电电价，未来煤电在各地的收益情况将高度分化，在各地区价格政策存在较大差异的情况下，区域的供需不平衡或将加剧。”

在电力系统成本不断推高、电力供需形势不断收紧、电力转型约束不断加大的复杂局面下，过去“水多了和面，面多了加水”式的边界试探“平衡大法”早已显示出与现实需求的严重滞后。随着新电改和电力市场化的推进，电力规划与政策安排也需逐渐从计划视角转向市场视角，一方面，以市场运行形成的经济性指标作为依据开展更精确的电力规划；另一方面，持续完善市场体系与价格机制，推动电力的能量、可靠性、灵活性等多元价值在市场机制中的体现，从而更高效地引导电源投资。

极端气候影响供需两侧

负荷峰值期保供难度加大

新增电源投产受建设周期制约，存量发电资源的有效利用又存在怎样的变数？

中电联统计与数据中心负责人告诉记者，电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等电力保障要素给发电出力带来较大不确定性。

在传统的认识中，水电是稳定电源，也是电力清洁转型的中坚力量，但近年来水电大省的缺电，让水电的“确定性”降低。

“去年遭遇大旱、电力紧缺时，四川水电应发尽发，主力水电站已达死水位。今年汛期来临前，水库存水量极有可能青黄不接。”陈愚表示。

“从去年下半年到今年春季，整个蓄水情况并不是太理想，对于水电全年出力可能带来较大影响，”左前明表示，“水电的发电占比仅次于煤电，一旦水电出力出现较大不确定性，对于煤电的支撑能力将提出更大的考验。”

在去年来水明显偏枯的三季度，煤电发电量同比增长9.2%，发挥了煤电兜底保供作用。可以预计，今年负荷高峰期，煤电将依然是保供主力，因此，煤电发电设备保持可用、可调状态对系统安全稳定至关重要。但近年来，煤电企业面临着煤量缺、煤质差、亏损大、非计划停运多等困境，机组往往“带病运行”“应检未检”。“煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患增加，电煤煤质下降也增加了发电出力的不确定性。”中电联统计与数据中心负责人说。

随着新能源的快速发展，煤电机组调节任务加重，机组长期变负荷运行，可靠性下降，叠加部分机组长期吃“杂粮”，进一步加大了设备风险。“部分区域灵活性电源不足，为了尽量提高新能源的消纳率，煤电机组频繁启停，例如华电莱州电厂，今年春节期间7天内8次启停调峰。这种运行方式将影响机组可靠性，一旦顶峰的煤电机组在迎峰度冬/夏时发生故障，将对负荷峰值期的保供带来冲击。”陈愚说。

在需求侧，气温因素对电力消费需求的影响日益凸显。伴随着城镇化率及人民生活水平的持续提升，居民生活用电量保持着较快的增速，在电力消费结构中占比提升。中电联统计与数据中心负责人告诉记者：“在居民生活用电中，夏季降温负荷需求及冬季取暖负荷需求占比高，季节性特征显著，近年来极端气候频发，电力负荷季节性峰谷差持续加大。在夏季高温时段，部分城市的空调负荷占城市的总用电负荷比重高达40%以上，如果存在全国大范围、长时段的极端高温天气，对全年的用电量增速影响程度可达到1个百分点左右。冬季的极寒天气也给电力需求带来较大不确定性，如2021年1月我国中东部大部地区遭遇强冷空气寒潮，用电负荷快速攀升，拉动1月全国最大用电负荷同比增长25.6%。”极端天气一方面在需求侧推高居民用电的季节性尖峰，另一方面在供给侧影响新能源的出力，二者叠加，将加剧电力系统供需错配的矛盾，加大负荷峰值期的保供难度。

电力系统成本将大幅上涨

电力价格机制尚未理顺

电力供需棋局胶着，电网侧的落子具有举足轻重的分量。

中电联统计与数据中心负责人建议，在加快推动电源建设的同时，深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网。“我国幅员辽阔，各地气候、资源禀赋、发展情况差异较大。西部地区新能源、水能等资源丰富，中东部地区资源相对匮乏，当前及未来仍需继续建设部分特高压输电工程，充分利用不同地区用电高峰的‘时间差’，进一步发挥大电网的资源优化配置作用，继续加强电力跨省区互剂。同时，加快推进现有输电通道的配套电源和电网补强工程建设，进一步挖掘现有跨省区输电通道的送电能力。”中电联统计与数据中心负责人表示。

