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日前，湖南省發(fā)改委發(fā)布《關于啟動2020年全省迎峰度冬有序用電的緊急通知》，要求自2020年12月8日起，全省啟動分時段限電措施。不僅是湖南，浙江、內蒙古、江西等多地也相繼發(fā)布通知，對于近期電力部門的壓力和電力緊缺等問題采取相關措施。突如其來的限電引發(fā)了全國范圍的關注——18年來，全國發(fā)電裝機容量增長6倍有余且仍在保持快速增長，“拉閘限電”的歷史為何又重新上演？

其實，湖南的能源供應問題由來已久。最近一次用電緊張發(fā)生在2018年，曾出現(xiàn)200萬千瓦電力缺口，拉閘限電19天，隨后通過“再造一個湖南電網(wǎng)”基本解決了2008年冰災引起的電網(wǎng)建設滯后遺留問題。而2020年，電力供應問題又擺在了湖南面前。

數(shù)百萬千瓦級的電力缺口從何而來

湖南省發(fā)改委發(fā)布的《關于啟動2020年全省迎峰度冬有序用電的緊急通知》顯示，湖南全省最大負荷已達3093萬千瓦，超過冬季歷史紀錄，日最大用電量6.06億千瓦時，同比增長14.1%，電力供應存在較大缺口，為保障全省電網(wǎng)平穩(wěn)運行和電力可靠供應，湖南啟動有序用電。

在2020年12月2日舉行的“2020年湖南電力迎峰度冬動員暨防凍融冰視頻會”上，國網(wǎng)湖南省電力有限公司電力調控中心副主任陳浩表示，2020～2021年迎峰度冬期間，湖南電網(wǎng)最高用電負荷將突破電力供應極限，存在300～400萬千瓦缺口。

數(shù)百萬千瓦級的電力缺口從何而來？華北電力大學經(jīng)濟管理學院教授袁家海認為，用電量和用電負荷的持續(xù)快速增長是湖南省電力供應緊張的直接原因。“十三五”期間湖南用電需求增長強勁，用電量增速高于全國平均水平，2018年和2019年分別高出1.9和2.3個百分點；第三產(chǎn)業(yè)及城鄉(xiāng)居民生活用電量比重較高，2019年占全社會用電量比重分別達到19%、27%，最大負荷快速攀升。

記者在采訪中了解到，隨著抗擊疫情形勢好轉，湖南省復工復產(chǎn)成效明顯，用電量快速穩(wěn)定增長。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2020年1～2月，受新冠肺炎疫情影響，湖南省用電量增速同比下滑6.7%，到了2020年4月，隨著我國疫情防控取得階段性勝利，湖南省用電量增速由負轉正至6.6%，2020年11月增速進一步攀升至9%。

其次，湖南地處華中腹地，煤炭成本較高，煤電發(fā)展緩慢；水電裝機達到開發(fā)上限，新能源規(guī)模較??；外來電不足，電力供應能力建設落后于需求增長。湖南全省電源裝機自2016年以來沒有大幅度增長，尤其是火電機組和水電機組，增長的主要是風電和光伏，且規(guī)模不大，發(fā)電相對沒有那么穩(wěn)定。根據(jù)有關數(shù)據(jù)顯示，湖南“十三五”期間規(guī)劃并核準了660萬千瓦火電裝機容量，但卻無一投產(chǎn)，火電投資建設進展緩慢。而水電裝機從2015年底的1716萬千瓦增長到2019年底的1744萬千瓦，四年間只增長了28萬千瓦。截至2019年底，湖南省內清潔能源裝機規(guī)模為2594萬千瓦，占全省總發(fā)電裝機容量的54.8%。

同時，袁家海指出，計劃體制下的調度模式已無法滿足新能源和負荷尖峰化的需求，導致各市場主體間利益矛盾加劇，難以調動各類電力資源參與尖峰電力供應的積極性。

“拉閘限電”不可能成為應對電力供需矛盾的“底牌”

