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觀察丨迎峰度夏電力保供風險研判及對策建議

來源:中能傳媒研究院 時間:2024-08-08 17:28

迎峰度夏電力保供風險研判及對策建議

鄭海峰  姚力

  夏季極端天氣多、用電負荷高、運行風險大,通常是一年中電力保供任務最為艱巨的時期。特別是2022年夏季,我國經歷了有完整氣象觀測記錄以來綜合強度最高的高溫天氣過程,多地最大負荷創歷史新高,從四川盆地到長江中下游地區出現了較重干旱,西南水電出力大幅下降,電力保供面臨嚴峻挑戰。綜合氣候條件、能源供需等因素研判,今夏電力保供工作不輕松,需重點關注五方面風險。

  一、迎峰度夏電力供需形勢分析

  受我國大部氣溫偏高等因素影響,電力需求較快增長。據國家氣候中心預測,今夏我國大部氣溫偏高、高溫日數偏多。預計今夏全國最大負荷較上年同期增長1.2億千瓦左右,增速達到9%;分區域看,西南、南方電網區域增長較快,增速超過10%;分省看,預計北京、安徽、新疆、四川、重慶、西藏、廣東、貴州、云南、海南等10個省級電網最高用電負荷增速超過10%。

  新增發電裝機規模創歷史新高,但是新增有效發電能力低于最大負荷增量。截至5月底,全國發電裝機容量較上年同期增長約3.6億千瓦,其中新能源裝機占比86%左右。極熱天氣下風電發電能力可能大幅下降,太陽能發電在晚間沒有出力,因此新能源對用電晚高峰的電力保供支撐作用較為有限。根據不同類型電源發電置信度折算,新增有效發電能力僅約0.6億千瓦,比新增負荷低0.6億千瓦左右。

  預計全國電力供需平衡偏緊,局地高峰時段電力供需緊張。分區域看,華東、西南、南方電網區域電力供需緊張;華北、華中電網區域電力供需平衡偏緊;東北、西北電網區域電力供需基本平衡。遇大范圍極端天氣時,用電高峰時段電力缺口將進一步擴大。

  二、迎峰度夏電力保供面臨五方面挑戰

  一是預計今夏多地出現階段性高溫熱浪,空調負荷占總負荷比重高、對供需平衡影響大。近年來,受全球氣候變化影響,我國氣溫總體呈上升趨勢,近十年有七年的年平均氣溫進入有完整氣象記錄以來的歷史前十。夏季高溫強度明顯上升,2022、2023年夏季6—8月平均氣溫分別為歷史最高、次高。國家氣候中心預測,今夏華北、華東北部和南部、華中南部、華南、新疆等地可能出現階段性高溫熱浪。空調負荷具有單位溫升效應和累積效應,例如國家電網經營區日最高氣溫每升高1攝氏度,空調負荷增長3000萬千瓦左右,隨著高溫天氣過程時間的延長,每天的最大空調負荷還會再增加1000萬~3000萬千瓦。預計今夏國家電網經營區空調負荷峰值占總負荷比重超過三成,局部地區高峰時段甚至超過五成。

  二是強對流天氣、暴雨洪澇等氣象災害偏多,電力基礎設施防汛防災形勢嚴峻。今年1—5月,全國平均降水量約204毫米,較常年同期偏多17.4%。4月份南方暴雨過程影響范圍廣、綜合強度大,廣東、廣西、貴州等地受災,發生了線路停運事件。國家氣候中心預測,今夏我國東部降水總體偏多,長江中下游、淮河流域、太湖流域、遼河流域可能出現較重汛情。強降雨引發的洪水、城市內澇,嚴重危害城鄉電力基礎設施的安全可靠運行。例如2023年夏季,受臺風“杜蘇芮”影響,京津冀遭遇特大暴雨,海河流域20余條河流出現超警以上洪水,河北10千伏線路停運1723條、35千伏線路停運31條。強對流天氣伴隨的雷擊、強風,以及引發的山洪、泥石流等地質災害,則可能造成輸電設備嚴重損壞。特別是我國多條跨省跨區輸電通道途經湖北、湖南、四川、陜西,這些省份山區發生地質災害的風險較高。

  三是清潔能源發電靠天吃飯,頂峰能力不足。水電一直被認為是清潔低碳、發電可靠的電源。但是2022年夏季,長江流域遭遇極端高溫干旱天氣,降水量較常年同期偏少32.5%,為有完整氣象記錄以來最少。這造成西南地區水電出力大幅減少,國家電網經營區水電首次在汛期出現大面積發電能力不足問題。風光新能源即時發電功率具有強隨機性和波動性,對電力平衡的支撐能力相對較弱。以西北電網為例,“十三五”以來每年新能源最小瞬時出力水平僅在1%左右。此外,新能源還具有“弱轉動慣量”特性,隨著其大量替代常規電源,電力系統轉動慣量大幅降低,電網頻率、電壓控制難度加大。一旦外部出現大擾動,新能源容易發生連鎖脫網,簡單故障可能演變為大規模電網故障。

