伴随能源转型走向深入，电力保供正在成为一门难度极高的技术活儿。这一点，看看浙江就知道了。
近几年来，民营经济大省浙江，迎峰度夏时节总为电力保供和电价上涨而苦恼。这种苦恼，已经很难完全归因于2021年以来煤价上涨的影响。绿电代煤下的复杂局面，使得电力保供比以前更难。
在浙江的经济总量中，民营经济占比逾七成，民营企业和个体工商户超过1000万户，且多是中小企业。民企尤其是中小企业对电力保供和电价异常敏感，电价上涨几分钱，企业就要增加几十万上百万的成本，很多时候这就是盈与亏、生与死的边界。
浙江政府是出了名的亲民营经济。2022年以来，为了千方百计减轻工商企业的电价上涨压力，浙江不惜得罪一众发电巨头和售电公司，一度还将自身推向了舆论的风口浪尖。尽管如此，浙江在电力保供和稳定电价方面的一系列努力，还是得到了广泛尊重与认同。
今年夏天，浙江所面临的电力保供局势依然严峻。上半年浙江全社会用电量2926.4亿千瓦时，同比增长9%，超过全国平均增幅。浙江省能源局预判，今年浙江全社会用电量将同比增长5.5%，达6530亿千瓦时；最高负荷约1.2亿千瓦，同比增长9%。全年电力供需形势总体紧平衡，如遇极端天气将更加困难。
如何有效稳价保供，如何有效破局？浙江的探索具有示范意义。浙江电力保供所面临的情势，在全国尤其是东部省份中具有普遍性。换一句话说，浙江是一个缩影，是中国能源转型时代化解电力保供主要矛盾的一个很好样本。
回不去的煤电“伊甸园”
早在2021年，与全国多地一样，浙江也遭遇了多年罕见的拉闸限电。
那一轮拉闸限电，问题主要出在煤电身上。由于“十三五”期间煤炭持续去产能，至2021年煤价开始疯涨，动力煤高点竟然超过了2000元每吨。而电价又是严格控制的，发一度电就亏一度电，很多煤电厂干脆就停机不发了，其结果就是缺电和拉闸限电。
2021年电荒之后，为调动煤电企业积极性，官方采取了两项措施：一是涨电价，电价上浮范围从原来的10%扩大至20%；二是控煤价，通过严格敦促长协煤履约、增加煤炭生产与进口等措施，煤价在2023年以来逐步大幅回落。
目前，动力煤价格已经回落至800元/吨左右，煤电企业终于“王者归来”，开始大幅盈利，发电积极性也随之高涨。
但在此局面下，浙江这样的用电大省仍在鏖战电力保供。为什么会这样？
先来看浙江的电力装机结构。截至2023年底，浙江拥有1.3亿千瓦的电力装机，包括核电、风电、光伏、水电在内的清洁能源装机占比47.8%，也就是说，浙江煤电装机占比仍然在五成左右。今年1-5月，煤电贡献了浙江省内70%以上的发电量。
近五成的装机，逾七成的电量，煤电是保证浙江不再发生拉闸限电的“压舱石”。但是，煤炭为主的用能结构也让浙江感受到巨大压力。在“双碳”背景下，浙江的能源消费需要更加“绿色”，低碳转型任务艰巨。
针对煤炭消费占比较高的问题，《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》提出，到2025年，煤炭消费量在一次能源消费结构中的占比要下降至33.9%，煤电发电量占比要降至50%左右。
那么，浙江该如何实现煤电发电量占比降至50%的目标？
长远来看，浙江核电、水电装机已难言增长，其用能绿色转型只能看风光新能源的持续放量（截至2023年底，浙江光伏装机3357万千瓦，风电装机584万千瓦，风光等新能源装机占全省发电总装机比例首超三成）。也就是，浙江只能靠风光发电增长来尽一切可能做大分母，来降低煤电的占比。
然而，这谈何容易？2024年1-5月数据显示，浙江逾4000万千瓦、总装机占比超三成的风电光伏，其发电量占比尚不足7%。在现实情况下，风光电还难以承担起保供的重任。
浙江面临的难题，是全国来说有典型性，这是在能源转型阶段不得不迈过去的“一道坎”。
