8月19日晚，限电的成都街头，路灯调暗了亮度 | 图源：成都市民素素
导 读
突如其来的持续性高温干旱搅动了四川的供电 “危局”，将 “缺电” 问题的影响提升到了新的高度，为我国建设新型电力系统的开局蒙上了一层阴影、也敲响了警钟。究竟为何外送电力大省会发生让人 “大跌眼镜” 的严重缺电事件？未来又该如何提升电力供应安全呢？
撰文 | 袁家海 林江 张浩楠责编 | 冯灏
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今年夏天，罕见热浪袭击我国多省（市），导致电网负荷激增，电力保供问题再一次成为社会关注的焦点，其中，四川 “缺电” 情况最为严峻。整个夏季，四川电力供应面临电力、电量硬性不足，迎峰度夏的电力保供经历了相当艰难的 “至暗时刻”，一度启动突发事件能源供应保障一级应急响应。
日前，川渝地区已迎来降雨，流域来水增加，水电发电能力恢复正常，再加上高温天气逐步消退，缺电问题已得到了基本缓解，除了少部分高耗能工业以外，社会生产生活秩序逐渐恢复。
但是，考虑到用电负荷的惯性增长和未来气候风险的持续加剧，川渝地区的电力供应安全还将面临怎样的挑战？未来缺电风险是否持续放大？电力系统应该如何应对冲击？都是从业者必须回答的问题。
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去年缺煤，今年缺水
我国近年来的缺电事件在2018年初见端倪，彼时华北、华中和西南地区受年初大范围雨雪天气、夏季持续高温天气、部分时段煤炭燃料供应偏紧等因素影响，局部时段电力供需平衡偏紧，尤其是夏季尖峰电力缺口共计2454万千瓦 [1]。
此后，“迎峰度夏” “迎峰度冬” 这类表述开始大量出现在公众视野中，2019年和2020年多地采取有序用电措施，以顺利度过冬夏季的供电紧张时段。所谓 “有序用电” 就是通过行政措施、经济手段、技术方法，对需求侧的用户控制部分用电需求，以确保大电网供电安全、维护供用电秩序平稳。
2021年先后出现多次电力紧缺事件。冬季的湖南、江西等地和夏季的全国多地用电紧张状况达到了 “拉闸限电” 的严重程度，主要原因是气温因素作用下尖峰用电负荷快速上涨，但电力系统应对能力提升缓慢，缺电问题愈发严重；在全国大范围限电的严峻时刻，煤价大幅上涨、而煤电电价受到 “上浮不超过10%” 的约束，难以将发电成本疏导出去，使得企业陷入 “面粉比面包贵” “无煤可买” “越发越亏” 的境地，直到当年11、12月，煤炭价格才在政府的强力干预下回落企稳，缺煤限电问题得到解决。
图12021年5月至2022年5月全国动力煤市参考价|数据来源：卓越钢铁网
去年缺煤，今年缺水，表象不同，但后果都是直接挑战电力供应安全保障。尽管这两年电力短缺的原因各不相同，但均是季节性和时段性用电高峰，致使有效电力供应不足所产生的短时电力缺口。而此次四川的缺电问题已经发展为长时电力电量不足的 “硬” 缺电。频发的电力短缺问题暴露出我国电力供应面临的风险正不断加剧。
频发的极端异常天气，让 “新型电力系统” 建设的开局两年备受考验。而随着全球变暖趋势的持续，极端异常天气对电力需求和供应的影响在未来只会增加，可能成为电力保供和能源安全的最重要风险因素，不能不慎重对待。
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作为全国水电第一大省
四川今夏为何缺电？
经过近五年来多轮次的季节性气温引发的缺电事件，2022年全国各省份都提前发布了 “迎峰度夏” 方案，因此，虽然今年多地夏季连续高温，降温用电负荷大幅上涨，但全国除川渝地区外，并未出现大范围的限电。
而四川出现了严重的缺电，不得已启动突发事件能源保障一级应急响应措施。下面，我们来细致地回顾四川缺电的始末。
图22022年8月21日14时全国各地气温分布图|图源：中国气象局
四川地处我国西南腹地，拥有极为丰富的水资源，且由于横断山脉的原因，部分河段水流落差极大，如雅砻江、大渡河、金沙江等，是天然的梯级水电站开发基地。我国五大水电站中有四座在四川金沙江河段，水电装机总量、年发电量双双稳居全国第一，分别占到全国水电的21.2%和29.8%。凭借丰富的水资源，四川成为清洁电力外送大省，大量电力外送华中、华东地区。
