供应安全裕度步步收紧 电力保供面临几重考验？

保持适度超前性，是电力规划和建设一贯秉持的原则，但“十四五”以来的供需形势，显示出电力供应的安全裕度正在一步步收紧。

（来源：微信公众号“电联新媒”  作者：翁爽）

携着“大干之年”的热烈氛围，2023年新局已开。中央经济工作会议再度强调“稳字当头、稳中求进”，并统筹部署财政、货币、产业、科技、社会五大政策，释放出把发展放在首要任务，提振各界信心的信号。

随着防疫政策调整、消费场景修复、收入增长恢复，以及促消费政策的出台，2023年我国经济运行企稳回升是各界普遍的预期，夺回“失去的三年”成为全社会的期待。当前，各地区、各行业正抢抓窗口期、机遇期奋力攻坚，经济复苏气象尽显。

重振经济，能源电力责任重大。1月19日，中国电力企业联合会发布《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，对2023年电力供需作出了基本判断：正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右；预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。

从以上预测可判断，保障电力供应仍面临挑战。当前，能源转型进入“深水区”，我国电力供需双侧的变量加大。供应侧方面，新能源未“立”，传统能源已受到“破”的冲击；在需求侧方面，宏观经济增长、极端气候频现、居民用电高速增长、负荷分布格局演化等因素，都对现有的电力供需形势和系统安全运行形成了挑战。在风险和挑战不断加大的当下，更需加强形势研判，备豫不虞。

送端省份缺电 牵一发而动全身

国家统计局公布的1月经济数据显示出经济复苏未负众望：制造业PMI（采购经理指数）50.1%，比上月上升3.1个百分点，升至临界点以上，景气水平明显回升；非制造业商务活动指数为54.4%，比上月上升12.8个百分点，景气水平触底回升。

大幅回升的PMI，反映出开年经济修复势头超预期，宏观经济趋稳向好将促进电力消费需求增长。

“在政策利好影响下，房地产市场逐步修复将推动钢铁、建材等行业用电量回升，工业部门电气化的实施将拉动传统制造业的用电量增长；疫情防控措施的优化调整，为2023年服务消费、线下消费恢复创造良好条件，三产用电量增速恢复具有较强推动力；同时，农村用电条件得到明显改善，用电潜力得到逐步释放。总体来看，今年电力消费将呈现较快增长的趋势。”中国电力企业联合会统计与数据中心负责人分析道。

经济的恢复性增长，对于电力供应提出挑战。“十三五”以来，经济新常态下，国家加快转方式、调结构，重化工业增长放缓，导致电力消费需求增速下降，电力供需处于较为宽松的状态，但自2018年始，我国电力供需形势已从“十三五”初期的“总体宽松”，逐渐转变为“总体平衡，局部地区高峰时段供应偏紧”，进入“十四五”，电力缺口向全国范围逐步扩大，迎峰度夏、迎峰度冬期间有序用电的省份逐渐增多。

保持适度超前性，是电力规划和建设一贯秉持的原则，但“十四五”以来的供需形势，显示出电力供应的安全裕度正在一步步收紧。某发电企业人士以浙江南部某煤电厂为例，今年2月某天，因为阴雨、小风，新能源出力低，该煤电厂日负荷率达到99%，日发电量创下了投产以来的纪录。“这是一个非常危险的信号。2月，浙江南部采暖需求并不算很强，今年外贸订单不足，2月份本应该有一定的裕度，但现在机组出力已经拉满，这说明浙江电力系统的裕度已经非常不足了，很难想象夏季负荷高峰期该怎样顶过去。”该人士表示。

更为关键的是，电力紧张的现象已从东部蔓延到中西部。2021~2022年，四川、云南、贵州、安徽等送端省份发生有序用电。“西电东送是我国电力发展基本格局，送端省份缺电，牵一发而动全身。”电力从业者陈愚说。

在近年来产业转移政策的带动下，高耗能产业加速从东部沿海地区转移至中西部地区，带动了中西部地区电力负荷的快速增长。2022年，全国东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.4%、6.7%、4.2%、0.8%，中西部地区用电增速领先。其中全国用电排名第二的云南省，用电增速达到了11.8%。今年，云南也成为最先传出限电消息的省份——2月中旬，云南电解铝行业收到压减用电负荷的限电通知。

