雙碳背景下湖南省電力系統靈活能力優化分析研究

北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目北京大學能源研究院INSTITUTEOFENERGY2023年12月北京大學能源研究院INSTITUTEOFENERGY北京大學能源研究院是北京大學下屬獨立科研實體機構。研究院以國家能源發展戰略需求為導向，立足能源領域全局及國際前沿，利用北京大學學科門類齊全的優勢，聚焦制約我國能源行業發展的重大戰略和科技問題，按照“需求導向、學科引領、軟硬結合、交叉創新、突出重點、形成特色”的宗旨，推動能源科技進展，促進能源清潔轉型，開展專業及公眾教育，致力于打造國際水平的能源智庫和能源科技研發北京大學能源研究院于2021年3月啟動了氣候變化與能源轉型項目，旨在助力中國應對氣候變化和推動能源轉型，實現2030年前碳達峰和2060年前碳中和的目標。該項目通過科學研究，設立有雄心的目標，制定清晰的路線圖和有效中國能建湖南院創建于1958年，為中國能源建設集團(世界500強)在湘辦事處單位。擁有電力、化工石化醫藥雙行業甲級、工程勘察、咨詢等專項甲級資質，業務涵蓋能源電力規劃、低碳節能咨詢、超特高壓電網、核電、大型火電、新能源、儲能、綜合能源、化工、醫藥、市政、建筑、環保等湖南省能源碳中和發展研究中心由省發改委批準，依托湖南院專業技術力量牽頭組建，提供從雙碳方案頂層設計到典型項目實施的一攬子服務，致力于打造國內領先的“雙碳”智在此鄭重感謝ClimateImperativeFoundation對于報告報告內容為課題組獨立觀點，不代表其他方的任何觀點或《雙碳背景下湖南省電力系統靈活能力優化分析研究》《福建省雙碳目標與行動路線圖研究報告》《中國散煤綜合治理研究報告2023》《山東省中小燃煤電廠低碳高質量發展路徑分析》《走向公正轉型的未來：中國綠色轉型對就業的影響》《湖南省電力行業碳達峰時間與路徑研究》《中國典型五省煤電發展現狀與轉型優化潛力研究》《中國石化行業碳達峰碳減排路徑研究報告》《中國塑料行業綠色低碳發展研究報告》《中國散煤綜合治理研究報告2022》《新能源為主體的新型電力系統的內涵與展望》《中國典型省份煤電轉型優化潛力研究》《電力部門碳排放達峰路徑與政策》《中國散煤綜合治理研究報告2021》《“十四五”推動能源轉型實現碳排放達峰》i 1 1 3 5 8 9 20 20 22 22 23 24 25 25 28 29 39 40 40 43 44 54 55 56 56 57 59 60在雙碳戰略目標背景下，構建以新能源為主體的新型電力系統，提升系統靈活調節能力，成為實現碳達峰碳中和的必然舉措。湖南電網為全國峰谷差率最高的省份之一，電力調峰能力存在較大缺口，新能源消納壓力較大，本課題結合湖南省實際情況，在保障能源安全的基礎上，合理規劃布局全省調峰資源，綜合考慮各調峰資源的調節性能、經濟性和環境屬性等對調節能力展開優化分析。課題研究對湖南省構建新型電力系統具本研究報告以湖南省現有調峰電源、資源儲備、調峰性能等分析為基礎，對全省電力需求缺口、年調峰及典型日調峰缺口進行平衡測算，全面理清了全省調峰能力和調峰需求缺口等底數。合理設置多個場景，以全社會成本最優為目標函數，科學分析不同調節性電源配置組合下的調峰性能和經濟性，通過日調峰缺口和棄電率計算對優化結果合理性進行驗證，積極尋找各水平年下符合湖南省情的調節能力配置方案，并對需求側響應和外調電力的調峰經濟性進行了補充分析。最后根據計算和優化結果，給出湖南省電力系統調節優化建設的相關政策建議，推動具有湖南特色的新型電力系統構建，助力全iiiClimateChangeandEnergyTransitionProgram截至2022年底，湖南電網電源裝機為5841萬千瓦，其中火電2522萬千瓦（含生物質126萬千瓦），占比43.2%；水電1721萬千瓦（含抽水蓄能電站120萬千瓦），占比29.5%；風電900萬千瓦，占比15.4%；太陽能636萬千瓦,占比10.9%；儲能湖南省電力系統是華中電力系統的重要組成部分，處于華中電網乃至國家電網的最南端，目前全網分為14個供電區。湖南電網經三條500kV聯絡線(葛換～崗市、孱陵～澧州雙回)與華中湖北電網聯系；2017年6月祁韶特高壓直流投運，通過±800kV祁韶直流實現甘肅向湖南長距離送電；2021年12月，瀟湘1000kV特高壓變電站投產；2022年10月荊門-長沙1000千伏特高壓交流工程投產，湖南電網通過1000kV特高壓交流線路與江西、湖北電網形成聯絡。省內湘東基本建成500kV雙環網，形成“西電東送、南北互供”的500kV骨干網架。2022年湖南電網全社會用電量為2236億千瓦時，全社會最高負荷為4650萬千氣候變化與能源轉型項目衡陽、郴州、永州等地區。目前，湖南省已經形成了湘東(長株潭)、湘南(衡郴永)兩湖南省電源主要集中在西部地區(懷吉、常益長和婁邵等地)，目前該區域電源裝機南部負荷中心(湘東、湘南)用電負荷約占全省的56%，而電源裝機僅占全省的43%，其中大型電源占比僅為32%。因此，湖南電網形成了“西電東送”的格局，大量電力需2017年祁韶直流投運后(設計單極400萬千瓦、雙極800萬千瓦)，其系統位置處于湖南兩大負荷中心的中間，增強了對兩大受端電網的支撐。