四川，中国西南人口和工业最为密集的省份，在今年夏天遭遇了罕见的高温旱情。有气象记录以来最严重的热浪之下，干涸的水库令这个水电大省的电力系统遭遇了前所未有的冲击。
为了维持电网系统的稳定以及保障民生用电，四川省政府暂停工业用电长达半个月。而随着旱情的持续，不少地方的民生用电也陆续受到了影响。
专家认为，此次危机的爆发暴露了多年来中国电力改革中的“老大难”问题：不够灵活的电力市场、需求侧响应的空白以及电力系统优化平衡的缺位，使得一场大旱迅速演变成电荒。而气候变化这一越来越显见的风险，可能会成为这个老旧系统无法承受之重。
是要新增火电继续加固老旧的系统，还是下定决心加快改革的步伐，已经成为中国电力系统不得不面对的问题。
危机的发生
有着“千水之省”之称的四川，境内共有大小河流1419条。同时，四川境内地形地貌极为丰富，作为青藏高原和横断山脉到四川盆地的过渡地区，从川西高原到成都平原最大落差近7000米。众多河流以及巨大的地势落差，使得四川拥有丰沛的水力资源，水电因此成为了四川能源结构中最为重要的部分。
数据显示，截至2021年底，四川总电力装机容量1.14亿千瓦，其中水电占比77.39%。
在正常的年份，夏季是一年中降水最为丰沛的季节，从川西高原一路奔腾向东的河流，随着地势的降低，将倾泻而下的动能，经由沿途的涡轮机转化为数量可观的电能——产自四川的水电不仅能满足省内的需求，还能将廉价的水电外送至江浙等东部沿海工业大省。
然而，在气候变化影响下，以往需要防汛的时节，在今年却旱情不断，长江流域从上到下都遭遇了罕见的“主汛期反枯”现象。7到8月四川盆地部分地区降雨量较常年同期偏少5成以上。降雨量严重下降的同时，整个四川盆地经历了罕见的高温天气。四川省气候中心数据显示，6月至8月底的这段时间，四川全省平均气温较常年同期显著偏高2.3℃，为1961年有完整气象观测记录以来最热。
受到“历史之最”天气的影响，四川水力发电能力大幅下降。据《四川日报》报道，8月16日，四川省内多个主力水库蓄水几乎消落至死水位，水电日发电量相比历史同期下降达到50%。而高温天气下，空调的使用出现激增，全省用电负荷同比去年增加25%。
“入不敷出”之下，电网系统面临“破产”的危险——如果用电负荷长时间居高不下，可能会造成电网安全事故，引发大面积停电。不得已之下，四川给工业用电“拉闸”。状况一直持续到了8月底，随着冷空气南下，副热带高压势头减弱，四川终于迎来久违的降雨，危机得以解除。
煤电重新抬头
在这场电荒中，一些声音认为危机的发生主要是由于四川的电力结构过于依赖水电，为了保障电力的稳定供应，未来应上马更多的火电项目。
现实似乎已经在呼应这样的声音。建设以天然气作为燃料来源的火电厂在电荒发生后得到了四川政府的政策激励：四川省发改委10月印发《关于天然气发电上网电价有关事项的通知》，在国内首次明确将对天然气调峰发电机组提供容量电价，即可以将不发电、仅作为系统备用部分的电量进行核算并收取费用，以降低电厂的运行成本。
另据财新报道，自七月中旬开始，包括广东、安徽、新疆、贵州等省份也将新建煤电厂纳入了议事日程。根据财新统计，这些煤电项目的总装机量接近1700万千瓦。未来三年，中国可能迎来一波煤电建设的高潮。
实际上，以煤电为代表的火电厂建设回暖的势头来得更早。转折发生自去年九月席卷多个省份的另一场电荒，在此之后，煤电装机核准自去年四季度突然加速。绿色和平7月发布的一份简报显示，从2021年四季度到2022年一季度的6个月里，中国各省共计审批了接近2000万千瓦的煤电装机。在这份简报里，绿色和平将煤电装机提速的原因归结为在九月的拉闸限电之后，保供和能源安全已经成为电力行业发展的主导因素。
“这两年确实电力安全保障出了很多的问题。那怎么处理呢？先把煤电建起来，至少需要的时候能顶上，尽管平时它可能利用率很低。这就是以平时的浪费来支撑关键时候不缺电。对决策者来说，安全稳定是第一位的。” 长期研究中国能源问题的华北电力大学经济与管理学院教授袁家海向中外对话表示。
然而，加入更多的煤电不一定能让电力系统更加安全，例如一场意料之外的煤价上涨就足以触发电力危机。
一年以前的那场电荒之所以发生，原因就在于煤炭价格与电价的倒挂使得多数煤电企业陷入越发电越亏损的怪圈，不得不主动关停发电机组。
而且面对极端天气，煤电也并不比水电更安全。2021年7月郑州极端暴雨发生之后，当地电力系统也经历非常严峻的挑战。位于郑州西部的郑州豫能电厂因积水严重，一度面临安全稳定生产的严峻形势。暴雨导致河南郑州、洛阳、焦作等周边多个城市电力设施受损。
任何一种发电设施都有可能遭遇难以预测的风险，无论是异常干旱的夏季、极端的降雨，还是煤炭价格超预期上涨。问题的关键是如何让这些发电设施组成的电力系统更加安全稳定运行，满足经济社会发展的需求。
缺乏灵活性的电力系统
一个典型的电力系统由发电、输电和配电三个紧密相连的环节所组成，引发今年四川电力危机的直接原因便是发电侧能力短时间大幅下降。一个解决问题的简单思路便是增加发电侧的供应，通过增加更多的发电能力来应对不确定性。然而，危机的深层次原因并没有这么简单。
作为中国第一水电外送大省，四川所发的水电有三分之一送往江浙沪等地，而不参与本地供应。刚性的外送电要求打破了旱情之下四川原本可能维持的电力平衡。
