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一、高温与干旱导致本轮限电，预计影响有限持续时间较短
本轮限电原因为极端高温与干旱
今年的有序用电和去年的限电原因有本质区别。去年限电主要是受“能耗双控”和煤炭价格暴涨、煤炭发电企业亏损影响，今年则主要是因为极端高温导致的电力需求，尤其是空调用电量激增，同时部分地区干旱天气致使水力发电量出现下滑。尽管7月开始华东西北、西南、华北电网负荷持续创新高，但用电缺口多采用需求侧响应、高耗能企业轮检修等对经济影响微乎其微的措施弥补，有序用电都已是无奈之举，强制要求工业全部停产停电的目前只有四川一个省份，这和去年全国大规模限电有着区别。
以水力为主的能源结构特征是四川省限电限产的重要因素。四川省是中国水力资源最为丰富的地区之一，资源禀赋决定了四川省电源结构以水力发电为主。截至年6月，水力发电量、火力发电量、风力发电量、太阳能发电量分别占四川省整体发电量的89.28%、8.79%、1.47%、0.46%。四川的特殊性则在于，其高度依赖于水电，水电占比达到80%。以今年上半年数据为例，水电、火电、风电占比分别为80%、16%、3%。在“能耗双控”政策的要求下，水电产量占比甚至还有提高，今年6月水电占比为89.3%，同比上升1.65个百分点；而在用电量高峰的7、8、9月份，年水电占比分别为87.2%、88.6%、91.6%，水力发电对四川省的重要性不言而喻。
极端的高温天气和少雨成为直接催化，加大了四川的用电缺口。今年夏天以来，浙江、安徽、江苏、湖北等省份多个地市曾因电力高峰供需紧张，按照有序用电相关方案，对工业企业提出限电要求或节约倡议。1）持续晴热高温天气造成居民端用电量和电力负荷的增加。据四川省气候中心发布的消息，7月1日-8月10日，全省高温范围超过70县站的天数有21天，共有68县站日最高气温位居历史同期最高，30县站突破历史最高气温记录。全省平均气温26.0℃，较常年同期显著偏高2.1℃，排历史同期第1高位。
2）干旱天气使得水电出力不足。全省平均降水量.9毫米，较常年同期偏少48%，位列历史同期第1少位。全省大部地区偏少2～6成，38县站降水量为历史同期最少。受持续高温少雨天气影响，长江中下游干流水位较历史同期大幅偏低，6月中旬开始，长江流域降水由偏多转为偏少，其中，6月下旬偏少二成，7月偏少三成多，长江流域水库群也受到旱情极大影响。截至8月10日8时，长江上游水库群距正常高水位库容约.18亿立方米，金沙江梯级水库群合计待蓄库容.56亿立方米。三峡水库7、8月平均入库流量立方米每秒，同比下降34%，较前三年同期均值下降46%。
此外，-年年内入库流量高峰均在7月中旬到8月中旬，高的入库流量带来充足的水电，正好可以解决迎峰度夏保电工作。但今年7月入库流量相较6月不升反降，环比下降14%，前三年7月平均入库流量环比上升74%。偏枯的降水对水电出力能力产生较大的限制，四川省水电装机规模约万千瓦，其中存在大量无调节能力的径流式小水电，河流来水的减少使得这些小水电的发电量大幅下降，处于长江上游且水系丰富、对水电依赖很高的四川省也就难以负荷高温天气下的用电高峰。
作为西电东送大省，四川省有大量刚性的合同内外送电量需要在汛期执行。然而，今年四川省自身因极端气候都出现缺电情况，因此跨省外送电执行情况难以保障，缺电问题还可能会蔓延到沿海省份。考虑到此次四川限电主要是因为历史罕见的高温少雨天气导致，因此限电持续时间应该不会太长。外送电量协议履行具有刚性。四川作为全国水电基地是“西电东送”的重要送出端，外送电量连续五年超过亿千瓦时，占自身水力发电量的约1/3，居全国第一。截止到年6月，四川电网已累计向华东、西北、华北、华中、重庆和西藏等输送电量1.35万亿千瓦时。从西南地区跨区域外送电量的月度数据来看，外送电量规模具有相对稳定性，并且随丰水期、枯水期、平水期的划分呈周期性变动。
综合来看，川电外送在全国范围内统筹分配，一般在每年年底确定次年输送电总量，省内、省外有固定的分配比例，外送通道都有着相应的电力落地省份，遵循“照付不议”外送原则，并特别要优先保障年度外送交易中的政府间协议约定电量的执行，但月度外送交易具备一定调节空间。外送电量需求端预计随10月份丰水期结束，进入11月份平水期会有较大缓解。
限电政策：四川已启动三级保供电调控措施，全力保障民生用电。针对此轮高温天气电力保供新形势，经济和信息化厅、国网四川省电力公司等部门（单位）已启动三级保供电调控措施，保障民生用电。第一步，启动主动错避峰措施，针对主动参与并有效执行主动错避峰负荷响应的电力用户，国网四川电力将在结算电费时予以返还其响应费用。三级调控中的第一步为自今年7月7日起启动的主动错避峰措施，这是四川首次实施主动错避峰用电响应，旨在鼓励和引导工业用户主动错避峰用电。国网川电打算拿出1.7亿元对主动错避峰生产的企业进行补贴，每度电4毛钱，引导企业让电于民。
