深度 | 气候风险视角下的电力规划

电力规划的重点是按照宏观政策指引，以可控成本合理部署各类电力资源来保障长期的电力安全，权衡“低碳、经济、安全”三元目标。过去以常规电源为主、用电负荷平稳增长的电力系统在开展规划时，主要考虑电力电量的供需平衡、各类电力资源的可开发潜力和技术特性、应急备用能力及环境政策要求等约束条件，但是，“十四五”期间，高热无风、极寒冰冻、持续干旱等极端气象频发引起的电力安全风险事件，给电力规划研究敲响了警钟，在新型电力系统建设过程中，要更加重视气候变化“新常态”、极端事件“新变量”。面向“十五五”，高比例“靠天吃饭”的可再生能源使得电力规划不能再采用确定性的优化方法，而是要将气候气象作为电力生产的重要要素纳入全新的电力系统气候适应性规划体系中，在标准完善、资源规划、协同部署、机制保障等方面建立适配新型电力系统的气候适应性应对策略，服务于我国能源安全战略。

（来源：电联新媒  作者袁家海、张浩楠、张健，供职于华北电力大学经济与管理学院）

新型电力系统规划面临的气候风险

气候风险是一个宏大的概念，既指长期的气候演化趋势（如全球温升、海平面上升、降水模式改变等），又指短时的极端气象表现（如暴雨、干旱、热浪、台风等）。新型电力系统资源结构中“靠天吃饭”的可再生能源和高比例的终端温控负荷对气候因素的敏感性很强，受到气候风险因素影响时易出现出力波动异常、负荷陡然上涨等严重冲击电力系统安全的情况，使得新型电力系统的“气候脆弱性”特征越发明显。气候风险通过双重路径冲击电力规划：一是中长期的趋势性演变，如温度梯度迁移及降水模式异化等；二是短期极端天气事件频发，如热浪、寒潮、台风等发生的强度与频次倍增。在二者的相互作用下，电力系统的安全可靠性受到严重威胁，新型电力系统的规划将面临根本性的挑战。

长期的气候演化改变气候模式从而影响电力资源特性

气候演化是缓慢渐进的长期过程，其产生的影响往往是大范围、多维度和系统性的。最为典型的是全球变暖，此外，气候演化的影响还有冰川消融、海平面上升、降水模式改变、极端天气频发等表现。

在气候中长期演化趋势下，温度、风速、湿度、光照强度、降水等气候要素对电力供应和需求均具有重要影响。在电力供应方面，气候变化主要影响电力规划中对中长期可再生能源的可开发潜力、利用小时数及有效容量系数等方面的评估和相关参数的设定。例如，在当前气候条件下，平均温度显著上升、平均光照强度增强、总体风速趋于减弱，使得光伏的理论发电能力呈上升趋势，而风电的理论发电能力呈下降趋势；冰川融水减少和区域降水时空分布不均直接影响到水电工程的发电能力和水库管理，可能导致我国西南地区水电年容量系数下降；同时传统火电可能因为持续的高温干旱导致冷却效率下降，从而影响火电发电效率。

在电力需求方面，中长期气候变化会改变用电结构和消费方式，影响长时间尺度的用电量和短时间尺度的用电负荷。其中，温度是关键因素，随着夏季气温的逐年攀升，空调用电负荷的规模快速增长，目前我国的空调负荷占最大用电负荷比重达40%~50%，部分地区超60%，持续高温会极大地抬升用电负荷，导致我国省级电网的最大负荷往往出现在夏季高温天气期间。据中电联预测，若2025年夏季全国平均气温低于2024年同期，则最高用电负荷在15.2亿千瓦左右，若夏季气温再创历年新高，则最高用电负荷可能达到15.7亿千瓦左右，高温导致的负荷增量相当于湖北或辽宁的全省用电负荷。

