別芳玫, 方仍存, 萬靖, 范玉宏, 陳熙

(國網(wǎng)湖北省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院, 湖北 武漢 430077)

0 引言

近年來, 水電、 煤電等傳統(tǒng)電力能源裝機(jī)增長趨近飽和[1], 風(fēng)電、 光電等新能源裝機(jī)增長穩(wěn)步提升[2], 新型多源電力系統(tǒng)格局的形成對電力供需平衡的影響日益顯著[3]。 同時, 在加快推進(jìn)鄉(xiāng)村振興、 城鎮(zhèn)化建設(shè), 及終端電氣化水平提升的情況下, 夏季高溫天氣對用電需求影響顯著增大[4],電網(wǎng)降溫負(fù)荷整體保持較快剛性增長[5], 成為電力供給中的最大不確定因素。 電力系統(tǒng)逐漸由從前的“源荷兩確定” 向“源荷兩不確定” 轉(zhuǎn)變[6],面臨電力平衡、 安全運(yùn)行、 系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性等多方面挑戰(zhàn)。 2022 年夏季全國供電形勢異常嚴(yán)峻, 電力供應(yīng)從短時電力缺口向電力、 電量雙缺轉(zhuǎn)變, 迎峰度夏工作面臨近年來形勢最復(fù)雜、 矛盾最突出、 任務(wù)最艱巨的考驗(yàn), 需要積極研究、 統(tǒng)籌應(yīng)對[7－8]。

1 度夏期間電網(wǎng)電力需求分析

1.1 極端高溫歷史罕見, 全網(wǎng)最大負(fù)荷創(chuàng)新高

以A 電網(wǎng)為例, 供電范圍覆蓋四省, 2022 年夏季四省平均氣溫28.7 ℃, 較常年同期偏高1.7 ℃, 平均高溫天數(shù)42.9 天, 較常年同期偏多22.2 天, 高溫及高溫天數(shù)均為1961 年以來同期最高。 夏季全網(wǎng)調(diào)度口徑用電最大負(fù)荷同比增長15.2%, 增速較去年同期提升6.3 個百分點(diǎn), 四省最大負(fù)荷增速均超10%, 分別為16.5%、 11.9%、11.5%、 14.1%, A 電網(wǎng)最大負(fù)荷創(chuàng)歷史新高。

圖1 為A 電網(wǎng)近幾年度夏期間省網(wǎng)最大負(fù)荷增長情況。 整體來看, 2017 年、 2018 年A 電網(wǎng)最大負(fù)荷增長較快, 同比增速達(dá)12.1%、 9.9%。2019 年、 2020 年受產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整和疫情等因素影響, 調(diào)度負(fù)荷分別同比增長3.3%、 －0.5%。 2021年、 2022 年, 夏季氣溫偏高, A 電網(wǎng)最大負(fù)荷增長迅猛, 同比增速分別為8.9%、 15.2%。 綜合來看, 近幾年, A 電網(wǎng)最大負(fù)荷年均增長7.2%。

近年來, 隨著人民生活質(zhì)量提高, 夏季降溫負(fù)荷、 降溫電量占比整體呈擴(kuò)大趨勢。 2022 年夏季氣溫明顯偏高且持續(xù)時間較長, 受此影響A 電網(wǎng)夏季降溫負(fù)荷占比接近五成。 以2022 年4 月和10月負(fù)荷曲線作為基礎(chǔ)負(fù)荷, 測算A 區(qū)域電網(wǎng)最大降溫負(fù)荷9 205 萬kW, 同比增長32.4%； 降溫負(fù)荷占夏季最大負(fù)荷的比重為47.5%。 夏季降溫用電量達(dá)777 億kW·h, 同比增長54.6%, 占總用電量的25.6%。 與同為炎夏年的2020 年相比, 降溫負(fù)荷與空調(diào)電量的占比明顯提升, 見表1。 分省份來看, A 電網(wǎng)四省降溫負(fù)荷占比分別達(dá)47.8%、45.5%、 49.5%、 30.8%。 夏季高溫、 極端天氣對降溫負(fù)荷和用電的影響更加顯著[9]。