“自2018年以来，云南大力从外省引入电解铝等高耗能产业，去年夏季，云南全社会用电量增长率超过20%，其中工业用电量占全社会用电量的7成，电解铝行业的用电占工业用电量4成左右。但在负荷快速增长的同时，云南的有效发电供给能力并没有相应地提升。”国网冀北经研院高级工程师岳昊说。

西部承接高耗能产业、电力负荷快速增长的同时，东部负荷增长仍未饱和。“东部地区的新兴产业发展势头强劲，如汽车工业、半导体、数字经济、信息技术产业等，都是新的用电增长点，在本地电源发展受限的情况下，东部接受外来电的意愿提升，送端地区电力紧缺将给东部的供应安全带来冲击。”信达证券能源研究团队负责人左前明对记者说。

多位业内人士表示，在电力供需总体紧张的局面下，省间调剂、跨区送电、错峰避峰等可用资源或将下降，区域间的供需协调难度加大，对送受两端的电力平衡将产生较大影响。

产能释放需要周期

2025年或可填补顶峰缺口

近年来我国电源投资大幅上涨。数据显示，自2020年以来，我国电源投资额度激增，2020年，全国电源建设完成投资5292亿元，同比增长29.5%；2021年我国电源基本建设投资完成额进一步提高，达5870亿元，同比增长10.9%；2022年，我国电源工程完成投资7208亿元，同比增长22.8%。

连年增长的电源投资跟不上负荷需求，个中缘由在于稳定性电源增长不足。“近年来，新能源发电装机持续快速增加，2022年底风电及太阳能发电装机占总装机容量比重接近30%；此外，常规水电装机占总装机比重为14.3%，但其中具有季及以上调节能力的水库电站装机占比远不到一半，具有年或多年调节能力的水库更少。新能源以及一半以上的常规水电均要‘靠天吃饭’，稳定性较差，亟需在送端省份、受端省份均加快建设部分支撑性电源项目，在增加电力供应能力的同时，提高发电出力的稳定性。”中电联统计与数据中心负责人表示。

新能源不仅具有波动性、随机性、间歇性特点，还具有反调峰特性。新能源大发的春秋季通常是负荷低谷期，冬夏等负荷高峰期往往是新能源小发时段。换言之，越是负荷高峰时期，风光越不能保证出力。随着新能源逐渐成为电源投资增量主体，近年我国发电机组的顶峰能力增速低于装机容量的增速，也低于负荷峰值增速，这是导致缺电的重要原因之一。

2021年，全国最高用电负荷11.92亿千瓦，比上年增长10.8%；2022年，全国负荷峰值为12.68亿千瓦，较之上年增长6.4%。可以预见负荷峰值在未来还会继续上涨，但新能源上得再多也不能保证顶峰。

以2021年1月7日的负荷峰值为例。“当日寒潮来袭，晚高峰负荷达到了11.89亿千瓦。2.5亿千瓦的光伏机组没有出力，2.8亿千瓦的风电出力为0.28亿千瓦，冬季是枯水期，我国3.7亿千瓦水电装机有2亿多没有出上力，水风光出力不足2亿千瓦，近10亿千瓦的出力来自煤电、气电、核电、余热余压余气等热发电机组，热发电机组受气候、气温影响小，可稳定出力、顶峰，而煤电是热发电机组的主力。”陈愚说。

投资占比较大的风电光伏在负荷峰值时无法保证出力，能顶峰的电源中，水电、抽蓄、核电等建设周期较长；气电投资受限于天然气对外依存度、气价和气量，增量有限；可用顶峰容量的增长主要还是靠煤电。近年来煤电投资腰斩，新增煤电机组不足，是顶峰乏力的主要原因。

近期，煤电审批加速放开，2022年3月，国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》的通知，提出“保障电力充足供应，电力装机达到26亿千瓦左右，发电量达到9.07万亿千瓦时左右，新增顶峰发电能力8000万千瓦以上。”

煤电投资能否顺利落地，对发电侧有效供应能力的提升至关重要，但装机总量的落地不代表区域的供需能够得以匹配。某发电企业人士告诉记者，发电企业在哪里投、投多少，受地方政策的影响较大。目前，已有地方政府采取措施为煤电纾困解难，如出台容量补偿电价、提升煤电电量电价。如果没有好的政策机制，很难吸引到煤电投资。最近，云南省出台《2023年推动经济稳进提质政策措施的通知》，提出加大力度推动新建480万千瓦煤电项目建设，争取国家新增煤电装机指标支持。但多年来，云南煤电量价双低，亏损严重，发电企业很难有积极性在云南继续投资煤电。

