综合规划 统筹协调 从根本上解决电力供应结构性矛盾

日前，湖南省发改委发布《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》，要求自2020年12月8日起，全省启动分时段限电措施。不仅是湖南，浙江、内蒙古、江西等多地也相继发布通知，对于近期电力部门的压力和电力紧缺等问题采取相关措施。突如其来的限电引发了全国范围的关注——18年来，全国发电装机容量增长6倍有余且仍在保持快速增长，“拉闸限电”的历史为何又重新上演？

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”  ID：zgdlqygl  作者：井然）

其实，湖南的能源供应问题由来已久。最近一次用电紧张发生在2018年，曾出现200万千瓦电力缺口，拉闸限电19天，随后通过“再造一个湖南电网”基本解决了2008年冰灾引起的电网建设滞后遗留问题。而2020年，电力供应问题又摆在了湖南面前。

数百万千瓦级的电力缺口从何而来

湖南省发改委发布的《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》显示，湖南全省最大负荷已达3093万千瓦，超过冬季历史纪录，日最大用电量6.06亿千瓦时，同比增长14.1%，电力供应存在较大缺口，为保障全省电网平稳运行和电力可靠供应，湖南启动有序用电。

在2020年12月2日举行的“2020年湖南电力迎峰度冬动员暨防冻融冰视频会”上，国网湖南省电力有限公司电力调控中心副主任陈浩表示，2020～2021年迎峰度冬期间，湖南电网最高用电负荷将突破电力供应极限，存在300～400万千瓦缺口。

数百万千瓦级的电力缺口从何而来？华北电力大学经济管理学院教授袁家海认为，用电量和用电负荷的持续快速增长是湖南省电力供应紧张的直接原因。“十三五”期间湖南用电需求增长强劲，用电量增速高于全国平均水平，2018年和2019年分别高出1.9和2.3个百分点；第三产业及城乡居民生活用电量比重较高，2019年占全社会用电量比重分别达到19%、27%，最大负荷快速攀升。

记者在采访中了解到，随着抗击疫情形势好转，湖南省复工复产成效明显，用电量快速稳定增长。根据中电联统计数据显示，2020年1～2月，受新冠肺炎疫情影响，湖南省用电量增速同比下滑6.7%，到了2020年4月，随着我国疫情防控取得阶段性胜利，湖南省用电量增速由负转正至6.6%，2020年11月增速进一步攀升至9%。

其次，湖南地处华中腹地，煤炭成本较高，煤电发展缓慢；水电装机达到开发上限，新能源规模较小；外来电不足，电力供应能力建设落后于需求增长。湖南全省电源装机自2016年以来没有大幅度增长，尤其是火电机组和水电机组，增长的主要是风电和光伏，且规模不大，发电相对没有那么稳定。根据有关数据显示，湖南“十三五”期间规划并核准了660万千瓦火电装机容量，但却无一投产，火电投资建设进展缓慢。而水电装机从2015年底的1716万千瓦增长到2019年底的1744万千瓦，四年间只增长了28万千瓦。截至2019年底，湖南省内清洁能源装机规模为2594万千瓦，占全省总发电装机容量的54.8%。

同时，袁家海指出，计划体制下的调度模式已无法满足新能源和负荷尖峰化的需求，导致各市场主体间利益矛盾加剧，难以调动各类电力资源参与尖峰电力供应的积极性。

“拉闸限电”不可能成为应对电力供需矛盾的“底牌”

事实上，多地同时出现拉闸限电在我国曾有先例。早在2002年，全国范围内先后就有12个省区执行“拉闸限电”，彼时全国发电装机不足3.6亿千瓦；此后十余年间，我国电力装机容量迅速增长。随着城市电网网架优化和科技进步，以及新能源的并网和“西电东送”等重大工程的启动，多数缺电地区纷纷表示已告别“拉闸限电”。其中，不乏像四川省这样从“严重缺电”到“外送第一”的逆袭者。中电联数据显示，截至2020年10月底，全国发电装机容量达21亿千瓦，已告别本世纪初工厂“开三停四”、用电高峰期“商场停电梯，路灯开一半”的电荒局面。

