保持適度超前性，是電力規劃和建設一貫秉持的原則，但“十四五”以來的供需形勢，顯示出電力供應的安全裕度正在一步步收緊。

攜著“大干之年”的熱烈氛圍，2023年新局已開。中央經濟工作會議再度強調“穩字當頭、穩中求進”，并統籌部署財政、貨幣、產業、科技、社會五大政策，釋放出把發展放在首要任務，提振各界信心的信號。

隨著防疫政策調整、消費場景修復、收入增長恢復，以及促消費政策的出臺，2023年我國經濟運行企穩回升是各界普遍的預期，奪回“失去的三年”成為全社會的期待。當前，各地區、各行業正搶抓窗口期、機遇期奮力攻堅，經濟復蘇氣象盡顯。

重振經濟，能源電力責任重大。1月19日，中國電力企業聯合會發布《2023年度全國電力供需形勢分析預測報告》，對2023年電力供需作出了基本判斷：正常氣候情況下，預計2023年全國全社會用電量9.15萬億千瓦時，比2022年增長6%左右；預計2023年全國電力供需總體緊平衡，部分區域用電高峰時段電力供需偏緊。

從以上預測可判斷，保障電力供應仍面臨挑戰。當前，能源轉型進入“深水區”，我國電力供需雙側的變量加大。供應側方面，新能源未“立”，傳統能源已受到“破”的沖擊；在需求側方面，宏觀經濟增長、極端氣候頻現、居民用電高速增長、負荷分布格局演化等因素，都對現有的電力供需形勢和系統安全運行形成了挑戰。在風險和挑戰不斷加大的當下，更需加強形勢研判，備豫不虞。

送端省份缺電 牽一發而動全身

國家統計局公布的1月經濟數據顯示出經濟復蘇未負眾望：制造業PMI（采購經理指數）50.1%，比上月上升3.1個百分點，升至臨界點以上，景氣水平明顯回升；非制造業商務活動指數為54.4%，比上月上升12.8個百分點，景氣水平觸底回升。

大幅回升的PMI，反映出開年經濟修復勢頭超預期，宏觀經濟趨穩向好將促進電力消費需求增長。

“在政策利好影響下，房地產市場逐步修復將推動鋼鐵、建材等行業用電量回升，工業部門電氣化的實施將拉動傳統制造業的用電量增長；疫情防控措施的優化調整，為2023年服務消費、線下消費恢復創造良好條件，三產用電量增速恢復具有較強推動力；同時，農村用電條件得到明顯改善，用電潛力得到逐步釋放。總體來看，今年電力消費將呈現較快增長的趨勢。”中國電力企業聯合會統計與數據中心負責人分析道。

經濟的恢復性增長，對于電力供應提出挑戰。“十三五”以來，經濟新常態下，國家加快轉方式、調結構，重化工業增長放緩，導致電力消費需求增速下降，電力供需處于較為寬松的狀態，但自2018年始，我國電力供需形勢已從“十三五”初期的“總體寬松”，逐漸轉變為“總體平衡，局部地區高峰時段供應偏緊”，進入“十四五”，電力缺口向全國范圍逐步擴大，迎峰度夏、迎峰度冬期間有序用電的省份逐漸增多。

保持適度超前性，是電力規劃和建設一貫秉持的原則，但“十四五”以來的供需形勢，顯示出電力供應的安全裕度正在一步步收緊。某發電企業人士以浙江南部某煤電廠為例，今年2月某天，因為陰雨、小風，新能源出力低，該煤電廠日負荷率達到99%，日發電量創下了投產以來的紀錄。“這是一個非常危險的信號。2月，浙江南部采暖需求并不算很強，今年外貿訂單不足，2月份本應該有一定的裕度，但現在機組出力已經拉滿，這說明浙江電力系統的裕度已經非常不足了，很難想象夏季負荷高峰期該怎樣頂過去。”該人士表示。

更為關鍵的是，電力緊張的現象已從東部蔓延到中西部。2021~2022年，四川、云南、貴州、安徽等送端省份發生有序用電。“西電東送是我國電力發展基本格局，送端省份缺電，牽一發而動全身。”電力從業者陳愚說。

在近年來產業轉移政策的帶動下，高耗能產業加速從東部沿海地區轉移至中西部地區，帶動了中西部地區電力負荷的快速增長。2022年，全國東、中、西部和東北地區全社會用電量同比分別增長2.4%、6.7%、4.2%、0.8%，中西部地區用電增速領先。其中全國用電排名第二的云南省，用電增速達到了11.8%。今年，云南也成為最先傳出限電消息的省份——2月中旬，云南電解鋁行業收到壓減用電負荷的限電通知。

