“十四五”初期，我国电力供需形势变化，能源、电力政策开始调整；其中，短期政策开始重视煤电的顶峰价值；长期政策将新型电力系统的定语，由“新能源为主体”调整为“新能源占比逐渐提高”。政策的及时调整，体现了中国共产党坚持以人民为中心的发展思想，维护人民根本利益，增进民生福祉；体现了坚持问题导向的世界观和方法论，问题是时代的声音，回答并指导解决问题是理论的根本任务。“双碳”目标一定会如期实现，但不能激进地、以牺牲能源安全为代价来实现。
“十四五”初供应偏紧
“十四五”初，我国局地发生数次缺电，如表1所示。其中，2021年9月东北拉闸限电和2022年8月川渝缺电的影响较大：
2021年三季度，因为缺煤、煤价高、能耗双控等原因，超过20个省份有序用电，9月23日—25日，辽宁、黑龙江拉闸限电。
表1 “十四五”初供应偏紧概况
2022年7—8月，我国遭遇了几十年一遇的极端高温天气，拉动用电负荷快速增长，全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中电力保供形势严峻，四川、重庆尤甚。
分析缺电原因，需求侧多是因为寒潮拉动采暖负荷，酷暑拉动空调负荷，导致用电负荷急剧增加；供给侧的原因多样化：可顶峰的装机容量不足（少雨导致水电出力受限）、缺环保指标、缺煤，有时是单一因素导致供给不足，有时是多种因素伴生。
“十四五”初能源、电力政策的调整
我国的能源、电力政策强调要在确保能源安全的前提下实现“双碳”目标，避免激进行动影响煤炭、电力供应；强调先立后破、传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，以煤为主是我国基本国情。其中，缺电凸显煤电顶峰能力的重要性，近期政策明确要新增顶峰发电能力；远期政策将构建“新能源为主体的新型电力系统”的发展目标，修正为构建“新能源占比逐渐提升”的新型电力系统。
（1）2021年
2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议首次提出，构建以新能源为主体的新型电力系统。
2021年10月24日，中共中央、国务院颁布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，再次提及构建以新能源为主体的电力系统。10月26日，国务院公布《2030年前碳达峰行动方案》（国发〔2021〕23号）。《意见》的完稿时间为9月22日，早于东北拉闸限电。
2021年10月4日，中国银保监会印发《关于服务煤电行业正常生产和商品市场有序流通保障经济平稳运行有关事项的通知》（银保监发〔2021〕42号），严禁对符合支持条件的煤电、煤炭等企业和项目违规抽贷、断贷，防止运动式减碳和信贷“一刀切”。
2021年12月10日，中央经济工作会议提出：传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情。
2022年1月6日，人民日报刊发《解好可再生能源替代“多元方程”》的时评：从安全可靠的角度出发，电能无法大规模存储，生产与消费需要实时平衡。而风电、光伏往往“靠天吃饭”，具有“极热无风”“晚峰无光”等波动性、间歇性缺点，未来大规模、高比例接入，将给电力系统稳定和能源安全带来不小挑战。因此，构建运行更加灵活、更富韧性的新型电力系统成为迫切需要。
2022年1月24日，中共中央政治局第三十六次集体学习：再次强调先立后破。要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。要把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置，积极有序发展光能源、硅能源、氢能源、可再生能源。
2022年1月27日，春节前夕，习近平总书记赴山西瑞光热电有限责任公司调研时强调：碳中和要先立后破、稳中求进。富煤贫油少气是我国国情。
2022年1月30日，国家发展改革委、能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号），在电力安全保供的前提下，统筹协调有序控煤减煤，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。承担支持电力系统运行和保供任务的煤电机组未经许可不得退出运行，经评估后可转为应急备用机组。
2022年2月11日，人民日报刊发《正确认识和把握碳达峰碳中和》充分考虑国内能源结构、产业结构等基本国情，通盘谋划，先立后破，不能影响经济社会发展全局，确保传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。
2022年3月5日，李克强总理在政府工作报告中提出：确保能源安全。推动能源革命，确保能源供应，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。