袁家海认为，“拉闸限电”在多地重现，揭示出我国能源电力清洁转型必须解决的矛盾——如何用经济性可承受的方式保障电网安全、满足社会用电需求。

客观来看，在风电、光伏发电、水电、外来电均无法提供有效出力的当下，煤电成为保障湖南电力需求的唯一手段；且随着未来可再生能源发电在电力系统中的占比进一步提升，一旦极端天气等偶发因素急速推高需求，这一矛盾会更加突出。

国网湖南省电力有限公司表示，未来五年，湖南用电负荷仍将保持较快增长，全社会用电量将达到2600亿千瓦时、最大用电负荷达到5400万千瓦，现有供电能力已无法满足需求。

相比之下，“拉闸限电”固然是应对异常情况的有效举措，甚至不需要电力系统付出额外的努力和改变，但长远来看，指令性的“拉闸限电”不可能成为电力系统未来应对供需矛盾的“底牌”。同时，作为电力强国，“拉闸限电”也无法回应人民对于先进高效电力系统的期望。

电力供应适度偏紧将倒逼电力改革进程

湖南省近年来推动产业转型升级，加快第三产业、高技术及装备制造业等高附加值行业发展，再电气化比例位居全国前列。2019年，湖南居民用电量在全社会用电量中的占比接近30%，在国家电网经营区内排名第一，其三产和居民生活用电量合计占比高达46.1%，远高于全国30.6%的平均水平。

去重工业化的产业发展模式使得湖南用电结构中第二产业仅占到53%，低于全国平均水平16个百分点，其中2019年四大高载能行业用电量为375.3亿千瓦时，同比增长2.6%，增速较去年回落0.4个百分点，高技术及装备制造业用电量为128.4亿千瓦时，同比增长6.7%。

袁家海认为，湖南“少煤、无油、缺气、水强、风光弱”，一次能源禀赋不强，在经历去产能后，煤炭严重依赖外省供应；电源结构“水火并重、风光较少”，水电开发已近上限；浩吉铁路对湖南煤电支援有限；风电和光伏发展缓慢，为满足快速增长的用电需求，湖南省对外来电的依赖将加重。

湖南是水电大省，对火电供应弹性要求较高。通常一年中前三季度湖南省水电来水情况较好，对火电造成明显挤压，火电企业面临较大压力；四季度，湖南开启迎峰度冬，各大流域逐渐进入枯水期，火电设备利用率才会达到较高水平。“虽然火电全年平均利用小时数可达到4000小时左右，但前三季度低负荷率运行时煤耗水平较高、发电效率较低，而风电和光伏受资源条件和消纳能力的限制，发电利用小时数并不高。”袁家海表示。

其实，解决尖峰负荷缺口的关键已不在于继续扩大煤电装机规模，而要从电力系统的整体角度出发，优化电力供应结构，在根源上解决电力缺口问题。“电煤不足、煤价高涨、发电企业亏损、外来电减少和强降温等都对此次限电起到了作用，所以解决方案也应该是全方位的。”袁家海分析，“例如浩吉铁路加大电煤调运力度、酒湖直流优化运行提高区外来电调送力度、加强基于经济激励的需求侧响应、加快市场化进程等。”

此外，袁家海还认为，从一定意义上看，电力供应不可能一直是“十二五”和“十三五”前期非常宽松的状态，适度偏紧有利于暴露当前电力供应的深层次结构性矛盾，可以加速、倒逼电力改革和转型进程。

应对尖峰负荷清洁能源难堪重任

根据国网湖南省电力有限公司统计，截至2019年底，湖南省内清洁能源装机规模为2594万千瓦，占全省总发电装机容量的54.8%，其中水电装机1744万千瓦，新能源规模达850万千瓦；湖南每10千瓦时电中有5.1千瓦时来自清洁能源，清洁能源电量占比排名全国第四。

与煤电相比，水电、风电和光伏等可再生能源极易受天气影响，在电力可靠性方面较弱。寒潮导致湖南气温突降，装机占比较高的水电和风电等清洁电源受天气影响无法有效发电，严重拉低了湖南省内电力供应能力。“清洁能源消费占比的不断提高在给湖南带来绿色电力的同时，也增加了电网应对冬季用电高峰的压力。”袁家海表示，“与夏季汛期不同，湖南水电难以在冬季枯水期提高出力水平，而水电装机占到湖南全省电力总装机三成以上；风电、光伏发电出力不稳定，应对尖峰负荷，风光是指望不上的。”

