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(2)电力系统生产模拟模型
基于混合整数规划的电力系统运行模拟模型,以运行期内总费用最小为原则,总费用包含运行期内燃料成本、启停成本、固定/变动运行成本、线损及排放成本。可模拟8760h的全时序系统各类机组的运行状态及新能源消纳情况,同时能给出电力平衡、电量平衡及调峰平衡情况。
3.2 “十四五”电力供需的主要特点
(1)电力需求保持较快增长
预计“十四五”期间中国全社会用电量年均增长4.7%~5.6%,2025年中国全社会用电量达到9.4万亿~9.8万亿kW•h。预计“十四五”期间中国全社会最大负荷年均增长5.5%~6.5%,增速略高于同期全社会用电量增速,2025年中国全社会最大负荷达到15.4亿~16.0亿kW。
东部地区用电比重逐步下降,中部、东北地区用电比重较为稳定,西部地区用电比重不断上升。2020年,东部、中部、西部、东北地区用电量占比分别为47.2%、18.5%、28.7%、5.6%,2025年为45.1%、19.2%、30.2%、5.5%。
(2)用电负荷夏冬“双高峰”特征更加显著
近年来,中国夏季平均气温均高于常年水平,大范围、持续性极端高温拉动夏季最大负荷屡创新高。受电采暖政策推广、人民生活水平提升等因素影响,冬季采暖负荷呈现快速增长态势,对温度的敏感性不断增强,占冬季最大负荷的比重亦不断提高。
随着夏季最大负荷和冬季最大负荷的增长,大部分省级电网的年负荷曲线呈现夏冬“双高峰”形态。预计2025年,国家电网公司经营区冬季高峰负荷为夏季高峰负荷的94%左右。湖南、江西、吉林、黑龙江、甘肃、青海、新疆、西藏等省份的年最大负荷出现在冬季。
(3)负荷高峰时段新能源对电力平衡贡献有限
新增新能源可以贡献一部分电量,但在负荷高峰电力平衡的有效出力较低,增大电力平衡面临的风险。“十四五”期间新能源电量增量约占总电量增量的30%及以上。风电及太阳能发电参与负荷高峰电力平衡能力较低,全国预计不足10%,若不考虑配置一定比例的储能设施,单纯依靠风电及太阳能难以满足电力平衡。
(4)夏冬“双高峰”均面临电力保供压力
随着用电负荷夏冬“双高峰”特征更加显著,夏季、冬季“双高峰”均面临电力保供压力,部分地区冬季保供压力会更加凸显。由于电力需求保持恢复性增长,在充分考虑需求侧响应、已核准在建各类电源及跨省跨区输电工程按计划投运后,预计2021年夏季湖南、江西、安徽等省份存在电力缺口,2022年川渝地区冬季枯水期也存在电力缺口,需要提前做好预案。到“十四五”中后期(2023—2025年),电力供应紧张区域呈扩大趋势,华北、华东、华中地区电力缺口主要出现在夏季,但冬季电力缺口呈上升趋势。西南因冬季枯水期本地水电出力不足,其电力缺口将超过夏季电力缺口。西北电力缺口主要出现在冬季,比夏季高。
(5)水电占比较高地区冬季枯水期存在一定电量缺口
预计“十四五”期间,华中的湖南、江西及西南的四川、重庆等地区冬季枯水期存在一定电量缺口。
4.
政策建议
建议政府相关部门、能源电力企业形成合力,通过规划和政策解决“十四五”可能出现的电力供需紧张局面。
(1)加强电力源网荷储一体化规划。电力“十四五”规划要充分考虑“双碳”目标要求,统筹推进源网荷储协调发展,既要满足电力需求,又要满足电量需求,避免电力“十四五”规划成为“缺电”规划。
(2)加快完善需求响应政策和机制。将需求响应纳入电力规划,坚持需求响应优先、有序用电保底的原则;推广柔性负荷调控、源网荷储协调互动技术;建立需求响应在中长期市场、现货市场等电力市场的参与机制。
(3)根据需要布局适量气电与电化学储能电站。根据需要再增加一定规模的天然气发电装机,多渠道保障气源稳定供应;超前布局电化学储能电站,大力推进储能技术研发及储能成本降低。充分发挥气电、电化学储能电站建设周期短、见效快的特点,保障负荷中心地区电力供应。
(4)建立健全容量补偿与容量市场机制。对于存量机组,在现有电力市场中引入容量补偿机制,对煤电、气电等存量机组给予合理的经济补偿,保障存量机组合理收益;对于增量机组,探索通过招标制建设事前容量市场,引导发电投资积极性,确保“十四五”电力平衡。
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