深度：電荒為什么重現(xiàn)？

在新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建中，電力供需結(jié)構(gòu)發(fā)生重大變化，電力系統(tǒng)的平衡壓力加大。當前，局部供需失衡引發(fā)的“缺電”現(xiàn)象高發(fā)，正是謹防系統(tǒng)性風險的緊急預(yù)警。

文 ｜ 武魏楠

入夏之后，全國多個地區(qū)出現(xiàn)缺電狀況。

7月14日，西安多個地區(qū)持續(xù)性停電，＃西安停電＃話題沖上了微博熱搜。就在同一天，全國日用電量刷新了歷史紀錄，達到271．87億千瓦時，與去年夏季最高值相比增長超過10％。截止14日當天，全國已經(jīng)有11個省級電網(wǎng)負荷創(chuàng)歷史新高。

面對用電負荷的不斷增長，各地區(qū)陸續(xù)出臺有序用電、錯峰用電、季節(jié)性尖峰電價等政策，部分地區(qū)還采取高耗能企業(yè)限電停產(chǎn)的政策?！袄l限電”再度回到全社會的視野之中。

17年前，中國經(jīng)歷了一場貫穿全年、蔓延全國的電荒。在這場嚴重的電力危機刺激下，中國電源投資建設(shè)進入了一段高速發(fā)展時期。

為什么近20年后，大面積電力供應(yīng)緊張再度出現(xiàn)？

事實上，在過去十幾年里，電網(wǎng)每到夏季都要經(jīng)受“迎峰度夏”挑戰(zhàn)。中國的地理環(huán)境特性也決定了每年都會受天氣影響，出現(xiàn)降溫負荷暴漲下的用電負荷尖峰時段。

“但今年夏季電力供應(yīng)緊張的情況與往年有所不同?！彪娏臉I(yè)者陳愚告訴《能源》雜志記者，“除了季節(jié)性因素和異常高溫天氣影響外，今年全國較大范圍的電力供應(yīng)緊張主要是電力供應(yīng)不足造成的。”

面對過去十幾年發(fā)電裝機容量增長數(shù)倍的事實，我們很難想象仍然是電力供給不足引發(fā)大范圍的缺電。深入分析就不難發(fā)現(xiàn)，“十三五”期間開始，我國的發(fā)電與用電特性都在悄然發(fā)生變化。這些變化一邊直接影響了電力供給結(jié)構(gòu)；一邊對政府管理部門和企業(yè)產(chǎn)生一定程度的誤導，影響了電源建設(shè)和規(guī)劃，加劇了電力供給短缺問題。

為何高速增長的發(fā)電裝機依然無法讓我們規(guī)避電力短缺的風險？在2021年1月初和夏季接連出現(xiàn)大面積電力短缺之后，“十四五”缺電會反復出現(xiàn)嗎？

狂飆的用電負荷

7月9日至16日，中央氣象臺連續(xù)發(fā)布8天高溫預(yù)警，高溫主要影響區(qū)域集中在江南、華南以及西北地區(qū)東部、華北西部和黃淮西部等。不僅在南方和西北地區(qū)，東北地區(qū)的黑龍江、吉林、遼寧等地同樣遭遇了高溫悶熱天氣。

根據(jù)國家氣候中心預(yù)測，盛夏全國大部分地區(qū)氣溫接近常年同期到偏高，新疆大部、黃淮、江淮、江漢、江南等地高溫（日最高氣溫≥35℃）日數(shù)較常年同期偏多，將出現(xiàn)階段性高溫天氣。

高溫天氣直接拉高了用電負荷。以西安為例，6月28日至7月14日西安電網(wǎng)因為持續(xù)高溫天氣導致負荷急劇攀升，期間連續(xù)6次超過歷史最大負荷。7月14日西安電網(wǎng)用電負荷再度創(chuàng)新高，達到峰值943萬千瓦，大規(guī)模停電緊隨其來。