上述人士进一步分析道：“随着一部分省份率先提高煤电电价，未来煤电在各地的收益情况将高度分化，在各地区价格政策存在较大差异的情况下，区域的供需不平衡或将加剧。”

在电力系统成本不断推高、电力供需形势不断收紧、电力转型约束不断加大的复杂局面下，过去“水多了和面，面多了加水”式的边界试探“平衡大法”早已显示出与现实需求的严重滞后。随着新电改和电力市场化的推进，电力规划与政策安排也需逐渐从计划视角转向市场视角，一方面，以市场运行形成的经济性指标作为依据开展更精确的电力规划；另一方面，持续完善市场体系与价格机制，推动电力的能量、可靠性、灵活性等多元价值在市场机制中的体现，从而更高效地引导电源投资。

极端气候影响供需两侧

负荷峰值期保供难度加大

新增电源投产受建设周期制约，存量发电资源的有效利用又存在怎样的变数？

中电联统计与数据中心负责人告诉记者，电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等电力保障要素给发电出力带来较大不确定性。

在传统的认识中，水电是稳定电源，也是电力清洁转型的中坚力量，但近年来水电大省的缺电，让水电的“确定性”降低。

“去年遭遇大旱、电力紧缺时，四川水电应发尽发，主力水电站已达死水位。今年汛期来临前，水库存水量极有可能青黄不接。”陈愚表示。

“从去年下半年到今年春季，整个蓄水情况并不是太理想，对于水电全年出力可能带来较大影响，”左前明表示，“水电的发电占比仅次于煤电，一旦水电出力出现较大不确定性，对于煤电的支撑能力将提出更大的考验。”

在去年来水明显偏枯的三季度，煤电发电量同比增长9.2%，发挥了煤电兜底保供作用。可以预计，今年负荷高峰期，煤电将依然是保供主力，因此，煤电发电设备保持可用、可调状态对系统安全稳定至关重要。但近年来，煤电企业面临着煤量缺、煤质差、亏损大、非计划停运多等困境，机组往往“带病运行”“应检未检”。“煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患增加，电煤煤质下降也增加了发电出力的不确定性。”中电联统计与数据中心负责人说。

随着新能源的快速发展，煤电机组调节任务加重，机组长期变负荷运行，可靠性下降，叠加部分机组长期吃“杂粮”，进一步加大了设备风险。“部分区域灵活性电源不足，为了尽量提高新能源的消纳率，煤电机组频繁启停，例如华电莱州电厂，今年春节期间7天内8次启停调峰。这种运行方式将影响机组可靠性，一旦顶峰的煤电机组在迎峰度冬/夏时发生故障，将对负荷峰值期的保供带来冲击。”陈愚说。

在需求侧，气温因素对电力消费需求的影响日益凸显。伴随着城镇化率及人民生活水平的持续提升，居民生活用电量保持着较快的增速，在电力消费结构中占比提升。中电联统计与数据中心负责人告诉记者：“在居民生活用电中，夏季降温负荷需求及冬季取暖负荷需求占比高，季节性特征显著，近年来极端气候频发，电力负荷季节性峰谷差持续加大。在夏季高温时段，部分城市的空调负荷占城市的总用电负荷比重高达40%以上，如果存在全国大范围、长时段的极端高温天气，对全年的用电量增速影响程度可达到1个百分点左右。冬季的极寒天气也给电力需求带来较大不确定性，如2021年1月我国中东部大部地区遭遇强冷空气寒潮，用电负荷快速攀升，拉动1月全国最大用电负荷同比增长25.6%。”极端天气一方面在需求侧推高居民用电的季节性尖峰，另一方面在供给侧影响新能源的出力，二者叠加，将加剧电力系统供需错配的矛盾，加大负荷峰值期的保供难度。