但基于現有的電源與負調節能力不強，且水資源已開發殆盡；抽水蓄能站點資源豐富，但短期內難以形成電力超15年以上的30萬千瓦機組多，導致湖南跨時段、跨季節調配能力不足，持續頂峰運新能源送出消納形勢嚴峻。湖南三產與城鄉居民生活用電占比高(48.6%)，其中居民生活用電高于全國15個百分點。湖南省負荷峰谷差率已接近60%，位于國網首位；省內電源調峰能力不足，豐水期受負荷較低和風雨同期的影響，常規水電汛期整體調節能力不強，火電深度調峰成本高，總調峰能力不足。常規水電占比高（28.6%新能源快速發展，預計到2025年新能源總規模將達到3200萬千瓦(現狀1536萬千瓦)。隨著未來省內新能源的比重不斷增高，疊加電網局部區域送出受限，新能源送出消納形主網架對新能源發展和負荷的適應性不足。隨著全省用電需求增長、新能源等電源發展，全省500kV主網架仍存在薄弱環節。一是局部地區變電容量不夠。當前500kV變電站僅有30座，高峰負荷期間湘東地區的艾家沖、星城變電站，湘南地區的船山變電站，湘中地區的長陽鋪變電站均重載運行。二是網架結構薄弱。“十四五”以來，湖南南部新能源發展迅猛，豐水期湖南500kV南北斷面通道以及湘南部分500kV主變容量全省碳達峰壓力顯著，對調節性電源的剛性需求大。目前全省調節性電源偏少，受抽水蓄能建設周期較長的影響，2030年前抽水蓄能裝機容量較難激增，2030年后抽水蓄能才會大規模發展。在此背景下，亟需增加調節性電源以保證新能源的消納，同時，2ClimateChangeandEnergyTransitionProgram截至2022年底，湖南省在運統調大型煤電廠共15座，機組41臺，總裝機2146.5電廠2臺30萬千瓦機組、郴州鯉魚江A廠2臺30萬千瓦機組迎峰度夏度冬時可靈活從調節能力來看，湖南現役大型煤電機組調節能力略有差異，新建機組最小技術出力可達30%左右，部分在役機組最小技術出力在30%~40%之間。目前全國現有熱電機組經過改造后的最小技術出力可達到40%~50%額定容量，純凝機組的最小技術出力可達到30%~35%額定容量，部分具備改造條件的電廠預期達到國際先進水平，機組不投油穩燃純凝工況最小技術出力為20%~25%額定容量?？紤]湖南省煤電機組改造的實際情況，本報告后續煤電調峰能力按額定容量的30%考慮。氣候變化與能源轉型項目3“十四五”期間，湖南省已核準在建電源有：平江電廠(2×100萬千瓦，已投)、華容電廠(2×100萬千瓦)、株洲電廠退城進郊(2×100萬千瓦)、石門三期(2×66萬千瓦)、益陽電廠三期(2×100萬千瓦)。同時于2022年底實現鯉魚江電廠靈活供電湖南。預計到2025年底，省內在運煤電裝機約302021年2×1001×1001×1002025年2023年2024年2022年2×1002×1001×1001×1002×662×30332300200200160按照國家能源局印發《關于下達2022-2025年煤電行業先立后改淘汰落后產能目標任務（第一批）的通知》（國能發電力〔2022〕85號），“十四五”期間湖南淘汰煤電落后產能分別為耒陽一期（2×21萬千瓦）、華岳一期（2×36.25萬千瓦）和株洲老廠（2×30萬千瓦總計裝機174.5萬千瓦。“十五五”期間暫無退役煤電，4ClimateChangeandEnergyTransitionProgram合計240.5湖南作為少煤無油無氣的省份，天然氣資源全部依賴外省調入?！笆濉逼陂g，天然氣供應能力大幅提升。天然氣供應方式為“管道氣+LNG”，管道氣消費占總量的85%左右，LNG消費占總量的15%左右。其中，湖南省管道氣供應來源于“一干兩支三省際”（一干為新粵浙管道，兩支為忠武線-潛石首-華容管道、酉陽-龍山管道、來鳳-龍山管道如圖1.2所示，LNG供應氣候變化與能源轉型項目5湖南省目前暫無在運的氣電機組，全省規劃和在建氣電項目主要有三個，分別為湘陰氣電、永州氣電和衡東氣電，其預計裝機容量分別為2×49萬千瓦、2×50萬千瓦和2×49萬千瓦。三個項目均受國際天然氣供應形勢及天然氣價格過高的影響，建設進展緩慢。結合湖南天然氣資源稟賦、管網建設、國內外天然氣供需形勢以及湖南天然氣發電項目前期工作進展情況，預計全省未來天然氣調峰電源裝機為296萬千瓦。6ClimateChangeandEnergyTransitionProgram基于湖南省天然氣資源稟賦可初步判斷，湖南省天然氣資源不足以支撐大規模發展氣電，且目前天然氣發電政策暫未明確，利用小時和氣源氣價無法保障，省內繼續布局大規模氣電的投資不確定性大，因此本報告除已核準的三個氣電項目外暫不考慮其他氣氣候變化與能源轉型項目7截至2022年底，湖南省已并網水電4300余座，總裝機1601萬千瓦，達到技術可發量的95%以上。其中，大型水電（25萬千瓦以上為大型水電）裝機819萬千瓦，占比51.2%；小型水電裝機782萬千瓦，占比48.8%。湖南水電裝機以徑流式為主，調節能力較差。如圖1.4所示。大型和經濟性較好的中小型水電資源已基本開發殆盡，剩余8ClimateChangeandEnergyTransitionProgram現階段，湖南省常規水電調峰能力較低，豐水期（4~9月）由于負荷不高，常規水電不參與調峰；枯水期（10~3月）由于水資源相對較少，目前可調峰能力僅能達到裝機充分發揮水電與新能源的互補特性，盤活常規水電調峰資源，推動重點流域梯級水電與“十四五”期間除已明確鳳灘、柘溪增容(8.5萬千表1.3：湖南2020～2025年大型水電投產項目情況合計8.550202220232×258.5瓦。