2022 年夏季高溫干旱天氣對區(qū)域電力系統(tǒng)影響分析研究

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)電力能源裝機增長趨近飽和[1], 風電、 光電等新能源裝機增長穩(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, 在加快推進鄉(xiāng)村振興、 城鎮(zhèn)化建設, 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、 安全運行、 系統(tǒng)經(jīng)濟性等多方面挑戰(zhàn)。 2022 年夏季全國供電形勢異常嚴峻, 電力供應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雜、 矛盾最突出、 任務最艱巨的考驗, 需要積極研究、 統(tǒng)籌應對[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)度口徑用電最大負荷同比增長15.2%, 增速較去年同期提升6.3 個百分點, 四省最大負荷增速均超10%, 分別為16.5%、 11.9%、11.5%、 14.1%, A 電網(wǎng)最大負荷創(chuàng)歷史新高。

圖1 為A 電網(wǎng)近幾年度夏期間省網(wǎng)最大負荷增長情況。 整體來看, 2017 年、 2018 年A 電網(wǎng)最大負荷增長較快, 同比增速達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, 夏季降溫負荷、 降溫電量占比整體呈擴大趨勢。 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)夏季降溫負荷占比接近五成。 以2022 年4 月和10月負荷曲線作為基礎負荷, 測算A 區(qū)域電網(wǎng)最大降溫負荷9 205 萬kW, 同比增長32.4%； 降溫負荷占夏季最大負荷的比重為47.5%。 夏季降溫用電量達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)四省降溫負荷占比分別達47.8%、45.5%、 49.5%、 30.8%。 夏季高溫、 極端天氣對降溫負荷和用電的影響更加顯著[9]。

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

夏季用電負荷受天氣因素影響較大, 連續(xù)高溫時段用電負荷會迅猛上漲, 每日用電尖峰時段約3 h, 用電負荷是低谷時段的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峻挑戰(zhàn), 導致局部地區(qū)高峰時段電力供應形勢十分緊張。 對此, 四省都采取了不同程度的有序用電及需求響應措施。

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

1.3 夏季電網(wǎng)負荷特性分析

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

圖2 A 電網(wǎng)夏季最大負荷日負荷率曲線

2 度夏期間電力供應存在的問題

當前能源電力保供的邊界條件、 主要矛盾發(fā)生了重大變化。 一是夏季負荷結(jié)構(gòu)發(fā)生改變, 過去基礎負荷以工業(yè)為主, 現(xiàn)在降溫負荷已接近四成。 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荷曲線。 經(jīng)測算, 第二產(chǎn)業(yè)的最大降溫負荷占日最大負荷的比重為30.6%,降溫電量占度夏電量的23.5%, 第二產(chǎn)業(yè)降溫負荷對溫度的敏感程度較低； 隨著溫度的升高, 負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荷曲線。 經(jīng)測算, 第三產(chǎn)業(yè)的最大降溫負荷占日最大負荷的比重為42.7%, 降溫電量占度夏電量的33.5%； 25 ℃以下, 第三產(chǎn)業(yè)降溫負荷對溫度的敏感程度較低； 隨著溫度的升高, 降溫負荷對溫度的敏感程度逐漸上升, 未見明顯飽和現(xiàn)象,溫升平均負荷差可達最大負荷的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)電力供應情況分析

2022 年, 全網(wǎng)水電、 火電、 風電、 太陽能發(fā)電裝機容量占比分別為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, 風電、 太陽能占比提升8.4、 3.2 個百分點。 水電、 火電機組裝機年均增速1.2%、 3.7%, 遠低于全網(wǎng)負荷年均增速7.2%, 用電高峰時期電力供給難度加大。 以某省為例, 近三年新增負荷1 169 萬kW, 年均增速達到11.5%； 大型水、 火電源建設方面, 最近三年僅投運容量200 萬kW 火電站, 電源建設進度遠低于負荷增長速度。

表3 近5 年全網(wǎng)各類機組裝機增長情況%

2.2.2 各機組最大負荷時刻出力分析

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” 方式運行[13]。 電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)嚴格執(zhí)行保水蓄水調(diào)度策略, 嚴控水力發(fā)電, 僅在負荷高峰時段安排水電頂峰運行, 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荷比重9.9%, 較上年低3.2個百分點。 “汛期反枯” 導致全網(wǎng)水電出力不足,火電頂峰壓力較大。 最大負荷日午高峰時段火電機組最高出力占全部裝機容量的75.3%, 占當時用電負荷的比例為62.8%, 水電、 風電出力占其總裝機比重分別為54.3%、 12.8%, 火電頂峰壓力較大, 如圖5 所示。 午高峰時, 太陽能機組出力率為82.1%, 出力占負荷比重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緊張和棄風棄光問題同時存在。 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)。 風光新能源發(fā)電午高峰, 新能源出力占負荷的9%～20%(平均為13%), 頂峰作用明顯。 晚高峰出力僅占負荷比重2%～10% (平均為7%), 頂峰作用有限,如圖6 所示。 全網(wǎng)負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、 灌溉負荷大增, 華東、 西南、 華中區(qū)域多個省份電力供應緊張, 跨省跨區(qū)送電通道長時間滿限額運行, 全國性的大范圍極熱高溫天氣導致送受端電力負荷同時緊張, 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 變電站負載接近或超過穩(wěn)定運行限額。

