“拉闸限电”频发？——关于高比例新能源情况下电力供应充裕度的探讨

继湖南、浙江等省出现“拉闸限电”之后，美国得州大停电彻底刷屏，正值“30·60”双碳目标启动之际，在新能源大发展以及电力市场改革不断深化的当口，“缺电”又成为全社会的隐忧。如何在保障电力供应充裕的同时，实现能源绿色转型目标，一时众说纷纭。促进不同电源均衡发展，保证合理的电力供应充裕度，是当前能源转型和市场改革需要重点考虑的问题。

（来源：微信公众号“奇点能源” 作者：王康）

01拉闸限电的典型与非典型样本

（一）美国得州的极端天气大停电近期，美国得克萨斯州经历百年一遇的暴雪天气侵袭，最低温度达到-26℃，引发用电新高，但严寒也导致天然气管道冰堵，因燃料供应不足导致占得州40％以上装机的天然气机组出力受限严重，很大比例的风电和煤电也因受冻不能发电，全州发生大范围停电。

每次大停电都是革新电力系统结构与体制的契机，而在导致得州大停电的众多原因当中，已有很多专家进行了详细分析，也指出归因于可再生能源的发展缺乏逻辑，毕竟在极端情况下指望间歇性能源来提供容量支撑，就像天塌了希望矮个子去顶一样纯属奢望。毫无疑问，得州大停电罪魁是极端天气导致的发电设备大面积故障和负荷需求高涨，同时得州电网与外部弱联系无法获得有效支援，缺少天然气储备等问题也被关注。

事实上，天气突变造成电价飙升在得州屡有发生，很重要的原因在于得州实行的稀缺电价机制。在体现电力供应稀缺度方面，得州没有容量市场，电厂容量价值体现在现货市场的稀缺价格上，电能量市场价格上限为9000美元/(MW·h)，稀缺价格不仅包括发电主体的报价，还包括备用价格增量、可靠性价格增量。其中，备用价格增量为价格上限与失负荷概率的乘积，失负荷概率确定方法为，假定近3年超短期负荷预测与实际负荷偏差拟合成的预测均值为M，标准差为Sd，备用容量为R；当R

该机制能有效体现备用容量的稀缺性，即如果发电不足的情况下，用户需要承受高电价，而由高电价收益驱动市场主体投资新建电厂，实现电力供应的充裕度。通过正态函数来确定失负荷概率，体现了在电力供应充裕度（电力投资成本）和电力短期缺乏之间做均衡的概率思维，多数时候是一种行之有效的方法。但也存在一定的问题，该机制人为设定失负荷概率为正态分布，其在右端快速趋零（如保证1%失负荷概率，备用需求也仅为平均负荷预测偏差的3.3倍），实际上备用需求不只会由负荷预计偏差导致，发电侧不可预测因素同样重要，随着天气变化、节假日等诸多不可预测因素存在，备用需求偏差存在较大的厚尾分布，这是导致充裕度不足的数学原因。同时，将稀缺电价作为主要的市场机制，由于电力供应公共服务特性，在发挥作用的时候，往往会引起社会公众的广泛质疑。

图1 厚尾分布示意图

具体到此次得州大停电，实际上发生了一个按照得州电力系统设计标准来说，概率非常小的非典型样本，而其导致的损失却极大。而随着全球气候变迁，极端天气频发，预先设定的概率曲线有明显偏差，得州价格稀缺机制下的气候风险巨大。

如果该极端情况发生在中国，停电是否能避免呢？答案并不那么肯定，在我国现行的电力系统安全稳定导则中，根据第三级安全稳定标准，如果发生失去大容量发电厂、新能源大规模脱网等情况导致稳定破坏时，只要求做到电网能采取各种措施，避免造成长时间大面积停电，并使电力系统尽快恢复正常运行，换句话说是允许一定范围、一定时段的停电发生。原因也在于经济性和安全性之间需要做权衡，通过强化投资应对包括极端气候在内的不可预测因素是一个无底洞。

