分析丨湖南限电隐忧

在发电侧，按照湖南现有的辅助服务市场规则，储能参与深度调峰的报价上限为0.5元/千瓦时，而在湖南能监办近日发布的《湖南省电力辅助服务市场交易规则》（征求意见稿）中，这一价格下跌至0.2元/千瓦时，储能投资这笔经济账，怎么算也算不过不去；在用户侧，通过峰谷电价差套利的空间同样严重不足。

这一季冬天，湖南的日子有点“难”。寒潮雨雪还在路上，“拉闸限电”已先行抵达。2020年12月2日，湖南省发改委、省应急厅联合召开湖南电力迎峰度冬动员暨防冻融冰视频会议，预计2020~2021迎峰度冬期间，最大可供电力为3000万千瓦。

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

但实际的负荷很快打破了其最大供电能力。12月8日，湖南最高用电负荷达3093万千瓦，湖南启动有序用电；2020年12月13日，湖南全省迎来入冬后的第一波寒潮，次日，湖南最高用电负荷达到3150万千瓦。国网湖南电力作出预测，迎峰度冬期间，湖南电网最高用电负荷将突破全省电力供应极限，电力缺口达300~400万千瓦。

负荷一波又一波冲刺新高，湖南各路发电机组马力全开仍难以招架。缺电，让现代御寒设备无处用武，工厂生产线轮番关停，都市夜景黯然无光。打工人自嘲“高楼靠走，取暖靠抖”，保电人笑言“你用电，我用命”，种种段子，成为寒冬中人们聊以自慰的娱乐。

段子令人捧腹之处，在于反差和共鸣。的确，在现代文明的体验中，无电已成为一种久远而陌生的状态。在一个能源大国、一个电力强国的体系中，“拉闸限电”这样的字眼，也显得格外刺眼。

限电只是局部之殇、短暂之痛，但限电所带来的启示，却不仅限于当下和局部。

需求激增奈何供应乏力

对于湖南而言，缺电之苦，已经品尝了太多年。在过去数十年里我国发生的多次电荒之中，湖南几乎从未幸免，尤其是湖南的城市经济带长株潭地区，常年因负荷高、资源少而求电无门。2011年，一场淡季电荒始于华东并迅速蔓延，在当时的央视新闻报道中，长沙全市景观灯全部关闭，街头红绿灯因停电而停止使用，路灯也只开了一半。

和用电大户华东地区不同的是，湖南并非用电大省。2019年，湖南GDP总量在全国各省份中排名第9，GDP增速排名第5，但用电总量为1864.32亿千瓦时，仅居于全国中游，人均用电量仅高于西藏，位于全国倒数之列。但即便如此，“电力供应紧张”“存在较大缺口”“供电能力接近极限”等字眼仍然频频出现在湖南用电新闻中。

如细细盘点湖南的发电供应侧，不难发现，缺电并非偶然：水电已开发95%以上，不具备继续开发的潜力；火电机组多年未有新增，2019年由于淘汰落后小机组，火电装机容量不升反降；增速主要集中在风光发电，但风光发电出力靠天，难与用电负荷匹配；原本有计划建设的内陆核电，则由于安全问题没有了下文。

本地电源不给力，外送电也难填其壑。目前，湖南电网仅通过3回500千伏交流及1回祁韶直流与省外联络，其中500千伏交流联络线路最大送电能力为270万千瓦。祁韶直流投运后，湖南进入特高压时代，但由于湖南电网“强直弱交”特性，祁韶直流稳定运行必须有相应火电机组旋转备用作为支撑，限制了祁韶直流的输送能力，祁韶直流多年来最大允许送电能力仅能达到400万千瓦，为设计输送能力的50%，很难填补省内供应缺口。且祁韶直流的送电基地绝大多数为风电光伏装机，基地内常乐火电未能建成，本身出力稳定性即有不足。

