在经历了几年相对宽松的电力供需环境之后，从2019年冬季高峰开始，我国电力供应再次出现较为紧张的形势。而2021、2022连续两年在夏、冬高峰均出现电力供应偏紧的现象，局部地区甚至出现了较为严峻的电力供应紧张局面，这在过去十多年里也是不多见的，引起了各方面的高度关注。随着能源结构转型的不断推进，建设以新能源为主体的新型电力系统是电网发展的必然趋势。
一、电力供需形势趋于紧张是电力行业长期基本面
2021年煤炭价格保障引发近年来最严重电荒，其底层原因是自十三五以来我国电力供需形势持续偏紧。从未来来看，双碳目标下电力将成为我国能源体系的核心，用电规模有望扩大3~4倍。而煤电、水电、核电等传统电源增速减缓，新能源增速较快但比例仍偏低，电量供需 将持续偏紧。除电量角度外，负荷缺口更为棘手。由于第三产业和城乡居民用电比例上升，最高负荷增速将持续快于用电量增速。但新能源具有“极热无风、晚峰无光”的特性，难以提供瞬时功率支撑，而传统电源增速不足，导致未来我国晚高峰负荷缺口持续扩大，错峰用电或成为常态。我国华中、华东、南方区域最高用电负荷与气温具有很强的相关性，极端高温天气增多将导致最高用电负荷快速增长。
保障供给是解决电力供需形势紧张的核心，煤炭价格高企严重影响煤电保供能力。上半年经济增速下滑明显，三季度是我国能否完成全年经济增长指标的决定性季度，电力供应不容有失，因此需要强有力的限煤价措施来保证短期煤电供应。我国政府限煤价保证煤电供应的决心不容置疑。限煤价只能缓解一时之需，仍需要长效机制解决电力行业困局。
二、电力供需出现紧平衡的主要原因
自改革开放以来，在大多数时间里，我国能源电力供应处于偏紧的状态。其中两次严重紧缺的时期，一次是20世纪80年代，一次是进入21世纪初的前10年。这两个时期的电力供应紧张，又主要表现在两个方面，一是电源严重不足，跟不上电力需求快速增长的速度，电力和电量双缺；二是长期“重发轻供不管用”导致电网结构薄弱、输电系统安全稳定性差、设备质量不高、配网结构薄弱，供电可靠性和电能质量均不满足要求。经过几十年的努力，这两个问题已经得到大幅度改善。当前，我国电力系统已经发展成为全球最先进、规模最庞大、需求最旺盛、自动化数字化水平较高、供电可靠性和供电质量较高且充满生机和活力的先进电力系统。在这样的形势下再次出现电力供应的紧平衡，从发生原因和表现特征分析，和历史上曾经出现的电力供应紧张情况相比，有着根本的不同。
一是本轮供需紧平衡主要表现为高峰时段电力偏紧。单从装机容量和电力负荷看，供应是充足的，但在实际运行中，高峰时段电力难以做到瞬时平衡。全国23.8亿千瓦发电装机中，能够调度并保障稳定出力的火电和核电装机容量不超过13.6亿千瓦，水电出力受气候、来水及水库调节特性等因素影响，风光等新能源因其特性无法可靠稳定参与电力平衡。总体上看，目前我国可调度电力只能满足13亿千瓦左右的高峰负荷需求。因此，尽管从全年看电量是充足的，但在高峰时段电力是存在不足的，需要采取必要的错峰用电措施，以确保整个系统的实时电力平衡。
二是风光等新能源成为电力实时平衡的一个重要挑战。风光等新能源具有随机性、波动性、间歇性等特点，其出力往往与负荷曲线波动的趋势相背离，即在负荷高峰时出力低，在负荷低谷时出力高。系统需要备用大量常规的火电机组为其调峰，以对冲其波动带来的不平衡。随着这类电源在系统中比例越来越大，需要为其备用的调峰机组容量也越来越大，保持电力供需平衡的难度也越来越大。当出现极端情况，如极端天气带来风机、光伏出力极低甚至为零的情况下，可能因为备用机组容量不足导致系统供需失衡，而不得不为保障系统安全限制负荷用电。
三是随着市场化程度加深，产业链上游等市场因素成为影响电力平衡的另一个重要因素。当前，我国电力系统中，煤电以接近五成的装机容量，供应约六成的发电量，担负系统超过七成的调峰任务，煤电依旧是我国的主要电源，是保障电力供应的“压舱石”，需要消耗大量煤炭。电煤保障情况对电力供需平衡影响很大。近年来，特别是去年上半年开始，上游煤炭价格大幅度上涨，煤电度电成本大幅度增加。增加的成本不能得到及时有效的疏导，给煤电企业正常经营带来极大的压力，进而影响到煤电机组的正常运行。在严重的情况下煤电机组发不起电，有装机、无出力，也会给电力供需平衡带来极大的影响。
