記者 | 席菁華

編輯 | 張慧

隨著氣溫回降，四川省用電供需矛盾終于得到解決。

8月中下旬，受極端高溫干旱天氣影響，四川出現電力缺口，不得不對工業用戶進行限電，并波及了部分居民用電。

此次四川限電，被業內人士認為是未來新型電力系統運行下電力考驗的預演。

四川可再生能源占比達84%，與新型電力系統特點相似。為達成“雙碳”目標，中國正構建以新能源為主體的新型電力系統。到2060年，國內水、風、光發電占比將達70%以上。

可再生能源在電力系統中占比過高，電網穩定性就易受到極端天氣影響，使得電力保供面臨挑戰。

界面新聞獲悉，目前，因新能源滲透率逐步提高，西北五省（區）已出現時段性電力供應緊張常態格局，且呈現出概率化特征。

四川此次缺電是短期可控的，但長期看，中國電力需求持續剛性增長，疊加新型電力系統生產和消費雙側面臨愈加明顯的波動性，未來迎峰度冬、度夏時期如何防止限電，已成為近在眉睫的問題。

這意味著，未來電力危機可能成為常態，需要提前謀劃應對，提高電力系統應對極端情況沖擊的能力。

為緩解用電負荷高峰期缺電問題，去年起，國內多地調整分時電價政策，提高尖峰段電價，擴大分時電價峰谷價差。除大工業用戶外，一些省份還將峰谷分時電價納入居民電價，工商業用戶也在擴大峰谷分時電價的范圍和價差。

電價形成機制是電力市場建設的關鍵，引入競爭機制可以促進電力平衡，使得電力資源得到優化配置。但在中國的國情下，電是特殊商品，電價在國民經濟中的作用巨大，具有明顯公共事業屬性，很難實現電力完全市場化，且電價完全放開。

在此背景下，需求側響應規模化常態化應用、保留戰略備用煤電裝機、區域電網發展下沉，增大電網互聯互通和配網投資、完善容量市場，給予尖峰補貼、善區域電力市場建設等，將是未來缺電難題的有效破解之法。

需求側響應常態化應用，保留煤電備用裝機

去年出現電力缺口后，電網公司對需求側響應的重視程度增加。

今年7月，四川啟動超500萬千瓦的經濟型需求響應，占全省用電最高負荷的10%左右；迎峰度夏期間，浙江預留了1250萬千瓦的可中斷負荷，還擴大了參與需求響應客戶的范圍，挖掘工業生產、商業樓宇等領域的柔性可調節資源。

需求側響應是指用戶針對價格或者激勵機制的變化做出響應從而改變其電力消費的市場參與行為。經濟型需求響應一般占電網最大電力負荷5%。

華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海告訴界面新聞，需求側響應不僅可以幫助削峰填谷，扛過一年中約100小時的尖峰負荷時段，還可以更好的進行實時電力平衡管理，幫助新能源更好的消納。

“現在省級電網基本上具備經濟型需求響應能力。到2030年，常態化10%的需求響應能力，將成為可以實現的目標”，袁家海稱。

在電力系統內保留常規煤電機組作為備用電源，進行戰略備用，也極為關鍵。

相對火電等常規電源而言，新能源僅有電量替代效益而無容量替代效用。新能源大量并網，將使電力供給容量保障短缺風險將日益突出。火電是容量需求的主要提供者，能夠提供足夠的備用容量以應對極端情況。

袁家海認為，未來煤電總體由主力電源向基礎保障型和靈活調節型電源轉變，其容量價值、靈活調節價值和兜底保障價值會更加凸顯。

“全國電力系統內需保留12億千瓦左右常規煤電機組，保留5000萬千瓦應急備用機組，應鼓勵合規老舊機組轉為應急備用機組。”袁家海說。

到期應該退出市場運行的老舊機組，可以進行容量招標并簽訂備用合同，或者通過政策確保在合同期內收回投資者的成本，來激勵尖峰容量的投資。在系統遇到可靠性問題時，這些機組由調度機構統一調用，從而確保供電安全。

“這部分機組屬于專門預留，只有當電量市場無法提供充足容量時，戰略備用機組才會投入使用，以保證電力系統所期望的高峰容量備用得到滿足。”袁家海解釋道。

今年迎峰度夏期間，為保供電，四川1800萬千瓦的煤電裝機滿負荷發電。“但部分機組按照汛期計劃處在停機檢修狀態、備煤不足，加上川渝地區煤礦品位度低、含硫量高煤質不好，以及因高溫、缺水等因素，火電機組存在600萬千瓦的出力受限。”袁家海告訴界面新聞。

他認為，對燃煤機組可實施價格機制上的容量補償，實行浮動性補貼，在最尖峰時刻給予為電網保供作出貢獻的機組短時容量補貼，可以促進當地火電廠提前維護機組、儲備高卡煤，提升現有發電機組生產能力，促使一次能源市場和電力市場之間更好地銜接。

發揮電網互聯互濟作用，打破剛性調度

今年四川缺電期間，仍需履約水電外送。因為“西電東送”為國家戰略，四川大型水電站的發電量為國家統調統分，調度權在電網公司的國調中心，為政府決定省間電力分配方案。

目前，中國電網規劃調度和平衡方式剛性，四川往華東送電為單向送電，為“大飛線”式的輸電規劃。這種方式存在出力變化不頻繁，送電僵直的弊端。

一位國家電網內部人士告訴界面新聞，經歷此次缺電問題后，今后電網部門或在對外送合同上，針對特殊年份增加靈活條款。

袁家海告訴界面新聞，13座龍頭水電站雖建在四川，但進行年度電力電量平衡和生產計劃時，同時算入浙江、江蘇和四川省網的電源中，水電站電量統一分配。要想把電留在四川電網里，在技術層面，接入點和輸電斷面也會受阻。

