“十五五”电力供需关键形势研判及建议

一、我国电力供需发展现状

一是全社会用电量及最大负荷较快增长。“十四五”前四年，全国全社会用电量年均增长7%，快于“十三五”1.3个百分点，主要原因是第二产业用电量的快速增长。其中，高耗能产业在国家稳增长政策、出口替代效应、能耗“双控”向碳排放“双控”转变带动下，电量年均增长超4%；装备制造在新能源、信息通信发展带动下，电量年均增长超9%。用电负荷方面，“十四五”以来全国全社会最大负荷年均增长6.3%、年均增量8200万千瓦。

二是新能源快速发展，常规电源投产滞后。“十四五”以来，我国电力绿色转型提速，2024年新能源新增装机3.6亿千瓦，累计装机规模达到14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已经超过煤电装机规模。受“双碳”目标约束、煤电价格传导机制不畅等因素影响，煤电建设积极性不高，截至2024年底，全国煤电装机11.9亿千瓦，较2020年新增1.2亿千瓦。受前期核准影响，核电投产趋缓，截至2024年底，核电总装机6083万千瓦，较2020年新增1094万千瓦。

三是可靠发电能力增长不及负荷增长。新能源“极热无风、晚峰无光”，等效电力保供能力差，难以提供连续稳定电力，在夏冬季晚峰供电保障方面，光伏参与电力保供能力较弱。因此，尽管新能源装机规模快速增加，但提供的可靠发电能力仍然不足。与此同时，截至2024年，“十四五”传统电源装机容量仅新增2.8亿千瓦，低于用电负荷增长（3.3亿千瓦）。

四是极端天气加大电力供需平衡难度。近年全球气候变化异常加剧，长时间极端高温、局部极端天气、大范围雨雪冰冻等自然灾害发生的范围、强度、频度超出常规认知，呈“罕见转多发、极端转常态”态势。高温、寒潮等天气带来降温、采暖负荷超预期增长，叠加高温、寒潮等天气下新能源出力大幅下降，水电受高温干旱影响出力不确定，电力保供难上加难。

二、“十五五”电力供需形势分析

整体来看，随着新能源发电占比的逐渐升高，新能源“大电量、小电力”的特征更加突出，预计“十五五”时期，电力系统电量平衡基本满足，电力平衡和调峰平衡面临巨大挑战。

一是“十五五”时期电量平衡基本满足，分布式电源对中东部支撑作用有限，华中区域中长期平衡较难。“十五五”末，考虑纳入规划的电源和跨区输电通道全部按期投产，全国新能源装机规模按每年新增2亿千瓦以上考虑，全国电量平衡基本满足，新能源逐渐成为电量供应主体。2030年，预计中东部地区分布式光伏开发比例将超过80%，能满足10%～15%的本地用电需求。从各区域来看，华中区域能源资源禀赋较为贫瘠，水电开发程度已经较高，煤电发电量在碳达峰之后将会受限，是我国能源供应较为困难的区域，中长期的电力保障需要依靠低碳的传统电源。

二是新能源的电力支撑作用较弱，极端天气下电力平衡困难，短时储能对于平衡作用有限。预计“十五五”全国用电负荷仍保持高速增长，2030年全部新能源装机在晚峰时段能够提供可信出力有限，保障全国电力平衡仍需依靠新增传统电源。若再考虑极端天气，华东、华中、西南区域电力缺口将再增长千万千瓦以上。新型储能能够解决一部分电力供需不平衡问题，但其参与电力平衡能力与电力电量缺口程度高度相关，缺口越大，可供储能充电的富裕电量时刻越少，新型储能参与电力平衡能力越低。

三是光伏带来的午间调峰问题更加突出，局部地区爬坡困难。光伏发电大幅增加将使电力净负荷（电力负荷减去新能源发电，代表着需要由传统电源满足的负荷水平）的“鸭型”曲线特征更加突出，美国加州电力市场也提出“鸭型”曲线正在向“峡谷”曲线演变，这将大幅增加系统调峰压力。爬坡平衡作为更小时间尺度的调峰平衡，目前来看，尤其需要注意上午时段的向下爬坡困难和下午时段的向上爬坡困难问题，传统火电的爬坡速率不足以满足电力净负荷的变化速率，需要加大储能类灵活调节资源对爬坡供应能力的支撑作用。

三、发展建议

一是加强传统电源供应保障能力。按照“增容控量”原则，“十五五”再规划新增一批高效灵活的煤电机组；强化煤电机组涉网性能，提升煤电机组调峰能力的同时，确保煤电机组调频、转动惯量、爬坡、备用等特性不劣化。针对适合的水电站开展增容改造，探索“水电+抽蓄”混合抽蓄模式，对于部分水电站，可以考虑转调相运行或进行调相改造，提升无功调节能力和短路容量。

二是强化电力需求侧管理能力。实施电力负荷资源全链条管理，全面建设负荷管理“资源库”，优化负荷资源排查模式，因地制宜有序扩大排查范围，做好资源库分级分层管理。明确各类电力负荷资源调节方式，强化负荷资源分轮分批调节管理，聚焦行业负荷特性分析、可调潜力精准预测、策略动态调整、智慧能源单元等关键技术模型和设备，持续加强创新应用，提升需求侧管理措施的灵活性、精准性、规范性。