短时气象要素极端化影响源网荷储的安全运行

中长期气候变化加剧，同时短时间尺度的极端天气事件发生频次及强度也升高，对电力系统的影响更加直接、剧烈。水电、光伏、风电等可再生能源“靠天吃饭”“大装机小出力”，火电、储能等资源也受温度、水文等外部环境的影响，用电负荷受季节性气温变化影响极易出现用电高峰，在多重极端天气因素下，源荷不确定性的耦合叠加会极大地冲击电力供需平衡。

电源侧：可再生能源的资源条件变化。气候变化可能导致风速、光照强度、降水量等资源条件的不稳定性，这些气候风险因素通常会关联出现，如极高温天气往往伴随少风或无风、强光照和干旱，极低温往往伴随低光照（阴雨或暴雪）等，对可再生能源发电会产生综合性影响。传统电源运行受限。极端高温可能导致火电和核电站冷却水温升高，降低冷却效率，甚至因水资源不足而限制机组运行。洪涝或沙尘暴等极端事件可能直接损害电厂设备或影响燃料供应。

电网侧：高温影响输电效率，高温环境下输电线路电阻增加，导致输电损耗加大，同时高温可能导致线路热膨胀，引发线缆弧垂增加或耐久性降低。极端天气破坏输电设施，暴风、飓风、暴雪等极端事件可能导致线路舞动、输电线路倒塌、设备损坏或输电中断。雷电可能对变电站和线路造成冲击，导致大规模停电事故。湿度和降水影响设备绝缘性，高湿度、降雨、覆冰会降低输配电设备的绝缘性能，增加短路或故障的风险。

负荷侧：温度变化驱动负荷波动，高温引发制冷需求激增，低温增加采暖负荷，导致负荷峰值变化显著，给电力系统的调度和平衡带来挑战。用户行为变化加剧系统压力，气候变化可能改变用电模式（如夏季空调长时间运行），从而加剧负荷的不确定性和峰谷差。例如，2024年7月和8月，浙江遭遇持续大范围高温天气，空调降温带动用电需求大幅增长，全社会最高用电负荷达到1.23亿千瓦，同比增长11.8%，尖峰时刻，全省空调负荷超过4600万千瓦，约占全社会用电负荷的四成。

储能侧：环境温度对储能性能的影响。极端温度环境可能影响储能系统（如锂电池、压缩空气储能等）的效率和寿命，高温可能引发热失控，低温则降低电池容量和充放电效率。气候风险导致发电侧出力和负荷需求的波动性增加，储能系统在平滑波动、应对极端事件中的作用变得更加关键。

综合影响：我国正在建设的新型电力系统具有可再生能源占比高、负荷波动大等特征，其气候敏感性和脆弱性明显，不同气候因素对供需两侧的冲击影响会渗透、叠加、累积、传导、扩散，进一步放大电力系统的安全风险。例如，混合型极端天气不仅会引起负荷在短时间内激增，还会造成风电、光伏、水电等可再生能源出力骤降，伴随的自然灾害还可能导致发电能源供应受阻、电力设施受损，进而引发电力供需严重失衡。

长期的气候模式演化改变电力资源的特性，短时的极端气象冲击影响电力资源的出力/负荷，使得新型电力系统的资源规划部署面临更大的不确定性挑战，所涉及的投资决策和资源配置更加复杂，不仅要权衡短期和长期的成本效益，还需综合考虑电力系统韧性、成本可承受性与资源可持续性之间的平衡。

新型电力系统气候适应性规划的关键要点

在无法改变外部气候环境不可抗力的情况下，新型电力系统需要主动适应未来的气候变化，开展区域电力系统气候风险专题评估，在规划方案中重视气候要素与源网荷储的耦合关系，前瞻性地部署韧性资源、制定保供措施。这符合新型电力系统安全高效的内核要求，虽然会额外增加一定的转型成本，但可以降低失负荷概率、减轻缺电的经济冲击、分散电力保供的成本压力。

