2022年电力供需形势及“缺电”专题报告

1、2022年电力供需形势及“缺电”专题报告2021年煤炭价格保障引发近年来最严重电荒，其底层原因是自十三五以来我国电力供需形势持续偏紧。从未来来看，双碳目标下电力将成 为我国能源体系的核心，用电规模有望扩大34倍。而煤电、水电、核电等传统电源增速减缓，新能源增速较快但比例仍偏低，电量供需 将持续偏紧。除电量角度外，负荷缺口更为棘手。由于第三产业和城乡居民用电比例上升，最高负荷增速将持续快于用电量增速。但新能源具有“极热 无风、晚峰无光”的特性，难以提供瞬时功率支撑，而传统电源增速不足，导致未来我国晚高峰负荷缺口持续扩大，错峰用电或成为常态。1.供需形势趋于紧张是电力中长期基本面1.1电量供应持续

2、偏紧新能源利用率低传统电源增速不足是主要原因量化测算：水电十四五期间新增投产总规模仅约4000万千瓦，按照平均4000利用小时数计算，只能提供1600亿千瓦时/年发电增量；核电十 四五期间只有11-13台（十三五期间投产21台核电机组），只能提供约1000亿千瓦时/年发电增量。与全国2021年8.3万亿千瓦时的用电需求 相比，水电、核电十四五总增量相当于一年用电量的3%，支撑每年用电增长0.6%；新能源偏乐观预期仅能支撑2-3%用电增速（发电量占比 约为10%，偏乐观预期下假设复合增速20%-30%），即清洁电源合计仅能支撑用电增速2.6%-3.6%，用电需求与清洁电源之间的缺口仍需 火电补齐

3、。1.2新能源受自然条件影响较大难以支撑瞬时负荷增长随着我国空调普及、第三产业及城乡居民用电增长（受人类自然作息影响强烈），我国当前用电“日内双峰、冬夏双峰”特征日益明显，最 高用电负荷增长速度持续高于用电量增长速度。受“极热无风、晚峰无光”特点影响，新能源只能满足电量需求，对瞬时负荷的支撑能力有限，负荷增长仍需煤电、水电、核电等传统电源 支撑。1.3顶峰能力缺口将长期持续煤电、气电、核电、抽水蓄能：由于不受天气影响，可认为可以保证100%出力。光伏：由于最高负荷通常出现在晚高峰，光伏基本没有出 力。风电：风电保证容量系数（一定置信概率下至少能保证的出力）较低，一般10%左右。由各种电源保证出

4、力的容量之和求得保证可用装 机容量，并测算实际备用率（=1-最大负荷/保证可用装机容量）作为电力平衡的核心指标。实际情况下由于电源出力受阻、网架限制、合 理备用等原因，需保证一定的备用率来保证电力系统安全运行。未来我国电力系统实际备用率呈逐年下降趋势，负荷缺口持续扩大。1.4缓解供需紧张需从增加供给、加强互联、调节需求三个方面同时入手水电：可开发资源相对有限，且开发周期长，短期难以大规模开发；核电：受核电厂址和安全性限制，难以大规模建设，且内陆核电开发 尚未放开；气电：是优质的顶峰和调峰电源，但受我国天然气储量限制，仅能少量建设。因此未来增加供应主要依靠煤电和新能源。新能源：存量小，利用小时低

5、，最关键的问题是新能源只能解决电量问题而难以解决电力问题，因此中短期内要显著改善供需紧张形势， 煤电的建设依然不可或缺。2.增加供给：解决供需紧张的基础，煤电仍将承担最重要的保供责任2.1十三五期间煤电装机显著下滑是电力供需由松转紧的主要原因在十二五装机高增速与用电低增速作用下，电力供给由缺转剩，利用小时数下滑至4000左右。2017年8月，16部委联合印发关于推进供 给侧结构性改革，防范化解煤电产能过剩风险的意见，要求十三五期间全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以 上。十三五期间煤电年均装机量仅36GW，显著低于十二五的年均49GW和十一五的年均64GW。2.2保供

6、价值凸显，煤电建设有望复苏2021年9月的大范围缺电让业界重新认识煤电的价值。2021年在供需两端共同作用下电煤价格一路走高，影响煤电企业发电能力，迎峰度 夏期间全国缺煤停机和临时检修容量超过9000万千瓦，虽然仅占煤电总装机的8.5%，但由于我国电力供需已进入紧平衡状态，依然导致了 比较严重的缺电问题。2.3煤电容量电价是必然趋势，提高煤电建设积极性新能源保证容量系数较低，而储能成本较高，煤电在未来很长一段时间内仍将是最重要的调峰电源。煤电通常设计运行寿命为30年，经过延寿最长可达40年。但随着新能源比例上升，煤电利用小时数下降是必然趋势，因此煤电收益机制 上需要充分考虑长期稳定收益来源才能

7、提高煤电建设积极性。2.4核电是清洁高效的发电方式，双碳目标下重要性凸显我国核电经历2010-2011、2013-2016两个投产高峰，截至2021年12月，我国大陆核电装机容量合计5326万千瓦，占全国总装机容量 2.2%，远低于世界平均水平。核电输出稳定，几乎不受天气、昼夜、燃料运力等因素影响，平均利用小时数达7000小时以上，可作为基荷电源，远高于火电（4500小 时）、水电（3600小时）、风电（2300小时）、光伏（1300小时）等电源。3.调节需求：储能有效解决局部时段短缺问题，抽蓄有望迎来爆发式增长3.1储能/需求侧响应可以有效解决日内局部时段用电紧张对于部分地区地来说，局部时段

8、电力供应短缺是最突出的特点。由于尖峰负荷具有短时波动较大、持续时间较短等特点。如果仅为保 证尖峰负荷配套电源和电网建设，投资规模过大、效率过低。3.2抽水蓄能是最主要的储能资源，即将迎来爆发式增长储能本质上是具有电源和负荷双向特性的参与者，使得储能的使用具有很高的灵活性。抽水蓄能仍是最主要的储能方式。十四五和十五五将分别翻倍增长。根据CNESA统计，截止2021年末我国已投运储能装机容量达到 46.1GW，其中抽水蓄能39.8GW，占比达到86.3%，是最重要的储能方式。相比于新型储能，抽水蓄能具有技术成熟、存储容量大、 储能时间长、成本较低等优点，度电成本仅0.210.25元/kWh，显著低于电化学储能。4.加强互联：特高压和柔直同时解决电力短缺和新能源消纳双重问题4.1资源分布不均是局部地区缺电根本原因，需要建立全国范围电力互济能力我国优质风光资源位于西部、北部地区，但电力消费主力在东南沿海（胡焕庸线以东占86.5%），新能源一次能源无法直接输送导致未来 “西电东送”格局将进一步加强。今年6月，国网西北分部积极组织电力交易，全力支援“三华”地区。本轮负荷高峰期间，电力外送最高达4043万千瓦，同比增长23%。 显示出跨区输电对缓解局部电力供需紧张的巨大优势。4.2现有跨区输电通道不足，未来仍需要保持高强度建设当前跨区输电电量仅占我国电力消费量不足10%，现有跨区输