繼湖南、浙江等省出現“拉閘限電”之后，美國得州大停電徹底刷屏，正值“30·60”雙碳目標啟動之際，在新能源大發(fā)展以及電力市場改革不斷深化的當口，“缺電”又成為全社會的隱憂。如何在保障電力供應充裕的同時，實現能源綠色轉型目標，一時眾說紛紜。促進不同電源均衡發(fā)展，保證合理的電力供應充裕度，是當前能源轉型和市場改革需要重點考慮的問題。
拉閘限電的典型與非典型樣本
（一）美國得州的極端天氣大停電
近期，美國得克薩斯州經歷百年一遇的暴雪天氣侵襲，最低溫度達到-26℃，引發(fā)用電新高，但嚴寒也導致天然氣管道冰堵，因燃料供應不足導致占得州40％以上裝機的天然氣機組出力受限嚴重，很大比例的風電和煤電也因受凍不能發(fā)電，全州發(fā)生大范圍停電。
每次大停電都是革新電力系統(tǒng)結構與體制的契機，而在導致得州大停電的眾多原因當中，已有很多專家進行了詳細分析，也指出歸因于可再生能源的發(fā)展缺乏邏輯，畢竟在極端情況下指望間歇性能源來提供容量支撐，就像天塌了希望矮個子去頂一樣純屬奢望。毫無疑問，得州大停電罪魁是極端天氣導致的發(fā)電設備大面積故障和負荷需求高漲，同時得州電網與外部弱聯系無法獲得有效支援，缺少天然氣儲備等問題也被關注。
事實上，天氣突變造成電價飆升在得州屢有發(fā)生，很重要的原因在于得州實行的稀缺電價機制。在體現電力供應稀缺度方面，得州沒有容量市場，電廠容量價值體現在現貨市場的稀缺價格上，電能量市場價格上限為9000美元/(MW·h)，稀缺價格不僅包括發(fā)電主體的報價，還包括備用價格增量、可靠性價格增量。其中，備用價格增量為價格上限與失負荷概率的乘積，失負荷概率確定方法為，假定近3年超短期負荷預測與實際負荷偏差擬合成的預測均值為M，標準差為Sd，備用容量為R；當R<m時，失負荷概率取值為100%；否則，為單位正態(tài)分布在（r-m） sd右邊的積分。（參考喻蕓="" 荊朝霞：美國得州電價飆升背后的市場設計）=""
該機制能有效體現備用容量的稀缺性，即如果發(fā)電不足的情況下，用戶需要承受高電價，而由高電價收益驅動市場主體投資新建電廠，實現電力供應的充裕度。通過正態(tài)函數來確定失負荷概率，體現了在電力供應充裕度（電力投資成本）和電力短期缺乏之間做均衡的概率思維，多數時候是一種行之有效的方法。但也存在一定的問題，該機制人為設定失負荷概率為正態(tài)分布，其在右端快速趨零（如保證1%失負荷概率，備用需求也僅為平均負荷預測偏差的3.3倍），實際上備用需求不只會由負荷預計偏差導致，發(fā)電側不可預測因素同樣重要，隨著天氣變化、節(jié)假日等諸多不可預測因素存在，備用需求偏差存在較大的厚尾分布，這是導致充裕度不足的數學原因。同時，將稀缺電價作為主要的市場機制，由于電力供應公共服務特性，在發(fā)揮作用的時候，往往會引起社會公眾的廣泛質疑。
具體到此次得州大停電，實際上發(fā)生了一個按照得州電力系統(tǒng)設計標準來說，概率非常小的非典型樣本，而其導致的損失卻極大。而隨著全球氣候變遷，極端天氣頻發(fā)，預先設定的概率曲線有明顯偏差，得州價格稀缺機制下的氣候風險巨大。
如果該極端情況發(fā)生在中國，停電是否能避免呢？答案并不那么肯定，在我國現行的電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則中，根據第三級安全穩(wěn)定標準，如果發(fā)生失去大容量發(fā)電廠、新能源大規(guī)模脫網等情況導致穩(wěn)定破壞時，只要求做到電網能采取各種措施，避免造成長時間大面積停電，并使電力系統(tǒng)盡快恢復正常運行，換句話說是允許一定范圍、一定時段的停電發(fā)生。原因也在于經濟性和安全性之間需要做權衡，通過強化投資應對包括極端氣候在內的不可預測因素是一個無底洞。
（二）湖南拉閘限電
1.湖南拉閘限電原因分析