  四是保障性電源建設進度存在不確定性,度夏保供的基礎還需打牢。煤炭發電安全穩定、經濟高效,2023年發電量占比達到57.9%,是當前我國電力的主要來源和電力保供的關鍵。尤其是2022年夏季“汛期反枯”和2023年上半年南方來水偏少期間,煤電發揮了補位作用,有力保障了電力供應。近年來我國規劃建設了一批煤電用于電力保供,但從建設進度看,按期投產形勢不容樂觀。不少煤電企業擔心能源轉型下發電利用小時數低、盈利能力弱、資產擱淺風險高,投資運營缺乏積極性,部分地區煤電發展存在“有指標、未建設”的情況。煤電大量集中建設還導致發電設備制造廠商產能緊張,按期交付困難。以河南為例,核準在建的600萬千瓦火電中,有400萬千瓦火電預計最早可于2026年投產,無法支撐今明兩年度夏保供,還有200萬千瓦火電涉及開發主體變更,投產時間有較大不確定性。

  五是電價和市場機制有待完善,電力需求側管理實施效果仍需提升。首先,價格信號引導作用仍需強化。目前,國家電網經營區個別省份工商業用戶負荷峰谷分布與分時電價時段匹配度不高,需要對峰谷時段進行動態調整。此外,僅15個省(區、市)出臺了居民生活分時電價,除上海、四川全部執行外,其余省(區、市)均由居民自愿選擇是否參與,去年度夏期間執行率普遍低于5%。其次,需求響應資金疏導機制還需完善。當前需求響應政策已覆蓋國家電網公司經營區24個省(區、市),但部分地區需求響應補貼資金來源有限,致使補貼價格水平偏低,并且難以支撐需求響應長時間、大規模開展,制約了用戶參與積極性及需求響應保供成效。最后,多元負荷資源保供潛力有待挖掘。目前需求響應參與主體以高壓工商業用戶為主,虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體受限于市場機制、技術標準體系不健全等因素,仍處于試點探索階段,難以高效聚合各類低壓小散電力用戶參與需求響應。

  三、對策建議

  一是加強天氣監測預警,提升氣象災害預報能力。建議氣象部門完善“長期-延伸期-中期-短期-短臨”無縫隙氣象預報機制,提升新能源氣象預報技術水平,加強高溫熱浪、強對流天氣、旱澇急轉等極端天氣事件的預測,及時準確發布地質災害、洪水、干旱等氣象災害的預警。強化應急、氣象、水利、能源、電力等單位的協調合作,健全電力氣象“常態化+臨時”聯合會商機制。

  二是落實防汛措施,做好電力防汛保電。水電站、變電站、重要輸電通道是今夏電力防汛的重點。加強水電站水庫調度運行,配合當地人民政府防汛指揮部做好庫容及來水調度運用;強化水電站大壩安全監測,在保障人身安全的基礎上開展汛期加密觀測。扎實提升城市電力設施防災抗災能力,以鄭州為例,35千伏及以上變電站已經全部建成阻來水、排積水、防滲水“三道防線”,3903座地下配電站房全部配備水泥擋水墻、防水密封門、水位傳感器、自動排水裝置等技防措施,形成了居民小區搶修復電數字化指揮平臺、“1+7+7”配調應急指揮體系和分層分級應急搶修響應機制、“鄭電防汛一碼通”等“鄭州經驗”。

  三是加強新增保障性電源投產督導,確保按期投產。建議能源主管部門組織電網公司、發電企業,系統性梳理新增保障性電源的建設進度,對進度滯后機組加大督導力度,協調各方推動實質性建設,確保納入未來幾年度夏平衡的保障性電源項目按期投產、早日發電。各地政府給予保障性電源、應急備用電源合理的資金支持,用好煤電容量電價機制,改善煤電企業生產經營狀況。

  四是優化電價和市場機制,更好發揮需求側資源在電力保供中的作用。在現貨市場放開過程中,挖掘電力供需形勢的時序特性,對分時電價峰谷時段和價差及時動態調整。健全需求側市場交易體系,逐步將需求側資源納入現貨市場、輔助服務市場、容量市場等,推動需求側資源市場化開發。培育引導虛擬電廠、負荷聚合商、電動汽車充換電、客戶側儲能等新型市場主體和要素,激發各類主體參與電力交易的積極性,實現需求側資源的深化開發和高效利用。(作者單位:國網能源研究院有限公司)

責任編輯:閆弘旭