盛夏未至，为何缺电，怎么解？

将富余电力输送到有电力缺口的地方呢？理论上是可以的。

2020年迎峰度夏期间，湖南、四川等少数电网高峰时段有序用电；迎峰度冬期间，湖南、江西、广西、蒙西高峰时段有序用电。2021年1月初寒潮，采暖负荷剧增，蒙西、江苏、浙江、湖南、江西、四川有序用电或需求侧响应。2021年5月，云南、广东、广西相继有序用电；江苏、浙江、山东等多地预计，夏季可能面临电力缺口。

盛夏未至，缘何缺电？

01

缺电：负荷峰值时

装机的可用容量不足

如果各种电源装机的累计可用容量，无法覆盖用电负荷和备用，缺电就会发生。可用容量是能够在各种工况下稳定出力的电源装机容量。

如表1所示，为简化分析暂不考虑送受电，以省为单位进行电力（负荷）平衡，假设某省装机容量合计8000万千瓦，考虑各种电源的受阻情况后，可用容量=Σ电源装机×（1-受阻系数），约4450万千瓦（冬季）-4750万千瓦（夏季）。

表1 某地（虚拟）装机及可用容量，万千瓦

以夏季丰水季可用容量4750万千瓦为例，合理备用率（旋备、停机、维修等）取14%，当用电负荷在4166万千瓦上下时，该地区电力供需平衡，如用电负荷继续增长，逼近甚至超过4750万千瓦，则将缺电。

表1的受阻系数是否太高？2021年初寒潮，国家发改委公布了1月7日晚高峰时部分电源的实际出力，实际受阻系数如表2所示。其中，常规水电和燃气机组的实际受阻系数高于表1，风电实际受阻系数略低于表1，表1取值在合理区间。

表2

2021年1月7日晚高峰部分电源出力，万千瓦

02

如何解决缺电？

如何解决缺电问题呢？发电侧需要新增装机以提高可用容量，填补现有缺口并覆盖新增负荷；同时细化分析用户需求，合理保供。

未来用电负荷增速略高于用电量增速。考虑到我国人均三产、生活用电量远低于发达国家，未来增长潜力较大，三产和生活的用电量和电量占比将继续提高，预计未来用电负荷增速略高于用电量增速。

供应侧：提高电源装机的可用容量。如表1所述，不同装机的受阻系数不同，有些电源因为波动性大、受阻系数高，可用容量要打较大折扣。需要增加稳定出力、受阻系数低的装机容量（有调节能力的水电、火电、核电、抽蓄、储能），以提高电力系统的可用容量，才能应对用电负荷的增长。

需求侧：合理保供。“十三五”末，已呈现负荷尖峰化的特征，部分电网95%以上最大负荷持续时间低于60小时，对应电量不足全年用电量的0.5%。未来随着三产、生活用电的占比提高，尖峰化趋势将更加显著，100%满足负荷过于昂贵、性价比低。需对用户侧的需求弹性进行细化分析，明确合理保供区间，并采用适宜的需求侧管理方式抚平峰值。

03

“十三五”发用电波动性增大

导致火电小时下行

发电设备利用小时下降的原因之一，是电力装机过剩。传统观点认为：火电设备利用小时达到5000小时是供需平衡，4500小时是宽松，低于4000小时是过剩，2020年全国火电设备小时仅4216小时，不是电力过剩么？怎么就缺电了？

表3 近期有序用电区域

如表3所示，四川、湖南、浙江、广东、广西、云南等省，2020年火电小时低于4000小时，已经出现电力缺口，开始有序用电。事实说明，火电小时低等同于电力过剩的传统观点，仅适用于工业用电占比高、波动电源占比低的传统发用电结构，已不再适用现在的电力行业。

电力是瞬时平衡，电量（设备利用小时）是累积的过程量。火电设备利用小时低，意味着火电长时间低负荷运行、一年内累计的发电量少。

图1 发用电结构变化和火电小时2011-2020

用电侧：三产和生活用电占比持续提高，由2011年的22.8%提高到2020年的30.7%，空调和采暖负荷比重不断提高，峰谷差逐年加大，导致负荷尖峰化特征明显。发电侧必须频繁调峰，以适应用户侧负荷变化的需求。

发电侧：风电光伏等波动性电源装机占比提高，由2011年的4.6%，迅速提高到2020年的24.3%。风电、光伏是波动性电源，且发电优先于火电，只要风光能发，火电就要尽量少发（深度调峰）甚至不发。

用电侧和发电侧的波动性增大，考虑各种电源的调峰能力和装机容量占比，调峰主力是火电。火电频繁调峰、长时间降负荷运行，导致火电小时下行。

装机过剩、发用电侧波动性增大，均会导致火电小时下行。“十二五”后期，用电量增速放缓，电力装机增长相对超前，火电小时低迷（2015年4364小时）。“十三五”期间，发用电侧波动性增大导致的火电小时下行，被误认为装机过剩。未来，随着发、用电两侧波动性的持续提高，火电小时会继续下行。

