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“电从哪里来”的问题更让各地备感焦虑
为了避免去年限电重演，今年四川有多拼？
今年6月，四川电力交易中心成功通过中长期交易买入来自黑龙江的电量1.35亿度，实现“东北电”首次入川。此外，6月还分两次买入了来自辽宁的电量共计2.2亿度。
东北地区与四川距离遥远，而且没有直连的输电通道，为何要让东北电长途跋涉2000公里入川？“四川过去买电，从西北买得比较多，一是因为距离近，二是西北新能源富集，富余的量较多。”四川电力交易中心总交易师张勇林在接受“川观新闻”采访时透露，今年的情况有些特殊，全国电力需求都比较旺盛，“大家都到西北买电”，造成外购电的难度加大。而东北地区天黑得更早，晚上8点，当地的用电晚高峰基本结束，富余电正好可以送到四川。
作为传统外送电大省，过去在丰水期，四川几乎不用外购电。但随着去年大规模限电发生后，四川近年来却需要在用电高峰来临前“四处买电”。2023年年初，由四川省经济和信息化厅带队，先后拜访宁夏、甘肃、陕西、青海等省区，签订政府间协议，增强应急情况下省外电力支援能力。“我们到全国各地跑了一圈，寻找能够在夜间为四川供电的区域。”张勇林说，最终找到了东北电。
相比四川，特别是对于一些本地电源有限、更为依靠外送电的中、东部省份而言，“电从哪里来”的问题更让他们备感焦虑。随着近年极端天气频现，以及各省产业政策博弈，传统上依靠计划手段获得的外送电正变得越来越不可靠。
有学者告诉《中国新闻周刊》，面对迎峰度夏期间持续时间较短的供电缺口，其实省间互济、调剂的空间很大，但是这一空间并未被充分挖掘。
在“西电东送”的框架下，从西部省份输往东部负荷大省的“外来电”，一直是东部经济发达地区电力保障的重要组成。但是如今，在电力供需形势紧张，且西部省份希望将更多新能源电量留存本地发展经济的背景下，高度计划的跨省区电力交易正变得越来越不稳定。传统意义上的送端省份与受端省份，博弈日渐加重。
争夺外来电
“电虽然是一种商品，但是从山西等省份购电必须通过一些省份的电网才能完成输送，在通过时会被部分截留。”有华东地区电网人士向《中国新闻周刊》透露，有处于区域电网末端省份，去年省间现货交易时曾被其他省份“卡通道”。
这从一个侧面证明了当电力供需形势紧张，各省份对于外来电争夺之激烈。
宾金直流（四川溪洛渡左岸至浙江金华±800千伏特高压直流输电工程）之后，第二条西南水电入浙直流线路——白鹤滩-浙江±800千伏特高压直流工程在2022年年底投产。“这能够极大程度缓解浙江电力供需紧张形势，浙江电力供需从2023年基本处于平衡状态，这样平稳的状态也将维持数年。”前述华东地区电网人士说。
他向记者透露，在浙江已经有三条支流线路的情况下，第四条“甘电入浙”的直流线路正在谋划，引入甘肃沙漠、戈壁的光伏、风电，未来可能还会规划第五条直流线路。
各个省份迎峰度夏的电力保供举措中，争取外来电增量都是重要一环。特别是像浙江，平均三分之一电源来自外送电，在迎峰度夏的关键时刻，外来电占比甚至达到四成。
去年，四川水电出力不足等因素，导致浙江迎峰度夏电力缺口达到1000万千瓦。今年，浙江与宁夏、新疆、青海、四川、福建等多个省份签订协议，达成长协外购电量1920亿千瓦时以上，约占浙江2022年全社会用电量的三分之一。今年增购外来电力达300万千瓦，约占浙江2022年最大外来电力3790万千瓦的8％。
在传统的“西电东送”框架之外，各个省份也在频频签订电力置换互济的协议，利用各省电源结构、负荷曲线的差异进行省间电力置换互济。
有电网人士举例，新能源装机往往“靠天吃饭”，间歇性、波动性特征明显。浙江的风电，甚至需要“逆峰调节”。“风电出力较多的阶段恰恰是傍晚峰值之后至第二天凌晨，难以消纳，需要逆峰调节。”