自投產以來，電站以“兩發一抽”運行模式（即白高峰、晚高峰發電放水，后夜低谷抽水用電），在保障電力供應和電網安全、促進清潔能源消納、推進碳減排、推動地方經濟社會發展等方面均發揮了重要的作用?！笆濉逼陂g，電站平均每年發電量14.5億千瓦時、抽水電量17.5億千瓦時，年均綜合轉換效率82.9%、啟停次數2585次、綜合利用小時數2666小時，緊急啟動157臺次。氣候變化與能源轉型項目9湖南省抽水蓄能資源豐富，項目儲備超過3600萬千瓦，“十四五”重點實施13按照NB/T35009-2013《抽水蓄能電站選點規劃編制規范》的要求，對湖南全省具備抽水蓄能電站建設條件的區域進行了全面細致的查勘。按抽水蓄能電站的建設地形地貌、成庫條件、水源條件、水頭、距高比、裝機規模等各方面的基本要求，普查出全省范圍內可規劃30萬千瓦以上抽水蓄能的資源點共388個。10ClimateChangeandEnergyTransitionProgram湖南省抽水蓄能資源點主要集中在湘南丘山區(以羅霄山脈為中心)、湘西山區(以雪峰山為中心)、湘西北原山地區(以武陵山為中心)。湘東北洞庭湖區地勢低平，地形其中平江（4×35萬千瓦）、安化（240萬千瓦）、桃源（120萬根據《湖南省“十四五”電力發展規劃》，結合目前平江抽水蓄能建設進展，預計），抽水蓄能電站（包括安化(8×30萬千瓦)、炎陵羅萍江(4×30萬千瓦)、攸縣廣寒坪(6×30萬千瓦)、桃源木旺溪(4×30萬千瓦)和汨羅玉池（4×30萬千瓦建設進展，2030年能投產的最大裝機容量約為500萬千瓦，主要包括黑麋峰、平江、安化三氣候變化與能源轉型項目新型儲能物理儲能化學儲能鉛酸電池超導儲能壓縮空氣鋰離子電池新型儲能物理儲能化學儲能鉛酸電池超導儲能壓縮空氣鋰離子電池最大調峰能力為240萬千瓦，“十四五”末期將達到310萬千瓦左右，“十五五”期間將增加至1000萬千瓦左右，“十六五”調峰能力將根據實際保供和調峰需求進一步新型儲能包括物理儲能、電氣儲能、電化學儲能及氫儲能等多種技術路線，其中研傳統儲能抽水蓄能氫儲能超級電容鈉硫電池液流電池本報告結合湖南省實際，擬以新型儲能中的電化學儲能和壓縮空氣儲能為重點展開12ClimateChangeandEnergyTransitionProgram2021年，湖南省電化學儲能裝機12.9萬千瓦，2022年底，快速增長至62.7萬千瓦。截至2023年6月底，全省電化學儲能的裝機規模達到263萬千瓦，已超額完成“十四五”建成電化學儲能裝機200萬千瓦的規劃目標?！笆逦濉焙汀笆濉逼陂g將根據新能源的建設和消納情況、抽水蓄能的建成投產情況、能源供需安全和經濟性等氣候變化與能源轉型項目13湖南省現暫無已建成的壓縮空氣儲能電站。但全省壓縮空氣儲能站址較豐富，建設條件較好，適宜大規模開發。在現有技術下，壓縮空氣儲能地下儲氣庫形式主要分為天然鹽穴和人工硐室。經全面摸排，湖南省鹽穴類站址有限，但適宜建設30萬千瓦級壓縮空氣儲能的人工硐室站址較豐富，主要分布在中東部和南部硬質巖石區域，并與湘東湘南兩大電力負荷中心、湘南大型風電光伏基地等儲能需求旺盛的區域布局匹配度高，適合30萬千瓦及以上的大規模壓縮空氣儲能電站開發。湖南省正全面布局和積極啟動壓縮4衡陽珠暉茶山坳鎮雁城10名稱入點距離km14ClimateChangeandEnergyTransitionProgram湖南電網位于華中電網的南部，與湖北電網之間有三回500kV線路聯系，位于±800kV祁韶直流線路的受端，接入來自西北地區輸送的綠色電力。雅中直流送往江西經南昌～長沙特高壓交流通道已經投產，輸送容量400萬千瓦。此外，湖南正在積極推動±800kV寧夏至湖南特高壓直流工程,爭取于2024年底建成投產，并達到400萬千瓦的送電能力。根據《湖南省電力發展“十四五”規劃》相關研究結論，并結合相關特高壓工程實際進展情況，2025年、2030年湖南電網區外來電均達到2176萬千瓦。綜合考慮湖南省負荷發展情況和區外來電前期工作202120222023202520302035500kV/1000kV交流17637637657657657650080080080080080080080080080067611761176217621762976注：1000kV交流特高壓包含雅中直流分電。16ClimateChangeandEnergyTransitionProgram考慮祁韶直流送端出力能力及湖南負荷曲線特性，祁韶直流逐月24小時送電曲線預測如圖1.13所示。2025年，祁韶直流3-6月日最大電力為160萬千瓦，最小電力為80萬千瓦；1月、7月、8月、12月最大電力為800萬千瓦、最小電力為400萬千瓦(考慮50%調峰能力)，持續時間存在一定差異。年利用小時數約4500小時。根據雅中直流可研報告結論，雅中直流為水電直流，基于輸電電量平衡，并根據豐枯水季，預測送電曲線如圖1.14所示。