2022 年夏季高温干旱天气对区域电力系统影响分析研究

别芳玫, 方仍存, 万靖, 范玉宏, 陈熙

(国网湖北省电力有限公司经济技术研究院, 湖北 武汉 430077)

0 引言

近年来, 水电、 煤电等传统电力能源装机增长趋近饱和[1], 风电、 光电等新能源装机增长稳步提升[2], 新型多源电力系统格局的形成对电力供需平衡的影响日益显著[3]。 同时, 在加快推进乡村振兴、 城镇化建设, 及终端电气化水平提升的情况下, 夏季高温天气对用电需求影响显著增大[4],电网降温负荷整体保持较快刚性增长[5], 成为电力供给中的最大不确定因素。 电力系统逐渐由从前的“源荷两确定” 向“源荷两不确定” 转变[6],面临电力平衡、 安全运行、 系统经济性等多方面挑战。 2022 年夏季全国供电形势异常严峻, 电力供应从短时电力缺口向电力、 电量双缺转变, 迎峰度夏工作面临近年来形势最复杂、 矛盾最突出、 任务最艰巨的考验, 需要积极研究、 统筹应对[7－8]。

1 度夏期间电网电力需求分析

1.1 极端高温历史罕见, 全网最大负荷创新高

以A 电网为例, 供电范围覆盖四省, 2022 年夏季四省平均气温28.7 ℃, 较常年同期偏高1.7 ℃, 平均高温天数42.9 天, 较常年同期偏多22.2 天, 高温及高温天数均为1961 年以来同期最高。 夏季全网调度口径用电最大负荷同比增长15.2%, 增速较去年同期提升6.3 个百分点, 四省最大负荷增速均超10%, 分别为16.5%、 11.9%、11.5%、 14.1%, A 电网最大负荷创历史新高。

图1 为A 电网近几年度夏期间省网最大负荷增长情况。 整体来看, 2017 年、 2018 年A 电网最大负荷增长较快, 同比增速达12.1%、 9.9%。2019 年、 2020 年受产业结构调整和疫情等因素影响, 调度负荷分别同比增长3.3%、 －0.5%。 2021年、 2022 年, 夏季气温偏高, A 电网最大负荷增长迅猛, 同比增速分别为8.9%、 15.2%。 综合来看, 近几年, A 电网最大负荷年均增长7.2%。

近年来, 随着人民生活质量提高, 夏季降温负荷、 降温电量占比整体呈扩大趋势。 2022 年夏季气温明显偏高且持续时间较长, 受此影响A 电网夏季降温负荷占比接近五成。 以2022 年4 月和10月负荷曲线作为基础负荷, 测算A 区域电网最大降温负荷9 205 万kW, 同比增长32.4%； 降温负荷占夏季最大负荷的比重为47.5%。 夏季降温用电量达777 亿kW·h, 同比增长54.6%, 占总用电量的25.6%。 与同为炎夏年的2020 年相比, 降温负荷与空调电量的占比明显提升, 见表1。 分省份来看, A 电网四省降温负荷占比分别达47.8%、45.5%、 49.5%、 30.8%。 夏季高温、 极端天气对降温负荷和用电的影响更加显著[9]。

1.2 高温时间持续较长, 尖峰负荷持续时间创新高

夏季用电负荷受天气因素影响较大, 连续高温时段用电负荷会迅猛上涨, 每日用电尖峰时段约3 h, 用电负荷是低谷时段的1.4 倍。 表2 为2021年及2022 年A 电网1—8 月不同负荷数值的持续时间及出现天数。 可以看出, 2022 年全网尖峰负荷持续时间和出现天数较上年同期均大幅提升。 其中, 大于97%、 95%、 90%最大负荷的出现天数为4 天、 11 天、 21 天, 分别较上年增加了2 天、 6天、 5 天, 大于97%、 95%、 90%最大负荷的持续时间为10 h、 36 h、 168 h, 较上年增加了2 h、20 h、 67 h。 大范围同时段的高温天气给迎峰度夏保供电带来严峻挑战, 导致局部地区高峰时段电力供应形势十分紧张。 对此, 四省都采取了不同程度的有序用电及需求响应措施。

