限电启示录：双碳目标下如何提升我国电力系统供电保障能力

自今年8月下旬以来，针对工商业用户的限产、限电现象已经在云南、浙江等地蔓延。今年9月下旬，东北多地出现的“拉闸限电”一度波及到工商业生产用电、交通运输用电、居民用电等，对人们的正常生活造成了严重影响，“拉闸限电”事件也使得此轮限电潮成为社会各界关注的焦点。

（来源：微信公众号”电联新媒“ 作者：曾鸣 许彦斌）

痛定思痛，在剖析此轮波及全国的限电潮根源的基础上，研究“30·60”双碳目标下提升我国电力系统供电保障能力的措施与策略是守住民生保障、社会稳定和经济发展底线的重中之重。

多因素叠加是此轮限电潮的根源

电力需求同比大幅增长，引发供需不平衡矛盾。在我国新冠肺炎疫情率先得到控制后，一方面，国内消费需求充分释放，经济稳步复苏推动电力消费量不断攀升；另一方面，由于疫情导致国外制造业产能陡然下跌，大量国际订单涌入我国致使用电增速显著增长。以上因素叠加，我国1～8月的全社会用电量达54704亿千瓦时，同比增长约13.8%，超预期的电力消费需求直接引发了多地电力供需不平衡的矛盾。

煤炭供给不足，价格持续走高。从国内看，自2015年供给侧改革以来，我国煤炭行业产能持续承压，“30·60”双碳目标的提出进一步加速了淘汰“落后”产能的进程，而同期优势产能增加又极为有限。从国际看，新冠肺炎疫情全球蔓延导致传统煤炭出口国的出口量显著下滑，我国煤炭进口量难以有效填补国内产能缺口。在以上双重因素影响下，我国煤炭价格持续走高，截止9月，5500千卡的动力煤价格达1079元/吨，同比增长约91.6%。

度电成本难以疏导，火电企业成本倒挂。“市场煤”和“计划电”的博弈与矛盾由来已久，由于燃料成本约占火电机组发电成本的70%，煤炭价格居高不下直接导致火电发电成本直线上升。尽管国家已出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将燃煤发电标杆上网电价更改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，但在落实过程中多地未能充分利用上浮空间，发电成本难以向下游疏导，致使出现火电企业成本倒挂，火电企业生产能力与生产积极性严重受挫。

“减碳”“双控”工作落入“运动式”窠臼，缺乏合理的统筹规划。目前多地对“减碳”和“双控”工作认识过于微观，未能从宏观层面统筹协调好经济发展、节能减排之间的关系，未掌控好当地产业转型升级的节奏，以致“双控”指标与“碳排放”量提早用尽，面对严峻的节能降耗形势，江苏、广东、陕西等十余省纷纷出台力度不等的限电、限产政策。

电力系统灵活性能力有待提升。随着“30·60”双碳目标提出和新型电力系统建设的推进，以风光为代表的新能源大规模接入电网，清洁能源机组在电力系统供应端占比显著提升，而新能源机组出力的随机性与波动性技术特征导致发电侧难以追踪需求侧用电曲线，电力系统灵活性不足的情况下，为保障电力系统的平衡、安全与稳定便不得不采取限电措施。

提升我国电力系统供电保障能力的研究与建议

做好“双碳”“双控”顶层设计，把握好“能源大三角”平衡。作为一项复杂的系统性工程，贯彻落实“双碳”“双控”需要遵循“预则立”“谋定而后动”的原则，在规范核算现阶段碳排放水平、能源消费总量与能耗强度水平的基础上，结合地区经济水平、产业结构、能源结构、区域发展战略等因素，深入分析研究各地各行业的减排降耗的痛点与潜力，依托强化顶层设计解决好地区之间、近期与远期之间的冲突与问题。在推进“双碳”“双控”工作的过程中，应以顶层设计为统领，充分考虑各行业、各区域之间的能源消费特点与互补利用潜力，围绕安全、经济、环保的“能源大三角”不断对工作方案开展动态优化与滚动更新，为“双碳”“双控”工作的有序推进与贯彻落实保驾护航。

深化体制机制改革，发挥价格的杠杆作用。在扩大煤炭优质产能的基础上持续深化电力市场改革，在一定程度上凸显电力的商品属性，充分利用电价的杠杆作用提升资源的优化配置能力。对于具备电力市场交易条件的部分，应贯彻落实好“基准价+上下浮动”的市场化上网电价机制，及时开启电价上浮通道，确保电价“能上能下”，让价格及时反映生产成本和煤电市场供需关系，强化电力生产端与消费端的互动，保障电力生产成本的及时疏导；对于不具备电力市场交易条件的部分，应不断完善电价机制，在充分考虑不同地区经济发展水平、自然条件、电力消费习惯等因素的基础上，因地制宜采用分区电价、节点电价、分时电价等方案探索用户侧灵活电价机制构建方法，让电价充分反映成本、适当反映供求关系，进而利用符合客观用电需求的价格信号引导用户优化用电行为，有效缓解电网压力。

建设综合能源系统，发展综合能源服务。围绕用能效率提高、供能可靠性提高、用能成本降低、碳排放降低和其他污染物排放降低的“两高三低”目标，建设综合能源系统，拓展综合能源服务，推动“横向多能互补，纵向源网荷储协调”发展，加速多元化清洁能源系统建设。从供给侧看，建设综合能源系统可推动大网、微能网及分布式等各级能源网络协调互联互通，有效整合区域内石油、煤炭、天然气和电力等多种能源资源，提升能源子系统之间的协调规划、优化运行、协同管理、交互响应和互补互济水平，进而打造清洁低碳安全高效的供给体系；从需求侧看，发展综合能源服务，加速“物理能源”消费理念向“能源、信息、服务”综合消费理念转变，通过打造定制化综合能源解决方案，在满足经济社会多元用能需求的同时兼顾安全性、经济性与清洁化。

提升运行调度水平，打造灵活可靠电力系统。一是加速“云大物移智链”等数字技术与能源电力系统融合，实现电力系统关键设备与关键节点状态感知，构建电力系统的数字孪生映像，依托物理世界与虚拟世界间的数据交互、状态同步及迭代优化，实现新能源出力超短期预测、设备与管网性能监测预警、调度策略优化与指令实时下发等，显著提升电力系统运行风险辨识能力与动态优化能力；二是加强储能与“源-网-荷”协调规划研究，根据不同地区的发展定位、对灵活调节资源的需求等特点，合理确定储能发展规模、设施布局、接入范围和建设时序，以共享经济、平台经济的发展模式创新储能运营的体制机制，最大限度发掘与发挥储能设备在提供灵活性资源方面的潜力与价值。

提升需求侧管理水平，注重需求侧资源开发。在严控高耗能、高排放产业发展的同时，应积极培育虚拟电厂、负荷聚合商、综合能源服务商等多元市场主体，以共享经济、平台经济的发展模式鼓励需求侧商业模式与业态创新，依托智慧微能网调控平台、储能云平台、车联网平台等，引导和推动需求侧探索与参与调峰调频辅助服务市场化交易、去中心化可再生能源电力点对点交易、综合需求响应等，充分发掘和提升需求侧在可再生能源电力消纳、电网调峰调频等方面的潜力与效用。

随着我国清洁低碳转型进程的推进，特别是冬季用电高峰和供暖季的到来，短期内我国的电力供需矛盾仍将存在。但从长远看，在国家高度重视下，我国将发挥全国一盘棋的制度优势，多措并举不断推动改革深化，电力供需矛盾必将有效缓解。