进入2022年夏天，南方多省市的“拉闸限电”又起波澜，时至8月底，川渝地区电力供应才恢复正常。
“拉闸限电”有些贬义，接近“一刀切”，各种文献以偏褒义的“有序供电”取而代之，即按顺序的“拉闸限电”。
今年的“有序供电”与2021年全国大范围的“拉闸限电”有较大差别，表现在范围、根源、后果，及眼前的措施及未来的政策导向等多方面。
今夏，气候异常，罕见热浪席卷我国南方多省市，四川、重庆、湖北、安徽、江苏、浙江等地遭受连续多日的高温，“有序供电”对疫情下保经济、保民生、保安全形成负面影响。
业界很关心：
一是未来类似的“拉闸限电”或“有序供电”是否会常态化？
二是局部性的“拉闸限电”是否有预警机制？
三是如果“拉闸限电”不可避免，是否有有效的应急措施？
四是中长期是否能彻底解决“拉闸限电”问题？
“有序供电”是否会常态化？
“拉闸限电”本质上就是总体电量供不应求，实时电力供需错配，电力市场基本失灵。
2021年9月，全国范围的“拉闸限电”发生的原因很复杂（参见《电力大战①：电力全面紧张，未来如何解决？》），一方面煤炭供给短缺，电煤价格暴涨，火电企业发电亏损，导致发电量不足；另一方面，可再生能源拖了后腿，南方丰水期水不丰，北方风电风不给力，光伏组件价格暴涨，光伏发电无法在短期内担当大任。
同时，2021年下半年为应对全球激增的制造业订单，我国用电需求有所增长，一些高耗能产业集中投产，电力需求比上年同期增长10%-15%。
2022年上半年，政府有关部门强制管控，煤炭价格大幅回落，并网价格稍有调高，火力发电厂亏损面缩窄，少数火电企业甚至有微利，电力形势逐步好转。
2022年下半年，风云突变，多地持续高温，打破有气象记录以来的最高纪录。一方面，极端高温天气导致电网负荷大增；另一方面，高温天气叠加干旱，多省市降雨量较常年减少近半，长江主干流水位大降，绝大多数水电站库容“汛期反枯”，水力发电量大幅降低，加之本地特别是四川本省自留水电有限，电力电量供过于求迅速转为供不应求，供需严重失衡。其中，川渝地区迎来最艰难的电力保卫战。
有关专家预测，未来气候变化加剧而且更加难以预测，极端高温、极端低温、极端干旱、极端降水等极端天气将出现得更为频繁，若如此，水电少水，风电无风，以及光伏缺光等现象或将成为常态。
可再生能源主要是“靠天吃饭”，如果天公不作美，甚至“故意捣蛋”，可再生能源将变得很不靠谱。随着能源转型和双碳目标的加快推进，可再生能源占比越来越高，极端天气气候事件常态化是不是导致区域性电力供求经常性失衡，以至受影响地区“拉闸限电”常态化？
应对常态化的“拉闸限电”，如果短期内没有有效治标之计，中长期没有根本性的治本之策，能源安全和稳定将面临严峻挑战，双碳目标是否会大打折扣？
供电紧缺可有预警机制？
气候变化，短期内是可以预测的，时间越近，预测越准。由于无法预知及不可控制的随机性、偶然性和突发性的多元因素，时间越长谬误越大。
也就是说，根据现有气候预测技术，对一周内风光雨水温等气候变化的预测相对准确，一周后却具有较大的不确定性，这势必影响对未来风光水发电量的判断和测算，也同时难以把握电力需求的变化。
如果气候变化波动性加大，异常性频发，一定时期内的电力总量平衡及短期内的实时平衡难度将陡增。同时，如果满足平衡的措施滞后或不足，“拉闸限电”将成为常态。
川渝地区的供电紧缺有预警吗？
今年6月中下旬开始，南方不少省份遭遇1961年以来持续时间最长、覆盖区域最大的高温天气，祸不单行，多地同时出现严重干旱。
考虑气候预测一周之内的准确度，气候变化短期内对电力市场产生一定影响，以四川为例：
电力供应变化：四川是水电大省，水电占比高达70%，水电装机约9272万千瓦，占比近80%，居全国首位。四川省内主流的大型梯级水电发电在全国范围内统筹分配，履约外送，本省供电主要是长江支流上的中小水电站。
