连续两年出现一定程度的“缺电”
导致今年的焦虑被放大
即便今年不会出现大规模“电荒”
“缺电”背后的原因仍需仔细审视
如果上海发生大停电，这座特大城市将会经历什么？
国网上海电力紧急呼叫启动应急供电，组织调度应急救援队伍和应急发电车辆，为重点用户和重要场所提供应急供电； 车子冲向石化企业，防止衍生事故； 受停电影响的医院将紧急启动自身应急电源，保障手术室、ICU等核心负荷供电，停电地铁线路工作人员须引导乘客有序疏散
此外，南方电网也将“派出电力增援”。 南方电网将紧急调动南方地区相关电网和发电资源增援华东地区，国网福建电网将组织电厂跨区域受电，确保东部地区主电网全面送电中国。
庆幸的是，这并不是真实事件，而是今年6月15日华东地区跨省区大面积停电应急演练现场。 此次演练是国家能源局组织的首次跨省区大面积停电应急演练。 华东电网是我国规模最大、电压等级最高的区域电网。 其安全稳定运行、可靠供电，对华东地区乃至全国经济高质量发展至关重要。
但回到现实世界，近两年，我国多省份下半年出现大面积缺电情况。 2022年8月，水电大省四川在高温干旱下遭遇严重缺电。 2021年下半年，至少有20个省份将实施限电措施。
2022年8月19日，四川省成都市实施“拉闸限电令”。 春熙路大量灯光和户外展示关闭，一名送货员走在商场外的坡道上。图/视觉中国
“电荒”焦虑持续第三年。 今年是经济复苏的关键时期。 各级政府和电力部门已经对夏季电力短缺问题提高了警惕。 7月14日国务院常务会议强调，要加强重点区域高峰时段供电保障，坚决预防和遏制重大事故。
连续两年的“电荒”，一定程度上导致了今年的焦虑被放大。 即使今年不会出现大规模“电荒”，“电荒”焦虑背后的原因仍需仔细审视。
创纪录的负荷但平静的一年
今年夏天会出现电力短缺吗？ 这个“盲盒”还没有被打开。
“正常天气条件下，预计今年全国最高用电负荷约为13.7亿千瓦，比2022年增加约8000万千瓦。如果出现较长时间的大范围极端天气，全国电力负荷将达13.7亿千瓦左右。最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。” 中国电力企业联合会统计数据中心主任王一轩此前透露。
增加的1亿千瓦会不会成为电力短缺？ 这是今年夏天中国在能源领域面临的最大挑战，我们必须尽力避免重蹈前两年的困境。
广东电力行业资深人士姜克（化名）对两年前的“电荒”记忆犹新。 2021年8月以来，广东、江苏、内蒙古等多省份相继出台限电政策。 在席卷20多个省份的“电荒”中，广东处于风暴中心。 “2021年，电力供应缺口过大，广东来不及启动需求响应和有序用电。加上当时出口增长较快，很少有工业企业愿意主动降低用电量，所以只能粗暴地踩刹车停电。” 姜克告诉《中国新闻周刊》。
次年8月中旬，时任国务院副总理韩正到国家电网调研，强调深入务实谋划有序用电，确保民生安全用电，公共服务、重点行业，坚决防止拉闸限电。 在姜克的记忆中，广东2022年只启动了有限数量的需求响应。
每当供电出现缺口、需要降载时，各地一般都会采取分级管理措施。
输变电维护人员巡查特高压线路，确保华东电网安全可靠供电。图/中国新网
一是启动需求响应，对主动减少用电量的用户进行补偿。 如果电力供应仍难以平衡，将启动有序用电，根据能耗等指标将企业分为ABCD、ABCD四类。 根据降压、降负荷的需要，拉闸限电将从D类企业开始，本质上是有计划的拉闸限电。 需求响应、有序用电、拉闸限电，选择何种对策以及使用次数，被视为衡量电力供需紧张程度的最直观指标。
然而，到了2022年，当更多关注采取需求响应、有序用电时，“电荒”的焦虑并未消失。 据国家气候中心监测评估，截至8月中旬，当年6月13日开始的区域高温事件综合强度达到1961年有完整气象观测记录以来最强高温的另一面是干旱。 当年7月以来，长江流域降水量比常年同期减少40%。
高温干旱给电力系统带来的压力在四川得到了极其体现。 一方面，高温推动四川最大用电负荷突破6000万千瓦，同比增长25%。 另一方面，四川水力发电量下降了一半以上。 电力缺口一度达到2000万千瓦。
2023年，整个北半球的夏季，高温屡破纪录。 高温天气来得比去年还要早。 5月以来，全国多地频繁出现40℃高温天气，各地用电高峰提前到来。