《能源》雜志記者發(fā)現(xiàn)，近年來全國各地最大用電負荷均快速攀升。2020年8月國家電網(wǎng)用電負荷創(chuàng)歷史新高，達8．75億千瓦；1個區(qū)域電網(wǎng)（華東電網(wǎng)）和11個省級電網(wǎng)（天津、冀北、山東、江蘇、浙江、安徽、福建、湖南、江西、四川、蒙東電網(wǎng)）負荷創(chuàng)新高。

2021年1月7日，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)最高負荷再創(chuàng)新高，達到9．60億千瓦，日發(fā)受電量達到201．91億千瓦時。其中，華北、華中、東北、西北等4個區(qū)域電網(wǎng)，北京、天津、上海、江蘇、安徽、江西、遼寧、吉林、黑龍江、陜西、寧夏等11個省級電網(wǎng)負荷創(chuàng)歷史新高。

2021年7月14日，全國日用電量刷新了歷史紀錄，達到271．87億千瓦時，比去年夏季的最高值增長超過了10％。

除了用電負荷最高值破紀錄的時間間隔越來越短，負荷尖峰值的增速也是一騎絕塵。

2018年1月，湖南省最大用電負荷只有2710．6萬千瓦。到了2020年8月，這一數(shù)字已經(jīng)是3332萬千瓦，不到三年時間增長了23％。

更大規(guī)模的增長案例在浙江省。2018年7月，浙江省兩次突破歷史最高用電負荷，其中第一次突破歷史最高用電負荷是7640萬千瓦；2021年7月最高用電負荷突破1億千瓦，增幅超過30％。

用電負荷在短期內(nèi)快速增長與近年來大規(guī)模的“再電氣化”息息相關(guān)。2019年，國家電網(wǎng)公司提出了到2050年實現(xiàn)“兩個50％”，即2050年我國能源清潔化率（非化石能源占一次能源的比重）達到50％和終端電氣化率（電能占終端能源消費的比重）達到50％。

“考慮到中國的資源稟賦，如果要實現(xiàn)更清潔、低碳的能源結(jié)構(gòu)，再電氣化是一個必然趨勢。”國網(wǎng)能源研究院經(jīng)濟與能源供需研究所宏觀研究室主任吳姍姍對《能源》雜志記者說。這一觀點也得到了包括電網(wǎng)企業(yè)和發(fā)電企業(yè)在內(nèi)的許多電力行業(yè)人士的支持。

但也有業(yè)內(nèi)人士對大范圍、快速的再電氣化提出了擔憂?！皢我荒茉丛诮K端占比過高，穩(wěn)定供給是關(guān)鍵問題。而且目前中國的電源建設(shè)還難以支撐如此快速的再電氣化過程。

可用電力裝機缺位

“除了負荷快速增長，電煤供應(yīng)偏緊是2021年夏季電力供需緊張的另一個重要原因?！眳菉檴櫿f。

7月中旬，河南省發(fā)改委下發(fā)文件，要求省內(nèi)所有煤礦生產(chǎn)電煤一律不得售往省外；省內(nèi)所有煤礦生產(chǎn)煤炭可以轉(zhuǎn)做電煤使用的一律不得入選。此舉將夏季電煤短缺的問題暴露無遺。

盡管國家發(fā)改委今年連續(xù)釋放煤炭儲備，但依然沒有能夠遏制煤價上漲的勢頭。國家統(tǒng)計局7月26日公布的數(shù)據(jù)顯示，7月中旬全國煤炭價格繼續(xù)上漲。

這樣看起來，今年夏季電力供給短缺確實存在著很多特定的因素，像是一次季節(jié)性的短缺。但實際上，從今年1月的寒潮到7月高溫天氣，我國電力供給在極端天氣面前越來越脆弱，反映出了我國電力供給出現(xiàn)了結(jié)構(gòu)性的問題。為了解釋電力供給的結(jié)構(gòu)性問題，我們需要用更加直觀的數(shù)字來說明。

根據(jù)《2020中國電力供需分析報告》，“十三五”前四年我國調(diào)度最大用電負荷快速提升，從2015年的8億千瓦增至2019年的10．5億千瓦，年均增長7．2％，高于同期全社會用電量年均增速1．1個百分點。

