2016年以来，我国电力供需形势总体平稳，“十三五”中后期，湖南、江西等局部地区电力供需形势逐步趋紧。为保障电力供应安全，避免供需形势大起大落，现结合“十四五”和中长期电力需求、电源发展情况，预判我国未来电力供需形势，并提出保障措施建议。

一、“十三五”电力供需形势回顾

电力供应保障能力稳步夯实。“十三五”期间，我国电力基础设施建设规模稳步增长，电力供应安全性和可靠性持续提升，为新常态下经济转型升级和稳定增长提供有力支撑。截至2020年底，全社会用电量达到7.5万亿千瓦时，全国发电装机达到22亿千瓦，“西电东送”规模达2.7亿千瓦。

电力供需形势总体平稳，局部地区逐步显现偏紧态势。“十三五”期间，我国电力供应由相对宽松、局部过剩逐步转向总体平衡、局部偏紧，实施有序用电的范围持续扩大、规模明显增加。2020年入冬以后，湖南、广西、广东等地用电高峰时段电力供需紧张，最大错避峰电力分别约287万千瓦、65万千瓦和35万千瓦。2021年1月，电力供需紧张形势延续，湖南错避峰电力约195万千瓦，江西最大需求侧响应约59万千瓦、错避峰电力约122万千瓦，四川错避峰电力约279万千瓦，江苏需求侧响应约266万千瓦、推动轮休错峰约1143万千瓦，安徽错避峰电力约115万千瓦。

供需两端多重因素叠加引发局部地区供需偏紧。一是大部分地区电力需求超预期增长，“十三五”末全国超过2/3省区用电量增长超出规划预期，主要集中在东部沿海的广东、江苏等地区和中西部地区的湖南、江西等地区。二是部分支撑性电源建设滞后，抽水蓄能、核电、气电装机规模仅分别完成“十三五”规划目标的50%、74%和73%。三是受配套电源建设进度滞后、送受端网架存在薄弱环节等因素制约，部分跨省区输电通道利用率偏低，不足60%。四是新型储能大规模应用之前，新能源的随机性、间歇性特征决定了风电、光伏无法提供与其装机容量相当的保障出力。总体上，需求侧超预期发展和供给侧支撑能力不足，是局部地区供需趋紧的主要原因。

二、2021年电力供需形势研判

全社会用电量预计大幅反弹增长。2021年上半年，国内疫情得到有效控制，经济用电快速反弹，大量海外订单回流，下游基础设施建设需求旺盛，钢铁、有色等产品价格处于高位，企业生产积极性较高，1~5月全社会用电量累计同比增长17.7%，是2011年以来的最高水平。下半年，在碳达峰、碳中和战略目标下，风电、光伏发电、新型储能等供给侧基础设施建设将快速扩张，需求侧新能源汽车、充电基础设施等建设将稳步推进，带动相关高技术产业和装备制造业快速发展。新冠疫苗接种工作的全面推进，将进一步减弱疫情对交通运输、餐饮、住宿等服务业的影响，带动服务业用电增长持续回升。随着乡村振兴战略的持续推进，部分城镇老旧小区改造完成，城乡电气化水平将稳步提升，居民生活用电仍有较大增长空间，但考虑到居民居家生活总体时间要低于2020年水平，预计今年居民生活用电增长总体低于去年同期水平。综合上述因素，预计2021年全社会用电量将超过8.1万亿千瓦时，同比增长8.0%以上。

总装机规模稳步增长，支撑性电源装机稍有不足。结合电源项目开工建设进度，预计2021年全国发电总装机容量约24亿千瓦，较2020年新增约2亿千瓦。其中，支撑性电源装机约17.2亿千瓦，较2020年新增约9700万千瓦，占新增装机的一半左右，同比增长约6%，低于用电增速。

预计今年全国电力供需形势基本平稳，华北、华东、华中、南方局部地区高峰时段存在较大电力缺口。根据测算，2021年全国大部分地区电力供需基本平衡。预计浙江、湖北、湖南、广东、广西、云南等省份局部地区高峰时段将出现电力供需紧张的情况，此外，华北地区的冀南、蒙西、山东，华东地区的江苏、安徽，华中地区的河南、江西、四川、重庆，南方地区的贵州用电高峰时段电力供需偏紧。上述地区需紧密跟踪气象及电力需求变化，加强电煤储备、发电燃气供应、电网安全可靠供电、有序用电等保障措施，提前做好应急保障方案。

三、“十四五”电力供需形势研判

电力需求将保持刚性增长。“十四五”期间，我国将加大“两新一重”建设力度，加快构建双循环新发展格局，经济发展内需持续扩大，预计电力需求将保持中速刚性增长。从用电增长驱动力来看，制造强国的发展目标决定了第二产业用电仍将刚性增长，大数据、电动车、5G通信等将带动第三产业用电持续快速增长，人民对美好生活的用电需要将推动居民生活用电稳步增长。此外，为实现碳达峰、碳中和战略目标，电能替代力度将持续加大，成为电力需求增长的重要动力。综合多方面因素，预计2025年全社会用电量将达到9.5~9.8万亿千瓦时，“十四五”年均增长4.8%~5.5%。

传统支撑性电源稳步增长，新能源装机规模持续提升。“十四五”期间，水电、核电等长周期非化石电源投产时序已基本明确，预计常规水电、抽水蓄能、核电分别新增约4100万千瓦、3100万千瓦、2000万千瓦，2025年分别达到约3.8亿千瓦、6200万千瓦、7000万千瓦。此外，预计2025年新型储能达到3000万千瓦以上，气电达到约1.5亿千瓦。“十四五”期间，严控煤电项目，结合电力供需形势，科学确定并优化调整布局，发挥托底保障支撑作用。为实现2025年非化石能源占一次能源消费比重20%左右的目标，2025年风电、光伏发电、生物质发电等新能源装机需大规模发展。

