提前入夏，广东电力紧缺怎么破
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南方能源观察
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eo记者 姜黎 黄燕华 刘文慧
编辑 冯洁
今年南方的夏天来得早了一些。
“一大早我就接到了市里的保供征求意见电话。”广东省一能源行业组织负责人透露。
据eo了解，在经济形势回暖、气温升高、枯水季节、设备检修等综合因素的影响下，5月10日起，广东全省开始在17个地级市执行有序用电。
其中，珠三角部分地区，如佛山，从5月23日起执行“开四停三”方案。4月中旬，部分企业就开始了“开六停一”。一些工商业用户购入或租赁了柴油机作为临时发电设备，以解燃眉之急。
据南方日报报道，目前广东省政府有关部门已积极采取有力措施，力争将影响降到最低，做到错峰不减产。
5月23日，南方电网公司董事、总经理、党组副书记曹志安在南方电网保障电力供应专题会议上强调，要充分考虑各方诉求，协调推进西电东送；科学分析研判，做好短期、中期、长期工作；团结各方，争取支持，精准实施有序用电。
随着气温升高，江苏、浙江、山东等多地夏季或面临电力供应缺口。江苏预测，全网存在425-925万千瓦供电缺口；浙江预计夏季高峰电力平衡将出现200万千瓦左右缺口；山东预计今年迎峰度夏期间存在200万千瓦的短时供电缺口。如果遇到电煤供应紧张、省外来电减少、极端天气叠加情况，缺口将进一步扩大。
现货价格飙升
5月24日，广东电力交易中心像往常一样发布现货结算试运行日报，用电侧日前总成交电量9.65亿kWh；发电侧日前总成交电量15.46亿kWh，日前加权平均电价625.4元/MWh，其中燃煤均价618.1元/MWh，燃气均价651.7元/MWh，日前发电侧成交价最高1446.2元/MWh，最低为70元/MWh。
进入5月以来，广东发电侧日前加权平均电价已经连续12天（5月14日-5月25日）超过燃煤标杆电价，最高达到0.6752元/千瓦时，这个价格约为广东燃煤标杆电价0.463元/千瓦时的1.46倍。
广东省统计局数据显示，今年1-4月广东规模以上工业增加值1.09万亿元，同比增长23.9%，制造业增加值同比增长23.7%。与此同时，进入4月下旬以来，气温持续升高，特别5月以来，广东省持续高温，进一步带动全省用电负荷增长。
广东省能源局5月21日披露，目前全省统调最高负荷需求已超2020去年最高负荷，因素叠加影响下，供电较为紧张。
而5月尚未进入汛期，且广东、云南等地遭遇旱情，来水较同期偏低。此外，一次能源、大宗商品价格高企，以中国煤炭市场网5月10日最后一次发布的指数为例（目前已停止发布），CCTD环渤海动力煤指数报5500K现货参考价报865元/吨，较去年同期475元/吨暴涨约82%。截至5月14日，国内LNG价指数为3749元/吨，较5月初的3290元/吨上涨13.95%；与去年同期相比上涨31.64%。
为了缓解电力供应紧张局面，推动能源资源更大范围优化配置，4月中旬，广州电力交易中心联合北京电力交易中心组织开展了湖南送广东电力应急交易，增加了广东高峰电力供应能力40万千瓦。
有售电公司撰文称，被寄予“回血”厚望的5月电力现货结算试运行，可能会成为压垮部分独立售电公司的最后一根稻草。
一位电力研究者分析，中长期交易锁定了95%的电量，可以覆盖固定投资成本，然而在现货当中，发电侧报价普遍高于边际成本。
发电企业相关负责人则解释说，按照目前的节点电价分布，粤西较低，珠三角地区高，正是反映了短时市场供需状况。“局部电网阻塞，西部还有‘窝电’，送不到珠三角。”一位长期从事交易的业内人士说。
据悉，近日相关政府主管部门约谈了部分位于广东东部的电厂。
有业内人士认为，用户依赖售电公司避险，售电公司应有雄厚的资金储备，不断提高风险防控能力。但也有人认为，在目前的市场环境下，不降价且尽可能签高比例长协的售电公司，要么无法获得用户资源，要么在5月现货启动前就面临亏损。
5月24日，广东向市场主体发布6月市场交易安排，将不再进行现货结算试运行，超发电量价格相较5月略有提高，但不高于月度竞价价格。
有参与交易的人士指出，对于高气价的9E机组来说，多发1度电，将倒贴1毛钱。还有市场主体担忧，因部分售电公司可能亏损明显，5月现货交易结果或不予结算，这也将意味着高价燃料成本难以及时疏导。
