（一）分析方法：電力平衡

和英法德日等國用電已達峰回落不同，我國的用電還處于增量發(fā)展階段，用電量和用電負荷將繼續(xù)增長。發(fā)電側新增裝機的可用容量增量，需填補現(xiàn)有缺口并覆蓋新增負荷。

供給側：建設有調(diào)節(jié)能力的水電、火電、核電、抽蓄、儲能，可有效提高可用容量。其中，水電、核電、抽蓄的廠址資源有限，建設期五年以上；未開發(fā)水電主要分布在西南，開發(fā)成本漸高；煤電裝機增量空間有限；氣電裝機受限于價格和氣源，少數(shù)沿海省市有財力大規(guī)模上氣電；儲能處于新生期，有待于規(guī)模化帶來的成本下降。

需求側：“十二五”、“十三五”我國年均用電量增速為5.7%、6.2%，假設“十四五”年均用電量增速放緩至4-5%，年均用電負荷增速略高于用電增速，取值5-6%。2021年1月7日的寒潮，全國用電負荷11.89億千瓦，則2025年用電負荷約14.45-15.01億千瓦，“十四五”用電負荷增量為2.56-3.12億千瓦。

分省平衡：完全的特高壓互聯(lián)互通不現(xiàn)實。實際工作中，應分�。ㄊ�、自治區(qū)）分析，基于各地的電力平衡現(xiàn)狀，對比用電負荷需求增量和裝機可用容量增量，即可預測未來的電力供需平衡；其中，水電、抽蓄、核電因為建設期長，只有在建項目才來得及在“十四五”投產(chǎn)，可準確預估增量。

（二）川渝

2020年夏季、2021年初寒潮，四川有序用電。四川“十四五”新增裝機不足以同時滿足外送電和自用電的增量需求。白鶴灘水電裝機1600萬千瓦，預計2021年7月開始陸續(xù)投產(chǎn)、2022年全投。而白鶴灘外送華東的兩條800萬千瓦特高壓尚未投產(chǎn)：送江蘇特高壓于2020年12月開工，預計2022年底投產(chǎn)；送浙江特高壓尚未開工。白鶴灘投產(chǎn)和外送特高壓投產(chǎn)之間的窗口期，四川缺電可緩解；外送華東特高壓陸續(xù)投產(chǎn)后，缺電的四川會怎么抉擇？除上海外，四川的受端各省均已緊平衡甚至缺電，且面臨增量電源、尤其是可用容量不足的問題。如果四川的增量外送電不及預期，甚至影響存量外送電，受端省如何平衡？

重慶火電小時徘徊在3000小時上下，迎峰時電力偏緊。重慶擬引疆電入渝，如果疆電特高壓投產(chǎn)早于白鶴灘外送電特高壓投產(chǎn)，重慶或可免于缺電。

（三）湘贛

湘贛冬夏雙峰并峙。湖南，2020年夏、2020年冬和2021年初有序用電。江西，2020年冬和2021年初有序用電。

四川送華中的雅中直流（800萬千瓦）分電江西、湖南，預計2021年底投產(chǎn)。四川是水電大省，秋冬枯水期外送電能力下降，對華中的冬峰助益有限；且四川一旦缺電，外送意愿可能下降。湖南、江西新增本省裝機不足以填補已有缺口、覆蓋新增需求，預計“十四五”常溫年緊平衡，酷暑或嚴寒天氣時缺電。

（四）江浙皖

根據(jù)安徽能源局《2020年全省電力迎峰度夏保障預案》，扣除150萬千瓦旋轉備用容量，安徽夏季最大可供負荷能力約4630萬千瓦；考慮到枯季水電出力少，冬季供應能力略低于夏季。2021年1月7日，安徽冬季晚高峰電力負荷4706.5萬千瓦，安徽出力達到臨界點，離缺電一線之遙�！笆�四五”初，安徽本省新增裝機的可用容量較少，一旦遇到酷暑嚴寒，缺電概率大。安徽通過皖電東送為江、浙、滬送電，缺電后將影響下游省市。

2020年底，浙江部分地區(qū)因為雙控指標而拉閘限電。浙江接受寧夏、四川、安徽、福建的外送電，四省外送能力均有不確定性：四川缺電（擬新增的白鶴灘送浙江特高壓尚未開工），寧夏缺煤，安徽缺電，福建緊平衡。浙江本省“十四五”新增電源少：未開發(fā)水電少，無新增核電，可考慮提高氣電小時。如上游四川、安徽缺電，浙江受影響較大。

