中国储能网讯：“十四五”初，我国电力供需偏紧。尤其是2022年8月，川渝发生了罕见的高温、旱情，用电受到较大影响。2022年秋开始，我国大规模建设煤电、气电等支撑性电源，并积极建设新的特高压输电通道。考虑到前期准备工作和工程建设耗时，新项目于2024年起次第投产，2025—2026年投产规模增加，将有效保障电力供应。
本文利用电力电量平衡计算方法，基于常温平水年，预测几个重点省市电力供需形势：川渝大规模建设气电，重启煤电，四川在建水电陆续投产，新疆—重庆特高压预计2025年投产，“十五五”初，川渝电力供需趋于平衡。江浙皖大规模建设煤电、气电、核电等支撑性电源，2024年开工陕西—安徽、甘肃—浙江两条特高压，考虑到江浙皖用电基数大、增速高，“十五五”初电力供需依然偏紧，为本省和沙戈荒大基地的外送项目留出空间。2024年下半年，预计有本文未考虑到的电源、特高压开工建设，“十五五”初的实际供需情况，将比本文的测算结果宽松。
计算方法
缺顶峰装机、缺燃料、缺环保指标，均可能导致电力供应紧张。例如，2021年三季度的大范围电力供应紧张，是因为缺煤、煤价高、缺环保指标；其余多轮用电紧张，大多是因为寒潮或热浪拉动负荷，能稳定出力的水电、煤电、气电、核电等支撑性电源不足。本文主要探讨负荷峰值时，支撑性电源是否足够。
为简化计算，本文的计算作了以下简化：
1. 原则上应对比一个区域的存量和增量供需，本文在考虑供需现状的前提下，仅对比了增量供需。
2. 本文仅考虑电力平衡，未计算电量平衡。
3. 新增顶峰能力=新增装机容量×出力系数/（1+备用率）
4. 参数选择：出力系数按照抽蓄、煤电、气电、核电不受阻考虑（本文测算的省份均为非供暖区，仅有工业供热，供热机组占比低，为简化计算，假设所有增量煤电、气电、核电均不供热）。夏峰水电出力系数90%；风电出力系数较低，一般为5%—10%，为简化计算，暂不考虑新增风电装机带来的顶峰能力；晚峰无光，太阳能发电出力系数为0。不考虑特高压压降。各省备用率取值于《国家能源局关于发布2023年煤电规划建设风险预警的通知》（国能发电力〔2020〕12号）。
5. 暂不分析储能的装机增长和影响。
6. 夏峰时新增顶峰装机，考虑上一年度下半年和本年度上半年的新增装机。
7. 建设期估算：煤电、气电18—24个月，核电5年，水电、抽蓄5—6年。
01 2024年全国电力供需紧平衡
2023年夏，全国最高用电负荷为13.39亿千瓦，2024年7月24日，全国最大电力负荷达14.51亿千瓦，增长1.12亿千瓦。中电联预计，2024年全国电力供需形势总体紧平衡，迎峰度夏和迎峰度冬期间，华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。
迎峰度夏的关键时点是“七下八上”。2024年7月，长江流域来水偏多，对防洪形成压力的同时，压降用电负荷峰值。上半年充裕的来水补充了水库库存，保障了水电出力，助力电力系统度过八月上旬的夏峰。
02 川渝：大量建设气电、重启煤电，新建特高压
重庆本地的气电、煤电陆续投产，叠加2025年新疆—重庆特高压投产，重庆电力供应趋于平衡甚至宽松。四川大规模建设气电、煤电，“十三五”期间开工的水电陆续投产，电力供需趋于平衡。
（一）重庆：
2024年紧平衡，2025—2026年平衡偏宽松
“十四五”前三年，重庆年均用电量和用电负荷增速分别为7.0%、6.0%。
表1：重庆用电量及用电负荷