要加快绿电代煤，就需要煤电主动配合减少出力。一面是需要增加出力、增加发电量的风光的不尽如人意，该上量的难以上量；一面是煤电要灵活性改造为风光让路，有能力的却要减少出力。这两股力量互搏之下，很容易就造成电力不足、供应紧张。
单就电力保供来说，煤电一家独大的电力系统肯定是一个理想的“伊甸园”，但自从开启能源转型的闸门后，我们就再也回不到煤电伊甸园了。
煤电可以24小时稳定出力，且灵活可调节；风光则是出了名的“垃圾电”，具有随机性、间歇性、波动性，你需要的时候它可能没有，你用不了那么多的时候它又“风光无限”。煤电顶峰保供，理顺煤价电价就行了，出力可多可少，可调可控。但是，迈向新能源时代的电力保供，很显然原先的做法行不通了。
“外来电”风险
浙江电力供需紧平衡，还反映在电价上。在媒体晒出的各种电价榜单上，浙江时常都高居榜首。
电价很复杂，不同时段不一样，有峰价、谷价、平价之区别。浙江度电峰价达到1.3元，谷价接近0.5元，平价接近0.9元。但一般来说，平价是能够代表一省电价均值的。浙江绍兴一家为家电企业供应泡沫包装品的民营企业，反馈的平均度电电价就是8毛多，这具有一定的代表性。
浙江电价为什么高？
价格连着供需两方。浙江一方面是工商企业众多，用电需求旺盛；另一方面，浙江的电力供给比较特殊。浙江处于煤炭供应的末梢，煤电价格自然会高一点；此外，绿电代煤的系统成本也推高了整体电价。比如，为了消纳0.3元/度左右的新能源，国内不少地区的辅助服务调峰价格0.6-1.0元/度早已见惯不怪。
实际上，浙江的高电价还与“外来电”高占比关系密切。
浙江是外来电大省。作为“西电东送”的受端大省，过去十年间，浙江的外来电占比从9%增加到了接近40%。三峡、白鹤滩、溪洛渡等大型水电站的电，四川水电，福建、新疆通过特高压送浙江的电，以及拟议中的甘浙直流落地宁波的西北绿电……外来电是填补浙江用电缺口的“主力军”。
本来，跨区售电，省间互济，对于浙江是有助于实现电力保供的。但是，在复杂的电力市场形势下，跨省购电的高电价，却让浙江“有苦难言”。
2022年7-8月，持续高温席卷浙江，在空调负荷的带动下，浙江用电负荷屡创新高。其中，7月13日，浙江全省用电负荷达到创纪录的10022万千瓦。整个7月，浙江全社会用电量同比增长11.05%，高出全国近5个百分点。
在省内装机满发的同时，浙江加大了跨省购电力度。恰在此时，因为来水偏枯，西南水电送浙江的电量减少。万般无奈之下，浙江只能从省间现货市场大举购电，度电电价往往是高达3元、5元甚至是10元。
由此，仅2022年7月、8月两个月，就造成了浙江省内电力市场分别亏损49.9亿元和38.44亿元。那么，问题也来了，这近90亿元的高额外购电费用，要怎么去平衡呢？
为了减轻工商企业负担，浙江最先提出了“几家抬”的方案，即省内发电企业和售电公司都让点利，承担一点。但是，这一方案遭到了发电企业和售电公司的极力反对。最终，这部分高价电的费用，还是部分落到了工商企业的头上。
未来，新疆绿电、甘肃绿电等绿电电量更加难以把控，中长期合同产生的电量偏差，都需要通过省间现货市场来平衡找补，这就意味着电价波动的风险将来依然会存在甚至会更严重。
也不仅仅是浙江一省。在新能源时代，电力跨省互济，省间电力交易都存在一个量价动荡的问题，这是不得不面对的风险。
靠市场还是靠政府？
“双碳”转型下的电力保供，需要同时去追求并以期实现多个目标——绿色、保供、稳价。
煤电一统江山下，电力保供只需大上煤电并理顺煤价、电价关系即可。当下能源转型时期的电力保供，再怎么稳步有序地推进绿电代煤，都会产生量价难题，也即电量和电价不可控的问题。
能源转型带来电力保供目标多元化的同时，还要去面对利益主体的多元化。煤电既要顶峰保供又要为新能源让路，电网既要保系统安全又要提升新能源消纳能力，风光绿电既要上量又要可调节，储能既要降本又要能用得上，负荷既要有电用、用便宜电还要需求侧相应……