一位资深电力监管从业者建议，本次供需紧张下的高价，能够促进市场主体采取更多避险措施，可以强制用户侧用中长期交易或其他避险手段避险，但不应随意修改规则，而是要培育高质量的监管和监测机构，及时发现市场主体可能滥用市场力的证据，对症下药，采取措施。
有市场分析人士指出，现货市场的确能够激励发电意愿，但将付出较大成本。“电力市场应支撑经济社会稳定发展。不能单纯分析市场问题，而要看社会福利如何最大。”
挖掘需求响应潜力
4月29日，广东电力交易中心发布《关于开展2021年市场化需求响应交易试运行的通知》，5月将开展需求响应交易试运行，邀约范围以深圳、东莞、惠州、汕头、揭阳、汕尾、河源、潮州、梅州等东部地市为主，视负荷水平和系统运行需要，进一步扩大至广州等地区。
5月17日，需求响应结算试运行正式启动。各负荷集成商以虚拟电厂为交易单元，根据交易中心发布的市场化需求响应系统公测和结算试运行工作通知，提交了当日申报信息。
据悉，当天出清的三个需求时段中标价格均为4500元/MWh，达到“天花板”价，但总中标容量292.649MW仅约占总需求3600MW的8%。5月25日削峰需求为5000MW，中标容量为485.021MW，接近10%。
虽然广东需求响应的激励已达到度电4.5元，是日前现货市场出清价格上限的3倍，但用户的参与意愿仍然不高。
一位在深圳从事售电工作的人士说：“大家都想着尽可能不停电，中标要求也比较高。”
广州一位业内人士指出，建材类，比如钢铁、水泥、陶瓷等行业生产线比较容易停下来，但电子类很难。
一位需求响应研究人士指出，需求响应需要动员用户，采集、分析用户生产特点，甚至细致到哪些设备哪些时段可停。另一方面，与电厂不同，大部分需求响应资源并不具备被实时调度的属性，到底应该“交多少重担”、“交给谁”，也需要时间累积数据，甚至对每个用户实施“响应后评价”，调度机构才能做到“心里有底”。
“在部分省区，部分用户已经做到可以精准控制办公用电，实时响应系统需求。”上述人士举例说：“市场培育需要时间。”
5月24日，广东电力交易中心发布《关于2021年6月份月度交易安排的通知》，调整了市场化需求响应的相关要求，一是将市场用户月度度电分摊电费上限由0.005元/千瓦时调整为0.01元/千瓦时，并视运行情况动态调整，进一步发挥需求响应在供应紧张特殊时期的积极作用。
同时明确，需求响应资源对应的零售用户（按用户号统计）不纳入日前有序用电安排的条件，包括：需求响应资源在运行日该地区所有邀约全部中标，且各时段中标的响应容量均超过运行日参考基线负荷一定比例（暂取60%，视运行情况动态调整）。对未纳入运行日日前有序用电安排的零售用户，若运行日需求响应未按中标结果执行，将纳入当日有序用电并落实执行。
前述售电人士解释说，基准负荷指的是根据用户以往的用电量为基础计算出来的基准线。“基准线是变动的，意味着单个用户可响应的空间可能会越来越小，一家企业难以持续响应。对于整个系统来说，只有吸引越来越多的用户参与，才能进一步发挥出需求响应对全网的贡献。”
前述研究人士指出，后续的有序用电安排，应承诺不会首先考虑已成功完成过需求响应的用户。此外，居民等非经营性用户的潜力有待挖掘，对应的机制设计也有待出台。
广东之外，江苏、山东等地也曾开展需求响应。
以江苏为例，2018年2月江苏省首次推出填谷需求响应，累计900万千瓦参与，之后每逢春节、国庆假期，填谷响应常态化实施。削峰方面，2019年7月30日14-15时，江苏电网实施“削峰”电力需求响应，参与用户包括普通用户452户和负荷集成商13家（涉及3142户），实际减少用电负荷达402万千瓦。
2019年，山东省能源局共组织了3次需求响应，其中一次为实时削峰，两次为约定填谷。根据《关于2019年度电力需求响应补偿的公示》2019年全省迎峰度夏需求响应共计补偿1460.31万元。其中，削峰需求响应中17户用户符合补偿条件，累计补偿915.40万元；填谷需求响应中143户用户符合补偿条件，累计补偿544.91万元。
一位长期从事需求侧管理的人士感叹，需求侧管理已在中国发展了十余年，而上一批公司要么申请破产，要么被列为失信被执行人，要么就是已经完全退出该领域。
“现在需求响应政策在各地陆续落地，庆幸我们能够坚持下来。”
附 广东省5月1日-5月25日
日前电力现货交易数据统计
数据来源：广东电力交易中心