1.2 高溫時間持續(xù)較長, 尖峰負(fù)荷持續(xù)時間創(chuàng)新高

夏季用電負(fù)荷受天氣因素影響較大, 連續(xù)高溫時段用電負(fù)荷會迅猛上漲, 每日用電尖峰時段約3 h, 用電負(fù)荷是低谷時段的1.4 倍。 表2 為2021年及2022 年A 電網(wǎng)1—8 月不同負(fù)荷數(shù)值的持續(xù)時間及出現(xiàn)天數(shù)。 可以看出, 2022 年全網(wǎng)尖峰負(fù)荷持續(xù)時間和出現(xiàn)天數(shù)較上年同期均大幅提升。 其中, 大于97%、 95%、 90%最大負(fù)荷的出現(xiàn)天數(shù)為4 天、 11 天、 21 天, 分別較上年增加了2 天、 6天、 5 天, 大于97%、 95%、 90%最大負(fù)荷的持續(xù)時間為10 h、 36 h、 168 h, 較上年增加了2 h、20 h、 67 h。 大范圍同時段的高溫天氣給迎峰度夏保供電帶來嚴(yán)峻挑戰(zhàn), 導(dǎo)致局部地區(qū)高峰時段電力供應(yīng)形勢十分緊張。 對此, 四省都采取了不同程度的有序用電及需求響應(yīng)措施。

表2 A 電網(wǎng)1—8 月不同負(fù)荷持續(xù)時間及出現(xiàn)天數(shù)

1.3 夏季電網(wǎng)負(fù)荷特性分析

圖2 為2021 年、 2022 年A 電網(wǎng)夏季最大負(fù)荷日負(fù)荷率曲線。 2021 年、 2022 年夏季典型日負(fù)荷曲線總體均呈現(xiàn)明顯“雙峰” 態(tài)勢, 即13:00 的“午高峰” 和21:00 的“晚高峰”。 在2022 年夏季典型日負(fù)荷曲線中, 最高負(fù)荷出現(xiàn)在13:00, 主要是降溫負(fù)荷所致； 夏季次高峰出現(xiàn)在21:00, 午高峰與晚高峰的負(fù)荷峰值相差不大, 晚高峰為日最高負(fù)荷的95.52%； 日最小負(fù)荷出現(xiàn)在05:00, 為日最高負(fù)荷的72.6%。 日用電尖峰時段約3 h, 用電負(fù)荷是低谷時段的1.4 倍。

圖2 A 電網(wǎng)夏季最大負(fù)荷日負(fù)荷率曲線

2 度夏期間電力供應(yīng)存在的問題

當(dāng)前能源電力保供的邊界條件、 主要矛盾發(fā)生了重大變化。 一是夏季負(fù)荷結(jié)構(gòu)發(fā)生改變, 過去基礎(chǔ)負(fù)荷以工業(yè)為主, 現(xiàn)在降溫負(fù)荷已接近四成。 二是電源結(jié)構(gòu)發(fā)生改變: 過去電源以穩(wěn)定的常規(guī)電源為主, 現(xiàn)在新能源裝機(jī)占比逐步提高, 電源結(jié)構(gòu)變化使供需平衡對天氣變化十分敏感。 三是用電高峰期全國電力供應(yīng)資源緊張: 過去十多年我國電力供需總體平衡, 西部、 北部省份電力供應(yīng)尚有富余,現(xiàn)在各地都較為緊張[10]。

2.1 第二、 第三產(chǎn)業(yè)降溫負(fù)荷受溫度影響分析

2.1.1 第二產(chǎn)業(yè)典型企業(yè)度夏期間用電分析

圖3 為A 電網(wǎng)2022 年度夏期間第二產(chǎn)業(yè)典型企業(yè)平均溫度下的降溫負(fù)荷曲線。 經(jīng)測算, 第二產(chǎn)業(yè)的最大降溫負(fù)荷占日最大負(fù)荷的比重為30.6%,降溫電量占度夏電量的23.5%, 第二產(chǎn)業(yè)降溫負(fù)荷對溫度的敏感程度較低； 隨著溫度的升高, 負(fù)荷對溫度的敏感程度基本不變, 存在明顯飽和現(xiàn)象。

圖3 度夏期間第二產(chǎn)業(yè)典型企業(yè)平均溫度下的降溫負(fù)荷曲線

2.1.2 第三產(chǎn)業(yè)典型企業(yè)度夏期間用電分析

圖4 為A 電網(wǎng)2022 年度夏期間第三產(chǎn)業(yè)典型企業(yè)平均溫度下的降溫負(fù)荷曲線。 經(jīng)測算, 第三產(chǎn)業(yè)的最大降溫負(fù)荷占日最大負(fù)荷的比重為42.7%, 降溫電量占度夏電量的33.5%； 25 ℃以下, 第三產(chǎn)業(yè)降溫負(fù)荷對溫度的敏感程度較低； 隨著溫度的升高, 降溫負(fù)荷對溫度的敏感程度逐漸上升, 未見明顯飽和現(xiàn)象,溫升平均負(fù)荷差可達(dá)最大負(fù)荷的1.5%[11－12]。