2025年，雅中直流7、8月日最大電力為400萬千瓦，最小為80萬千瓦；6、9、10月日最大電力330萬千瓦，最小電力分別為50萬千瓦、150萬千瓦、80萬千瓦；1-2月、12月日最大電力200萬千瓦，最小電力80萬千瓦；3-4月日最大電力160萬千瓦，最小電力80萬千瓦；5、11月日最大電力240萬千瓦，最小電力分別為80萬千瓦、50萬千瓦。年利用小時數約4000小時。氣候變化與能源轉型項目17參考鄂湘斷面3回500kV線路近5年出力8760數據，預測鄂湘聯絡線送電潮流在7月-9月輸送潮流最大，基本達到最大輸送能力，支撐湖南迎峰度夏高峰負荷保供需18ClimateChangeandEnergyTransitionProgram2021年，湖南省全社會最大負荷為4150萬千瓦，2022年，湖南省全社會最大負荷為4650萬千瓦，同比增長12.0%。根據湖南省“十四五”規劃估測，2025年湖南省全社會用電量為2840億千瓦時，全社會最大負荷5800萬千瓦。按5%最大用電負荷為需求側響應能力測算，全省“十四五”需求側響應調峰資源需達290萬千瓦。通過完善需求側管理和響應體系，加大源網荷儲一體化建設力度，加強支撐性電源和負荷側的管理，提高電源跟蹤負荷能力，提升配電網調節韌性，將能實現快速靈活的需求側響應。同時，通過提升用電企業和終端用戶的需求側響應積極性，積極探索需求側響應參與電力市場的形式等，需求側負荷將可在調氣候變化與能源轉型項目19結合第一章湖南省的調峰資源稟賦分析，本研究僅考慮煤電、氣電、抽水蓄能、外調電、新型儲能和需求側響應等調節性資源的調峰性能。各調峰資源的調峰能力是包括火電機組調峰影響因素有鍋爐燃燒穩定性、水動力工況安全性、鍋爐輔助機設備參數、運行人員水平和新型改造技術等。火電靈活性改造的內容主要有三項：深度調峰能力達到20%~40%，快速爬坡能力2%/min~5%/min，快速啟停時間2h~4h。通過調研全省煤電機組的最小穩燃負荷得知，目前全省所有燃煤機組的最小技術出力均值為30%左右，火電在深度調峰時，通常的做法有三種：20ClimateChangeandEnergyTransitionProgram一是調節給煤量，即變負荷調峰，在負荷低谷階段通過降低機組出力以滿足系統調峰需要的運行方式。這種方式是目前最常用的方式，較為容易實現，機組壽命損耗小，安全性和機動性好。該方式的劣勢在于，在負荷率降低時煤耗也隨之增加，發電成本增加。在變負荷的同時，需要增加輔助設施，包括：需要備用燃油系統，為保證爐膛不滅火，隨時準備投油助燃。需要增加控制省煤器入口水量，在給煤量減少的情況下，打開系統內的再循環旁路，從大的給水管道引出一條支路回水管道，減少省煤器入口流量，保證給水系統的正常運行。需要增加切換輔汽汽源，當機組負荷下降后，原來的輔汽壓力會隨著主蒸汽壓力的減少而降低，為了使輔汽壓力滿足電廠其他系統需求，根據機組該方式的優點為夜間停機后維護簡單，機組可調出力大，但由于啟停頻繁，操作復雜，三是停機調峰。通常在國慶、春節等長假期間，系統負荷較同期正常工作日下降較多，此時除需盡量安排機組正常檢修外，還需安排大量煤電機組停機以適應系統長周期低負荷運行狀態。停機調峰與啟停調峰類似，停機調峰對機組的影響主要為壽命損耗和目前，國內靈活性改造后的煤電機組平均最低出力為30%額定機組容量），燃氣機組的低負荷運行深度調峰是指機組能長時間在低負荷運行，在電網需要迅速調峰和調頻時，燃氣機組能迅速響應一次調頻和自動發電控制（AGC）負荷，從而保證電網的穩定運行。燃氣機組具備啟停方便、響應速度快的特點，調峰能力和跟蹤負荷的3.機組的經濟性，旁路全關時的負荷工況點。根據燃氣機組的燃燒特性，負荷越低，燃燒效率越低，經濟性越差。盡管機組容量越大，機組效率越高，但當燃氣氣候變化與能源轉型項目同時，氣電的調峰性能與不同制造商提供的主機有關系。不同制造商生產的主機在冷態、溫態和熱態啟動的時長不同，如GE公司、SIEMENS和MHI公司的主機在溫態啟動的時間分別為110min、120min和110min。目前國內燃氣機組的出力范圍通常在20%~100%，爬坡速度為8~10（Pn受天然氣價格、氣源供應穩定性以及天然氣發電利用小時數等影響，燃氣機組的發抽水蓄能電站是一種電能轉換和儲備裝置，在轉換過程中會有電能損失，目前抽水蓄能電站的綜合效率約75%，其工作原理是利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，抽水蓄能可將電網負荷低時的多余電能轉變為電網高峰時期的高價值電能。在電力系統中具有削峰填谷、調頻、調相、儲能、系統備用、黑啟動等“六大功能”，且宜為通常，抽水蓄能的出力范圍為-100%~+100%，爬坡速度為10~50%（Pn/min啟停時間僅需要15min。跨省跨區輸電通道受建設進度與電源結構制約，晚高峰頂峰能力不足。根據外電的電力組成，設定祁韶直流、鄂湘聯絡線、雅江直流和寧湘直流的調峰系數，考慮7%的輸電網損，預計2025年湖南省豐水期和枯水期外電的調峰能力分別為644萬千瓦和499萬千瓦，在僅考慮已核準和在建調節性電源的基準場景下，雅江直流的輸入電力將有所提升。2030年豐水期和枯水期外電的調峰能力分別增加至867萬千瓦和723萬千瓦；2035年豐水期和枯水期外電的調峰能力與2030年保持一致。外電調峰不需要考慮調峰所帶來的通道壽命和調峰費用問題。