保障电力供给安全充裕是硬任务。但是部分地区，“缺电”的烦恼仍在不同程度上继续。
能联社获悉，在刚刚结束的全国两会期间，多名来自地方电网公司的代表委员反映，电力保供的难度和压力正在进一步增大——包括存在电力平衡硬缺口、新能源关键时刻顶峰能力不足、电网安全稳定运行面临挑战等问题。
据中电联统计，截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%；人均发电装机容量自2014年底历史性突破1千瓦/人后，在2023年历史性突破2千瓦/人，达到2.1千瓦/人。中电联预测，今年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。到2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。
装机规模持续扩大，为生产供应打下基础，“缺口”是从何而来呢？
“电力平衡存在较大硬缺口”，“供需平衡的不确定性增加”
这几年，四川、云南等多地都出现过大规模缺电事件，仅2021年下半年，就有20多个省份采取过限电措施，各地为保供持续发力。而今，电荒焦虑仍未消除。
以经济大省江苏为例，“从电力保供看，电力平衡存在较大硬缺口。” 有来自国网江苏电力的人士表示。
其给出以下数据：预计2025年、2030年，江苏全省最高负荷分别为1.55亿千瓦、1.76亿千瓦，较2023年增长2200万千瓦、4400万千瓦。受资源禀赋和地理条件限制，省内发电资源难以满足需求，尽管已争取2个1000万千瓦煤电机组资源分别在“十四五”“十五五”落地，但2030年电力缺口仍达到1000－1100万千瓦。同时还有优化能源结构任务。根据国家能源局《2022－2030年各省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重预期目标建议》，到2030年江苏可再生能源电力消纳权重需达到40%，预计届时省内可再生能源发电装机超过1.5亿千瓦、发电量超过2200亿千瓦时，叠加已明确的区外清洁电力资源，还存在约260亿千瓦时的可再生能源电量缺口。
如果说，江苏作为资源小省而受到困扰，资源大省山西，一边已把晋电外送扩大至23个省份，一边也面临电力保供难度加大的境况——目前，山西常规煤电建设滞后，预计2024年至2025年只能投运318万千瓦。同时，该省在运和已批复新能源装机达到10254万千瓦，远超2025年8000万千瓦的规划目标。“新能源出力靠天吃饭，顶峰能力不足，省内电力供需平衡的不确定性增加。”国网山西电力人士表示。
缺口，不是个例。以下是能联社了解到的部分信息——
在四川，根据全省规划，2025年新能源发展目标3200万千瓦。全省用电峰谷差已达约2000万千瓦，现有火电调节能力仅约550万千瓦，大部分水电丰水期发电近似“直线”，发用电实时平衡困难。
从天津看，预计2025年最大负荷较“十三五”末增长超40%以上。供给侧，新能源已成为新增发电装机主体，其随机性、波动性强，关键时刻顶峰能力不足。特别是随着分布式光伏爆发增长，潮流反送、局部过载现象频发，电网安全稳定运行面临新挑战。
处于全国能源流向末端的湖南，到2027年、2030年，预计湖南电网最大电力缺口分别扩大到500万、800万千瓦，中长期电力供需形势严峻。
既有“真缺口”，也有“有效装机”不足的问题
装机规模节节攀升，非但不输规划，有些地区甚至远超预期。保供难度从何而来？能联社了解到，有一部分的确是“真缺口”。
比如上文提到的江苏，一次能源比较匮乏，长期离不开区外来电支持。以去年为例，该省全社会用电量7833亿千瓦时，最高负荷1.33亿千瓦。其中，区外来电电量1560亿千瓦时、占比19.9%，区外来电最大出力3360万千瓦、占比25.3%。区外来电已成为重要保障，必须需要持续增强，保障电力供应安全。
