【南方能源观察】复杂多变形势下“十五五”电力供应如何保障

南方能源观察全文2368字，阅读大约需要4分钟未经许可严禁以任何形式转载 微信号：energyobserver 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.com韩明宇 刘正超 邵冲 陈心宜 南方电网能源发展研究院 展望“十五五”，极端天气频发、新能源占比快速攀升及用电负荷不确定性增加等影响交织，如何有效应对这些复杂挑战，确保电力安全可靠供应，正日益成为政府和业内关注的焦点。 电力是经济发展的基石。2025年入夏以来，全国多地尤其是北方地区遭遇历史罕见的持续高温，迎峰度夏期间用电负荷屡创新高，全国最高负荷首次突破15亿千瓦。得益于前期的充足准备与科学调度，全国电力供应整体保持平稳有序，经受住了极端高温天气的考验。 一、2025年电力供需格局新动向 电力消费增速放缓。伴随经济转型和产业结构调整，用电需求增速相较于2024年有所放缓，数据显示，2025年上半年全国全社会用电量同比增速仅为3.7%，相比于2024年同期增速下滑4.4个百分点。其中，第二产业中的四大高载能行业、消费品制造业用电增速回落明显，第三产业用电与居民生活用电增速相对稳定。 新能源装机规模激增。受新能源全面入市的“136号文”政策推动，新能源建设明显提速，2025年上半年，全国新增风电、光伏发电装机约2.6亿千瓦，同比增长105%，上半年增量已超“十四五”前四年年均增长水平；南方区域2025年上半年累计新增风电、光伏发电装机容量约5400万千瓦，较2024年同期的2300万千瓦增长134%。 清洁能源基地开发稳步推进。2025年，西北“沙戈荒”风光大基地、西南水电基地建设提速，清洁能源集中开发进一步加快。东部地区绿电消纳需求不断攀升，区外来电将成为其电力供应的重要补充，“西电东送”内生动力持续增强。随着未来跨区输电规模持续扩大，全国电力资源优化配置能力也将得到进一步提升。 电力市场价格持续下行。2025年上半年，电力供给整体宽松，受煤价下降、新能源电量占比增加等因素影响，广东、江苏、山东、蒙西等市场化程度较高地区的电力价格持续走低。其中，2025年6月，广东电力中长期市场交易价格降至372.7厘/千瓦时，较2024年全年交易均价449.4厘/千瓦时下降近17%；山东、浙江等省份现货市场更是频繁出现负电价现象。发电企业经营压力持续增加，盈利能力面临严峻考验。 二、“十五五”电力保供遭遇多重挑战 新增电力供应能力不确定性加大。一方面，当前支撑性煤电投资积极性不足，建设进度存在滞后风险。另一方面，西藏、西北“沙戈荒”等跨省区输电项目多以常规电源与大规模光伏打捆外送为主，电量替代作用明显大于装机替代，难以有效解决晚高峰电力支撑不足的问题。此外，从以往经验来看，跨省区输电项目从前期策划到建成投产需4—5年，规划新增区外送电工程预计在“十五五”后期方可发挥作用。 新能源消纳难度增加。随着新能源占比快速提升，供需平衡难度增大，省内消纳问题日益凸显。根据全国新能源消纳监测预警中心统计数据，2025年上半年，新疆、青海、蒙西等地风电或光伏发电利用率已跌破90%，西藏不足70%。为稳步推动碳达峰目标顺利实施，预计“十五五”期间全国风电、光伏发电装机仍将维持较快增长，年均新增装机规模在2亿千瓦左右，部分新能源富集地区将面临“电量盈余”问题，单纯依靠日内调节措施已难以解决，清洁能源在更大范围消纳已迫在眉睫。 电网安全风险防控难度增加。新能源渗透率不断攀升，电网运行特性发生深刻变化，新能源富集的末端电网宽频振荡及谐波超标等风险进一步增大。与此同时，高密度负荷中心电网愈发复杂，短路电流超标、电压稳定与断面复杂交织风险长期存在。预计“十五五”期间，为解决新能源送出和消纳所需的电网投资将快速增长。 电力体制机制改革还需深化。适应新型电力系统的源网荷储各环节电价传导机制还不健全。随着新能源占比提升和负荷增长不确定性加剧，电力系统运行波动愈发明显，现货市场价格预测难度加大，用户侧需承担更多平衡和调节成本。同时，跨省跨区绿电交易机制、输配电价机制亟待优化，电力市场与碳市场协同尚不充分。此外，源网荷储一体化、虚拟电厂、绿电直供等新业态、新模式发展有待进一步引导和规范。 三、如何破解“十五五”电力保供难题 建议统筹电源布局，提升规划协同效能。一是统筹电力保供和绿色转型，抓住碳达峰实施重要窗口期，在负荷中心及新能源富集地区做好支撑性、调节性火电机组建设，满足负荷发展和大型新能源基地建设需要；二是统筹区外电力引入与本地电源开发，通过本地支撑性电源建设弥补区外送电通道晚高峰电力支撑能力不足问题；三是统筹新能源消纳与调节性电源建设，建议在推动新一代煤电升级改造行动的基础上，合理增加抽水蓄能、新型储能规模，并充分挖掘省间电力互济能力及负荷侧调节能力。 建议提高系统充裕度，增强整体安全韧性。为应对“十五五”电力保供的复杂局势，应多措并举提升电力供应充裕度。在提升电源侧供应能力的基础上，一是进一步加强跨省跨区互济通道建设，提升电力在更大范围内的动态平衡能力；二是持续提升需求侧响应能力，鼓励用户在高峰时段灵活调节用电；三是加快调节性资源建设，推动构网型技术示范应用，增强电力系统抵御极端天气和突发事件冲击的能力，实现更高水平的安全稳定运行。 建议完善电价机制，发挥市场引导作用。一是加快健全容量电价机制，合理补偿支撑性和调节性电源的容量价值，激励经济高效容量资源建设；二是推进跨省跨区电价机制市场化改革，探索“西电东送”电价接续机制和跨省输电通道两部制或单一容量制电价形成机制，合理分摊输电成本和通道利用费用；三是推动电价机制与电力中长期、现货、辅助服务市场协调衔接，形成反映电力商品时空稀缺性的价格信号，促进源网荷储各类资源投资的合理布局。 建议加强创新驱动，融入新要素新理念。一是注重理论方法革新，优化电源规划评价指标，加强源网荷储协同规划，推动规划理念从“确定性”向“适应性”转变；二是充分考虑全国统一电力市场对资源配置的影响，利用价格信号优化电源布局和关键断面送电能力；三是创新研究方法，加快推广8760小时精细化供需运行模拟，并衔接潮流稳定计算，提升数据精度和安全校核能力。 编辑 刘斌特约编辑 李燕妮 南方电网能源发展研究院 审核 姜黎