中國儲能網(wǎng)訊：“十四五”初，我國電力供需偏緊。尤其是2022年8月，川渝發(fā)生了罕見的高溫、旱情，用電受到較大影響。2022年秋開始，我國大規(guī)模建設(shè)煤電、氣電等支撐性電源，并積極建設(shè)新的特高壓輸電通道。考慮到前期準備工作和工程建設(shè)耗時，新項目于2024年起次第投產(chǎn)，2025—2026年投產(chǎn)規(guī)模增加，將有效保障電力供應(yīng)。
本文利用電力電量平衡計算方法，基于常溫平水年，預測幾個重點省市電力供需形勢：川渝大規(guī)模建設(shè)氣電，重啟煤電，四川在建水電陸續(xù)投產(chǎn)，新疆—重慶特高壓預計2025年投產(chǎn)，“十五五”初，川渝電力供需趨于平衡。江浙皖大規(guī)模建設(shè)煤電、氣電、核電等支撐性電源，2024年開工陜西—安徽、甘肅—浙江兩條特高壓，考慮到江浙皖用電基數(shù)大、增速高，“十五五”初電力供需依然偏緊，為本省和沙戈荒大基地的外送項目留出空間。2024年下半年，預計有本文未考慮到的電源、特高壓開工建設(shè)，“十五五”初的實際供需情況，將比本文的測算結(jié)果寬松。
計算方法
缺頂峰裝機、缺燃料、缺環(huán)保指標，均可能導致電力供應(yīng)緊張。例如，2021年三季度的大范圍電力供應(yīng)緊張，是因為缺煤、煤價高、缺環(huán)保指標；其余多輪用電緊張，大多是因為寒潮或熱浪拉動負荷，能穩(wěn)定出力的水電、煤電、氣電、核電等支撐性電源不足。本文主要探討負荷峰值時，支撐性電源是否足夠。
為簡化計算，本文的計算作了以下簡化：
1. 原則上應(yīng)對比一個區(qū)域的存量和增量供需，本文在考慮供需現(xiàn)狀的前提下，僅對比了增量供需。
2. 本文僅考慮電力平衡，未計算電量平衡。
3. 新增頂峰能力=新增裝機容量×出力系數(shù)/（1+備用率）
4. 參數(shù)選擇：出力系數(shù)按照抽蓄、煤電、氣電、核電不受阻考慮（本文測算的省份均為非供暖區(qū)，僅有工業(yè)供熱，供熱機組占比低，為簡化計算，假設(shè)所有增量煤電、氣電、核電均不供熱）。夏峰水電出力系數(shù)90%；風電出力系數(shù)較低，一般為5%—10%，為簡化計算，暫不考慮新增風電裝機帶來的頂峰能力；晚峰無光，太陽能發(fā)電出力系數(shù)為0。不考慮特高壓壓降。各省備用率取值于《國家能源局關(guān)于發(fā)布2023年煤電規(guī)劃建設(shè)風險預警的通知》（國能發(fā)電力〔2020〕12號）。
5. 暫不分析儲能的裝機增長和影響。
6. 夏峰時新增頂峰裝機，考慮上一年度下半年和本年度上半年的新增裝機。
7. 建設(shè)期估算：煤電、氣電18—24個月，核電5年，水電、抽蓄5—6年。
01 2024年全國電力供需緊平衡
2023年夏，全國最高用電負荷為13.39億千瓦，2024年7月24日，全國最大電力負荷達14.51億千瓦，增長1.12億千瓦。中電聯(lián)預計，2024年全國電力供需形勢總體緊平衡，迎峰度夏和迎峰度冬期間，華北、華東、華中、西南、南方等區(qū)域中有部分省級電網(wǎng)電力供應(yīng)偏緊，部分時段需要實施需求側(cè)響應(yīng)等措施。
迎峰度夏的關(guān)鍵時點是“七下八上”。2024年7月，長江流域來水偏多，對防洪形成壓力的同時，壓降用電負荷峰值。上半年充裕的來水補充了水庫庫存，保障了水電出力，助力電力系統(tǒng)度過八月上旬的夏峰。
02 川渝：大量建設(shè)氣電、重啟煤電，新建特高壓
重慶本地的氣電、煤電陸續(xù)投產(chǎn)，疊加2025年新疆—重慶特高壓投產(chǎn)，重慶電力供應(yīng)趨于平衡甚至寬松。四川大規(guī)模建設(shè)氣電、煤電，“十三五”期間開工的水電陸續(xù)投產(chǎn)，電力供需趨于平衡。
（一）重慶：
2024年緊平衡，2025—2026年平衡偏寬松
