清洁能源占比48%，广西用电为何开始紧张？

【文/观察者网 李焕宇】空调不低于26℃、照明和电梯减半使用、热水器及电磁炉错开使用……今年下半年，由于受全社会用电需求强劲攀升，水电枯水、火电煤贵、风电光伏受高温影响出力不足等因素影响，广西出现电力电量双缺，供需将由紧平衡状态转为供应不足状态。

除了广西、包括云南、广东等省份在今年也先后启动限电措施，根据中国电力企业联合会的预测，今年华中、南方区域用电高峰时段电力供需紧张，南方区域形势尤为严峻。随着我国用电量的快速增长，已经有智库警告称，若不及时加强支撑能力建设，或将出现系统性硬缺电风险。

供需两头双双吃紧 广西多地号召有序用电

 据《桂林日报》旗下“桂林生活网”8月1日报道，目前自治区处于电力电量双缺状态，包括南宁、桂林、北海在内的广西各市先后发布照明和电梯减半使用、各场所有序用电在内的一系列节能措施。南方电网广西电网公司表示，电力需求的高速增长和新投产电源不足是造成自治区本轮缺电的重要原因。

在需求端，据南方电网广西电网公司市场营销部总经理邹晖介绍，今年上半年，广西500家重点规模以上工业企业开工率达86.7%，创近五年历史新高；233个自治区“双百双新”和“三企入桂”重大项目相继投产；决胜脱贫攻坚及“一张网”央地融合改革进一步释放县域用电潜力，特别是广西新电力集团电网升级改造后，用的需求充分释放，增幅超过24%。

今年上半年，广西全社会用电量1079.5亿千瓦时，在连续3年高位增长的基础上同比再增18.4%，高于全国平均增速2.2个百分点。入夏以来，随着气温急剧攀升，广西降温用电负荷增长迅速，统调最高负荷达3041.7万千瓦，日用电量年内6次创历史新高。

南方电网广西桂林供电局工作人员来到雁山区陶家村开展安全用电宣传 图片来源：广西新闻网

而在供应端，据邹晖介绍，广西近年来并没有与负荷增长相匹配的水电、火电机组投产提供强有力的电源，而新投产的风电、光伏等新能源因持续高温影响，出力不足，波动较大。

广西是清洁能源大省。南方电网公司的统计数据显示，今年上半年，广西全额消纳水电、风光电、生物质电和核电累计超过488.8亿千瓦时，占比近48%，也就是说广西每2度电有1度来自清洁能源。但与此同时，作为广西主要电力供应来源的水电，今年各流域来水总体偏少四成，现阶段发电严重不足，较往年减少300万千瓦左右；而主要的新增电源火电由于广西处于电煤储运末端，电煤价格高，使得出力受到影响，供电能力大幅度下降。再加上火电机组长期高负荷运行，故障频发，非计划停运增加，导致火电出力不确定性增加。比如在7月27日，广西最大的火电厂钦州电厂因输煤皮带故障，造成出力仅为装机的五分之一左右。

南方电网广西电网公司预测，今冬明春，随着西部电源以及云电送广西减少，电力缺口可能进一步增大。虽然采取了一系列保供电措施，但面对日益旺盛的用电需求，下半年，广西电力供应形势从“紧平衡”转为“电力电量双缺”状态，电力供应不足还将持续一段时间。

缺电的不止广西

观察者网注意到，今年以来，已有多地出现用电紧张的状况。

据《中国能源报》报道，广州市工信局5月10日发布《2021年广州市有序用电方案》，称今年广东省电力供应整体偏紧，其中枯汛交替和度夏高峰期省内电力供需形势严峻，有较大错峰限电风险。东莞虎门供电局5月19日发文，称全镇工业专变客户需在今年5月至12月执行“开六停一”至“开五停二”有序用电计划，对不自觉执行有序用电的企业，追加处罚停电48小时。

今年7月，《华夏时报》称河南发改委发布了一则保障省内电煤供应的调度通知文件，要求对河南省内的煤炭企业做出了如“所有煤矿生产电煤一律不得售往省外”“省内所有煤矿生产煤炭可以转作电煤使用的一律不得入洗”与“所有煤炭企业按日报收前一日电煤生产情况”等要求。专家表示，河南的煤炭禁令是为了保证发电用煤的供应，也是为了应对夏季生产生活用电高峰的举措。

同样是7月，输电大省云南第二次发布限电措施。据神火股份发布的公告，7月27日，公司控股子公司云南神火铝业有限公司再次接到当地限电通知，生产负荷压减量由此前的20%提升至30%。而在今年5月，云南电网曾发布一则应急错峰准备的预通知称，当前云南主力水库透支严重，火电存煤持续下滑，发电严重不及预期，当日用电高峰存在约70万千瓦电力缺口。对各地州用电企业开始应急错峰限电，错峰限电量为10-30%。

根据中国电力企业联合会这7月23日发布《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，全国各地的用电紧张情形同广西有不少相似之处。从需求端看，电力消费需求将保持较快增长，迎峰度夏期间，高温天气将加大电力负荷峰谷差，为系统调峰带来较大的挑战。

从供给端来看，风电和太阳能发电装机比重持续上升，电力系统时段性灵活性调节能力不足现象将进一步加剧；西南等部分地区电煤供应偏紧，制约煤电机组的发电能力；部分地区天然气供应紧张将影响气电机组顶峰发电能力。