圖4 度夏期間第三產(chǎn)業(yè)典型企業(yè)平均溫度下的降溫負(fù)荷曲線

2.2 新能源出力對電力系統(tǒng)平衡影響

2.2.1 全網(wǎng)電力供應(yīng)情況分析

2022 年, 全網(wǎng)水電、 火電、 風(fēng)電、 太陽能發(fā)電裝機(jī)容量占比分別為13.5%、 61.2%、 15.2%、10.1%, 見表3。 較2018 年同期相比, 水電、 火電占比減少3.3、 8.3 個百分點(diǎn), 風(fēng)電、 太陽能占比提升8.4、 3.2 個百分點(diǎn)。 水電、 火電機(jī)組裝機(jī)年均增速1.2%、 3.7%, 遠(yuǎn)低于全網(wǎng)負(fù)荷年均增速7.2%, 用電高峰時期電力供給難度加大。 以某省為例, 近三年新增負(fù)荷1 169 萬kW, 年均增速達(dá)到11.5%； 大型水、 火電源建設(shè)方面, 最近三年僅投運(yùn)容量200 萬kW 火電站, 電源建設(shè)進(jìn)度遠(yuǎn)低于負(fù)荷增長速度。

表3 近5 年全網(wǎng)各類機(jī)組裝機(jī)增長情況%

2.2.2 各機(jī)組最大負(fù)荷時刻出力分析

2022 年汛期來水歷史極枯, 水電發(fā)電能力大幅下降前所未有。 西南水電和三峽來水整體偏枯五成, 為1882 年有水文記錄以來同期最枯, 多個水電廠被迫按照“以水定電” 方式運(yùn)行[13]。 電力系統(tǒng)調(diào)度機(jī)構(gòu)嚴(yán)格執(zhí)行保水蓄水調(diào)度策略, 嚴(yán)控水力發(fā)電, 僅在負(fù)荷高峰時段安排水電頂峰運(yùn)行, 這是近年來首次出現(xiàn)汛期水電頂峰能力不足情況, 2022年水電高峰出力占負(fù)荷比重9.9%, 較上年低3.2個百分點(diǎn)。 “汛期反枯” 導(dǎo)致全網(wǎng)水電出力不足,火電頂峰壓力較大。 最大負(fù)荷日午高峰時段火電機(jī)組最高出力占全部裝機(jī)容量的75.3%, 占當(dāng)時用電負(fù)荷的比例為62.8%, 水電、 風(fēng)電出力占其總裝機(jī)比重分別為54.3%、 12.8%, 火電頂峰壓力較大, 如圖5 所示。 午高峰時, 太陽能機(jī)組出力率為82.1%, 出力占負(fù)荷比重11.4%。 但是晚高峰時由于光伏不出力, 全網(wǎng)電力供應(yīng)緊張, 存在電力缺口。

2.2.3 新能源對電網(wǎng)平衡影響分析

新能源發(fā)電對電力平衡的影響逐漸顯現(xiàn), 新能源出力的波動性使得電力供應(yīng)緊張和棄風(fēng)棄光問題同時存在。 新能源低出力時段, 電力系統(tǒng)需要高可靠出力電源實(shí)現(xiàn)電力平衡； 新能源高出力時段則給系統(tǒng)消納、 安全和儲能技術(shù)帶來巨大挑戰(zhàn)。 風(fēng)光新能源發(fā)電午高峰, 新能源出力占負(fù)荷的9%～20%(平均為13%), 頂峰作用明顯。 晚高峰出力僅占負(fù)荷比重2%～10% (平均為7%), 頂峰作用有限,如圖6 所示。 全網(wǎng)負(fù)荷晚高峰時刻新能源發(fā)不出、頂不上, 電力保供仍需依賴傳統(tǒng)煤電等可靠電源[14－17]。

2.3 度夏期間跨省跨區(qū)電力交易分析

全國性電力緊張, 電力資源外購難度加大。2022 年7 月, 長江流域降水較常年偏少四成, 雅礱江、 金沙江流域來水偏枯近四成, 近年來首次出現(xiàn)汛期水電頂峰能力不足情況。 四川、 重慶、 江蘇、 浙江等長江流域地區(qū)持續(xù)極端高溫天氣帶來的降溫、 灌溉負(fù)荷大增, 華東、 西南、 華中區(qū)域多個省份電力供應(yīng)緊張, 跨省跨區(qū)送電通道長時間滿限額運(yùn)行, 全國性的大范圍極熱高溫天氣導(dǎo)致送受端電力負(fù)荷同時緊張, 加上西北傳統(tǒng)電力外送省份出于自身保供考量, 出現(xiàn)了“無電可送” “有電惜售” 的局面。 7 月中上旬某省多座500 kV 變電站負(fù)載接近或超過穩(wěn)定運(yùn)行限額。

