聚焦 | 供需趋紧 新增不足 现阶段如何加强电力保供

电力行业趋向靠天吃饭

（来源：电联新媒  作者：陈愚）

“十四五”初缺电频发

自2020年底湖南、江西有序用电以来，我国缺电频发。其中，影响最大的两轮缺电为2021年三季度东北拉闸限电，以及2022年8月，因遭遇罕见高温、旱情，川渝及长江中下游区域缺电。

表1 “十四五”初缺电概况

分析缺电原因，从需求侧来看，是经济发展拉动电力负荷整体增长、酷暑和严寒拉动空调和采暖负荷暴涨；从供给侧来看则是酷暑和严寒压降水风光出力，能稳定顶峰的热发电机组不足，或缺煤影响煤机出力。

表2 酷暑严寒对电力供需的影响

电力负荷峰值和气温密切相关

本文试图根据用电特性对用电行为进行重新分类：一产用电体量较小，暂忽略不计；二产、三产、生活用电可分为人的直接用电和机器用电（间接为人服务）。二产用电大部分为机器用电，少数为操作人员的用电；三产和生活用电，以人的直接用电为主。机器的用电相对平稳有规律，受温度影响较小。而人对温度较敏感，要将气温调节到狭窄的舒适区，需要大量耗能。迎峰度冬/夏时，人民群众对舒适度的要求不断提高，制冷、采暖需求拉动用电量和用电负荷飙涨，对电力系统提出了挑战。同时，受温度调节需求和作息规律影响，人的用电具备同时性，导致电力负荷尖峰化，移峰难度大。

从用电结构看，三产和生活的用电量占比由2010年的22.8%上升到2022年的32.7%，但远低于美、英、法、德、日等后工业化国家（见下图）。参考发达国家的用电结构和人均用电水平，我国的三产、生活用电量占比和人均用电量增长空间较大，这也意味着未来迎峰度夏/冬时的空调/采暖负荷占比将更大，导致电力负荷尖峰化更加突出。

2023年顶峰装机缺口扩大

今年夏季气温偏高

受副热带高压和台风“玛娃”外围下沉气流的影响，5月底，广东、福建和江西南部等地出现破纪录的高温天气。5月31日，南网负荷攀升至2.22亿千瓦，接近历史最高。其中，广东最高负荷达到1.38亿千瓦，日均空调负荷达到4500万千瓦左右，已和2022年7月份高温时段的负荷基本持平。

6月下旬端午节期间，华北、黄淮地区出现40摄氏度高温干热。

根据国家气候中心的预计，今年夏季，全国大部地区气温接近常年同期到偏高0.5摄氏度以上。

用电负荷继续增长

2023年4月，国家能源局在国新办新闻发布会上介绍，预计今年全国最大电力负荷可能超过13.6亿千瓦，预计2023年负荷增长9200万千瓦。“十四五”前三年，夏季最大负荷增长2.83亿千瓦，年均增速8.1%。

表3 今年全国负荷及增长情况，亿千瓦

新增顶峰装机不足

出力稳定的热发电机组是顶峰出力的压舱石。考虑到我国的资源禀赋，煤电是热发电机组主力；其余热发电机组体量有限，均无法替代煤电——核电受制于厂址、核燃料和建设周期，气电受制于气价和天然气对外依存度，垃圾发电的首要目的是处理垃圾，生物质资源的分散特性和热发电集中发电需求存在矛盾。

根据国家能源局的《2023年能源工作指导意见》（国能发规划〔2023〕30号），预计2023年发电装机达到27.9亿千瓦左右，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。据此估算，2023年我国新增装机22595万千瓦，扣除风电、光伏后，水电、抽蓄、核电、火电等其他电源装机合计新增6595万千瓦。

新增顶峰装机容量=Σ分电源装机×（1-受阻系数）/（1+备用率）

其中受阻系数为：水电丰季10%受阻，枯季40%受阻，抽蓄、核电、纯凝火电不受阻，供热火电15%受阻，风电95%受阻，光伏100%受阻；备用率按14%估算。

假设2023年风光装机各新增8000万千瓦，风光装机带来的新增的顶峰能力350万千瓦。暂不对水电、抽蓄、核电、火电等电源新增的6595万千瓦装机进行拆分、不考虑受阻系数，仅考虑14%的备用率，新增顶峰能力不超过5785万千瓦。2023年合计新增顶峰不超过6136万千瓦，低于新增负荷9200万千瓦，在2022年存在装机缺口的前提下，顶峰装机缺口扩大。（注：电力电量平衡最粗的颗粒度是分省估算，以上的全国加总测算，仅具备定性判断价值。）

