江西电力系统调峰形势及调峰缺口测算分析

胡 晟，吴展飞，聂义民，邵尤国

（国网江西省电力有限公司经济技术研究院，江西 南昌 330043）

0 引言

随着江西用电负荷峰谷差的不断增大，江西电网调峰压力日益增大，与此同时，在“碳达峰、碳中和”发展背景下，新能源的爆发式增长也进一步加剧了系统调峰压力，对电网运行提出了极大考验，传统电源调峰中存在的调峰能力不足、手段单一、运行不灵活、方式选择困难等问题逐步凸显[1-2]，近年江西已采取煤电启停机调峰、弃风弃光等措施满足电网安全运行要求，严峻的调峰形势对系统调峰能力和调峰电源的建设提出了新的要求。

文中在江西用电负荷特性及现状面临的调峰困难形势的基础上，分析了江西调峰资源发展情况，在现有电源建设边界条件下，采用时序生产模拟技术开展“十四五”末系统调峰缺口以及新能源利用情况测算，为江西新能源合理规模发展及调峰资源的建设提供参考。

1 江西电网调峰现况

1.1 江西用电负荷特性

江西用电需求呈现夏、冬季“双峰”形态。受亚热带季风性湿润气候影响，夏、冬两季降温、采暖负荷需求大，且极寒极热时段新能源出力不稳定，全年用电最大需求出现在夏季或冬季，近年均实施了需求侧响应及有序用电措施[3]。江西电网全年最高负荷主要出现在夏季7、8 月份，冬季高峰主要出现在12 月份，全年负荷变化曲线呈现“W”形状，如图1所示。

图1 江西电网年负荷特性

夏季和冬季典型负荷曲线均呈现午高峰和晚高峰负荷“双高峰”负荷特性，逐渐呈现出“M”形状。夏季1～4 时左右，负荷为全天负荷低谷时段，午高峰出现在上午11 时左右，下午4 时左右负荷开始下降，达到曲线变化的拐点18 时附近后开始快速上升，至21 时左右达到晚高峰。此后负荷开始逐渐下降，直至次日凌晨4 点达到最低值。近年来夏季逐渐呈现出晚高峰略大于午高峰的趋势。冬季午高峰同夏季时间段相近，晚峰则有所提前，18 时左右达到晚高峰，此后负荷开始逐渐下降，直至次日凌晨0 点进入到全天负荷低谷时段。午高峰和晚高峰负荷基本相当。夏季典型日及冬季典型日负荷曲线如图2 和图3 所示。

图2 夏季典型日负荷曲线

图3 冬季典型日负荷曲线

根据《江西省国民经济与社会发展第十四个五年规划和二○三五年远景目标纲要》，江西省目前人均用电量仅为全国平均水平64%，电气化率（电能占终端能源消费比重）仅为18%左右，较全国平均水平低7-8个百分点。随着江西工业化、城镇化加速推进，城乡电气化水平持续提升，人民对美好生活的追求，经济发展用电潜力将加快释放，电力需求将呈刚性增长。根据江西电网负荷预测，预计“十四五”末，江西全社会用电量和最高用电负荷将分别达到2 300亿kW·h和4 450万kW。

1.2 系统调峰现况

“十二五”以来，江西最大峰谷差和平均峰谷差均呈逐年增大的趋势，最大峰谷差由2011年515.4万kW增加到2022 年1320 万kW，电网调峰较为困难，突出表现在春节期间和水电大发期，江西历年峰谷差特性如图4 所示。未来随着第二产业用电占比逐步降低，第三产业和居民用电占比不断提升，负荷峰谷差呈逐年加大趋势，负荷侧同样带来更大调峰需求。

2020 年，受新冠肺炎疫情、企业复工推迟、暖冬气候等因素影响，江西全网用电负荷维持低位运行且日峰谷差大，在凌晨、午后时段新能源大发时，电网调峰困难，江西电网火电机组出现了多年未遇的长时间段最小开机方式，江西电网采取了火电机组深度调峰、启停调峰、滚动预测新能源功率、争取跨省支援等方式满足系统调峰需求，保障新能源全额消纳。

2021 年，特高压交、直流的投产提升了江西受电能力，但给江西电网调峰也带来了困难。同时，受台风及冷空气影响，江西电网风电出力屡创新高，全年出现少量弃风，无弃光情况。

2022 年“五一”劳动节期间，江西电网低谷时段风电大发，出现了较大调峰缺口，为确保电网安全稳定运行，全网组织统调风电场实施弃风调峰；2023 年1 月春节期间，已出现午间部分弃光情况，日内实际运行过程中，为满足调峰要求，部分电厂机组已按极限水平深度调峰，全网火电平均负荷率约35%。

