（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

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。

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。

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。

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