我国“十四五”期间电力平衡情况是当前业界十分关切、具有一定争议的话题。国网能源研究院初步测算，预计“十四五”期间全社会用电量增长率为4%—5%，电力弹性系数小于1，电力负荷峰谷差持续加大，冬季采暖范围扩大导致冬季用电峰值上升较快，夏季日负荷双峰特征更加明显。
2025年电力年均增速5.5%
张运洲表示，随着经济结构调整、技术进步以及能效的提升，预计一次能源消费“十四五”期间平稳增长，增速在2%左右。电力消费增速明显高于一次能源，主要是由于清洁能源仍处于快速发展时期，80%以上清洁能源转化为电能加以利用，电气化水平将持续较快上升。
张运洲分析，一方面，受第二产业用电比重稳步下降、第三产业和居民用电占比逐年提高影响，国家电网经营区域最大负荷增速将高于用电量增速，预测2025年达到13.3亿千瓦，年均增速5.5%，高于用电量增速约1个百分点。最大日峰谷差率预计将增至35%，最大日峰谷差达到4亿千瓦，电力系统调峰压力进一步增大。“另一方面，东中部地区夏季日负荷更多地呈现双峰特征，增加了电力平衡的难度。尤其是晚高峰期间光伏出力几乎为0，电力晚高峰平衡问题需要高度重视并加以解决。”
据国网能源研究院初步测算，如果仅考虑已明确的“十四五”期间投产电源和跨区输电通道，2025年国网公司经营区东中部地区高峰时段电力供应能力明显不足，其中，华北受端、华东、华中等地区的电力缺口将分别达到2400万、3400万和2800万千瓦。需要多措并举，包括增加有效电源、跨区调剂以及加大需求侧响应力度等手段保证电力供应。
今年电力供需增速基本持平
国网6月29日发布的《2019中国电力供需分析报告》(以下简称《报告》)显示，2018年我国电力供需形势从前几年的总体宽松已转为总体平衡，《报告》预计，2019年全社会用电量将达到7.28—7.41万亿千瓦时，比上年增长5%—7%，全社会用电量增速位于5%—6%区间的概率最大，今年电力供应增速与需求增速基本持平。
“2018年全社会用电量增速创2012年以来新高，供给侧结构性改革成效显著、经济新动能快速成长、电能替代力度加大是用电量快速增长的主要原因。”国网能源研究院经济与能源供需研究所副所长谭显东表示，从去年用电情况来看，西北区域用电增速在下降，其余各个区域用电增速普遍回升。2018年全国用电增长的主要增量来自华北、华东和南方电网区域，这三个区域对整个全国增量的贡献是64%。“近两年来出现一个新特点，就是华中和西南在全国的用电增速由原来的比较慢，慢慢地发展到领先于其他地区。”
《报告》显示，2019年全国电力供需总体平衡，部分地区高峰时段电力供需紧张。一是华北、华中电网供需紧张，预计缺口将分别达到600万千瓦、500万千瓦，主要集中在京津唐电网、河北南网，以及山东、湖北、湖南、河南、江西电网。二是全国发电设备利用小时数有所下降，其中火电设备利用小时数与上年基本持平。
2030年前后煤电装机达到峰值
《报告》还预计，2019年全国新增装机容量1.1亿千瓦;全国发电利用小时数在3810小时左右，较上年下降53小时。截至2019年底，全国发电装机容量将达到20.1亿千瓦，比上年增长5.8%。
值得注意的是，在全球削减煤炭消费的大形势下，我国将面临更大的控煤压力，需要统筹协调好煤电机组的新增、退役及延寿，推进气电建设，以及大力推动负荷高峰期需求侧响应等方面措施。据国网能源研究院测算，煤电装机峰值出现时间在2030年前后，约12.3—13.5亿千瓦，影响煤电峰值的主要因素包括电力需求增长、水电和核电开发进度、跨区通道建设节奏等。
“相对于电量平衡，未来电力平衡是关键问题，电力平衡和对其他电源的调节补偿需求决定了煤电在电力系统中仍将继续发挥‘压舱石’和‘稳定器’的重要作用。2030年前后要维持12亿千瓦以上的煤电装机，不宜过早、过快大规模淘汰煤电，重点核心供电区域还应布局一批保障安全供应的应急备用燃煤机组。”张运洲表示。
责任编辑：肖舟