随着东西部负荷差的不断拉平，基于过去的区域电力供需特点所开展的电网布局已经难以适应当前跨省区余缺互济的需求。多年来，我国中西部地区负荷低、消纳能力不足，过去的电力规划中，中西部地区大多以“点对网”的方式向东部地区单向送电。2019年，湖南预见供电趋紧，着手推动鲤鱼江发电厂返送湖南。鲤鱼江发电厂原有两台33万千瓦、两台60万千瓦共计180万千瓦的机组向广东送电，2019年，湖南开始协调鲤鱼江电厂转接湖南，2021年2月转接工程动工，2022年1月，鲤鱼江电厂两台33万千瓦的机组并入湖南电网，使湖南得以新增66万千瓦的供电能力。

而在2022年川渝缺电之际，由于其网架结构以输出为主，输入通道负载能力有限，接受外来电的支援受到限制。“基于国家水电大基地的定位，以及四川水电过去丰水期大量富余的情况，过去主要围绕水电外送做电网规划，并未过多地考虑输入通道和外送机组下网承接能力，这在目前的供需形势中确实显现出它的短板。从未来的趋势来看，一方面，电网规划的跨省跨区互联需要立足于新的形势需求，增强跨区互济能力，另一方面要不断推进电力市场化改革和全国统一电力市场体系建设，用市场化的手段促进送受端之间灵活交易。”岳昊分析道。

国家电网公司原总工程师张启平认为，国内外电力系统运行的实践表明，不论是应对极端气候灾害导致的大范围缺电，还是加快推进新能源替代行动，大电网的作用都是不可或缺、且效益十分明显的。在电网跨区输电的需求不断加大的背景下，需要重新评估当前跨区电网的输送能力是否足够，并加强交直流电网格局的深入研究。“由于近年来极端气候频发，平衡电力供需越来越依赖于大电网的错峰支援、应急调度，”张启平说，“特高压直流工程在余缺互济中已经发挥了不可替代的作用，但与此同时，交流电网的支撑作用也至关重要，我们要理性看待交流联网的利与弊。着眼于远期，在碳中和的情景下，当新能源发电功率比例经常性地超过了交流系统发电量50%以上时，电力系统的运行特性将发生颠覆性变化，是增加调节电源还是加强联网，哪一种方式更具经济性，需要进一步严格论证。”

经济性的考量，已成为构建新型电力系统的核心命题之一。随着新能源的大规模发展，电源投资成本、调节性电源建设成本、火电灵活性改造成本以及配套的电网改造成本将不断上升。在电力系统的转型中，成本上涨已经是不容回避的客观现实。国际权威机构研究表明，新能源电量渗透率超过15%之后，电力系统成本将大幅上涨，德国、英国新能源的快速增长已成为该国消费端电价水平快速上涨的重要原因之一。而我国电力价格机制的“堵点”尚未打通，是供需紧张下的矛盾根源所在。电力的价格管制本意是为保护消费者免受外部价格冲击，但长期的价格抑制制约了电力行业的可持续发展空间，电力“供不应求”所产生的副作用最终将影响到全社会的经济效率。在全球能源价格上涨的趋势中，我国能源电力终端价格仍相对平稳，但这样的状态还能延续多久令人存疑。近期，欧洲飙升的电价引发了有关电力市场改革的争论，在部分国家“消灭高电价”的愿望中，最终正式的改革方案仍然肯定了现存的市场制度的合理性，并保留边际定价机制以确保投资者获得持续投资可再生能源和需求侧管理的长期信号。

“保障系统安全裕度和较高的可靠性，需要更大的能源体系的投入来实现，在推进电力市场化改革和全国统一电力市场体系建设过程中，理顺价格机制的本质是下游经济承载力的问题。当前，平衡安全、低碳和经济三重目标的挑战加大，或许需要进一步审视能源转型的节奏与当前的经济承载力是否相匹配。”左前明表示。