按照當前的電力需求增速，若不增加煤電裝機，“十四五”末期我國用電負荷缺口或將超過1億千瓦。

（來源：微信公眾號“能源雜志”  ID：energymagazine  作者：青羽）

2021年2月中旬，美國遭遇大寒潮，部分州拉閘限電，其中，得克薩斯州最為嚴重：用戶側取暖負荷暴增；油氣井和管道冰封，導致燃氣機組缺乏燃料、停機，部分風機凝凍，發電側大量裝機無法保證出力。得州大范圍、長時間的輪流停電，伴生電價飆漲，嚴重影響民生和經濟。

不久前，由于冰凍等氣候問題，我國湖南、江西等地也出現過短暫的電力供應缺口，一時間拉閘限電引起各方關注。本文將結合“十三五”期間我國電力運行特點，當前電源建設及“十四五”供需預測，展望未來五年我國電力電量供需狀況。

從未來五年新增發電量供應計算，如果“十四五”期間年均用電負荷增速為5%，那么2025年我國將有超過1億千瓦的電力負荷缺口。毫無疑問，得州電力危機為我國電力供應提供了一個重要警示。如何避免我國未來出現電力短缺，提前做出決策應是當務之急。

“十三五”電力行業發展特點

煤電發電小時低迷和缺電并存。2020年我國電力供需整體平衡，東北、西北略有富余；迎峰度夏時，因華東、華北氣溫偏低，僅四川、湖南等少數電網有序用電；12月寒潮，湖南、江西缺電，大規模拉閘限電，浙江因為缺少環保指標而限電。

2020年，湖南煤電利用小時為3516小時，四川僅2975小時；煤電小時低迷的同時，湖南寒潮時大規模拉閘限電，四川迎峰度夏時有序用電。

煤電小時結構性下行，被誤認為電力過剩。電力供給過剩會導致煤電小時下行。傳統的判斷認為：以煤電利用小時為指針，煤電5000小時是供需平衡，4500小時是寬松，低于4000小時是過剩。

除了供給過剩外，發用電結構變化也能驅動煤電小時下行：用電側，工業用電負荷較平緩；三產和生活用電負荷波化，需要煤電頻繁調峰，以保證電力系統的瞬時平衡，表現為煤電小時的下行。

“十三五”期間，發用電結構變化導致的煤電小時下行，被誤認為是供給過剩，延誤了增量電源的投資決策和建設。

另一方面，冬夏雙峰并峙也是我國電力行業發展的特點之一。受2021年初的寒潮天氣等因素影響，1月7日國家電網經營區最高負荷達到9.60億千瓦，創歷史新高，11個省級電網負荷創歷史新高。11日晚間，南方電網統調最高負荷錄得1.97億千瓦的峰值，南網首次連續五日出現冬季日用電負荷與夏季高峰時段相當的局面。

夏季峰值大多出現在下午，冬季負荷峰值大都出現在晚上。迎峰度冬的難度大于迎峰度夏：冬季是枯水期，水電出力下降；南方濕度大，風機可能凝凍；晚高峰時，太陽已下山，光伏無法出力。且多省市同一時段出現負荷峰值，難以余缺互濟。

“十四五”新增發用電量

“十二五”期間，我國用電量增長14934億千瓦時，年均用電量增速6.3%；“十三五”期間，用電量增長18177億千瓦時，年均用電量增速5.7%。2020年受疫情影響，用電量增速僅3.1%。

我國東北和俄羅斯、西南和緬甸越南有電力交互，但數值較小，本文按我國電力自發自用計，忽略發、用電之間的差額。例如，2020年我國發電量76236億千瓦時，用電量75110億千瓦時，差額僅為發電量的1.48%。

假設“十四五”用電量增速放緩至4%-5%，對應的用電增量16273-20752萬億千瓦時。而我國新增的發電量供應將來自于以下幾個方面：

1. 新增水電、抽蓄

常規水電、抽水蓄能電站的建設工期超過5年，只有在建項目和少數水電擴容項目，來得及在“十四五”投產。

根據2019年的不完全統計，存量在建的水電約5000萬千瓦，可新增電量約2000億千瓦時（豐水季可新增電力約4000萬千瓦，枯水期新增電力約3000萬千瓦）。需要注意

