文 | 湯雨 趙榮美 王進

進入2022年夏天，南方多省市又起“限電”波瀾，時至8月底，川渝地區電力供應才恢復正常。

今年的“有序供電”與2021年全國大范圍的“拉閘限電”有較大差別，表現在范圍、根源、后果，及眼前的措施及未來的政策導向等多方面。

今夏氣候異常，罕見熱浪席卷國內南方多省市，四川、重慶、湖北、安徽、江蘇、浙江等地遭受連續多日的高溫，“有序供電”對疫情下保經濟、保民生、保安全形成負面影響。

業界很關心：

一是未來類似的“限電”或“有序供電”是否會常態化？

二是局部性的“限電”是否有預警機制？

三是如果“限電”不可避免，是否有有效的應急措施？

四是中長期是否能徹底解決“限電”問題？

“有序供電”是否會常態化？

“拉閘限電”本質上是總體電量供不應求，實時電力供需錯配，電力市場基本失靈。

2021年9月，全國范圍的“拉閘限電”發生的原因很復雜（參見《電力大戰①：電力全面緊張，未來如何解決？》），一方面煤炭供給短缺，電煤價格暴漲，火電企業發電虧損，導致發電量不足；另一方面，可再生能源拖了后腿，南方豐水期水不豐，北方風電風不給力，光伏組件價格暴漲，光伏發電無法在短期內擔當大任。

同時，2021年下半年為應對全球激增的制造業訂單，國內用電需求有所增長，一些高耗能產業集中投產，電力需求比上年同期增長10%-15%。

2022年上半年，政府有關部門強制管控，煤炭價格大幅回落，并網價格稍有調高，火力發電廠虧損面縮窄，少數火電企業甚至有微利，電力形勢逐步好轉。

2022年下半年，風云突變，多地持續高溫，打破有氣象記錄以來的最高紀錄。一方面，極端高溫天氣導致電網負荷大增；另一方面，高溫天氣疊加干旱，多省市降雨量較常年減少近半，長江主干流水位大降，絕大多數水電站庫容“汛期反枯”，水力發電量大幅降低，加之本地特別是四川本省自留水電有限，電力電量供過于求迅速轉為供不應求，供需嚴重失衡。其中，川渝地區迎來最艱難的電力保衛戰。

有關專家預測，未來氣候變化加劇而且更加難以預測，極端高溫、極端低溫、極端干旱、極端降水等極端天氣將出現得更為頻繁，若如此，水電少水，風電無風，以及光伏缺光等現象或成為常態。

可再生能源主要是“靠天吃飯”，如果天公不作美，甚至“故意搗蛋”，可再生能源將變得很不靠譜。隨著能源轉型和雙碳目標的加快推進，可再生能源占比越來越高，極端天氣氣候事件常態化是不是導致區域性電力供求經常性失衡，以至受影響地區“限電”常態化？

應對常態化的“限電”，如果短期內沒有有效治標之計，中長期沒有根本性的治本之策，能源安全和穩定將面臨嚴峻挑戰，雙碳目標是否會大打折扣？

供電緊缺可有預警機制？

氣候變化，短期內是可以預測的，時間越近，預測越準。由于無法預知及不可控制的隨機性、偶然性和突發性的多元因素，時間越長謬誤越大。

也就是說，根據現有氣候預測技術，對一周內風光雨水溫等氣候變化的預測相對準確，一周后卻具有較大的不確定性，這勢必影響對未來風光水發電量的判斷和測算，也同時難以把握電力需求的變化。

如果氣候變化波動性加大，異常性頻發，一定時期內的電力總量平衡及短期內的實時平衡難度將陡增。同時，如果滿足平衡的措施滯后或不足，“限電”將成為常態。

川渝地區的供電緊缺有預警嗎？

今年6月中下旬開始，南方不少省份遭遇1961年以來持續時間最長、覆蓋區域最大的高溫天氣，禍不單行，多地同時出現嚴重干旱。

考慮氣候預測一周之內的準確度，氣候變化短期內對電力市場產生一定影響，以四川為例：

電力供應變化：四川是水電大省，水電占比高達70%，水電裝機約9272萬千瓦，占比近80%，居全國首位。四川省內主流的大型梯級水電發電在全國范圍內統籌分配，履約外送，本省供電主要是長江支流上的中小水電站。