而作为保供电主力，湖南省统调煤电机组现已全额并网。有关统计显示，“十三五”期间，长株潭地区用电负荷年均增速达10%以上，但电源装机容量几乎未变；2016～2019年，由于淘汰落后小机组等原因，湖南省内火电装机容量不升反降，从2322万千瓦降至2300万千瓦以下。

记者了解到，在国家能源局每年发布的《煤电规划建设风险预警》中，湖南省经济性指标、充裕度指标、资源约束指标均为“绿色预警”级别，但受湖南动力煤价格偏高、煤电利用小时数较低等因素影响，当地煤电投资意愿低下，导致近年来几乎没有新建大型煤电机组。“湖南每年需要从外省调入6000～7000万吨煤炭，原先湖南本地还有2000万吨左右的产量，近年来湖南本地煤矿全部关停。近两年湖南省每年只有50万吨进口煤指标，且只减不增。这些因素都使得湖南电煤供应、价格形势愈发紧张，煤电投资效益难以保障。”袁家海说。

雪上加霜的是，落地湖南的我国第一条大规模输送新能源电力的特高压直流输电通道——祁韶特高压±800千伏直流线路也力不从心。记者在采访中获悉，祁韶特高压的实际送电能力一直不及预期，从近两年的运行结果看，目前这条线路的输电能力最多为500万千瓦左右，仅为设计能力800万千瓦的一半多一点。

袁家海告诉记者，祁韶特高压直流线路是湖南省外来电的主要输电线路。受甘肃供应能力和湖南全社会用电量需求及湖南电网配套影响，祁韶直流投运以来一直未满负荷运行。在2020年8月迎峰度夏高峰期间，祁韶直流最高送电功率首次增大至500万千瓦。而冬季光伏出力偏低，也影响了该线路的运行效率。

如何破解保障供电和节能减排之间的矛盾

袁家海告诉记者，2020年入冬以后，采取有序用电措施的三个主要省份是浙江、湖南和江西。其中浙江电力供需基本平衡，为完成“十三五”能源“双控”和煤炭消费总量控制目标任务，鼓励企业有序用电；湖南和江西则是受需求端社会生产和民生取暖用电增长与供给端可靠电力供应不足的双侧影响，出现尖峰电力缺口。“虽然实施有序用电的原因不尽相同，但都反映出当前我国电源侧清洁发展与需求侧用电增长之间的不匹配。”

从电源侧来看，我国清洁电源比重逐年提高，煤电发电煤耗降低、污染治理水平提升，节能减排效果显著，但电源供应结构并未作出适应性的调整，各类电源尤其是作为主力电源的煤电在功能定位上与可再生能源转型缺乏配合，难以提升电力系统供电可靠性。从需求侧来看，我国持续推进产业转型升级，扩大电能替代规模，三产和居民用电量比重提升，使得用电负荷特性趋向尖峰化，加大了电力系统可靠供应的难度。

供需双侧的变化在符合节能减排要求的同时，也激化了我国电力系统结构性矛盾，即电力供需畸变特性加强与电力系统灵活响应能力不足之间的矛盾。袁家海指出，需要从电力系统整体角度出发，明确各类电力资源的功能定位和经济组合，优化电力供应结构，提升电力系统灵活响应能力，消纳新能源，保障尖峰电力需求。

具体来讲，要采用源网荷储综合资源规划理念，利用需求响应等手段削减最大负荷，减少不必要的电源建设、降低供电成本；高效大容量煤电机组作为基荷电源；亚临界煤电机组要加快深调和热电解耦改造，满足电力系统灵活调节需求；部分老旧小机组战略备用，应对短时用电需求畸高、可再生能源出力不足等情况；适当补充天然气尖峰机组和储能设施；建立更加完善的电网互济机制等。