那么相對于需求端，電力供給端的情況怎么樣呢？國內(nèi)發(fā)電總裝機增速在2015至2019年呈現(xiàn)出不斷下滑趨勢，只有2020年有較快增長。根據(jù)《能源》雜志測算，2015年至2020年發(fā)電總裝機容量的年均增長率為7．61％。

雖然看起來發(fā)電總裝機容量的年均增長率與調(diào)度最大負荷增長率基本一致，甚至略高于負荷增長。但不能以此判定電力供給是充足的?！半m然發(fā)電裝機不斷增長，但最大問題是可用發(fā)電裝機容量的不足?！标愑迣Α赌茉础冯s志記者說。

所謂可用發(fā)電裝機容量，指的是發(fā)電機組在實際運行中所能提供的可靠發(fā)電出力。例如在2021年1月7日的寒潮用電負荷高峰中，全國用電負荷高峰為11．89億千瓦，但我國22億千瓦的總裝機依然無法滿足電力需求。這就是可用發(fā)電裝機容量不足導致的。

1月7日用電負荷高峰出現(xiàn)在晚上，2．5億千瓦的光伏裝機出力為0；加上全國范圍的小風天氣，風電出力也只有裝機容量的10％。這直接導致全國累計5．3億千瓦的風電、光伏出力只有不到3000萬千瓦。當日支撐用電負荷尖峰的主力是出力超過90％的火電和100％出力的核電。

“在不限電的情況下，煤電可用容量可以達到銘牌標記裝機容量的80％以上?！币晃话l(fā)電企業(yè)內(nèi)部人士對《能源》雜志記者說，“從全年發(fā)電情況看，風電、光伏的出力大約只有銘牌容量的五分之一，甚至六分之一?！?/p>

“十三五”期間，我國的風電、光伏裝機容量進入飛速發(fā)展時期。與此同時，2015年之后的火電建設(shè)速度大大放緩。此消彼長之下，整個“十三五”期間每年的新增風光裝機都大于火電裝機，而且火電在新增裝機中的比例也從2015年的50．65％下降至2020年的29．18％。

但這些都只是銘牌數(shù)據(jù)，并非實際的可用裝機容量。如果按照火電的可用容量為銘牌容量的80％、風光可用容量為銘牌容量的20％這一標準來計算，火電與風光的可用新增裝機容量立刻就有了顛覆性的變化。

“風電與光伏擠占了火電在新增裝機容量里的比例，但卻沒有提供相應(yīng)足夠多的可用裝機容量。這直接導致了我國電力供給能力的增加跟不上用電負荷的增長。”上述發(fā)電專家說。

如果以火電、風光的可用裝機容量來計算，“十三五”期間我國年均發(fā)電裝機容量的增長率只有4．87％。這就遠低于同期的全社會用電量增速（6．1％）和最大用電負荷增速（7．2％）。

正是由于可用發(fā)電裝機容量增速低于負荷增長，沖擊電力供需平衡。

火電利用小時數(shù)“風向標”失靈

發(fā)電供給能力不足的問題在“十三五”期間逐漸累積。

《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》（以下簡稱《規(guī)劃》）預(yù)期2020年全社會用電量6．8－7．2萬億千瓦時，年均增長3．6－4．8％，全國發(fā)電裝機容量20億千瓦，年均增長5．5％。

電源結(jié)構(gòu)方面，《規(guī)劃》預(yù)計煤電裝機力爭控制在11億千瓦以內(nèi)，占比降至約55％。全國風電裝機達到2．1億千瓦以上，太陽能發(fā)電裝機達到1．1億千瓦以上。

從行業(yè)發(fā)展的額實際看，無論是發(fā)電裝機總量，還是煤電、風電、光伏裝機容量，都超過了《規(guī)劃》設(shè)定的目標。2020年全社會用電量7．5萬億千瓦時，略超過預(yù)期值；煤電累計裝機超過12億千瓦。