既然四川拥有如此丰富的水电资源，今夏为何会缺电呢？原因可总结为：干旱致使四川水电发电能力断崖式下跌、高温使得四川用电负荷大幅上涨、入川输电通道偏少、火电和新能源难以补足用电缺口。原有的电力系统平衡常规态势被打破，在线发电容量难以满足用电需求，进而出现持续近两个月的供电紧张状况。
1 水电 “腰斩”
四川的电力结构以水电为主，2021年底水电装机达8887万千瓦、火电装机1825万千瓦、新能源装机723万千瓦，而年度最大用电负荷在5200万千瓦左右，理论上不存在数量上的电力缺口；发电量方面，2021年四川省全年总发电量约4329亿千瓦时，近80%来自于水电[2]。
我国正推动成渝双城经济圈建设，这里也介绍下重庆的电力状况。在重庆市电力供给结构中，火电处于主导地位，水电作为支撑，本地电力供给能力无法满足需求，是典型的电力送入地区。电力装机方面，2021年底火电装机达1540万千瓦、水电装机791万千瓦、新能源装机228万千瓦，年度最大负荷2435万千瓦，具有小规模尖峰电力缺口；电量方面，2021年重庆市全年发电量为930.9亿千瓦时，其中火电占72.1%，水电占24.6%，送入电量规模约为410亿千瓦时、且主要来自四川[3]。
今年进入汛期后，四川省来水偏枯异常严重，7月大渡河、岷江等省内主要河流来水相比多年历史均值普遍下降40%以上，8月上旬更是减少60%以上。如果水电站拥有水库还可发挥一定程度的调节缓冲作用，但四川具有季及以上调节能力的水库电站（拥有大型水库的水电站可以将汛期的水量储存、用于枯水期发电，实现季节性调节）装机不足水电总装机的40%，存在大量无调节能力的径流式小水电，来水偏枯严重影响此类小水电汛期出力情况[4]。干旱缺水导致水电发电量大幅下降，估计水电有效发电容量降至4000-4400万千瓦，直接 “腰斩”。
此外，按照国家 “西电东送” 战略，四川向家坝、溪洛渡、锦屏、白鹤滩等梯级大型电站均由国家统筹安排开发和消纳，省内、省外有固定的分配比例。这意味着，四川水电的外送并不是四川优先使用、多余电量才外送，而是类似 “照付不议” 的刚性外送原则，外送通道都有着相应的电力落地省份。
那四川缺电时能不进行外送电力吗？答案是可以适当调减外送电力，但不能停止外送。
从长远来看，外送协议可以确保四川多余水电能够充分消纳、保障华中和华东地区电力供应。过去，四川弃水严重，2016年弃水电量达到了141亿千瓦时，外送电力既可以将富余水资源转化为经济回报，也可以替代华中和华东地区新增煤电，可谓 “一举两得”。短期而言，如果四川 “截流” 外送电力，即使能够支付 “违约赔偿”，但这会打乱国家电力平衡调度的局面，以江浙沪为例，正常情况下四川输送到上海、江苏、浙江的电力分别占三省市最高用电负荷的34%、12%和17%，约占华东区外受电的三分之二[5]，要在短时间内调度充足的发电资源来填补外来电缺口，这对于本就供需偏紧的华中和华东地区难度很大。
实际上，启动能源保供一级响应后，国网调度中心已允许四川增大水电留川规模，将东北、华北、西北地区富余电力输送至华东、华中地区，但客观上受电网架构的限制，外送水电留川的规模有限。换句话说，即便是能将外送水电全部留川，当前的四川电网基础设施也无法全部接纳。
根据2022年四川省统调统分水电名单汇总得出，参与外送统调统分水电装机容量为4860.39万千瓦，省调装机容量占比不足六成[4]。因此，尽管高温干旱对水电造成了很大的影响，但为下好全国 “一盘棋”、避免更大范围的缺电事故，即使是在自身缺电的情况下，四川水电依然要外送，留给本地的有效发电容量不到3000万千瓦。
2 需求暴涨
川渝地区用电需求高速增长，用电结构中第三产业和居民用电比重较高，第三产业和居民用电负荷曲线具有较为显著的时段性和季节性变化特征。目前来看，多地用电负荷曲线呈现 “尖峰化” “双峰化” 特征，会拉低平均负荷率、抬升最大负荷、增大电力平衡难度。