在四川的1.14亿千瓦总装机中，水电8887万千瓦，火电1825万千瓦，新能源723万千瓦。在旱情最为严重的时候，尽管水电发电能力下降了至少50%，仍有约4000万千瓦的发电能力。
袁家海等人估算，当时四川火力机组满负荷运行，新能源实际出力水平约为300万千瓦，再加上外省少量支援的400万千瓦电力，四川整体的供电能力约为6500万千瓦。与此同时，四川全省最高用电负荷为6500万千瓦，刚好可以维持基本的平衡。
然而在政府间协议（包括国家指令性计划和电网协议）的约束下，四川所发的电中有相当一部分需要外送至上海、江苏、浙江等省份。留给四川本省的水电有效发电容量在旱情最为严重的时候只有2300万-2500万千瓦，由此造成高峰时期1500万千瓦左右的电力缺口。
为了履行外送合约，即使在电力紧缺的8月，四川也无法将宝贵的电力资源留存本地使用，这既有电网层面本身的原因，也有电力体制的因素。
“目前的区域电力市场还是按照国家计划，以直流、大容量、单向输电的模式来设计和运行。这样的物理接线方式无法支持四川把更多的电留给自己用。而且在现有的电力体制下，四川省政府没有权力修改已经制定好的交易计划，”袁家海向中外对话表示，“在遭遇电力危机之后，四川启动了能源供应一级响应事件，这是四川政府上报到中央政府之后，由国家能源供应安全委员会认定，并在全国层面统筹供需，之后才让更多的电力在四川留了下来。”
根据电力规划设计总院2019年所撰写的《中国电力系统转型报告》，中国电力行业投资以及省际电力调度由国家规划主导，而省级政府主管部门主要负责落实。于是，当实际情况大幅超出规划设计的预期的时候，囿于现有制度，主责机构难以根据变化及时做出调整。
“这是非市场化、不灵活的制度安排，”袁家海说，“省间的长期协议、国家授权的一些交易计划已经定死了，因此省间的现货市场优化的空间也有限。”
超越发电侧的解决方案
七年之前，国务院发布了一份名为《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的文件。由于这份文件的编号为“中发〔2015〕9号”，因此被称为“9号文件”，其中也提到了市场交易机制缺失、全国规划和省级规划难以有效协调的问题。
袁家海认为，应把电力系统的交易规则改造成“哪边的需求多就往哪边多送”的模式，类似欧洲各国国境上频繁的、双边的、多向的交易模式，而这目前在国内完全没有：“也就是说我们的区域市场建设是严重滞后的”。
“今年夏天的情况显示我们现有的系统确实还是有很大的空间可以协调”，袁家海指出，如果有一个区域市场机制，通过更高的价格信号激励其它省份开启备用电源，并让四川把电留在省内，肯定能削减今年夏天四川遇到的困难，带来的损失远小于拉闸限电。但是这个代价要有合理分担，在市场机制下，四川需要有意愿付出更高的购电价格将原本计划外送的电力留在省内，从而让东部愿意启用本地备用机组来自我保障。
电力供应安全和保障是有代价的，不可能任何情况下都维持固定的低电价。袁家海，华北电力大学经济与管理学院教授
“我觉得通过这样一次事件教育了政府和市场主体：电力供应安全和保障是有代价的，不可能任何情况下都维持固定的低电价”。但他同时提醒，在计划向市场转变的过程中不可能一步到位，要把握好一个节奏。
另外一个问题是，当发电端的电力供应出现问题的时候，需求侧的响应并没有随之相应调整。由于电价锁定，在高温炙烤的8月，四川居民端的用电负荷始终居高不下，甚至由于持续的高温天气，不少民众家里空调24小时不停运转，于是最后只能以牺牲工业用电的方式来保障民生用电。
“如果不考虑需求侧，那要建多高比例的备用资源才能保证四川这种情况不拉闸限电？”袁家海问道。他算了一笔账，如果按照今年的电力缺口在四川增加 1500 万千瓦的备用容量，但这些机组未来每年只使用几天，投资的代价是非常大的。但如果能激励需求侧主动减少用电负荷，把缺口降成700 万或者 800 万千瓦，再靠更加优化的区域市场消化掉四五百万千瓦，那就只剩下两三百万千瓦需要靠发电侧的投资来保障。
“9号文件”也提到，要提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平。政府要按照市场化的方向，从需求侧和供应侧两方面入手，搞好电力电量整体平衡。
尽管在“十四五”能源规划中设定了需求侧管理的目标（电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%—5%），但目前仍缺乏市场机制来激励对需求侧响应的投入，袁家海认为一个非常重要的原因便是国家能源局自身的角色定位。
他解释说，从体制机制上来说，国家能源局扮演了一个“电力供应管理局”的角色，是电力供应的管理中心，而不是电力系统优化平衡的管理中心——能源局下辖的司局里没有负责需求侧管理的司局，从而导致中国在连续遭遇两次电荒之后，仍然倾向于通过增加发电侧供应来解决问题。
因此着力进行电力体制改革，加强区域电力市场化建设，同时在技术加持下开发需求侧响应的能力，应当成为中国未来投入资源的地方。
正如自然资源保护协会气候与能源项目主管黄辉与北京大学能源研究院特聘研究员杨富强此前在一篇文章中所写的那样：“无论是从应对气候变化、实现‘双碳’目标的角度，还是从投资回报的角度，新增煤电都应该是最后的选项。”
