据能源圈了解到，“十四五”以来，南方区域曾多次发生过有序用电。在广东、广西、海南、贵州、云南南方五省区中，云南和贵州是电力送端，为广东、广西送电，尤其是云南和广东两省，送受电量较大。海南虽有海底电缆和广东相连，但电缆主要为联络线，送受电量较小。本文将通过电力电量平衡计算方法，基于常温平水年的情况，以云南和广东为重点，预测2024年—2026年南方区域电力供需形势。

笔者分析认为，云南新增电源不足，电力缺口逐年扩大，将演变成常态化缺电，需尽快大规模新建支撑性电源。广东大规模建设支撑性电源以提高电力自给率，如外送电方面较之往年持平，“十五五”初将实现电力供需平衡。广西、贵州新增电源较多，电力供需平衡。海南需要一段时间消化昌江二期核电集中投产带来的增量。

云南：缺口扩大

在“十三五”期间，云南大力吸引铝、硅等高耗能产业落户，拉动用电增长；“十四五”前三年，云南年均用电量和用电负荷增速分别为7.4%、13.5%。

“十四五”前三年，云南新增水电仅587万千瓦（相当部分是外送的乌东德和白鹤滩），因存量机组关停，火电装机下降了95万千瓦。

云南是水电大省，2023年水电装机占比61.9%，水电发电量占比74.2%；电力供需平衡的2019年，火电设备利用小时为2113小时。云南新增电源少，新增需求大，叠加干旱天气因素影响，“十四五”前三年缺电频发：2020年底—2021年初寒潮，云南电力紧平衡；2021年二季度，因高温少雨、入汛晚，云南发生有序用电；2022夏峰、冬峰，云南进行需求侧管理；2023年上半年和年底，云南长时间压降电解铝负荷。2023年火电利用小时数高达4598小时，过高的火电利用小时，也说明云南电力供应偏紧。

昆明电力交易中心的预测指出，2024 年云南丰紧枯缺、电力电量双缺，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。

《云南省2024年度省级重大项目清单》显示，预期2024—2025年云南新增的支撑性电源仅210万千瓦：托巴水电140万千瓦（2024年全投），云南能投红河电厂扩建项目70万千瓦（2025年投产）。根据《云南省十四五规划》，云南拟“十四五”开工建设480万千瓦清洁煤电，目前仅红河电厂（70万千瓦）开工，其余项目如果于2024—2025年开工，考虑到煤电工期两年，将于2026—2027年初投产。2024年开工的2个抽蓄240万千瓦，预计2030年全投。

2024—2030年陆续投产的拖巴水电、480万千瓦煤电、2个抽蓄，按照水电4100小时，火电5000小时估算，合计可新增电力约860万千瓦、电量约300亿千瓦时，填补2024年云南的电力、电量缺口后，略有盈余。预计2024—2026年，云南电力、电量的缺口将逐年扩大。云南需要早下决心，尽快大规模新建支撑性电源，以扭转局势。

广东：如外送电持平，将实现供需平衡

广东是我国经济的火车头之一，用电基数大、增速高。“十四五”前三年，用电量和用电负荷峰值的年均增速分别为7.1%、4.5%。2023年，广东用电量达到8502亿千瓦时，占全国用电量的9.2%，是中国用电量最高的省份；预计“十五五”初，广东的用电量将接近或超过世界第四大经济体日本的用电量（2023年1.01万亿千瓦时）。

同时，供给侧新增大量支撑性、调节性电源：本省新增水电96万千瓦，抽蓄240万千瓦，火电2079万千瓦；云南外送的乌东德水电全投。期间广东新增供需基本匹配。

电力供需平衡的2019年，广东火电设备利用小时为3764小时。“十四五”前三年，广东电力供需两侧同步增长，维持紧平衡状态：2020—2021年冬峰，广东供需紧平衡；2021年二季度，因为高温少雨、入汛晚，广东启动有序用电；2022年夏峰，广东开启需求侧管理；2023年广东无错峰限电，火电设备利用小时提高至4159小时。

