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工作日典型负荷曲线
节假日典型负荷曲线
全年日最高、最低负荷曲线
上述数据来源:国家发改委
电源结构方面,湖南省总发电装机容量4700万千瓦,电力供应整体上处于紧平衡状态,其中火电装机2200多万千瓦,仅占45%左右,水电(大部分调节能力不强)和新能源装机超过一半,湖南电网调峰能力不强。火电机组作为调峰机组,深度调峰之外的启停调峰也时有发生,因辅助服务市场尚未投入正式运行,火电企业负担了绝大部分的辅助服务成本。在此情况下,新能源企业也时常参与调峰。2-3月由于疫情影响全省会用电量急剧萎缩,风电平均弃风率达到了35%以上。针对如此高弃风率,相关部门采取强有力的措施,4月-6月中旬,弃风情况得到很大改善,但6下旬以来受持续暴雨影响,风电弃风率又急剧攀升,给风电企业带来了极大的经营压力。
用电负荷峰谷需通过需求侧调节
在火电装机容量比例较低,水电受库汛期影响较大的情况下,如何在峰谷比大于1.6的情况下实现自由调节?当前发电侧的措施主要有:1、抽水蓄能;2、储能;3、燃气发电(可实现0-100%功率调节);4、外送电调节。但以上措施短期内在湖南难以达到预期的效果:湖南目前仅有一个抽水蓄能电站,容量有限;储能刚刚启动,且目前的峰谷差电价不足以覆盖成本,市场前景堪忧;燃气发电项目从规划到项目启动是一个漫长过程;外送特高压受制于送端,调节能力有限。
既然发电侧的措施短期内效果有限,如何通过需求侧调节用电负荷的峰谷比,成为当务之急。常规做法就是采用市场化手段引导用户增加谷段用电负荷,降低尖峰时段用电负荷,削峰填谷,平抑峰谷差,减轻发电侧调峰压力。2018年7月2日,国家发改委印发《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》,明确指出加大峰谷电价实施力度,运用价格信号引导电力削峰填谷。在发布峰谷电价表的16个省份中,其中北京、江苏、广东、浙江、甘肃、河南、安徽、云南、上海等9省市的一般工商业或大工业用电的部分峰谷价差超过0.7元/千瓦时。
2003年10月,湖南针对水电的库汛期和负荷压力,实施了峰谷电价,后于2013年11月取消转供电峰谷电价,2018年9月开始允许公共事业单位选择是否执行峰谷电价。湖南省目前工商业用户高峰与低谷的价差仅0.35元/千瓦时,属于低价差区域,引导削峰填谷的效果有限,远未达到开展用户侧储能的0.7元/千瓦时的门槛。
加大峰谷价差势在必行
通过需求侧管理调节峰谷差的好处显而易见。以峰谷比为2500/1500(单位万千瓦)为例,如果通过峰谷电价调节,将峰谷比调节到2300/1700(单位万千瓦),可大幅降低煤电的调峰压力降低调峰成本,同时增加风光新能源的负荷上网,让风电等新能源的弃风大幅降低甚至消除。为保障湖南电网的安全稳定经济运行,通过加大峰谷差电价引导削峰填谷已是迫在眉睫。
好在政府相关部门已有科学调整峰谷价差的打算,湖南省发改委已于日前发布《关于公开遴选湖南省峰谷分时电价课题研究机构的公告》,拟对峰谷分时电价政策优化调整方案进行研究。届时峰谷价差能否达到0.7元/千瓦时的主流水平?我们将拭目以待。
期待湖南新能源消纳情况越来越好!
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