從近兩年的保供形勢看, 電力供應緊張局面由以往的負荷中心發(fā)展到全國多個地區(qū), 傳統(tǒng)送端地區(qū)(如四川) 供需形勢極為嚴峻, 省間交易競爭進一步加劇, 購電價格不斷攀升。 省間電力現(xiàn)貨市場正式運行, 在有效解決短期電力供應不足的同時, 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一步加大。

2.4 需求側(cè)管理實施困難較大

需求側(cè)管理是實現(xiàn)“保民生” 的最后一道屏障, 引導企業(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)電力電量供應均緊張, 區(qū)域內(nèi)四省實施有序用電及需求側(cè)響應, 然而社會各界對電力供應緊張形勢認知不足, 需求側(cè)響應實施困難較大。 度夏期間需求側(cè)響應的執(zhí)行存在許多問題: 一是參與需求響應資源企業(yè)認定標準不完善, 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)認定標準還不夠嚴密, 部分企業(yè)對于高耗能企業(yè)認定梳理提出了異議； 二是補貼資金有待落實, 當前A 電網(wǎng)需求響應補貼資金僅來自三峽增發(fā)電量價差空間, 年度及長期補貼資金尚未落實, 響應資金池建設進度滯后； 三是需求側(cè)響應政策有待完善, 需求響應政策涉及的響應時長、 補貼資金、 邀約模式等重要標準難以應對長時間大規(guī)模的電力缺口, 亟需修改完善。

3 高溫天氣下電力供應保障措施分析

3.1 提升電力需求預測準確度

完善基礎數(shù)據(jù)的收集工作, 擴充中長期氣象要素, 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荷預測； 擴展短期濕度、 體感溫度等更為詳細的氣象要素, 支撐構(gòu)建多維氣象要素的負荷分析及預測模型。 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), 準確提供分產(chǎn)業(yè)、 分行業(yè)的15 min 負荷曲線數(shù)據(jù)； 創(chuàng)新負荷預測方法, 提升用電高峰預測精準度。

3.2 完善需求側(cè)供應體系

當前, 整體供需形勢發(fā)生重大轉(zhuǎn)變, 供電高峰期需求響應有效容量已不足以覆蓋下階段電力供應缺口, 建議電網(wǎng)公司要加強與政府相關(guān)部門協(xié)調(diào)溝通, 針對極端天氣的電力供應緊缺情況, 加強需求側(cè)管理, 必要時采取有序用電措施。 完善需求側(cè)響應相關(guān)政策, 逐步建立費用向發(fā)用雙側(cè)分攤的機制, 努力打通購售電盈虧、 輔助服務、 需求側(cè)響應等資金池, 從而解決響應資金來源不足的問題, 進而有效引導發(fā)電側(cè)積極增供、 需求側(cè)消費結(jié)構(gòu)調(diào)整, 改善供需矛盾。 健全有序用電兜底保障機制,促請政府出臺有序用電強制執(zhí)行的行政政策, 加強政企協(xié)作、 合署辦公、 現(xiàn)場督導, 必要時授權(quán)采取負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)送入能源的供應保障作用, 協(xié)調(diào)促進送、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)架提供風光水火多能互補的資源優(yōu)化配置優(yōu)勢, 優(yōu)化直流送電曲線,設法提高送電通道利用小時數(shù)。 開展市場化交易機制的優(yōu)化設計, 促進跨區(qū)可再生能源的充分消納[19]。

3.4 推進區(qū)域儲備電源建設

預計2025 年蒙華鐵路向“兩湖一江” 運輸煤炭總量約1.4 億t, 可支撐煤電裝機總規(guī)模6 880萬kW。 應積極推進區(qū)域內(nèi)儲備電源建設, 重視優(yōu)化煤電布局, 積極應用大容量、 高參數(shù)煤電機組和先進潔凈燃煤發(fā)電技術(shù), 實現(xiàn)煤電的清潔發(fā)展。 結(jié)合煤電布局和時序研究, 引導發(fā)電公司合理布局煤電, 促進網(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)夏季典型日的日負荷曲線呈“兩峰兩谷” 分布,完善的電價機制是抑制尖峰負荷需求的有力措施。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率達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)行范圍擴大至居民用戶以改變居民用電習慣, 并將調(diào)峰能力較強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荷增長, 會引發(fā)區(qū)域電力系統(tǒng)最大負荷增長, 且存在持續(xù)時間長、 “雙峰” 特征明顯等特點, 預計此類情況在今后幾年還將發(fā)生。

2) 度夏期間電力供應存在的問題: 第三產(chǎn)業(yè)降溫負荷增長明顯, 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)管理實施困難較大等。

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