2022年3月5日，两会期间，习近平总书记提出要先立后破。“富煤贫油少气”是我国的国情。不能把手里吃饭的家伙先扔了，结果新的吃饭家伙还没拿到手。
2022年3月17日，国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》（国能发规划〔2022〕31号），提出2022年新增顶峰发电能力8000万千瓦以上。因风光顶峰能力较弱，需要新增煤电、气电、核电、水电等传统电源顶峰。
2022年5月14日，《国务院办公厅转发国家发展改革委 国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》（国办函〔2022〕39号），提出加快构建适应新能源占比逐步提升的新型电力系统。
2022年5月25日，《财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见》（财资环〔2022〕53号），提出推动构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统。
2022年6月，国家发展改革委、国家能源局等九部委发布《十四五可再生能源发展规划》（发改能源〔2021〕1445号），提出：提升新型电力系统对高比例可再生能源的适应能力。
（2）2022年
2022年8月20日，国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置；按照“适度超前”原则做好“十四五”电力规划中期评估调整工作，确保“十四五”末全国及重点地区电力供需平衡。
2020年8月24日，国务院常务会议：支持中央发电企业等发行2000亿元能源保供特别债。
2022年10月，党的二十大指出：积极稳妥推进碳达峰碳中和。立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动。加快规划建设新型能源体系，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。
2022年12月16日，中央经济工作会议强调：加强重要能源、矿产资源国内勘探开发和增储上产，加快规划建设新型能源体系，提升国家战略物资储备保障能力。
近期政策：供应偏紧凸显煤电顶峰价值
我国的用电量、用电负荷还在高速增长。2015—2020年，年均用电负荷增速为6.1%。2021年、2022年夏峰负荷增速分别为10.7%、6.4%。《2022年能源工作指导意见》提出，2022年新增顶峰发电能力8000万千瓦以上。按此简单估算，“十四五”期间需新增顶峰发电能力约4亿千瓦，相当于6.5%的年均负荷增速。为了保证电力实时平衡，需要新增稳定发电的顶峰电源。
表2 我国夏季峰荷及增速
不同电源的顶峰发电能力差别很大，煤电、气电、核电等热发电机组具备相对稳定的发电能力，水电、风电、光伏易受天气影响、出力波动较大。
（1）严寒酷暑拉动电力负荷增长、压降水风光出力
酷暑和严寒的极端天气，空调和采暖的负荷增长，拉动需求侧用电负荷暴涨，同时抑制供给侧波动性电源的出力。
其中，迎峰度夏时一般为丰水期、水电大发，但极端高温的酷暑天气，往往伴生旱情，影响水电出力；迎峰度冬时，是每年的枯水季，水电出力较小。
酷暑时节“极热无风”，风电出力受限，例如2021年7月28日，东北电网风机出力仅为装机的0.1%。严寒时，南方湿度大，风机易凝冻，例如2021年初美国得州1700万千瓦风机凝冻。
太阳下山后气温比白天低，冬季晚上采暖需求高，冬峰多出现在晚上，太阳能“晚峰无光”无法出力。
表3 酷暑严寒对电力供需两侧的影响
具体看特定迎峰度夏/冬时点的水、风、光出力：
2021年1月初，我国遭遇寒潮，电力负荷11.89亿千瓦，水风光出力合计约2亿千瓦，其中，冬季是枯水期，3.7亿千瓦水电和抽蓄，出力仅1.7亿千瓦；冬季负荷峰值出现在晚上，太阳能不出力；全国小风，风电出力约2800万千瓦，仅为装机的10%。煤电、气电、核电等热发电机组出力近10亿千瓦，是顶峰主力。
2022年8月，四川遭遇几十年一遇的高温和旱情，晚上气温略低于白天，但依然高达40℃，空调需求导致用电负荷暴涨，而供给侧出力受限于酷暑：晚峰无光，太阳能无法出力；极热无风、风电出力受限；高温少雨导致水电极枯，出力只有正常年份的一半；煤电、气电等热发电机组装机有限；单日最大电力缺口超1700万千瓦。
（2）热发电技术受环境温度影响较小
煤电、气电、核电、垃圾焚烧发电、生物质发电等技术，同属热发电技术，差别是热源不同。热发电效率取决于热机（热能转化为机械能）效率和发电机（机械能转化为电能）效率。热机理论最大效率ηmax遵循卡诺定理，在20%—80%区间变化；发电机的效率通常大等于95%，变化不大。
热机理论最大效率ηmax由冷源和热源温度决定：
其中，温度单位为开氏度（K），冷源温度为环境温度，湿冷机组为环境水温，空冷机组为空气温度；热源温度为热机（蒸汽轮机、燃气轮机）入口的工质温度。工质温度变化幅度大，工质温度越高，ηmax越大，其中，燃机机组工质温度可超过1300℃，煤电约为550—600℃，核电压水堆约330℃。环境温度随季节变化，变化幅度较小。