調峰性能與外電通道22ClimateChangeandEnergyTransitionProgram的電力組成有關，不同的外電通道電力組成不同，調峰性能也不同：火電占比較多的外電通道調峰響應速度快，水電占比較多的通道可調峰能力受季節影響較大，豐水期調峰在傳統發電領域，儲能主要起到輔助動態運行、取代或延緩新建機組的作用；在可再生能源發電領域，儲能主要起到削峰填谷和跟蹤計劃出力的作用；在輔助服務領域，儲能主要起到調頻、調峰和備用容量的作用；在分布式能源與微網領域，儲能主要起到1.具有快速響應的特點，能夠迅速實現充放電狀態的轉換，爬坡速度為100%（Pn/200ms），響應時間僅需毫秒級；3.具有有功/無功正負雙向連續調節的特點；4.在額定功率范圍內，具有無調節深度限制的特性，出力范圍為-100%~+100%，因此，光伏和風電的間歇性可以通過電化學儲能系統在一定程度上進行優化，減少新能源的隨機性。但電化學儲能的單體項目容量小，充放電時長有限，全壽命周期短，除電化學儲能外，壓縮空氣儲能也是極具發展潛力的大規模“長時”儲能技術，具有建設周期短，單體項目容量小，調節性能優，環境友好等特點。該技術調節時長通常可達到4~6h，建設周期2年，儲能效率通常為65%~70%，適用于大規模應用，是近中氣候變化與能源轉型項目23實現電力系統供需平衡的傳統做法是在負荷需求高時增加發電機組出力，但負荷高峰時段往往持續時間較短。為了滿足這部分需求而增加的發電和輸配電出力，其投資利用率很低，因此可以通過減少或者延遲需求側的電力負荷來實現供需平衡，即需求側需求側響應調峰具有響應速度快的特點，可從用戶側、供電側、發電側和社會效益本比）；供電側可避免峰荷容量和電量以及投資成本；發電側可避免裝機容量和電量以及避免燃料的成本費用；社會效益則主要考慮可避免的CO2、SO2和NOx排放量，故對傳統電網調峰模式進行優化，將需求側資源作為與供給側相對等的資源參與到電網調峰隨著智能電網的推廣，在高級量測體系和先進通信設備的作用下，可控負荷、柔性負荷、電動汽車以及安裝在用戶側的儲能設備等都將成為廣義的需求側調峰資源。需求側響應一般可以劃分成兩種類型：基于價格的需求響應和基于激勵的需求響應。在基于價格的需求響應中，一般采用價格-需求彈性來定量表示電價變化對電力用戶響應行為特性的影響。在基于激勵的需求側響應中，激勵機制的設計是關鍵。電力用戶一般可以通過兩種途徑獲得補償：一種是獨立運行商或者電力交易中心等機構對用戶的停電價格進行評估，另一種是用戶自己申報可中斷負荷容量和中斷成本，用戶可以通過基于激勵24ClimateChangeandEnergyTransitionProgram在測算湖南省電力需求缺口和調峰需求缺口前，需對全社會用電量和全社會最大負荷進行預測，再將全社會用電量和全社會最大負荷預測結果作為需求缺口測算的輸入結合回歸分析法、彈性系數和產值單耗等方法得到湖南省在經濟發展高水平、中水年份年份全社會用電量，億千瓦時用電量增速，%GDP，億元GDP增速，%20111293101891512.8201213474.182120711.3201314235.642354510.1201414310.56258819.5201514181.19285398.6氣候變化與能源轉型項目25用電量增速，%GDP增速，%201614963.31308537.9201715825.753382882018174510.3363307.8201918646.82398947.6202019293.49417823.82021215511.7460637.7202222363.8486706.47根據設定的GDP增長水平可得到不同增長水平下2025年GDP增速，從而根據擬合關系式得到2025年的全社會用電量預測值，結果如下表3.2所示。GDP增速，%十四五增速，%72236302210.566.5223629619.816223629019.07根據“十四五”GDP增速設置不同水平下的彈性系數分別為1、0.95、0.9，全社會用電量增速為GDP增速與彈性系數的乘積，再根據全社會用電量增速預測2025年的全社會用電量，結果如下表3.3所示。表3.3：彈性系數法下2025年湖南省全社會用電量預測結果GDP增速，%彈性系數用電量增速，%全社會用電量，億千瓦時2739267625740.96.5677126ClimateChangeandEnergyTransitionProgram根據湖南省近年來各產業產值單耗設置三個發展水平下的產值單耗；按0.1：0.4：0.5的GDP產業占比計算各產業2025年的GDP預測值；各產業的全社會用電量預測值為產業GDP與產值單耗的乘積；全社會用電量包含三個產業結構用電和居民生活用電，居民生活用電根據湖南省“十四五”能源增供穩供預測結果可得，居民生活用電量約為814億千瓦時，故產值單耗法的預測結果如下表3.4所示。