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极端天气越来越多地成为影响电力供给的关键因素。
(来源:微信公众号“能源新媒” 作者:聂新伟)
作者供职于国家发展和改革委员会区域发展战略研究中心
随着5月高温天气的到来,国内不少地方已经记录到了接近甚至超过40摄氏度的高温。华东、华中、新疆等地高温日数较常年同期偏多,可能出现阶段性高温热浪,对能源供应提出更高需求,中国气象局日前已正式启动迎峰度夏能源保供气象服务。
与此同时,高温也导致了电力供应紧张,用电高峰期的电力短缺问题不容忽视。今年以来,云南受连续高温少雨天气影响,水电出力大幅减少,电解铝企业已先后多次遭遇限电减产。
干旱、缺水、限电的恶性循环警示,极端天气事件频发、多发、并发,对我国局部地区电力系统安全的影响日益严重。面对极端天气事件风险不断加剧的趋势,统筹发展和安全,加强开展气候风险预警与评估,加快构建“多类型互补、大范围互济、一二次能源联动”的能源保障体系,提升气候适应力。
极端天气引发电力安全危机
呈现频发态势
寒潮低温推动负荷冲高
2020年12月,湖南因入冬早、降温快且持续低温天气影响,全省用电负荷突破了冬季历史最高记录,达3093万千瓦(日最大用电量6.06亿千瓦时),造成全省发电机组马力全开仍难以招架。2021年初,受寒潮天气影响,国家电网经营区的华北、华中、东北、西北等4个区域电网和北京、天津、上海、江苏、安徽、江西、辽宁、吉林、黑龙江、陕西、宁夏等11个省级电网负荷均创历史新高。
高温干旱加剧供应紧张
2022年夏季,我国出现历史罕见的极端高温天气。长江流域来水历史极枯,导致水力发电量减少,对电力系统的支撑作用下降,电力供应压力加大。以川渝地区为例,四川省降水量历史同期最少,电力缺口超过1000万千瓦;重庆市最高峰需求2800万千瓦,缺口400万千瓦。2023年初,云南气象干旱发展迅速。截至2月13日,全省有90%的区域(113个站)出现气象干旱,大部地区以中等及以上气象干旱为主,加剧了水电供给不足的问题。
强风暴雨破坏电力设施
沿海地区电力设施安全易受台风、海啸等影响,内陆地区电力设施安全主要受暴雨洪灾影响。2019年8月,台风“利奇马”登陆后,造成浙江、福建、上海、江苏等十多地电网共72座35千伏以上变电站、4823条10千伏及以上线路受损或故障,772万户停电。2021年7月,河南遭遇强降雨天气,全省近3成供电设施受到较大影响,374万用户停电。2022年9月,四次登陆的台风“梅花”,对浙江、上海、江苏、山东电网造成破坏性影响。
风光出力“看天吃饭”
在极寒天气下,缺少光照会限制光伏发电,冰冻会影响风机正常运行;在极热天气下,因大范围的静风环境,风力发电几无可能,高温导致光伏发电效率折损。2021年7月,受副热带高压带来多日高温无风影响,东北地区风力发电创历史新低,不足风电装机容量的0.1%。2022年2月,南方区域风机发生凝冻,最大凝冻受限容量达到装机容量的42%,部分地区受限甚至超过90%。
诱发极端天气威胁电力安全
的重要原因
气候变化正在改变水风光资源分布
一是“北涝南旱”趋势显现。
近年来,国内降水变化区域间差异明显,其中西南地区东部和南部年降水量呈减少趋势,主要雨带可能出现了向北移动的现象。如,2022年全国六大区域中,东北和华北降水量分别较常年偏多24%和8%,而长江中下游和西南地区则分别偏少14%和11%。