与有心无力的供应侧形成对照的，是近年来湖南高速增长的用电需求。2018年，湖南全社会用电量为1745.24亿千瓦时，同比增长10.4%，是增长最快的中东部省份。同时，湖南特殊的用电结构和负荷特性增加了电网运行的难度：湖南工业用电占比37%，居民用电占比35%，二者旗鼓相当，但在全国范围内，居民用电占比一般不超过20%。同时，湖南空调负荷占比突出，近年来湖南空调负荷大约为1200万千瓦至1500万千瓦。居民用电占比高、空调负荷高造成了湖南电网峰谷差突出。2020年，湖南峰谷差高达2000万千瓦，最大日峰谷差率接近60%，但火电装机仅有2200万千瓦，调峰力所难及。

“空调负荷几乎可与最大峰谷差比肩，这是极为罕见的现象，而居民用电不适用峰谷差电价，这部分负荷在寒冬和盛夏峰谷差最大的季节，反而加剧了峰谷差距。加之不稳定性的新能源快速发展，使湖南电网调峰问题日益凸显。”中电联火电分会原副秘书长梁新怀说。

电网峰谷差不断加大，带来了电网运行的安全性、稳定性和可靠性等系列问题。但具有供电兜底作用的煤电在湖南发展停滞，其背后根源值得深思。煤炭资源稀缺、外送电煤成本高固然是湖南火电机组难以发展的原因之一，但更主要的原因在于湖南火电长期“夹缝求生”，火电给水电上路，给外送电让路，给新能源让路，全年利用小时数仅为3000小时左右，承担调峰的补偿远远不足以覆盖边际成本，省内大部分火电企业常年亏损导致后续投资乏力。然而在冬季，水电、新能源难堪大任，供需失衡之下，或许免不了要感叹一句“火电到用时方恨少”。

目前，湖南全省风、光新能源装机规模已达965万千瓦，占装机总规模的21.1%，但新能源消纳难、电力供应紧张等问题接踵而至。据国网湖南电力预测，2021年湖南将弃风14.44亿千瓦时、弃光3.36亿千瓦时。为了解决电网调峰和新能源消纳瓶颈，湖南推进储能意愿强烈，但无论是发电侧还是用户侧，储能建设进展都不尽人意。在发电侧，按照湖南现有的辅助服务市场规则，储能参与深度调峰的报价上限为0.5元/千瓦时，而在湖南能监办近日发布的《湖南省电力辅助服务市场交易规则》（征求意见稿）中，这一价格下跌至0.2元/千瓦时，储能投资这笔经济账，怎么算也算不过不去；在用户侧，通过峰谷电价差套利的空间同样严重不足。从多年的实践经验来看，峰谷价差达到0.6~0.7元/千瓦时用户侧储能项目才有获利空间，而目前湖南的峰谷分时电价仅为0.45元/千瓦时，在全国范围内仅略高于江西和宁夏，远远不到开展用户侧储能盈利门槛。

“如果科学制订峰谷差电价、辅助服务补偿等政策，不仅可激发发电侧参与调峰的热情，也可引导用户避峰、错峰用电，鼓励用户多用低谷时段电。用户错峰用电的积极性与自觉性，取决于峰谷电价的引导力度与激励力度。价格杠杆对于阶段性、局部性的缺电矛盾，即便不能完全化解，也可有极大缓解。”梁新怀说。

从湖南GDP增速位居全国第五可看出，湖南经济已经提速奔跑。打造“三个高地”，担当“四新”使命，是习近平总书记为湖南擘画的宏伟蓝图。但电力是否能跟上？目前来看，答案似乎并不乐观。国网湖南电力董事长孟庆强在近日召开的湖南省科技创新重大项目新闻发布会上表示，预计“十四五”期间湖南最大电力缺口达800万千瓦以上。应对电力缺口，湖南电网外送通道仍需加强。

“目前，湖南‘八大工程’‘七大计划’纷纷启动，大发展正当其时，但从目前的供应能力来看，2021年湖南缺电可能会是持续性和频发性的。”梁新怀对此忧心忡忡。

产业变迁重塑供需格局

一场局部性、时段性和结构性的缺电事件，对于能源电力的供应体系而言，或许只是一场小小的感冒。但缺电所折射出的问题，不仅仅关乎电力系统、能源系统，更关乎经济转型和产业变迁。解决局部性的缺电，也不仅仅是一项局部性、地区性的任务，而是需要以全局眼光和纵深视野，来看待需求侧的演变与流动，进而对电力发展做出与时俱进的系统性规划。需要警惕的是，在后疫情时代，无论是经济运行还是行业发展，都充满变数。瞬息万变的局势之中，唯一不变的就是变化。要适应变化的形势，首先需要抓住变化的规律与脉络。