表3.4：產值單耗法下2025年湖南省全社會用電量預測結果GDP增速，%2025年產千瓦時/2025年產億千瓦時增速，%59625834.6277872384958513967.5729811179533//8145879543226626.666.523516560131729395170500//814657975029.025735.9323187540125228983165478//814綜合上述回歸分析、彈性系數和產值單耗法的預測結果，對三種方法下的全社會用電量增速取平均值，從而得到三個發展水平下的全社會用電量預測值，根據這一結果綜合選取2025年的全社會用電量預測值，為2840億千瓦時，計算表格如下表3.5氣候變化與能源轉型項目27表3.5：不同GDP增速下湖南省全社會用電量預測結果GDPGDP增速，%2022年202520257.022367.00%10.56%7.57%8.65%286828406.522366.18%9.81%6.66%7.82%28036.022364.80%9.07%5.93%6.96%2736根據湖南省“十四五”電力發展規劃實施中期評估報告，預計2035年全社會用電量為4100億千瓦時，按全社會用電量年均增長率降低的原則，取“十五五”期間年均增速約為4.56%左右，計算得2030年的全社會用電量約為3580億千瓦時。2025-2035年的全社會用電量綜合預測結果見表3.6。表3.6：2025-2035年湖南省全社會用電量綜合預測結果項目單位2022（實際值）2025年2030年2035年全社會用電量億千瓦時2236284035804100年均增長率%/8.044.562.92結合全省全社會用電量預測結果，以及往年湖南省負荷變化特點，預測全社會最大表3.7：2025-2035年湖南省全社會最大負荷預測結果項目單位2022（實際值）2025年2030年2035年全社會最大負荷萬千瓦4650580073008500年均增長率%/7.644.73.128ClimateChangeandEnergyTransitionProgram從預測結果可得，2025年、2030年和2035年的全社會最大負荷分別為5800萬千瓦、7300萬千瓦和8500萬千瓦。本研究將根據電力平衡來測算需求缺口，為使測算結果能真實的反應實際需求缺口，在考慮電力裝機時，將僅考慮已核準和在建的機組，未核準的機組在測算時均不考慮。例如，煤電機組僅考慮已核準開工的大唐華銀株洲（2×100萬千瓦）、長安益陽（2×100萬千瓦）和陜煤石門（2×66萬千瓦）3個擴能升級項目，共532萬千瓦，規劃未核準的郴州（70萬千瓦）、汨羅（200萬千瓦）和岳州（200萬千瓦）電廠均計98萬千瓦2030年全省已規劃的三個項目全部投產，合計296萬千瓦；平江抽括安化、廣寒坪、木旺溪、羅坪江、玉池）共計780萬千瓦，預計2030年投產380萬千瓦，故2030年累計抽水蓄能裝機取500萬千瓦。此外，新型儲能的裝機容量根據目前的建設容量，取300萬千瓦。?計算水平年及典型場景：2025年、2030年及2035年，測算過程分夏季大?根據收資調研情況，大型水電和小型水電按照往年的歷史出力特性選取出力系數，大型水電在夏大和冬大的出力系數分別0.57和0.62，小型水電分別取0.5和0.3；?風電取0.05，光伏發電不參與電力平衡，生物質出力系數取0.8；性等，取綜合出力系數為0.5；?外調電力的出力系數根據外電通道的出力曲線進行選取，總的外調電力在夏氣候變化與能源轉型項目29大和冬大的出力系數均大于0.6，同時考慮區外祁韶直流、雅江直流和寧湘表3.8：基準場景下湖南省中長期電力平衡結果年份202520302035一、系統需要容量6301630179317931923492341.系統最大負荷5800580073007300850085002.削峰容量1741742192192552553.備用容量675675850850989989二、電源可利用容量864745314415110504919480311950501448981.大型水電8674965368674965368674965362.小型水電7823912357823912357823912353.大型煤電2848284828482848284828482848284828484.小型煤電2471981982471981982471981985.風電17008585220011011025001251256.光伏1500003000003500007.生物質1501201202502002003502802808.抽蓄1551551552602602602602602609.儲能30015015030015015030015015010.氣電988888296266266296266266三、區域盈虧-1770-1886-3012-3128-4220-4336四、外來電力2176142714362176164414362176164414361.鄂湘聯絡線1761761411761761411761761412.祁韶直流80060560580060560580060560530ClimateChangeandEnergyTransitionProgram年份2025203020353.雅江直流4003721864003721864003721864.寧湘直流8003726058006056058006056055.