文｜華夏能源網
伴隨能源轉型走向深入，電力保供正在成為一門難度極高的技術活兒。這一點，看看浙江就知道了。
近幾年來，民營經濟大省浙江，迎峰度夏時節總為電力保供和電價上漲而苦惱。這種苦惱，已經很難完全歸因于2021年以來煤價上漲的影響。綠電代煤下的復雜局面，使得電力保供比以前更難。
在浙江的經濟總量中，民營經濟占比逾七成，民營企業和個體工商戶超過1000萬戶，且多是中小企業。民企尤其是中小企業對電力保供和電價異常敏感，電價上漲幾分錢，企業就要增加幾十萬上百萬的成本，很多時候這就是盈與虧、生與死的邊界。
浙江政府是出了名的親民營經濟。2022年以來，為了千方百計減輕工商企業的電價上漲壓力，浙江不惜得罪一眾發電巨頭和售電公司，一度還將自身推向了輿論的風口浪尖。盡管如此，浙江在電力保供和穩定電價方面的一系列努力，還是得到了廣泛尊重與認同。
今年夏天，浙江所面臨的電力保供局勢依然嚴峻。上半年浙江全社會用電量2926.4億千瓦時，同比增長9%，超過全國平均增幅。浙江省能源局預判，今年浙江全社會用電量將同比增長5.5%，達6530億千瓦時；最高負荷約1.2億千瓦，同比增長9%。全年電力供需形勢總體緊平衡，如遇極端天氣將更加困難。
如何有效穩價保供，如何有效破局？浙江的探索具有示范意義。浙江電力保供所面臨的情勢，在全國尤其是東部省份中具有普遍性。換一句話說，浙江是一個縮影，是中國能源轉型時代化解電力保供主要矛盾的一個很好樣本。
回不去的煤電“伊甸園”
早在2021年，與全國多地一樣，浙江也遭遇了多年罕見的拉閘限電。
那一輪拉閘限電，問題主要出在煤電身上。由于“十三五”期間煤炭持續去產能，至2021年煤價開始瘋漲，動力煤高點竟然超過了2000元每噸。而電價又是嚴格控制的，發一度電就虧一度電，很多煤電廠干脆就停機不發了，其結果就是缺電和拉閘限電。
2021年電荒之后，為調動煤電企業積極性，官方采取了兩項措施：一是漲電價，電價上浮范圍從原來的10%擴大至20%；二是控煤價，通過嚴格敦促長協煤履約、增加煤炭生產與進口等措施，煤價在2023年以來逐步大幅回落。
目前，動力煤價格已經回落至800元/噸左右，煤電企業終于“王者歸來”，開始大幅盈利，發電積極性也隨之高漲。但在此局面下，浙江這樣的用電大省仍在鏖戰電力保供。為什么會這樣？
先來看浙江的電力裝機結構。截至2023年底，浙江擁有1.3億千瓦的電力裝機，包括核電、風電、光伏、水電在內的清潔能源裝機占比47.8%，也就是說，浙江煤電裝機占比仍然在五成左右。今年1-5月，煤電貢獻了浙江省內70%以上的發電量。
近五成的裝機，逾七成的電量，煤電是保證浙江不再發生拉閘限電的“壓艙石”。但是，煤炭為主的用能結構也讓浙江感受到巨大壓力。在“雙碳”背景下，浙江的能源消費需要更加“綠色”，低碳轉型任務艱巨。
針對煤炭消費占比較高的問題，《浙江省煤炭石油天然氣發展“十四五”規劃》提出，到2025年，煤炭消費量在一次能源消費結構中的占比要下降至33.9%，煤電發電量占比要降至50%左右。
那么，浙江該如何實現煤電發電量占比降至50%的目標？
長遠來看，浙江核電、水電裝機已難言增長，其用能綠色轉型只能看風光新能源的持續放量（截至2023年底，浙江光伏裝機3357萬千瓦，風電裝機584萬千瓦，風光等新能源裝機占全省發電總裝機比例首超三成）。也就是，浙江只能靠風光發電增長來盡一切可能做大分母，來降低煤電的占比。
然而，這談何容易？2024年1-5月數據顯示，浙江逾4000萬千瓦、總裝機占比超三成的風電光伏，其發電量占比尚不足7%。在現實情況下，風光電還難以承擔起保供的重任。
浙江面臨的難題，是全國來說有典型性，這是在能源轉型階段不得不邁過去的“一道坎”。