2022年，安徽、浙江两省签署《安徽省浙江省2022年迎峰度夏电力置换互济协议》。两省在迎峰度夏期间电力供应均存在较大缺口，但是安徽最大电力负荷通常发生在晚间，浙江则在白天，正是利用这样的最大负荷时段差异开展电力余缺互济。按照协议，具体送电规模按“基量+增量”的方式确定，其中月度基量规模为50万千瓦，周前和日前再根据两省电力供需实际开展“增量”置换，上不封顶，力争最大置换规模超过100万千瓦。两省之间的电力置换互济协议延续至今年。
南方电网提供给《中国新闻周刊》的资料也显示，通过竣工于去年9月底的闽粤联网工程，今年1~6月广东受福建电量16.1亿千瓦时，有效缓解了枯汛转换期电力供应压力。而广东也需要在福建南部电网供应能力不足的7到9月和12月，支援福建电力30万千瓦。
即使是四川这样传统意义上“西电东送”的送端省份，也在争取更多外来电。四川今夏需要面对约750万千瓦的电力缺口。今年5月，四川省经济和信息化厅曾吉明副厅长带队赴湖北、湖南，并拜访了三峡集团，以争取迎峰度夏期间省外购电支持。
四川电网今年也首次在丰水期开展大规模跨省区日内互济，将一定程度上缓解高峰时段性供电压力。四川能监办介绍，今年，四川促成攀西区域富余电量置换外送，与宁夏、甘肃、陕西、青海等达成一致意见，开展度夏期间电力省间互济。
当传统的外送电大户四川争取外来电，意味着一些传统的送端省份变得不再可靠。
外送电不再可靠？
四川缺电时能不进行外送电力吗？答案是可以适当调减外送电力，但不能停止外送。
华北电力大学教授袁家海去年撰文《四川高温限电痛点在何处，如何防止重演？》解释，过去，四川弃水严重，2016年弃水电量达到了141亿千瓦时，外送电力既可以将富余水资源转化为经济回报，也可以替代华中和华东地区新增煤电，可谓 “一举两得”。
如果四川 “截流” 外送电力，即使能够支付 “违约赔偿”，但这会打乱国家电力平衡调度的局面，以江浙沪为例，正常情况下四川输送到上海、江苏、浙江的电力分别占三省市最高用电负荷的34％、12％和17％，约占华东区外受电的三分之二，要在短时间内调度充足的发电资源来填补外来电缺口，这对于本就供需偏紧的华中和华东地区难度很大。
而且客观情况也不允许四川这么做。“启动能源保供一级响应后，国网调度中心已允许四川增大水电留川规模⋯⋯但客观上受电网架构的限制，外送水电留川的规模有限。换句话说，即便是能将外送水电全部留川，当前的四川电网基础设施也无法全部接纳。”袁家海解释，受制于当前机制和电网条件，2022年，“即使是在自身缺电的情况下，四川水电依然要外送，留给本地的有效发电容量不到3000万千瓦。”
拉长时间线来看，极端天气的频繁出现正让外送电，特别是此前大量外送的西南水电变得更加不稳定。
四川降水偏少延续至今年，5月，四川水力发电量同比下降24.4％。据成都硕电科技有限公司数据，6月，四川电力市场中外送电量同比下降接近100％。
四川水电约占浙江外来电的八分之一。去年，四川出现极端旱情，水电外送锐减，让不少依靠四川水电的华东省份面临电力缺口。
广东与云南的“捆绑”程度更深，在2022年广东电力供给结构中，外来电占比23％，达1770亿千瓦时，是仅次于煤电的第二大电力来源。而在外来电中，云南送广东占广东外来电量七成，达1221亿千瓦时。
但是昆明电力交易中心披露的今年一季度“西电东送”完成情况显示，云南省送广东电量为100.22亿千瓦时，同比下降33.37％，与今年年度计划偏差量为-24.86亿千瓦时。
当前外送电更多由送端与受端省份签订中长期协议，除非遇到极端情况，否则几乎为“刚性兑付”。
有资深电力市场人士告诉《中国新闻周刊》，电力中长期协议履约不存在问题，签署后由电网调度刚性执行。