第二步，针对当前情况，制定《四川省年迎峰度夏部分高载能行业停产让电于民实施方案》，从8月14日至20日对部分高载能企业实施停产让电于民的调控，让出用电负荷约万千瓦，全力缓解供电压力。要精准施策做好重点企业用电保障工作，严格落实迎峰度夏电力保障重点企业“白名单”制度，全力确保50强工业企业和户“贡嘎培优”企业等重点企业用电需求。
第三步，8月14日晚，全省电力保供紧急会议决定，执行《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》，要求各地立即通知企业做好生产调整，保障保安负荷用电。由于当前电力供需紧张形势，为确保四川电网安全，确保民生用电及不出现拉闸限电，从8月15日起取消主动错避峰需求响应，在全省（除攀枝花、凉山）的19个市（州）扩大工业企业让电于民实施范围，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户（含白名单重点保障企业）实施生产全停（保安负荷除外），放高温假，让电于民，这一措施从年8月15日00:00持续至20日24:00。接下来，针对可能出现的极端情况，相关部门还将进一步制定应急预案，守住保安全、保民生、保重点的底线。
本轮缺电或影响时间较短，但未来局部性缺电现象仍会持续发生
此次限电更多是因为高温少雨的天气，去年拉闸限电则主要是因为强劲的经济恢复动能带来用电量的提升，叠加煤价上涨，火电公司存在亏损，两者有着本质区别。尽管今年限电范围较小，且随着高温的消退预计不会持续太久，对全社会的冲击显著小于去年，但水电大省和沿海省份仍有可能采取需求侧响应和高耗能企业轮检修来保障高峰时段用电。据四川省气候中心，8月19-22日，四川省自西向东将有一次较为明显的降水天气过程，届时，盆地高温天气将趋于结束。从四川省气温未来十天预测情况来看，最高温将从20日的34.6℃下降至28日的27.6℃；从降雨情况俩看，21-22、27-28日将分别会有总计31.5mm和27mm的降雨缓和干旱情况。
结合年底和年5-7月，三轮电荒均存在一定程度由极端反常天气影响所导致的电力负荷加剧。另外延长时间线对比发现，本轮限电虽然与去年大范围电荒有着本质不同，但是与年底和年5-7月电荒存在一定相似之处。这三轮电荒均存在一定程度由极端反常天气影响所导致的电力负荷加剧，其中年底湖南、江西等地遭遇反常低温雨雪天气，居民取暖用电创新高；年5-7月在云南、广东等地的限电同样也存在有由高温天气导致的居民用电激增，以及干旱导致云南水电大省发电严重不及预期的因素。
未来是否会发生21年大范围限电难以预见，但未来几年类似的区域性、季节性电荒可能会随天气状况存在有一定概率再次发生。一方面，双碳目标下煤电装机增长有限，新能源稳定性较差，难以满足持续增加的电力负荷。另一方面，例如云南、四川等水电发电占比较高的省份，一旦遇上高温干旱天气，极易产生电力供需错配情况，水电供给大幅下降，居民端空调用电负荷激增，从而导致电荒。
二、解决缺电问题的技术路径
新旧能源的特征对比，决定缺电中长期内仍是无法避免问题。新能源发电的局限性：波动性和没有惯性；火电有惯性，且稳定。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电则受昼夜、天气影响同样存在间歇性和波动性，这种不匹配性会增大调峰压力，进而影响新能源消纳水平。分钟级的扰动，导致频率经常变化，甚至输出骤降，直接导致脱网，导致大范围停电。日级别扰动，白天多了，晚上不够。
短期火电核电，长期风光并解决清洁能源消纳问题
极端天气频发，对清洁能源装机量提出更高要求。尽管截至年，我国风电、光伏发电容量双双突破2.5亿千瓦，装机规模均居世界首位，但发电量占比仍只有9.5%。～年，清洁能源发电装机占比由34.7%提高至43.4%，发电量占比由27.2%提高至33.7%，分别提高8.7和6.5个百分点，风电装机年均增长13%，太阳能发电装机年均增速41%。“十四五”是推动中国能源清洁低碳绿色转型的关键窗口期，提出年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上的战略目标。此外，近年来能源消费环节积极推进“以电代煤、以电代油”的清洁电能替代技术，到年电能占能源终端消费比重需达40%左右，到年则至少需占70%，这对清洁能源发电量提出了更高要求。
但另一方面，在负荷侧，我国全社会用电量的波动性（峰谷差率）逐年加大；在电源侧，低碳转型的大背景下不可控的新能源占比越来越高，可控的火电占比越来越低、水电占比保持平稳。负荷侧波动加大,而电源侧可控性降低，导致电力供需的实时平衡越来越难。近年来出现的限电情况也说明我国高峰时段电力供需紧张问题一直存在。解决用电荒问题可从以下5方面入手：