“十四五”前三年，重慶年均用電量和用電負荷增速分別為7.0%、6.0%。
表1：重慶用電量及用電負荷
“十四五”前三年，重慶新增水電17萬千瓦、抽蓄30萬千瓦、火電233萬千瓦，新增支撐性電源偏少。
表2：重慶電源裝機（萬千瓦）
電力供需平衡的2020年，重慶煤電利用小時數(shù)為4024小時。2021年迎峰度夏，重慶電力供需偏緊；2022年8月，因高溫、旱情，工商業(yè)用電受到較大影響。2023年，重慶煤電利用小時數(shù)提高至4783小時。
重慶大規(guī)模建設(shè)氣電、抽蓄，重啟煤電建設(shè)，具體投產(chǎn)時序如下表所示。2022年6月，《重慶市能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》發(fā)布，未提及新建煤電；同年8月，重慶因高溫旱情長時間缺電；2023年3月，國電投雙槐三期煤電2×100萬千瓦項目核準，預計2024年開工。2023年8月，新疆—重慶特高壓直流開工建設(shè)，輸電能力為800萬千瓦，預計2025年投產(chǎn)。
重慶電力系統(tǒng)備用率取15%，2024年重慶新增夏峰頂峰能力107萬千瓦，相對于2023年負荷峰值2603萬千瓦，可保證4.1%的負荷增長。預計2024年夏峰，重慶電力供需維持緊平衡，或缺口略有擴大。2024—2026年，重慶累計新增夏峰頂峰能力1280萬千瓦，可保障14.2%的年均負荷增長。2025年預計新疆—重慶特高壓投產(chǎn)，重慶的電力供需迅速恢復平衡，甚至略寬松。
表3：重慶新增頂峰能力（萬千瓦）
重慶是受端省，接受四川、湖北、貴州的送電，其中四川占50%。重慶供需恢復平衡，可減輕各送端的壓力。
（二）四川：
2024年缺口擴大，2025—2026年趨于平衡
四川是水電送端省，通過交流特高壓為重慶送電，通過直流特高壓為江浙滬送電。
四川用電側(cè)增長迅猛，“十四五”前三年，年均用電量和用電負荷增速分別為9.0%、5.8%。
表4：四川用電量及用電負荷
“十四五”前三年，四川新增水電1867萬千瓦（大部分為外送的白鶴灘、烏東德）、火電249萬千瓦。
表5：四川電源裝機（萬千瓦）
四川是水電大省，2023年水電裝機占比75.4%，水電發(fā)電量占比77.5%。供需平衡的2019年，四川煤電利用小時數(shù)為2849小時。2020年夏峰、2021年初冬峰和2022年初冬峰，四川供給增長落后于需求增長，電力供需偏緊；2022年8月，因高溫、旱情，工商業(yè)用電受到較大影響。2023年，四川煤電利用小時數(shù)提高至5010小時，考慮到四川以水電為主的電源結(jié)構(gòu)，煤電利用小時數(shù)過高。
根據(jù)《2024年四川省重點項目清單》（川府發(fā)〔2024〕4號），四川新增電源如下表所示，備用率取14%。2024年，四川新增夏峰頂峰能力166萬千瓦，相對于2023年夏峰負荷5989萬千瓦，僅能保障2.8%的負荷增長，預計2024年夏峰，四川電力缺口擴大。隨后兩年，水電、氣電、煤電大量投產(chǎn)，2024—2026年，預計四川累計新增夏峰頂峰能力1832萬千瓦，可保障9.3%的年均負荷增速；新疆—重慶特高壓投產(chǎn)后，有效增加川渝的供給，預計2025—2026年，四川可有效緩解存量缺口，電力供需趨于平衡。
表6：四川新增支撐性、調(diào)節(jié)性電源（萬千瓦）
四川的電力政策非常務(wù)實。2022年3月，四川印發(fā)《四川省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》（川府發(fā)〔2022〕8號），計劃在建煤電項目投產(chǎn)后，不再新建煤電；8月，川渝遭遇罕見高溫、旱情，工商業(yè)用電讓電于居民用電；12月，四川印發(fā)《四川省電源電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃（2022—2025年）》（川府發(fā)〔2022〕34號），重提增強煤電頂峰兜底能力。經(jīng)過一段時間的前期工作，預計2024年開工兩個煤電項目：國家電投川東北2×100萬千瓦煤電項目、中煤廣元2×100萬千瓦煤電一體化項目。