签署中长期协议，一般由受端省份电网公司将所需电量挂牌，送端省份电厂摘牌签约，协议会被分解至每天、每小时的需求。有地方电网负责中长期协议调度的负责人告诉记者，“中长期协议的执行基本属于‘刚兑’，因为电力交易、生产和调度计划是一体的，电网供需两端需要时时平衡，一旦某个环节发生变化便会牵涉其他环节。即使去年四川遭遇旱情，也是在国家同意其启动突发事件能源供应保障一级应急响应之后，外送电规模才开始减少，之前的曲线几乎没有波动。”
虽然中长期协议几近“刚兑”，但是一些传统送端省份的外送意愿正在降低。
北京电力交易中心总经理史连军曾在去年4月的一场论坛上表示，2022年省间年度交易中，传统外送省份外送规模和活跃度大幅度下降，西北、东北典型外送省份在年度市场达成的网对网送电规模仅为2021年的三分之一。省间中长期交易无法足量签约，给系统运行和稳定电力价格带来新的不确定性。
国家电网目前投运的14条特高压直流送电通道中，有10条是西北、东北外送电力通道，足见东北、西北是电力外送的重要区域。但数据显示，2022年省份间年度交易中，西北“网对网”外送规模为323亿千瓦时，同比减少67％。东北“网对网”交易规模为186亿千瓦时，同比减少60％。
从云南水电外送广东这一具体个案，不难看出送端省份、受端省份与电网公司三方博弈。2022年广东外来电占比23％，而在几年前，这一比例可达三成。“当时西南水电面临弃水问题，外送水电积极。几年前很多省份都面临新能源消纳问题，因此外送电积极。”有学者向记者感慨。
而现在，时移世易，是另一番光景。有广东电力行业资深人士向《中国新闻周刊》分析说，云南方面不想多送，甚至希望减送，将更多廉价水电留在本地支持此前引进的电解铝等高耗能产业。特别在今年电力供应形势紧张的背景下，云南将水电外送，本地火电需要补位，两者的发电成本相差数倍。
在目前电煤价格回落的情况下，广东也不希望云南多送水电。“因为当下电力供应并不紧张，广东无疑希望本地火电机组多发电，获得更多税收。”云南外送广东的水电，被当地业内人士称为“西电”，今年西电电量相比计划减少15％左右，在电煤价格较低的情况下，也并未加剧广东的电力供需紧张。
他认为，只有站在南方电网的角度，会希望云南将更多水电外送，因为“西电东送”通道由电网企业建设，更多水电外送就意味着收取更多差价。
广东究竟需要多少云南水电？问题的答案似乎还是应该交由市场来决定。广东电力行业资深人士表示，如果未来南方区域电力市场，特别是现货市场将云南水电纳入其中，很有可能在广东电力不紧缺的情况下，云南水电的价格也不具备太多竞争力，因为云南水电的上网价格约为0.3元/千瓦时，但是加上输配电价，落地广东的价格超过0.4元/千瓦时。
袁家海也认为，一些西部省份将新能源电源、煤电、储能“打捆”外送到东部后，可能价格比东部省份自建电源还要高。
但是现实中的区域电力市场仍然难以落地，遑论全国统一的电力市场。
2022年9月13日，由国网重庆市电力公司建管的白鹤滩-浙江±800千伏特高压直流输电工程重庆段完成长江大跨越。施工人员在百多米的高空作业。图/中新
缺少灵活的区域电力互联机制
“通过中长期协议锁定的电量在迎峰度夏时还差三四百万度电，缺口从哪里填补？”不少受访的业内人士都认为，答案可能是省间电力现货市场。
很多省份也在今年迎峰度夏的保供方案中将省间现货市场视为重要的外来电来源。
2015年“9号文”发布后，电力现货市场也逐渐起步。据中电联7月12日发布的《中国电力行业发展报告2023》，2022年全国电力交易中心交易电量5.25万亿千瓦时，占全社会用电量的60.8％。尽管各省电力市场建设进度不一，但都成立了相对独立的电力交易中心。