以近期河南麦收季节遭遇近10多年来最为严重的“烂场雨”天气为例,呈现出以下特点:一是持续时间长,从5月25日开始降雨,到5月30日基本结束,历时6天时间;二是影响范围广,降雨覆盖河南省17个省辖市和济源示范区,特别是对河南南部的驻马店、南阳等地影响最大;三是过程雨量大,截至5月29日,全省平均降雨量达到35毫米,有11个省辖市降雨量超过30毫米,其中商丘81.3毫米、周口55毫米、驻马店48.8毫米。
二是极端高温事件增多。
最近发布的《中国气候公报(2022年)》显示,2022年全国极端高温事件站次比为1.51,较常年偏多1.39,较2021年偏多1.37,为1961年以来历史最多。同期极端连续高温时间站次比为1.05,较常年偏多0.79,较2021年偏多0.79,为历史最多。
据国家气候中心预测,预计2023年夏季,除黑龙江中部和北部气温较常年同期略偏低外,全国大部地区气温接近常年同期到偏高,其中河南南部、安徽西部、江西西北部、湖南北部、湖北、重庆大部、四川东部、陕西南部、甘肃西部、新疆大部等地偏高1~2℃,上述地区高温(日最高气温≥35℃)日数较常年同期偏多,可能出现阶段性高温热浪。受此影响,预计湖北大部、湖南北部、重庆北部、四川东北部等地降水将偏少2~5成,去年的区域性气象干旱极可能再次出现,引发上述地区水电供应偏紧。
三是寒潮带来低温寡照。
国家气象局数据显示,2022年我国共发生11次寒潮过程,较常年偏多6次。受寒潮影响,2月份南方地区出现持续低温雨雪寡照天气,其中浙江、江西南部、湖南南部、广东、广西和海南等日照时数偏少4至8成,局部偏少8成以上。
2023年,1月12日8时至1月16日8时,首场寒潮天气自西向东袭击我国西北地区和中东部地区。其中,新疆沿天山以北、甘肃西部和中南部、内蒙古中东部、东北地区、江汉东部、江淮、江南、华南北部、贵州等地降温14~18℃,内蒙古中东部、黑龙江东部、吉林东部、辽宁东北部等地的部分地区降温超过20℃。
能源供应安全充裕度不足造成应对天气波动能力短缺
一是煤电“托底”作用被忽视加重风险隐患。
从湖南2020年冬供电紧张的缘由来看,在负荷增长带来“硬缺电”的情况下,火电装机容量多年未有新增且随小机组淘汰而下降,造成外来电互济偏紧极限情况下,自身电力供求紧缺矛盾凸显。
2020年火电装机容量较2016年减少8.5%,装机容量占比为42.6%,低于全国水平14个百分点。从全国来看,与2015年全国煤电装机容量占比59.0%的水平相比,2021年该比例已下降至46.7%,降幅高达12.3个百分点。煤电发电量占比由2015年的67.9%降至2021年的60%,而同期非化石能源发电量占比仅提升7.4个百分点,低于煤电发电量占比下降幅度。
二是可再生能源装机大增但出力不稳定。
2022年,我国可再生能源新增装机达1.52亿千瓦,占全国新增发电装机的76.2%,已成为电力新增装机的主体。然而,由于可再生能源“看天吃饭”特征明显,很难匹配负荷的增长。
以浙江为例,“十三五”期间,浙江省新增电力装机1980万千瓦,累计增长24.3%,远低于用电负荷47%的增速,并且以风电、光伏等可再生能源为主,稳定性不足,高峰负荷时期对外来电的依赖度大幅提升。
从云南情况来看,截至2022年底,云南水电等清洁能源装机占比已高达86%,在干旱造成水电出力不足50%的情况下,即使火电装机能以100%的比例发电,也难以满足全省用电负荷。
三是制冷制热造成短时尖峰负荷规模持续增加。