“自2018年以來，云南大力從外省引入電解鋁等高耗能產業，去年夏季，云南全社會用電量增長率超過20%，其中工業用電量占全社會用電量的7成，電解鋁行業的用電占工業用電量4成左右。但在負荷快速增長的同時，云南的有效發電供給能力并沒有相應地提升。”國網冀北經研院高級工程師岳昊說。

西部承接高耗能產業、電力負荷快速增長的同時，東部負荷增長仍未飽和。“東部地區的新興產業發展勢頭強勁，如汽車工業、半導體、數字經濟、信息技術產業等，都是新的用電增長點，在本地電源發展受限的情況下，東部接受外來電的意愿提升，送端地區電力緊缺將給東部的供應安全帶來沖擊。”信達證券能源研究團隊負責人左前明對記者說。

多位業內人士表示，在電力供需總體緊張的局面下，省間調劑、跨區送電、錯峰避峰等可用資源或將下降，區域間的供需協調難度加大，對送受兩端的電力平衡將產生較大影響。

產能釋放需要周期

2025年或可填補頂峰缺口

近年來我國電源投資大幅上漲。數據顯示，自2020年以來，我國電源投資額度激增，2020年，全國電源建設完成投資5292億元，同比增長29.5%；2021年我國電源基本建設投資完成額進一步提高，達5870億元，同比增長10.9%；2022年，我國電源工程完成投資7208億元，同比增長22.8%。

連年增長的電源投資跟不上負荷需求，個中緣由在于穩定性電源增長不足。“近年來，新能源發電裝機持續快速增加，2022年底風電及太陽能發電裝機占總裝機容量比重接近30%；此外，常規水電裝機占總裝機比重為14.3%，但其中具有季及以上調節能力的水庫電站裝機占比遠不到一半，具有年或多年調節能力的水庫更少。新能源以及一半以上的常規水電均要‘靠天吃飯’，穩定性較差，亟需在送端省份、受端省份均加快建設部分支撐性電源項目，在增加電力供應能力的同時，提高發電出力的穩定性。”中電聯統計與數據中心負責人表示。

新能源不僅具有波動性、隨機性、間歇性特點，還具有反調峰特性。新能源大發的春秋季通常是負荷低谷期，冬夏等負荷高峰期往往是新能源小發時段。換言之，越是負荷高峰時期，風光越不能保證出力。隨著新能源逐漸成為電源投資增量主體，近年我國發電機組的頂峰能力增速低于裝機容量的增速，也低于負荷峰值增速，這是導致缺電的重要原因之一。

2021年，全國最高用電負荷11.92億千瓦，比上年增長10.8%；2022年，全國負荷峰值為12.68億千瓦，較之上年增長6.4%。可以預見負荷峰值在未來還會繼續上漲，但新能源上得再多也不能保證頂峰。

以2021年1月7日的負荷峰值為例。“當日寒潮來襲，晚高峰負荷達到了11.89億千瓦。2.5億千瓦的光伏機組沒有出力，2.8億千瓦的風電出力為0.28億千瓦，冬季是枯水期，我國3.7億千瓦水電裝機有2億多沒有出上力，水風光出力不足2億千瓦，近10億千瓦的出力來自煤電、氣電、核電、余熱余壓余氣等熱發電機組，熱發電機組受氣候、氣溫影響小，可穩定出力、頂峰，而煤電是熱發電機組的主力。”陳愚說。

投資占比較大的風電光伏在負荷峰值時無法保證出力，能頂峰的電源中，水電、抽蓄、核電等建設周期較長；氣電投資受限于天然氣對外依存度、氣價和氣量，增量有限；可用頂峰容量的增長主要還是靠煤電。近年來煤電投資腰斬，新增煤電機組不足，是頂峰乏力的主要原因。

近期，煤電審批加速放開，2022年3月，國家能源局印發《2022年能源工作指導意見》的通知，提出“保障電力充足供應，電力裝機達到26億千瓦左右，發電量達到9.07萬億千瓦時左右，新增頂峰發電能力8000萬千瓦以上。”

煤電投資能否順利落地，對發電側有效供應能力的提升至關重要，但裝機總量的落地不代表區域的供需能夠得以匹配。某發電企業人士告訴記者，發電企業在哪里投、投多少，受地方政策的影響較大。目前，已有地方政府采取措施為煤電紓困解難，如出臺容量補償電價、提升煤電電量電價。如果沒有好的政策機制，很難吸引到煤電投資。最近，云南省出臺《2023年推動經濟穩進提質政策措施的通知》，提出加大力度推動新建480萬千瓦煤電項目建設，爭取國家新增煤電裝機指標支持。但多年來，云南煤電量價雙低，虧損嚴重，發電企業很難有積極性在云南繼續投資煤電。