但是这样发电侧、用电侧直接参与的市场更多限于省内，跨省跨区电力市场建设进展较慢。目前，跨省跨区电力交易仍然由政府、电网企业主导，颇具计划色彩，虽然已有跨省电力现货市场，但仍由电网企业“统购统销”。
以跨省区电力中长期协议为例，袁家海向《中国新闻周刊》解释说，在目前的跨省区交易中，涉及不同区域电网之间的交易，通常是“网对网”；同一个区域电网内部的省间交易，通常是“点对网”，即送端省份的电厂对接受端省份的电网企业。
2021年11月，国家电网曾发布《省间电力现货交易规则（试行）》，明确售电公司、用户可以参与省间电力市场交易。但是发电企业与售电公司、用户等开展跨省跨区“点对点”交易的进展比较缓慢。
2022年7月23日，云南、贵州、广东三省超157家电厂与用户通过电力市场交易平台，达成南方区域首次跨省现货交易。
“南方电网确实在极力推进南方区域电力现货市场，交易平台已经搭建完成，包括去年7月的那次‘交易’在内，已经在试运行，并不结算。一旦南方区域现货市场成型，南方电网旗下五省份的所有交易主体都会在新的区域交易平台交易，取代各省份现行的电力现货市场。”有广东电力市场参与者告诉记者，当下的问题是各省电改进度不一。
仅以南方电网下辖五省份为例，只有广东电力现货市场较为成熟，广西等省份的电力市场只有中长期协议，没有现货市场，因此强行推动区域电力现货市场仍然比较困难。
甚至，有参与去年7月跨区域交易的售电公司负责人对《中国新闻周刊》评价，事实上，目前省间现货交易是“伪现货交易”，因为买家只有广东电网一家。“点对点”跨省现货交易进展仍然是雷声大雨点小，除了广东电网，谁也成为不了买家。“健全的跨省现货交易万里长征，还没有真正迈出第一步。”
跨省紧急购电中，购电成本是另一个问题。去年迎峰度夏期间，浙江、安徽等地电网公司在省间电力现货市场高价购电，但是这部分电量的成本无从疏导，最终由省内工商业用户分担。
“国家对于电网企业考核的关键是保供，因此可以为了守住这个底线不计成本。应该允许用户自己进入省间市场买电，用户依据自己的需求购买，如果价格太高，用户可以决定不买。”前述售电公司负责人向记者表示。
7月10日起，省间电力现货市场申报价格上限调整为3元/千瓦时，超过上限的报价为无效申报。国调中心、北京电力交易中心7月7日发布《关于落实优化省间电力现货市场交易价格机制的通知》中，调整了这一限价。
这被认为有利于降低今年受端省份的成本。“省间电力现货交易价格上限并非越低越好，一旦伤及送端积极性，也不会对受端有利。”一位长期研究中国电力市场的学者告诉《中国新闻周刊》。
他向记者坦言，去年省间电力现货市场价格极高，无法疏导成本，但是这并不意味通过行政手段压低省间电力现货市场价格上限就能够解决问题，两者本质上都是通过行政手段抑制市场机制发挥作用。“只有发电侧、用户侧直接进入省间市场，才能形成准确反映供需关系的价格，从而反过来通过价格调整供需关系。”
但他也表示，当前这种电网公司主导中长期协议与现货市场的好处是“可控”。“以青海和浙江为例，浙江的电价承受能力更高，同样一度电可以为浙江企业带来更高的附加值，如果完全让市场发挥作用，可能青海的电源全部会被浙江企业买走。因此一定需要跨省区的利益协调和补偿机制，否则在地方政府都是发展型政府的情况下，一定会为本地发展截留更多电力。”
“通过建立更加灵活的区域电力市场，提高区域电力资源的互联互通⋯⋯对保障电力安全供应的作用和效果要远优于当前这种单一的省级平衡模式。”袁家海在文章中指出，美国得克萨斯州寒潮停电事件和我国四川高温停电事件暴露出同一个重大问题，即缺少灵活的区域电力互联机制，在本地电力供给能力不足时无法获得外来电的支援。
但从目前来看，中国电力市场中“以省为实体”的格局依然难以被改善。
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