的是，在建水電的統計，或有500-1000萬千瓦（200-400億千瓦時）量級的誤差，對全國的電力電量供需格局影響甚微。

抽蓄在建項目裝機合計4125萬千瓦，分別為：河北易縣、豐寧一期二期、撫寧，蒙東芝瑞，遼寧清原，吉林敦化、蛟河，黑龍江荒溝，江蘇句容，浙江長龍山、寧海、縉云、衢江，安徽金寨，福建永泰、周寧、廈門，山東沂蒙、文登、濰坊，河南天池、洛寧，湖南平江，廣東梅州一期、陽江一期，重慶蟠龍，陜西鎮安，新疆阜康、天山。抽蓄建設期6-7年，為了簡化計算，本文假設所有在建抽蓄可在“十四五”期間全部投產，可增加電力供應，為簡化計算，不考慮抽蓄的發電量。

2. 新增核電

核電建設期5年，和水電相似，只有在建的15臺機組（1545萬千瓦），來得及在“十四五”投產，分別為：紅沿河5#6#，石島灣，田灣6#，三澳1#，福清5#6#，霞浦1#2#，漳州1#2#，惠州1#2#，防城港3#4#。上述機組投產后，設備利用按7500小時計，可新增電量供應約1160億千瓦時。

3. 新增氣電

氣電電價高、由地方疏導電價，僅沿海的富裕省市，有能力和意愿支撐較大規模的氣電。大約85%的氣電裝機，集中在廣東、江蘇、浙江、北京、上海、福建、天津七個沿海省市。預計增量氣電，也將分布在沿海省市。

天然氣用于城市燃氣、車船用氣、工業燃料原料、電力等領域。我國的天然氣供應增量約200-300億方/年，按25%供應增量用于發電估算，五年可新增電量約1250-1900億千瓦時。本文按氣電新增5000萬千瓦裝機，1500億千瓦時電量進行估算。

4. 新增風電光伏

2020年12月的聯合國氣候雄心峰會上，習近平主席承諾，2030年我國風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。本文樂觀考慮，假設2025年風光裝機已達到12億千瓦，風光各半，則“十四五”風電新增31847萬千瓦，光伏新增34657萬千瓦。風、光發電小時分別按2000、1300小時計，新增電量分別為：6369、4505億千瓦時，合計10874億千瓦時。

5. 各電源（不含煤電）新增合計

“十四五”期間，水電、抽蓄、核電的裝機增量相對確定，氣電裝機增量有限，樂觀估計風光新增裝機，垃圾發電、生物質發電、余熱余壓余氣發電存量和增量體量均較小，為簡化計算，本文暫不考慮。除煤電外，各種電源的新增電量如下表4所示，合計新增電量15534億千瓦時（不含煤電，存量煤電提高發電量的裕度很?。?。

保障供電、提高水風光比重、提高煤電小時，三個目標難以同時實現，電力的不可能三角。煤電是候補隊員，水風光等主力乏了、間歇性退場后，煤電才能乘著間隙上場，上場的總時長自然短。電力緊平衡、煤電小時低的地區，例如川滇渝湘，如果煤電上場時長增加，說明電源供應逐漸不足，開始拉閘限電了。

未來，在全國范圍內，發、用電側的波動性均增大，煤電在提供電量的同時，需提供更多的調峰服務，煤電小時將普遍地繼續下行。

如表5所示，“十四五”新增電量供應15534億千瓦時，低于4%增速對應的用電量增量需求。

如果沒有足夠通道互聯互通，某地富裕的電量，是無法輸送到缺電地區的。因此，將全國數據簡單加總，只有參考價值；在實際計算時，至少以省為單位進行測算。全國數據簡單加總后，新增電量供應依然低于4%增速對應的用電增量，說明即便有足夠的通道，新增電量供應依然不足。

“十四五”新增電力供需

電力和電量是有區別的：發、輸、配、供、用電的瞬時平衡實際是電力的平衡，電量是瞬時負荷變化與對應時間的積分。

1. 用電負荷增速略大于用電量增速

對比2010-2020年的歷史數據，大部分省市的用電負荷增速大于用電量增速，詳見表6。

2. “十四五”用電負荷增量

近年來，我國的三產、生活用電的占比和人均用電量大幅提高，但和發達國家相比，還處于較低水平。2020年我國三產和生活的用電合計占比30.7%，同期發達國家三產、生活用電占比約2/3。2019年，我國人均三產用電847千瓦時/人年、人均生活用電732千瓦時/人年，遠低于發達國家1500-4700千瓦時/人年的水平。

