象干旱为主，加剧了水电供给不足的问题。

  沿海地区电力设施安全易受台风、海啸等影响，内陆地区电力设施安全主要受暴雨洪灾影响。2019年8月，台风“利奇马”登陆后，造成浙江、福建、上海、江苏等十多地电网共72座35千伏以上变电站、4823条10千伏及以上线月，河南遭遇强降雨天气，全省近3成供电设施受到较大影响，374万用户停电。2022年9月，四次登陆的台风“梅花”，对浙江、上海、江苏、山东电网造成破坏性影响。

  在极寒天气下，缺少光照会限制光伏发电，冰冻会影响风机正常运行；在极热天气下，因大范围的静风环境，风力发电几无可能，高温导致光伏发电效率折损。2021年7月，受副热带高压带来多日高温无风影响，东北地区风力发电创历史新低，不足风电装机容量的0.1%。2022年2月，南方区域风机发生凝冻，最大凝冻受限容量达到装机容量的42%，部分地区受限甚至超过90%。

  近年来，国内降水变化区域间差异明显，其中西南地区东部和南部年降水量呈减少趋势，主要雨带也许会出现了向北移动的现象。如，2022年全国六大区域中，东北和华北降水量分别较常年偏多24%和8%，而长江中下游和西南地区则分别偏少14%和11%。

  以近期河南麦收季节遭遇近10多年来最为严重的“烂场雨”天气为例，呈现出以下特点：一是维持的时间长，从5月25日开始降雨，到5月30日基本结束，历时6天时间；二是影响范围广，降雨覆盖河南省17个省辖市和济源示范区，特别是对河南南部的驻马店、南阳等地影响最大；三是过程雨量大，截至5月29日，全省平均降雨量达到35毫米，有11个省辖市降雨量超过30毫米，其中商丘81.3毫米、周口55毫米、驻马店48.8毫米。

  最近发布的《中国气候公报（2022年）》显示，2022年全国极端高温事件站次比为1.51，较常年偏多1.39，较2021年偏多1.37，为1961年以来历史最多。同期极端连续高温时间站次比为1.05，较常年偏多0.79，较2021年偏多0.79，为历史最多。

  据国家气候中心预测，预计2023年夏季，除黑龙江中部和北部气温较常年同期略偏低外，全国大部地区气温接近常年同期到偏高，其中河南南部、安徽西部、江西西北部、湖南北部、湖北、重庆大部、四川东部、陕西南部、甘肃西部、新疆大部等地偏高1～2℃，上述地区高温（日最高气温≥35℃）日数较常年同期偏多，也许会出现阶段性高温热浪。受此影响，预计湖北大部、湖南北部、重庆北部、四川东北部等地降水将偏少2～5成，去年的区域性气象干旱极可能又出现，引发上述地区水电供应偏紧。

  国家气象局多个方面数据显示，2022年我国共发生11次寒潮过程，较常年偏多6次。受寒潮影响，2月份南方地区出现持续低温雨雪寡照天气，其中浙江、江西南部、湖南南部、广东、广西和海南等日照时数偏少4至8成，局部偏少8成以上。

  2023年，1月12日8时至1月16日8时，首场寒潮天气自西向东袭击我国西北地区和中东部地区。其中，新疆沿天山以北、甘肃西部和中南部、内蒙古中东部、东北地区、江汉东部、江淮、江南、华南北部、贵州等地降温14～18℃，内蒙古中东部、黑龙江东部、吉林东部、辽宁东北部等地的部分地区降温超过20℃。

  从湖南2020年冬供电紧张的缘由来看，在负荷增长带来“硬缺电”的情况下，火电装机容量多年未有新增且随小机组淘汰而下降，造成外来电互济偏紧极限情况下，自身电力供求紧缺矛盾凸显。

  2020年火电装机容量较2016年减少8.5%，装机容量占比为42.6%，低于全国水平14个百分点。从全国来看，与2015年全国煤电装机容量占比59.0%的水平相比，2021年该比例已下降至46.7%，降幅高达12.3个百分点。煤电发电量占比由2015年的67.9%降至2021年的60%，而同期非化石能源发电量占比仅提升7.4个百分点，低于煤电发电量占比下降幅度。