（二）湖南拉闸限电

1.湖南拉闸限电原因分析

与美国得州的非典型样本相比，发生在湖南的拉闸限电则反映了典型的电源充裕度问题。2020年12月，受全国范围内寒潮影响，湖南提早一个月入冬，加上复工复产，湖南全省最大负荷达到3100万千瓦，超过冬季的历史记录（仍低于夏季高峰），日最大用电量超过6亿千瓦时，同比增长14%。而受燃煤减少、水库缺水、风力发电受冰冻影响无法有效发电以及外来电减少等影响，电力供应存在较大缺口，不得已全省启动分时段限电措施。

几乎同时，浙江、内蒙、江西等地由于“双控目标”、气温下降、生产恢复等不同原因，发生电力紧缺而限电的情况。“缺电”又回到了公众的视野，由于2021年生产恢复预期加强，社会对于“缺电”的担忧更加明显。从宏观数据来看，至2020年底，我国电源装机与年最大负荷比超过2:1，似乎电力供应非常充裕，但风电、光伏装机比例快速攀升，带来了结构不平衡问题：一方面是大部分时段电力供过于求，火电压出力问题更加尖锐，特别是新能源大发时现货市场出清价格接近于0；另一方面是负荷尖峰叠加可再生能源（水、风、光）小发方式下，电力供应严重不足。

以湖南为例，其电源结构示意图如下。湖南省水电占比较高且承担基荷，火电机组作为主要的调节性电源，长年发电小时不足，作为内陆省份煤炭运入困难，火电发电成本较高，导致火电企业投资与发电意愿不足。另外，湖南属于电源受端省份，外来电也是其电力平衡的主要因素。从总量看，湖南省装机比上最大负荷仍在1.7倍左右（考虑外来电），具备电力平衡的基本条件，但具有调节能力的常规电源与最大负荷之比严重低于全国平均水平，在冬季严寒情况下，水电缺水、新能源又不足为恃时，电力供应充裕度受到挑战，“拉闸限电”便不可避免了。

图2湖南省主要类型电源装机示意图（不含外来电）

2.我国电源结构性矛盾

2020年，我国新能源总装机取得突破性进展，全年新增装机约1.2亿千瓦，截至年底新能源装机达到5.3亿千瓦，比例超过24%，火电装机比例降低到50%。

图3我国电源装机规模示意图

虽然我国风电、太阳能装机占比仍低于欧洲，但在电源调节能力方面却明显弱于欧洲，主要原因有：

（1）常规水电调节能力较差。我国虽然有3亿多千瓦的常规水电，但整体库容量小、我国来水季节性明显、大水电基地多级水电考虑梯级调度开机相关性大等原因，导致我国水电调峰能力较差。自身水电出力较小，同时华中电网水电整体发电偏低同时发生，是湖南冬季时段缺电的主要原因。

（2）抽水蓄能、气电等灵活性电源比例较低。我国抽蓄、气电总装机占比仅为6%，难以提供足够的调节能力。

（3）煤电是主要调节电源。由于一煤独大，同时常规水电调节能力较差，核电考虑安全原因不调峰，生物质发电等可再生能源需要保障性收购，煤电肩负起主要的调节重任。

（4）电力市场不健全。现货市场试点遇到困难，辅助服务市场仍是发电侧的零和游戏，保障性供电责任大，电价管控仍比较严阻碍价格信号进行供需调节的能力，严重制约了我国电力系统的灵活性。

02高比例新能源情况下如何保障电力供应充裕度

（一）电力供应充裕度隐忧

上述两个案例，都指向电力供应充裕度如何保障的问题。双碳目标下，煤电和新能源装机的消长，构成了电源结构的主要矛盾，风、光装机比例日增，煤电退出呼声越发高涨之际，“缺电”频发似乎就在眼前。

该矛盾主要来自于不同品种电源在电力容量和电量上的匹配上，各种电源属性可分解为容量价值和电量价值，其中容量价值指的是，电源保障电力平衡的调节范围，体现在较短时间内可调用的功率；电量价值常规理解是电源提供电量的能力，而更深一层是电源的发电边际成本高低。