以长江流域为例，按额定工况冷源（环境）温度20℃、酷暑工况40℃，估算酷暑高温对气电、煤电、核电热机理论最大效率ηmax的影响。其中，核电（压水堆）因工质温度最低，酷暑的环境温升对ηmax造成的效率损失（1-酷暑工况ηmax/额定工况ηmax）最大，达6.5%。
表4 高温对ηmax的影响
在实际运行中，以某压水堆核电机组为例，额定工况水温23℃，夏季工况水温30℃，夏季发电效率是额定效率的97.2%，夏季效率损失2.8%。如果环境温度超过设计温度，除发电效率受影响外，冷却能力不足、机组需要降功率运行。
冬季环境温度低于额定温度，热发电机组的发电效率高于额定工况。我国的热发电机组，不供热的纯凝机组和供热机组各占一半；冬季，供热机组的部分出力要用于居民供暖，在电力电量平衡计算中，供热机组因为供暖导致的出力受阻按15%估算。
（3）严寒酷暑时需要热发电机组顶峰
如上所述，水电出力受枯水年、枯水季影响；风光出力具备波动、间歇、随机特性，越是负荷峰值时期，越无法保证出力。酷暑高温会导致热发电机组效率下降，严寒供暖会导致供热机组的部分出力用于居民供暖，但受阻程度较小。
为了保证电力供应，电力系统需要稳定发电的热发电机组顶峰。考虑到我国的资源禀赋，热发电机组以煤电为主，气电、核电为辅，垃圾发电、生物质发电等技术作为补充。
远期政策：新能源占比逐渐提升的新型电力系统
风光的出力是间歇、波动、随机的，匹配电化学储能和抽水蓄能后，能否独立供电？
（1）近期定量：2025年储能体量较小
近期储能体量较小，预计2025年抽蓄和电化学储能装机合计约1亿千瓦。其中，抽蓄建设周期超5年，根据存量装机和在建抽蓄建设进度，预计2025年抽蓄装机近7000万千瓦；根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），预计2025年电化学储能装机3000万千瓦。即便电化学储能超规划发展，1亿千瓦量级的储能装机，不足以和风光匹配，成为主力电源。
（2）远期定性：风光+储能无法独立供电
远期如果储能装机足够大，能否和风光联合发供电，取代传统的热发电机组？答案依然是不能。
电力系统的发输配用需要瞬时平衡，为保证连续供电，电网需要年调节、季调节、月调节、日调节、旋转备用等多个维度的调节能力。风光发电是间歇、波动、随机的，并且发电与用电存在季节性错配，迎峰度夏/冬负荷峰值时期，风光出力偏低，而春、秋季风光大发时的用电水平较低（气温舒适，无制冷和采暖负荷）。风光如果要成为主体电源，需要匹配跨季节的储能技术。现有储能技术仅能提供日内调节能力，无法提供周、月、季节、年调节等长周期调节能力，无法在缺电时顶峰，无法跨越江南春雨、江淮梅雨等风光长时间低出力的特殊天气，更无法消弭季节性消纳矛盾。
缺电短则数日，长则论月，例如，2021年初美国得州缺电一周，2022年夏四川、重庆的缺电长达月余。缺电初期，储能设施放电顶负荷，其中，电化学储能放电时长2—4小时，抽水蓄能放电6—11小时；数小时后，储能设施储存的电量放空。长时间的缺电状态中，传统电源有限的出力即发即用，没有多余的电力给储能设施充电；储能设备一充一放有损耗，例如，抽水蓄能电站平均耗4度电抽水、发3度电，只适用于电力有富余阶段的移峰填谷。亦即，储能只能在缺电最初的几个小时发挥作用，之后其顶峰能力“坍塌”、被迫闲置。
江南春雨、江淮梅雨等特殊气象延续月余，期间“微风燕子斜、细雨鱼儿出”，风电和光伏长时间维持低出力状态。如果只有风光和储能抽蓄，无法保证长达月余的风光低出力时期的供电，电力系统需要传统电源顶峰、调峰。
（3）以新能源为主体→新能源占比逐渐提升
从近期定量或远期定性角度看，风光配套现有的储能技术后无法独立供电，存量技术无法构建以新能源为主体的新型电力系统，只能退而求其次，构建新能源占比逐渐提升的新型电力系统。未来跨季节的长周期储能技术研发成功后，风光配合长周期储能技术，才有可能成为主体电源。
电力系统需要传统电源顶峰
综上所述，风光是波动性、间歇性电源，储能抽蓄仅能提供日内调节能力，无法提供长周期调节能力，为了保供，需要煤电、气电、核电等电源调峰、顶峰。风光储和煤电等传统电源，不是替代关系，是互补关系。
当前的存量技术，难以构建以新能源为主体的新型电力系统，近期应重点挖掘成熟技术的潜力，支撑新能源快速发展，构建新能源占比逐渐提升的新型电力系统；同步开展颠覆性技术攻关。远期在颠覆性技术取得突破后，推动电力系统逐步转变为以新能源为主体的新型电力系统。
颠覆性技术中，大规模、跨季节的储能技术，例如高效电氢转换、氨气制取和掺烧、甲醇等，尚在研发、示范阶段，考虑到经济性，尚在筹备大规模推广。不同的技术将导向不同的电力系统形态，未来发展路径存在较大的不确定性。
参考文献
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