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又见“拉闸限电”,近20年后电荒为何重现?

admin1个月前24

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文 | 武魏楠

入夏之后,天下多个区域泛起缺电状态。

7月14日,西安多个区域连续性停电,#西安停电#话题冲上了微博热搜。就在统一天,天下日用电量刷新了历史纪录,到达271.87亿千瓦时,与去年夏日最高值相比增进跨越10%。停止14日当天,天下已经有11个省级电网负荷创历史新高。

面临用电负荷的不停增进,各区域陆续出台有序用电、错峰用电、季节性尖峰电价等政策,部门区域还接纳高耗能企业限电停产的政策。“拉闸限电”再度回到全社会的视野之中。

17年前,中国履历了一场贯串整年、伸张天下的电荒。在这场严重的电力危急 *** 下,中国电源投资建设进入了一段高速生长时期。

为什么近20年后,大面积电力供应主要再度泛起?

事实上,在已往十几年里,电网每到夏日都要经受“迎峰度夏”挑战。中国的地理环境特征也决议了每年都市受天气影响,泛起降温负荷暴涨下的用电负荷尖峰时段。

“但今年夏日电力供应主要的情形与往年有所差异。”电力从业者陈愚告诉《能源》杂志记者,“除了季节性因素和异常高温天气影响外,今年天下较大局限的电力供应主要主要是电力供应不足造成的。”

面临已往十几年发电装机容量增进数倍的事实,我们很难想象仍然是电力供应不足引发大局限的缺电。

深入剖析就不难发现,“十三五”时代最先,我国的发电与用电特征都在悄然发生转变。这些转变一边直接影响了电力供应结构;一边对 *** 治理部门和企业发生一定水平的误导,影响了电源建设和设计,加剧了电力供应欠缺问题。

为何高速增进的发电装机依然无法让我们规避电力欠缺的风险?在2021年1月初和夏日接连泛起大面积电力欠缺之后,“十四五”缺电会频频泛起吗?

狂飙的用电负荷

7月9日至16日,中央气象台延续宣布8天高温预警,高温主要影响区域集中在江南、华南以及西北区域东部、华北西部和黄淮西部等。不仅在南方和西北区域,东北区域的黑龙江、吉林、辽宁等地同样遭遇了高温闷热天气。

凭证国家天气中央展望,盛夏天下大部门区域气温靠近常年同期到偏高,新疆大部、黄淮、江淮、江汉、江南等地高温(日最高气温≥35℃)日数较常年同期偏多,将泛起阶段性高温天气。

高温天气直接拉高了用电负荷。以西安为例,6月28日至7月14日西安电网由于连续高温天气导致负荷急剧攀升,时代延续6次跨越历史最大负荷。7月14日西安电网用电负荷再度创新高,到达峰值943万千瓦,大规模停电紧随其来。

《能源》杂志记者发现,近年来天下各地最大用电负荷均快速攀升。2020年8月国家电网用电负荷创历史新高,达8.75亿千瓦;1个区域电网(华东电网)和11个省级电网(天津、冀北、山东、江苏、浙江、安徽、福建、湖南、江西、四川、蒙东电网)负荷创新高。

2021年1月7日,国家电网谋划区最高负荷再创新高,到达9.60亿千瓦,日发受电量到达201.91亿千瓦时。

其中,华北、华中、东北、西北等4个区域电网,北京、天津、上海、江苏、安徽、江西、辽宁、吉林、黑龙江、陕西、宁夏等11个省级电网负荷创历史新高。

2021年7月14日,天下日用电量刷新了历史纪录,到达271.87亿千瓦时,比去年夏日的最高值增进跨越了10%。

除了用电负荷最高值破纪录的时间距离越来越短,负荷尖峰值的增速也是一骑绝尘。

2018年1月,湖南省最大用电负荷只有2710.6万千瓦。到了2020年8月,这一数字已经是3332万千瓦,不到三年时间增进了23%。

更大规模的增进案例在浙江省。2018年7月,浙江省两次突破历史最高用电负荷,其中第一次突破历史最高用电负荷是7640万千瓦;2021年7月最高用电负荷突破1亿千瓦,增幅跨越30%。

用电负荷在短期内快速增进与近年来大规模的“再电气化”息息相关。2019年,国家电网公司提出了到2050年实现“两个50%”,即2050年我国能源清洁化率(非化石能源占一次能源的比重)到达50%和终端电气化率(电能占终端能源消费的比重)到达50%。

“思量到中国的资源禀赋,若是要实现更清洁、低碳的能源结构,再电气化是一个一定趋势。”国网能源研究院经济与能源供需研究所宏观研究室主任吴姗姗对《能源》杂志记者说。这一看法也获得了包罗电网企业和发电企业在内的许多电力行业人士的支持。