与此次疫情恢复期局部缺电类似的，是2011年所发生的一场大面积淡季缺电。彼时中国电力继厂网分开后，已持续8年快速发展,电力装机达到10亿千瓦，却仍要面对大范围缺电，各方舆论之哗然毋庸赘述。但若梳理缺电前后的世界经济形势和我国产业政策，会发现2011年的电荒，实则是经济运行出现变数后的产物。

2007~2009年，国际金融危机全面爆发，全球一体化的经济体系受到严重冲击。中国经济增速快速回落，出口出现负增长，经济面临硬着陆的风险。为应对危局，中国政府推出以基建为重点的4万亿经济刺激计划。在“十一五”末期，受限于能耗考核，许多高耗能项目按兵未动，“十二五”开局后，大基建陆续上马，用电需求集中释放，供应体系一击而穿。据当时的媒体报道，还未到迎峰度夏，许多地方已经开始缺电，华东某些省份从1月便开始有序用电。据统计，当年全国共有24个省级电网相继缺电，最大电力缺口超过3000万千瓦。“在前期大量建设项目的堆积下，引发了需求的爆发，使得2011开年之后工业负荷攀升。2011年以后，我国没有再出现引起高度关注的大面积缺电事件，但实际上每年或多或少都存在着时段性和局部性的缺电。大部分时候，缺电发生在冬夏的负荷高峰时段，这说明我们实际上是缺电力而不是缺电量。对于时段性的电力短缺，需要综合权衡效率效益来测算机组规划的平衡点。”中电联行业发展与环境资源部原副主任(正主任级)薛静说。

此次湖南及江西等地的缺电，与2011年电荒同属于经济运行和外部形势中非常规因素“袭击”带来的“后遗症”。一方面，新冠疫情导致我国上半年经济近乎停滞，下半年生产反弹，另一方面，全球疫情蔓延，唯有中国保持了完整而全面的生产能力，全球生产制造需求涌入中国，拉动了我国制造业的迅猛增长。同时，伴随着疫情的爆发，基建再次起飞，而此次起飞的新基建聚焦5G、大数据中心、人工智能、工业互联网等面向未来社会发展需求的新技术均是用电大户，用电量大且质量要求高，是未来电力规划中需要重点考虑的因素。

和十年前的那场电荒有所不同的是，当时的金融危机后，经济恢复从东部率先开始，缺电同样始于东部。而此次缺电首当其冲却是湖南、江西等中部地区。这一现象折射出我国经济格局正在发生变化。经过“十二五”末期至“十三五”的结构调整，大量高耗能、制造业向中西部转移。中部崛起战略经过多年努力，已显现成效。而北京、上海、江苏等地用电增速缓慢，远远低于中部省份的用电增速，其中北京2020年用电增速出现负增长。“在过去几年里，中国经济进入新常态，我国用电增速出现疲软，但新冠疫情的发生打破了原有的发展节奏与规划，宏观经济与产业布局正在重新调整，电力行业也需要把握形势、精准规划。”薛静说。

一场限电，折射出目前东部地区、中部地区不同的发展形势与任务。在现阶段，东部地区面临的最大问题是环境约束，“双控”考核尺度收紧。中部发展需求旺盛，电力供应略显迟滞。“湖南省人口已经接近7千万，人口体量已与江苏、浙江等相当，但如果比照江苏、浙江的人均用电量和发展速度，湖南的电力缺口会更大。”梁新怀说。