再看省内，到2030年，江苏电源增量主体为靠天吃饭的新能源，在用电晚高峰时刻新能源往往呈现“大装机小出力”特点，顶峰能力不足装机的10%。预计2025年、2030年，省内煤电等保障性电源增量分别为1600万千瓦、3380万千瓦，远不及负荷增量，电力安全供应持续承压。
再如云南，即便是水电大省，近两年持续面临电力电量“双缺”的局面。能联社获悉一份由昆明电力交易中心发布的《云南电力市场2023年运行总结及2024年预测分析报告》显示，预计全年电量缺口约270亿千瓦时，最大电力缺口达750万千瓦。而上述体量，预计大约占到云南往年全年电量、电力需求的10%、20%。
另有部分实则是“有效装机”的不足。简单说，装机增多不等于供应富足，尤其是高负荷时，这么多装机不一定都能发挥作用。
以福建为例，据国网福建电力人士分析，预计2025年分布式光伏将超过1500万千瓦，远超“十四五”规划800万千瓦上限。装机呈井喷式增长，新增接入空间却相形见绌，局部电网承载能力不足。从2023年底开展的分布式光伏接入电网承载力评估来看，10个试点县中，有4个县新增可开放容量为0。
新能源成为新增主体，一方面是导致电量季节分布不均、关键时刻顶峰能力不强。比如福建，2022年最大负荷日，全省风电装机容量超700万千瓦，高峰负荷时风电出力仅为装机容量的2.7%。另一方面，使用成本持续上升。“新能源平价上网不等于平价利用，为平衡新能源出力波动和保障电量消纳，需要额外增加电源调节、电网补强等方面成本。”上述人士预测，到2025年，为满足新能源发展，额外增加的电网补强等成本将达到0.2元/千瓦时，新能源终端利用成本将达到0.54元/千瓦时，超出燃煤标杆电价约0.14元/千瓦时。
需要关注的不仅仅是新增装机有多少
能联社认为，不必过分夸大缺口，特别是高峰负荷期的缺口对全社会用电量的影响，避免造成不必要的恐慌。但同时，问题也必须得到切实的解决。综合多方信息来看，当前迫切需要顶上的，不仅仅是装机新增多少，还有结合本地实际，强化电力系统整体统筹协同，包括煤电与新能源、新能源与调节电源、本地电与外来电的优化组合等。
比如山西，在发、供电能力用尽的情况下，负荷管理措施是维系电力供需平衡、保障电网安全的关键一招。只是目前，负荷管理机制不健全，电力用户“主人翁”作用未充分发挥。山西电网已聚合的可控负荷总量500万千瓦，但调节能力仅60万千瓦，负荷侧电力调节能力不足。
上述国网山西人士建议，适时调整山西煤电总量控制目标，优先部署大容量清洁煤电机组，发挥煤电容量电价机制作用，加快电源建设，统筹电力与电量、电源与电网、常规电源与新能源，实现电力电量供需时空均衡发展。同时，单独制定分布式新能源发展规划，建立承载力评估结果公示机制。推动分布式新能源全额上网电量进入电力市场，利用市场调节机制促进消纳。
再如四川，新能源多分布于距省内负荷中心300－500公里的川西地区，输送距离远，且受到输电走廊等制约，网源协同难度更大。加上新能源建设周期较输电工程本就较短，更需要超前输电通道规划建设，加大调节性电源建设力度。有国网四川电力人士提出，“结合‘十五五’电力规划及水风光基地输电规划等工作，研究布局川西新能源送出目标网架和输电工程，为新能源高质量发展奠定基础。”
国网天津电力的人士还建议，在提升电网资源配置能力的同时，以顶层设计推进新能源有序友好发展。坚持全国一盘棋，按照“全网统筹、保量稳率”，科学制定发展规模、布局和时序，差异化设置各省利用率管控指标。既要推动源网同步规划、同步建设、同步投运，也要科学引导分布式电源发展，规范开发模式，精准界定项目性质，防止以分布式之名行集中式之实。