7月3日上午10时46分，浙江电网用电负荷突破1亿千瓦。 13时19分，用电负荷再次突破1亿千瓦，达到1.02亿千瓦的历史新高。 这是浙江电网历史上首次夏季用电高峰负荷过亿，比2022年提前了8天，成为继广东、江苏之后第三个高峰用电负荷过亿千瓦的省份在夏天。 浙江省能源局预计，今年迎峰度夏期间，浙江全社会最高负荷将达到1.15亿千瓦，同比增长10%以上。
极端天气是否会像去年一样导致电力供需紧张？ 中电联给出审慎预测，主要是由于华南、华东、华中地区电力供需形势偏紧。
部分省份发布夏季用电高峰缺电预报。 国家能源局四川监管办（以下简称“四川能源监管办”）6月底预测，四川电力缺口约为750万千瓦。 山东省发改委也认为，考虑到极端情况，夏季晚高峰期间可能出现1000万千瓦左右的供需缺口。
然而，在中国第一大用电省份广东，去年全社会用电量达到7870亿千瓦时，电力供需形势并不像外界想象的那么紧张。 “对差距的预测被夸大了。当然，预测时通常会做好最坏的准备。” 江峰（化名）是广东某售电公司负责人。 有一个“夏峰”的概念。
虽然今年5月22日广东南方电网最大负荷达2亿千瓦生活网消息，比去年提前了35天。 此后，7月10日、11日连续两天打破最高调度负荷的历史记录。但姜克告诉记者，2021年5月，广东已进行了十余次需求响应，但今年并未启动七月底之前的需求响应。 “这说明占比较大的工商业电力供需形势相对宽松，除非出现一些黑天鹅事件。”
广东电力现货市场的价格也可以支持这一观点。 2015年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（“9号文件”）启动了新一轮电力改革。 过去工商业用电由电网公司向发电公司购买，然后按照目录电价销售给用户的“统购统销”模式逐渐转变为“点对点”模式发电公司与售电公司或工商用户之间的直接市场交易。 既可以签订年度中长期协议以固定价格购电，也可以通过现货市场实时购电。
作为售电公司的电力交易操作员，李青（化名）对电力现货市场的价格走势非常熟悉。 他认为，这是判断广东电力供需紧张程度的最佳指标。 2021年，广东现货市场电价高达1.5元每千瓦时，但今年7月底一个闷热的下午，李青询价的价格却是0.35元每千瓦时。
“现货价格能够反映市场真实的供需情况。一般来说，7、8、9月份电力现货市场价格相对较高。比如去年7月底、8月初，现货市场价格比较高。”价格接近1元/千瓦时一两周，时间反映了夏季高峰的供需压力。 李青表示，缺电期间现货电价至少要达到每千瓦时八十九分钱，而目前每千瓦时0.35元的价格甚至比去年年底签订的价格还要低。长期电价协议。
实时现货价格维持低位的不仅仅是广东。 作为国内相对成熟的电力现货市场，山西和山东6月份实时现货交易均价分别为0.358元/千瓦时和0.379元/千瓦时。
一些令人惊讶的供需动态部分源于需求疲软。 “4、5月以来，工业企业用电量明显下降，整体需求偏弱。” 这几乎是用户方的一致判断。
从姜克联系的工商企业用户来看，与去年相比，部分商业综合体等商业用户用电需求有所增加。 但工业企业用电需求却几乎没有增长，甚至出现负增长。 一些钢铁、水泥等用电大户今年用电量直接减半，一些小企业甚至从江科的客户名单中消失。
真的缺电吗？
排除需求疲软的因素，受访者普遍认为，即使2021年停电，广东等负荷重的省份实际上也不会缺电。
“2021年电力供需紧张并不是装机容量不足，而是煤炭价格高企。作为广东主力电源的煤电机组无法向下游转移成本，发电积极性受到影响。”沮丧的。” 为了对该项目进行彻底改革，政府将与发电公司负责人举行会议，要求他们提高政治立场。
当时，售电公司、用户和发电公司签订的中长期协议一般不超过0.463元/千瓦时的标杆电价。 2020年底达成的2021年中长期协议电价大多较基准电价低4至5分钱。 低至0.41元/kWh的钱已经无法覆盖成本，“电厂亏一次”。
为应对电厂大面积亏损，2021年10月，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发布，提出市场交易电价波动幅度不得超过上限的10%。 1、向下浮动原则上不超过15%，膨胀原则上不超过20%。 高耗能企业市场交易价格不受20%的上浮限制。 电力现货价格不受上述范围限制。 浮动幅度从10%提高到20%被认为是理顺燃煤电厂成本传导的关键。