在電力跨區域交易中，主要為“點對網”和“網對網”兩種送電統籌方式，其中以“網對網”為主流。“網”指的是電網，“點”指的是發電企業。

四川特高壓直流線路則主要為“點對網”送電，即大多數水電站電量直接入特高壓電網外送，有個別電站與當地電網鏈接，但電力輸送非常有限。若轉向“網對網”的方式，將有助于四川留下電力實現自身保供。

“決策者和電力管理者需改變觀念和制度規則”，袁家海表示，應建設區域電力市場，發揮市場配置資源作用，通過區域間的自發需求引導電網更好的規劃和建設。

“例如，可以讓市場決定將部分電量留給四川，而不是現在剛性的執行國家統調統分，從而能極大緩解缺電難題。”袁家海認為。

2015年3月中央下發的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發【2015】9號）明確要求，重新定位電網企業功能，改變電網企業集電力輸送、電力統購統銷、調度交易為一體的狀況。

國家發改委、國家能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見也提出，穩步推進省（區、市）/區域電力市場建設。充分發揮省（區、市）市場在全國統一電力市場體系的基礎作用，提高省域內電力資源配置效率，保障地方電力基本平衡。

未來的電網將更好地發揮互聯互通互濟作用，解決“有電送不出、外電進不來”的問題。

據中電聯，2021年全國跨區輸電能力達到17215萬千瓦，跨區送電量完成7091億千瓦時，比上年增長9.5%，電網更大范圍內優化配置資源能力顯著增強。

但電網間跨省交流互聯能力仍需提升。

據清華四川能源互聯網研究院近日發表的《對四川高溫限電的深度思考——新型電力系統建設中如何抗災保供》，直流輸電線路容量大、效率高，但一般返送能力相對較弱，新能源送端匯集點往往和送端電網的負荷中心不重疊，在送端電網發生用電短缺時，能夠發揮的緊急支援作用有限。

上述文章建議，加強電網間的跨省交流互聯，增強電網間的功率交換能力，從調劑余缺走向互為備用，以提高整個電網在空間上的再平衡能力。

《四川日報》旗下的川觀智庫指出，應推動四川電網提檔升級，特別是加快建設各地至負荷中心輸電通道、加強外電入川電力通道建設。

另外，應提升四川和西北等地跨省電力互濟的能力，爭取國家支持從甘肅、西藏方向建設電力入川通道，確保四川穩定服務國家西電東送戰略的同時，也保障全省能源電力供應。

8月30日，國家電網董事長辛保安指出，“十四五”期間四川用電需求仍將快速增長，將加快推進“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。

此外，迎峰度冬前將投產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。推進電源結構多元開發，推動抽水蓄能、新型儲能發展等。

加快水風光多能互補，區域和配網投資下沉

中國水力發電工程學會原副秘書長張博庭認為，加快發展新能源，加快水風光互補，可以緩解電力缺口問題。

他對界面新聞表示，中國是水電大國，水電與抽水蓄能具有天然的調峰調頻優勢，大型水電站配上風光發電大基地，小水電配合電化學儲能調節新能源，形成分布式供能，從技術和經濟上都可實現，這不僅可以緩解電力供應壓力，還有助于“雙碳”目標的達成。

今年3月，國家能源局開展全國主要流域可再生能源一體化規劃研究工作，啟動全國流域可再生能源綜合開發基地。

國家能源局指出，水電響應能力較強，可進一步平滑新能源出力曲線，通過調峰調頻從而改善風光消納問題。此外，風、光與水電年內的發力峰谷存在錯位，存在較好的互補性，風光“枯期”水電發力，水電枯期風光可提供一定支撐。

新能源大基地的發展，需用“兩個一體化”保障大規模新能源順利消納，即電源側的“風-光-水-火-儲”一體化，以及系統層面的“源-網-荷-儲”一體化。

此外，未來新能源應用的形式將更注重分布式。袁家海認為，這決定了電網投資下沉，區域內部電網的互聯互通及配網投資增加將變得更加重要。

“配網不升級、不市場化，就無法接入更多的分布式資源，無法更多的將儲能納入進來，也難以讓虛擬電廠真正發揮作用。”袁家海提出。

虛擬電廠是提升電力系統調節能力的重要手段，可以彌合電力供需矛盾，是解決電網尖峰負荷最經濟的選項之一，可以有效緩解缺電難題。

杭州數元電力科技有限公司副總經理俞慶撰文稱，當前中國電力行業的產業結構，在發電環節屬于寡頭競爭，輸配環節側屬于電網的自然壟斷，用電環節幾乎沒有成熟的服務商和市場環境，虛擬電廠很難找到合適的生存土壤，離成熟尚遠。

與傳統電網相比，未來新型電力系統下的電網發展，將形成大電網主導、多種電網形態相融并存的格局。電力系統也由“發-輸-變-配-用”的單向過程，形成“源-網-荷-儲”的一體化循環過程。

此時，以家庭、社區、園區等不同大小的區域形成多層級微電網，更多的分布式光伏、分散式風電等主體與周邊用戶直接交易，電源、電力用戶、儲能、虛擬電廠將參與進來，區域電網發揮調節作用。

這將使得配電網電力交易活躍，需要真正地讓市場機制發揮作用，不僅實現資源效率配置的提升，更精準的發現價格，增強就近消納新能源的能力，也將有助于抵御未來的缺電風險，保障電力系統安全。