电力系统成本将大幅上涨

电力价格机制尚未理顺

电力供需棋局胶着，电网侧的落子具有举足轻重的分量。

中电联统计与数据中心负责人建议，在加快推动电源建设的同时，深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网。“我国幅员辽阔，各地气候、资源禀赋、发展情况差异较大。西部地区新能源、水能等资源丰富，中东部地区资源相对匮乏，当前及未来仍需继续建设部分特高压输电工程，充分利用不同地区用电高峰的‘时间差’，进一步发挥大电网的资源优化配置作用，继续加强电力跨省区互剂。同时，加快推进现有输电通道的配套电源和电网补强工程建设，进一步挖掘现有跨省区输电通道的送电能力。”中电联统计与数据中心负责人表示。

随着东西部负荷差的不断拉平，基于过去的区域电力供需特点所开展的电网布局已经难以适应当前跨省区余缺互济的需求。多年来，我国中西部地区负荷低、消纳能力不足，过去的电力规划中，中西部地区大多以“点对网”的方式向东部地区单向送电。2019年，湖南预见供电趋紧，着手推动鲤鱼江发电厂返送湖南。鲤鱼江发电厂原有两台33万千瓦、两台60万千瓦共计180万千瓦的机组向广东送电，2019年，湖南开始协调鲤鱼江电厂转接湖南，2021年2月转接工程动工，2022年1月，鲤鱼江电厂两台33万千瓦的机组并入湖南电网，使湖南得以新增66万千瓦的供电能力。

而在2022年川渝缺电之际，由于其网架结构以输出为主，输入通道负载能力有限，接受外来电的支援受到限制。“基于国家水电大基地的定位，以及四川水电过去丰水期大量富余的情况，过去主要围绕水电外送做电网规划，并未过多地考虑输入通道和外送机组下网承接能力，这在目前的供需形势中确实显现出它的短板。从未来的趋势来看，一方面，电网规划的跨省跨区互联需要立足于新的形势需求，增强跨区互济能力，另一方面要不断推进电力市场化改革和全国统一电力市场体系建设，用市场化的手段促进送受端之间灵活交易。”岳昊分析道。

国家电网公司原总工程师张启平认为，国内外电力系统运行的实践表明，不论是应对极端气候灾害导致的大范围缺电，还是加快推进新能源替代行动，大电网的作用都是不可或缺、且效益十分明显的。在电网跨区输电的需求不断加大的背景下，需要重新评估当前跨区电网的输送能力是否足够，并加强交直流电网格局的深入研究。“由于近年来极端气候频发，平衡电力供需越来越依赖于大电网的错峰支援、应急调度，”张启平说，“特高压直流工程在余缺互济中已经发挥了不可替代的作用，但与此同时，交流电网的支撑作用也至关重要，我们要理性看待交流联网的利与弊。着眼于远期，在碳中和的情景下，当新能源发电功率比例经常性地超过了交流系统发电量50%以上时，电力系统的运行特性将发生颠覆性变化，是增加调节电源还是加强联网，哪一种方式更具经济性，需要进一步严格论证。”

经济性的考量，已成为构建新型电力系统的核心命题之一。随着新能源的大规模发展，电源投资成本、调节性电源建设成本、火电灵活性改造成本以及配套的电网改造成本将不断上升。在电力系统的转型中，成本上涨已经是不容回避的客观现实。国际权威机构研究表明，新能源电量渗透率超过15%之后，电力系统成本将大幅上涨，德国、英国新能源的快速增长已成为该国消费端电价水平快速上涨的重要原因之一。而我国电力价格机制的“堵点”尚未打通，是供需紧张下的矛盾根源所在。电力的价格管制本意是为保护消费者免受外部价格冲击，但长期的价格抑制制约了电力行业的可持续发展空间，电力“供不应求”所产生的副作用最终将影响到全社会的经济效率。在全球能源价格上涨的趋势中，我国能源电力终端价格仍相对平稳，但这样的状态还能延续多久令人存疑。近期，欧洲飙升的电价引发了有关电力市场改革的争论，在部分国家“消灭高电价”的愿望中，最终正式的改革方案仍然肯定了现存的市场制度的合理性，并保留边际定价机制以确保投资者获得持续投资可再生能源和需求侧管理的长期信号。

“保障系统安全裕度和较高的可靠性，需要更大的能源体系的投入来实现，在推进电力市场化改革和全国统一电力市场体系建设过程中，理顺价格机制的本质是下游经济承载力的问题。当前，平衡安全、低碳和经济三重目标的挑战加大，或许需要进一步审视能源转型的节奏与当前的经济承载力是否相匹配。”左前明表示。

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2023年第2期。