“十四五”前三年，重庆新增水电17万千瓦、抽蓄30万千瓦、火电233万千瓦，新增支撑性电源偏少。
表2：重庆电源装机（万千瓦）
电力供需平衡的2020年，重庆煤电利用小时数为4024小时。2021年迎峰度夏，重庆电力供需偏紧；2022年8月，因高温、旱情，工商业用电受到较大影响。2023年，重庆煤电利用小时数提高至4783小时。
重庆大规模建设气电、抽蓄，重启煤电建设，具体投产时序如下表所示。2022年6月，《重庆市能源发展“十四五”规划》发布，未提及新建煤电；同年8月，重庆因高温旱情长时间缺电；2023年3月，国电投双槐三期煤电2×100万千瓦项目核准，预计2024年开工。2023年8月，新疆—重庆特高压直流开工建设，输电能力为800万千瓦，预计2025年投产。
重庆电力系统备用率取15%，2024年重庆新增夏峰顶峰能力107万千瓦，相对于2023年负荷峰值2603万千瓦，可保证4.1%的负荷增长。预计2024年夏峰，重庆电力供需维持紧平衡，或缺口略有扩大。2024—2026年，重庆累计新增夏峰顶峰能力1280万千瓦，可保障14.2%的年均负荷增长。2025年预计新疆—重庆特高压投产，重庆的电力供需迅速恢复平衡，甚至略宽松。
表3：重庆新增顶峰能力（万千瓦）
重庆是受端省，接受四川、湖北、贵州的送电，其中四川占50%。重庆供需恢复平衡，可减轻各送端的压力。
（二）四川：
2024年缺口扩大，2025—2026年趋于平衡
四川是水电送端省，通过交流特高压为重庆送电，通过直流特高压为江浙沪送电。
四川用电侧增长迅猛，“十四五”前三年，年均用电量和用电负荷增速分别为9.0%、5.8%。
表4：四川用电量及用电负荷
“十四五”前三年，四川新增水电1867万千瓦（大部分为外送的白鹤滩、乌东德）、火电249万千瓦。
表5：四川电源装机（万千瓦）
四川是水电大省，2023年水电装机占比75.4%，水电发电量占比77.5%。供需平衡的2019年，四川煤电利用小时数为2849小时。2020年夏峰、2021年初冬峰和2022年初冬峰，四川供给增长落后于需求增长，电力供需偏紧；2022年8月，因高温、旱情，工商业用电受到较大影响。2023年，四川煤电利用小时数提高至5010小时，考虑到四川以水电为主的电源结构，煤电利用小时数过高。
根据《2024年四川省重点项目清单》（川府发〔2024〕4号），四川新增电源如下表所示，备用率取14%。2024年，四川新增夏峰顶峰能力166万千瓦，相对于2023年夏峰负荷5989万千瓦，仅能保障2.8%的负荷增长，预计2024年夏峰，四川电力缺口扩大。随后两年，水电、气电、煤电大量投产，2024—2026年，预计四川累计新增夏峰顶峰能力1832万千瓦，可保障9.3%的年均负荷增速；新疆—重庆特高压投产后，有效增加川渝的供给，预计2025—2026年，四川可有效缓解存量缺口，电力供需趋于平衡。
表6：四川新增支撑性、调节性电源（万千瓦）
四川的电力政策非常务实。2022年3月，四川印发《四川省“十四五”能源发展规划》（川府发〔2022〕8号），计划在建煤电项目投产后，不再新建煤电；8月，川渝遭遇罕见高温、旱情，工商业用电让电于居民用电；12月，四川印发《四川省电源电网发展规划（2022—2025年）》（川府发〔2022〕34号），重提增强煤电顶峰兜底能力。经过一段时间的前期工作，预计2024年开工两个煤电项目：国家电投川东北2×100万千瓦煤电项目、中煤广元2×100万千瓦煤电一体化项目。
03 华东：大规模建设支撑性火电，新建特高压