展望“十四五”，湖南省电力部门表示将从电源、电网、储能建设和转移负荷等多方面综合施策，以确保全省经济社会发展得到坚实的能源支持。其中包括加快推进特高压建设，全力促成宁夏清洁电能入湘，使湖南整体外受电能力提升1000万千瓦以上；同时提升省内大型电源支撑能力，推动湘东、湘南负荷中心煤电布局，加快已核准火电项目建设，新规划布局大型电站，力争新增发电装机容量600万千瓦以上。

深入挖掘我国各类电力资源是解困关键

袁家海指出，我国电力市场仍有很多待完善的地方，直接影响各方利益诉求的电价机制尚不能理顺电力服务的价值关系。2021年1月6日，国务院办公厅发布通知，要求完善电价机制，对输配电价、上网电价、需求侧电价和政策性交叉补贴等提出了改革意见。这将极大地推动我国电力市场化改革进程。

为解决未来的限电问题，我国要实现现货市场、辅助服务市场和容量市场机制协作运行，共同为电力供需平衡提供健全的价格信号。现货市场的实时电价要合理地反映电能时间和空间价值，用电紧张时的高电价引导需求侧减少用电、电源侧提高机组出力、外来电输入负荷中心，实现系统调峰功能；辅助服务市场与现货市场实现联动耦合，发现电力系统灵活辅助服务的真实价值，并逐步纳入到输配电价体系中，由发电侧过渡到用户侧主体共同承担；我国现货市场实时电价的最高限价水平较低，无法激励充足的发电投资来确保资源充裕性，需要引入容量市场，以确保发电商能够收回固定成本，确保尖峰电力资源的经济性。

其实，湖南缺电是电力系统有效容量不足的集中体现，这个问题会随着新能源大比例并网而愈发突出。可再生能源发电在系统出力的穿透率上升，将对系统的灵活性，特别是对快速爬坡能力和容量备用提出前所未有的高要求。然而，现行电源侧电价机制执行的是单一制电能量价格，随着利用小时数的下降，电源项目的投资回收逐渐遇到障碍，已有不少煤电企业陆续破产。

解决问题并不意味着要“大快干上”再上一批煤电。在我国能源转型的过程中，传统能源与可再生能源的角色和责任将发生结构性变化，应同步规划研究“十四五”可再生能源发展的发电容量成本回收机制设计。当可再生能源发电占比提高到一定程度，可再生能源带来的出力、价格的波动，只能通过电力市场有效反映。否则，行业持续发展与系统负荷水平和特性变化之间会“冷不丁”地爆发一些冲突。当前电力市场的建设必须高度重视如何融合可再生能源发电。这既是个挑战，也是电力市场建设的突破口。

当前电力供应究竟面临哪些深层次矛盾？袁家海表示，中国电力供应的结构性矛盾主要体现在电力供应总体过剩与尖峰电力短缺、高比例可再生能源与系统灵活性不足、电力投资增加与企业效益下滑三个方面。“挖掘我国各类电力资源，尤其是煤电的电力价值潜力是从根本上解决电力结构性矛盾的关键。”袁家海说。

首先，围绕煤电功能定位调整为核心的源网荷储协同发展是提升电力价值的可行方案。煤电作为我国的主力电源，在电力供应与需求均发生结构性变化的情况下，要承担起“基荷机组保电量、腰荷机组保消纳、峰荷机组保缺口”的多重任务，加快机组功能的差异化定位，而不是继续将规模扩张作为发展重点。

其次，煤电的优势体现在电量供应与电力调节空间，电力系统快速响应能力的提升还需要依靠调峰气电、抽蓄、电化学储能等灵活资源，满足大规模新能源并网消纳和用电负荷尖峰化的需求。

第三，需求响应对电力系统的友好性在国内外的实践经验已得到充分证明，适度发展可有效缓解尖峰负荷、平抑负荷波动、降低电力成本、提高供电可靠性、促进可再生能源消纳、推进用电服务个性化等。

第四，我国电力资源与负荷中心的逆向分布特征强调跨区输电的重要性，区域电网可以实现不同资源条件和负荷特性的地域间跨时区净负荷时序互补，通过扩大联网范围有效平抑波动，达成等效调峰效果。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年01期，作者系本刊记者