參考發達國家的人均用電水平和用電結構，以及我國近年來的用電結構變化趨勢，預計未來我國三產和生活的用電量和占比將繼續提高，需求側的用電結構變化，將導致夏季和冬季的尖峰負荷更陡峭，未來用電負荷增速依然略高于用電量增速。

2020年，全國負荷最高10.76億千瓦。需求側用電負荷增速按5%-6%估算，略高于用電量增速，預計“十四五”用電負荷增長2.97-3.64億千瓦。

低碳電源中，風電光伏是波動性電源，可能極熱無風、極寒無光，電力（負荷）平衡中，風電按95%受阻計，光伏全部受阻（晚高峰無法出力）。配套的儲能技術需要一段時間，成本才能下行到大規模應用，且儲能時長有限。

3. 新增電力（用電負荷）供需對比

供應側，“十四五”的主力增量是風光等波動性電源，有電量、無法參與電力平衡；除煤電外，能參與電力平衡的電源分別為：水電、抽蓄、核電、氣電，其中，水電、抽蓄、核電的建設期長，只有數得出的在建項目來得及在“十四五”投產，氣電主要分布在沿海七個富裕的省市。

各種電源的受阻系數如表8所示，其中，考慮配套儲能后，風電受阻系數由95%下降到90%，光伏受阻系數由100%下降到95%。

用電負荷需求大，而供應有限。先進行簡單加總對比，如無新增煤電，用電負荷增速為5%時，2025年約有1.11億千瓦的電力缺口；用電負荷增速提高到6%時，缺口擴大到1.78億千瓦。

“十四五”負荷缺口怎么填？

如果“十四五”無新增煤電，用電量和用電負荷缺口如表9所示。用電量缺口較小，用電負荷缺口較大。

儲能和抽蓄難以應對長時間的極端天氣。電力供應有富余時，儲能和抽蓄能移峰填谷，一般是小時調節，不具備周調節能力。例如，根據《關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知》（青發改能源〔2021〕26號），青海省新建新能源項目，儲能容量原則上不低于新能源項目裝機的10%，儲能時長2小時以上。抽蓄連續滿發小時數是6-11小時。

嚴寒或酷暑天氣造成的缺電，持續時間較長，例如造成得州大停電的寒潮，持續時間長達一周；缺電后，儲能+抽蓄在數小時內釋放完存量電力或庫容，就無法再參與電力供應和調節，無法參與周調節。如果僅依靠儲能，要形成周調節能力，需要極其巨量的儲能裝備和投資，和現有的2-4小時儲能時長是質的差別。

與此同時，作為壓艙石的煤電卻成了過街老鼠。為了保供，電網需要能持續出力、受天氣影響較小的機組。水電、核電建設周期長，只有在建項目來得及在“十四五”投產，氣電主要分布在東南沿海且增量有限，建設時間短、能夠穩定出力頂上負荷的唯有煤電。

我國2030年碳達峰的承諾，預見到了“十四五”還需要新增煤電。但是，煤電已成了過街老鼠。存量煤電承擔了調峰重任，利用小時下行，但只有電量電價、沒有容量電價，相當部分煤電虧損、甚至資不抵債。存量如此窘境，遑論增量？此外，為了可再生能源占比和達峰年限等指標，各地方政府和各大發電集團，是否還有意愿開發新煤電？

美國得州大停電，固然是因為南方州輕視防凍導致的，另一方面，也提出了一個問題：如何設定防災能力的上限？如果將防災能力由防御十年一遇提高到百年一遇，甚至是千年一遇，基礎投資將指數級提高，以防御數日的極端災害。確定的投資和小概率的損失，類似電車難題，如何權衡？

談論三五十年之后的電力未來，以定性為主，可以只談電力技術的物理特性，例如能量密度和低碳，因為經濟性隨著技術進步和規?；l生劇變，一切皆有可能?！笆奈濉笔茄矍暗氖?，要在定性的基礎上定量，要落到數目字和實操上，需要分析經濟性、前期工作和建設時長、裝備業產能等一系列因素。

因此，分析近期問題時只定性不定量，是正確的廢話，沒有價值。