夏季本是丰水季节水电产量最为旺盛，今年入夏就遭遇极端持续高温干旱，省内部分主力水电厂已见底，全省水电发电能力下降五成以上，中小水电站情况更糟。
电力需求变化：至7月份，四川全省用电需求最高负荷已跃升至6500万千瓦，同比增长25%，其中全省居民用电需求在7月已经大幅增加，日均用电量达3.44亿千瓦时，同比增加了93.3%。8月份以来，单日最大电力缺口超1700万千瓦，电量缺口超13.7亿千瓦时。
随着时间滚动，未来一周的气候预测逐步清晰，电力供应和需求的预测和判断也逐步明朗，电力供求总量和实时平衡的差距将更加明细，因此，短期内，特别是一周内的电力供电短缺、供求错配是可以预侧，也是可以预警的；而中长期气候预测的非确定性，中长期电力供求矛盾难以准确判断。
那么，对于偶发的电力紧缺是否有有效的应急之策？
电力紧张能否有效应急？
川渝电力紧张，各地加大了对川渝的支援力度。
东北、华北、西北地区富余电力全部输送至华东、华中、西南等地，对川渝地区已按最大输电通道能力实施了跨省跨区支援，所有电力入川支援通道最大化利用。同时，加大水电留川规模，大幅削减外送电力。
在国家电网的支持下，德宝直流反转增送四川超过30次，输送电量约5.5亿千瓦时；协调减少川电外送达2200万千瓦时；额外调拨西北、华中、华北电量超过8000万千瓦时，跨省区支援四川电量近1.32亿千瓦时，甚至电网系统还调配了13省市公司50台应急发电车支援四川。
尽管如此，川渝地区“有序供电”持续了二个月之久，相关省市都启动了应急相应措施，分区、分时段“轮停轮供”，对人民生活带来不便，给工商企业造成损失，其中半导体、化工、汽车、新能源等制造业及产业链受损更大。
也就是说，就应急措施而言，我国具有无比优越性的集中体制和行政措施已经发挥出最大可能的优势，这次川渝限电已经是短期无解中的最优解决方案。如果再重来一次，还是同样的解决过程和解决方案，也是同样的结果。
如果类似气候事件不定期的发生在其他地区，此次川渝方案是不是就成为电力紧张应急处理的标准答案？
“拉闸限电”长期是否有解？
气候异常常态化的趋势下，如果没有长期有效的解决办法，区域性的“拉闸限电”或将成为此起彼伏年年有、月月有的常态现象。
随着川渝限电已过，解决川渝未来供电问题的各种建议和措施纷纷出台，各项措施在紧锣密鼓的落实之中。
一是加快提升大电网能力。加快推进“外电入川”工程，年内推动甘孜—天府南—成都东等重点工程核准，加快阿坝—成都东1000千伏特高压交流工程前期工作；迎峰度冬前投产500千伏大林输变电工程和东坡、水洛变电站主变扩建工程；年内开工建设500千伏攀西电网优化工程，推动省内送电通道向清洁能源基地延伸；加快研究规划西藏、西北电力入川通道，进一步提升四川跨省跨区电力交换能力，推进西藏雅鲁藏布江下游水电外送特高压直流入川接续四川特高压直流转送。
二是促进电网体系融合发展。建设省际联网工程，解决省内电网送出通道瓶颈制约，提高环成都都市圈、川北、川南、川东北等主要负荷中心供电能力；根据攀西地区水电和新能源大规模投产进度，规划建设四川1000千伏特高压交流北向、西向延伸工程，构建四川特高压交流环网；建成围绕环成都区域的四川电网“北立体双环”网架格局，中远期在宜宾、泸州、内江、自贡、乐山、眉山地区构建“川南目标网架”，整体提升四川电网对新能源的适应性和运行可靠性；推动成都都市圈、成都东部新区、宜宾三江新区、南充临江新区、绵阳科技城新区电网建设；强化电网接入公平开放要求，促进省属电网和国网四川电网融合发展。
三是大力推动优化电源结构。推进电源结构多元开发、多能互补，促进常规煤电、气电等电源建设，推动抽水蓄能、新型储能发展，提高电网调峰能力，根据产业布局和热电负荷需求，着力推进天然气分布能源项目建设。
四是建立负荷侧响应机制。一方面增加系统灵活性资源，提升系统可靠性；另一方面，建立灵活的负荷侧响应机制，让电力系统更加可靠，成本更低。
长期解决方案看似完美，但也存在不少隐忧。