表2 A 电网1—8 月不同负荷持续时间及出现天数

1.3 夏季电网负荷特性分析

图2 为2021 年、 2022 年A 电网夏季最大负荷日负荷率曲线。 2021 年、 2022 年夏季典型日负荷曲线总体均呈现明显“双峰” 态势, 即13:00 的“午高峰” 和21:00 的“晚高峰”。 在2022 年夏季典型日负荷曲线中, 最高负荷出现在13:00, 主要是降温负荷所致； 夏季次高峰出现在21:00, 午高峰与晚高峰的负荷峰值相差不大, 晚高峰为日最高负荷的95.52%； 日最小负荷出现在05:00, 为日最高负荷的72.6%。 日用电尖峰时段约3 h, 用电负荷是低谷时段的1.4 倍。

图2 A 电网夏季最大负荷日负荷率曲线

2 度夏期间电力供应存在的问题

当前能源电力保供的边界条件、 主要矛盾发生了重大变化。 一是夏季负荷结构发生改变, 过去基础负荷以工业为主, 现在降温负荷已接近四成。 二是电源结构发生改变: 过去电源以稳定的常规电源为主, 现在新能源装机占比逐步提高, 电源结构变化使供需平衡对天气变化十分敏感。 三是用电高峰期全国电力供应资源紧张: 过去十多年我国电力供需总体平衡, 西部、 北部省份电力供应尚有富余,现在各地都较为紧张[10]。

2.1 第二、 第三产业降温负荷受温度影响分析

2.1.1 第二产业典型企业度夏期间用电分析

图3 为A 电网2022 年度夏期间第二产业典型企业平均温度下的降温负荷曲线。 经测算, 第二产业的最大降温负荷占日最大负荷的比重为30.6%,降温电量占度夏电量的23.5%, 第二产业降温负荷对温度的敏感程度较低； 随着温度的升高, 负荷对温度的敏感程度基本不变, 存在明显饱和现象。

图3 度夏期间第二产业典型企业平均温度下的降温负荷曲线

2.1.2 第三产业典型企业度夏期间用电分析

图4 为A 电网2022 年度夏期间第三产业典型企业平均温度下的降温负荷曲线。 经测算, 第三产业的最大降温负荷占日最大负荷的比重为42.7%, 降温电量占度夏电量的33.5%； 25 ℃以下, 第三产业降温负荷对温度的敏感程度较低； 随着温度的升高, 降温负荷对温度的敏感程度逐渐上升, 未见明显饱和现象,温升平均负荷差可达最大负荷的1.5%[11－12]。

图4 度夏期间第三产业典型企业平均温度下的降温负荷曲线

2.2 新能源出力对电力系统平衡影响

2.2.1 全网电力供应情况分析

2022 年, 全网水电、 火电、 风电、 太阳能发电装机容量占比分别为13.5%、 61.2%、 15.2%、10.1%, 见表3。 较2018 年同期相比, 水电、 火电占比减少3.3、 8.3 个百分点, 风电、 太阳能占比提升8.4、 3.2 个百分点。 水电、 火电机组装机年均增速1.2%、 3.7%, 远低于全网负荷年均增速7.2%, 用电高峰时期电力供给难度加大。 以某省为例, 近三年新增负荷1 169 万kW, 年均增速达到11.5%； 大型水、 火电源建设方面, 最近三年仅投运容量200 万kW 火电站, 电源建设进度远低于负荷增长速度。