03 華東：大規(guī)模建設(shè)支撐性火電，新建特高壓
安徽是華東網(wǎng)內(nèi)部的送端省份，通過皖電東送交流特高壓為江浙滬送電。陜西—安徽特高壓投產(chǎn)后，安徽的供需趨于平衡，可緩解下游江蘇、浙江的壓力。江浙經(jīng)濟發(fā)達、消納能力強、“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，甘肅送浙江特高壓開工建設(shè)，后續(xù)會有送江蘇特高壓開工，以緩解江浙的電力供應(yīng)壓力。
（一）安徽：
2024年缺口擴大，2026年緊平衡
“十四五”前三年，安徽年均用電量和用電負荷增速分別為9.8%、6.9%。
表7：安徽用電量及用電負荷
“十四五”前三年，安徽僅新增510萬千瓦火電，新增支撐性電源不足。
表8：安徽電源裝機（萬千瓦）
2020年，安徽供需平衡，煤電利用小時數(shù)為4509小時。2021年初冬峰、2022年夏峰、2023年底冬峰，安徽進行了錯避峰或負荷側(cè)管理。隨著電力供應(yīng)趨緊，2023年安徽煤電利用小時數(shù)提高至5097小時。
如下表所示，2024—2026年，安徽將投產(chǎn)近1900萬千瓦支撐性電源，其中煤電1624萬千瓦（未開工機組400萬千瓦），氣電270萬千瓦；2024年3月，陜西—安徽特高壓開工，預計2026年投產(chǎn)。
表9：安徽新增支撐性電源和外送電（萬千瓦）
2024年，安徽新增夏峰頂峰能力237萬千瓦，相對于2023年夏峰負荷5605萬千瓦，可保障4.2%的負荷增速，預計電力供需缺口擴大；2024—2026年，預計安徽累計新增夏峰頂峰能力1809萬千瓦，相對于2023年的負荷，可保障9.8%的年均負荷增速。2025—2026年，預計電力供需缺口縮小，趨于緊平衡，但并無冗余電力增援江蘇和浙江。
（二）江蘇：
2024年缺口擴大，2026年供需偏緊
“十四五”前三年，江蘇年均用電量和用電負荷增速分別為7.1%和4.5%。
表10：江蘇用電量及用電負荷
“十四五”前三年，江蘇本省新增的支撐性電源主要為：火電669萬千瓦、核電112萬千瓦，新增白鶴灘特高壓外送電800萬千瓦，新增支撐性電源偏少。
表11：江蘇電源裝機（萬千瓦）
2020年，江蘇電力供需平衡，煤電利用小時數(shù)為4463小時。2021年初寒潮、2022年夏峰、2023年底寒潮，江蘇進行了需求側(cè)響應(yīng)。2023年，江蘇煤電利用小時數(shù)提高至5096小時。
2024—2026年，預計江蘇新增支撐性電源約2400萬千瓦，其中煤電1937萬千瓦，氣電336萬千瓦，核電126萬千瓦。
表12：江蘇新增頂峰能力（萬千瓦）
2024年，江蘇新增夏季頂峰能力僅334萬千瓦，疊加上游交流特高壓送端安徽電力缺口擴大、2023年江蘇有存量缺口，預計電力供需缺口將擴大。2024年7月23日，江蘇電力缺口約600萬千瓦。2024—2026年累計新增夏季頂峰能力約1868萬千瓦，相對于江蘇的大基數(shù)（2023年用電負荷1.31億千瓦），僅能保障4.5%的年均負荷增速。2025—2026年，江蘇依然存在一定的缺口，平衡偏緊。
（三）浙江：
2024年缺口擴大，2026年供需偏緊
“十四五”前三年，浙江年均用電量和用電負荷增速分別為8.6%、4.2%。
表13：浙江用電量及用電負荷
“十四五”前三年，浙江本省新增的支撐性電源為437萬千瓦火電，新增外送電為白鶴灘特高壓800萬千瓦，新增支撐性電源偏少。
表14：浙江電源裝機（萬千瓦）
2020年，浙江電力供需平衡，煤電設(shè)備利用小時數(shù)為4495小時。2021年初寒潮、2022年夏峰、2023年底寒潮，浙江電力供應(yīng)存在缺口；隨著供需趨緊，2023年，浙江煤電利用小時數(shù)提高至5614小時。