中电联《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》指出，“全国电力供需总体紧平衡，部分区域高峰时段供需偏紧；迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，华北、东北、西北基本平衡；迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北偏紧，华北紧平衡，东北基本平衡。”需引起警惕的是，水电送端的川滇已发生多轮缺电；西北是火电送端，电力供需也将趋紧。送端省缺电，牵一发而动全身，将加剧送受端的省间博弈。

煤机可靠性下降加大保供风险

近年来煤电企业持续亏损，技改检修投入不足，煤机设备风险隐患上升；煤质下降，偏离设计煤种，导致锅炉燃烧稳定性差、出力不足，锅炉易发生故障；部分省份煤机启停调峰，损害机组的安全运行；存量煤机的可靠性下降，增加了电力供应的不确定性。

其中，随着新能源尤其是光伏装机的快速增长，煤电开始承担起更多的调峰任务；部分省份在所有在运煤电在其可调出力范围内无法满足调节需求时，采用启停煤电机组的方式调峰。未来随着新能源渗透率进一步提升，煤机频繁启停的态势有可能蔓延开来，成为新常态。启停调峰和深度调峰对煤电机组的安全性有不利影响：可能导致设备故障、影响设备寿命、降低运行经济性、增大环保风险、机组启停有误操作风险等。

在电力供需趋紧的大背景下，迎峰度冬/夏时，部分省份即使煤机应发尽发，尚且可能无法完全满足需求、存在电力缺口；如果部分煤机因可靠性下降、发生故障，电力缺口将扩大，并可能影响整个电力系统的安全稳定运行。

2025年装机缺口或可缩小

考虑到各类顶峰电源的建设周期（煤电气电18—24个月，核电5年，水电抽蓄超5年），能在短期内加大投资规模、尽快投产顶峰的电源，主要是煤电和气电。

“十三五”后三年，煤电投资大幅度下滑，2020年煤电投资仅400亿元，仅为2015年的37.7%；受缺电影响，“十四五”初煤电投资有所增长。

表4 新增煤电投资及装机（2015-2022年） （亿元；万千瓦）

考虑到煤电的前期工作耗时和建设周期，2022年8月川渝缺电后开始加快前期工作、核准、建设的煤电机组，将于2024年下半年、2025年陆续投产。2025年，我国装机缺口有望缩小、填平。

加强电力保供的相关建议

根据负荷增长，配套建设热发电机组

鉴于水风光出力易受气候影响，储能仅具备日内调节能力，为了保证电力供应，建议在电力负荷达峰之前，按照负荷增长情况，配套建设增量热发电机组。综合考虑厂址资源、燃料供给、电价承受力、特高压输送通道等相关因素，平衡煤电、气电、核电等热发电机组的配比。

保留部分小型煤电机组作为应急电源

随着风光渗透率的提高，煤机将越来越频繁地深度调峰，甚至启停调峰。煤机深度调峰时煤耗明显上涨，大型、高参数机组的节能效果下降；建议综合对比老旧小型煤机和大型高参数煤机深度调峰时的煤耗、污染物排放、经济性等指标，保留部分小型煤机作为应急备用电源。

以需定产，开工建设新煤矿

增量煤电机组需要增量的动力煤供应，建议以需定产，配套建设新的煤矿，满足动力煤的增量需求。

保供优先，平衡煤电启停调峰和风光消纳率

建议综合考虑和平衡风光消纳率、煤电机组可靠性等多因素，避免因为片面追求风光的高消纳率，迫使煤机频繁启停调峰，以至于影响煤机的可靠性和寿命，乃至影响保供。

倡议居民在负荷峰值时降低舒适度要求

酷暑严寒时的空调和采暖负荷（公众的舒适性需求），是导致电力负荷尖峰化的重要因素；而现有的有序用电主要针对大工业。缺电时优先保居民用电，固然是以民生为重，但工业用电受限，副作用会传导到民生——保生产也是保民生。2022年，美国得州、加州遭遇高温天气，电力供应趋紧，电网号召居民自愿减少用电，以削减电力负荷峰值。建议借鉴历史经验和得州、加州方案，重提节能倡议，在负荷峰值时期，号召居民降低舒适度要求，降低空调和采暖需求，削减峰值负荷，共度时艰。