“十四五”我国会缺电吗？

按照当前的电力需求增速，若不增加煤电装机，“十四五”末期我国用电负荷缺口或将超过1亿千瓦。

（来源：微信公众号“能源杂志”  ID：energymagazine  作者：青羽）

2021年2月中旬，美国遭遇大寒潮，部分州拉闸限电，其中，得克萨斯州最为严重：用户侧取暖负荷暴增；油气井和管道冰封，导致燃气机组缺乏燃料、停机，部分风机凝冻，发电侧大量装机无法保证出力。得州大范围、长时间的轮流停电，伴生电价飙涨，严重影响民生和经济。

不久前，由于冰冻等气候问题，我国湖南、江西等地也出现过短暂的电力供应缺口，一时间拉闸限电引起各方关注。本文将结合“十三五”期间我国电力运行特点，当前电源建设及“十四五”供需预测，展望未来五年我国电力电量供需状况。

从未来五年新增发电量供应计算，如果“十四五”期间年均用电负荷增速为5%，那么2025年我国将有超过1亿千瓦的电力负荷缺口。毫无疑问，得州电力危机为我国电力供应提供了一个重要警示。如何避免我国未来出现电力短缺，提前做出决策应是当务之急。

“十三五”电力行业发展特点

煤电发电小时低迷和缺电并存。2020年我国电力供需整体平衡，东北、西北略有富余；迎峰度夏时，因华东、华北气温偏低，仅四川、湖南等少数电网有序用电；12月寒潮，湖南、江西缺电，大规模拉闸限电，浙江因为缺少环保指标而限电。

2020年，湖南煤电利用小时为3516小时，四川仅2975小时；煤电小时低迷的同时，湖南寒潮时大规模拉闸限电，四川迎峰度夏时有序用电。

煤电小时结构性下行，被误认为电力过剩。电力供给过剩会导致煤电小时下行。传统的判断认为：以煤电利用小时为指针，煤电5000小时是供需平衡，4500小时是宽松，低于4000小时是过剩。

除了供给过剩外，发用电结构变化也能驱动煤电小时下行：用电侧，工业用电负荷较平缓；三产和生活用电负荷波化，需要煤电频繁调峰，以保证电力系统的瞬时平衡，表现为煤电小时的下行。

“十三五”期间，发用电结构变化导致的煤电小时下行，被误认为是供给过剩，延误了增量电源的投资决策和建设。

另一方面，冬夏双峰并峙也是我国电力行业发展的特点之一。受2021年初的寒潮天气等因素影响，1月7日国家电网经营区最高负荷达到9.60亿千瓦，创历史新高，11个省级电网负荷创历史新高。11日晚间，南方电网统调最高负荷录得1.97亿千瓦的峰值，南网首次连续五日出现冬季日用电负荷与夏季高峰时段相当的局面。

夏季峰值大多出现在下午，冬季负荷峰值大都出现在晚上。迎峰度冬的难度大于迎峰度夏：冬季是枯水期，水电出力下降；南方湿度大，风机可能凝冻；晚高峰时，太阳已下山，光伏无法出力。且多省市同一时段出现负荷峰值，难以余缺互济。

“十四五”新增发用电量

“十二五”期间，我国用电量增长14934亿千瓦时，年均用电量增速6.3%；“十三五”期间，用电量增长18177亿千瓦时，年均用电量增速5.7%。2020年受疫情影响，用电量增速仅3.1%。

我国东北和俄罗斯、西南和缅甸越南有电力交互，但数值较小，本文按我国电力自发自用计，忽略发、用电之间的差额。例如，2020年我国发电量76236亿千瓦时，用电量75110亿千瓦时，差额仅为发电量的1.48%。

假设“十四五”用电量增速放缓至4%-5%，对应的用电增量16273-20752万亿千瓦时。而我国新增的发电量供应将来自于以下几个方面：

1. 新增水电、抽蓄

常规水电、抽水蓄能电站的建设工期超过5年，只有在建项目和少数水电扩容项目，来得及在“十四五”投产。

根据2019年的不完全统计，存量在建的水电约5000万千瓦，可新增电量约2000亿千瓦时（丰水季可新增电力约4000万千瓦，枯水期新增电力约3000万千瓦）。需要注意