夏季本是豐水季節水電產量最為旺盛，今年入夏就遭遇極端持續高溫干旱，省內部分主力水電廠已見底，全省水電發電能力下降五成以上，中小水電站情況更糟。

電力需求變化：至7月份，四川全省用電需求最高負荷已躍升至6500萬千瓦，同比增長25%，其中全省居民用電需求在7月已經大幅增加，日均用電量達3.44億千瓦時，同比增加了93.3%。8月份以來，單日最大電力缺口超1700萬千瓦，電量缺口超13.7億千瓦時。

隨著時間滾動，未來一周的氣候預測逐步清晰，電力供應和需求的預測和判斷也逐步明朗，電力供求總量和實時平衡的差距將更加明細，因此短期內，特別是一周內的電力供電短缺、供求錯配是可以預側，也是可以預警的；而中長期氣候預測的非確定性，中長期電力供求矛盾難以準確判斷。

那么，對于偶發的電力緊缺是否有有效的應急之策？

電力緊張能否有效應急？

川渝電力緊張，各地加大了對川渝的支援力度。

東北、華北、西北地區富余電力全部輸送至華東、華中、西南等地，對川渝地區已按最大輸電通道能力實施了跨省跨區支援，所有電力入川支援通道最大化利用。同時，加大水電留川規模，大幅削減外送電力。

在國家電網的支持下，德寶直流反轉增送四川超過30次，輸送電量約5.5億千瓦時；協調減少川電外送達2200萬千瓦時；額外調撥西北、華中、華北電量超過8000萬千瓦時，跨省區支援四川電量近1.32億千瓦時，甚至電網系統還調配了13省市公司50臺應急發電車支援四川。

盡管如此，川渝地區“有序供電”持續了近兩個月之久，相關省市都啟動了應急相應措施，分區、分時段“輪停輪供”，對人民生活帶來不便，給工商企業造成損失，其中半導體、化工、汽車、新能源等制造業及產業鏈受損更大。

也就是說，就應急措施而言，國內具有無比優越性的集中體制和行政措施已經發揮出最大可能的優勢，這次川渝限電已經是短期無解中的最優解決方案。如果再重來一次，還是同樣的解決過程和解決方案，也是同樣的結果。

如果類似氣候事件不定期的發生在其他地區，此次川渝方案是不是就成為電力緊張應急處理的標準答案？

“限電”長期是否有解？

氣候異常常態化的趨勢下，如果沒有長期有效的解決辦法，區域性的“限電”或成為此起彼伏年年有、月月有的常態現象。

隨著川渝限電已過，解決川渝未來供電問題的各種建議和措施紛紛出臺，各項措施在緊鑼密鼓的落實之中。

一是加快提升大電網能力。加快推進“外電入川”工程，年內推動甘孜—天府南—成都東等重點工程核準，加快阿壩-成都東1000千伏特高壓交流工程前期工作；迎峰度冬前投產500千伏大林輸變電工程和東坡、水洛變電站主變擴建工程；年內開工建設500千伏攀西電網優化工程，推動省內送電通道向清潔能源基地延伸；加快研究規劃西藏、西北電力入川通道，進一步提升四川跨省跨區電力交換能力，推進西藏雅魯藏布江下游水電外送特高壓直流入川接續四川特高壓直流轉送。

二是促進電網體系融合發展。建設省際聯網工程，解決省內電網送出通道瓶頸制約，提高環成都都市圈、川北、川南、川東北等主要負荷中心供電能力；根據攀西地區水電和新能源大規模投產進度，規劃建設四川1000千伏特高壓交流北向、西向延伸工程，構建四川特高壓交流環網；建成圍繞環成都區域的四川電網“北立體雙環”網架格局，中遠期在宜賓、瀘州、內江、自貢、樂山、眉山地區構建“川南目標網架”，整體提升四川電網對新能源的適應性和運行可靠性；推動成都都市圈、成都東部新區、宜賓三江新區、南充臨江新區、綿陽科技城新區電網建設；強化電網接入公平開放要求，促進省屬電網和國網四川電網融合發展。

三是大力推動優化電源結構。推進電源結構多元開發、多能互補，促進常規煤電、氣電等電源建設，推動抽水蓄能、新型儲能發展，提高電網調峰能力，根據產業布局和熱電負荷需求，著力推進天然氣分布能源項目建設。