  2022年，我国可再次生产的能源新增装机达1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为电力新增装机的主体。然而，由于可再次生产的能源“看天吃饭”特征明显，很难匹配负荷的增长。

  以浙江为例，“十三五”期间，浙江省新增电力装机1980万千瓦，累计增长24.3%，远低于用电负荷47%的增速，并且以风电、光伏等可再次生产的能源为主，稳定性不足，高峰负荷时期对外来电的依赖度大幅提升。

  从云南情况去看，截至2022年底，云南水电等清洁能源装机占比已高达86%，在干旱造成水电出力不足50%的情况下，即使火电装机能以100%的比例发电，也难以满足全省用电负荷。

  我国长三角、珠三角、川渝等地区的制冷、制热负荷占比已超过40%，总用电负荷峰谷差不断拉大，气温变化对用电负荷影响愈发明显。2022年夏季高温的7、8两月，城镇和乡村居民用电量同比分别增长26.83%、33.5%，较全社会用电量分别高出20.6和22.8个百分点。

  2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，年环比增长3.6%。全年共有27个省份用电量实现正增长，东、中、西部和东北地区全社会用电量年环比分别增长2.4%、6.7%、4.2%和0.8%。

  如，四川溪洛渡、向家坝等大型水电站发电量线路直接送出至华中、华东、华南等负荷中心，受线路设计等制约，限电期间只能将电力继续送出，出现“一边缺电、另一边送电”的现象。

  一方面，外送专用配套电源无法参与省内平衡。2022年四川大规模有序用电的供应紧张时期，大约1/3的外送电力作为地方政府间协议以点对网、网对网方式被送出。

  另一方面，跨省电力面临省间壁垒的掣肘。随着受端省份新能源装机规模增长、火电利用小时数下降，以及减排降碳趋势不可逆，对外来电要求是“绿电”且“高峰多要”“低谷不要”的歧视易日益突出。

  统筹发展与安全，更加重视极端天气事件带给电力系统的破坏性效应，积极把增强气候适应力纳入到电力安全治理体系中，着力加快电力系统内部自然灾难预警机制建立。云南、四川等水电大省，应加强气象干旱监测预警，积极推动电力企业与气象、地质、水利等有关部门的开展专业合作，推动电力运行数据与风光热等气象的数据相互连通、共享共用，前瞻性提高应对气象灾害能力水平。以补齐电力安全技术领域短板弱项为目标导向，快速推进电力抗灾研发技术创新，增强抵御自然灾害电力设施新产品的供给能力。

  在顺应减煤、去煤势不可逆的基础上，结合夏冬季节我国用电负荷“双高峰”、新能源出力下降的特征，更加重视煤电托底作用的发挥。重点结合雨带北移等气候平均状态随时间的变化新趋向，适当在水电为主、同时负荷密度比较高、电力需求总量比较大的西南川滇两省、“两湖一江”、华中东四省等地区，提升传统清洁煤电供应量，打造多元化能源供应体系。

  着力提升电力系统灵活性，以电力市场体系建设为契机，加快完善电力辅助服务市场，研究建立容量补偿机制，为煤电等资源参与灵活性调节提供较为合理的经济回报，保障发电容量充裕度。

  着力打破省间壁垒，更好地发挥我国大电网资源配置作用，充分的利用不同省区用电负荷、可再次生产的能源发电的错峰特性，挖掘跨省区调节潜力，适时扩大受端市场范围，逐步的提升电力互济互保的经济性和安全性。

  一是积极推进东部负荷中心源网荷储一体化。积极应对负荷峰谷差持续拉大挑战，依托省级电力辅助服务、中长期和现货市场等体系建设，公平无歧视引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体，全面放开市场化交易，通过价格信号引导各种类型的市场主体灵活调节、多向互动。顺应居民制冷制热负荷增长趋势，加快建立完整需求侧响应机制。

  二是着力提升内陆地区电力供应韧性。统筹区域能源绿色转型和经济高水平质量的发展，围绕沿海产业产能转移、城市化进程加快和区域中心城市崛起等带来负荷增长新趋向，积极应对雨带北移、洪涝灾害频发等加剧电力供应不稳定性新挑战，适时推动内陆地区核电站建设，改善过于依赖水光风“看天吃饭”的被动局面。