报告预测，2021年全国电力供需总体平衡，部分地区高峰时段电力供应紧张，电力供应紧张的地区及程度超过上年，其中，广东、云南、蒙西的电力缺口相对较大。

若不加强电力建设 我国或面临缺电风险

随着我国用电量的快速增长，电力紧张对我国经济发展可能会产生的不利影响已不可忽视。

7月19日，国家级高端咨询机构电力规划设计总院的杜忠明等三位专家发文指出，我国大部分地区电力需求超预期增长，“十三五”末全国超过2/3省区用电量增长超出规划预期，主要集中在东部沿海的广东、江苏等地区和中西部地区的湖南、江西等地区。

与此同时，我国部分支撑性电源建设滞后，抽水蓄能、核电、气电装机规模仅分别完成“十三五”规划目标的50%、74%和73%，而在新型储能大规模应用之前，新能源的随机性、间歇性特征决定了风电、光伏无法提供与其装机容量相当的保障出力。另外，由于配套建设滞后，送受端存在薄弱环节等原因，部分跨省区输电通道利用率偏低，不足60%。

根据他们的推算，我国2021年全社会用电量将超过8.1万亿千瓦时，同比增长8.0%以上，而支撑性电源装机约17.2亿千瓦同比增长约6%，低于用电增速。三位专家认为，“十四五”期间全国电力供需形势总体趋紧，若不及时加强支撑能力建设，或将出现系统性硬缺电风险，主要集中在华北、华东、华中、南方等部分地区。

按照当前支撑电源建设进度，2023年京津冀鲁、华东、华中东四省、重庆、粤桂黔等地区电力缺口分别在1000万千瓦、400万千瓦、1000万千瓦、400万千瓦和200万千瓦以上，2025年进一步扩大到2500万千瓦、1700万千瓦、2500万千瓦、700万千瓦和1000万千瓦。

今年3月，由国务院国资委主管，中国循环经济协会、华北电力大学主办的《能源》杂志更是刊文称，从未来五年新增发电量供应计算，如果“十四五”期间年均用电负荷增速为5%，那么2025年我国将有超过1亿千瓦的电力负荷缺口。

图自“能源”公众号 下同

文章指出，对比2010-2020年的历史数据，大部分省市的用电负荷增速大于用电量增速，而参考发达国家的人均用电水平和用电结构，以及我国近年来的用电结构变化趋势，未来用电负荷增速依然略高于用电量增速。

在需求猛增的情况下，“十四五”的主力增量是风光等波动性电源，有电量、无法参与电力平衡；而除煤电外，能参与电力平衡的电源分别为：水电、抽蓄、核电、气电，其中，水电、抽蓄、核电的建设期长，只有数得出的在建项目来得及在“十四五”投产。

据文章推算，如无新增煤电，用电负荷增速为5%时，2025年约有1.11亿千瓦的电力缺口；用电负荷增速提高到6%时，缺口扩大到1.78亿千瓦。

“煤老大”仍是重中之重

考虑到未来的用电需求，《能源》杂志认为，“十四五”是眼前的事，要在定性的基础上定量，要落到数目字和实操上，需要分析经济性、前期工作和建设时长、装备业产能等一系列因素。而建设时间短、能够稳定出力顶上负荷的唯有煤电。

电力规划设计总院的文章也指出，要控制煤电项目按需建设，支撑远期有序退出。因为在系统友好型新能源电站大规模应用并逐步替代传统支撑性电源以前，存量火电能够提供足够的电力安全供应保障能力，是我国经济高质量发展坚实的电力保障。但着眼未来，也需要加快突破新型电力系统关键技术，支撑以新能源为主体的新型电力系统建设，为碳达峰、碳中和目标下的煤电有序退出奠定基础。

目前，占据着我国发电量“半壁江山”的煤电仍旧发挥着不可替代的重要作用。但在今年二季度，由于市场电煤价格迅速攀升，居历史高位煤电企业燃料成本大幅上涨。中国电力企业联合会表示，6月部分大型发电集团到场标煤单价同比上涨50.5%。煤电企业亏损面明显扩大，部分发电集团6月煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损。

在《预测报告》的建议环节，中国电力企业联合会除提出充分发挥资源优化配置能力、提升网源协调水平、做好有序用电等综合性措施外特别强调了煤电企业，建议加大电煤保供力度和调运工作，并把煤电企业列入重点保障企业名单范围，维持煤电企业存量信贷规模，维持企业资金链正常运转。

国家也在积极保障煤炭供应。据新华网7月23日报道，14日，全国统调电厂耗煤743万吨，创历年迎峰度夏日耗新高。今年上半年，全国新增优质先进产能1.4亿吨/年以上，下半年还将新增近1.1亿吨/年。今年先后4次向市场投放超过500万吨国家煤炭储备，并将继续投放1000万吨储备。

此外，鼓励国内企业提前锁定进口资源和价格。6月我国煤炭进口2839万吨，同比增长12.3%。预计7、8月份还将保持增长态势，7月份有望突破3000万吨，较好补充国内煤炭供应。

近日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司、国家矿山安全监察局综合司联合印发通知，鼓励符合条件的煤矿核增生产能力，对煤矿产能核增实行产能置换承诺制。《通知》明确，2022年3月31日前提出核增申请的煤矿，不需要提前落实产能置换指标，可采用承诺的方式进行产能置换，取得产能核增批复后，在3个月内完成产能置换方案。

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