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？

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

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。

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。

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。

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。

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