安徽是华东网内部的送端省份，通过皖电东送交流特高压为江浙沪送电。陕西—安徽特高压投产后，安徽的供需趋于平衡，可缓解下游江苏、浙江的压力。江浙经济发达、消纳能力强、“十五五”初有供需缺口，是沙戈荒大基地外送的理想受端。2024年7月，甘肃送浙江特高压开工建设，后续会有送江苏特高压开工，以缓解江浙的电力供应压力。
（一）安徽：
2024年缺口扩大，2026年紧平衡
“十四五”前三年，安徽年均用电量和用电负荷增速分别为9.8%、6.9%。
表7：安徽用电量及用电负荷
“十四五”前三年，安徽仅新增510万千瓦火电，新增支撑性电源不足。
表8：安徽电源装机（万千瓦）
2020年，安徽供需平衡，煤电利用小时数为4509小时。2021年初冬峰、2022年夏峰、2023年底冬峰，安徽进行了错避峰或负荷侧管理。随着电力供应趋紧，2023年安徽煤电利用小时数提高至5097小时。
如下表所示，2024—2026年，安徽将投产近1900万千瓦支撑性电源，其中煤电1624万千瓦（未开工机组400万千瓦），气电270万千瓦；2024年3月，陕西—安徽特高压开工，预计2026年投产。
表9：安徽新增支撑性电源和外送电（万千瓦）
2024年，安徽新增夏峰顶峰能力237万千瓦，相对于2023年夏峰负荷5605万千瓦，可保障4.2%的负荷增速，预计电力供需缺口扩大；2024—2026年，预计安徽累计新增夏峰顶峰能力1809万千瓦，相对于2023年的负荷，可保障9.8%的年均负荷增速。2025—2026年，预计电力供需缺口缩小，趋于紧平衡，但并无冗余电力增援江苏和浙江。
（二）江苏：
2024年缺口扩大，2026年供需偏紧
“十四五”前三年，江苏年均用电量和用电负荷增速分别为7.1%和4.5%。
表10：江苏用电量及用电负荷
“十四五”前三年，江苏本省新增的支撑性电源主要为：火电669万千瓦、核电112万千瓦，新增白鹤滩特高压外送电800万千瓦，新增支撑性电源偏少。
表11：江苏电源装机（万千瓦）
2020年，江苏电力供需平衡，煤电利用小时数为4463小时。2021年初寒潮、2022年夏峰、2023年底寒潮，江苏进行了需求侧响应。2023年，江苏煤电利用小时数提高至5096小时。
2024—2026年，预计江苏新增支撑性电源约2400万千瓦，其中煤电1937万千瓦，气电336万千瓦，核电126万千瓦。
表12：江苏新增顶峰能力（万千瓦）
2024年，江苏新增夏季顶峰能力仅334万千瓦，叠加上游交流特高压送端安徽电力缺口扩大、2023年江苏有存量缺口，预计电力供需缺口将扩大。2024年7月23日，江苏电力缺口约600万千瓦。2024—2026年累计新增夏季顶峰能力约1868万千瓦，相对于江苏的大基数（2023年用电负荷1.31亿千瓦），仅能保障4.5%的年均负荷增速。2025—2026年，江苏依然存在一定的缺口，平衡偏紧。
（三）浙江：
2024年缺口扩大，2026年供需偏紧
“十四五”前三年，浙江年均用电量和用电负荷增速分别为8.6%、4.2%。
表13：浙江用电量及用电负荷
“十四五”前三年，浙江本省新增的支撑性电源为437万千瓦火电，新增外送电为白鹤滩特高压800万千瓦，新增支撑性电源偏少。
表14：浙江电源装机（万千瓦）
2020年，浙江电力供需平衡，煤电设备利用小时数为4495小时。2021年初寒潮、2022年夏峰、2023年底寒潮，浙江电力供应存在缺口；随着供需趋紧，2023年，浙江煤电利用小时数提高至5614小时。