的是，在建水电的统计，或有500-1000万千瓦（200-400亿千瓦时）量级的误差，对全国的电力电量供需格局影响甚微。

抽蓄在建项目装机合计4125万千瓦，分别为：河北易县、丰宁一期二期、抚宁，蒙东芝瑞，辽宁清原，吉林敦化、蛟河，黑龙江荒沟，江苏句容，浙江长龙山、宁海、缙云、衢江，安徽金寨，福建永泰、周宁、厦门，山东沂蒙、文登、潍坊，河南天池、洛宁，湖南平江，广东梅州一期、阳江一期，重庆蟠龙，陕西镇安，新疆阜康、天山。抽蓄建设期6-7年，为了简化计算，本文假设所有在建抽蓄可在“十四五”期间全部投产，可增加电力供应，为简化计算，不考虑抽蓄的发电量。

2. 新增核电

核电建设期5年，和水电相似，只有在建的15台机组（1545万千瓦），来得及在“十四五”投产，分别为：红沿河5#6#，石岛湾，田湾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#。上述机组投产后，设备利用按7500小时计，可新增电量供应约1160亿千瓦时。

3. 新增气电

气电电价高、由地方疏导电价，仅沿海的富裕省市，有能力和意愿支撑较大规模的气电。大约85%的气电装机，集中在广东、江苏、浙江、北京、上海、福建、天津七个沿海省市。预计增量气电，也将分布在沿海省市。

天然气用于城市燃气、车船用气、工业燃料原料、电力等领域。我国的天然气供应增量约200-300亿方/年，按25%供应增量用于发电估算，五年可新增电量约1250-1900亿千瓦时。本文按气电新增5000万千瓦装机，1500亿千瓦时电量进行估算。

4. 新增风电光伏

2020年12月的联合国气候雄心峰会上，习近平主席承诺，2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。本文乐观考虑，假设2025年风光装机已达到12亿千瓦，风光各半，则“十四五”风电新增31847万千瓦，光伏新增34657万千瓦。风、光发电小时分别按2000、1300小时计，新增电量分别为：6369、4505亿千瓦时，合计10874亿千瓦时。

5. 各电源（不含煤电）新增合计

“十四五”期间，水电、抽蓄、核电的装机增量相对确定，气电装机增量有限，乐观估计风光新增装机，垃圾发电、生物质发电、余热余压余气发电存量和增量体量均较小，为简化计算，本文暂不考虑。除煤电外，各种电源的新增电量如下表4所示，合计新增电量15534亿千瓦时（不含煤电，存量煤电提高发电量的裕度很小）。

保障供电、提高水风光比重、提高煤电小时，三个目标难以同时实现，电力的不可能三角。煤电是候补队员，水风光等主力乏了、间歇性退场后，煤电才能乘着间隙上场，上场的总时长自然短。电力紧平衡、煤电小时低的地区，例如川滇渝湘，如果煤电上场时长增加，说明电源供应逐渐不足，开始拉闸限电了。

未来，在全国范围内，发、用电侧的波动性均增大，煤电在提供电量的同时，需提供更多的调峰服务，煤电小时将普遍地继续下行。

如表5所示，“十四五”新增电量供应15534亿千瓦时，低于4%增速对应的用电量增量需求。

如果没有足够通道互联互通，某地富裕的电量，是无法输送到缺电地区的。因此，将全国数据简单加总，只有参考价值；在实际计算时，至少以省为单位进行测算。全国数据简单加总后，新增电量供应依然低于4%增速对应的用电增量，说明即便有足够的通道，新增电量供应依然不足。

“十四五”新增电力供需

电力和电量是有区别的：发、输、配、供、用电的瞬时平衡实际是电力的平衡，电量是瞬时负荷变化与对应时间的积分。

1. 用电负荷增速略大于用电量增速

对比2010-2020年的历史数据，大部分省市的用电负荷增速大于用电量增速，详见表6。

2. “十四五”用电负荷增量

近年来，我国的三产、生活用电的占比和人均用电量大幅提高，但和发达国家相比，还处于较低水平。2020年我国三产和生活的用电合计占比30.7%，同期发达国家三产、生活用电占比约2/3。2019年，我国人均三产用电847千瓦时/人年、人均生活用电732千瓦时/人年，远低于发达国家1500-4700千瓦时/人年的水平。

