假如上海發生大停電事故，這座超大城市會經歷什么?

國家電網上海電力將緊急調用、啟動應急電源，組織出動應急救援隊伍和應急發電車，為重點用戶和重要場所提供應急供電;上海市應急處置指揮部將緊急調配救護車、消防車、電力應急發電車趕往石油化工企業，防止發生衍生事故;受停電影響的醫院會緊急啟動自備應急電源保障手術室、ICU等核心負荷供電，停運地鐵線路的工作人員要按照預案指揮引導乘客有序疏散撤離??

此外，南方電網也會“派電增援”。南方電網會緊急調動南方區域相關電網和發電資源增援華東，由國家電網福建電力電網組織電廠跨區受電，全力保障滿送華東主網。

所幸，這并非真實事件，而是今年6月15日華東區域跨省區大面積停電事件應急演練的場景。此次演練是國家能源局首次舉辦的跨省區大面積停電事件應急演練。華東電網是我國規模最大、電壓等級最高的區域電網，其安全穩定運行和電力可靠供應，對華東乃至全國經濟高質量發展至關重要。

但回到真實世界，過去兩年，中國不少省份都在下半年出現了大規模缺電事件。水電大省四川2022年8月在高溫干旱下嚴重缺電，而2021年下半年至少有20個省份采取限電措施，東北地區紅綠燈無法運行的場景也讓人印象深刻。

“電荒”焦慮延續至今已是第三年。今年是經濟復蘇的關鍵期，各級政府和電力部門早已對夏季缺電問題提高戒備。7月14日的國務院常務會議強調要加強高峰時段重點地區電力保供，堅決防范遏制重特大事故發生。

連續兩年“缺電”某種程度上導致今年的焦慮被放大，即使今年不會大面積“缺電”，“缺電”焦慮背后的原因仍然需要被認真審視。

負荷創紀錄，但今年很平靜

今年夏天會缺電嗎?這個“盲盒”現在還沒開完。

“正常氣候情況下，預計今年全國最高用電負荷13.7億千瓦左右，比2022年增加8000萬千瓦左右。若出現長時段大范圍極端氣候，則全國最高用電負荷可能比2022年增加1億千瓦左右。”中國電力企業聯合會統計與數據中心主任王益烜此前對外透露。

增加的1億千瓦，會變成用電缺口嗎?這是這個夏天中國在能源領域面臨的最大挑戰，要極力避免前兩年的困境重演。

廣東電力行業資深人士蔣科(化名)至今仍對兩年前的那場“電荒”印象深刻。2021年8月以來，廣東、江蘇、內蒙古等多個省份相繼出臺限停電政策。在那場席卷20余個省份的“電荒”中，廣東位于風暴中心。“2021年，電力供應缺口過大，廣東來不及啟動需求響應、有序用電，加之當時出口增長迅速，鮮有工業企業愿意主動減少用電，只能粗暴地拉閘限電。”蔣科告訴《中國新聞周刊》。

轉年8月中旬，時任國務院副總理韓正到國家電網調研，強調做深做實有序用電方案，確保民生、公共服務和重點行業安全用電，堅決防止拉閘限電。在蔣科的記憶中，2022年廣東只啟動過次數有限的需求響應。

每當電力供應面臨缺口，需要壓降負荷，各地一般會采取分級管理措施。

首先會啟動需求響應，給予主動減少用電的用戶補償。如果電力供應仍難平衡，便會啟動有序用電，按照能耗等指標將企業劃分為ABCD四類，根據壓降負荷的需要，從D類企業開始限電，實質是有計劃的拉閘限電。需求響應、有序用電、拉閘限電，選擇哪種應對措施以及啟用次數，被視為衡量電力供需緊張程度最直觀的指標。

但在更注重采用需求響應、有序用電的2022年，“缺電”的焦慮并未消失。據國家氣候中心監測評估，截至8月中旬，當年6月13日開始的區域性高溫事件綜合強度便已達到1961年有完整氣象觀測記錄以來最強。高溫的另一面是干旱，當年7月以來，長江流域降水量較常年同期減少四成。

高溫與干旱給電力系統造成的壓力，在四川得到極致體現。一方面，高溫推動四川最高用電負荷超過6000萬千瓦，同比增長25%;另一方面，四川水電發電能力卻下降超過一半。電力缺口一度達到2000萬千瓦。