我国长三角、珠三角、川渝等地区的制冷、制热负荷占比已超过40%,总用电负荷峰谷差不断拉大,气温变化对用电负荷影响愈发明显。2022年夏季高温的7、8两月,城乡居民用电量同比分别增长26.83%、33.5%,较全社会用电量分别高出20.6和22.8个百分点。
区域互济电量的不确定性加大电力平衡难度
一是全国用电紧张面呈现扩大趋势。
2022年,全国全社会用电量8.64万亿千瓦时,年环比增长3.6%。全年共有27个省份用电量实现正增长,东、中、西部和东北地区全社会用电量年环比分别增长2.4%、6.7%、4.2%和0.8%。
二是电网区域互济能力有限。
如,四川溪洛渡、向家坝等大型水电站发电量线路直接送出至华中、华东、华南等负荷中心,受线路设计等制约,限电期间只能将电力继续送出,出现“一边缺电、另一边送电”的现象。
三是外送电力遭遇“里外都是外”的困境。
一方面,外送专用配套电源无法参与省内平衡。2022年四川大规模有序用电的供应紧张时期,大约1/3的外送电力作为地方政府间协议以点对网、网对网方式被送出。
另一方面,跨省电力面临省间壁垒的掣肘。随着受端省份新能源装机规模增长、火电利用小时数下降,以及减排降碳趋势不可逆,对外来电要求是“绿电”且“高峰多要”“低谷不要”的歧视性交易日益突出。
提升电力系统
抵御极端天气能力的对策建议
加强气象监测预警,主动提升电力系统适应力
统筹发展与安全,更加重视极端天气事件带给电力系统的破坏性效应,积极把增强气候适应力纳入到电力安全治理体系中,着力加快电力系统内部自然灾难预警机制建立。云南、四川等水电大省,应加强气象干旱监测预警,积极推动电力企业与气象、地质、水利等相关部门的开展专业合作,推动电力运行数据与风光热等气象的数据互联互通、共享共用,前瞻性提高应对气象灾害能力水平。以补齐电力安全技术领域短板弱项为目标导向,加快推进电力抗灾技术研发创新,增强抵御自然灾害电力设施新产品的供给能力。
重视煤电“兜底”作用,加快多能互补能源保障体系建设
在顺应减煤、去煤势不可逆的基础上,结合夏冬季节我国用电负荷“双高峰”、新能源出力下降的特征,更加重视煤电托底作用的发挥。重点结合雨带北移等气候变化新趋向,适当在水电为主、同时负荷密度比较高、电力需求总量比较大的西南川滇两省、“两湖一江”、华中东四省等地区,提升传统清洁煤电供应量,打造多元化能源供应体系。
着力提升电力系统灵活性,以电力市场体系建设为契机,加快完善电力辅助服务市场,研究建立容量补偿机制,为煤电等资源参与灵活性调节提供合理的经济回报,保障发电容量充裕度。
着力打破省间壁垒,更好发挥我国大电网资源配置作用,充分利用不同省区用电负荷、可再生能源发电的错峰特性,挖掘跨省区调节潜力,适时扩大受端市场范围,不断提高电力互济互保的经济性和安全性。
优化调整能源供求格局,增强区域生产力布局与能源坚强韧性供应的适配性
一是积极推进东部负荷中心源网荷储一体化。积极应对负荷峰谷差持续拉大挑战,依托省级电力辅助服务、中长期和现货市场等体系建设,公平无歧视引入电源侧、负荷侧、独立电储能等市场主体,全面放开市场化交易,通过价格信号引导各类市场主体灵活调节、多向互动。顺应居民制冷制热负荷增长趋势,加快建立健全需求侧响应机制。
二是着力提升内陆地区电力供应韧性。统筹区域能源绿色转型和经济高质量发展,围绕沿海产业产能转移、城市化进程加快和区域中心城市崛起等带来负荷增长新趋向,积极应对雨带北移、洪涝灾害频发等加剧电力供应不稳定性新挑战,适时推动内陆地区核电站建设,改善过于依赖水光风“看天吃饭”的被动局面。
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