2022 年底江西风电、光伏装机总规模已达到1 756 万kW，“双碳”形势下，随着江西电网新能源的迅猛发展，电力系统调峰压力日益增大，特别是低谷调峰能力将面临严重不足的情况。

2 新增调峰资源能力

目前江西电力供应以火电为主，火电装机占比约56%，可调节水电、抽水蓄能、气电等调峰电源比重极小，省内水电基本已开发完毕，尤其是可调节水电基本已无增长空间，加之华中地区省间互济调峰效果不佳，导致省内调峰电源发展形势严峻，需要多渠道挖掘调峰资源和调峰能力。

综上所述，DSC系统的不间断工作，是为船舶安全航行提供保障，在紧急和遇险的关键时刻能充分发挥“顺风耳”的作用，所谓“练兵千日用兵一时”，产生了明显的经济效益和社会效益，发信机应急供电系统的有效正常起到十分显著的作用，因此确保应急电源的有效性显得极其重要，希望本文的分析能为此提供参考。

2.1 煤电灵活性改造

早在2016 年6 月我国就启动了火电机组灵活性改造试点工作，涉及丹东电厂等22个项目（共计46台机组，约18.18 GW），受经济补偿和电价市场机制缺位的影响，改造积极性各异。根据《国家电网服务新能源发展报告》，“十三五”期间国家电网经营区内累计完成火电机组改造1.62亿kW，仅完成4亿kW火电机组深度调峰改造目标的40%。

2021 年10 月，国家发改委、能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》指出，“继续实施煤电机组灵活性制造和灵活性改造，综合考虑技术可行性、经济性和运行安全性，现役机组灵活性改造后，最小发电出力达到30%左右额定负荷”。

“十四五”以来，江西省发布多项文件推进煤电灵活性改造工作。《江西省“十四五”能源发展规划》指出，“鼓励具备条件的现役和新建煤电开展深度调峰灵活性改造，鼓励有条件的地方布局天然气发电项目，推动提升电力系统调峰能力”。《江西省“十四五”节能减排综合工作方案》指出，“...推进现役煤电机组节能改造、供热改造、灵活性改造‘三改联动’，制订我省煤电机组升级改造实施计划”。《关于加快推进实施清洁煤电机组灵活性改造和节能降耗工作》要求，全省60 万kW 等级及以上煤电机组必须在2023 年前达到30%额定出力的深度调峰。

2022年江西统调煤电规模2 426万kW，目前江西煤电运行控制最小技术出力约45%~50%，如图5所示，若现有存量煤电灵活性改造后调峰能力达到70%左右，将释放深度调峰能力约350万kW。2022年及以后新增投产煤电70%调峰能力，结合目前江西已开展前期工作，计划“十四五”期间投运的浔阳电厂扩建、上饶电厂、上高电厂和分宜电厂扩建等煤电项目，预计“十四五”末江西煤电调峰能力将达到2 300万kW左右[4-5]。

图5 运行控制火电机组最大、最小技术出力

2.2 抽水蓄能电站

抽水蓄能电站是稳定的调峰电源，江西省中长期抽水蓄能开发策略是积极加快推进抽水蓄能电站建设，鼓励电源企业、电网企业和社会资本共同投资建设抽水蓄能电站，完善抽水蓄能电站容量电费形成机制。《江西省碳达峰目标下能源保障供应实施方案》指出，“推进奉新、洪屏二期等一批抽水蓄能电站建设和前期工作，储备一批站址资源，研究水电站混合式抽水蓄能电站改造，力争到“十四五”末全省核准建设抽水蓄能电站4座以上，“十五五”末抽水蓄能电站在建、在运装机规模超过1 000万kW”。2021年8月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，江西省除奉新抽水蓄能外，涉及江西省“十四五”重点实施的抽水蓄能电站有8个，装机容量836万kW。《江西省“十四五”能源发展规划》指出，“推进奉新、洪屏二期抽水蓄能电站建设，加快推进赣县、铅山、遂川、永新、寻乌等抽水蓄能电站前期工作……”。目前江西奉新抽水蓄能电站和洪屏二期抽水蓄能电站均已开工建设，预计“十五五”中期建成投产，赣县、铅山、遂川、永新、寻乌等站正在开展前期工作，预计“十五五”末建成投产。

目前江西仅有洪屏抽水蓄能电站120 万kW，近年抽水蓄能机组年平均抽发达到2 200 台次左右，平均每天抽发6 台次。从现有规划和建设情况来看，“十四五”期间，江西无新增抽水蓄能电站。

