江西電力系統調峰形勢及調峰缺口測算分析

胡 晟，吳展飛，聶義民，邵尤國

（國網江西省電力有限公司經濟技術研究院，江西 南昌 330043）

0 引言

隨著江西用電負荷峰谷差的不斷增大，江西電網調峰壓力日益增大，與此同時，在“碳達峰、碳中和”發展背景下，新能源的爆發式增長也進一步加劇了系統調峰壓力，對電網運行提出了極大考驗，傳統電源調峰中存在的調峰能力不足、手段單一、運行不靈活、方式選擇困難等問題逐步凸顯[1-2]，近年江西已采取煤電啟停機調峰、棄風棄光等措施滿足電網安全運行要求，嚴峻的調峰形勢對系統調峰能力和調峰電源的建設提出了新的要求。

文中在江西用電負荷特性及現狀面臨的調峰困難形勢的基礎上，分析了江西調峰資源發展情況，在現有電源建設邊界條件下，采用時序生產模擬技術開展“十四五”末系統調峰缺口以及新能源利用情況測算，為江西新能源合理規模發展及調峰資源的建設提供參考。

1 江西電網調峰現況

1.1 江西用電負荷特性

江西用電需求呈現夏、冬季“雙峰”形態。受亞熱帶季風性濕潤氣候影響，夏、冬兩季降溫、采暖負荷需求大，且極寒極熱時段新能源出力不穩定，全年用電最大需求出現在夏季或冬季，近年均實施了需求側響應及有序用電措施[3]。江西電網全年最高負荷主要出現在夏季7、8 月份，冬季高峰主要出現在12 月份，全年負荷變化曲線呈現“W”形狀，如圖1所示。

圖1 江西電網年負荷特性

夏季和冬季典型負荷曲線均呈現午高峰和晚高峰負荷“雙高峰”負荷特性，逐漸呈現出“M”形狀。夏季1～4 時左右，負荷為全天負荷低谷時段，午高峰出現在上午11 時左右，下午4 時左右負荷開始下降，達到曲線變化的拐點18 時附近后開始快速上升，至21 時左右達到晚高峰。此后負荷開始逐漸下降，直至次日凌晨4 點達到最低值。近年來夏季逐漸呈現出晚高峰略大于午高峰的趨勢。冬季午高峰同夏季時間段相近，晚峰則有所提前，18 時左右達到晚高峰，此后負荷開始逐漸下降，直至次日凌晨0 點進入到全天負荷低谷時段。午高峰和晚高峰負荷基本相當。夏季典型日及冬季典型日負荷曲線如圖2 和圖3 所示。

圖2 夏季典型日負荷曲線

圖3 冬季典型日負荷曲線

根據《江西省國民經濟與社會發展第十四個五年規劃和二○三五年遠景目標綱要》，江西省目前人均用電量僅為全國平均水平64%，電氣化率（電能占終端能源消費比重）僅為18%左右，較全國平均水平低7-8個百分點。隨著江西工業化、城鎮化加速推進，城鄉電氣化水平持續提升，人民對美好生活的追求，經濟發展用電潛力將加快釋放，電力需求將呈剛性增長。根據江西電網負荷預測，預計“十四五”末，江西全社會用電量和最高用電負荷將分別達到2 300億kW·h和4 450萬kW。

1.2 系統調峰現況

“十二五”以來，江西最大峰谷差和平均峰谷差均呈逐年增大的趨勢，最大峰谷差由2011年515.4萬kW增加到2022 年1320 萬kW，電網調峰較為困難，突出表現在春節期間和水電大發期，江西歷年峰谷差特性如圖4 所示。未來隨著第二產業用電占比逐步降低，第三產業和居民用電占比不斷提升，負荷峰谷差呈逐年加大趨勢，負荷側同樣帶來更大調峰需求。

2020 年，受新冠肺炎疫情、企業復工推遲、暖冬氣候等因素影響，江西全網用電負荷維持低位運行且日峰谷差大，在凌晨、午后時段新能源大發時，電網調峰困難，江西電網火電機組出現了多年未遇的長時間段最小開機方式，江西電網采取了火電機組深度調峰、啟停調峰、滾動預測新能源功率、爭取跨省支援等方式滿足系統調峰需求，保障新能源全額消納。

2021 年，特高壓交、直流的投產提升了江西受電能力，但給江西電網調峰也帶來了困難。同時，受臺風及冷空氣影響，江西電網風電出力屢創新高，全年出現少量棄風，無棄光情況。

2022 年“五一”勞動節期間，江西電網低谷時段風電大發，出現了較大調峰缺口，為確保電網安全穩定運行，全網組織統調風電場實施棄風調峰；2023 年1 月春節期間，已出現午間部分棄光情況，日內實際運行過程中，為滿足調峰要求，部分電廠機組已按極限水平深度調峰，全網火電平均負荷率約35%。