“核心問題在于對于電力供給寬松或者緊張的判斷還停留在傳統(tǒng)的火電利用小時數(shù)高低上?！标愑拚f，“不斷下降的火電利用小時數(shù)給大家造成了一個錯覺，那就是電力供需是持續(xù)寬松的?！?/p>

2016年11月，國家能源局電力司司長黃學農(nóng)在解答有關(guān)《規(guī)劃》的問題時稱“大家都很清楚，電力需求增速放緩。火電利用小時從2013年的5021小時到2015年降到4329小時，降低幅度很大，今年預(yù)期在4000小時左右，“十三五”后面幾年我們預(yù)期這個小時數(shù)會進一步降低。目前各個地方規(guī)劃建設(shè)的煤電項目仍然較多，煤電的潛在風險很突出?！?/p>

為什么以火電利用小時數(shù)來判斷電力供需狀況不再準確了呢？

“現(xiàn)在發(fā)電端和用電端的不穩(wěn)定性都在增強?！鄙鲜霭l(fā)電企業(yè)人士說，“以前發(fā)電端80％是火電，發(fā)電能力穩(wěn)定。用電端絕大部分是工業(yè)用電，也十分穩(wěn)定。因此火電利用小時數(shù)可以用來判斷電力供需。但是新能源滲透率不斷提高增加了發(fā)電端的不穩(wěn)定，居民用電和第三產(chǎn)業(yè)用電比例的提高增加了用電端的不穩(wěn)定?！?/p>

2020年我國第二產(chǎn)業(yè)用電51215億千瓦時，占全社會用電量的68％。居民用電和第三產(chǎn)業(yè)用電總和為23036億千瓦時，占全社會用電量的30％?！耙园l(fā)達國家的經(jīng)驗來看，第三產(chǎn)業(yè)用電和居民用電分別占到總用電量的30％左右。我們正在朝這個方向發(fā)展，這意味著用電端的不穩(wěn)定性會繼續(xù)增強?！?/p>

發(fā)用兩端的劇烈波動意味著電網(wǎng)需要更多的可調(diào)節(jié)電源，在中國就意味著火電要更多地參與平抑電網(wǎng)波動。但在我國電力體制改革停滯不前的情況下，火電除了電能量價格幾乎沒有其他的輔助服務(wù)收益。壓低發(fā)電小時數(shù)參與調(diào)峰，就意味著收入的減少。

2015年之后，由于火電利用小時數(shù)不斷下降，再加上煤炭去產(chǎn)能政策縮減了煤炭供給，導致煤價進入上漲周期，火電企業(yè)在“十三五”期間始終面臨著較大的經(jīng)營壓力。中電聯(lián)2017、2018年發(fā)布的全國電力供需形勢分析預(yù)測報告中，明確提出火電企業(yè)面臨大規(guī)模虧損風險。

基于火電經(jīng)濟效益下滑，發(fā)電企業(yè)降低投資火電意愿?！?030年碳達峰、2060年碳中和”戰(zhàn)略的實施，讓發(fā)電企業(yè)進一步降低了投資火電的動力。為實現(xiàn)“雙碳”目標，發(fā)電集團均提高可再生能源投資規(guī)劃。

“碳中和”大潮下，風電、光伏的投資建設(shè)步伐無疑會大大加快。但如果電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)資源不能快速增長，電力系統(tǒng)局部供需緊張的狀況仍然難解。

缺電形態(tài)多樣化

各地電力短缺的表現(xiàn)形式不盡相同。

“電力短缺在不同地區(qū)有不同類別。有些地區(qū)發(fā)電裝機容量、電力輸送通道能力小于最大負荷，屬于硬缺口?！眳菉檴櫢嬖V《能源》雜志記者，“有些地區(qū)缺電是電源結(jié)構(gòu)問題，在短時間內(nèi)會出現(xiàn)區(qū)域性的電力短缺。不同的缺電類型需要不同的解決方案。”

湖南省就是電力硬缺口的代表。前文中我們已經(jīng)回顧了湖南省過去兩年負荷增長23％。但是在發(fā)電側(cè)，湖南省從2018年至2020年僅增長了6％。