四是建立負荷側響應機制。一方面增加系統靈活性資源，提升系統可靠性；另一方面，建立靈活的負荷側響應機制，讓電力系統更加可靠，成本更低。

長期解決方案看似完美，但也存在不少隱憂。

一是“外電入川”特高壓工程建設需要時間，需要巨額投資，線路建成后是作為應急使用還是日常輸送，這是否會大大推高“外電入川”的成本？

二是省內特高壓融合工程建設也需要時間，也需要巨額投資，線路建成后利用效率是否有保障？是否會大大推高省內電力價格？

三是應對異常氣候，抽水蓄能和新型儲能有助于提高電網調峰能力，除了配置日內調節的儲能，還需要跨周甚至跨月的儲能設施，電力調節與應急成本是否會過高？

四是合理的負荷側響應機制意義重大，但負荷側響應需要有區域性電力及輔助服務市場機制和體系，這一機制與體系的建設與完善需要時間，也需要協調與博弈。

歸納而言，在現有電力體制和管理框架下，氣候持續異常引起的“拉閘限電”是必然結果。短缺內應急措施可以緩解，但效果有限；長期看，應對電力錯配的成本太高，或得不償失。

地方政府能否有所作為？

隨著惡劣氣候常態化，地方政府，包括省級政府及地市級政府，將更高頻次地去應急處理電力緊張或電力供求錯配問題，而面對遠方的電源、未知的需求方、龐大的電網，地方政府大多束手無策，只能選擇“有序供電”。

長久看，是否有更經濟、更方便、更安全的解決方案？

一是鼓勵本地區各種電源投資與建設，這些電源包括傳統火電和各種可再生能源發電，并優先保證本地電源本地化消納，確保本地能源供應安全。

二是創新區域能源供求平衡機制與體系，力求區域內電力市場自平衡，不足部分從區外購買，富余部分向區外供應。通過區域內優先出清來確保轄區內電力市場價格和供需的基本穩定。

三是建立區域內電力及輔助服務市場體系，這個區域可以是發達地區的縣級范圍，可以是中低發達地區的地市級范圍，最好是主要電源覆蓋的用戶側自然地理區間。

區域內電力供應與需求，面對的是數百或上千個發電、儲能、輔助服務、電力需求（居民以社區為單位）等市場主體，需要同時解決數百個或上千個電力瞬時平衡聯立方程，區域范圍內可以更快計算、更低成本、在低壓配網內，找到最優均衡點，達到供需最佳組合。

如果電力平衡以省為單位，需要同時解決數千個或上萬個電力平衡聯立方程，聯立方程數量多了一個數量級，計算更慢、預測更難、成本更高、市場均衡點更難達成。

四是促進跨省電力市場化交易，尤其是跨省現貨交易與“月內”“周內”交易，以市場化手段靈活應對多變天氣。

從當前國內電力交易市場看，一方面協議電量仍占據較大比例，1-7月，省間外送電量合計9543億千瓦時，非市場化交易電量占比接近50%，競爭性、公平性很難體現；另一方面跨省市場化交易以中長期為主，且執行“一年期以上長期交易合同予以優先安排、優先組織落實、優先執行”條款，而現貨交易則剛剛處于起步階段，靈活性也較低。

具體到四川省，如果主流水電資源如白鶴灘、溪洛渡、烏東德、向家壩、錦屏、二灘等優先在本地市、本省、再就近川渝地區消納使用，其相關地市、四川及川渝地區用電的經濟性、方便性及安全性是否最優？

在現有模式下，四川水電低價遠送到長三角和珠三角，而今再舍近求遠，大規模投資建設跨省特高壓通道，購買西藏、西北地區高價電，是否面臨經濟性、方便性及安全性等多方面的挑戰？

這樣的體制安排總體是帕累托更壞，社會福利總體惡化，雖然電力市場主體（包括發電企業、電力用戶、售電企業等）以及利益相關方（包括電網企業和地方各級政府等）個別有所受益。

氣候異常常態化牽連出電力供需錯配，全國各地“有序供電”或將成為常態。現有電力體制與管理框架面對此起彼伏的電力緊張，應急手段不足，效果欠佳。長期看，解決各地方“限電”問題，是否有經濟、方便、安全的解決方案？

歷史經驗與國際經驗表明，行政措施總是滯后和補充的，好的市場才是及時、有效、最佳的解決辦法（參見《電力大戰⑥：用戶權益保護，“三公”市場之初心？》）。

帕累托更優的解決方案是：電力供應由近及遠，優先滿足就近需求；優先建設區域性電力及輔助市場機制與體系；力求區域內電力自平衡，不足部分再通過區外市場以求平衡；在區域性市場基礎上推進全國統一市場體系。

（本文經作者授權發布，僅代表作者觀點。作者單位為國合洲際能源咨詢院。該機構專注于石油、天然氣、煤炭、電力、可再生能源及氣候變化等相關領域的深度研究、評估和咨詢。）