輸電網損98101114101114101五、考慮外電盈虧-343-449-1368-1692-2576-2900根據電力測算結果，在計及需求側響應的情況下，預計2025年湖南省的夏大用電缺口將達到340萬千瓦左右，冬大用電缺口將超過440萬千瓦；由于測算過程中，煤電、氣電、抽水蓄能和新型儲能僅考慮了目前已核準和在建的機組，其他電源裝機容量根據政府規劃，故隨著全社會用電需求的增加，電力缺口逐漸加大，2030年和2035年在不考慮需求側響應的情況下，最大電力缺口（冬大）分別將達到1692萬千瓦和2900萬千瓦左右。以計算各電源裝機的最大調峰能力；日調峰按照各電源出力的最小出力系數來計算，以?基準場景的年調峰平衡測算時不考慮需求側響應規模；此外，需調峰容量中?由于枯水期的調峰容量缺口大于豐水期，且未來的峰谷差率沒有確定的大幅增加或者降低的趨勢，小幅的波動對調峰缺口影響較小，因此在調峰平衡測算時，根據歷史年份和基準年的分布規律，枯水期峰谷差率取58%；?本地電源裝機的調峰系數，常規水電取0.17，風電具有反調峰性能，調峰系數取-0.3，光伏發電、生物質不參與調峰，煤電、氣電、抽水蓄能和儲能的?根據《湖南省“十四五”電力發展規劃》，外調電力調節能力不低于30%，同時考慮各外電通道的電力組成設置祁韶直流、鄂湘聯絡線、雅江直流和寧湘直流的調峰系數分別取0.4、0.5、0.5和0.4；氣候變化與能源轉型項目31損為2%。本報告計算年調峰平衡時取各電源裝機的最大調峰系數，根據調峰平衡原則計算的表3.9：基準場景下湖南省中長期調峰平衡結果2025年2030年2035年3770474555253364423449302.406511595843710980122003034303430342.1650165016503.1555005004.982962965.1700220025006.1500300035007.3003003002602334240922124212421242.2812812813.310100018404.982982985.-510-660-7506.0007.30030030072372372332ClimateChangeandEnergyTransitionProgram項目2025年2030年2035年1.鄂湘聯絡線3535352.祁邵直流3203203203.寧湘直流3203203204.雅江直流1001001005.輸電網損535353五、調峰容量盈虧（+盈-虧)-445-680-710調峰容量盈虧（+盈-虧)（不考慮外電）-1168-140根據年調峰平衡結果可知，由于峰谷差率高，導致電力系統應對負荷變化時的需調峰容量增加。在僅考慮已核準和在建的電源機組時，盡管各電源取最大調峰系數，各電源的調峰能力仍不足，預計2025年、2030年和2035年的最大調峰缺口在計及外電的基礎上分別達到450萬千瓦、680萬千瓦和710萬千瓦左右。出現上述缺口主要有光伏發電不參與調峰和抽水蓄能等儲能調峰電站目前并未大規模投產，導致目前全省已核準和在建電源機組的實際可調峰容量較少，且隨著用電需求的增加，電力需求和調峰需求缺口逐漸增加，未來只能通過新增調節性電源來向上調峰，以滿足能源供應安全和在實際的應用中，當日內用電負荷高，系統保供壓力大時，存在與年調峰需求不盡相同的挑戰。首先，由于儲能調峰站僅在保供壓力小，有足夠的充電電量的情況下具備調峰能力，日調峰時段部分儲能調峰機存在無法充電的問題，即不具備任何調峰能力。此外，煤電機組受固定開機容量限制，調峰能力大大減小，故為更好地反應各機組的實際調峰能力和調峰缺口，選取豐水期和枯水期時最小的負荷需求日為單位分別計算日調峰缺口，此時取各電源的最小出力系數來做平衡測算，以得到電力系統下調能力和校核電網的承載力，基于電網的承載力基礎上計算棄電率，將電網的棄電率控制在合理的范首先，在計算日調峰平衡前，根據往年的夏季和冬季典型日負荷曲線選取日調峰平衡測算時的位置，再計算豐水期和枯水期的日調峰平衡，2016-2022年湖南省夏季典型氣候變化與能源轉型項目33萬千瓦萬千瓦萬千瓦2016年2017年2018年2019年-2020年--2021年--2022年--2016年--2017年-2018年--2019年2020年2021年2022年圖3.2：2016-2022年湖南省冬季典型日負荷曲線從圖3.1和圖3.2可知，湖南省在夏季和冬季的典型日負荷曲線均呈現“雙高峰”特晚高峰明顯高于午高峰；而冬季典型負荷曲線的午高峰出現在10~13點之間，晚高峰出現在17~22點之間，午晚高峰差距不大。因此做日調峰平衡測算時，僅需考慮夜間負荷最低點（豐小）、午間負荷最高點（豐午）和夜間負荷最高點（豐大）三個位置的調峰34ClimateChangeandEnergyTransitionProgram調峰平衡原則為根據日最高負荷確定煤電裝機的最小開機容量，確定各電源的裝機容量后根據午間最大負荷來確定日最大調峰缺口。調峰壓力最大通常存在兩種情況，第一種為當夜間電力系統的用電負荷低，風電出力系數大時，此時電力系統的調峰壓力較大。為緩解電力系統的調峰壓力，通常采取棄新能源措施，棄電率也將作為電力系統優化合理性的關鍵指標，棄電產生的示意圖見圖3.3。第二種是午間調峰。隨著省內新能源的投產規模增加，豐午時新能源出力過大，導致午間向下調峰壓力增加。由于日調峰平衡測算時，調峰系數取各電源的最小值，因此如存在調峰缺口時，需采取棄電措施，當棄電率超過一定規模時需考慮增加一定容量的?