这么多的目标，这么多的利益主体，要想让各方互相配合、协调运转，既要到位又不能越位或错位，到底需要一套什么样的机制呢，是市场调节的办法，还是政府干预的办法？
先说市场的办法。
2022年以来，浙江为了给工商企业降电价，对省内煤电企业的上网电价进行了政府干预，由于时值煤炭价格下行周期，浙江要求煤电上网电价要与下行的煤价联动，这实际上也就是用行政干预的办法降电价。
政府干预后，煤电电价短期内有所调降，但是长期呢？如果发电量占比70%以上的煤电积极性受挫并减少出力，电力保供压力就很大。那浙江还是需要加购外来电来补足需求，最终电价又难免掉头向上。
2022年开启电力现货试运行的蒙西，则积极发挥了市场价格的指引作用，拉大峰谷价差，现货市场发电测最高出清价格为1.71元/千瓦时，高峰时段平均出清价格为0.567元/千瓦时，分别比燃煤基准电价上涨了约500%和100%。由此，煤电机组发电积极性被激发，半年间实际发电量增超1亿千瓦时。发电量上来了，保供不成问题，最终也有助于电价稳定。
再说政府干预的必要性。
目前，分布式光伏并网难问题愈演愈烈，据不完全统计，中东部8省370多个县已经成为接网红区。化解这一难题的一个办法是配电网扩容。但是，由于相关机制体制未能理顺，配电网建设一直严重滞后。
配电网建设滞后事出有因。高电压等级的输电网与低电压等级的配电网，输配电价比是7：3，但建设成本则是倒过来的3：7。这种局面下，电网企业缺乏动力去建设“费力不讨好”的配电网。而地方政府或者社会资本要想入局配电网建设，不但过网费过低难以养活自身，增量配电网接入电源还要受到电网的“围追堵截”。
很显然，如果政府不去推进电改破局，配电网扩容就很难，分布式光伏的持续上量也将被困在红区里无法动弹。
再看新能源入市电价持续走低的问题。目前，集中式光伏在中长期交易中已经跑出了1毛钱的电价，其现货市场价格的下限也触及了0.04元/千瓦时的“地板价”，东部光伏大省山东更是跑出了-1毛钱的负电价。
对此，政府能够一味放任自流吗？答案是否定的。政府这只“有形之手”要及时干预，干预的方向是两个：干预省间互济的范围，干预价格。
之所以要干预省间互济的范围，那是因为单一省份的新能源出力在不同时段波动较大。但是，当在更大地理范围内做耦合，比如放眼“三北”及华中华东区域，整体风电出力曲线就平滑很多，再比如将山东和新疆的光伏出力曲线跨区平滑，新能源就可以得到更好的消纳。
在更大范围内实现新能源出力曲线的跨区平滑，首先要有通道，比如拟议中的甘浙直流，这没有政府规划与干预是无法实现的。
而政府干预电价，可以采用经济金融手段，比如在英国已有七年实施经验的差价合约。政府授权相关机构与可再生能源发电企业签订长期合同确定履约价格，如果市场电价低于合同履约价，就向发电企业提供补贴至合同履约价，反之则由发电企业返还高出的部分。
在江浙民间流传着这样一首民谣，“做天难做二月天,蚕要暖和麦要寒。种菜哥哥要落雨,采桑娘子要晴干”。
“双碳”时代或者说能源转型背景下的电力保供，面对的难题也是这样的“既要……又要……还要……”实现“双碳”目标和能源转型也是一样，“既要安全稳定，又要经济可行，还要清洁低碳”，所以称之为能源革命的“不可能三角”。
而“双碳进程”，就是要通过一系列的艰苦努力，通过市场的手段、政府干预的手段，去破解能源革命的“不可能三角”。
正如犹太智慧宝典《塔木德》里的一句名言，“天下难做成的事情最容易做成”。这是一个智慧的辩证法，更是一种勇于挑战的乐观精神。推进能源革命和绿色转型，就需要这种精神才有可能成功。
（转载请标明出处，文章来源：华夏能源网，微信号：hxny3060）
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