深度：电荒为什么重现？

在新型电力系统的构建中，电力供需结构发生重大变化，电力系统的平衡压力加大。当前，局部供需失衡引发的“缺电”现象高发，正是谨防系统性风险的紧急预警。

文 ｜ 武魏楠

入夏之后，全国多个地区出现缺电状况。

7月14日，西安多个地区持续性停电，＃西安停电＃话题冲上了微博热搜。就在同一天，全国日用电量刷新了历史纪录，达到271．87亿千瓦时，与去年夏季最高值相比增长超过10％。截止14日当天，全国已经有11个省级电网负荷创历史新高。

面对用电负荷的不断增长，各地区陆续出台有序用电、错峰用电、季节性尖峰电价等政策，部分地区还采取高耗能企业限电停产的政策。“拉闸限电”再度回到全社会的视野之中。

17年前，中国经历了一场贯穿全年、蔓延全国的电荒。在这场严重的电力危机刺激下，中国电源投资建设进入了一段高速发展时期。

为什么近20年后，大面积电力供应紧张再度出现？

事实上，在过去十几年里，电网每到夏季都要经受“迎峰度夏”挑战。中国的地理环境特性也决定了每年都会受天气影响，出现降温负荷暴涨下的用电负荷尖峰时段。

“但今年夏季电力供应紧张的情况与往年有所不同。”电力从业者陈愚告诉《能源》杂志记者，“除了季节性因素和异常高温天气影响外，今年全国较大范围的电力供应紧张主要是电力供应不足造成的。”

面对过去十几年发电装机容量增长数倍的事实，我们很难想象仍然是电力供给不足引发大范围的缺电。深入分析就不难发现，“十三五”期间开始，我国的发电与用电特性都在悄然发生变化。这些变化一边直接影响了电力供给结构；一边对政府管理部门和企业产生一定程度的误导，影响了电源建设和规划，加剧了电力供给短缺问题。

为何高速增长的发电装机依然无法让我们规避电力短缺的风险？在2021年1月初和夏季接连出现大面积电力短缺之后，“十四五”缺电会反复出现吗？

狂飙的用电负荷

7月9日至16日，中央气象台连续发布8天高温预警，高温主要影响区域集中在江南、华南以及西北地区东部、华北西部和黄淮西部等。不仅在南方和西北地区，东北地区的黑龙江、吉林、辽宁等地同样遭遇了高温闷热天气。

根据国家气候中心预测，盛夏全国大部分地区气温接近常年同期到偏高，新疆大部、黄淮、江淮、江汉、江南等地高温（日最高气温≥35℃）日数较常年同期偏多，将出现阶段性高温天气。

高温天气直接拉高了用电负荷。以西安为例，6月28日至7月14日西安电网因为持续高温天气导致负荷急剧攀升，期间连续6次超过历史最大负荷。7月14日西安电网用电负荷再度创新高，达到峰值943万千瓦，大规模停电紧随其来。

《能源》杂志记者发现，近年来全国各地最大用电负荷均快速攀升。2020年8月国家电网用电负荷创历史新高，达8．75亿千瓦；1个区域电网（华东电网）和11个省级电网（天津、冀北、山东、江苏、浙江、安徽、福建、湖南、江西、四川、蒙东电网）负荷创新高。

2021年1月7日，国家电网经营区最高负荷再创新高，达到9．60亿千瓦，日发受电量达到201．91亿千瓦时。其中，华北、华中、东北、西北等4个区域电网，北京、天津、上海、江苏、安徽、江西、辽宁、吉林、黑龙江、陕西、宁夏等11个省级电网负荷创历史新高。

2021年7月14日，全国日用电量刷新了历史纪录，达到271．87亿千瓦时，比去年夏季的最高值增长超过了10％。

除了用电负荷最高值破纪录的时间间隔越来越短，负荷尖峰值的增速也是一骑绝尘。

2018年1月，湖南省最大用电负荷只有2710．6万千瓦。到了2020年8月，这一数字已经是3332万千瓦，不到三年时间增长了23％。

更大规模的增长案例在浙江省。2018年7月，浙江省两次突破历史最高用电负荷，其中第一次突破历史最高用电负荷是7640万千瓦；2021年7月最高用电负荷突破1亿千瓦，增幅超过30％。

用电负荷在短期内快速增长与近年来大规模的“再电气化”息息相关。2019年，国家电网公司提出了到2050年实现“两个50％”，即2050年我国能源清洁化率（非化石能源占一次能源的比重）达到50％和终端电气化率（电能占终端能源消费的比重）达到50％。

“考虑到中国的资源禀赋，如果要实现更清洁、低碳的能源结构，再电气化是一个必然趋势。”国网能源研究院经济与能源供需研究所宏观研究室主任吴姗姗对《能源》杂志记者说。这一观点也得到了包括电网企业和发电企业在内的许多电力行业人士的支持。