根据《广东省2024年重点建设项目计划》（粤发改重点〔2024〕89号），2024—2026年广东新增煤电、气电、核电等支撑性电源约5000万千瓦——以续建为主、新开工为辅，新增装机确定性高。

以备用率13%来计算，2024—2026年，广东累计新增近4400万千瓦的夏峰顶峰能力，相对于2023年最高用电负荷1.45亿千瓦，可保障9.3%的年均用电负荷增速；如云南送广东电力规模不变，广东的电力可实现供需平衡。

广东供需紧张的另一个时段是5月前后枯转汛时段，这时气温较高，已需要空调，如果来水偏枯、偏晚，将影响电力供需。广东的冬峰负荷低于夏峰，电力供需压力小于夏季。

广西、海南、贵州简评

广西：和广东相比，广西接受云南、贵州的送电量较小。2023年广西火电设备利用小时为4652小时，电力供需平衡。近期广西在建和新开工电源较多，预计“十五五”初电力供需维持平衡，可适度提高电力自给率。

海南：2023年海南火电设备利用小时为3688小时。海南昌江二期核电2120万千瓦项目，2021年开工，预计2026年投产，按年发电7000—7500小时估算，年发电量168—180亿千瓦时。海南2024年夏峰峰值负荷809.6万千瓦，2023年用电量482亿千瓦时。不考虑其他增量电源，海南需要约2—3年时间消化昌江二期核电的增量。

贵州：2023年初，贵州电力供需偏紧，当年火电设备利用小时4540小时。贵州近期新增支撑性电源较多，预计“十五五”初电力供需趋于平衡，或可增送广东。

对照其他地区电力供需的相关分析

川滇、江浙粤的对策异同

四川和云南同为水电送出大省。2022年8月经历了长时间缺电后，四川大规模建设气电，重启煤电，在建水电陆续投产；川渝一体，新疆—重庆特高压已于2023年7月开工，预计2025年投产，届时可减少川电入渝量，缓解四川送电压力；如四川天然气供应充足，“十五五”初，四川电力供需将趋于平衡。云南在建水电少，新开工火电的体量小、步子慢，电力缺口持续扩大。

2023年，中国经济火车头省份广东、江苏、浙江的用电量分别为8502、7833、6192亿千瓦时，广东和江苏体量相近。2024—2026年，广东、江苏、浙江分别新增煤电、气电、核电等本省支撑性电源5000万千瓦、2400万千瓦、2600万千瓦。广东新增本省支撑性电源量远高于体量相近的江苏，差异源自地理位置，广东远离晋蒙陕甘新等资源区，虽然藏粤直流开工在即，但考虑到藏东南水电和特高压的建设周期，远水难解近渴；外送电的绝对主力云南近期持续缺电，广东必须大规模、超量新建电源，以提高自给率。江苏、浙江的外送电来源相对多元化，是沙戈荒大基地外送电的理想受端，外部形势优于广东。

煤电小时数降低≠亏损

未来发、用电侧的波动性将持续增大：在发电侧，波动的风电、光伏的装机和发电量占比逐渐提高；在用电侧，波动性较大的三产、生活用电的增速大，占比逐渐提高。为了给发、用电侧调峰，煤电的小时数逐渐下降。

有观点认为，煤电小时数下降，意味着煤电将陷入亏损的泥淖：除了电量电价的收益降低，还会带来机组损耗、电力系统运行成本提高等问题。这种观点是片面的。

电力是公用事业，电源结构、电价、电源项目盈利能力受各省（市、区）政策影响，过去和未来将呈现分区域高度分化的态势。电力系统的峰值负荷，需要支撑性电源，而煤电是支撑性电源的主力。在减排压力下，电力企业投资煤电的积极性不高。如果某地负荷峰值时期缺电和煤电亏损并存，那么，发电企业将放缓当地的煤电投资，该区域的缺电将持续更长时间。为了避免当地生产和生活受到缺电影响，部分地方政府会调整电价政策，使当地的煤电企业保本微利，以保护发电企业的投资积极性。（本文仅代表作者个人观点）