表3 近5 年全网各类机组装机增长情况%

2.2.2 各机组最大负荷时刻出力分析

2022 年汛期来水历史极枯, 水电发电能力大幅下降前所未有。 西南水电和三峡来水整体偏枯五成, 为1882 年有水文记录以来同期最枯, 多个水电厂被迫按照“以水定电” 方式运行[13]。 电力系统调度机构严格执行保水蓄水调度策略, 严控水力发电, 仅在负荷高峰时段安排水电顶峰运行, 这是近年来首次出现汛期水电顶峰能力不足情况, 2022年水电高峰出力占负荷比重9.9%, 较上年低3.2个百分点。 “汛期反枯” 导致全网水电出力不足,火电顶峰压力较大。 最大负荷日午高峰时段火电机组最高出力占全部装机容量的75.3%, 占当时用电负荷的比例为62.8%, 水电、 风电出力占其总装机比重分别为54.3%、 12.8%, 火电顶峰压力较大, 如图5 所示。 午高峰时, 太阳能机组出力率为82.1%, 出力占负荷比重11.4%。 但是晚高峰时由于光伏不出力, 全网电力供应紧张, 存在电力缺口。

2.2.3 新能源对电网平衡影响分析

新能源发电对电力平衡的影响逐渐显现, 新能源出力的波动性使得电力供应紧张和弃风弃光问题同时存在。 新能源低出力时段, 电力系统需要高可靠出力电源实现电力平衡； 新能源高出力时段则给系统消纳、 安全和储能技术带来巨大挑战。 风光新能源发电午高峰, 新能源出力占负荷的9%～20%(平均为13%), 顶峰作用明显。 晚高峰出力仅占负荷比重2%～10% (平均为7%), 顶峰作用有限,如图6 所示。 全网负荷晚高峰时刻新能源发不出、顶不上, 电力保供仍需依赖传统煤电等可靠电源[14－17]。

2.3 度夏期间跨省跨区电力交易分析

全国性电力紧张, 电力资源外购难度加大。2022 年7 月, 长江流域降水较常年偏少四成, 雅砻江、 金沙江流域来水偏枯近四成, 近年来首次出现汛期水电顶峰能力不足情况。 四川、 重庆、 江苏、 浙江等长江流域地区持续极端高温天气带来的降温、 灌溉负荷大增, 华东、 西南、 华中区域多个省份电力供应紧张, 跨省跨区送电通道长时间满限额运行, 全国性的大范围极热高温天气导致送受端电力负荷同时紧张, 加上西北传统电力外送省份出于自身保供考量, 出现了“无电可送” “有电惜售” 的局面。 7 月中上旬某省多座500 kV 变电站负载接近或超过稳定运行限额。

从近两年的保供形势看, 电力供应紧张局面由以往的负荷中心发展到全国多个地区, 传统送端地区(如四川) 供需形势极为严峻, 省间交易竞争进一步加剧, 购电价格不断攀升。 省间电力现货市场正式运行, 在有效解决短期电力供应不足的同时, 也推高了省间交易市场购电价格[2]。 2022 年7—8 月, 外购交易电价较去年同期外购电均价增长100%。 此类电量的成交大大提高了发电企业对省间售电价格的预期, 带来省间中长期交易价格的上涨。 未来, 通过省间交易购买高峰保供资源的难度可能进一步加大。

2.4 需求侧管理实施困难较大

需求侧管理是实现“保民生” 的最后一道屏障, 引导企业让电于民、 推动社会节约用电是保障全社会用电安全的通行做法。 度夏期间, 全网电力电量供应均紧张, 区域内四省实施有序用电及需求侧响应, 然而社会各界对电力供应紧张形势认知不足, 需求侧响应实施困难较大。 度夏期间需求侧响应的执行存在许多问题: 一是参与需求响应资源企业认定标准不完善, 其中某省推出高耗能市场交易, 以市场手段推动高耗能企业主动让电, 但由于国家关于高耗能企业认定标准还不够严密, 部分企业对于高耗能企业认定梳理提出了异议； 二是补贴资金有待落实, 当前A 电网需求响应补贴资金仅来自三峡增发电量价差空间, 年度及长期补贴资金尚未落实, 响应资金池建设进度滞后； 三是需求侧响应政策有待完善, 需求响应政策涉及的响应时长、 补贴资金、 邀约模式等重要标准难以应对长时间大规模的电力缺口, 亟需修改完善。