2023年，整個北半球的夏天，高溫屢創紀錄。高溫天氣甚至比去年來得更早，5月以來，全國多地頻繁出現40℃高溫天氣，各地負荷高峰提前到來。

7月3日上午10時46分，浙江電網用電負荷突破1億千瓦。13時19分，用電負荷再次破億，達到1.02億千瓦，創歷史新高。這是浙江電網歷史上迎峰度夏最早進入負荷破億階段，較2022年提早了8天，成為繼廣東、江蘇之后第三個夏季最高用電負荷超過1億千瓦的省份。浙江省能源局預測，今年迎峰度夏期間，浙江全社會最高負荷將達到1.15億千瓦，同比增長10%以上。

極端氣候會否像去年一樣導致電力供需緊張?中國電力企業聯合會給出了審慎的預測，主要是南方、華東、華中區域電力供需形勢偏緊。

一些省份發布了迎峰度夏電力缺口預測。國家能源局四川監管辦公室(下稱“四川能監辦”)6月底預測，四川電力缺口約750萬千瓦。山東省發改委也認為，考慮極端情況，迎峰度夏晚高峰可能存在約1000萬千瓦供需缺口。

但是在中國第一用電大省、去年全社會用電量達7870億千瓦時的廣東，電力供需形勢卻不像外界想象的那般緊張。“對于缺口的預測有夸大的成分，當然，預測時一般會做最壞打算。”江豐(化名)是廣東一家售電公司負責人，他向《中國新聞周刊》直言，廣東今年甚至可能不存在“迎峰度夏”的概念。

盡管廣東所屬的南方電網在今年5月22日最高負荷便突破兩億千瓦，比去年提前35天。此后，更是在7月10日、11日連續兩天打破最高統調負荷的歷史紀錄。但蔣科告訴記者，2021年5月，廣東曾進行了十余次需求響應，但是今年直到7月底都沒有啟動過一次需求響應。“說明占比較大的工商業電力供需形勢相對寬松，除非出現一些黑天鵝事件。”

廣東電力現貨市場的價格也能夠佐證這樣的觀點。2015年3月出臺《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(“9號文”)啟動新一輪電改后，工商業用電由過去電網企業從發電企業采購，再按照目錄電價出售給用戶的“統購統銷”模式，逐步改變為發電企業與售電公司或工商業用戶直接市場化交易的“點對點”模式，既可以簽訂年度中長期協議以固定價格購電，也可以通過現貨市場實時購電。

作為一家售電公司的電力交易操盤手，李清(化名)很熟悉電力現貨市場的價格走勢，在他看來，這是判斷廣東電力供需緊張程度的最好指標。2021年，廣東電力現貨市場價格曾高達每度電1.5元，而今年7月底一個悶熱的午后，李清查詢到的價格是0.35元/千瓦時。

“現貨價格能夠反映市場真實的供需情況，一般而言，每年七八九三個月電力現貨市場價格較高，如去年7月底、8月初，現貨價格接近1元/千瓦時，持續一兩周時間，體現了迎峰度夏的供需壓力。”李清說，缺電時的現貨價格至少要達到每度電八九毛錢，而當前每度電0.35元的價格甚至低于去年年底簽訂的中長期協議電價。

實時現貨價格維持在低位的不僅有廣東，作為國內較為成熟的電力現貨市場，山西、山東6月實時現貨交易均價分別為0.358元/千瓦時、0.379元/千瓦時。

有些出人意料的供需形勢部分源自需求的疲軟。“從四五月份開始，工業企業用電量明顯減少，需求整體疲軟。”這幾乎是用戶側一致的判斷。

從蔣科接觸的工商業企業用戶來看，相比于去年，一些商業用戶，如商業綜合體用電需求上漲。但是工業企業用電需求幾乎沒有增長，甚至出現負增長，一些鋼鐵、水泥等用電大戶今年用電量直接減半，部分小企業甚至直接在蔣科的客戶名單中消失。

真的缺電嗎?

除去需求疲軟的因素，受訪者普遍認為，即使是“拉閘限電”的2021年，像廣東這樣的負荷大省實際上也并不真正“缺電”。

“2021年電力供需緊張并非因為缺少裝機，而是電煤價格高企，作為廣東主力電源的煤電機組無法向下游疏導成本，發電積極性受挫所致。”江豐告訴記者，電廠會以機械故障等名目進行檢修，政府則會給發電企業負責人開會，要求其提高政治站位。

當時售電公司、用戶與發電企業簽訂的中長期協議一般不會超過標桿電價0.463元/千瓦時，2020年年底所達成的2021年中長期協議的電價多在標桿電價基礎上降價4~5分錢，低至0.41元/千瓦時，已經無法覆蓋成本，“電廠發一度虧一度。”