四是产业链下游需求侧及时响应可以为电力供需平衡作出更大的贡献。调查研究显示，绝大多数省份电力负荷超过最高负荷的95%，全年总持续时间一般在几十个小时左右。除个别省份外，电力负荷超过最高负荷的90%，全年总持续时间最多也只有300多个小时。随着用电结构的变化，电力负荷峰谷差越来越大。因此，进一步激发用户积极参与需求侧管理，加大需求侧响应力度，在改善电力供需平衡、保障电力供应安全、提高能源资源的利用效率等各方面，都是很有益处的。
五是局部地区配网结构薄弱，不能满足高峰时期用电需求的情况依然存在。在老旧城区、偏远地区和发展过快超出规划预期的地方表现较为突出。
三、供需紧张有望推动电改为电力发展保驾护航
3.1.宏观经济面临下行压力三季度电力供应不容有失
我国经济面临极大下行压力，三季度决定全年经济增速，电力供应不容有失。2022年我国多地新冠疫情齐发，加上外部局势恶化等影响，经济面临极大下行压力。根据基金预算，2022年本级支出7183亿元，较2021年增加4048亿元，同时在预算报告正文中提及“推动解决可再生能源发电补贴资金缺口”，增加的金额属于可再生能源补贴基本确定。我们分析此次第二批500亿资金落地预示着欠补解决加速，随着欠补清查进度的推进，剩余部分最快有望在二季度解决，绿电央企现金流大幅改善。
3.2.发改委连续发文释义控煤价政策国家决心不容置疑
国家发改委2月发布303号文后连发数文控煤价，强调抓好煤炭保量稳价，政策力度持续加大。国家发改委5月6日确定长协煤价格超过770元/吨，现货价格超过1155元/吨的，视为哄抬煤价；国家发改委公众号近期频繁发出多条释义，堵住规则漏洞；并于6月23日发布574号文提出“欠一补三”惩罚条款。
3.3.电改：2002年首轮电改不彻底2015年以市场化为目标的改革重启
2002年国务院发布“五号文”，2003、2007年发布“62号文”、“19号文”，确认首轮电改方案为“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。厂网分开顺利实现，国家电力总公司发电资产一分为五，形成五大发电集团，输电资产一分为二，形成国家电网和南方电网两大电网公司。输配分开和竞价上网试点失败，电价长期实行计划体制，按照国家核定标杆电价执行。
2015年新一轮电改重启：从厂网分开、主辅分开到输配改革、配售分离。2015年3月，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文件）发布，宣告新一轮电力体制改革正式启动。由于电网具有自然垄断特点，新一轮改革核心为“管住中间、放开两头”，即放开输配以外的竞争性环节电价，建立市场化机制。电网企业不再以上网电价和销售电价的价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，输配电价格根据“成本+合理收益“制定。
四、电力发展趋势
(一)电力体制改革持续深化
首先，深化电力体制改革、推进价格机制改革是国家作出的重大决策部署。电网企业的成本价格监管制度框架的建立标志着电力体制改革在“管住中间”这一环节迈出了坚实的一步，有利于加快电力体制改革总体进程。
其次，放开发用电计划是新一轮电力体制改革的重要组成，是构建有效竞争的市场结构和市场体系的必由之路，是电力行业管理手段由“计划”向“市场”转变的关键一步。
再次，防范化解煤电产能过剩风险，不仅加快煤电企业重组整合步伐，更是推进供给侧结构性改革的必然要求，彰显了党中央、国务院对能源行业科学发展的深谋远虑。
此外，全面推进跨省跨区输电价格改革工作是建立独立输配电价体系的重要组成部分，是促进包括清洁可再生能源在内的电力资源在更大范围内自由流通的重要保障措施。
最后，电力需求侧管理是供给侧结构性改革的重要内容，是推进“放管服”改革的有效抓手，也是促进可再生能源消纳的关键手段。
(二)开拓海外市场
近些年来，中国电力工业高速发展，技术和管理有了长足的进步，比如特高压技术和超临界已经达到世界先进行列，从规划还是到建设以及运营维护管理水平，都有较大提升。但是由于近些年经济常态化，电力发电装机容量逐年下降，加之火电的政策、弃风、弃光的状况加剧，我国电力企业逐步开拓海外市场。
(三)新能源占比不断提升
随着经济社会的发展，可再生能源又被赋予了节能减排、温室气体排放控制和大气污染防治等新使命。特别是2017年的《政府工作报告》把“蓝天保卫作战”写入其中，更加说明在“十三五”时期及以后，可再生能源发展将会被提到更高的高度，在我国能源系统中的占比进一步提升。