利益驱动电源投资是保证电力供应充裕度的基本条件，我国在以煤电、水电为主的传统电力系统中，电源的容量特性较好，电力平衡能力较强，通过将电力平衡责任比例分摊到各电源上可保证发用电平衡。所以没有容量价值的显性体现，而将电源全周期成本主要分摊到电量上，通过电量和电价即可回收电源全部投资（虽名义上有调频调峰等辅助服务，但主要通过两个细则偏差考核实现，仅是发电企业之间的零和游戏），从而促进发电企业投资，保证了电力供应的充裕度。

但在新能源占比越来越大的情况下，各种电源容量价值、电量价值迥异，特别是具有间歇性的新能源装机的增长，无法实现可调容量的增长，其容量投资成本可认为是无穷大，而同时其发电边际成本几乎为0，在容量价值和电量价值方面均具有极端特性。如新能源大规模进入现货市场，一方面在新能源大发时，会导致出清电价非常低；另一方面遇到负荷高点新能源又集体失灵时，将造成电力短缺，由于我国电价上限较低，电力短缺情况下容量稀缺价值无法体现，火电、气电等调节能力较大的电源，无法通过稀缺电价获得间接容量激励，扭曲了容量价值，制约了发电机组有效容量方面的投资。

叠加我国实行的可再生能源消纳配额机制，火电机组投资收益越发下降，同时加上环保要求，煤电未来增长更加受限。同样，在缺少成熟的商业模式的情况下，被寄予厚望的电化学储能也只能通过新能源捆绑的方式发展。体现容量价格机制不健全的情况下，电力供应充裕度存在较大隐忧。

（二）几点不成熟的建议

深刻认识不同电源的容量价值和电量价值差异，并给予显性定价，是以市场化手段促进资源优化配置，有效促进不同电源协同发展，既保证电力供应充裕度，又促进新能源发展的基础条件。同时电力供应充裕度也要处于合适的区间，避免追求极端充裕度过于饱和发展带来的成本追加。

1.理性看待电力供应是一种市场现象。要将电力市场作为资源优化配置的基础手段，就必须正视局部的、短时的供应紧张是一种经济现象，就像不管铁路如何发展，春节一票难求现象总会发生一样。每一次危机都是积极完善电力市场机制的机会，而一旦发生电力短缺，在政治上就上纲上线，容易因噎废食，殊不知电力系统有其客观规律，过高的充裕度会造成更高的电力供应成本，需要在经济性和失负荷承受度之间做权衡。“商鞅变法，行之一年不便者众，而行之十年秦民大悦”，电力市场和能源转型也可能如此。

2.设计合理的市场机制。一是亟需建立容量市场，类似得州的方式，通过高电价反映容量稀缺性，在我国容易造成“高电价”恐慌；而当前广东现货市场现行的对高发电成本的调节电源进行补偿，补偿资金由中长期交易偏差部分分摊的方式，激励效果有限，难以长期适应新能源高速发展。设计容量市场，较为直接地反映电源的容量价值，更适合我国的电力运行机制，且在抽水蓄能的单一制容量电价、两部制电价方面早已有经验探索。二是更大程度发挥电价调节作用。适度放开电价上限，能有效对容量价值进行补偿，提升电力充裕度，也有利于通过价格信号促进需求响应，削减高峰负荷。

3.电力市场应该“同品同价”。新能源要成长为主力电源，在市场竞争中不能缺席，对于常规电源实行的如偏差考核等规则应同样适用（当然考核标准可以适当宽松），以此通过市场化手段促进新能源采用多种方式提升容量特性，比新能源强配储能的方式更符合新能源企业利益。同步应配套建立完善的碳配额机制，推进绿电交易和CCER交易流动性，促进碳资产价值逐步提升，有效提高新能源投资效益。

4.从电力系统的角度看待多种电源协同发展。从表1对比来看，各种电源容量价值高低排序为抽蓄、电化学储能、气电、煤电、新能源，但抽水蓄能受建设条件限制较大，发展瓶颈明显；电化学储能虽然广受关注，但作为直流系统，仍难有效解决交流电网惯量、短路电流不足等问题；而气电调峰胜在既不失灵活性，又能为交流电网提供惯量、短路电流、电压调节等方面的支撑，如果主要作为顶峰电源，也不会造成天然气用量的显著增加，应该作为一个选项加以重视。