04

“十四五”新特点

（一）传统夏峰区域，冬夏双峰并峙

回顾历史数据，我国东北、西北、山西、内蒙、冀北、云南、贵州等地，负荷峰值出现在冬季，其他省市区的负荷峰值均出现在盛夏的中午。

随着采暖负荷的提高，多个传统夏峰地区出现了冬峰，冬夏双峰并峙。2021年初寒潮天气，1月7日晚国网负荷9.60亿千瓦，创历史新高，11个省级电网负荷创历史新高，其中，传统夏峰省份为：北京、天津、上海、江苏、安徽、江西；此外，湖南的冬峰负荷接近夏峰。1月11日晚间，南方电网统调最高负荷1.97亿千瓦，南方电网首次连续五日出现冬季用电负荷与夏季高峰时段相当的局面。

同样的负荷峰值，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；冬季峰值出现在晚上，太阳已下山，光伏无法出力；南方湿度大，低温时风机易凝冻。

（二）送端省也缺电

截止2021年5月，蒙西、湖南、江西、四川、江苏、浙江、广东、广西、云南等地，已发生缺电，其中，蒙西、四川、云南为送端省。送端省缺电，将影响下游诸多受端省。

四川，牵一发而动全身。水电大省四川为江苏、浙江、上海、重庆送电，雅中直流建成后将为湖南、江西送电，白鹤滩特高压建成后，外送江、浙电力翻倍。2020年夏、2021年初寒潮，四川有序用电。

表4 四川外送电概况，万千瓦

云南，拨动岭南。水电大省云南为广东、广西送电。2021年5月，云南、广东、广西均有序用电。

表5 云南外送电概况，万千瓦

蒙西，煤炭重镇也缺电。蒙西为京津唐、山东、江苏等地送电。2021年初寒潮，蒙西有序用电。

安徽，逼近出力上限。皖电东送为江浙沪送电1350万千瓦，是华东电网内部的送端省。2021年初寒潮，安徽出力已逼近电力系统能力上限。

05

长江流域以南部分省份

“十四五”简析

（一）分析方法：电力平衡

和英法德日等国用电已达峰回落不同，我国的用电还处于增量发展阶段，用电量和用电负荷将继续增长。发电侧新增装机的可用容量增量，需填补现有缺口并覆盖新增负荷。

供给侧：建设有调节能力的水电、火电、核电、抽蓄、储能，可有效提高可用容量。其中，水电、核电、抽蓄的厂址资源有限，建设期五年以上；未开发水电主要分布在西南，开发成本渐高；煤电装机增量空间有限；气电装机受限于价格和气源，少数沿海省市有财力大规模上气电；储能处于新生期，有待于规模化带来的成本下降。

需求侧：“十二五”、“十三五”我国年均用电量增速为5.7%、6.2%，假设“十四五”年均用电量增速放缓至4-5%，年均用电负荷增速略高于用电增速，取值5-6%。2021年1月7日的寒潮，全国用电负荷11.89亿千瓦，则2025年用电负荷约14.45-15.01亿千瓦，“十四五”用电负荷增量为2.56-3.12亿千瓦。

分省平衡：完全的特高压互联互通不现实。实际工作中，应分省（市、自治区）分析，基于各地的电力平衡现状，对比用电负荷需求增量和装机可用容量增量，即可预测未来的电力供需平衡；其中，水电、抽蓄、核电因为建设期长，只有在建项目才来得及在“十四五”投产，可准确预估增量。

（二）川渝

2020年夏季、2021年初寒潮，四川有序用电。四川“十四五”新增装机不足以同时满足外送电和自用电的增量需求。白鹤滩水电装机1600万千瓦，预计2021年7月开始陆续投产、2022年全投。而白鹤滩外送华东的两条800万千瓦特高压尚未投产：送江苏特高压于2020年12月开工，预计2022年底投产；送浙江特高压尚未开工。白鹤滩投产和外送特高压投产之间的窗口期，四川缺电可缓解；外送华东特高压陆续投产后，缺电的四川会怎么抉择？除上海外，四川的受端各省均已紧平衡甚至缺电，且面临增量电源、尤其是可用容量不足的问题。如果四川的增量外送电不及预期，甚至影响存量外送电，受端省如何平衡？

重庆火电小时徘徊在3000小时上下，迎峰时电力偏紧。重庆拟引疆电入渝，如果疆电特高压投产早于白鹤滩外送电特高压投产，重庆或可免于缺电。

（三）湘赣

湘赣冬夏双峰并峙。湖南，2020年夏、2020年冬和2021年初有序用电。江西，2020年冬和2021年初有序用电。

四川送华中的雅中直流（800万千瓦）分电江西、湖南，预计2021年底投产。四川是水电大省，秋冬枯水期外送电能力下降，对华中的冬峰助益有限；且四川一旦缺电，外送意愿可能下降。湖南、江西新增本省装机不足以填补已有缺口、覆盖新增需求，预计“十四五”常温年紧平衡，酷暑或严寒天气时缺电。