但也有业内人士对大局限、快速的再电气化提出了担忧。“单一能源在终端占比过高,稳固供应是要害问题。而且现在中国的电源建设还难以支持云云快速的再电气化历程。

可用电力装机缺位

“除了负荷快速增进,电煤供应偏紧是2021年夏日电力供需主要的另一个主要缘故原由。”吴姗姗说。

7月中旬,河南省发改委下发文件,要求省内所有煤矿生产电煤一律不得售往省外;省内所有煤矿生产煤炭可以转做电煤使用的一律不得入选。此举将夏日电煤欠缺的问题露出无遗。

只管国家发改委今年延续释放煤炭贮备,但依然没有能够停止煤价上涨的势头。国家统计局7月26日宣布的数据显示,7月中旬天下煤炭价钱继续上涨。

这样看起来,今年夏日电力供应欠缺确实存在着许多特定的因素,像是一次季节性的欠缺。

但现实上,从今年1月的寒潮到7月高温天气,我国电力供应在极端天气眼前越来越懦弱,反映出了我国电力供应泛起了却构性的问题。为了注释电力供应的结构性问题,我们需要用加倍直观的数字来说明。

凭证《2020中国电力供需剖析讲述》,“十三五”前四年我国调剂最大用电负荷快速提升,从2015年的8亿千瓦增至2019年的10.5亿千瓦,年均增进7.2%,高于同期全社会用电量年均增速1.1个百分点。

那么相对于需求端,电力供应端的情形怎么样呢?海内发电总装机增速在2015至2019年出现出不停下滑趋势,只有2020年有较快增进。凭证《能源》杂志测算,2015年至2020年发电总装机容量的年均增进率为7.61%。

虽然看起来发电总装机容量的年均增进率与调剂最大负荷增进率基本一致,甚至略高于负荷增进。但不能以此判断电力供应是足够的。“虽然发电装机不停增进,但最大问题是可用发电装机容量的不足。”陈愚对《能源》杂志记者说。

所谓可用发电装机容量,指的是发电机组在现实运行中所能提供的可靠发电着力。

例如在2021年1月7日的寒潮用电负荷岑岭中,天下用电负荷岑岭为11.89亿千瓦,但我国22亿千瓦的总装机依然无法知足电力需求。这就是可用发电装机容量不足导致的。

1月7日用电负荷岑岭泛起在晚上,2.5亿千瓦的光伏装机着力为0;加上天下局限的小风天气,风电着力也只有装机容量的10%。

这直接导致天下累计5.3亿千瓦的风电、光伏着力只有不到3000万千瓦。当日支持用电负荷尖峰的主力是着力跨越90%的火电和100%着力的核电。

“在不限电的情形下,煤电可用容量可以到达铭牌符号装机容量的80%以上。”一位发电企业内部人士对《能源》杂志记者说,“从整年发电情形看,风电、光伏的着力约莫只有铭牌容量的五分之一,甚至六分之一。”

“十三五”时代,我国的风电、光伏装机容量进入飞速生长时期。与此同时,2015年之后的火电建设速率大大放缓。此消彼长之下,整个“十三五”时代每年的新增风景装机都大于火电装机,而且火电在新增装机中的比例也从2015年的50.65%下降至2020年的29.18%。

但这些都只是铭牌数据,并非现实的可用装机容量。若是根据火电的可用容量为铭牌容量的80%、风景可用容量为铭牌容量的20%这一尺度来盘算,火电与风景的可用新增装机容量马上就有了推翻性的转变。

“风电与光伏挤占了火电在新增装机容量里的比例,但却没有提供响应足够多的可用装机容量。这直接导致了我国电力供应能力的增添跟不上用电负荷的增进。”上述发电专家说。

若是以火电、风景的可用装机容量来盘算,“十三五”时代我国年均发电装机容量的增进率只有4.87%。这就远低于同期的全社会用电量增速(6.1%)和最大用电负荷增速(7.2%)。

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正是由于可用发电装机容量增速低于负荷增进,袭击电力供需平衡。

火电行使小时数“风向标”失灵

发电供应能力不足的问题在“十三五”时代逐渐累积。

《电力生长“十三五”设计》(以下简称《设计》)预期2020年全社会用电量6.8-7.2万亿千瓦时,年均增进3.6-4.8%,天下发电装机容量20亿千瓦,年均增进5.5%。

电源结构方面,《设计》预计煤电装机力争控制在11亿千瓦以内,占比降至约55%。天下风电装机到达2.1亿千瓦以上,太阳能发电装机到达1.1亿千瓦以上。

从行业生长的额现实看,无论是发电装机总量,照样煤电、风电、光伏装机容量,都跨越了《设计》设定的目的。2020年全社会用电量7.5万亿千瓦时,略跨越预期值;煤电累计装机跨越12亿千瓦。

“焦点问题在于对于电力供应宽松或者主要的判断还停留在传统的火电行使小时数崎岖上。”陈愚说,“不停下降的火电行使小时数给人人造成了一个错觉,那就是电力供需是连续宽松的。”

2016年11月,国家能源局电力司司长黄学农在解答有关《设计》的问题时称:“人人都很清晰,电力需求增速放缓。火电行使小时从2013年的5021小时到2015年降到4329小时,降低幅度很大,今年预期在4000小时左右,“十三五”后面几年我们预期这个小时数会进一步降低。现在各个地方设计建设的煤电项目仍然较多,煤电的潜在风险很突出。”

为什么以火电行使小时数来判断电力供需状态不再准确了呢?