計算水平年及典型場景：2025年、2030年及2035年，測算過程取用電負荷?通常計算調峰缺口時，典型位置處的負荷根據歷史年份的負荷特性取經驗值，如豐水期最大負荷約為60%全年最高負荷（豐大），最低負荷約為30%全年最高負荷（豐?。?，豐水期午間最高負荷約為50%全年最高負荷（豐午），枯水期最大負荷約為80%全年最高負荷（枯大最低負荷約為45%全年最高負荷?本地電源裝機風電日調峰系數取0.4，大型煤電取0.3，生物質日調峰系數取0.8，大型水電和小型水電在豐水期和枯水期的調峰系數取0.7和0.2；光伏、抽水蓄能、新型儲能和氣電調峰系數豐水期和枯水期取相同值，光伏豐小時取0，豐午時取0.6，抽水蓄能在豐小和豐午時均取-1，新型儲能在豐小和豐午時量1.大型水電8676596598676596598676592.小型水電782547547782547547782547 3.小型煤電219175175219175175219175 4.風電1700858522001101102500125 5.光伏15000030000035000 6.生物質150120120250200200350280 7.抽蓄155155155500500500500500 8.儲能3001501503001501503001509.氣電98888829626626629626610.外來電力2176112011202176112011202176112065954717512502805001502661120203043802190365203551002550425202534801740290270251004250425577119791979841426072607931427023480290029043803650365 47454745552555253770377036ClimateChangeandEnergyTransitionProgram2025303480080030341018101830341703170321763076235441542760 1.大型煤電240240305305511 2.大型水電867601601867601601867601 3.小型水電782547547782547547782547 4.小型煤電219175175219175175219175 5.風電1700680680220088088025001000 6.光伏1500090030000180035000 7.生物質150120120250200200350280 8.抽蓄155-155-155500-500-500500-500 9.儲能300-120-120300-120-120300-120 10.氣電988888296266266296266 六、外來電力21767251145217672512382176725486051160154717510002100280-500-12026612384361761645042106101161132188917429351848五、午/小方式203020352025202546402610荷203058402035680046405840680043503285382563755475氣候變化與能源轉型項目372025203020352902903653654254254930493062056205722572255771111311138414173117318814182618268671731738671731738671731737821561567821561567821561562191751752191751752191751754.風電17008585220011011025001251255.光伏1500003000003000006.生物質1501201202502002003502802807.抽蓄1551551555005005005005005008.儲能3001501503001501503001501509.氣電98989829626626629626626610.外來電力217685310212176853102121768531021303429642796303430343034303430343034五、午/小方式2677319627534223287343438898399109109109102.大型水電8675203478675203478675203477824693137824693137824693132191751752191751752191751755.風電170068068022008808802500100010006.光伏150009003000018003000018007.生物質1501201201701201201901201208.抽蓄155-155-155500-500-500500-500-5009.儲能300-120-120300-120-120300-120-12010.氣電296989829629829829629829838ClimateChangeandEnergyTransitionProgram20252030203521767251145217672512382176725123