（四）江浙皖

根据安徽能源局《2020年全省电力迎峰度夏保障预案》，扣除150万千瓦旋转备用容量，安徽夏季最大可供负荷能力约4630万千瓦；考虑到枯季水电出力少，冬季供应能力略低于夏季。2021年1月7日，安徽冬季晚高峰电力负荷4706.5万千瓦，安徽出力达到临界点，离缺电一线之遥。“十四五”初，安徽本省新增装机的可用容量较少，一旦遇到酷暑严寒，缺电概率大。安徽通过皖电东送为江、浙、沪送电，缺电后将影响下游省市。

2020年底，浙江部分地区因为双控指标而拉闸限电。浙江接受宁夏、四川、安徽、福建的外送电，四省外送能力均有不确定性：四川缺电（拟新增的白鹤滩送浙江特高压尚未开工），宁夏缺煤，安徽缺电，福建紧平衡。浙江本省“十四五”新增电源少：未开发水电少，无新增核电，可考虑提高气电小时。如上游四川、安徽缺电，浙江受影响较大。

江苏接受山西、湖北、四川、安徽、内蒙等地的外送电，外送电渠道相对多元，本省新增电源较多。如送端省调减外送电，受影响程度低于浙江。

（五）滇粤

每年的五月前后，南方气温渐高，水电尚处于枯季，电力供应紧张。

2021年，受经济增长、高温影响，南方电网区域用电爆发式增长，用电负荷创新高：5月28日，南方电网统调最高负荷1.949亿千瓦，错峰还原后负荷已超过2.12亿千瓦，创历史新高，比去年峰值高1300万千瓦。高温和少雨是伴生的，截止5月，西南流域来水偏枯，水电蓄能比计划值低25%。盛夏未至，气温已逼近酷暑，水电处于枯季且来水偏少，导致5月云南、广东、广西有序用电。6月，端午下“龙舟水”，水电大发、天气凉爽，可有效缓解缺电。

图2 我国降水距平百分率图

20210426-20210526

云南“十四五”新增大工业将陆续投产，但新增装机不足，如调减外送电，将影响下游广东、广西。

广东2020年受西电2057亿千瓦时，其中约60%来自云南。

06

几盆冷水，清凉一夏

空间的间隔：电力无法远距离盈缺互济。以2021年初寒潮为例，东北、西北区域电力有富余，华中区域偏紧、南方区域紧平衡，那么，能否盈缺互济，将富余电力输送到有电力缺口的地方呢？理论上是可以的，只要各区域电网之间能无限地互联互通。工程实践中，特高压通道资源稀缺、造价高昂，是有限的，无限的互联互通难以实现。

时间的间隔：提高火电小时无益于填补电力缺口。既然缺电和火电小时低迷并存，能否提高火电小时，填电力缺口呢？不能。电力是瞬时平衡，负荷峰值时期，如果所有电源都把负荷提到最高，但依然无法满足用电需求，合计可用容量低于用电负荷，则发生缺电。火电小时（电量）是累积的过程量，在其他电源可多发或负荷较低的大量时段，需要火电降负荷，因此火电累计的发电量较低。电力是实时平衡，非尖峰负荷时刻火电机组有余力，对于负荷尖峰没有用处；简言之，春节时装机有富裕，火电能多发点电、储存到盛夏时节用么？即便采用储能设施，也要考虑储能的容量和经济性。

缺电省火电小时提高，意味着缺电常态化、扩大化。假设某省，火电小时仅2500小时，就出现了电力缺口。如果火电小时提高到3000甚至3500小时，说明负荷曲线整体向上移动，火电能吃到的剩余电量提高；同时如果装机的可用容量没有明显提高，那么，缺电时段将延长，缺电将常态化、扩大化。

勿高估需求侧管理的作用。三产和生活的用电量占比提高，尤其是采暖和空调用电的提高，导致用电负荷尖峰化；同时，这两个行业的用电，刚性大、对价格不敏感，难以用移峰填谷或价格等方式进行需求侧管理。例如，2021年1月7日晚的负荷峰值，北京的采暖负荷占比为48.2%，寒潮袭来时的采暖负荷，没法移峰填谷。采暖负荷涉及民生，价格手段空间有限，勿论生活用电的交叉补贴问题尚未解决。可行的是倡议降低舒适度，例如降低采暖期室内温度，提高夏季空调温度。

“十四五”抽蓄增量有限。抽蓄建设周期5-7年，新开工的新项目，“十五五”才能投产。为简化分析，在建抽蓄中，假设2019年年底前开工的4125万千瓦抽蓄，均能在“十四五”投产，抽蓄不受阻，可新增可用容量4125万千瓦。负荷增速按5%-6%考虑，“十四五”用电负荷增量为2.56-3.12亿千瓦（未含备用），抽蓄增量可覆盖13.2%-16.1%的负荷增量。

07

近期分析需定量

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，技术只来得及渐变，要在定性的基础上定量，要落到数目字和实操上、对供给侧和需求侧进行量化分析。

需求侧：细分各行业用电量现状、增长趋势、需求弹性，明确合理保供区间；引导公众在负荷峰值时期，适当降低舒适度要求。

供给侧：增加可用容量才能顶峰，需要精密的定量测算，如何投入最高效。需要分析电源项目经济性、前期工作和建设时长、装备业产能等一系列因素。