事實上，多地同時出現(xiàn)拉閘限電在我國曾有先例。早在2002年，全國范圍內先后就有12個省區(qū)執(zhí)行“拉閘限電”，彼時全國發(fā)電裝機不足3.6億千瓦；此后十余年間，我國電力裝機容量迅速增長。隨著城市電網(wǎng)網(wǎng)架優(yōu)化和科技進步，以及新能源的并網(wǎng)和“西電東送”等重大工程的啟動，多數(shù)缺電地區(qū)紛紛表示已告別“拉閘限電”。其中，不乏像四川省這樣從“嚴重缺電”到“外送第一”的逆襲者。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，截至2020年10月底，全國發(fā)電裝機容量達21億千瓦，已告別本世紀初工廠“開三停四”、用電高峰期“商場停電梯，路燈開一半”的電荒局面。

袁家海認為，“拉閘限電”在多地重現(xiàn)，揭示出我國能源電力清潔轉型必須解決的矛盾——如何用經(jīng)濟性可承受的方式保障電網(wǎng)安全、滿足社會用電需求。

客觀來看，在風電、光伏發(fā)電、水電、外來電均無法提供有效出力的當下，煤電成為保障湖南電力需求的唯一手段；且隨著未來可再生能源發(fā)電在電力系統(tǒng)中的占比進一步提升，一旦極端天氣等偶發(fā)因素急速推高需求，這一矛盾會更加突出。

國網(wǎng)湖南省電力有限公司表示，未來五年，湖南用電負荷仍將保持較快增長，全社會用電量將達到2600億千瓦時、最大用電負荷達到5400萬千瓦，現(xiàn)有供電能力已無法滿足需求。

相比之下，“拉閘限電”固然是應對異常情況的有效舉措，甚至不需要電力系統(tǒng)付出額外的努力和改變，但長遠來看，指令性的“拉閘限電”不可能成為電力系統(tǒng)未來應對供需矛盾的“底牌”。同時，作為電力強國，“拉閘限電”也無法回應人民對于先進高效電力系統(tǒng)的期望。

電力供應適度偏緊將倒逼電力改革進程

湖南省近年來推動產(chǎn)業(yè)轉型升級，加快第三產(chǎn)業(yè)、高技術及裝備制造業(yè)等高附加值行業(yè)發(fā)展，再電氣化比例位居全國前列。2019年，湖南居民用電量在全社會用電量中的占比接近30%，在國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內排名第一，其三產(chǎn)和居民生活用電量合計占比高達46.1%，遠高于全國30.6%的平均水平。

去重工業(yè)化的產(chǎn)業(yè)發(fā)展模式使得湖南用電結構中第二產(chǎn)業(yè)僅占到53%，低于全國平均水平16個百分點，其中2019年四大高載能行業(yè)用電量為375.3億千瓦時，同比增長2.6%，增速較去年回落0.4個百分點，高技術及裝備制造業(yè)用電量為128.4億千瓦時，同比增長6.7%。

袁家海認為，湖南“少煤、無油、缺氣、水強、風光弱”，一次能源稟賦不強，在經(jīng)歷去產(chǎn)能后，煤炭嚴重依賴外省供應；電源結構“水火并重、風光較少”，水電開發(fā)已近上限；浩吉鐵路對湖南煤電支援有限；風電和光伏發(fā)展緩慢，為滿足快速增長的用電需求，湖南省對外來電的依賴將加重。

湖南是水電大省，對火電供應彈性要求較高。通常一年中前三季度湖南省水電來水情況較好，對火電造成明顯擠壓，火電企業(yè)面臨較大壓力；四季度，湖南開啟迎峰度冬，各大流域逐漸進入枯水期，火電設備利用率才會達到較高水平。“雖然火電全年平均利用小時數(shù)可達到4000小時左右，但前三季度低負荷率運行時煤耗水平較高、發(fā)電效率較低，而風電和光伏受資源條件和消納能力的限制，發(fā)電利用小時數(shù)并不高。”袁家海表示。