2022 年底江西風電、光伏裝機總規模已達到1 756 萬kW，“雙碳”形勢下，隨著江西電網新能源的迅猛發展，電力系統調峰壓力日益增大，特別是低谷調峰能力將面臨嚴重不足的情況。

2 新增調峰資源能力

目前江西電力供應以火電為主，火電裝機占比約56%，可調節水電、抽水蓄能、氣電等調峰電源比重極小，省內水電基本已開發完畢，尤其是可調節水電基本已無增長空間，加之華中地區省間互濟調峰效果不佳，導致省內調峰電源發展形勢嚴峻，需要多渠道挖掘調峰資源和調峰能力。

綜上所述，DSC系統的不間斷工作，是為船舶安全航行提供保障，在緊急和遇險的關鍵時刻能充分發揮“順風耳”的作用，所謂“練兵千日用兵一時”，產生了明顯的經濟效益和社會效益，發信機應急供電系統的有效正常起到十分顯著的作用，因此確保應急電源的有效性顯得極其重要，希望本文的分析能為此提供參考。

2.1 煤電靈活性改造

早在2016 年6 月我國就啟動了火電機組靈活性改造試點工作，涉及丹東電廠等22個項目（共計46臺機組，約18.18 GW），受經濟補償和電價市場機制缺位的影響，改造積極性各異。根據《國家電網服務新能源發展報告》，“十三五”期間國家電網經營區內累計完成火電機組改造1.62億kW，僅完成4億kW火電機組深度調峰改造目標的40%。

2021 年10 月，國家發改委、能源局印發《全國煤電機組改造升級實施方案》指出，“繼續實施煤電機組靈活性制造和靈活性改造，綜合考慮技術可行性、經濟性和運行安全性，現役機組靈活性改造后，最小發電出力達到30%左右額定負荷”。

“十四五”以來，江西省發布多項文件推進煤電靈活性改造工作?！督魇　笆奈濉蹦茉窗l展規劃》指出，“鼓勵具備條件的現役和新建煤電開展深度調峰靈活性改造，鼓勵有條件的地方布局天然氣發電項目，推動提升電力系統調峰能力”?！督魇　笆奈濉惫澞軠p排綜合工作方案》指出，“...推進現役煤電機組節能改造、供熱改造、靈活性改造‘三改聯動’，制訂我省煤電機組升級改造實施計劃”?！蛾P于加快推進實施清潔煤電機組靈活性改造和節能降耗工作》要求，全省60 萬kW 等級及以上煤電機組必須在2023 年前達到30%額定出力的深度調峰。

2022年江西統調煤電規模2 426萬kW，目前江西煤電運行控制最小技術出力約45%~50%，如圖5所示，若現有存量煤電靈活性改造后調峰能力達到70%左右，將釋放深度調峰能力約350萬kW。2022年及以后新增投產煤電70%調峰能力，結合目前江西已開展前期工作，計劃“十四五”期間投運的潯陽電廠擴建、上饒電廠、上高電廠和分宜電廠擴建等煤電項目，預計“十四五”末江西煤電調峰能力將達到2 300萬kW左右[4-5]。

圖5 運行控制火電機組最大、最小技術出力

2.2 抽水蓄能電站

抽水蓄能電站是穩定的調峰電源，江西省中長期抽水蓄能開發策略是積極加快推進抽水蓄能電站建設，鼓勵電源企業、電網企業和社會資本共同投資建設抽水蓄能電站，完善抽水蓄能電站容量電費形成機制?！督魇√歼_峰目標下能源保障供應實施方案》指出，“推進奉新、洪屏二期等一批抽水蓄能電站建設和前期工作，儲備一批站址資源，研究水電站混合式抽水蓄能電站改造，力爭到“十四五”末全省核準建設抽水蓄能電站4座以上，“十五五”末抽水蓄能電站在建、在運裝機規模超過1 000萬kW”。2021年8月，國家能源局印發《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，江西省除奉新抽水蓄能外，涉及江西省“十四五”重點實施的抽水蓄能電站有8個，裝機容量836萬kW?！督魇　笆奈濉蹦茉窗l展規劃》指出，“推進奉新、洪屏二期抽水蓄能電站建設，加快推進贛縣、鉛山、遂川、永新、尋烏等抽水蓄能電站前期工作……”。目前江西奉新抽水蓄能電站和洪屏二期抽水蓄能電站均已開工建設，預計“十五五”中期建成投產，贛縣、鉛山、遂川、永新、尋烏等站正在開展前期工作，預計“十五五”末建成投產。

目前江西僅有洪屏抽水蓄能電站120 萬kW，近年抽水蓄能機組年平均抽發達到2 200 臺次左右，平均每天抽發6 臺次。從現有規劃和建設情況來看，“十四五”期間，江西無新增抽水蓄能電站。

