观察丨挖掘需求侧资源 浙江、四川协同保供方案解析

“十四五”时期，高质量电能服务是电力企业发展的重点。在新型电力系统框架下，高质量电能服务应以“可靠、低碳、可负担”作为首要考虑要素。随着夏季用电高峰的到来，部分地区，比如浙江、江苏等地，电力负荷已经突破历史同期峰值，电力供需出现偏紧的情况。为避免用电高峰时期“拉闸限电”，电力行业应如何以高质量电能服务支持经济社会发展？

限电的原因与传统对策

【资料图】

限电主要与两方面因素有关。其一，用户侧的“需求高涨”。终端电气化的发展，以及电能替代工程的持续推进，不断推高用电量和最大负荷。最近5年，全社会用电量的年均增速达到6%以上，最大负荷的增速甚至超过用电量增速，从而引发局部地区、部分时段的“电力短缺”。其二，供应侧的“出力不足”。随着电力系统向清洁低碳转型，可再生能源的发电占比大幅度提升，而受制于可再生能源发电的“靠天吃饭”特性，出力受天气影响较大，部分地区的电力电量“双缺”现象时有发生。

过去40年，我国主要通过增加电源端的供应来解决电力短缺问题。以去年夏天的限电典型省份浙江和四川为例，为增加电力供应，前者高价购买外来电，后者高价购买外来煤，但都不是最优经济方案。

浙江方面，去年7月开始，全省气温飙升，电网最大负荷屡破历史峰值，部分城市限电。作为电力供应对外依存度高的省份，浙江通过高价购买外来电以满足本地的用电需求。据报道，去年迎峰度夏期间，浙江从外省购买的高价电，最贵时候高达10元/千瓦时，远超过当地1元/千瓦时的尖峰电价。

四川方面，在去年8月中旬时遭遇了60年一遇的高温干旱灾害性天气。作为水电大省，四川近八成发电量来自水电。传统的夏季丰水期突遇枯水，水电出力下降50%，再加上高温天气用电需求居高不下，导致四川省出现夏季电力电量“双短缺”的严峻局面。然而，作为“西电东送”的送端省份，尽管面临水电短缺、本地限电的严峻形势，四川省的水电外送仍需履约执行，否则将承受违约成本。因此，四川不得不高价购买外省煤炭发电来满足本地电力需求。

更经济的电力保供方案

浙江是典型的外来电大省，外来电占比超过三分之一。全省超过七成电量来自火电，低碳转型压力大。四川是我国水电外送大省，约有三分之一的电量外送到华中、华东等负荷中心。其中，四川外送电占浙江最大负荷的17%左右。

尽管浙江省的夏季最大负荷超过1亿千瓦，但超过最大负荷97%的时段仅有14个小时。为应对这14个小时的尖峰负荷，如果仅从供应侧寻求解决方案，即新建或扩建顶峰机组和输配电线路容量，需要高额的资金投入。分析显示，浙江省空调负荷是推高最大负荷的主要因素，夏季空调负荷占比近40%。理论上，浙江全省夏季应削减最大空调负荷730万千瓦。根据火电机组投资成本4000元/千瓦计算，如果要实现730万千瓦的负荷削减，需要投资接近300亿元。

但如果深挖浙江省需求侧资源潜力，保供成本要低得多。方案如下：将上述730万千瓦负荷在尖峰时刻削减14小时，通过激励和补贴措施，鼓励用户每天少用1~2小时空调，相当于在尖峰14小时内减少空调用电约1亿千瓦时，且对居民生活工作的影响不大。按照外来电10元/千瓦时计算，则节约购电成本高达10亿元。通过空调负荷调控降低电网尖峰负荷，可降低浙江的外来电购电成本，还能减少四川的电力外送压力，相当于以更低的成本保证了两地的电力供应。

送受两端协同运行

送受两端协同运行，是全国一盘棋战略、扩大资源优化配置范围的最佳实践。当受端遭遇高温和极寒天气而造成电力供应紧张时，挖掘本地需求侧潜力，可以减少对外来电的需求，实现低成本的保供。从送端来看，受端的需求降低将减少送端的供电压力，从而在送端遭遇极端天气造成可再生能源出力不足时，减少外送电，同时保证送端本地电力需求。

同样，在春秋季节可再生能源出力大发时，送端面临着需求不足、弃电率或将增加。通过受端的需求增加，并减少外来电的购入，从而帮助提升送端可再生能源的消纳比重。因此，受端的需求侧资源可以助力送端的电力安全供应和提升可再生能源消纳率。

尽管在理论上可行，这一思路的实现有赖于市场的完善和电网建设与运行。借助特高压、省际联络线，降低中长期合同电量、增加现货市场的交易比重，运用中长期交易、省间现货和辅助服务市场，挖掘受端需求侧资源的削峰和填谷潜力，有助于以低成本的方式，提升送受两端的电力保供能力，并促进送端的可再生能源消纳。

（作者系NRDC清洁电力项目副主任）

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