此次四川夏季高温打破了60年来的最高记录，使得空调负荷大幅上涨。据统计，四川居民日用电量最高达到4.73亿千瓦时，较日常居民日用电量增长3.6倍，一般工商业日用电量增长1.5倍。电力消费激增主要来自于降温空调负荷，根据公开信息粗略估算，四川温控负荷要占到全网负荷的60%-70%左右，将全省用电负荷推升至6500万千瓦，较2021年最大负荷上涨25% [6]。
3 入川输电通道容量偏小
四川是外送大省，与外省的联络线主要是单向的外送输电线路。目前四川外送电能力达到了3000万千瓦左右，例如复奉直流、宾金直流、锦苏直流、德宝直流、雅中-江西、白鹤滩-江苏等多条线路。
图3四川电网主要网络通道示意图|图源：四川电力交易中心平台
其中，500千伏德阳—宝鸡直流输电工程（德宝直流）是四川电网为数不多可双向输电的直流外联通道，季节性调整运行方向，夏秋季四川电网向西北电网输送富余水电，春冬季西北电网向四川电网输送新能源和部分火电，以此实现两地资源 “丰枯互济”。为缓解四川缺电问题，陕西宝鸡送四川德阳的直流输电通道满功率运行，再加上来自南方电网、甘肃和湖北等的共计八条支援线路，入川的省外每日支援电量已达1.32亿千瓦时、支援电力约600万千瓦。即便如此，相对于外送通道，入川电力通道明显偏小。
4 火电和新能源容量难以补足缺口
据《四川日报》，8月22日，水电大幅减发的情况下，四川省内67座火力发电厂迅速补位，当日发电出力达到了1275万千瓦，占当日省内电网最大负荷约25%。但是，火电实际出力较额定容量偏小，仅提供了全部装机容量三分之二的有效出力，分析原因，可能与四川煤电长期亏损下机组性能不能保持最好状态、部分煤电机组按照丰水期处于计划检修状态、严重干旱导致冷却水不足、本地煤炭资源供应能力有限和煤质不高、部分机组为避免高温故障而不能满负荷运行等因素有关。但即使全部火电机组满负荷运行，即再增加550万千瓦出力，也难以完全弥补电力缺口。
同时，高温干旱时风力较小，风电整体出力不足。虽然光伏发电与日间用电负荷高度契合，但高温会影响光伏的发电效率，因此723万千瓦的新能源装机的实际出力水平可能仅在300万千瓦左右。也就是说，四川省内除水电外的本地电源实际出力在1600万千瓦左右。
相比之下，虽然重庆也受高温侵袭，但其火电为主、少量水电的电力供给能力并未出现大幅削减，最大用电负荷2600万千瓦左右，在依托西南电网的情况下，缺电状况相对较轻。这并非是鼓励多建火电来保障供电安全，其背后的深层次教训是要通过多元化手段来强化电力系统可靠供应能力。
综上，四川本地电源供应能力约4400万千瓦，入川支援电力约600万千瓦，即四川供给侧供电能力为5000万千瓦，能勉强满足常规夏季时的用电需求，但距离此次高温季最大负荷6500万千瓦还有近1500万千瓦的硬缺口（往年电力缺口在200万千瓦左右）。因此，不得不启动四川省突发事件能源供应保障一级应急响应，企业减产、让电于民。
总结来看，持续高温干旱，一方面大幅推高了电力需求，另一方面又使得水电为主的四川电网电力供应能力腰斩，火电和新能源受限于规模难以补足用电缺口，而作为清洁能源外送基地能够支援四川的线路能力有限。作为事件的触发器和放大器，持续高温干旱天气激化了四川重庆的电力供需失衡局面，直接导致了严重缺电。
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川渝地区需提前部署
应对未来的持续缺电风险
此次四川电力紧缺事件反映出，即使是水电这种相对可靠的可再生能源，仍会使得电力系统遭遇较大的气候风险，未来新型电力系统面临的挑战更大。川渝地区的水电虽然仍有很大的技术可开发规模，但基本都是要纳入国家统筹开发体系下，主要用于外送调度，留给自身的电力指标有限，未来本地新增用电需求主要靠新能源和火电来满足，预计未来会形成 “水电为主，火电、新能源并举” 的电力格局。
考虑到用电负荷惯性增长和未来气候风险持续加剧，川渝地区的电力供应安全存在较大挑战，未来缺电风险还可能持续放大，尤其是极端天气会放大需求预测与实际状况的偏差。
例如，美国得州电力可靠性委员会预设的最极端情景的需求，比去年实际情况低了14%，四川高温时最大用电负荷同比增速远高于历史增速。因此，需要更加严格和透明的综合规划，从电源、电网、用户侧、应急管理、市场机制等方面多措并举，快速提升电力系统安全调节能力和资源充裕度。