從近兩年的保供形勢看, 電力供應(yīng)緊張局面由以往的負(fù)荷中心發(fā)展到全國多個地區(qū), 傳統(tǒng)送端地區(qū)(如四川) 供需形勢極為嚴(yán)峻, 省間交易競爭進(jìn)一步加劇, 購電價格不斷攀升。 省間電力現(xiàn)貨市場正式運(yùn)行, 在有效解決短期電力供應(yīng)不足的同時, 也推高了省間交易市場購電價格[2]。 2022 年7—8 月, 外購交易電價較去年同期外購電均價增長100%。 此類電量的成交大大提高了發(fā)電企業(yè)對省間售電價格的預(yù)期, 帶來省間中長期交易價格的上漲。 未來, 通過省間交易購買高峰保供資源的難度可能進(jìn)一步加大。

2.4 需求側(cè)管理實(shí)施困難較大

需求側(cè)管理是實(shí)現(xiàn)“保民生” 的最后一道屏障, 引導(dǎo)企業(yè)讓電于民、 推動社會節(jié)約用電是保障全社會用電安全的通行做法。 度夏期間, 全網(wǎng)電力電量供應(yīng)均緊張, 區(qū)域內(nèi)四省實(shí)施有序用電及需求側(cè)響應(yīng), 然而社會各界對電力供應(yīng)緊張形勢認(rèn)知不足, 需求側(cè)響應(yīng)實(shí)施困難較大。 度夏期間需求側(cè)響應(yīng)的執(zhí)行存在許多問題: 一是參與需求響應(yīng)資源企業(yè)認(rèn)定標(biāo)準(zhǔn)不完善, 其中某省推出高耗能市場交易, 以市場手段推動高耗能企業(yè)主動讓電, 但由于國家關(guān)于高耗能企業(yè)認(rèn)定標(biāo)準(zhǔn)還不夠嚴(yán)密, 部分企業(yè)對于高耗能企業(yè)認(rèn)定梳理提出了異議； 二是補(bǔ)貼資金有待落實(shí), 當(dāng)前A 電網(wǎng)需求響應(yīng)補(bǔ)貼資金僅來自三峽增發(fā)電量價差空間, 年度及長期補(bǔ)貼資金尚未落實(shí), 響應(yīng)資金池建設(shè)進(jìn)度滯后； 三是需求側(cè)響應(yīng)政策有待完善, 需求響應(yīng)政策涉及的響應(yīng)時長、 補(bǔ)貼資金、 邀約模式等重要標(biāo)準(zhǔn)難以應(yīng)對長時間大規(guī)模的電力缺口, 亟需修改完善。

3 高溫天氣下電力供應(yīng)保障措施分析

3.1 提升電力需求預(yù)測準(zhǔn)確度

完善基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的收集工作, 擴(kuò)充中長期氣象要素, 特別是度夏、 度冬期間的極端高、 低溫及持續(xù)日數(shù), 支撐年度及月度中長期負(fù)荷預(yù)測； 擴(kuò)展短期濕度、 體感溫度等更為詳細(xì)的氣象要素, 支撐構(gòu)建多維氣象要素的負(fù)荷分析及預(yù)測模型。 完善用電數(shù)據(jù)維度, 建議升級完善用戶信息采集系統(tǒng), 準(zhǔn)確提供分產(chǎn)業(yè)、 分行業(yè)的15 min 負(fù)荷曲線數(shù)據(jù)； 創(chuàng)新負(fù)荷預(yù)測方法, 提升用電高峰預(yù)測精準(zhǔn)度。

3.2 完善需求側(cè)供應(yīng)體系

當(dāng)前, 整體供需形勢發(fā)生重大轉(zhuǎn)變, 供電高峰期需求響應(yīng)有效容量已不足以覆蓋下階段電力供應(yīng)缺口, 建議電網(wǎng)公司要加強(qiáng)與政府相關(guān)部門協(xié)調(diào)溝通, 針對極端天氣的電力供應(yīng)緊缺情況, 加強(qiáng)需求側(cè)管理, 必要時采取有序用電措施。 完善需求側(cè)響應(yīng)相關(guān)政策, 逐步建立費(fèi)用向發(fā)用雙側(cè)分?jǐn)偟臋C(jī)制, 努力打通購售電盈虧、 輔助服務(wù)、 需求側(cè)響應(yīng)等資金池, 從而解決響應(yīng)資金來源不足的問題, 進(jìn)而有效引導(dǎo)發(fā)電側(cè)積極增供、 需求側(cè)消費(fèi)結(jié)構(gòu)調(diào)整, 改善供需矛盾。 健全有序用電兜底保障機(jī)制,促請政府出臺有序用電強(qiáng)制執(zhí)行的行政政策, 加強(qiáng)政企協(xié)作、 合署辦公、 現(xiàn)場督導(dǎo), 必要時授權(quán)采取負(fù)荷控制手段有效控制用電需求[18]。