為了應對電廠的大面積虧損，2021年10月，《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》對外發布，提出將市場交易電價上下浮動范圍，從上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。將上浮幅度從10%調高至20%，被認為是理順煤電機組成本傳導的關鍵。

同時，電煤價格也在今年進一步回落。“目前廣東港動力煤價格約為900元/噸，同比降幅達到百分之三四十，電廠每度電的發電成本僅有三四毛錢。目前市場交易電價可以達到0.55元/千瓦時，而且相較去年，售電公司、用戶與電廠簽約的電價每度反而上漲0.05元，發電企業度電的利潤空間甚至可能超過0.1元。電廠‘發一度賺一度’。”江豐分析。

按照江豐的判斷，只要發電企業發電意愿不存在問題，廣東電力供需便不會緊張，因為廣東裝機量與負荷可以匹配，特別是其中的火電裝機。從去年的數據看，廣東火電發電量為4440.7萬千瓦時，占全省發電量的72.8%。

雖然大規模“缺電”可能不會出現，但是與去年類似，部分重點地區、高峰時點的缺口仍然存在。九州能源公司董事長張傳名告訴《中國新聞周刊》，2022年限電，本質上是電網缺乏儲能能力與足夠可調節資源導致的個別問題，并非普遍情況。

“2021年的情況是‘有電不能用’，2022年的情況則是‘無電可用’。”有電網人士告訴記者，缺電可以分為兩個層面：首先，是否缺少裝機，即是否存在裝機“硬缺口”;其次，如果不存在“硬缺口”，就要考慮發電企業是否有發電積極性。“其實電力系統投資通常會超前3~4年，各個省份可能都不會存在裝機‘硬缺口’，去年四川供需矛盾尖銳，屬于受極端氣候影響，也是原本足夠的裝機無法發電，同時缺少可調節的‘兜底電源’。”

火電薄弱省份更容易出現供需矛盾

四川的電源結構中，水電占比較高，可調節電源不足，導致其“缺電”的尷尬延續至今年。四川重工業已經傳出限電消息，中國水泥網7月稱，四川多家水泥企業近期接到相關部門通知，水泥行業7月5日至8月10日實行生產調控，水泥熟料生產企業全部停窯。

今年5月，四川能監辦曾預測，四川今夏整體呈現“全省緊平衡、高峰有缺口”特點，問題的癥結是“頂峰兜底電源提升有限”。

四川是水力發電大省，水電裝機容量占其全部裝機容量接近80%，但約有一半為無調節能力的徑流式水電，直接受制于來水，“靠天吃飯”特征明顯。

今年，云貴川汛期仍缺水，可能會是大概率事件。國家統計局公布的數據顯示，今年上半年，所有類型的發電量中，只有水電同比下降22.9%。分月看，4月全國規模以上水電發電量同比下降25.9%;5月水電生產延續下降趨勢，同比降幅擴大至32.9%。

其中，水電大省四川4月水電發電量同比下降11.9%，5月同比降幅擴大至24.4%。云南的情況也不容樂觀，4月水電發電量同比下降41.9%，5月同比降幅達43.1%。云南水電已連續三個月出現同比下降，且降幅逐月擴大。貴州4月水電發電量僅有22.6億千瓦時，同比下滑超五成。5月進一步擴大，同比下滑62.6%。

相比水電，光伏、風電等新能源“靠天吃飯”的特征更為顯著，其間歇性、波動性造成的“缺電”考驗更大。“下午四點之后，太陽逐漸落山，光伏出力迅速下滑，但是傍晚正是居民負荷上升的時段，這時就需要其他可調節電源迅速頂上。”前述電網人士表示。

作為光伏裝機規模位居全國首位的山東，已經感受到這樣的壓力。山東省發改委分析，綜合來看，山東用電在中午高峰期間，光伏支撐有力，電力供需基本平衡。考慮極端情況，迎峰度夏晚高峰可能存在約1000萬千瓦供需缺口。

當前，山東已通過分時電價政策，引導電力用戶削峰填谷。從今年開始，山東省將春季白天10時至15時調整為谷段電價，使一些用電大戶將用電負荷由過去的夜間轉移至白天的時段。但是更重要的還是需要可調節電源在光伏出力下滑時頂峰發電。

作為可調節電源，在水電預期出力不足的情況下，四川希望煤電發揮“兜底”作用。四川能監辦表示，國能四川公司和華電四川公司在運火電裝機占全川統調燃煤火電總裝機的80%，是四川電網能源保供的重要支撐。