上述人士進一步分析道：“隨著一部分省份率先提高煤電電價，未來煤電在各地的收益情況將高度分化，在各地區價格政策存在較大差異的情況下，區域的供需不平衡或將加劇。”

在電力系統成本不斷推高、電力供需形勢不斷收緊、電力轉型約束不斷加大的復雜局面下，過去“水多了和面，面多了加水”式的邊界試探“平衡大法”早已顯示出與現實需求的嚴重滯后。隨著新電改和電力市場化的推進，電力規劃與政策安排也需逐漸從計劃視角轉向市場視角，一方面，以市場運行形成的經濟性指標作為依據開展更精確的電力規劃；另一方面，持續完善市場體系與價格機制，推動電力的能量、可靠性、靈活性等多元價值在市場機制中的體現，從而更高效地引導電源投資。

極端氣候影響供需兩側

負荷峰值期保供難度加大

新增電源投產受建設周期制約，存量發電資源的有效利用又存在怎樣的變數？

中電聯統計與數據中心負責人告訴記者，電力供應方面，降水、風光資源、燃料供應等電力保障要素給發電出力帶來較大不確定性。

在傳統的認識中，水電是穩定電源，也是電力清潔轉型的中堅力量，但近年來水電大省的缺電，讓水電的“確定性”降低。

“去年遭遇大旱、電力緊缺時，四川水電應發盡發，主力水電站已達死水位。今年汛期來臨前，水庫存水量極有可能青黃不接。”陳愚表示。

“從去年下半年到今年春季，整個蓄水情況并不是太理想，對于水電全年出力可能帶來較大影響，”左前明表示，“水電的發電占比僅次于煤電，一旦水電出力出現較大不確定性，對于煤電的支撐能力將提出更大的考驗。”

在去年來水明顯偏枯的三季度，煤電發電量同比增長9.2%，發揮了煤電兜底保供作用。可以預計，今年負荷高峰期，煤電將依然是保供主力，因此，煤電發電設備保持可用、可調狀態對系統安全穩定至關重要。但近年來，煤電企業面臨著煤量缺、煤質差、虧損大、非計劃停運多等困境，機組往往“帶病運行”“應檢未檢”。“煤電企業持續虧損導致技改檢修投入不足帶來設備風險隱患增加，電煤煤質下降也增加了發電出力的不確定性。”中電聯統計與數據中心負責人說。

隨著新能源的快速發展，煤電機組調節任務加重，機組長期變負荷運行，可靠性下降，疊加部分機組長期吃“雜糧”，進一步加大了設備風險。“部分區域靈活性電源不足，為了盡量提高新能源的消納率，煤電機組頻繁啟停，例如華電萊州電廠，今年春節期間7天內8次啟停調峰。這種運行方式將影響機組可靠性，一旦頂峰的煤電機組在迎峰度冬/夏時發生故障，將對負荷峰值期的保供帶來沖擊。”陳愚說。

在需求側，氣溫因素對電力消費需求的影響日益凸顯。伴隨著城鎮化率及人民生活水平的持續提升，居民生活用電量保持著較快的增速，在電力消費結構中占比提升。中電聯統計與數據中心負責人告訴記者：“在居民生活用電中，夏季降溫負荷需求及冬季取暖負荷需求占比高，季節性特征顯著，近年來極端氣候頻發，電力負荷季節性峰谷差持續加大。在夏季高溫時段，部分城市的空調負荷占城市的總用電負荷比重高達40%以上，如果存在全國大范圍、長時段的極端高溫天氣，對全年的用電量增速影響程度可達到1個百分點左右。冬季的極寒天氣也給電力需求帶來較大不確定性，如2021年1月我國中東部大部地區遭遇強冷空氣寒潮，用電負荷快速攀升，拉動1月全國最大用電負荷同比增長25.6%。”極端天氣一方面在需求側推高居民用電的季節性尖峰，另一方面在供給側影響新能源的出力，二者疊加，將加劇電力系統供需錯配的矛盾，加大負荷峰值期的保供難度。