电源建设方面，“十四五” 期间川渝地区水电装机将继续增加约1000万千瓦，并着力提升电站的蓄水调节能力；充分发挥四川的天然气资源优势，新增600-1000万千瓦调峰气电机组；大力发展可再生能源，预计新增装机规模1200万千瓦以上，特别是加快发展分布式光伏，实现用户自己可以发电用电的“藏电于民”效果，另外，屋顶光伏可以降低夏季室内温度、减少空调负荷的使用，部分缓解电网供电压力。
电网建设方面，已有输电线路应试验完善受端与送端电网的双向输电技术，像德宝直流既能从四川向外输电、也能将电力送入四川；加大入川电力通道开发，尤其是西南电网内部的互联互济和西北送西南的电力通道建设。
需求侧方面，深挖需求侧灵活响应能力、培养电力用户节电能力，例如企业在用电高峰期错峰生产、居民空调负荷短时中断供电为电力系统提供缓冲时间，到2025年形成占最大负荷5%左右的常态化需求响应资源，并储备突发事态下大规模可中断负荷应急调度资源，例如计划性停电对生产经营过程安全影响不大的行业（如服装业、纺织业、家电制造、家具、造纸等）可在严重缺电时根据有序用电指令暂停生产。
应急管理方面，结合发用电形势和不同风险事件态势，不断完善应急响应预案，对有序停用电顺序、应急供电措施、医疗和交通等重要部门供电保障等方面做详尽部署，做到快速、科学、高效、合理地应对能源电力短缺事件。
特别指出的是，美国得克萨斯州寒潮停电事件和我国四川高温停电事件暴露出同一个重大问题，即缺少灵活的区域电力互联机制，在本地电力供给能力不足时无法获得外来电的支援。
在2021冬季风暴期间，美国得州发生严重停电事故，主要是由于天然气、煤炭和核电站缺乏应对极端天气的防范措施，进而发生供电故障 [7]。同时，得州电网作为一个独立的电网，与其他两个州电网的互连有限，因此很难从相邻地区获得支援。此次事件进一步证明了区域电力系统一体化在应对极端天气事件的重要性。
因此，跨省跨区电力互联，是我国电力转型 “一盘棋” 的重要环节，可以将西部清洁能源输送到东中部用电中心，实际上，不同省份的用电高峰存在或季节、或日期、或时点的时间差，这就为尖峰电力的短时省间互补平衡提供了可操作空间。通过建立更加灵活的区域电力市场，提高区域电力资源的互联互通，发挥区域间更大空间范围、更短时间尺度的电力平衡能力，对保障电力安全供应的作用和效果要远优于当前这种单一的省级平衡模式。
从更为长远和宏观的层面来看，由于川渝地区拥有丰富的水力资源，具备建设新型电力系统的先天优势，除了上述提到的短期电力发展安全举措并沿时间线持续推进之外，还需要在产业结构调整、多能源互联和应急资源储备等方面不断深化完善。
具体来讲，加快经济结构优化调整，不要盲目扩大高耗能行业规模，例如钢铁、水泥、焦化、平板玻璃等行业会占用大量的清洁水电资源，加重能源供应负担，转而发展市场前景更为广阔的医药、航天、通信、信息等高新技术产业和服务业，会逐步升级产业用电结构，使得电力消费的经济产出效率更高。
但当电力消费转向服务业和居民用电的时候，也会使其负荷曲线更加尖峰化。服务业和居民都有明显的时段性集中用电特性，例如上午的9时至11时、下午的14时至16时、夜晚的19时至23时，会使得用电负荷起伏变化、且会在短时间内抬高用电负荷。如果由火电来完全满足每天仅三四小时的尖峰负荷会付出很高的成本，这时候利用需求响应、能效电厂（即通过实施一揽子节电计划和能效项目，节约出一部分的用电空间）、分布式电源（可以自发自用，不用依赖电网供电）和储能资源（比如电动汽车的充放电）的开发部署，可以低成本地实现电力平衡。因此，电力供应应急保障应优先采用成本低、见效快的需求响应措施，提升电力系统的保供能力。
图4电力应急供应保障措施时间表
多能源互联是为了提升能源系统的清洁性、灵活性、抗风险性，例如将可再生能源转化为电能，多余电能通过电制氢转化为可以大规模、长时间储存的能源（如氢、氨、甲醇等），既能减少对化石能源的消耗、提升能源电力系统清洁度，也能将平时多余的可再生能源储存起来，通过氢气发电、甲烷发电、天然气掺氢发电等方式用于应急时期的能源供应，实现灵活消纳多余可再生能源和储备应急资源的双赢。