顯然，煤電機組能否正常運轉對于保供舉足輕重。有浙江電網人士向記者舉例說，去年迎峰度夏，浙江最高負荷突破1.1億千瓦，三季度已降至7000多萬千瓦，但是供需依然緊張。原因便是夏季火電機組經歷高溫之下的高負荷率運行，長期保持在95%左右，為準備 “迎峰度冬”進行檢修，導致全省供電能力下降，因此即使負荷下降，電力供需依然緊張。

有電網調度人士向記者坦言，近年火電機組并未大規模擴建，新能源裝機量卻迅速上升，但是新能源具有間歇性、波動性，導致一些火電裝機較為薄弱的省份出現供需矛盾。

他向記者對比了浙江與江蘇的電源結構，兩省負荷基本相當，浙江煤電裝機約為4700萬千瓦，占比三分之一，而江蘇火電裝機比浙江多出近50%。這使得浙江相比江蘇更加依靠外來電這樣的不可控電源，占比高達三分之一，而外來電在江蘇的電源占比不足20%。

“相關部門決策者的觀念也在轉變，火電機組的兜底作用受到重視。”有電網人士向記者指出。

“2021年煤電以不足50%的裝機占比，生產了全國60%的電量，承擔了70%的頂峰任務，發揮了保障電力安全穩定供應的‘頂梁柱’和‘壓艙石’作用。”國家能源局副局長余兵2022年4月在全國煤電“三改聯動”典型案例和技術推介會上說。

重估電力安全

“由于‘十三五’期間煤電供給側結構性改革政策，東部省份新增煤電機組核準受限，即使一些百萬千瓦級煤電機組已經建成，也只能作為應急備用機組，而非正常發電機組。因此‘十三五’期間，東部省份新增煤電機組核準幾乎沒有，投產也極少。”華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海告訴《中國新聞周刊》，其實從2019年開始，一些省份已經出現迎峰度夏尖峰時段變長的問題。

電力系統由源(電源)、網(電網)、荷(負荷)、儲(儲能)四個方面構成。過去，煤電機組可調空間較大，可以根據負荷側需求隨時調整。但是伴隨著新能源裝機量上升，電源側變得愈發不可控，需要加入儲能這樣的可調節資源。

“鑒于儲能的商業模式尚未建立，目前手中真正可用的調節資源，主要就是火電機組。”前述電網人士告訴記者。

“‘十四五’期間規劃的氣電(燃氣發電)新增裝機量超過700萬千瓦，爭取到的煤電新增裝機量也從632萬千瓦增至1032萬千瓦。2022年浙江電力缺口超過1000萬千瓦，正是由于四川旱情加劇浙江保供壓力，國家與浙江兩個層面都在推動煤電納入規劃，因此‘十四五’期間額外爭取到400萬千瓦煤電，目的就是發揮煤電‘兜底’作用。”有浙江電網人士向記者透露。

浙江并非孤例，重估煤電價值之后，一些東部、中部省份紛紛自去年起核準煤電項目。

這改變了“十三五”期間火電的境遇。據中電聯統計，2016年至2020年期間，國內火電投資額從1174億元下滑至553億元，下滑的趨勢直到2021年年底。

去年新核準的煤電涉及18個省份，其中廣東(1818萬千瓦)、江蘇(1212萬千瓦)、安徽(828萬千瓦)、江西(802萬千瓦)、河南(735萬千瓦)、河北(606萬千瓦)、浙江(532萬千瓦)和廣西(532萬千瓦)八省新核準煤電裝機總量超過500萬千瓦，全部超過各自在“十三五”期間合計核準新增的煤電總裝機總量。

在這82個煤電項目中，共有57個項目在官方文件中公開了建設原因，出現頻次最多的目的便是“保障電力安全供應”。

廣東2022年核準的煤電裝機超過1000萬千瓦。

前述廣東電力行業資深人士向記者解釋說，2022年集中核準的煤電項目，大概要等待3年、也就是2025年才會陸續投產。“一方面這是2021年三季度‘缺電’后的應激反應;另一方面盡管現有煤電裝機可以匹配現有需求，但余量不大，盡管今年工業負荷疲軟，一旦工業負荷迅速增長，可能難以滿足需求。”

袁家海認為，各地核準煤電裝機的直接動因是2021年三季度大范圍“缺電”，讓政府認識到電力安全的重要性。

但是上馬煤電項目用于兜底保供的經濟性也存在爭議。

“地方政府正在催促發電企業加快新增煤電機組投資進度，但是企業投資的積極性并不高，主要原因是經濟性較差，如果預期一臺煤電機組每年只發電幾百小時，更多用于負荷尖峰時段，發電企業的投資積極性自然不會高。”有發電企業相關負責人曾到華東地區調研發現，去年迎峰度夏，“一共只停了十幾個小時的電”。