3.3 加大跨區(qū)跨省電力交易力度

在迎峰度冬、 迎峰度夏等電網(wǎng)重大保供時段,發(fā)揮外區(qū)送入能源的供應(yīng)保障作用, 協(xié)調(diào)促進(jìn)送、受端省份簽訂長期協(xié)議, 確保西南、 西北、 華北地區(qū)中長期交易落地, 并通過富余通道增加短期臨時電力交易, 緩解用電緊張局面。 提升受端調(diào)峰能力, 發(fā)揮區(qū)域特/超高壓主干網(wǎng)架提供風(fēng)光水火多能互補(bǔ)的資源優(yōu)化配置優(yōu)勢, 優(yōu)化直流送電曲線,設(shè)法提高送電通道利用小時數(shù)。 開展市場化交易機(jī)制的優(yōu)化設(shè)計(jì), 促進(jìn)跨區(qū)可再生能源的充分消納[19]。

3.4 推進(jìn)區(qū)域儲備電源建設(shè)

預(yù)計(jì)2025 年蒙華鐵路向“兩湖一江” 運(yùn)輸煤炭總量約1.4 億t, 可支撐煤電裝機(jī)總規(guī)模6 880萬kW。 應(yīng)積極推進(jìn)區(qū)域內(nèi)儲備電源建設(shè), 重視優(yōu)化煤電布局, 積極應(yīng)用大容量、 高參數(shù)煤電機(jī)組和先進(jìn)潔凈燃煤發(fā)電技術(shù), 實(shí)現(xiàn)煤電的清潔發(fā)展。 結(jié)合煤電布局和時序研究, 引導(dǎo)發(fā)電公司合理布局煤電, 促進(jìn)網(wǎng)源協(xié)調(diào)發(fā)展。

3.5 完善峰谷分時電價政策

度夏期間電網(wǎng)最大用電負(fù)荷95%以上的尖峰供電時間僅36 h, 卻占用了大量系統(tǒng)資源, 同時電網(wǎng)夏季典型日的日負(fù)荷曲線呈“兩峰兩谷” 分布,完善的電價機(jī)制是抑制尖峰負(fù)荷需求的有力措施。目前部分省份現(xiàn)行分時電價政策的執(zhí)行對象主要為大工業(yè)及商業(yè)用戶, 居民、 農(nóng)業(yè)等非市場用戶執(zhí)行階梯電價, 2022 年夏季居民對全社會用電的貢獻(xiàn)率達(dá)61%。 建議盡快完善峰谷分時電價政策, 通過將分時電價政策執(zhí)行范圍擴(kuò)大至居民用戶以改變居民用電習(xí)慣, 并將調(diào)峰能力較強(qiáng)的電動汽車納入分時電價政策執(zhí)行范圍, 對優(yōu)化電網(wǎng)負(fù)荷特性、 充分發(fā)揮電價杠桿作用具有重要意義[20]。

4 結(jié)論

2022 年夏季高溫干旱天氣給區(qū)域電力系統(tǒng)運(yùn)行帶來了緊平衡問題, 經(jīng)過研究分析, 可以形成以下結(jié)論:

1) 2022 年夏季高溫干旱天氣帶來的降溫負(fù)荷增長, 會引發(fā)區(qū)域電力系統(tǒng)最大負(fù)荷增長, 且存在持續(xù)時間長、 “雙峰” 特征明顯等特點(diǎn), 預(yù)計(jì)此類情況在今后幾年還將發(fā)生。

2) 度夏期間電力供應(yīng)存在的問題: 第三產(chǎn)業(yè)降溫負(fù)荷增長明顯, 新能源占比提高帶來的電力系統(tǒng)平衡問題, 跨省跨區(qū)電力交易難度加大, 電力需求側(cè)管理實(shí)施困難較大等。

3) 可以通過提升電力需求預(yù)測準(zhǔn)確度、 完善需求側(cè)供應(yīng)體系、 提升跨區(qū)跨省電力交易力度、 推進(jìn)區(qū)域儲備電源建設(shè)和完善峰谷分時電價政策等措施, 積極應(yīng)對夏季高溫干旱天氣對區(qū)域電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的沖擊。