2.3 新型储能建设

发展新型储能对提高电力供应保障能力、促进全省能源绿色转型、构建新型能源体系具有重要意义[6]。华中能源监管局2020年发布《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》，2022 年发布《江西电力调频辅助服务市场运营规则》，明确了市场运行初期调频服务市场主体，鼓励新型储能积极参与电力辅助服务市场。2022 年江西出台了《江西省能源局关于做好新能储能项目全过程管理工作的通知》，规范新型储能项目全过程管理，推动新型储能规模化应用。

2.4 需求侧响应

近年江西需求侧响应主要包括可中断负荷、居民负荷和非工空调负荷（商业楼宇），综合响应负荷与电网互动的探索成果，实际需求响应实施负荷约2.4%，用户主要集中在高耗能企业，几乎全部由第二产业用户贡献（99.4%），其中四大高耗能行业用户贡献率为84.6%，可见需求侧响应用户潜力与积极性尚未有效调动[3]。

通过分析不同行业用电负荷特性、工艺流程、设备特性、调节方式等，计算不同行业的需求响应负荷潜力，如下式（1）：

式中：Pi为特定行业的用电负荷容量，万kW；I为行业种类数量；Ai%为特定行业的可调节比例，与用户参与度、补贴激励力度等相关。

结合不同行业用电负荷占江西省用电负荷的比例，加权求和后获得当前江西尖峰负荷响应潜力值约为最大负荷的3%~6%，但大工业客户一般24 h 三班生产，具有很强的生产计划，停电将产生较大经济和信誉损失，需求响应往往基于社会责任与义务，实际参与积极性并不乐观。

3 系统调峰缺口分析

3.1 新能源发展规模

根据《国家能源局关于2023 年可再生能源电力消纳责任权重和2024 年预期目标征求意见的函》，江西省2023 年、2024 年非水消纳责任权重最低预期目标为14.5%、16.2%。根据《江西省“十四五”能源发展规划》以及《江西省“十四五”新能源发展规划》明确的“十四五”新能源主要发展目标，即“十四五”末，我省新能源发展最低目标累计并网风电700 万kW、光伏2400 万kW，激励目标累计并网风电800 万kW、光伏3000 万kW。2025 年我省非水可再生能源电力消纳责任权重达到17.8%左右，激励目标达到19.6%左右。

3.2 调峰缺口测算

根据江西“十四五”末电网边界条件，对江西调峰缺口及新能源利用情况进行模拟测算。采用基于时序生产模拟方法的新能源生产模拟模型，负荷特性及电源出力特性等约束条件参考实际运行要求，如图6~图11所示。

图6 负荷特性曲线

图7 水电出力特性曲线

图8 风电出力特性曲线

图9 光伏出力特性曲线

图10 鄂赣联络线功率曲线

图11 雅中直流输电曲线

“十四五”末，江西部分月份存在弃风弃光现象，最低方案下，我省新能源利用率约96.2%，激励方案下，新能源利用率约92.16%，全年弃电量主要集中于9、10 月份。最低目标及激励目标下，全年新能源发电机及弃电量如图12~图15所示。

图12 全年新能源发电量（最低目标）

图13 全年新能源弃电量（最低目标）

图14 全年新能源发电量（激励目标）

图15 全年新能源弃电量（激励目标）

图16 为典型日江西电网生产模拟结果，日内风电出力在夜晚较高，光伏出力中午最高，电网负荷呈现午高峰和晚高峰负荷“双高峰”负荷特性。光伏弃光时段集中在10-16 h，此时段内光伏大发，电网新能源消纳空间压缩，火电机组降至最低技术出力，洪屏抽水蓄能抽水用电，电网调峰容量裕度用尽，预计最低目标和激励目标下最大调峰缺口分别约1 200万kW和1 300万kW，需要采取弃风弃光措施以维持电网安全稳定运行，最低目标及激励目标下典型日生产模拟结果如图16所示。

图16 典型日生产模拟结果最低目标（左）激励目标（右）

4 结语

文中介绍了江西电网负荷特性以及现状存在的调峰困难形势，并对当前江西主要的调峰资源发展情况进行了分析，在此基础上，采用时序生产模拟技术开展“十四五”末江西新能源发展最低目标及激励目标规模下的系统调峰缺口及新能源利用情况测算，基本能够达到合理利用率。

基于“十四五”末江西电力系统调峰形势，建议加快推进调峰资源的落实，包括煤电灵活性改造、新型储能应用等措施，提高系统调峰能力以适应新能源激励目标发展适应性。同时，加快推进省内抽水蓄能电站的建设投产，更好地满足“十五五”及远期系统调峰需求。