深度文章 | “双碳”目标下“十四五”电力供需形势-第2页-北极星售电网

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3 “十四五”电力供需的主要特点分析

3.1 电力需求保持较快增长

预计“十四五”期间中国全社会用电量年均增长4.7%~5.6%，2025年中国全社会用电量达到9.4万亿~9.8万亿kW·h。预计“十四五”期间中国全社会最大负荷年均增长5.5%~6.5%，增速略高于同期全社会用电量增速，2025年中国全社会最大负荷达到15.4亿~16.0亿kW。

东部地区用电比重逐步下降，中部、东北地区用电比重较为稳定，西部地区用电比重不断上升。2020年，东部、中部、西部、东北地区用电量占比分别为47.2%、18.5%、28.7%、5.6%，2025年为45.1%、19.2%、30.2%、5.5%。

3.2 用电负荷夏冬“双高峰”特征更加显著

近年来，中国夏季平均气温均高于常年水平，大范围、持续性极端高温拉动夏季最大负荷屡创新高。受电采暖政策推广、人民生活水平提升等因素影响，冬季采暖负荷呈现快速增长态势，对温度的敏感性不断增强，占冬季最大负荷比重亦不断提高。随着夏季最大负荷和冬季最大负荷增长，大部分省级电网年负荷曲线呈现夏冬“双高峰”形态。预计2025年，国家电网公司经营区冬季高峰负荷为夏季高峰负荷的94%左右。湖南、江西、吉林、黑龙江、甘肃、青海、新疆、西藏等省年最大负荷出现在冬季。

3.3 负荷高峰时段新能源对电力平衡贡献有限

新增新能源可以贡献一部分电量，但在负荷高峰电力平衡的有效出力较低，增大电力平衡面临的风险。“十四五”期间新能源电量增量约占总电量增量的30%以上。风电及太阳能发电参与负荷高峰电力平衡能力较低，全国预计不足10%，若不考虑配置一定比例的储能设施，单纯依靠风电及太阳能难以满足电力平衡。

3.4 夏冬“双高峰”均面临电力保供压力

随着用电负荷夏冬“双高峰”特征更加显著，夏季、冬季“双高峰”均面临电力保供压力，部分地区冬季保供压力会更加凸显。由于电力需求保持恢复性增长，在充分考虑需求侧响应、已核准在建各类电源及跨省跨区输电工程按计划投运后，预计2021年夏季湖南、江西、安徽等省份存在电力缺口，2022年川渝地区冬季枯水期也存在电力缺口，需要提前做好预案。到“十四五”中后期（2023—2025年），电力供应紧张区域呈扩大趋势，华北、华东、华中地区电力缺口主要出现在夏季，但冬季电力缺口呈上升趋势。西南因冬季枯水期本地水电出力不足，其电力缺口将超过夏季电力缺口。西北电力缺口主要出现在冬季，比夏季高。

3.5 水电占比较高地区冬季枯水期存在一定电量缺口

考虑华中、西南等水电占比较高地区冬季为枯水期，预计“十四五”期间存在一定电量缺口。通过测算，“十四五”期间，华中的湖南、江西及西南的四川、重庆等地区冬季枯水期存在几十亿kW·h的电量缺口。

4 解决“十四五”电力供需平衡问题的主要措施

针对“十四五”期间预计出现的电力、电量缺口，既需要采取需求响应、建设气电以及电化学储能电站等“短平快”的措施，还要加快推进煤电以及抽水蓄能电站的建设。

（1）进一步挖掘需求侧响应潜力，缓解夏高、冬高电网运行压力。通过网源荷储一体化及市场化手段提高各地区需求侧响应能力[23]。预计“十四五”期间大部分地区需求响应占最大负荷的比例达到5%左右，个别省份力争高于5%，中东部和西南电网分别可释放需求侧响应潜力约4600万~4800万kW和500万~570万kW。

（2）在电价承受力强的省份根据需要建设适量气电。在华北的京津唐，华东的江苏、浙江、安徽等省份优先布局气电，在现有规划基础上根据需要再增加一定规模装机，并通过市场机制保障气源稳定供应[24]。

（3）在抽水蓄能电站站址匮乏地区安排电化学储能与光热电站建设。重点推动电化学储能和光热从试点示范向规模化发展[25]，并逐步向华北、西北地区布局，应用于电源侧、电网侧及用户侧等环节，特别是在新能源场站配备一定规模的储能，提高分布式储能占比。

（4）充分发挥煤电作为托底保障电源的作用。华中湖北、湖南、江西等省份可充分发挥蒙华（浩吉）铁路煤炭运力，在铁路沿线新增一定规模的路口电厂，不仅有利于本地保障电源的建设，同时能提升浩吉铁路利用率。成渝地区负荷增长快，枯期存在电量缺口，需加快实施西北—西南的跨区电力配置及互济能力。

（5）确保已纳入规划的水电和抽水蓄能电站在“十四五”期间早日投产。因水电及抽水蓄能电站开发周期较长，应确保已经纳入“十四五”规划的水电和抽水蓄能电站能按期投产，在“十四五”电力平衡中发挥重要作用，保障系统电力供应及调峰能力。

5 促进“十四五”电力供需平衡的政策建议

建议政府相关部门、能源电力企业形成合力，通过规划和政策解决“十四五”可能出现的电力供需紧张局面。

（1）加强电力源网荷储一体化规划。电力“十四五”规划要充分考虑“双碳”目标要求，统筹推进源网荷储协调发展，既要满足电力需求，又要满足电量需求，避免成为“缺电”规划。

（2）加快完善需求响应政策和机制。将需求响应纳入电力规划，坚持需求响应优先、有序用电保底的原则；推广柔性负荷调控、源网荷储协调互动技术；建立需求响应在中长期市场、现货市场等电力市场的参与机制。

（3）根据需要布局适量气电与电化学储能电站。根据需要再增加一定规模的天然气发电装机，多渠道保障气源稳定供应；超前布局电化学储能电站，大力推进储能技术研发及储能成本降低。充分发挥气电、电化学储能电站建设周期短、见效快的特点，保障负荷中心地区电力供应。

（4）建立健全容量补偿与容量市场机制。对于存量机组，在现有电力市场中引入容量补偿机制，对煤电、气电等存量机组给予合理的经济补偿，保障存量机组合理收益；对于增量机组，探索通过招标制建设事前容量市场，引导发电投资积极性，确保“十四五”电力平衡。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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