電力系統成本將大幅上漲

電力價格機制尚未理順

電力供需棋局膠著，電網側的落子具有舉足輕重的分量。

中電聯統計與數據中心負責人建議，在加快推動電源建設的同時，深入研究適應大規模高比例新能源友好并網的先進電網。“我國幅員遼闊，各地氣候、資源稟賦、發展情況差異較大。西部地區新能源、水能等資源豐富，中東部地區資源相對匱乏，當前及未來仍需繼續建設部分特高壓輸電工程，充分利用不同地區用電高峰的‘時間差’，進一步發揮大電網的資源優化配置作用，繼續加強電力跨省區互劑。同時，加快推進現有輸電通道的配套電源和電網補強工程建設，進一步挖掘現有跨省區輸電通道的送電能力。”中電聯統計與數據中心負責人表示。

隨著東西部負荷差的不斷拉平，基于過去的區域電力供需特點所開展的電網布局已經難以適應當前跨省區余缺互濟的需求。多年來，我國中西部地區負荷低、消納能力不足，過去的電力規劃中，中西部地區大多以“點對網”的方式向東部地區單向送電。2019年，湖南預見供電趨緊，著手推動鯉魚江發電廠返送湖南。鯉魚江發電廠原有兩臺33萬千瓦、兩臺60萬千瓦共計180萬千瓦的機組向廣東送電，2019年，湖南開始協調鯉魚江電廠轉接湖南，2021年2月轉接工程動工，2022年1月，鯉魚江電廠兩臺33萬千瓦的機組并入湖南電網，使湖南得以新增66萬千瓦的供電能力。

而在2022年川渝缺電之際，由于其網架結構以輸出為主，輸入通道負載能力有限，接受外來電的支援受到限制。“基于國家水電大基地的定位，以及四川水電過去豐水期大量富余的情況，過去主要圍繞水電外送做電網規劃，并未過多地考慮輸入通道和外送機組下網承接能力，這在目前的供需形勢中確實顯現出它的短板。從未來的趨勢來看，一方面，電網規劃的跨省跨區互聯需要立足于新的形勢需求，增強跨區互濟能力，另一方面要不斷推進電力市場化改革和全國統一電力市場體系建設，用市場化的手段促進送受端之間靈活交易。”岳昊分析道。

國家電網公司原總工程師張啟平認為，國內外電力系統運行的實踐表明，不論是應對極端氣候災害導致的大范圍缺電，還是加快推進新能源替代行動，大電網的作用都是不可或缺、且效益十分明顯的。在電網跨區輸電的需求不斷加大的背景下，需要重新評估當前跨區電網的輸送能力是否足夠，并加強交直流電網格局的深入研究。“由于近年來極端氣候頻發，平衡電力供需越來越依賴于大電網的錯峰支援、應急調度，”張啟平說，“特高壓直流工程在余缺互濟中已經發揮了不可替代的作用，但與此同時，交流電網的支撐作用也至關重要，我們要理性看待交流聯網的利與弊。著眼于遠期，在碳中和的情景下，當新能源發電功率比例經常性地超過了交流系統發電量50%以上時，電力系統的運行特性將發生顛覆性變化，是增加調節電源還是加強聯網，哪一種方式更具經濟性，需要進一步嚴格論證。”

經濟性的考量，已成為構建新型電力系統的核心命題之一。隨著新能源的大規模發展，電源投資成本、調節性電源建設成本、火電靈活性改造成本以及配套的電網改造成本將不斷上升。在電力系統的轉型中，成本上漲已經是不容回避的客觀現實。國際權威機構研究表明，新能源電量滲透率超過15%之后，電力系統成本將大幅上漲，德國、英國新能源的快速增長已成為該國消費端電價水平快速上漲的重要原因之一。而我國電力價格機制的“堵點”尚未打通，是供需緊張下的矛盾根源所在。電力的價格管制本意是為保護消費者免受外部價格沖擊，但長期的價格抑制制約了電力行業的可持續發展空間，電力“供不應求”所產生的副作用最終將影響到全社會的經濟效率。在全球能源價格上漲的趨勢中，我國能源電力終端價格仍相對平穩，但這樣的狀態還能延續多久令人存疑。近期，歐洲飆升的電價引發了有關電力市場改革的爭論，在部分國家“消滅高電價”的愿望中，最終正式的改革方案仍然肯定了現存的市場制度的合理性，并保留邊際定價機制以確保投資者獲得持續投資可再生能源和需求側管理的長期信號。

“保障系統安全裕度和較高的可靠性，需要更大的能源體系的投入來實現，在推進電力市場化改革和全國統一電力市場體系建設過程中，理順價格機制的本質是下游經濟承載力的問題。當前，平衡安全、低碳和經濟三重目標的挑戰加大，或許需要進一步審視能源轉型的節奏與當前的經濟承載力是否相匹配。”左前明表示。

本文刊載于《中國電力企業管理》（上旬）2023年第2期，作者系本刊記者。