一，提高火电发电积极性，增加核电支持，仍是当下调峰调频的关键。在双碳目标下，十四五煤电装机将不会有太大提升，因此重点是出台容量电价，提高现有煤电厂发电积极性。成本方面，在去年的拉闸限电事件后，国家发改委在年10月召开会议研究依法对煤炭价格实施干预措施，并在此后密集研究出台具体措施并派督查组现场执法。尽管煤炭价格形成及监管机制日益完善，但动力煤价格仍处高位，火电企业成本压力依旧存在。电价方面，市场交易电价上下浮动范围同样在去年10月由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。
然而，在今年5月，江西、上海、浙江、天津、安徽等地代理购电价格上涨幅度就已超过20%，现行政策下电价进一步上涨的空间十分有限。出台容量电价机制则可以很好地保障电力系统容量充裕性及燃煤机组的合理收益。容量电价代表电力工业企业成本中的容量成本，即固定资产投资费用，使机组能够获得能量市场和辅助服务市场以外的稳定收入，从而鼓励机组建设，保障系统的容量充裕性与灵活性。目前山东和广东省已有容量补偿政策，山东省发改委今年3月下发文件，通知山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，并参考现货电能量市场分时电价信号，研究探索基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式，引导电力用户削峰填谷、错峰用电。
在今年1月下发的《山东省电力现货市场交易规则（年试行版V1.0）》中明确规定在以容量补偿方式补偿发电机组固定成本时，要综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素；今年6月下发的《关于年山东省电力现货市场结算试运行工作有关工作事项的补充通知（征求意见稿）》中创新性的提出可调节负荷分时零售套餐。即在新能源大发、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价（99.1元/兆瓦时，下同）乘以谷系数K1（K1取值0-50%）收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2（K2取值%-%）收取；广东省按照容量度电分摊标准按月向售电公司收取容量电费，并根据市场机组有效容量占市场机组总有效容量比例补偿给各机组，补偿对象集中在燃煤、燃气机组。
二是火电灵活性改造。新能源发电占比快速提升、大规模并网带来了消纳难题，由于风光发电受地域环境限制较大，在电力装机中火电占比最大，火电是开展深度调峰最重要的电源之一，同时煤电机组灵活性改造具有效果好、性价比高、周期短等优点，是解决新能源消纳的重要方式。火电灵活性通常指的是火电机组的运行灵活性，即适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力，主要指标包括调峰幅度、爬坡速率及启停时间等。
火电机组的灵活性改造可以分为三个阶段：（1）集中于运行与管理的优化，资产性投入相对较少，燃煤机组从基荷机组逐步向负荷跟随机组转变；（2）加大在灵活性改造中的投入，核心是进一步挖掘各设备灵活性潜力和优化机组控制，对于热电联产机组，多种蓄热装置逐步投入使用，以实现供热和发电收益的最大化；（3）多样化的灵活性提升手段纷纷被采用，其中针对热电联产机组，蓄热装置成为基本配置，利用蓄热装置及供热系统储热特性，实现热电联产运行方式的改善和灵活性的提升，电锅炉、热泵等电制热、制冷方式也被逐渐应用。
目前，国内火电灵活性改造的核心目标是充分响应电力系统的波动性变化，实现降低最小出力、快速启停、快速升降负荷三大目标，其中降低最小出力，即增加调峰能力是目前最为广泛和主要的改造目标。然而，我国火电机组在降低最小出力上的进展与国外还有一定差距。我国在运煤电机组一般最小出力为50%-60%，冬季供热期仅能低至75%-85%，国内试点示范项目通过灵活性改造，最小技术出力可低至30%-35%额定容量，部分机组可以低至20%-25%，热电联产机组最小技术出力达到40%-50%额定容量，对比国外，丹麦和德国煤电机组改造后最小出力分别低至15%-20%、25%-30%。此外，当前我国煤电灵活性改造还面临改造滞后（截至年年底，“三北”地区灵活性改造仅完成万千瓦，不到规划目标的27%）、煤电机组到期退役关停存在能源资源浪费等问题。
在实现火电灵活性改造的过程中，还面临如下难题：（1）技术要素：在锅炉侧，锅炉侧灵活性改造须重点解决燃烧稳定性、制粉系统稳定性、换热水动力稳定性、受热面高温腐蚀与疲劳损伤、空预器低温腐蚀及泄漏、脱硝运行安全等问题。以上问题主要采用锅炉低负荷稳燃技术和宽负荷脱硝技术解决。在汽轮机侧，汽轮机侧须重点