3 高温天气下电力供应保障措施分析

3.1 提升电力需求预测准确度

完善基础数据的收集工作, 扩充中长期气象要素, 特别是度夏、 度冬期间的极端高、 低温及持续日数, 支撑年度及月度中长期负荷预测； 扩展短期湿度、 体感温度等更为详细的气象要素, 支撑构建多维气象要素的负荷分析及预测模型。 完善用电数据维度, 建议升级完善用户信息采集系统, 准确提供分产业、 分行业的15 min 负荷曲线数据； 创新负荷预测方法, 提升用电高峰预测精准度。

3.2 完善需求侧供应体系

当前, 整体供需形势发生重大转变, 供电高峰期需求响应有效容量已不足以覆盖下阶段电力供应缺口, 建议电网公司要加强与政府相关部门协调沟通, 针对极端天气的电力供应紧缺情况, 加强需求侧管理, 必要时采取有序用电措施。 完善需求侧响应相关政策, 逐步建立费用向发用双侧分摊的机制, 努力打通购售电盈亏、 辅助服务、 需求侧响应等资金池, 从而解决响应资金来源不足的问题, 进而有效引导发电侧积极增供、 需求侧消费结构调整, 改善供需矛盾。 健全有序用电兜底保障机制,促请政府出台有序用电强制执行的行政政策, 加强政企协作、 合署办公、 现场督导, 必要时授权采取负荷控制手段有效控制用电需求[18]。

3.3 加大跨区跨省电力交易力度

在迎峰度冬、 迎峰度夏等电网重大保供时段,发挥外区送入能源的供应保障作用, 协调促进送、受端省份签订长期协议, 确保西南、 西北、 华北地区中长期交易落地, 并通过富余通道增加短期临时电力交易, 缓解用电紧张局面。 提升受端调峰能力, 发挥区域特/超高压主干网架提供风光水火多能互补的资源优化配置优势, 优化直流送电曲线,设法提高送电通道利用小时数。 开展市场化交易机制的优化设计, 促进跨区可再生能源的充分消纳[19]。

3.4 推进区域储备电源建设

预计2025 年蒙华铁路向“两湖一江” 运输煤炭总量约1.4 亿t, 可支撑煤电装机总规模6 880万kW。 应积极推进区域内储备电源建设, 重视优化煤电布局, 积极应用大容量、 高参数煤电机组和先进洁净燃煤发电技术, 实现煤电的清洁发展。 结合煤电布局和时序研究, 引导发电公司合理布局煤电, 促进网源协调发展。

3.5 完善峰谷分时电价政策

度夏期间电网最大用电负荷95%以上的尖峰供电时间仅36 h, 却占用了大量系统资源, 同时电网夏季典型日的日负荷曲线呈“两峰两谷” 分布,完善的电价机制是抑制尖峰负荷需求的有力措施。目前部分省份现行分时电价政策的执行对象主要为大工业及商业用户, 居民、 农业等非市场用户执行阶梯电价, 2022 年夏季居民对全社会用电的贡献率达61%。 建议尽快完善峰谷分时电价政策, 通过将分时电价政策执行范围扩大至居民用户以改变居民用电习惯, 并将调峰能力较强的电动汽车纳入分时电价政策执行范围, 对优化电网负荷特性、 充分发挥电价杠杆作用具有重要意义[20]。

4 结论

2022 年夏季高温干旱天气给区域电力系统运行带来了紧平衡问题, 经过研究分析, 可以形成以下结论:

1) 2022 年夏季高温干旱天气带来的降温负荷增长, 会引发区域电力系统最大负荷增长, 且存在持续时间长、 “双峰” 特征明显等特点, 预计此类情况在今后几年还将发生。

2) 度夏期间电力供应存在的问题: 第三产业降温负荷增长明显, 新能源占比提高带来的电力系统平衡问题, 跨省跨区电力交易难度加大, 电力需求侧管理实施困难较大等。

3) 可以通过提升电力需求预测准确度、 完善需求侧供应体系、 提升跨区跨省电力交易力度、 推进区域储备电源建设和完善峰谷分时电价政策等措施, 积极应对夏季高温干旱天气对区域电力系统安全稳定运行的冲击。