2023安全的内核系列（一）：能源安全下的电力系统建设| 民生策略

文：民生策略团队

联系人：牟一凌/方智勇

根据“十四五”规划提出的目标，单位GDP能耗下降13.50%，终端电气化率为30%。2020年单位GDP能耗为0.50吨标准煤/万元，而“十四五”规划提出在2021-2025年期间单位GDP能耗要下降12.50%，则2025年的单位GDP能耗=0.43吨标准煤/万元。根据《“十四五”现代能源体系规划》，到2025年我国终端电气化率要达到30%左右；而能源消费总量=能源终端消费量+各种能源损失量，2016-2020年能源终端消费量/能源消费总量均值为78.34%。

最终，我们测算得到：在单位GDP能耗下降、终端电气化率提升的背景下，2022-2025年我国电力需求年化增速可达4.55%。

1.2 “十四五”我国电力供给测算：2022-2025年年化增速4.16%

这里的电力供给不是指瞬时发电能力，而是全年发电总量。发电总量的测算主要取决于两点：

（1）非化石能源发电量比重。在我国电力统计项目下，化石能源发电量就等同于火电发电量（广义上的火电发电量包括燃油、燃煤、燃气等发电），而非化石能源发电量包括水电、核电、风电和太阳能发电。根据非化石能源发电占比可以倒算发电总量。

（2）可再生能源发电量。可再生能源发电量即在非化石能源发电量的基础上剔除核电，包括水电、风电和太阳能发电。可以将可再生能源发电当成一个整体进行测算，即非化石能源发电量=可再生能源发电量+核电发电量。

最终，发电量总量=（可再生能源发电量+核电发电量）/非化石能源发电量比重。

2025年我国非化石能源发电量比重将达到39%，可再生能源发电量将达到3.3万亿千瓦时。根据《“十四五”现代能源体系规划》，到2025年非化石能源发电量比重（水电+核电+风电+太阳能发电）达到39%左右（2021年为32.59%）。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，到2025年可再生能源发电量（水电+风电+太阳能发电）达到3.3万亿千瓦时左右（2021年为2.32万亿千瓦时）。

最终2022-2025年我国发电总量的年化增速可以达到4.16%，略低于前文我们测算的用电需求年化增速，到2025年我国用电量缺口约为1亿吨标准煤（约合8335亿千瓦时），这意味着如果完全按照前文的基准假设情形进行测算，则“十四五”期间我国仍缺电。

1.3 用电量缺口还存在空间分布不均的特征

除了总的用电量缺口以外，不同区域之间的用电量缺口差异十分明显：我国东部沿海以及华北地区存在较为严重的用电量缺口。我们用用电量-发电量来衡量用电量缺口（值越大代表越缺电），则我们发现我国缺电地区主要是东部沿海及华北地区，而西北和西南地区则是电量输出大省。

2.1 由于波动性电源存在，用电负荷与可用容量存在缺口

用电负荷VS发电量VS装机容量：用电负荷是用电设备在某一时刻实际取用的功率总和；发电量是可用容量与时间的积分；装机容量是发电机组的总容量（并非实际可用容量）。由于风光水电等波动性电源的存在，可用容量可能在某些阶段无法满足用电负荷（比如冬夏高峰）。

2.2 2025年我国用电负荷缺口预计约为2.4亿千瓦

假设2025年用电负荷/装机容量约51%（过去5年均值），则在“十四五”目标发电装机容量为30亿千瓦的基础上，预计2025年用电负荷最高可达约15.34亿千瓦。根据不同电源的受阻系数进行测算，预计2025年新增可用容量（可用容量=装机容量*（1-受阻系数））可达2.16亿千瓦（不考虑煤电与备用机组），则2025年用电负荷与可用容量之间的缺口可达约2.4亿千瓦。

2.3 用电负荷缺口同样存在空间分布不均的特征

从最高用电负荷分布来看：华东地区是全国用电负荷最高的区域，其次是华北，而东北、西北的用电负荷较低，但西北增速最快。我们用过去5年的发电设备容量年化增速-最高负荷年化增速以及最高用电负荷/发电设备容量的比值来衡量不同区域的用电负荷缺口，发现：华东、华中、南方的发电设备容量增速不如用电负荷；而华北、华东、华中的最高用电负荷/发电设备容量比值明显在全国51.93%的水平之上，意味着这些区域的用电负荷缺口较大。