要加快綠電代煤，就需要煤電主動配合減少出力。一面是需要增加出力、增加發電量的風光的不盡如人意，該上量的難以上量；一面是煤電要靈活性改造為風光讓路，有能力的卻要減少出力。這兩股力量互搏之下，很容易就造成電力不足、供應緊張。
單就電力保供來說，煤電一家獨大的電力系統肯定是一個理想的“伊甸園”，但自從開啟能源轉型的閘門后，我們就再也回不到煤電伊甸園了。
煤電可以24小時穩定出力，且靈活可調節；風光則是出了名的“垃圾電”，具有隨機性、間歇性、波動性，你需要的時候它可能沒有，你用不了那么多的時候它又“風光無限”。煤電頂峰保供，理順煤價電價就行了，出力可多可少，可調可控。但是，邁向新能源時代的電力保供，很顯然原先的做法行不通了。
“外來電”風險
浙江電力供需緊平衡，還反映在電價上。在媒體曬出的各種電價榜單上，浙江時常都高居榜首。
電價很復雜，不同時段不一樣，有峰價、谷價、平價之區別。浙江度電峰價達到1.3元，谷價接近0.5元，平價接近0.9元。但一般來說，平價是能夠代表一省電價均值的。浙江紹興一家為家電企業供應泡沫包裝品的民營企業，反饋的平均度電電價就是8毛多，這具有一定的代表性。
浙江電價為什么高？
價格連著供需兩方。浙江一方面是工商企業眾多，用電需求旺盛；另一方面，浙江的電力供給比較特殊。浙江處于煤炭供應的末梢，煤電價格自然會高一點；此外，綠電代煤的系統成本也推高了整體電價。比如，為了消納0.3元/度左右的新能源，國內不少地區的輔助服務調峰價格0.6-1.0元/度早已見慣不怪。
實際上，浙江的高電價還與“外來電”高占比關系密切。
浙江是外來電大省。作為“西電東送”的受端大省，過去十年間，浙江的外來電占比從9%增加到了接近40%。三峽、白鶴灘、溪洛渡等大型水電站的電，四川水電，福建、新疆通過特高壓送浙江的電，以及擬議中的甘浙直流落地寧波的西北綠電……外來電是填補浙江用電缺口的“主力軍”。
本來，跨區售電，省間互濟，對于浙江是有助于實現電力保供的。但是，在復雜的電力市場形勢下，跨省購電的高電價，卻讓浙江“有苦難言”。
2022年7-8月，持續高溫席卷浙江，在空調負荷的帶動下，浙江用電負荷屢創新高。其中，7月13日，浙江全省用電負荷達到創紀錄的10022萬千瓦。整個7月，浙江全社會用電量同比增長11.05%，高出全國近5個百分點。
在省內裝機滿發的同時，浙江加大了跨省購電力度。恰在此時，因為來水偏枯，西南水電送浙江的電量減少。萬般無奈之下，浙江只能從省間現貨市場大舉購電，度電電價往往是高達3元、5元甚至是10元。
由此，僅2022年7月、8月兩個月，就造成了浙江省內電力市場分別虧損49.9億元和38.44億元。那么，問題也來了，這近90億元的高額外購電費用，要怎么去平衡呢？
為了減輕工商企業負擔，浙江最先提出了“幾家抬”的方案，即省內發電企業和售電公司都讓點利，承擔一點。但是，這一方案遭到了發電企業和售電公司的極力反對。最終，這部分高價電的費用，還是部分落到了工商企業的頭上。
未來，新疆綠電、甘肅綠電等綠電電量更加難以把控，中長期合同產生的電量偏差，都需要通過省間現貨市場來平衡找補，這就意味著電價波動的風險將來依然會存在甚至會更嚴重。
也不僅僅是浙江一省。在新能源時代，電力跨省互濟，省間電力交易都存在一個量價動蕩的問題，這是不得不面對的風險。
靠市場還是靠政府？
“雙碳”轉型下的電力保供，需要同時去追求并以期實現多個目標——綠色、保供、穩價。
煤電一統江山下，電力保供只需大上煤電并理順煤價、電價關系即可。當下能源轉型時期的電力保供，再怎么穩步有序地推進綠電代煤，都會產生量價難題，也即電量和電價不可控的問題。