有電網人士向記者直言，火電機組過去會按照最經濟的方式運行，如今的作用可能更多是兜底，必然會抬高火電機組運行成本。“目前發電企業的負面情緒比較重，導致網與源的矛盾逐漸尖銳。”

其實，這樣的矛盾此前在云南這樣的水電大省已經顯現。受成本更低的水電擠壓，“十二五”期間，云南火電利用小時數極低，從2010年的4855小時下降至2015年的1550小時，火電企業虧損嚴重，“十二五”累計虧損額超過100億元。

云南今年在全國率先提出建立煤電調節容量市場，按照各類電源、用戶的不同需求分攤調節容量成本。所謂“容量成本”可以理解為一臺機組為了兜底保供而存在，其在不發電時付出的沉默成本。

在電力市場尚不完善的情況下，有長期關注電力市場改革的學者告訴《中國新聞周刊》，迎峰度夏電力缺口實際造成的影響可能并非人們想象的那么大，但是目前似乎對此前電荒的過度反應，而忽視成本。而且解決當下的電力供需緊張，關鍵是如何向市場要電。

如何向市場要電

在不同省份的迎峰度夏保供方案中，都不乏需求側管理的內容，也就是要求用戶“節電”。

國網浙江電力今年新增加了“空調負荷”以及“移峰填谷”兩項新內容。國網浙江電力回復《中國新聞周刊》稱，目前，浙江空調負荷約占全社會用電負荷的33%。今年迎峰度夏期間，將通過遠程柔性調控和大數據監測管控兩種方式開展空調負荷調控工作。這樣的調控主要針對公共機構、商業樓宇等公共場所。

“如果居民空調負荷可以通過溫度控制，可以避免全部由工業企業買單的情況。”有地方供電局人士表示。

但無論是工商業用戶，還是居民用戶，似乎都缺少足夠的價格刺激。

袁家海告訴記者，盡管工商業用電已經取消目錄電價，但是中長期協議電價某種程度仍然起到目錄電價作用，一般在每年年底簽訂明年的中長期協議，固定電價無法反映電力供應緊張時用電成本上升，如果中長期協議電價與現貨價格差異較大，就無法起到通過價格信號激勵工商業用戶優化用電行為的作用。

在市場化交易的電量中，長協與現貨的比例一直是爭議的焦點。前述售電公司負責人告訴記者，為了發揮中長期協議“壓艙石”的作用，國家能源局將其在電力市場中的占比確定在80%~90%之間，現貨交易約占10%左右。“從規則制定者的角度而言，希望電力市場平穩過渡，如果現貨交易比例過高，勢必造成一些電廠、售電公司‘搏殺’現貨，可能導致價格忽高忽低。”他認為，當下電力市場建設的目標不是擴大現貨市場的規模，而是完善規則。

而更大的矛盾可能在于當前“計劃電”與“市場電”并存的格局。

電改在工商業用戶一側的推進速度，要遠快于居民、農業用戶一側的改革。2021年10月發布的“1439號文”提出，有序推動全部工商業用戶進入市場，取消原來由政府制定的工商業目錄電價。明確10千伏及以上的用戶要全部進入，其他用戶也要盡快進入。但是目前居民、農業用電仍然全部由電網企業統購統銷，并且執行目錄電價。

“電改，或者說建設電力市場的目的是什么?發現價格，但目前只發現了一部分價格。”有電力市場資深人士向《中國新聞周刊》感慨，用戶側的價格沒有被充分發現。

這背后其實是長期存在的“交叉補貼”。2015年新一輪電改啟動之初，國家發改委便曾指出，中國電價客觀上存在工商業補貼居民、城市補貼農村、高電壓等級補貼低電壓等級等政策性交叉補貼的情況。

居民、農業用電依然是“計劃電”，不僅不利于發現這部分用戶的價格，而且與另一部分“市場電”的矛盾也在加劇，一個集中爆發點便是“不平衡資金”的產生。

“各個省份需要安排優先發電機組，確保居民、農業用電，再由電網企業統購統銷。但是如果優先發電機組無力滿足居民、農業用電需求，電網企業便需要從電力市場購電。如去年浙江、安徽等省份的電網企業便從省間現貨市場購電，但這部分高價購得的保供電卻無法將成本傳導給居民、農業用戶，最終只能由工商業用戶分攤，也就是‘不平衡資金’。”前述廣東電力行業資深人士告訴記者，這樣的不平衡資金一直存在。

顯然，電改需要在計劃與市場之間取得更好的平衡。只有當市場機制理順，用戶才有更多動力節電。