剔除風電、光伏、抽蓄和水電的不可用容量后，湖南省內(nèi)的可用發(fā)電裝機容量甚至不到3000萬千瓦，算上400萬千瓦的外送電通道的能力，也難以支撐尖峰負荷。

以浙江為代表的東部地區(qū)則有其他特征。在省內(nèi)裝機容量不足以支撐用電負荷尖峰的情況下，浙江省通過外送電實現(xiàn)電力供需的緊平衡。由于浙江所處的華東電網(wǎng)架構(gòu)堅強，外送通道更多，浙江不屬于電力硬缺口。

如前文所述，過去3年浙江最大用電負荷增長超過30％。但同期浙江發(fā)電裝機容量增速只有6％。如果剔除風電、光伏裝機帶來的“虛高”，浙江可用發(fā)電裝機容量增長遠遠跟不上用電負荷的增長。

與湖南不同的是，浙江省不斷增加的外送電保障了電力供應(yīng)。浙江省外輸入電量在過去五年幾乎翻了一番，占全社會用電量的比重在過去十年間從9％上升到25％，已經(jīng)成為堅強的第二大電源。

浙江省發(fā)改委相關(guān)工作人員告訴《能源》雜志記者，“隨著煤炭消費總量約束趨緊、水電資源開發(fā)殆盡，煤電和水電今后將僅能維持現(xiàn)有供應(yīng)量，其地位將進一步下降。省外來電不可避免地將成為第一主力電源。風光電將繼續(xù)保持快速增長，地位進一步提升?！?/p>

此外，“白鶴灘至浙江的特高壓直流建設(shè)很可能到2024年才能投產(chǎn)。而且除了白鶴灘，浙江省目前還沒有其他可供利用的西部電源基地?！备愀獾氖牵憬鈦黼娝投艘惨呀?jīng)暴露出電力供給偏緊的問題。四川省在2020年夏季、2021年初都實行了錯峰用電；寧夏在今年夏季以及之后都存在缺煤的問題；安徽在2021年初也實行了錯峰用電。

可供浙江選擇的能源供給方案有限，氣電似乎是當?shù)卣膬x的新方向。在浙江省發(fā)改委發(fā)布的《浙江省煤炭石油天然氣發(fā)展“十四五”規(guī)劃》中，就明確提出了要“大幅增加氣電發(fā)電利用小時數(shù)。完善氣電協(xié)調(diào)運行機制，研究探索氣電運營新模式”。

相比于電力輸入省份，電力輸出省份的缺電問題則呈現(xiàn)出另一番面貌。

截止2020年12月，甘肅省新能源裝機2369萬千瓦，占該省總裝機的42％。總裝機容量5600多萬千瓦的甘肅，最高用電負荷只有1700多萬千瓦，甘肅是名副其實的電力輸出省份。

今年夏季，甘肅也遭遇了電力供應(yīng)緊張的問題。“甘肅今夏電力緊張主要是因為黃河來水偏少導致水電調(diào)節(jié)能力不足。再加上煤價大漲，火電的發(fā)電意愿不強。”甘肅省內(nèi)發(fā)電企業(yè)人士對《能源》雜志記者說，“標煤價格600多元／噸，已經(jīng)達到了歷史最高值?！?/p>

與多數(shù)省份用電負荷最尖峰時段出現(xiàn)在下午氣溫最高時間不同，甘肅電力緊張往往出現(xiàn)在晚高峰時間段，即下午6點至9點左右。這一時段里光伏發(fā)電出力降至0，風力發(fā)電較少，電力供給不足的情況隨之出現(xiàn)。

“甘肅省短時間電力短缺問題，基本要靠西北電網(wǎng)的省間互濟來解決”，國網(wǎng)甘肅電力公司相關(guān)人士告訴《能源》雜志記者，“如果未來西北各省的新能源滲透率都達到很高的水平，很可能出現(xiàn)大家同時缺電，無法省間互濟。如果要避免這種情況，勢必要加強省內(nèi)或者區(qū)域內(nèi)的火電建設(shè)?！?/p>