與美國得州的非典型樣本相比，發(fā)生在湖南的拉閘限電則反映了典型的電源充裕度問題。2020年12月，受全國范圍內寒潮影響，湖南提早一個月入冬，加上復工復產，湖南全省最大負荷達到3100萬千瓦，超過冬季的歷史記錄（仍低于夏季高峰），日最大用電量超過6億千瓦時，同比增長14%。而受燃煤減少、水庫缺水、風力發(fā)電受冰凍影響無法有效發(fā)電以及外來電減少等影響，電力供應存在較大缺口，不得已全省啟動分時段限電措施。
幾乎同時，浙江、內蒙、江西等地由于“雙控目標”、氣溫下降、生產恢復等不同原因，發(fā)生電力緊缺而限電的情況。“缺電”又回到了公眾的視野，由于2021年生產恢復預期加強，社會對于“缺電”的擔憂更加明顯。從宏觀數據來看，至2020年底，我國電源裝機與年最大負荷比超過2:1，似乎電力供應非常充裕，但風電、光伏裝機比例快速攀升，帶來了結構不平衡問題：一方面是大部分時段電力供過于求，火電壓出力問題更加尖銳，特別是新能源大發(fā)時現貨市場出清價格接近于0；另一方面是負荷尖峰疊加可再生能源（水、風、光）小發(fā)方式下，電力供應嚴重不足。
以湖南為例，其電源結構示意圖如下。湖南省水電占比較高且承擔基荷，火電機組作為主要的調節(jié)性電源，長年發(fā)電小時不足，作為內陸省份煤炭運入困難，火電發(fā)電成本較高，導致火電企業(yè)投資與發(fā)電意愿不足。另外，湖南屬于電源受端省份，外來電也是其電力平衡的主要因素。從總量看，湖南省裝機比上最大負荷仍在1.7倍左右（考慮外來電），具備電力平衡的基本條件，但具有調節(jié)能力的常規(guī)電源與最大負荷之比嚴重低于全國平均水平，在冬季嚴寒情況下，水電缺水、新能源又不足為恃時，電力供應充裕度受到挑戰(zhàn)，“拉閘限電”便不可避免了。
2.我國電源結構性矛盾
2020年，我國新能源總裝機取得突破性進展，全年新增裝機約1.2億千瓦，截至年底新能源裝機達到5.3億千瓦，比例超過24%，火電裝機比例降低到50%。
雖然我國風電、太陽能裝機占比仍低于歐洲，但在電源調節(jié)能力方面卻明顯弱于歐洲，主要原因有：
（1）常規(guī)水電調節(jié)能力較差。我國雖然有3億多千瓦的常規(guī)水電，但整體庫容量小、我國來水季節(jié)性明顯、大水電基地多級水電考慮梯級調度開機相關性大等原因，導致我國水電調峰能力較差。自身水電出力較小，同時華中電網水電整體發(fā)電偏低同時發(fā)生，是湖南冬季時段缺電的主要原因。
（2）抽水蓄能、氣電等靈活性電源比例較低。我國抽蓄、氣電總裝機占比僅為6%，難以提供足夠的調節(jié)能力。
（3）煤電是主要調節(jié)電源。由于一煤獨大，同時常規(guī)水電調節(jié)能力較差，核電考慮安全原因不調峰，生物質發(fā)電等可再生能源需要保障性收購，煤電肩負起主要的調節(jié)重任。
（4）電力市場不健全。現貨市場試點遇到困難，輔助服務市場仍是發(fā)電側的零和游戲，保障性供電責任大，電價管控仍比較嚴阻礙價格信號進行供需調節(jié)的能力，嚴重制約了我國電力系統(tǒng)的靈活性。
高比例新能源情況下如何保障電力供應充裕度
（一）電力供應充裕度隱憂
上述兩個案例，都指向電力供應充裕度如何保障的問題。雙碳目標下，煤電和新能源裝機的消長，構成了電源結構的主要矛盾，風、光裝機比例日增，煤電退出呼聲越發(fā)高漲之際，“缺電”頻發(fā)似乎就在眼前。
該矛盾主要來自于不同品種電源在電力容量和電量上的匹配上，各種電源屬性可分解為容量價值和電量價值，其中容量價值指的是，電源保障電力平衡的調節(jié)范圍，體現在較短時間內可調用的功率；電量價值常規(guī)理解是電源提供電量的能力，而更深一層是電源的發(fā)電邊際成本高低。
利益驅動電源投資是保證電力供應充裕度的基本條件，我國在以煤電、水電為主的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，電源的容量特性較好，電力平衡能力較強，通過將電力平衡責任比例分攤到各電源上可保證發(fā)用電平衡。所以沒有容量價值的顯性體現，而將電源全周期成本主要分攤到電量上，通過電量和電價即可回收電源全部投資（雖名義上有調頻調峰等輔助服務，但主要通過兩個細則偏差考核實現，僅是發(fā)電企業(yè)之間的零和游戲），從而促進發(fā)電企業(yè)投資，保證了電力供應的充裕度。
