未来三年，新增煤电装机仅1.4亿千瓦左右，电力保障基础仍不牢固。新能源可靠保障容量不足4000万千瓦，新能源尚不具备提供与煤电相当的保障能力。此外，受配套电源建设滞后、送受端网架薄弱等因素影响，部分通道利用率偏低，平均利用率仅有60%。“十四五”规划的跨省跨区输电通道正在全力推进，能否在2024年发挥保供作用仍存在不确定性。

目前，全国电力供应保障压力仍然较大，预计安徽、湖南、江西、重庆、贵州等5个地区负荷高峰时段电力供需紧张，2023、2024年电力供应紧张地区将分别增加至6个和7个，电力供应偏紧地区最高将达17个。

一、2022年电力需求形势分析

从总量看，用电量增速较低。2022年，中国全社会用电量8.6万亿kW·h，比上年增长3.6%，增速创2015年以来次低水平，月度增速受气温、疫情等影响波动较大。气温是拉动用电增长的重要力量，2022年，中国空调用电量对用电增长的贡献达到43.7%，拉动用电增长1.6个百分点。

分部门看，产业用电增速全面回落，居民生活是增长主力。2022年，第一、二、三产业及居民生活用电比上年分别增长10.4%、1.2%、4.4%、13.8%，分别拉动全社会用电量增长0.1、0.8、0.8、2.0个百分点。第二产业用电低速增长，主要受疫情、房地产景气度走低、出口走弱等多重因素影响；第三产业用电增速创历年低值，受疫情影响最为明显；居民生活用电增速创历史新高，是用电增长最主要动力，主要受酷暑极寒天气驱动。

工业用电低速增长。2022年，工业用电比上年增长1.2%，其中采矿业、制造业用电增速分别为1.2%、0.9%，采矿业形势转好，主要是保供政策自第三季度起持续发力。制造业大类行业中，装备制造、高耗能、消费品制造业用电分别增长2.5%、0.3%、–0.6%，消费品制造业增速转负，主要受出口走弱、房地产景气度走低、疫情等影响，其中木材加工、纺织业用电分别下降6.1%、6.0%；高耗能行业用电几乎零增长，主要受房地产景气度走低等影响，其中，黑色金属、建材用电分别下降4.8%、3.2%。

生产性服务业用电增速相对较低。2022年，服务业用电比上年增长4.4%，其中生产性、生活性服务业用电增速分别为3.7%、4.8%。由于2021年6月起清理比特币挖矿产业，信息传输、软件和信息技术服务业用电增速仅2.4%。接触性服务业受疫情影响更为突出，交通运输/仓储和邮政业、教育/文化/体育和娱乐业、居民服务/修理和其他服务业用电增速较低，分别为2.4%、2.7%、1.8%。

从中长期视角看，2001—2010年，中国全社会用电量年均增长12.0%，其中前5年受经济高速增长拉动，年均用电增速达到13.0%；后5年受国际金融危机等影响增速高位回落至11.1%。2011—2019年，中国全社会用电量年均增长6.3%，其中前5年随着中国经济进入新常态，产业结构加快调整，用电量增速持续下降；2016年起受高耗能生产恢复、夏季高温天气、电能替代稳步推进等影响，用电增速连续3年上升；2019年受中美经贸摩擦、凉夏暖冬天气影响增速有所回落。2020—2022年，用电量年均增速为6.0%，各年增速受疫情、基数等影响波动较大。

二、从电网规划视角分析我国电力供需不平衡原因

区域能源分配不均衡的结构性矛盾

我国中东部地区用电需求大，能源资源较为匮乏，西部用电需求小，但能源资源丰富，这种负荷中心远离资源中心的现状需要通过特高压等方式解决。同时，我国电力供应以煤电为主，上游煤炭价格大幅度上涨，煤电成本大幅度增加，给煤电企业正常经营带来极大的压力，进而影响到煤电机组的正常运行。在严重的情况下煤电机组发不起电，有装机、无出力，会给电力供需平衡带来极大的影响。

风、光等新能源接入给电力实时平衡带来不确定性

随着新能源装机容量的快速增长，新能源接入对大电网供需平衡的影响越来越值得关注。风光等新能源具有随机性、波动性、间歇性等特点，其出力往往与负荷曲线波动的趋势相背离，即在负荷高峰时出力低，在负荷低谷时出力高。需要备用大量常规的火电机组为新能源调峰，以对冲其波动带来的不平衡。截至2022年底，我国可再生能源装机达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，其中风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦。随着新能源在系统中比例越来越大，需要备用的调峰机组容量也越来越大，保持电力供需平衡的难度也越来越大。当出现极端天气带来风机、光伏出力极低甚至为零的情况下，可能因为备用机组容量不足导致系统供需失衡。

电网主网架布局不够完善，跨省输送能力不足

我国已建成的特高压输电线路让“西电东送”能力大大提升，但在局部区域的布局仍不完善。以川渝地区为例，成渝地区与周边地区还未建立坚强的互补互济电网，2022年夏季极端高温天气叠加降水少、用电负荷大等因素，引起川渝地区供电不足，其他区域电力难以送入，造成川渝地区出现较大规模的“用电荒”。