但是目前的省間互濟沒有市場機制的支撐，無法計算成本與利益?！笆￠g互濟是一種應(yīng)急出力方式。實際上是讓電力平衡的地區(qū)承擔了電力不平衡地區(qū)的責任?！鄙鲜鲭娏＜艺f，“如果長期缺乏合理的經(jīng)濟補償機制，未來大家都不愿意承擔互濟的責任，導致反復缺電。”

相關(guān)電力市場化改革正在做著嘗試。從5月份開始，甘肅一直在不間斷進行電力現(xiàn)貨試運行。“6月的試運行結(jié)果是火電結(jié)算電價僅比中長期高了1．1分，風電價格反而低了3．9分。供需緊張、煤價奇高的情況下，火電、風電都對價格不滿意?！鄙鲜龈拭C發(fā)電人士說，“究其原因就是甘肅的現(xiàn)貨市場實行發(fā)電側(cè)單邊競價模式，沒有把價格向用戶進行傳導?！?/p>

從實際出清結(jié)果來看，甘肅6月的電力市場價格明顯上漲。其中，日前市場平均出清價格319元／MWh，實時市場平均出清價格348元／MWh，不僅相較5月有了明顯升高（300、274元／MWh），而且也高于甘肅省燃煤發(fā)電基準上網(wǎng)電價0．3078元／千瓦時。

在用電持續(xù)增長、電力供需形勢緊張、煤價上漲的背景下，按照市場定價的原則，電價上漲的預(yù)期在不斷增強。

電力系統(tǒng)“不可能三角”

能源“不可能三角”是電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的結(jié)果。

能源“不可能三角”指的是無法找到一個能源系統(tǒng)同時滿足“能源的環(huán)境友好（即清潔能源）”、“能源供給穩(wěn)定安全”、“能源價格低廉”三個條件。

在“雙碳”目標下，徹底告別電力結(jié)構(gòu)性的短缺，我們就必須同時滿足“能源的環(huán)境友好（即清潔能源）”、“能源供給穩(wěn)定安全”這兩個條件。這也意味著我們放棄“能源價格低廉”這一限定條件，也就是更充分的電力市場化。

可以預(yù)見，在合理的價格機制下，一方面可以鼓勵火電（包括煤電和氣電）的投資建設(shè)，另一方面有利于進一步完善和擴大需求側(cè)響應(yīng)等靈活性調(diào)節(jié)資源的響應(yīng)能力。

行業(yè)內(nèi)人士介紹，現(xiàn)有的需求側(cè)響應(yīng)更像是一種盡義務(wù)、甚至是被動的響應(yīng)，接近于拉閘限電。電力價格的充分市場化或許會推高終端用戶的用電成本，但也可以通過積極的價格引導，讓用戶根據(jù)自身情況調(diào)整在尖峰時段的用電行為。

吳姍姍介紹，“在東部地區(qū)未來的用電結(jié)構(gòu)中，第三產(chǎn)業(yè)和居民用電的比例將更高，需求側(cè)響應(yīng)的潛力更大。如果可以通過市場化的價格引導需求側(cè)進行調(diào)節(jié)，可以有效地緩解電力供應(yīng)緊張?！?/p>

以浙江為例，按照浙江省的最新規(guī)劃，到2025年底將建成智能公用充電樁5萬根左右，自用充電樁25萬根以上。以公用充電樁為250KW的快充樁、自用充電樁為20KW的慢充測算，充電樁的最大用電負荷可達1750萬千瓦。這既對電網(wǎng)的供給能力提出了巨大的挑戰(zhàn)，同時作為靈活調(diào)節(jié)的負荷可以參與電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)。

在儲能技術(shù)有顛覆性進展之前，充足的可用裝機容量、靈活的電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源、完善的電力市場、合理的價格體系是電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的標準配置。由于電力系統(tǒng)配套成本上升，或許會產(chǎn)生電價上漲。接受或許比現(xiàn)在更高的電價，就是我們需要付出的成本。

（文中被采訪人僅代表個人觀點）

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