其實，解決尖峰負荷缺口的關鍵已不在于繼續(xù)擴大煤電裝機規(guī)模，而要從電力系統(tǒng)的整體角度出發(fā)，優(yōu)化電力供應結構，在根源上解決電力缺口問題。“電煤不足、煤價高漲、發(fā)電企業(yè)虧損、外來電減少和強降溫等都對此次限電起到了作用，所以解決方案也應該是全方位的。”袁家海分析，“例如浩吉鐵路加大電煤調運力度、酒湖直流優(yōu)化運行提高區(qū)外來電調送力度、加強基于經(jīng)濟激勵的需求側響應、加快市場化進程等。”

此外，袁家海還認為，從一定意義上看，電力供應不可能一直是“十二五”和“十三五”前期非常寬松的狀態(tài)，適度偏緊有利于暴露當前電力供應的深層次結構性矛盾，可以加速、倒逼電力改革和轉型進程。

應對尖峰負荷清潔能源難堪重任

根據(jù)國網(wǎng)湖南省電力有限公司統(tǒng)計，截至2019年底，湖南省內清潔能源裝機規(guī)模為2594萬千瓦，占全省總發(fā)電裝機容量的54.8%，其中水電裝機1744萬千瓦，新能源規(guī)模達850萬千瓦；湖南每10千瓦時電中有5.1千瓦時來自清潔能源，清潔能源電量占比排名全國第四。

與煤電相比，水電、風電和光伏等可再生能源極易受天氣影響，在電力可靠性方面較弱。寒潮導致湖南氣溫突降，裝機占比較高的水電和風電等清潔電源受天氣影響無法有效發(fā)電，嚴重拉低了湖南省內電力供應能力。“清潔能源消費占比的不斷提高在給湖南帶來綠色電力的同時，也增加了電網(wǎng)應對冬季用電高峰的壓力。”袁家海表示，“與夏季汛期不同，湖南水電難以在冬季枯水期提高出力水平，而水電裝機占到湖南全省電力總裝機三成以上；風電、光伏發(fā)電出力不穩(wěn)定，應對尖峰負荷，風光是指望不上的。”

而作為保供電主力，湖南省統(tǒng)調煤電機組現(xiàn)已全額并網(wǎng)。有關統(tǒng)計顯示，“十三五”期間，長株潭地區(qū)用電負荷年均增速達10%以上，但電源裝機容量幾乎未變；2016～2019年，由于淘汰落后小機組等原因，湖南省內火電裝機容量不升反降，從2322萬千瓦降至2300萬千瓦以下。

記者了解到，在國家能源局每年發(fā)布的《煤電規(guī)劃建設風險預警》中，湖南省經(jīng)濟性指標、充裕度指標、資源約束指標均為“綠色預警”級別，但受湖南動力煤價格偏高、煤電利用小時數(shù)較低等因素影響，當?shù)孛弘娡顿Y意愿低下，導致近年來幾乎沒有新建大型煤電機組。“湖南每年需要從外省調入6000～7000萬噸煤炭，原先湖南本地還有2000萬噸左右的產(chǎn)量，近年來湖南本地煤礦全部關停。近兩年湖南省每年只有50萬噸進口煤指標，且只減不增。這些因素都使得湖南電煤供應、價格形勢愈發(fā)緊張，煤電投資效益難以保障。”袁家海說。

雪上加霜的是，落地湖南的我國第一條大規(guī)模輸送新能源電力的特高壓直流輸電通道——祁韶特高壓±800千伏直流線路也力不從心。記者在采訪中獲悉，祁韶特高壓的實際送電能力一直不及預期，從近兩年的運行結果看，目前這條線路的輸電能力最多為500萬千瓦左右，僅為設計能力800萬千瓦的一半多一點。