但在新能源占比越來越大的情況下，各種電源容量價值、電量價值迥異，特別是具有間歇性的新能源裝機的增長，無法實現可調容量的增長，其容量投資成本可認為是無窮大，而同時其發(fā)電邊際成本幾乎為0，在容量價值和電量價值方面均具有極端特性。如新能源大規(guī)模進入現貨市場，一方面在新能源大發(fā)時，會導致出清電價非常低；另一方面遇到負荷高點新能源又集體失靈時，將造成電力短缺，由于我國電價上限較低，電力短缺情況下容量稀缺價值無法體現，火電、氣電等調節(jié)能力較大的電源，無法通過稀缺電價獲得間接容量激勵，扭曲了容量價值，制約了發(fā)電機組有效容量方面的投資。
疊加我國實行的可再生能源消納配額機制，火電機組投資收益越發(fā)下降，同時加上環(huán)保要求，煤電未來增長更加受限。同樣，在缺少成熟的商業(yè)模式的情況下，被寄予厚望的電化學儲能也只能通過新能源捆綁的方式發(fā)展。體現容量價格機制不健全的情況下，電力供應充裕度存在較大隱憂。
（二）幾點不成熟的建議
深刻認識不同電源的容量價值和電量價值差異，并給予顯性定價，是以市場化手段促進資源優(yōu)化配置，有效促進不同電源協(xié)同發(fā)展，既保證電力供應充裕度，又促進新能源發(fā)展的基礎條件。同時電力供應充裕度也要處于合適的區(qū)間，避免追求極端充裕度過于飽和發(fā)展帶來的成本追加。
1.理性看待電力供應是一種市場現象。要將電力市場作為資源優(yōu)化配置的基礎手段，就必須正視局部的、短時的供應緊張是一種經濟現象，就像不管鐵路如何發(fā)展，春節(jié)一票難求現象總會發(fā)生一樣。每一次危機都是積極完善電力市場機制的機會，而一旦發(fā)生電力短缺，在政治上就上綱上線，容易因噎廢食，殊不知電力系統(tǒng)有其客觀規(guī)律，過高的充裕度會造成更高的電力供應成本，需要在經濟性和失負荷承受度之間做權衡?！吧眺弊兎?，行之一年不便者眾，而行之十年秦民大悅”，電力市場和能源轉型也可能如此。
2.設計合理的市場機制。一是亟需建立容量市場，類似得州的方式，通過高電價反映容量稀缺性，在我國容易造成“高電價”恐慌；而當前廣東現貨市場現行的對高發(fā)電成本的調節(jié)電源進行補償，補償資金由中長期交易偏差部分分攤的方式，激勵效果有限，難以長期適應新能源高速發(fā)展。設計容量市場，較為直接地反映電源的容量價值，更適合我國的電力運行機制，且在抽水蓄能的單一制容量電價、兩部制電價方面早已有經驗探索。二是更大程度發(fā)揮電價調節(jié)作用。適度放開電價上限，能有效對容量價值進行補償，提升電力充裕度，也有利于通過價格信號促進需求響應，削減高峰負荷。
3.電力市場應該“同品同價”。新能源要成長為主力電源，在市場競爭中不能缺席，對于常規(guī)電源實行的如偏差考核等規(guī)則應同樣適用（當然考核標準可以適當寬松），以此通過市場化手段促進新能源采用多種方式提升容量特性，比新能源強配儲能的方式更符合新能源企業(yè)利益。同步應配套建立完善的碳配額機制，推進綠電交易和CCER交易流動性，促進碳資產價值逐步提升，有效提高新能源投資效益。
4.從電力系統(tǒng)的角度看待多種電源協(xié)同發(fā)展。從表1對比來看，各種電源容量價值高低排序為抽蓄、電化學儲能、氣電、煤電、新能源，但抽水蓄能受建設條件限制較大，發(fā)展瓶頸明顯；電化學儲能雖然廣受關注，但作為直流系統(tǒng)，仍難有效解決交流電網慣量、短路電流不足等問題；而氣電調峰勝在既不失靈活性，又能為交流電網提供慣量、短路電流、電壓調節(jié)等方面的支撐，如果主要作為頂峰電源，也不會造成天然氣用量的顯著增加，應該作為一個選項加以重視。
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