3.1 解决用电量缺口：提升能源利用效率，同时增加可再生能源发电量

用电量缺口如何解决：需求侧进一步降低单位GDP能耗（在电气化率提升的背景下提升高耗电产业的能源利用效率），供给侧进一步增加可再生能源发电量。

因此，如果要保证经济增速处于相对合理的区间内，则只有通过进一步降低单位GDP能耗才能降低能源总需求，从而降低用电量缺口。这就要求我国在重点高耗电领域进行相应的技术改造，提高能源利用效率。

其次，从供给侧来看，在绿色转型大方向不变的前提下，在不降低非化石能源发电量占比的假设下，只有通过加大可再生能源发电量或者核电发电量（次优）来降低用电量缺口。

根据测算，在保证单位GDP能耗下降幅度目标值不变（13.50%）的情况下，需要将2025年可再生能源发电量在原目标的基础上再提升3000亿千瓦时以上才能弥补用电量缺口；而在保证2025年可再生能源发电量目标值不变（33000亿千瓦时）的情况下，仅仅通过降低单位GDP能耗不太可能实现目标。

目前市场预期的可再生能源发电量是否能够满足上述要求？核心假设：假定2025年水电（常规+抽水蓄能）的累计装机量为4.6亿千瓦，水电可利用小时为3668小时（2017-2021年均值，下同），风电可利用小时数为2086小时，光伏可利用小时数为1194小时。如果2025年提前完成2030年的风电+光伏装机容量12亿千瓦目标，假设风电与光伏的装机容量分别为6亿千瓦，则“十四五”期间风电和光伏的新增装机容量分别需要达到3.18亿千瓦（318GW）和3.43亿千瓦（343GW），在这种情形下可再生能源发电量（＞36487亿千瓦时）足以满足前文测算的36000亿千瓦时要求（保证单位GDP能耗不变的前提下，提升可再生能源发电量）。

3.2 解决用电量缺口空间分布不均：加大电网投资

虽然目前预期新增的可再生能源发电量基本上可以弥补用电量的总缺口，但用电量的结构性缺口却并不能通过发展基础电源解决，而是需要通过加大电网投资来解决，这一点在《扩大内需战略规划纲要（2022-2035年）》也有所体现：“提升电网安全和智能化水平，优化电力生产和输送通道布局，完善电网主网架布局和结构，有序建设跨省跨区输电通道重点工程，积极推进配电网改造和农村电网建设，提升向边远地区输配电能力”。

而过去十几年的现实是：2009年至今电网基本投资建设的年化增速仅为2.66%，但是跨区域的送电量年化增长高达15.23%，这意味着的是随着经济增长跨区域的送电量需求其实也在不断增长，但连接不同区域之间电力系统的电网建设增速却明显跟不上。

面对上述现状，以南方电网和国家电网为代表的电网公司纷纷提出在“十四五”期间进一步加大电网投资的计划，其中：根据《南方电网“十四五”电网发展规划》，南方电网将在“十四五”期间投资约6700亿元，以加快数字电网和现代化电网建设进程；而国家电网则计划投入3500亿美元（以12月23日的汇率换算约合人民币24500亿元），推进电网的建设升级。两者的“十四五”计划的投资总额就已经超过3万亿元，高于“十三五”期间的投资总额（2.68万亿元，其中南方电网投资0.30万亿元，国家电网投资2.38万亿元）。

3.3 解决用电负荷缺口：需求侧响应+优化电源供给结构

从需求侧来看，随着中国经济结构发生转变、新旧动能转换以及电气化的趋势，用电负荷呈现出明显的尖峰化和双峰化的特征。在部分地区，全年最大负荷95%以上的尖峰持续时间低于24小时，97%以上的持续时间则更短。

由于目前国内电力市场化程度比较低，同时需求响应技术条件仍不完善，因此更多时候在需求侧采取的都是有序用电（错峰用电、限电、紧急拉闸等）的手段来对应对尖峰时刻的超负荷问题，给工业生产带来了很大干扰，尤其是2021-2022年夏季高峰时期的限电限产。未来如果将需求响应[1]纳入区域规划，可以削减尖峰用电负荷的有效能力，将负荷平衡条件下调。例如需求响应可以有效降低最大用电负荷5%，则95%最大用电负荷为新的平衡条件，从而减少电源容量建设、降低供电成本。自2012年以来，电力需求响应的试点逐步由最开始的北京、苏州、唐山和佛山四个城市向全国推广，越来越多的用电大省/城市开始试行。