袁家海告訴記者，祁韶特高壓直流線路是湖南省外來電的主要輸電線路。受甘肅供應能力和湖南全社會用電量需求及湖南電網(wǎng)配套影響，祁韶直流投運以來一直未滿負荷運行。在2020年8月迎峰度夏高峰期間，祁韶直流最高送電功率首次增大至500萬千瓦。而冬季光伏出力偏低，也影響了該線路的運行效率。

如何破解保障供電和節(jié)能減排之間的矛盾

袁家海告訴記者，2020年入冬以后，采取有序用電措施的三個主要省份是浙江、湖南和江西。其中浙江電力供需基本平衡，為完成“十三五”能源“雙控”和煤炭消費總量控制目標任務，鼓勵企業(yè)有序用電；湖南和江西則是受需求端社會生產(chǎn)和民生取暖用電增長與供給端可靠電力供應不足的雙側影響，出現(xiàn)尖峰電力缺口。“雖然實施有序用電的原因不盡相同，但都反映出當前我國電源側清潔發(fā)展與需求側用電增長之間的不匹配。”

從電源側來看，我國清潔電源比重逐年提高，煤電發(fā)電煤耗降低、污染治理水平提升，節(jié)能減排效果顯著，但電源供應結構并未作出適應性的調整，各類電源尤其是作為主力電源的煤電在功能定位上與可再生能源轉型缺乏配合，難以提升電力系統(tǒng)供電可靠性。從需求側來看，我國持續(xù)推進產(chǎn)業(yè)轉型升級，擴大電能替代規(guī)模，三產(chǎn)和居民用電量比重提升，使得用電負荷特性趨向尖峰化，加大了電力系統(tǒng)可靠供應的難度。

供需雙側的變化在符合節(jié)能減排要求的同時，也激化了我國電力系統(tǒng)結構性矛盾，即電力供需畸變特性加強與電力系統(tǒng)靈活響應能力不足之間的矛盾。袁家海指出，需要從電力系統(tǒng)整體角度出發(fā)，明確各類電力資源的功能定位和經(jīng)濟組合，優(yōu)化電力供應結構，提升電力系統(tǒng)靈活響應能力，消納新能源，保障尖峰電力需求。

具體來講，要采用源網(wǎng)荷儲綜合資源規(guī)劃理念，利用需求響應等手段削減最大負荷，減少不必要的電源建設、降低供電成本；高效大容量煤電機組作為基荷電源；亞臨界煤電機組要加快深調和熱電解耦改造，滿足電力系統(tǒng)靈活調節(jié)需求；部分老舊小機組戰(zhàn)略備用，應對短時用電需求畸高、可再生能源出力不足等情況；適當補充天然氣尖峰機組和儲能設施；建立更加完善的電網(wǎng)互濟機制等。

展望“十四五”，湖南省電力部門表示將從電源、電網(wǎng)、儲能建設和轉移負荷等多方面綜合施策，以確保全省經(jīng)濟社會發(fā)展得到堅實的能源支持。其中包括加快推進特高壓建設，全力促成寧夏清潔電能入湘，使湖南整體外受電能力提升1000萬千瓦以上；同時提升省內大型電源支撐能力，推動湘東、湘南負荷中心煤電布局，加快已核準火電項目建設，新規(guī)劃布局大型電站，力爭新增發(fā)電裝機容量600萬千瓦以上。

深入挖掘我國各類電力資源是解困關鍵

袁家海指出，我國電力市場仍有很多待完善的地方，直接影響各方利益訴求的電價機制尚不能理順電力服務的價值關系。2021年1月6日，國務院辦公廳發(fā)布通知，要求完善電價機制，對輸配電價、上網(wǎng)電價、需求側電價和政策性交叉補貼等提出了改革意見。這將極大地推動我國電力市場化改革進程。