但也有业内人士对大范围、快速的再电气化提出了担忧。“单一能源在终端占比过高，稳定供给是关键问题。而且目前中国的电源建设还难以支撑如此快速的再电气化过程。

可用电力装机缺位

“除了负荷快速增长，电煤供应偏紧是2021年夏季电力供需紧张的另一个重要原因。”吴姗姗说。

7月中旬，河南省发改委下发文件，要求省内所有煤矿生产电煤一律不得售往省外；省内所有煤矿生产煤炭可以转做电煤使用的一律不得入选。此举将夏季电煤短缺的问题暴露无遗。

尽管国家发改委今年连续释放煤炭储备，但依然没有能够遏制煤价上涨的势头。国家统计局7月26日公布的数据显示，7月中旬全国煤炭价格继续上涨。

这样看起来，今年夏季电力供给短缺确实存在着很多特定的因素，像是一次季节性的短缺。但实际上，从今年1月的寒潮到7月高温天气，我国电力供给在极端天气面前越来越脆弱，反映出了我国电力供给出现了结构性的问题。为了解释电力供给的结构性问题，我们需要用更加直观的数字来说明。

根据《2020中国电力供需分析报告》，“十三五”前四年我国调度最大用电负荷快速提升，从2015年的8亿千瓦增至2019年的10．5亿千瓦，年均增长7．2％，高于同期全社会用电量年均增速1．1个百分点。

那么相对于需求端，电力供给端的情况怎么样呢？国内发电总装机增速在2015至2019年呈现出不断下滑趋势，只有2020年有较快增长。根据《能源》杂志测算，2015年至2020年发电总装机容量的年均增长率为7．61％。

虽然看起来发电总装机容量的年均增长率与调度最大负荷增长率基本一致，甚至略高于负荷增长。但不能以此判定电力供给是充足的。“虽然发电装机不断增长，但最大问题是可用发电装机容量的不足。”陈愚对《能源》杂志记者说。

所谓可用发电装机容量，指的是发电机组在实际运行中所能提供的可靠发电出力。例如在2021年1月7日的寒潮用电负荷高峰中，全国用电负荷高峰为11．89亿千瓦，但我国22亿千瓦的总装机依然无法满足电力需求。这就是可用发电装机容量不足导致的。

1月7日用电负荷高峰出现在晚上，2．5亿千瓦的光伏装机出力为0；加上全国范围的小风天气，风电出力也只有装机容量的10％。这直接导致全国累计5．3亿千瓦的风电、光伏出力只有不到3000万千瓦。当日支撑用电负荷尖峰的主力是出力超过90％的火电和100％出力的核电。

“在不限电的情况下，煤电可用容量可以达到铭牌标记装机容量的80％以上。”一位发电企业内部人士对《能源》杂志记者说，“从全年发电情况看，风电、光伏的出力大约只有铭牌容量的五分之一，甚至六分之一。”

“十三五”期间，我国的风电、光伏装机容量进入飞速发展时期。与此同时，2015年之后的火电建设速度大大放缓。此消彼长之下，整个“十三五”期间每年的新增风光装机都大于火电装机，而且火电在新增装机中的比例也从2015年的50．65％下降至2020年的29．18％。

但这些都只是铭牌数据，并非实际的可用装机容量。如果按照火电的可用容量为铭牌容量的80％、风光可用容量为铭牌容量的20％这一标准来计算，火电与风光的可用新增装机容量立刻就有了颠覆性的变化。

“风电与光伏挤占了火电在新增装机容量里的比例，但却没有提供相应足够多的可用装机容量。这直接导致了我国电力供给能力的增加跟不上用电负荷的增长。”上述发电专家说。

如果以火电、风光的可用装机容量来计算，“十三五”期间我国年均发电装机容量的增长率只有4．87％。这就远低于同期的全社会用电量增速（6．1％）和最大用电负荷增速（7．2％）。

正是由于可用发电装机容量增速低于负荷增长，冲击电力供需平衡。

火电利用小时数“风向标”失灵

发电供给能力不足的问题在“十三五”期间逐渐累积。

《电力发展“十三五”规划》（以下简称《规划》）预期2020年全社会用电量6．8－7．2万亿千瓦时，年均增长3．6－4．8％，全国发电装机容量20亿千瓦，年均增长5．5％。

电源结构方面，《规划》预计煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，占比降至约55％。全国风电装机达到2．1亿千瓦以上，太阳能发电装机达到1．1亿千瓦以上。

从行业发展的额实际看，无论是发电装机总量，还是煤电、风电、光伏装机容量，都超过了《规划》设定的目标。2020年全社会用电量7．5万亿千瓦时，略超过预期值；煤电累计装机超过12亿千瓦。