气候风险视角下电力资源的多重功能定位

根据新型电力系统的结构演变趋势，新能源发电将是电量主体，水电、火电提供调节支撑服务，核电作为基荷电源，储能发挥关键调节作用，负荷侧资源深度参与电力系统平衡，这是常规场景下的发展构想，可以实现低成本的可靠清洁供电；在气候风险场景下，各类电力资源发挥作用的实际效果会出现或大或小的偏差，例如，光伏夜间出力为零，风电有效出力有时可降至忽略不计，2022年四川缺电事件说明水电也会出现与新能源相近的出力大幅削减的情况，火电的发电效率和调节能力在高温和低温环境下会受到一定的限制。因此，每种资源都需要具备多重功能，深度挖掘多能互补的韧性能力，以保障在某一种甚至多种资源“掉线”时能够顺利补位，避免电力供需的严重失衡。

未来，电量主体要具备一定的调节能力，支撑性电源要能够安全高效灵活调整出力水平，储能资源要具备长短时、大规模、多品类、高性能、低成本等特点，负荷侧在电力产消者的基础上强化电力自平衡单元和负荷分级深度减载的能力，电网侧要实现送受端双向互济和小电网反哺大电网。具体而言，新能源发电场站要具备一定的韧性调节能力，减弱极端天气对发电能力的影响，并避免冲击传导至大电网；在新能源发电能力大幅削弱时，水电可通过调集水流库容、水量梯级管理和水风光储多能互补，火电可提升机组出力、调用备用机组、启动关停封存机组等方式，各类储能可通过快速响应和多级充放电策略，迅速释放发电能力，补足新能源出力的缺额；当新能源、水电甚至火电出力均受限时，大容量储能和负荷侧分级减载将起到决定性作用；同时，不可或缺的是调集非风险区的富余电力对风险区提供有力支撑，微电网、综合能源系统等应分担大电网压力甚至是反哺大电网。

大电网对电力系统气候风险的分散效应

跨区输电在提升大范围能源资源配置效率的同时，也为时空层面分散气候风险冲击提供了可行途径。我国地域辽阔、地形多变，而气候的分布和变化又易受到局地气候和地形的影响，甚至各省区内部气候差异也较大，这意味着新型电力系统面临的气候风险呈现出区域化特征；相隔较远的区域同时出现极端天气状况的可能性很小，不同区域之间可以利用气象风险的时空分布差异，挖掘电网通道送受端余缺互济、时空互补、多能互补对安全保供的巨大潜力。目前部分地方已在探索电力互济的方式，例如，闽粤联网工程在实现两省互补互济、调剂余缺的同时，还能发挥应急互备功能，一方可作为备用紧急支援另一方，2023年7月，强台风“杜苏芮”席卷福建沿海，广东通过闽粤联网工程紧急向福建送电，单日输送电量达720万千瓦时；2022年6月，浙江省与安徽省签署迎峰度夏电力置换互济协议，约定此次迎峰度夏期间，统筹考虑两省电力供需形势和迎峰度夏电力供需曲线，白天皖电送浙、夜间浙电输皖，双向交错输电保障供应；山东与江苏晚高峰时段存在1小时的时间差，2023年3月，在华北电网的推动下，山东与江苏跨区省间电力错峰交易通过调整年度交易合同曲线，实现了晚高峰时段电力置换10万千瓦。

国家能源局预计到2025年底我国跨省跨区输电容量将达到3.6亿千瓦，在扩大资源富集区外送规模的同时，能够更加精细化地进行时段性调峰、交替互送，缓解送受两端的消纳和供电压力。针对季节性用电高峰和突发性极端天气，可以通过跨区跨省应急电力支援，利用时间差和广阔区域来分散电力系统的气候风险，评估线路技术容量、送受端电力供需互补契合度和应急资源储备水平，合理规划输电网络、配套电源的外送方式，以允许双向互济、应急电力适度截留等方式，提升极端条件下的保供电能力，降低局部灾害影响。