除了需求侧响应，在供给侧可以考虑优化电源结构，提升尖峰时刻的可用容量，从而提升调峰的能力。如何优化尖峰时刻的电源结构，可以根据不同机组组合在不同的负荷缺口持续时间情境下的成本最小化来进行选择，比如在《中国电力供应安全的经济分析与保障路径研究（2022年）》报告中，以山东省为例进行了尖峰电源组合最优化的分析：当尖峰负荷缺口时长较短的时候，最优的方案即是需求响应，而随着尖峰负荷持续时间延长，最优的电力资源组合是“需求响应+延寿煤电”。因此对于山东省而言优化供电结构的方法是进一步扩大需求响应和外电入鲁的规模，同时减少基础电源中煤电的规模，增加延寿煤电机组的规模。根据报告的测算，“山东省现有电力结构的发电年化成本约为1466亿元，而优化方案的年化成本约为1232亿元，节约了234亿元的成本。山东的实例分析表明，中国电力行业存在着依靠很大的低效冗余电源投资保障电力供应安全的问题，结构性改革‘降成本’的潜力巨大”。

如果根据前文假设，到2025年风电和光伏的累计装机容量分别可以达到6亿千瓦（其中根据克拉克森研究的专题报告《聚焦中国海上风电市场》，2025年海上风电投运规模有望达到60GW），则2022-2025年新增装机容量带来的铝和铜的新增需求量分别可以达到119.92万吨和48.05万吨，占2021年铝、铜表观消费量的2.92%、3.46%。从年化增速的视角来看，2017-2021年5年铝的年化消费增速为5.19%，铜为3.32%，假定不考虑其他变化，则上述光伏、风电装机带来的铝/铜的新增消费量年化增速可以分别达到0.58%/0.68%。

（3）加大电网投资（特高压、智慧电网等）。根据国家电网和南方电网公布的投资计划来看，未来电网投资的重点主要在于特高压线路建设（包括国内特高压直流工程、跨国直流联网工程等）以及电网的智能化建设（发电和电网领域的数字建设，包括智能化数字化发电厂建设、数字驱动的新型管理模式等）。其中特高压线路的建设就涉及到对换流阀、输变电设备等的需求，而智慧电网的建设涉及到虚拟电厂、智能输变配电、智能电表等领域。

（4）需求响应：需求响应的分时电价将会使得更为稳定的火电和储能有利可图；而需求响应的技术框架包括电网侧的需求响应自动服务器、能量管理系统以及用电信息采集系统；通信层的远方通信技术；用电侧的智能楼宇、家居以及智能电表等。

（5）提升尖峰电源的可用容量：利用好延寿煤电机组；配套抽水蓄能、电化学储能、燃气发电等受阻系数较低的电源。根据前文测算到2025年尖峰时刻的可用容量缺口为2.4亿千瓦，假设需求侧响应可以降低5%左右的尖峰负荷，而延寿煤电机组增加的系统调节能力为0.4亿千瓦[2]，则这个缺口可以缩小到1.2亿千瓦，这个缺口只能由供给侧增加可用容量解决。根据不同电源的受阻系数，我们测算了假设只增加某种电源的情况下该电源新增装机容量需要超出原有计划多少亿千瓦：其中抽水蓄能、新型储能、核电所需装机容量均为1.2亿千瓦（分别是原计划的约3倍、4倍和8倍），而常规水电和气电均为1.5亿千瓦（都是原计划的3倍）。而在大多数储能形式中，抽水蓄能的单位能效能量成本其实是最低的。

在上述领域，未来有进一步的投资催化在于：

（1）有关电力投资政策的细化与落地。比如各地关于可再生能源装机和消纳目标的完成情况、电网投资完成总额、电力市场化改革的进程等。

2）各省市2023年年度重大项目投资计划中的电力重点项目披露。一般在次年的3月各省市都会公布当年的重大项目投资计划，其中就包括电力的重点项目，因此当年电力投资的力度基本上就确定了。

（3）随着经济逐步从疫情冲击中恢复，用电需求将会逐步恢复，尤其是到了夏季，由于尖峰电源短期仍不足，因此很有可能再次发生电力紧缺、限电限产的现象，从而进一步凸显保障电力安全的重要性。