2024—2026年，預計浙江新增支撐性電源約2600萬千瓦，其中煤電1762萬千瓦，氣電606萬千瓦，核電240萬千瓦，另新增560萬千瓦抽蓄。2024年7月29日，甘肅—浙江±800千伏特高壓直流輸電工程開工，額定功率800萬千瓦，預計2026年下半年投產(chǎn)。
表15：浙江新增支撐性電源和外送電（萬千瓦）
2024年夏峰，浙江新增頂峰能力403萬千瓦，相對于2023年夏峰負荷10500萬千瓦，僅能保障3.8%的負荷增速；且上游交流特高壓送端安徽電力缺口擴大、浙江2023年有存量缺口，浙江電力缺口也將擴大。2024—2026年，浙江累計新增夏峰頂峰能力約2600萬千瓦，相對于2023年基數(shù)，可保證7.1%的年均負荷增長。2025—2026年，隨著支撐性電源大規(guī)模投產(chǎn)，福建供需平衡偏寬松可略增送浙江電力，預計浙江的供需形勢略有好轉(zhuǎn)，但依然存在缺口，平衡偏緊。
04 總結(jié)與思考
“十四五”初用電負荷增速低于用電量增速。一般來說，用電負荷的增速會略高于用電量增速。但“十四五”前三年，四川、重慶、安徽、江蘇、浙江的用電負荷增速均低于用電量增速。側(cè)面說明各地采取了需求側(cè)管理、錯避峰等方式削減負荷峰值。
電力供需平衡的火電利用小時數(shù)應(yīng)逐年降低。火電利用小時數(shù)達5000小時即為電力電量平衡的觀點已過時。隨著發(fā)、用電兩側(cè)的波動性提高（發(fā)電側(cè)風光占比提高，用電側(cè)三產(chǎn)、生活用電占比提高），火電必須更多地發(fā)揮調(diào)節(jié)功能，電力供需平衡時的火電利用小時數(shù)應(yīng)逐年降低。
2020年，華東電網(wǎng)電力供需平衡，江蘇、浙江、安徽煤電利用小時數(shù)分別為4463、4495、4509小時，到2023年分別提高了633、1119、589小時。各省電力供需重返平衡時的火（煤）電利用小時數(shù)應(yīng)低于2019—2020年水平。
電量平衡重要性下降。電力電量平衡，顧名思義，需要同時平衡電力和電量：負荷峰值時，各電源合計出力能覆蓋負荷；一年累計的煤電設(shè)備利用小時數(shù)在合理區(qū)間。目前，電力系統(tǒng)波動性增大，煤電更多的時段在調(diào)峰，電力平衡對應(yīng)的煤電利用小時數(shù)逐年下行，如果電力能平衡，電量自然也能平衡。
氣電大省需關(guān)注冬峰時天然氣供給情況。近年來，我國的電力負荷峰值冬夏雙峰并峙。2021年初寒潮，全國最高用電負荷為11.89億千瓦，夏峰最高負荷為11.92億千瓦，差額僅300萬千瓦；2023年，安徽夏峰、冬峰負荷峰值分別為：5605、5546萬千瓦，差額僅59萬千瓦。冬季是用氣高峰，氣電出力可能受阻；例如：2021年1月初寒潮，我國氣電裝機近1億千瓦，因供氣不足，出力僅5000萬千瓦。江蘇、浙江是氣電大省，冬峰時需關(guān)注天然氣供給情況。四川是正在大規(guī)模建設(shè)氣電的水電大省，預計2026年氣電裝機將占火電裝機的1/3，冬峰需應(yīng)對好枯水期水電出力下降和用氣高峰疊加帶來的挑戰(zhàn)。
抽蓄、儲能不具備主動、持續(xù)的頂峰能力。本文暫不考慮儲能的增量及影響，但進行電力平衡測算時，抽蓄、儲能按100%出力計算，然而，抽蓄庫容有限，能連續(xù)發(fā)電6—11小時，儲能能連續(xù)放電2—4小時，如果遭遇類似2022年8月四川長時間電力緊缺的情況，抽蓄和儲能釋放完存量庫容或電力后，將無法頂峰、調(diào)峰。抽蓄、儲能占比較高的省份需防范時間略長時，抽蓄、儲能的功能喪失。
長期供需偏緊省份須關(guān)注存量煤電可靠性。供需長期偏緊的區(qū)域煤電利用小時數(shù)上行，檢修維護的窗口時間減少；煤電機組如果頻繁日內(nèi)啟停，將影響機組可靠性。迎峰度夏/冬時，需高度重視大型煤電機組的可靠性，避免因機組故障導致供需缺口突然擴大，擾動電力系統(tǒng)運行。
