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分地区看，全国15个省（区、市）用电增速超过17%，其中西藏、湖北、广东、浙江、云南、江苏、江西7个省（区）增速超过20%。

3.第II级为极端高温避峰方案，可降负荷95万千瓦当预知未来24小时至72小时内电网将出现较大电力供应缺口时，在第IV、III级方案的基础上，由市电力公司调控中心发令启动隔日避峰方案，用电负荷管理中心接市电力公司调控中心指令后通知各供电公司执行宾馆空调、商场空调、其他商业用户空调以及办公楼宇空调避峰方案，四级子方案分别降低负荷29、4、12、50万千瓦。3.突出保民生、稳增长对涉及民生保障和稳增长的重点用户只监不限，优先保障民生相关、重要用户、重点产业、重大项目的正常用电。

三、请上海市电力公司牵头，进一步完善临时限电的应急管控体系，分层、分区、分线路的细化各级有序用电子预案，和涉及的用户逐一签约确认，确保临时限电安全有效。2.第III级为负控限电应急方案，可降负荷370万千瓦当预知未来0.5-24小时内电网将出现电力供应缺口时，在第IV级方案基础上，由市电力公司调控中心发令启动临时限电方案，用电负荷管理中心接市电力公司调控中心指令后对终端用户按不同要求响应时间直接进行限电操作，分四轮限电子方案，四轮分别降低负荷85、100、120、65万千瓦。日前上海市经济信息化委印发《2021年上海市迎峰度夏有序用电方案》，其中提到：2021年上海电网最高负荷预计出现在7、8月份夏季用电高峰期间，约为3450万千瓦，最高负荷较2020年净增138万千瓦、增幅4.18%。限电告知时间为0.5小时。按照本市电价政策，对实际执行有序用电措施的用户给予经济补偿，按照限电时间和负荷折算后抵充电费。

1.第IV级为协议避峰常规方案，可降负荷131万千瓦当预知未来12-48小时内电网将出现电力供应缺口时，市电力公司调控中心直接发令宝钢执行临时避峰方案，用电负荷管理中心接市电力公司调控中心指令后通知各供电公司执行协议避峰用户及景观照明避峰方案。3.供应能力预计2021年夏季高峰期间上海电网最大可调出力2100万千瓦，计划最大受电电力为1530万千瓦，不考虑备用的最大可供能力为3630万千瓦。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。

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。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。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。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。

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。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。

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。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。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。积极优化布局新型储能电站。

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。着力提升新能源电站支撑能力。根据测算，2021年全国大部分地区电力供需基本平衡。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。

供需两端多重因素叠加引发局部地区供需偏紧。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。

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。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。

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。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。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。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。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%。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。

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%。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。

三、十四五电力供需形势研判电力需求将保持刚性增长。电力供需形势总体平稳，局部地区逐步显现偏紧态势。

大幅提升用户侧需求响应能力。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。

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。考虑水电、核电、风电、光伏发电、气电、新型储能等按期投产。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。在此基础上，新型储能规模全部纳入电力平衡。

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。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。

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。

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。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。

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。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。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。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。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。

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。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。

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。提升存量输电通道利用率，推动已明确输电通道尽快投产。