参考发达国家的人均用电水平和用电结构，以及我国近年来的用电结构变化趋势，预计未来我国三产和生活的用电量和占比将继续提高，需求侧的用电结构变化，将导致夏季和冬季的尖峰负荷更陡峭，未来用电负荷增速依然略高于用电量增速。

2020年，全国负荷最高10.76亿千瓦。需求侧用电负荷增速按5%-6%估算，略高于用电量增速，预计“十四五”用电负荷增长2.97-3.64亿千瓦。

低碳电源中，风电光伏是波动性电源，可能极热无风、极寒无光，电力（负荷）平衡中，风电按95%受阻计，光伏全部受阻（晚高峰无法出力）。配套的储能技术需要一段时间，成本才能下行到大规模应用，且储能时长有限。

3. 新增电力（用电负荷）供需对比

供应侧，“十四五”的主力增量是风光等波动性电源，有电量、无法参与电力平衡；除煤电外，能参与电力平衡的电源分别为：水电、抽蓄、核电、气电，其中，水电、抽蓄、核电的建设期长，只有数得出的在建项目来得及在“十四五”投产，气电主要分布在沿海七个富裕的省市。

各种电源的受阻系数如表8所示，其中，考虑配套储能后，风电受阻系数由95%下降到90%，光伏受阻系数由100%下降到95%。

用电负荷需求大，而供应有限。先进行简单加总对比，如无新增煤电，用电负荷增速为5%时，2025年约有1.11亿千瓦的电力缺口；用电负荷增速提高到6%时，缺口扩大到1.78亿千瓦。

“十四五”负荷缺口怎么填？

如果“十四五”无新增煤电，用电量和用电负荷缺口如表9所示。用电量缺口较小，用电负荷缺口较大。

储能和抽蓄难以应对长时间的极端天气。电力供应有富余时，储能和抽蓄能移峰填谷，一般是小时调节，不具备周调节能力。例如，根据《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》（青发改能源〔2021〕26号），青海省新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机的10%，储能时长2小时以上。抽蓄连续满发小时数是6-11小时。

严寒或酷暑天气造成的缺电，持续时间较长，例如造成得州大停电的寒潮，持续时间长达一周；缺电后，储能+抽蓄在数小时内释放完存量电力或库容，就无法再参与电力供应和调节，无法参与周调节。如果仅依靠储能，要形成周调节能力，需要极其巨量的储能装备和投资，和现有的2-4小时储能时长是质的差别。

与此同时，作为压舱石的煤电却成了过街老鼠。为了保供，电网需要能持续出力、受天气影响较小的机组。水电、核电建设周期长，只有在建项目来得及在“十四五”投产，气电主要分布在东南沿海且增量有限，建设时间短、能够稳定出力顶上负荷的唯有煤电。

我国2030年碳达峰的承诺，预见到了“十四五”还需要新增煤电。但是，煤电已成了过街老鼠。存量煤电承担了调峰重任，利用小时下行，但只有电量电价、没有容量电价，相当部分煤电亏损、甚至资不抵债。存量如此窘境，遑论增量？此外，为了可再生能源占比和达峰年限等指标，各地方政府和各大发电集团，是否还有意愿开发新煤电？

美国得州大停电，固然是因为南方州轻视防冻导致的，另一方面，也提出了一个问题：如何设定防灾能力的上限？如果将防灾能力由防御十年一遇提高到百年一遇，甚至是千年一遇，基础投资将指数级提高，以防御数日的极端灾害。确定的投资和小概率的损失，类似电车难题，如何权衡？

谈论三五十年之后的电力未来，以定性为主，可以只谈电力技术的物理特性，例如能量密度和低碳，因为经济性随着技术进步和规模化发生剧变，一切皆有可能。“十四五”是眼前的事，要在定性的基础上定量，要落到数目字和实操上，需要分析经济性、前期工作和建设时长、装备业产能等一系列因素。

因此，分析近期问题时只定性不定量，是正确的废话，没有价值。