2024—2026年，预计浙江新增支撑性电源约2600万千瓦，其中煤电1762万千瓦，气电606万千瓦，核电240万千瓦，另新增560万千瓦抽蓄。2024年7月29日，甘肃—浙江±800千伏特高压直流输电工程开工，额定功率800万千瓦，预计2026年下半年投产。
表15：浙江新增支撑性电源和外送电（万千瓦）
2024年夏峰，浙江新增顶峰能力403万千瓦，相对于2023年夏峰负荷10500万千瓦，仅能保障3.8%的负荷增速；且上游交流特高压送端安徽电力缺口扩大、浙江2023年有存量缺口，浙江电力缺口也将扩大。2024—2026年，浙江累计新增夏峰顶峰能力约2600万千瓦，相对于2023年基数，可保证7.1%的年均负荷增长。2025—2026年，随着支撑性电源大规模投产，福建供需平衡偏宽松可略增送浙江电力，预计浙江的供需形势略有好转，但依然存在缺口，平衡偏紧。
04 总结与思考
“十四五”初用电负荷增速低于用电量增速。一般来说，用电负荷的增速会略高于用电量增速。但“十四五”前三年，四川、重庆、安徽、江苏、浙江的用电负荷增速均低于用电量增速。侧面说明各地采取了需求侧管理、错避峰等方式削减负荷峰值。
电力供需平衡的火电利用小时数应逐年降低。火电利用小时数达5000小时即为电力电量平衡的观点已过时。随着发、用电两侧的波动性提高（发电侧风光占比提高，用电侧三产、生活用电占比提高），火电必须更多地发挥调节功能，电力供需平衡时的火电利用小时数应逐年降低。
2020年，华东电网电力供需平衡，江苏、浙江、安徽煤电利用小时数分别为4463、4495、4509小时，到2023年分别提高了633、1119、589小时。各省电力供需重返平衡时的火（煤）电利用小时数应低于2019—2020年水平。
电量平衡重要性下降。电力电量平衡，顾名思义，需要同时平衡电力和电量：负荷峰值时，各电源合计出力能覆盖负荷；一年累计的煤电设备利用小时数在合理区间。目前，电力系统波动性增大，煤电更多的时段在调峰，电力平衡对应的煤电利用小时数逐年下行，如果电力能平衡，电量自然也能平衡。
气电大省需关注冬峰时天然气供给情况。近年来，我国的电力负荷峰值冬夏双峰并峙。2021年初寒潮，全国最高用电负荷为11.89亿千瓦，夏峰最高负荷为11.92亿千瓦，差额仅300万千瓦；2023年，安徽夏峰、冬峰负荷峰值分别为：5605、5546万千瓦，差额仅59万千瓦。冬季是用气高峰，气电出力可能受阻；例如：2021年1月初寒潮，我国气电装机近1亿千瓦，因供气不足，出力仅5000万千瓦。江苏、浙江是气电大省，冬峰时需关注天然气供给情况。四川是正在大规模建设气电的水电大省，预计2026年气电装机将占火电装机的1/3，冬峰需应对好枯水期水电出力下降和用气高峰叠加带来的挑战。
抽蓄、储能不具备主动、持续的顶峰能力。本文暂不考虑储能的增量及影响，但进行电力平衡测算时，抽蓄、储能按100%出力计算，然而，抽蓄库容有限，能连续发电6—11小时，储能能连续放电2—4小时，如果遭遇类似2022年8月四川长时间电力紧缺的情况，抽蓄和储能释放完存量库容或电力后，将无法顶峰、调峰。抽蓄、储能占比较高的省份需防范时间略长时，抽蓄、储能的功能丧失。
长期供需偏紧省份须关注存量煤电可靠性。供需长期偏紧的区域煤电利用小时数上行，检修维护的窗口时间减少；煤电机组如果频繁日内启停，将影响机组可靠性。迎峰度夏/冬时，需高度重视大型煤电机组的可靠性，避免因机组故障导致供需缺口突然扩大，扰动电力系统运行。