与此同时，今年电煤价格也进一步下降。 “目前广东港动力煤价格约为900元/吨，同比下降30%至40%，电厂发电成本每度电仅30至40分钱——目前市场交易电价可达0.55元/千瓦时，而且与去年相比，售电公司、用户、发电厂签订的电价每千瓦时上涨0.05元，利润率发电企业每度电甚至可能超过0.1元，电厂“赚一度电。”江峰分析道。
江峰判断，只要发电企业发电意愿没有问题，广东电力供需就不会紧张，因为广东装机容量能与负荷匹配，尤其是火电装机容量。 去年数据显示，广东火力发电量4440.7万千瓦时，占全省发电量的72.8%。
虽然大规模“电荒”可能不会出现，但与去年类似，一些重点地区和高峰时段的缺口仍然存在。 九州能源公司董事长张传明对《中国新闻周刊》表示，2022年拉闸限电本质上是电网储能能力和可调节资源不足导致的个别问题，并非普遍情况。
“2021年的情况是‘没电’，2022年的情况是‘没电’。” 电网人士告诉记者，电力短缺可以分为两个层面：一是装机容量是否不足，即装机容量是否存在“硬缺口”；二是装机容量是否存在“硬缺口”。 其次，如果不存在“硬差距”，就要考虑发电公司是否有发电积极性。 “事实上，电力系统的投资通常会提前3至4年，任何一个省份的装机容量都可能不存在‘硬性缺口’。去年，四川的供需矛盾就比较突出。”尖锐，这是由于极端天气的影响。“袖珍电源”。
火电薄弱省份更容易出现供需矛盾
四川电力结构中，水电占比较高，可调电源不足，导致“缺电”的尴尬局面一直持续到今年。 四川重工传出停电消息。 中国水泥网7月称，近期四川多家水泥企业接到有关部门通知，水泥行业将于7月5日至8月10日实施生产调控，水泥熟料生产企业全部关停。 窑。
今年5月，四川省能源监管办公室预计，今年夏季四川将呈现“全省紧平衡、高峰有缺口”的特点。 问题的症结在于“高峰供电改善有限”。
四川是水电大省。 水电装机容量占总装机容量的近80%，但其中约一半是未经调节容量的径流式水电，直接受来水影响。 “视天气而定”的特点十分明显。
今年，云南、贵州、四川等地汛期仍然缺水，可能是大概率事件。 国家统计局公布的数据显示，今年上半年，各类发电中，仅水电同比下降22.9%。 逐月看，4月份，全国规模以上水电发电量同比下降25.9%； 5月份，水电产量延续下降趋势，同比降幅扩大至32.9%。
其中，水电大省四川4月份水力发电量同比下降11.9%，5月份同比降幅扩大至24.4%。 云南情况也不容乐观，4月份水力发电量同比下降41.9%，5月份同比下降43.1%。 云南水电已连续三个月同比下降，且降幅逐月扩大。 贵州4月水力发电量仅为22.6亿千瓦时，同比下降超过50%。 5月份进一步扩大，同比下降62.6%。
与水电相比，光伏、风电等新能源对天气的依赖性更大，其间歇性、波动性对“电荒”造成更大考验。 “下午四点以后，太阳逐渐落山，光伏出力迅速下降，但晚上却是居民负荷上升的时间，这时候需要其他可调电源快速补充电”。 上述电网人士表示。
光伏装机容量居全国第一的山东已经感受到了这样的压力。 山东省发改委分析，总体来看，山东用电高峰期，光伏支撑有力，电力供需基本平衡。 考虑极端情况，夏季晚高峰可能出现1000万千瓦左右的供需缺口。
目前，山东采取分时电价政策，引导电力用户削峰填谷。 今年起，山东省将在春季白天10:00至15:00调整山谷段电价，让部分用电大户将用电负荷从过去的夜间转移到白天时段。 但更重要的是，可调电源需要在光伏出力下降时产生峰值功率。
作为可调电源，四川希望煤电在水电预计不足时发挥“后备”作用。 四川省能源监管办表示，国能四川公司、华电四川公司装机容量占四川燃煤火电总装机容量的80%，是四川电网能源供应的重要支撑。
显然，煤电机组能否正常运行对于保障供电至关重要。 浙江电网人士给记者举了一个例子。 去年迎峰度夏期间，浙江高峰用电超过1.1亿千瓦，三季度已回落至7000万千瓦以上，但供需依然紧张。 原因是夏季火电机组在高温下高负荷运行，长期维持在95%左右。 为准备“迎峰度冬”检修，全省供电能力有所下降。 因此，即使负荷减少，电力供需依然紧张。 。
一位电网调度员坦言，近年来火电机组并未大规模扩建，但新能源装机容量上升较快。 但新能源具有间歇性、波动性，导致一些火电装机相对薄弱的省份出现供需矛盾。