“核心问题在于对于电力供给宽松或者紧张的判断还停留在传统的火电利用小时数高低上。”陈愚说，“不断下降的火电利用小时数给大家造成了一个错觉，那就是电力供需是持续宽松的。”

2016年11月，国家能源局电力司司长黄学农在解答有关《规划》的问题时称：“大家都很清楚，电力需求增速放缓。火电利用小时从2013年的5021小时到2015年降到4329小时，降低幅度很大，今年预期在4000小时左右，“十三五”后面几年我们预期这个小时数会进一步降低。目前各个地方规划建设的煤电项目仍然较多，煤电的潜在风险很突出。”

为什么以火电利用小时数来判断电力供需状况不再准确了呢？

“现在发电端和用电端的不稳定性都在增强。”上述发电企业人士说，“以前发电端80％是火电，发电能力稳定。用电端绝大部分是工业用电，也十分稳定。因此火电利用小时数可以用来判断电力供需。但是新能源渗透率不断提高增加了发电端的不稳定，居民用电和第三产业用电比例的提高增加了用电端的不稳定。”

2020年我国第二产业用电51215亿千瓦时，占全社会用电量的68％。居民用电和第三产业用电总和为23036亿千瓦时，占全社会用电量的30％。“以发达国家的经验来看，第三产业用电和居民用电分别占到总用电量的30％左右。我们正在朝这个方向发展，这意味着用电端的不稳定性会继续增强。”

发用两端的剧烈波动意味着电网需要更多的可调节电源，在中国就意味着火电要更多地参与平抑电网波动。但在我国电力体制改革停滞不前的情况下，火电除了电能量价格几乎没有其他的辅助服务收益。压低发电小时数参与调峰，就意味着收入的减少。

2015年之后，由于火电利用小时数不断下降，再加上煤炭去产能政策缩减了煤炭供给，导致煤价进入上涨周期，火电企业在“十三五”期间始终面临着较大的经营压力。中电联2017、2018年发布的全国电力供需形势分析预测报告中，明确提出火电企业面临大规模亏损风险。

基于火电经济效益下滑，发电企业降低投资火电意愿。“2030年碳达峰、2060年碳中和”战略的实施，让发电企业进一步降低了投资火电的动力。为实现“双碳”目标，发电集团均提高可再生能源投资规划。

“碳中和”大潮下，风电、光伏的投资建设步伐无疑会大大加快。但如果电力系统灵活调节资源不能快速增长，电力系统局部供需紧张的状况仍然难解。

缺电形态多样化

各地电力短缺的表现形式不尽相同。

“电力短缺在不同地区有不同类别。有些地区发电装机容量、电力输送通道能力小于最大负荷，属于硬缺口。”吴姗姗告诉《能源》杂志记者，“有些地区缺电是电源结构问题，在短时间内会出现区域性的电力短缺。不同的缺电类型需要不同的解决方案。”

湖南省就是电力硬缺口的代表。前文中我们已经回顾了湖南省过去两年负荷增长23％。但是在发电侧，湖南省从2018年至2020年仅增长了6％。

剔除风电、光伏、抽蓄和水电的不可用容量后，湖南省内的可用发电装机容量甚至不到3000万千瓦，算上400万千瓦的外送电通道的能力，也难以支撑尖峰负荷。

以浙江为代表的东部地区则有其他特征。在省内装机容量不足以支撑用电负荷尖峰的情况下，浙江省通过外送电实现电力供需的紧平衡。由于浙江所处的华东电网架构坚强，外送通道更多，浙江不属于电力硬缺口。

如前文所述，过去3年浙江最大用电负荷增长超过30％。但同期浙江发电装机容量增速只有6％。如果剔除风电、光伏装机带来的“虚高”，浙江可用发电装机容量增长远远跟不上用电负荷的增长。

与湖南不同的是，浙江省不断增加的外送电保障了电力供应。浙江省外输入电量在过去五年几乎翻了一番，占全社会用电量的比重在过去十年间从9％上升到25％，已经成为坚强的第二大电源。

浙江省发改委相关工作人员告诉《能源》杂志记者，“随着煤炭消费总量约束趋紧、水电资源开发殆尽，煤电和水电今后将仅能维持现有供应量，其地位将进一步下降。省外来电不可避免地将成为第一主力电源。风光电将继续保持快速增长，地位进一步提升。”

此外，“白鹤滩至浙江的特高压直流建设很可能到2024年才能投产。而且除了白鹤滩，浙江省目前还没有其他可供利用的西部电源基地。”更糟糕的是，浙江外来电送端也已经暴露出电力供给偏紧的问题。四川省在2020年夏季、2021年初都实行了错峰用电；宁夏在今年夏季以及之后都存在缺煤的问题；安徽在2021年初也实行了错峰用电。