局部地区配网结构薄弱

目前，我国很多地区的配电网存在电力规划不到位、建设滞后等问题，不能满足高峰时期用电需求，在老旧城区、偏远地区和发展过快超出规划预期的地方，这种情况表现得尤为突出。主要有以下几方面问题：一是配网规划与城市规划没有进行紧密的联系，以及城市园区的建设、拆迁等不确定性因素给电网的负荷预测造成了一定的困难，容易引起电网负荷不平衡、电网与社区建设不匹配等问题;二是随着用户的发展，分支线路逐渐延长，所接配电变压器逐渐增多,负荷逐渐变大,有的分支线所挂的配电变压器达十多台，负荷容量较大，在运行中经常发生支线过负荷，引起停电故障;三是配网设备不合理，在配电网中存在着劣质绝缘子、穿墙套管，在各种过电压的作用下会发生击穿，造成线路故障;四是随着工业发展逐步向农村转移，农村对电网的需要也在不断加大，农网线路接线基本是单电源树状结构，且线路开关数量少，线路保护设备简陋，设备老化严重。

三、电网规划建议

坚持系统观念，科学谋划。电力建设发展具有较长的周期性和路径依赖，要加快解决电力系统运行中存在的突出问题，从行业全局来统筹协调已建发电设施的合理运行问题。一是统筹考虑各类电源中长期规划、网源规划及电力行业内部产业链条的紧密接续，将国家清洁能源战略更好地融入电力规划顶层设计，推动电力规划从供应侧、输电网向配网侧、用户端延伸;二是强化电力统一规划，建立健全政府电力规划管理体系，完善电力规划研究协作体系和滚动调整机制，真正做到各类电源之间、电源电网之间相协调，区域布局及项目与消纳市场、配套电网以及调峰电源相统筹，健全国家规划刚性实施机制;三是根据“十四五”电力规划中长期电力发展目标，在特高压电网、城农网建设与改造、智能电网等方面，谋划一批符合电力行业长远发展的重大项目储备。

加快电网规划投资建设。一是加快推进跨省跨区特高压输电工程规划建设，解决电网发展结构性问题，完善区域500千伏和750千伏主干网架，提高电网整体供电能力特别是跨省跨区支援能力，强化电网骨干网架，提升跨省输送能力，充分利用好现有跨省跨区电网，扩大跨省跨区电量支援调配，最大限度地利用各区域电力结构特点，错峰缓解各省电力紧张局面，推动建立跨省跨区备用辅助服务市场，强化跨省跨区交易组织保障，充分应用跨区跨省输电通道能力，优化电网运行方式，强化电网风险预控，密切跟踪经济走势、电力需求、天气变化，合理安排电网运行方式，加强电网运行方式和电力电量平衡协调;二是加强各级电网建设，提高配电网和农村电网发展质量，提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，满足多元用户供需互动，支撑经济结构调整、动能转换、区域协同，切实加强配电网建设，畅通供电“最后一公里”;三是解决电网两头薄弱问题，加强新能源与电网、新能源与调峰电源的统一规划，统筹新能源开发与市场需求，建立新能源基地与电网工程同步规划、同步投产的有效机制，提升电网接纳新能源的能力。

加快“三华”、川渝、东北等区域特高压工程建设。根据中电联电力供需报告，预计2023年迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧;迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧。华中地区崛起势头正劲，能源需求旺盛，增长潜力很大，预计“十四五”期间华中地区局部时段存在一定的能源缺口。建议未来加快“三华”与东北通过特高压交流联网，形成东部同步电网，将西北与川、渝、藏通过特高压交流联网，形成西部同步电网，全国形成东部、西部、南方3个同步电网。采用特高压工程将西部能源基地电力直送华中负荷中心，满足华中经济发展及负荷增长需求。成渝地区通过白鹤滩、乌东德等电站往东部地区输送的是水电，考虑到水电存在的季节性问题，为保证川渝地区电力供应稳定，建议在川渝地区与宁夏、甘肃、青海、新疆等西北地区建立特高压输电通道，形成互补互济的开发格局，促进西北地区可再生能源的发展。

加快清洁能源基地外送电通道建设，提高新能源外送规模和消纳能力。因地制宜发展新能源，综合各地资源条件、电网条件、负荷水平等因素优化可再生能源项目开发时序，坚持集中式和分布式并举开发新能源。持续优化新能源发展布局，风电和光伏发电进一步向中东部地区和南方地区优化布局，在东部地区建立多能互补能源体系，在西部北部地区加大风能、太阳能资源规模化、集约化开发力度。尽快提出云南、四川和“三北”地区可再生能源基地的跨省区消纳输电通道方案，加大西部、北部富余电力送出力度。加快跨省跨区电力通道的建设，有效发挥大电网综合平衡能力，促进新能源发电消纳。

优化能源结构，推进能源多元开发、多能互补。丰富不同种类能源的供应，发挥煤电与新能源发电的特性互补优势、调剂余缺。加强风电、太阳能等新能源发电的统筹规划，积极安全有序发展核电，协调推进新能源开发与配套网源建设，确保新能源能并能发，保障大规模新能源消纳，实现大范围资源优化配置。

提高系统应急保障能力。加强源网荷储协同互动，对电力柔性负荷进行策略引导和集中控制，充分利用用户侧资源，化解短时电力供需矛盾。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。通过源网荷储协同互动的整体解决方案，增强电网柔性调节能力，提升对特大自然灾害、事故灾难等极端情况的承受和恢复能力。

文章来源： ​中国电力，中国电力企业管理，光伏們