2.3 新型儲能建設

發展新型儲能對提高電力供應保障能力、促進全省能源綠色轉型、構建新型能源體系具有重要意義[6]。華中能源監管局2020年發布《江西省電力輔助服務市場運營規則（試行）》，2022 年發布《江西電力調頻輔助服務市場運營規則》，明確了市場運行初期調頻服務市場主體，鼓勵新型儲能積極參與電力輔助服務市場。2022 年江西出臺了《江西省能源局關于做好新能儲能項目全過程管理工作的通知》，規范新型儲能項目全過程管理，推動新型儲能規模化應用。

2.4 需求側響應

近年江西需求側響應主要包括可中斷負荷、居民負荷和非工空調負荷（商業樓宇），綜合響應負荷與電網互動的探索成果，實際需求響應實施負荷約2.4%，用戶主要集中在高耗能企業，幾乎全部由第二產業用戶貢獻（99.4%），其中四大高耗能行業用戶貢獻率為84.6%，可見需求側響應用戶潛力與積極性尚未有效調動[3]。

通過分析不同行業用電負荷特性、工藝流程、設備特性、調節方式等，計算不同行業的需求響應負荷潛力，如下式（1）：

式中：Pi為特定行業的用電負荷容量，萬kW；I為行業種類數量；Ai%為特定行業的可調節比例，與用戶參與度、補貼激勵力度等相關。

結合不同行業用電負荷占江西省用電負荷的比例，加權求和后獲得當前江西尖峰負荷響應潛力值約為最大負荷的3%~6%，但大工業客戶一般24 h 三班生產，具有很強的生產計劃，停電將產生較大經濟和信譽損失，需求響應往往基于社會責任與義務，實際參與積極性并不樂觀。

3 系統調峰缺口分析

3.1 新能源發展規模

根據《國家能源局關于2023 年可再生能源電力消納責任權重和2024 年預期目標征求意見的函》，江西省2023 年、2024 年非水消納責任權重最低預期目標為14.5%、16.2%。根據《江西省“十四五”能源發展規劃》以及《江西省“十四五”新能源發展規劃》明確的“十四五”新能源主要發展目標，即“十四五”末，我省新能源發展最低目標累計并網風電700 萬kW、光伏2400 萬kW，激勵目標累計并網風電800 萬kW、光伏3000 萬kW。2025 年我省非水可再生能源電力消納責任權重達到17.8%左右，激勵目標達到19.6%左右。

3.2 調峰缺口測算

根據江西“十四五”末電網邊界條件，對江西調峰缺口及新能源利用情況進行模擬測算。采用基于時序生產模擬方法的新能源生產模擬模型，負荷特性及電源出力特性等約束條件參考實際運行要求，如圖6~圖11所示。

圖6 負荷特性曲線

圖7 水電出力特性曲線

圖8 風電出力特性曲線

圖9 光伏出力特性曲線

圖10 鄂贛聯絡線功率曲線

圖11 雅中直流輸電曲線

“十四五”末，江西部分月份存在棄風棄光現象，最低方案下，我省新能源利用率約96.2%，激勵方案下，新能源利用率約92.16%，全年棄電量主要集中于9、10 月份。最低目標及激勵目標下，全年新能源發電機及棄電量如圖12~圖15所示。

圖12 全年新能源發電量（最低目標）

圖13 全年新能源棄電量（最低目標）

圖14 全年新能源發電量（激勵目標）

圖15 全年新能源棄電量（激勵目標）

圖16 為典型日江西電網生產模擬結果，日內風電出力在夜晚較高，光伏出力中午最高，電網負荷呈現午高峰和晚高峰負荷“雙高峰”負荷特性。光伏棄光時段集中在10-16 h，此時段內光伏大發，電網新能源消納空間壓縮，火電機組降至最低技術出力，洪屏抽水蓄能抽水用電，電網調峰容量裕度用盡，預計最低目標和激勵目標下最大調峰缺口分別約1 200萬kW和1 300萬kW，需要采取棄風棄光措施以維持電網安全穩定運行，最低目標及激勵目標下典型日生產模擬結果如圖16所示。

圖16 典型日生產模擬結果最低目標（左）激勵目標（右）

4 結語

文中介紹了江西電網負荷特性以及現狀存在的調峰困難形勢，并對當前江西主要的調峰資源發展情況進行了分析，在此基礎上，采用時序生產模擬技術開展“十四五”末江西新能源發展最低目標及激勵目標規模下的系統調峰缺口及新能源利用情況測算，基本能夠達到合理利用率。

基于“十四五”末江西電力系統調峰形勢，建議加快推進調峰資源的落實，包括煤電靈活性改造、新型儲能應用等措施，提高系統調峰能力以適應新能源激勵目標發展適應性。同時，加快推進省內抽水蓄能電站的建設投產，更好地滿足“十五五”及遠期系統調峰需求。