可供浙江选择的能源供给方案有限，气电似乎是当地政府心仪的新方向。在浙江省发改委发布的《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》中，就明确提出了要“大幅增加气电发电利用小时数。完善气电协调运行机制，研究探索气电运营新模式”。

相比于电力输入省份，电力输出省份的缺电问题则呈现出另一番面貌。

截止2020年12月，甘肃省新能源装机2369万千瓦，占该省总装机的42％。总装机容量5600多万千瓦的甘肃，最高用电负荷只有1700多万千瓦，甘肃是名副其实的电力输出省份。

今年夏季，甘肃也遭遇了电力供应紧张的问题。“甘肃今夏电力紧张主要是因为黄河来水偏少导致水电调节能力不足。再加上煤价大涨，火电的发电意愿不强。”甘肃省内发电企业人士对《能源》杂志记者说，“标煤价格600多元／吨，已经达到了历史最高值。”

与多数省份用电负荷最尖峰时段出现在下午气温最高时间不同，甘肃电力紧张往往出现在晚高峰时间段，即下午6点至9点左右。这一时段里光伏发电出力降至0，风力发电较少，电力供给不足的情况随之出现。

“甘肃省短时间电力短缺问题，基本要靠西北电网的省间互济来解决”，国网甘肃电力公司相关人士告诉《能源》杂志记者，“如果未来西北各省的新能源渗透率都达到很高的水平，很可能出现大家同时缺电，无法省间互济。如果要避免这种情况，势必要加强省内或者区域内的火电建设。”

但是目前的省间互济没有市场机制的支撑，无法计算成本与利益。“省间互济是一种应急出力方式。实际上是让电力平衡的地区承担了电力不平衡地区的责任。”上述电力专家说，“如果长期缺乏合理的经济补偿机制，未来大家都不愿意承担互济的责任，导致反复缺电。”

相关电力市场化改革正在做着尝试。从5月份开始，甘肃一直在不间断进行电力现货试运行。“6月的试运行结果是火电结算电价仅比中长期高了1．1分，风电价格反而低了3．9分。供需紧张、煤价奇高的情况下，火电、风电都对价格不满意。”上述甘肃发电人士说，“究其原因就是甘肃的现货市场实行发电侧单边竞价模式，没有把价格向用户进行传导。”

从实际出清结果来看，甘肃6月的电力市场价格明显上涨。其中，日前市场平均出清价格319元／MWh，实时市场平均出清价格348元／MWh，不仅相较5月有了明显升高（300、274元／MWh），而且也高于甘肃省燃煤发电基准上网电价0．3078元／千瓦时。

在用电持续增长、电力供需形势紧张、煤价上涨的背景下，按照市场定价的原则，电价上涨的预期在不断增强。

电力系统“不可能三角”

能源“不可能三角”是电力系统稳定运行的结果。

能源“不可能三角”指的是无法找到一个能源系统同时满足“能源的环境友好（即清洁能源）”、“能源供给稳定安全”、“能源价格低廉”三个条件。

在“双碳”目标下，彻底告别电力结构性的短缺，我们就必须同时满足“能源的环境友好（即清洁能源）”、“能源供给稳定安全”这两个条件。这也意味着我们放弃“能源价格低廉”这一限定条件，也就是更充分的电力市场化。

可以预见，在合理的价格机制下，一方面可以鼓励火电（包括煤电和气电）的投资建设，另一方面有利于进一步完善和扩大需求侧响应等灵活性调节资源的响应能力。

行业内人士介绍，现有的需求侧响应更像是一种尽义务、甚至是被动的响应，接近于拉闸限电。电力价格的充分市场化或许会推高终端用户的用电成本，但也可以通过积极的价格引导，让用户根据自身情况调整在尖峰时段的用电行为。

吴姗姗介绍，“在东部地区未来的用电结构中，第三产业和居民用电的比例将更高，需求侧响应的潜力更大。如果可以通过市场化的价格引导需求侧进行调节，可以有效地缓解电力供应紧张。”

以浙江为例，按照浙江省的最新规划，到2025年底将建成智能公用充电桩5万根左右，自用充电桩25万根以上。以公用充电桩为250KW的快充桩、自用充电桩为20KW的慢充测算，充电桩的最大用电负荷可达1750万千瓦。这既对电网的供给能力提出了巨大的挑战，同时作为灵活调节的负荷可以参与电力系统调节。

在储能技术有颠覆性进展之前，充足的可用装机容量、灵活的电力系统调节资源、完善的电力市场、合理的价格体系是电力系统稳定运行的标准配置。由于电力系统配套成本上升，或许会产生电价上涨。接受或许比现在更高的电价，就是我们需要付出的成本。

（文中被采访人仅代表个人观点）

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