系统优化促进资源平衡

电力平衡问题、煤电定位问题，是“十三五”期间电力行业反复讨论的重点，电力平衡与煤电定位无法妥善解决，隐患与风险始终存在，湖南缺电只是冰山一角。习近平总书记2020年8月24日在经济社会领域专家座谈会上的讲话指出：“越开放越要重视安全，越要统筹好发展和安全。”这句话对于能源电力同样适用。诚然碳中和大计只争朝夕，减煤、去煤势不可逆，然而，在供应体系安全裕度不足的情况下，煤电仍然是无可替代的“压舱石”。梁新怀认为，目前中部地区仍然需要提升煤电的支撑，优化存量煤电，适当新增煤电，遵照洁煤、优煤、减煤、去煤的四步原则，“做好煤炭清洁化高效利用这篇文章”。在现阶段，煤电的存在，并不是减碳的阻碍，煤电发挥的调峰作用，可助力清洁能源消纳，煤电之于新能源，既是托底，也是让路。在技术手段没有突破性创新的情况下，新能源发展越快，煤电的托底作用就越不可忽视。

因此，对于煤电的付出，需要以合理的电价机制给煤电以制度保障，如建立容量补偿机制等，客观反映其市场价值，而不是让煤电长期处于付出与回报、责任与获利不对等的困境中。“从市场化的角度来说，无论是电量成本还是容量成本，都应该在终端电价上予以体现，但受限于我国当前的电价传导机制，成本难以疏通，辅助服务的价格机制仍然只是电力行业内部的零和游戏。”薛静说。

同时，从全社会减碳层面来看，应减少散煤的直接利用。目前我国50%的煤炭用来发电，在全球范围内，这一数值是80%。大量的煤炭在用户侧以低效形式利用，因此，“减煤”的重点，主要在于减少煤电以外的用户侧煤炭消费。“如果把用户侧的煤炭资源放在发电环节，可以释放大量的碳减排空间，从这个角度来说，电力行业并非越早达峰越好。”薛静说。

在加强本地电源建设的基础上，外来电仍然是湖南乃至华中地区电力规划战略中的重要部分。但湖南现有网架结构还无法承受大规模的外来电。

湖南电网结构中存在的一些先天不足的因素。负荷、电源分布不均、受端系统缺乏大电源支撑。薛静认为，“十四五”规划需要加快建设长沙与周边省份的特高压交流联络线路，形成“荆门-武汉-南昌-长沙-荆门”特高压“华中环网”，并大幅加强湖南省与外省的交流输电通道联络，实现祁韶直流满功率运行，充分发挥其设计输电能力，满足未来用电负荷的增长需求。

“同处于中部地区，同样用电增速强劲的安徽由于处于华东特高压环网之中，部分电力需求可以通过华东环网调剂。因此，强化华中特高压交流环网的建设，改善湖南电网‘强直弱交’的特性,才能提高湖南电网的交直流整体受电能力。”薛静说。

华中环网的架构优化，解决的不仅是华中地区“十四五”期间的电力问题，在更长远的未来，华中电网的枢纽作用愈加凸显。随着西南怒江、雅鲁藏布江水电的陆续开发，加之已投产的乌东德水电站、即将投产的白鹤滩水电站，西南地区大规模的清洁水电需要送出通道，而华中电网正是实现大范围跨区支援、余缺互济的枢纽。“无论是地理位置，还是水火电比例、跨流域调节能力，华中电网都是其他电网无法取代的全国联网枢纽环节，也是西电东送、南北互供的连接点。”薛静说，“因此要加强华中电网省间联络线输电通道，增强省间联络线通道的输电能力，让湖南、湖北、江西等省份能够互相调剂，实现资源大范围的优化配置。”

眼下，2030碳达峰已经逼近，2060碳中和正在计时。薛静认为，“十四五”是实现碳中和的关键时期，在“十四五”期间，电力规划需要重点考虑的一是总量和结构相匹配，促进新能源和传统能源融合发展；二是大电网集成与微电网循环结合，即既要做好“远方来”，也要做好“身边取”，这一点无论对中部还是东部都适用；三是电力的供应与需求的对接，当消费侧发生产业升级、需求升级时，电力系统需加快推进多能互补、微网、智能化等发展，促进电力新业态，以匹配用户用电需求。“总体来说，‘十四五’的能源电力发展面临的矛盾、风险与挑战是前所未有的，”薛静说，“政策制定不仅要精准适用，还要灵活高效，因此更加考验规划决策层面统筹谋划、全盘考量、系统优化的能力。”

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年01期，作者系本刊记者