一是“外电入川”特高压工程建设需要时间，需要巨额投资，线路建成后是作为应急使用还是日常输送，这是否会大大推高“外电入川”的成本？
二是省内特高压融合工程建设也需要时间，也需要巨额投资，线路建成后利用效率是否有保障？是否会大大推高省内电力价格？
三是应对异常气候，抽水蓄能和新型储能有助于提高电网调峰能力，除了配置日内调节的储能，还需要跨周甚至跨月的储能设施，电力调节与应急成本是否会过高？
四是合理的负荷侧响应机制意义重大，但负荷侧响应需要有区域性电力及辅助服务市场机制和体系，这一机制与体系的建设与完善需要时间，也需要协调与博弈。
归纳而言，在现有电力体制和管理框架下，气候持续异常引起的“拉闸限电”是必然结果。短缺内应急措施可以缓解，但效果有限；长期看，应对电力错配的成本太高，或得不偿失。
地方政府能否有所作为？
随着恶劣气候常态化，地方政府，包括省级政府及地市级政府，将更高频次地去应急处理电力紧张或电力供求错配问题，而面对远方的电源、未知的需求方、庞大的电网，地方政府大多束手无策，只能选择“有序供电”。
长久看，是否有更经济、更方便、更安全的解决方案？
一是鼓励本地区各种电源投资与建设，这些电源包括传统火电和各种可再生能源发电，并优先保证本地电源本地化消纳，确保本地能源供应安全。
二是创新区域能源供求平衡机制与体系，力求区域内电力市场自平衡，不足部分从区外购买，富余部分向区外供应。通过区域内优先出清来确保辖区内电力市场价格和供需的基本稳定。
三是建立区域内电力及辅助服务市场体系，这个区域可以是发达地区的县级范围，可以是中低发达地区的地市级范围，最好是主要电源覆盖的用户侧自然地理区间。
区域内电力供应与需求，面对的是数百或上千个发电、储能、辅助服务、电力需求（居民以社区为单位）等市场主体，需要同时解决数百个或上千个电力瞬时平衡联立方程，区域范围内可以更快计算、更低成本、在低压配网内，找到最优均衡点，达到供需最佳组合。
如果电力平衡以省为单位，需要同时解决数千个或上万个电力平衡联立方程，联立方程数量多了一个数量级，计算更慢、预测更难、成本更高、市场均衡点更难达成。
四是促进跨省电力市场化交易，尤其是跨省现货交易与“月内”“周内”交易，以市场化手段灵活应对多变天气。
从当前我国电力交易市场看，一方面协议电量仍占据较大比例，1-7月，省间外送电量合计9543亿千瓦时，非市场化交易电量占比接近50%，竞争性、公平性很难体现；另一方面跨省市场化交易以中长期为主，且执行“一年期以上长期交易合同予以优先安排、优先组织落实、优先执行”条款，而现货交易则刚刚处于起步阶段，灵活性也较低。
具体到四川省，如果主流水电资源如白鹤滩、溪洛渡、乌东德、向家坝、锦屏、二滩等优先在本地市、本省、再就近川渝地区消纳使用，其相关地市、四川及川渝地区用电的经济性、方便性及安全性是否最优？
在现有模式下，四川水电低价远送到长三角和珠三角，而今再舍近求远，大规模投资建设跨省特高压通道，购买西藏、西北地区高价电，是否面临经济性、方便性及安全性等多方面的挑战？
这样的体制安排总体是帕累托更坏，社会福利总体恶化，虽然电力市场主体（包括发电企业、电力用户、售电企业等）以及利益相关方（包括电网企业和地方各级政府等）个别有所受益。
气候异常常态化牵连出电力供需错配，全国各地“有序供电”或将成为常态。现有电力体制与管理框架面对此起彼伏的电力紧张，应急手段不足，效果欠佳。长期看，解决各地方“拉闸限电”问题，是否有经济、方便、安全的解决方案？
历史经验与国际经验表明，行政措施总是滞后和补充的，好的市场才是及时、有效、最佳的解决办法（参见《电力大战⑥：用户权益保护，“三公”市场之初心？》）。
帕累托更优的解决方案是：电力供应由近及远，优先满足就近需求；优先建设区域性电力及辅助市场机制与体系；力求区域内电力自平衡，不足部分再通过区外市场以求平衡；在区域性市场基础上推进全国统一市场体系。