“现在发电端和用电端的不稳固性都在增强。”上述发电企业人士说,“以前发电端80%是火电,发电能力稳固。用电端绝大部门是工业用电,也十分稳固。因此火电行使小时数可以用来判断电力供需。然则新能源渗透率不停提高增添了发电端的不稳固,住民用电和第三产业用电比例的提高增添了用电端的不稳固。”

2020年我国第二产业用电51215亿千瓦时,占全社会用电量的68%。住民用电和第三产业用电总和为23036亿千瓦时,占全社会用电量的30%。“以蓬勃国家的履历来看,第三产业用电和住民用电划分占到总用电量的30%左右。我们正在朝这个偏向生长,这意味着用电端的不稳固性会继续增强。”

发用两头的猛烈颠簸意味着电网需要更多的可调治电源,在中国就意味着火电要更多地介入平抑电网颠簸。

但在我国电力体制改造阻滞不前的情形下,火电除了电能量价钱险些没有其他的辅助服务收益。压低发电小时数介入调峰,就意味着收入的削减。

2015年之后,由于火电行使小时数不停下降,再加上煤炭去产能政策缩减了煤炭供应,导致煤价进入上涨周期,火电企业在“十三五”时代始终面临着较大的谋划压力。中电联2017、2018年宣布的天下电力供需形势剖析展望讲述中,明确提出火电企业面临大规模亏损风险。

基于火电经济效益下滑,发电企业降低投资火电意愿。“2030年碳达峰、2060年碳中和”战略的实行,让发电企业进一步降低了投资火电的动力。为实现“双碳”目的,发电团体均提高可再生能源投资设计。

“碳中和”大潮下,风电、光伏的投资建设措施无疑会大大加速。但若是电力系统天真调治资源不能快速增进,电力系统局部供需主要的状态仍然难明。

缺电形态多样化

各地电力欠缺的显示形式不尽相同。

“电力欠缺在差异区域有差异种别。有些区域发电装机容量、电力运送通道能力小于最大负荷,属于硬缺口。”吴姗姗告诉《能源》杂志记者,“有些区域缺电是电源结构问题,在短时间内会泛起区域性的电力欠缺。差其余缺电类型需要差其余解决方案。”

湖南省就是电力硬缺口的代表。前文中我们已经回首了湖南省已往两年负荷增进23%。然则在发电侧,湖南省从2018年至2020年仅增进了6%。

剔除风电、光伏、抽蓄和水电的不能用容量后,湖南省内的可用发电装机容量甚至不到3000万千瓦,算上400万千瓦的外送电通道的能力,也难以支持尖峰负荷。

以浙江为代表的东部区域则有其他特征。在省内装机容量不足以支持用电负荷尖峰的情形下,浙江省通过外送电实现电力供需的紧平衡。由于浙江所处的华东电网架构顽强,外送通道更多,浙江不属于电力硬缺口。

如前文所述,已往3年浙江最大用电负荷增进跨越30%。但同期浙江发电装机容量增速只有6%。若是剔除风电、光伏装机带来的“虚高”,浙江可用发电装机容量增久远远跟不上用电负荷的增进。

与湖南差其余是,浙江省不停增添的外送电保障了电力供应。浙江省外输入电量在已往五年险些翻了一番,占全社会用电量的比重在已往十年间从9%上升到25%,已经成为顽强的第二大电源。

浙江省发改委相关事情职员告诉《能源》杂志记者,“随着煤炭消费总量约束趋紧、水电资源开发殆尽,煤电和水电往后将仅能维持现有供应量,其职位将进一步下降。省外来电不能阻止地将成为第一主力电源。风景电将继续保持快速增进,职位进一步提升。”

此外,“白鹤滩至浙江的特高压直流建设很可能到2024年才气投产。而且除了白鹤滩,浙江省现在还没有其他可供行使的西部电源基地。”更糟糕的是,浙江外来电送端也已经露出出电力供应偏紧的问题。四川省在2020年夏日、2021年头都执行了错峰用电;宁夏在今年夏日以及之后都存在缺煤的问题;安徽在2021年头也执行了错峰用电。