他向记者对比了浙江和江苏的权力结构。 两省负荷基本相同。 浙江煤电装机容量约为4700万千瓦，占三分之一，而江苏火电装机容量比浙江多出近50%。 这使得浙江对外部电力等不可控电源的依赖程度比江苏还要高，占比高达三分之一，而外部电力占江苏电力的比例还不到20%。
“相关部门决策者的观念也在发生变化，火电机组的底线作用得到重视。” 一位电网人士向记者指出。
“到2021年，煤电装机容量占比低于50%，发电量占全国电量的60%，承担70%的调峰任务，发挥‘支柱’和‘压舱石’作用，确保安全稳定的电力供应。” 国家能源局副局长于兵在2022年4月全国煤电“三改联动”典型案例暨技术推广会上表示。
由于新能源的间歇性和波动性，部分火电装机相对薄弱的省份出现供需矛盾。图/视觉中国
重新评估电力安全
“由于‘十三五’期间煤电供给侧结构性改革政策，限制了东部省份新建煤电机组的正常发电机组。因此，‘十三五’期间， “十一五”期间，东部省份几乎没有新增煤电机组，投产的也很少。 华北电力大学经济管理学院教授袁家海告诉《中国新闻周刊》，事实上，从2019年开始，部分省份就已经出现了迎峰度夏高峰时段延长的问题。
电力系统由源（供电）、网络（电网）、负载（负载）、存储（储能）四个方面组成。 过去，燃煤发电机组的调整空间较大，可以根据负荷侧的需求随时进行调整。 但随着新能源装机容量的增加，供电侧越来越不可控，需要增加储能等可调资源。
“鉴于储能的商业模式尚未建立，目前真正可用的调控资源主要是火电机组。” 上述电网人士告诉记者。
“‘十四五’期间规划燃气发电（燃气发电）新增装机容量超过700万千瓦，煤电新增装机容量也从632万千瓦增加到1032万千瓦2022年，浙江电力缺口将突破1000万千瓦，正是因为四川的干旱，加剧了浙江保供的压力，国家和浙江都在推动煤电纳入规划。因此，“十四五”期间，浙江电力缺口将超过1000万千瓦。 “五年计划”期间，将新增煤电400万千瓦，达到利用煤电的“保底线”作用。 浙江电网有关人士向记者透露。
浙江并非孤例。 在重新评估煤电价值后，去年以来，一些东部和中部省份陆续批准了煤电项目。
这改变了“十三五”期间火电的局面。 据中国电力企业联合会统计，2016年至2020年，国内火电投资从1174亿元下降至553亿元，下降趋势将持续到2021年底。
去年新批煤电项目涉及广东（1818万千瓦）、江苏（1212万千瓦）、安徽（828万千瓦）、江西（802万千瓦）、河南（735万千瓦）、河北（606）等18个省份。 1万千瓦）、浙江（532万千瓦）、广西（532万千瓦），8个省份新增煤电装机容量合计超过500万千瓦，均超过“十一五”期间新增煤电装机总量“十三五”期间总量。
在82个煤电项目中，共有57个项目在官方文件中披露了建设原因，而出现频率最高的目的是“确保电力安全供应”。
2022年广东核定煤电装机容量将突破1000万千瓦。
上述广东电力行业资深人士向记者解释，2022年批复的煤电项目恐怕要等三年，也就是2025年才能投产。 “一方面，这是2021年三季度‘电荒’后的压力反应；另一方面，现有煤电装机容量虽然能匹配现有需求，但幅度并不大。今年工业负荷较弱，一旦工业负荷快速增长，可能难以满足需求。”
袁家海认为，各地煤电装机审批的直接原因是2021年三季度出现的大规模“电荒”，让政府认识到电力安全的重要性。
但上马煤电项目用于保障供应的经济性也存在争议。
“地方政府正在督促发电企业加快新建煤电机组投资，但企业投资积极性不高。 主要原因是经济不景气。 在用电高峰期，发电企业的投资热情自然不会高。” 一位发电公司相关负责人到华东地区考察发现，去年夏季用电高峰期，“只停了十几个小时的电”。
一位电网人士告诉记者，火电机组以前都是以最经济的方式运行，但现在可能更多的是掩盖事实，这势必会增加火电机组的运行成本。 “当前，发电企业负面情绪比较重，使得电网与电源之间的矛盾逐渐尖锐化。”
事实上，这样的矛盾在水电大省云南早已出现。 受低成本水电挤压，“十二五”期间，云南火电利用小时极低，从2010年的4855小时下降到2015年的1550小时。火电企业亏损严重， “十二五”期间累计亏损额超过100亿元。
今年，云南在全国率先提出建立煤电调节容量市场，根据各电源和用户的不同需求，分担调节容量成本。 所谓“容量成本”可以理解为机组为保证供电而存在的无声成本，在不发电时支付。
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