為解決未來的限電問題，我國要實現(xiàn)現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量市場機制協(xié)作運行，共同為電力供需平衡提供健全的價格信號。現(xiàn)貨市場的實時電價要合理地反映電能時間和空間價值，用電緊張時的高電價引導需求側減少用電、電源側提高機組出力、外來電輸入負荷中心，實現(xiàn)系統(tǒng)調峰功能；輔助服務市場與現(xiàn)貨市場實現(xiàn)聯(lián)動耦合，發(fā)現(xiàn)電力系統(tǒng)靈活輔助服務的真實價值，并逐步納入到輸配電價體系中，由發(fā)電側過渡到用戶側主體共同承擔；我國現(xiàn)貨市場實時電價的最高限價水平較低，無法激勵充足的發(fā)電投資來確保資源充裕性，需要引入容量市場，以確保發(fā)電商能夠收回固定成本，確保尖峰電力資源的經(jīng)濟性。

其實，湖南缺電是電力系統(tǒng)有效容量不足的集中體現(xiàn)，這個問題會隨著新能源大比例并網(wǎng)而愈發(fā)突出?？稍偕茉窗l(fā)電在系統(tǒng)出力的穿透率上升，將對系統(tǒng)的靈活性，特別是對快速爬坡能力和容量備用提出前所未有的高要求。然而，現(xiàn)行電源側電價機制執(zhí)行的是單一制電能量價格，隨著利用小時數(shù)的下降，電源項目的投資回收逐漸遇到障礙，已有不少煤電企業(yè)陸續(xù)破產(chǎn)。

解決問題并不意味著要“大快干上”再上一批煤電。在我國能源轉型的過程中，傳統(tǒng)能源與可再生能源的角色和責任將發(fā)生結構性變化，應同步規(guī)劃研究“十四五”可再生能源發(fā)展的發(fā)電容量成本回收機制設計。當可再生能源發(fā)電占比提高到一定程度，可再生能源帶來的出力、價格的波動，只能通過電力市場有效反映。否則，行業(yè)持續(xù)發(fā)展與系統(tǒng)負荷水平和特性變化之間會“冷不丁”地爆發(fā)一些沖突。當前電力市場的建設必須高度重視如何融合可再生能源發(fā)電。這既是個挑戰(zhàn)，也是電力市場建設的突破口。

當前電力供應究竟面臨哪些深層次矛盾？袁家海表示，中國電力供應的結構性矛盾主要體現(xiàn)在電力供應總體過剩與尖峰電力短缺、高比例可再生能源與系統(tǒng)靈活性不足、電力投資增加與企業(yè)效益下滑三個方面。“挖掘我國各類電力資源，尤其是煤電的電力價值潛力是從根本上解決電力結構性矛盾的關鍵。”袁家海說。

首先，圍繞煤電功能定位調整為核心的源網(wǎng)荷儲協(xié)同發(fā)展是提升電力價值的可行方案。煤電作為我國的主力電源，在電力供應與需求均發(fā)生結構性變化的情況下，要承擔起“基荷機組保電量、腰荷機組保消納、峰荷機組保缺口”的多重任務，加快機組功能的差異化定位，而不是繼續(xù)將規(guī)模擴張作為發(fā)展重點。

其次，煤電的優(yōu)勢體現(xiàn)在電量供應與電力調節(jié)空間，電力系統(tǒng)快速響應能力的提升還需要依靠調峰氣電、抽蓄、電化學儲能等靈活資源，滿足大規(guī)模新能源并網(wǎng)消納和用電負荷尖峰化的需求。

第三，需求響應對電力系統(tǒng)的友好性在國內外的實踐經(jīng)驗已得到充分證明，適度發(fā)展可有效緩解尖峰負荷、平抑負荷波動、降低電力成本、提高供電可靠性、促進可再生能源消納、推進用電服務個性化等。

第四，我國電力資源與負荷中心的逆向分布特征強調跨區(qū)輸電的重要性，區(qū)域電網(wǎng)可以實現(xiàn)不同資源條件和負荷特性的地域間跨時區(qū)凈負荷時序互補，通過擴大聯(lián)網(wǎng)范圍有效平抑波動，達成等效調峰效果。 

原標題：“拉閘限電”不可能成為應對電力供需矛盾的“底牌”