可供浙江选择的能源供应方案有限,气电似乎是当地 *** 心仪的新偏向。

在浙江省发改委宣布的《浙江省煤炭石油自然气生长“十四五”设计》中,就明确提出了要“大幅增添气电发电行使小时数。完善气电协调运行机制,研究探索气电运营新模式”。

相比于电力输入省份,电力输出省份的缺电问题则出现出另一番面目。

停止2020年12月,甘肃省新能源装机2369万千瓦,占该省总装机的42%。总装机容量5600多万千瓦的甘肃,最高用电负荷只有1700多万千瓦,甘肃是名副实在的电力输出省份。

今年夏日,甘肃也遭遇了电力供应主要的问题。“甘肃今夏电力主要主要是由于黄河来水偏少导致水电调治能力不足。再加上煤价大涨,火电的发电意愿不强。”甘肃省内发电企业人士对《能源》杂志记者说,“标煤价钱600多元/吨,已经到达了历史最高值。”

与多数省份用电负荷最尖峰时段泛起在下昼气温最高时间差异,甘肃电力主要往往泛起在晚岑岭时间段,即下昼6点至9点左右。这一时段里光伏发电着力降至,风力发电较少,电力供应不足的情形随之泛起。

“甘肃省短时间电力欠缺问题,基本要靠西北电网的省间互济来解决”,国网甘肃电力公司相关人士告诉《能源》杂志记者,“若是未来西北各省的新能源渗透率都到达很高的水平,很可能泛起人人同时缺电,无法省间互济。若是要阻止这种情形,势需要增强省内或者区域内的火电建设。”

然则现在的省间互济没有市场机制的支持,无法盘算成本与利益。“省间互济是一种应急着力方式。现实上是让电力平衡的区域肩负了电力不平衡区域的责任。”上述电力专家说,“若是耐久缺乏合理的经济抵偿机制,未来人人都不愿意肩负互济的责任,导致频频缺电。”

相关电力市场化改造正在做着实验。从5月份最先,甘肃一直在不中止举行电力现货试运行。“6月的试运行效果是火电结算电价仅比中耐久高了1.1分,风电价钱反而低了3.9分。供需主要、煤价奇高的情形下,火电、风电都对价钱不知足。”上述甘肃发电人士说,“究其缘故原由就是甘肃的现货市场执行发电侧单边竞价模式,没有把价钱向用户举行传导。”

从现实出清效果来看,甘肃6月的电力市场价钱显著上涨。

其中,日前市场平均出清价钱319元/MWh,实时市场平均出清价钱348元/MWh,不仅相较5月有了显著升高(300、274元/MWh),而且也高于甘肃省燃煤发电基准上网电价0.3078元/千瓦时。

在用电连续增进、电力供需形势主要、煤价上涨的靠山下,根据市场订价的原则,电价上涨的预期在不停增强。

电力系统“不能能三角”

能源“不能能三角”是电力系统稳固运行的效果。

能源“不能能三角”指的是无法找到一个能源系统同时知足“能源的环境友好(即清洁能源)”、“能源供应稳固平安”、“能源价钱低廉”三个条件。

在“双碳”目的下,彻底告辞电力结构性的欠缺,我们就必须同时知足“能源的环境友好(即清洁能源)”、“能源供应稳固平安”这两个条件。这也意味着我们放弃“能源价钱低廉”这一限制条件,也就是更充实的电力市场化。

可以预见,在合理的价钱机制下,一方面可以激励火电(包罗煤电和气电)的投资建设,另一方面有利于进一步完善和扩大需求侧响应等天真性调治资源的响应能力。

行业内人士先容,现有的需求侧响应更像是一种尽义务、甚至是被动的响应,靠近于拉闸限电。电力价钱的充实市场化或许会推高终端用户的用电成本,但也可以通过起劲的价钱指导,让用户凭证自身情形调整在尖峰时段的用电行为。

吴姗姗先容,“在东部区域未来的用电结构中,第三产业和住民用电的比例将更高,需求侧响应的潜力更大。若是可以通过市场化的价钱指导需求侧举行调治,可以有用地缓解电力供应主要。”

以浙江为例,根据浙江省的最新设计,到2025年底将建成智能公用充电桩5万根左右,自用充电桩25万根以上。

以公用充电桩为250KW的快充桩、自用充电桩为20KW的慢充测算,充电桩的最大用电负荷可达1750万千瓦。这既对电网的供应能力提出了伟大的挑战,同时作为天真调治的负荷可以介入电力系统调治。

在储能手艺有推翻性希望之前,足够的可用装机容量、天真的电力系统调治资源、完善的电力市场、合理的价钱系统是电力系统稳固运行的尺度设置。由于电力系统配套成本上升,或许会发生电价上涨。接受或许比现在更高的电价,就是我们需要支出的成本。

(文中被采访人仅代表小我私人看法)

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