去年冬季和今年夏季，我国面临严峻的电力保供形势。业内预测，今年下半年，随着复工复产加快推进，相关经济扶持政策落地见效，全社会用电量将同比增长7.0%左右。未来，我国每年新增用电量有望达4000-5000亿千瓦时。随着能源转型深入推进和新型电力系统构建，对电力系统安全稳定运行提出了更高要求。

在业内人士看来，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，而要做好电力保供和能源转型，需要源网荷储各环节共同发力。

供给变化导致托底能力减弱

不容忽视的是,近两年电力供给变化导致系统托底能力减弱。“十四五”以来，我国电力装机结构发生了质的变化，2021年，水电、核电、风电、光伏、生物质等非化石能源发电装机容量首次超过煤电装机，但电源整体置信容量占总装机比重在降低，面对电力需求的刚性增长，托底保障能力仍显不足。

尤其是去年，需求侧工业生产快速恢复、冬季寒潮、夏季持续高温天气带动负荷快速增长；供给侧能耗双控、煤炭价格上涨、来水偏枯等多重因素叠加制约了电力供应能力。在供需两端综合因素共同作用下，2021年全国电力供需总体偏紧，近20个省级电网陆续采取了有序用电措施。今年以来，局部地区仍有电力供需紧张的情况。

“去年全国大范围实施了有序用电，今年南方多个水电大省出现了用电紧张。这些异常情况的出现，凸显了在新能源大发展的背景下，火电等传统能源在能源保供、能源安全和电力平衡方面的基础性地位。”一位不愿具名的企业人士强调，“传统能源的基础性地位仍需重视。”

电力消费仍保持增长态势

国家能源局近日发布的1—9月全社会用电量数据显示，全社会用电量累计64931亿千瓦时，同比增长4.0%。业内人士普遍认为，未来两年，我国电力需求仍将维持刚性增长势头。

中电联的研究显示，我国电力需求还处在较长时间的增长期。预计2025年、2030年、2035年我国全社会用电量将分别达到9.5万亿千瓦时、11.3万亿千瓦时、12.6万亿千瓦时，“十四五”、“十五五”、“十六五”期间年均增速分别为4.8%、3.6%、2.2%。预计2025年、2030年、2035年我国最大负荷分别为16.3亿千瓦、20.1亿千瓦、22.6亿千瓦，“十四五”、“十五五”、“十六五”期间年均增速分别为5.1%、4.3%、2.4%。

中电联分析，“十四五”期间，新能源按照年均新增0.7亿千瓦计算，到2025年，风电将达到4.0亿千瓦，太阳能发电将达到5.0亿千瓦。新能源可参与电力平衡的容量仅为10%-15%。

由此可见，短期内新能源尚不能有效提供电力支撑，未来我国部分省份电力供需形势仍然偏紧。

多层次保障新能源可靠出力

业内人士认为，构建新型电力系统是一项极具开创性、挑战性的系统工程，要统筹好发展与安全、清洁转型与电力供应、存量与增量的关系，要源网荷储各环节共同发力。

“电力行业技术密集、存量系统庞大，转型对路径高度依赖，新型电力系统建设不会一蹴而就，将是一个长期的渐进过程，需要从推动能源电力行业协调发展出发，统筹技术攻关、机制设计和政策研究，制定分阶段实施的具体路径。”国网发展策划部副主任赵洪磊认为，做好电力保供和能源转型需要坚持先立后破，统筹优化电源装机的类型、规模和布局，加强应急和备用电源建设，保持合理的系统裕度。

在赵洪磊看来，新型电力系统构建要紧紧围绕电力保供和能源转型两条主线，分两个阶段稳步推进。2035年之前，煤电和可再生能源协同发展，常规电源转变为调节性和保障性电源，储能、需求响应等调节资源规模逐渐扩大，电力系统源网荷储互动能力逐步增强。2035—2060年，新能源+储能大规模应用、最小保证出力稳步提升，常规电源向长周期调节性电源转变，大电网、微电网和局部直流电网融合发展，电力系统源网荷储实现协同发展、开放互动。

业内人士普遍认为，需要加快建设互联互通、智能高效的现代化电网，持续提升电力系统安全保障能力和资源配置效率。有关专家建议，需要尽快补齐配套电源，补强送受端网架，推动在运特高压输电通道尽早达到设计输电能力。在保障安全前提下，进一步加快推进已纳入国家规划的陇东至山东、哈密至重庆、宁夏至湖南等跨省跨区输电通道前期工作，力争尽早投产，尽快发挥电力保障作用。