能源轉型帶來電力保供目標多元化的同時，還要去面對利益主體的多元化。煤電既要頂峰保供又要為新能源讓路，電網既要保系統安全又要提升新能源消納能力，風光綠電既要上量又要可調節，儲能既要降本又要能用得上，負荷既要有電用、用便宜電還要需求側相應……
這么多的目標，這么多的利益主體，要想讓各方互相配合、協調運轉，既要到位又不能越位或錯位，到底需要一套什么樣的機制呢，是市場調節的辦法，還是政府干預的辦法？
先說市場的辦法。
2022年以來，浙江為了給工商企業降電價，對省內煤電企業的上網電價進行了政府干預，由于時值煤炭價格下行周期，浙江要求煤電上網電價要與下行的煤價聯動，這實際上也就是用行政干預的辦法降電價。
政府干預后，煤電電價短期內有所調降，但是長期呢？如果發電量占比70%以上的煤電積極性受挫并減少出力，電力保供壓力就很大。那浙江還是需要加購外來電來補足需求，最終電價又難免掉頭向上。
2022年開啟電力現貨試運行的蒙西，則積極發揮了市場價格的指引作用，拉大峰谷價差，現貨市場發電測最高出清價格為1.71元/千瓦時，高峰時段平均出清價格為0.567元/千瓦時，分別比燃煤基準電價上漲了約500%和100%。由此，煤電機組發電積極性被激發，半年間實際發電量增超1億千瓦時。發電量上來了，保供不成問題，最終也有助于電價穩定。
再說政府干預的必要性。
目前，分布式光伏并網難問題愈演愈烈，據不完全統計，中東部8省370多個縣已經成為接網紅區。化解這一難題的一個辦法是配電網擴容。但是，由于相關機制體制未能理順，配電網建設一直嚴重滯后。
配電網建設滯后事出有因。高電壓等級的輸電網與低電壓等級的配電網，輸配電價比是7：3，但建設成本則是倒過來的3：7。這種局面下，電網企業缺乏動力去建設“費力不討好”的配電網。而地方政府或者社會資本要想入局配電網建設，不但過網費過低難以養活自身，增量配電網接入電源還要受到電網的“圍追堵截”。
很顯然，如果政府不去推進電改破局，配電網擴容就很難，分布式光伏的持續上量也將被困在紅區里無法動彈。
再看新能源入市電價持續走低的問題。目前，集中式光伏在中長期交易中已經跑出了1毛錢的電價，其現貨市場價格的下限也觸及了0.04元/千瓦時的“地板價”，東部光伏大省山東更是跑出了-1毛錢的負電價。
對此，政府能夠一味放任自流嗎？答案是否定的。政府這只“有形之手”要及時干預，干預的方向是兩個：干預省間互濟的范圍，干預價格。
之所以要干預省間互濟的范圍，那是因為單一省份的新能源出力在不同時段波動較大。但是，當在更大地理范圍內做耦合，比如放眼“三北”及華中華東區域，整體風電出力曲線就平滑很多，再比如將山東和新疆的光伏出力曲線跨區平滑，新能源就可以得到更好的消納。
在更大范圍內實現新能源出力曲線的跨區平滑，首先要有通道，比如擬議中的甘浙直流，這沒有政府規劃與干預是無法實現的。
而政府干預電價，可以采用經濟金融手段，比如在英國已有七年實施經驗的差價合約。政府授權相關機構與可再生能源發電企業簽訂長期合同確定履約價格，如果市場電價低于合同履約價，就向發電企業提供補貼至合同履約價，反之則由發電企業返還高出的部分。
在江浙民間流傳著這樣一首民謠，“做天難做二月天,蠶要暖和麥要寒。種菜哥哥要落雨,采桑娘子要晴干”。
“雙碳”時代或者說能源轉型背景下的電力保供，面對的難題也是這樣的“既要……又要……還要……”實現“雙碳”目標和能源轉型也是一樣，“既要安全穩定，又要經濟可行，還要清潔低碳”，所以稱之為能源革命的“不可能三角”。
而“雙碳進程”，就是要通過一系列的艱苦努力，通過市場的手段、政府干預的手段，去破解能源革命的“不可能三角”。
正如猶太智慧寶典《塔木德》里的一句名言，“天下難做成的事情最容易做成”。這是一個智慧的辯證法，更是一種勇于挑戰的樂觀精神。推進能源革命和綠色轉型，就需要這種精神才有可能成功。