江蘇接受山西、湖北、四川、安徽、內(nèi)蒙等地的外送電，外送電渠道相對多元，本省新增電源較多。如送端省調(diào)減外送電，受影響程度低于浙江。

（五）滇粵

每年的五月前后，南方氣溫漸高，水電尚處于枯季，電力供應緊張。

2021年，受經(jīng)濟增長、高溫影響，南方電網(wǎng)區(qū)域用電爆發(fā)式增長，用電負荷創(chuàng)新高：5月28日，南方電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最高負荷1.949億千瓦，錯峰還原后負荷已超過2.12億千瓦，創(chuàng)歷史新高，比去年峰值高1300萬千瓦。高溫和少雨是伴生的，截止5月，西南流域來水偏枯，水電蓄能比計劃值低25%。盛夏未至，氣溫已逼近酷暑，水電處于枯季且來水偏少，導致5月云南、廣東、廣西有序用電。6月，端午下“龍舟水”，水電大發(fā)、天氣涼爽，可有效緩解缺電。

圖2 我國降水距平百分率圖

云南“十四五”新增大工業(yè)將陸續(xù)投產(chǎn)，但新增裝機不足，如調(diào)減外送電，將影響下游廣東、廣西。

廣東2020年受西電2057億千瓦時，其中約60%來自云南。

空間的間隔：電力無法遠距離盈缺互濟。以2021年初寒潮為例，東北、西北區(qū)域電力有富余，華中區(qū)域偏緊、南方區(qū)域緊平衡，那么，能否盈缺互濟，將富余電力輸送到有電力缺口的地方呢？理論上是可以的，只要各區(qū)域電網(wǎng)之間能無限地互聯(lián)互通。工程實踐中，特高壓通道資源稀缺、造價高昂，是有限的，無限的互聯(lián)互通難以實現(xiàn)。

時間的間隔：提高火電小時無益于填補電力缺口。既然缺電和火電小時低迷并存，能否提高火電小時，填電力缺口呢？不能。電力是瞬時平衡，負荷峰值時期，如果所有電源都把負荷提到最高，但依然無法滿足用電需求，合計可用容量低于用電負荷，則發(fā)生缺電�；痣娦�時（電量）是累積的過程量，在其他電源可多發(fā)或負荷較低的大量時段，需要火電降負荷，因此火電累計的發(fā)電量較低。電力是實時平衡，非尖峰負荷時刻火電機組有余力，對于負荷尖峰沒有用處；簡言之，春節(jié)時裝機有富裕，火電能多發(fā)點電、儲存到盛夏時節(jié)用么？即便采用儲能設施，也要考慮儲能的容量和經(jīng)濟性。

缺電省火電小時提高，意味著缺電常態(tài)化、擴大化。假設某省，火電小時僅2500小時，就出現(xiàn)了電力缺口。如果火電小時提高到3000甚至3500小時，說明負荷曲線整體向上移動，火電能吃到的剩余電量提高；同時如果裝機的可用容量沒有明顯提高，那么，缺電時段將延長，缺電將常態(tài)化、擴大化。

勿高估需求側管理的作用。三產(chǎn)和生活的用電量占比提高，尤其是采暖和空調(diào)用電的提高，導致用電負荷尖峰化；同時，這兩個行業(yè)的用電，剛性大、對價格不敏感，難以用移峰填谷或價格等方式進行需求側管理。例如，2021年1月7日晚的負荷峰值，北京的采暖負荷占比為48.2%，寒潮襲來時的采暖負荷，沒法移峰填谷。采暖負荷涉及民生，價格手段空間有限，勿論生活用電的交叉補貼問題尚未解決。可行的是倡議降低舒適度，例如降低采暖期室內(nèi)溫度，提高夏季空調(diào)溫度。

“十四五”抽蓄增量有限。抽蓄建設周期5-7年，新開工的新項目，“十五五”才能投產(chǎn)。為簡化分析，在建抽蓄中，假設2019年年底前開工的4125萬千瓦抽蓄，均能在“十四五”投產(chǎn)，抽蓄不受阻，可新增可用容量4125萬千瓦。負荷增速按5%-6%考慮，“十四五”用電負荷增量為2.56-3.12億千瓦（未含備用），抽蓄增量可覆蓋13.2%-16.1%的負荷增量。

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(jīng)濟性隨著技術進步和規(guī)�；�發(fā)生劇變，一切皆有可能�！笆�四五”是眼前的事，技術只來得及漸變，要在定性的基礎上定量，要落到數(shù)目字和實操上、對供給側和需求側進行量化分析。

需求側：細分各行業(yè)用電量現(xiàn)狀、增長趨勢、需求彈性，明確合理保供區(qū)間；引導公眾在負荷峰值時期，適當降低舒適度要求。

供給側：增加可用容量才能頂峰，需要精密的定量測算，如何投入最高效。需要分析電源項目經(jīng)濟性、前期工作和建設時長、裝備業(yè)產(chǎn)能等一系列因素。

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