全国电力供需形势总体趋紧，面临系统性硬缺电风险。考虑水电、核电、风电、光伏发电、气电、新型储能等按期投产；结合各地区光伏发电特性与系统负荷特性匹配情况，确定光伏参与电力平衡规模；结合风电渗透率和风资源条件，风电按照5%参与电力平衡；在此基础上，新型储能规模全部纳入电力平衡。此外，各地区分别按照3%~5%采取需求侧响应措施，充分考虑区域电网备用共享，优化各地区备用容量，充分提升现有跨省区输电通道能力，优化省间电力互济，严控煤电项目，按需投产。电力平衡测算结果表明，“十四五”期间全国电力供需形势总体趋紧，电力缺口逐年扩大，若不及时加强支撑能力建设，或将出现系统性硬缺电风险，主要集中在华北、华东、华中、南方等部分地区。

按照当前支撑电源建设进度，2023年京津冀鲁、华东、华中东四省、重庆、粤桂黔等地区电力缺口分别在1000万千瓦、400万千瓦、1000万千瓦、400万千瓦和200万千瓦以上，2025年进一步扩大到2500万千瓦、1700万千瓦、2500万千瓦、700万千瓦和1000万千瓦。

四、中长期电力供需形势研判

为支撑煤炭、石油、天然气尽早实现碳达峰，我国将实现更高水平电气化，预计2045年前后用电趋于饱和，人均用电量达到8500千瓦时以上。中长期我国电力需求仍将持续增长，预计2030年、2035年全社会用电量将分别达到11.5万亿千瓦时、13.1万亿千瓦时，五年年均增速分别约3.9%、2.6%。

以“十四五”电力供需基本平衡为基础，结合各类电源发展潜力进行测算，中长期全国仍将存在较大电力缺口，电力供应紧张的地区主要集中在华东、华中、粤桂黔地区，电力缺口分别在1600万千瓦、4200万千瓦、2500万千瓦以上。

五、电力供应保障措施建议

“十四五”及中长期，在碳达峰、碳中和战略背景下，为服务保障经济高质量发展，需坚守电力安全底线，加快构建产供储销综合电力保障体系，加强电力供需形势监测预警，从源、网、荷、储各环节多措并举提升电力供应保障能力。

大幅提升用户侧需求响应能力。鼓励电价敏感型高载能负荷改善工艺和生产流程，积极发展电动车、新型储能、电供暖等可中断负荷灵活参与的智能高效用电模式，完善峰谷电价和需求响应价格机制，释放居民、商业和一般工业负荷的用电弹性，引导用户优化用电模式。力争到2030年，全国各地区需求侧响应能力达到最大负荷的5%以上。

积极优化布局新型储能电站。推动新型储能规模化发展，加快推进新型储能技术研发和应用。在西部新能源富集地区以新型友好绿色电站模式布局一批电源侧新型储能，在中东部负荷中心地区以源网荷储模式布局一批电网侧和用户侧新型储能，在偏远地区结合分布式新能源布局一批新型储能，重点解决独立供电问题。

着力提升新能源电站支撑能力。鼓励建设系统友好型新能源电站，探索市场化商业模式，开展多能互补和源网荷储一体化运营示范，通过合理配置储能设施、提高能量转换效率、提升长时间尺度新能源预测水平、智慧化调度运行等手段，提升新能源发电容量置信度，为电力系统提供必要的容量支撑和调节能力。

提升存量输电通道利用率，推动已明确输电通道尽快投产。“十四五”期间，针对准东至皖南、上海庙至山东、晋北至江苏、锡盟至泰州等存量输电通道，通过加强送受端地区电网网架、加快配套电源投产等措施来提升输送能力，合计约4000万千瓦。加快推进陕北至湖北、雅中至江西、白鹤滩至江苏、白鹤滩至浙江等已明确输电通道及配套电源建设投产，确保“十四五”初期新增3200万千瓦输电能力充分发挥。

持续提高电力资源配置能力与质量。“十四五”期间，在新能源支撑能力大幅经济可靠提升以前，考虑京津冀、华东、华中地区环保约束增强、东部省份率先碳达峰等，需依托北方综合能源基地加快开工建设一批输电通道，提升中东部重点地区的电力支撑能力。中长期，重点构建以水电、新型储能为基础保障，新能源最大化利用和开发的新模式。以可再生能源外送为重点，超前谋划大型清洁能源基地外送通道和接续方案。力争到2030年，跨省跨区电力资源配置能力达到4.2亿千瓦以上。

严控煤电项目按需建设，支撑远期有序退出。坚持系统观念，统筹电力绿色低碳转型和安全供应保障，在系统友好型新能源电站大规模应用并逐步替代传统支撑性电源以前，用好存量火电，结合供需形势科学确定并优化调整项目布局，充分发挥其系统支撑和调节作用，确保足够的电力安全供应保障能力，为经济高质量发展提供坚实的电力保障。与此同时，加快突破新型电力系统关键技术，支撑以新能源为主体的新型电力系统建设，为碳达峰、碳中和目标下的煤电有序退出奠定基础。

强化重点地区清洁能源产业布局。在做好供给侧保障能力建设的同时，积极引导优化调整产业结构，鼓励适应新能源的产业优先发展。在内蒙古、青海、西藏等西部资源条件好的地区重点布局新型储能、新能源等产业集群，在江苏、浙江、福建、广东、广西等地区重点布局海上风电产业集群。通过引导产业布局调整，有效缩短电力资源配置距离，促进清洁能源就地开发高效利用。