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供需趋紧 新增不足 现阶段如何加强电力保供

“十四五”初缺电频发

自2020年底湖南、江西有序用电以来,我国缺电频发。其中,影响最大的两轮缺电为2021年三季度东北拉闸限电,以及2022年8月,因遭遇罕见高温、旱情,川渝及长江中下游区域缺电。

表1 “十四五”初缺电概况

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分析缺电原因,从需求侧来看,是经济发展拉动电力负荷整体增长、酷暑和严寒拉动空调和采暖负荷暴涨;从供给侧来看则是酷暑和严寒压降水风光出力,能稳定顶峰的热发电机组不足,或缺煤影响煤机出力。

表2 酷暑严寒对电力供需的影响

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电力负荷峰值和气温密切相关

本文试图根据用电特性对用电行为进行重新分类:一产用电体量较小,暂忽略不计;二产、三产、生活用电可分为人的直接用电和机器用电(间接为人服务)。二产用电大部分为机器用电,少数为操作人员的用电;三产和生活用电,以人的直接用电为主。机器的用电相对平稳有规律,受温度影响较小。而人对温度较敏感,要将气温调节到狭窄的舒适区,需要大量耗能。迎峰度冬/夏时,人民群众对舒适度的要求不断提高,制冷、采暖需求拉动用电量和用电负荷飙涨,对电力系统提出了挑战。同时,受温度调节需求和作息规律影响,人的用电具备同时性,导致电力负荷尖峰化,移峰难度大。

从用电结构看,三产和生活的用电量占比由2010年的22.8%上升到2022年的32.7%,但远低于美、英、法、德、日等后工业化国家(见下图)。参考发达国家的用电结构和人均用电水平,我国的三产、生活用电量占比和人均用电量增长空间较大,这也意味着未来迎峰度夏/冬时的空调/采暖负荷占比将更大,导致电力负荷尖峰化更加突出。

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2023年顶峰装机缺口扩大

今年夏季气温偏高

受副热带高压和台风“玛娃”外围下沉气流的影响,5月底,广东、福建和江西南部等地出现破纪录的高温天气。5月31日,南网负荷攀升至2.22亿千瓦,接近历史最高。其中,广东最高负荷达到1.38亿千瓦,日均空调负荷达到4500万千瓦左右,已和2022年7月份高温时段的负荷基本持平。

6月下旬端午节期间,华北、黄淮地区出现40摄氏度高温干热。

根据国家气候中心的预计,今年夏季,全国大部地区气温接近常年同期到偏高0.5摄氏度以上。

用电负荷继续增长

2023年4月,国家能源局在国新办新闻发布会上介绍,预计今年全国最大电力负荷可能超过13.6亿千瓦,预计2023年负荷增长9200万千瓦。“十四五”前三年,夏季最大负荷增长2.83亿千瓦,年均增速8.1%。

表3 今年全国负荷及增长情况,亿千瓦

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新增顶峰装机不足

出力稳定的热发电机组是顶峰出力的压舱石。考虑到我国的资源禀赋,煤电是热发电机组主力;其余热发电机组体量有限,均无法替代煤电——核电受制于厂址、核燃料和建设周期,气电受制于气价和天然气对外依存度,垃圾发电的首要目的是处理垃圾,生物质资源的分散特性和热发电集中发电需求存在矛盾。

根据国家能源局的《2023年能源工作指导意见》(国能发规划〔2023〕30号),预计2023年发电装机达到27.9亿千瓦左右,全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。据此估算,2023年我国新增装机22595万千瓦,扣除风电、光伏后,水电、抽蓄、核电、火电等其他电源装机合计新增6595万千瓦。

新增顶峰装机容量=Σ分电源装机×(1-受阻系数)/(1+备用率)

其中受阻系数为:水电丰季10%受阻,枯季40%受阻,抽蓄、核电、纯凝火电不受阻,供热火电15%受阻,风电95%受阻,光伏100%受阻;备用率按14%估算。

假设2023年风光装机各新增8000万千瓦,风光装机带来的新增的顶峰能力350万千瓦。暂不对水电、抽蓄、核电、火电等电源新增的6595万千瓦装机进行拆分、不考虑受阻系数,仅考虑14%的备用率,新增顶峰能力不超过5785万千瓦。2023年合计新增顶峰不超过6136万千瓦,低于新增负荷9200万千瓦,在2022年存在装机缺口的前提下,顶峰装机缺口扩大。(注:电力电量平衡最粗的颗粒度是分省估算,以上的全国加总测算,仅具备定性判断价值。)

中电联《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》指出,“全国电力供需总体紧平衡,部分区域高峰时段供需偏紧;迎峰度夏期间,华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧,华北、东北、西北基本平衡;迎峰度冬期间,华东、华中、南方、西北偏紧,华北紧平衡,东北基本平衡。”需引起警惕的是,水电送端的川滇已发生多轮缺电;西北是火电送端,电力供需也将趋紧。送端省缺电,牵一发而动全身,将加剧送受端的省间博弈。

煤机可靠性下降加大保供风险

近年来煤电企业持续亏损,技改检修投入不足,煤机设备风险隐患上升;煤质下降,偏离设计煤种,导致锅炉燃烧稳定性差、出力不足,锅炉易发生故障;部分省份煤机启停调峰,损害机组的安全运行;存量煤机的可靠性下降,增加了电力供应的不确定性。

其中,随着新能源尤其是光伏装机的快速增长,煤电开始承担起更多的调峰任务;部分省份在所有在运煤电在其可调出力范围内无法满足调节需求时,采用启停煤电机组的方式调峰。未来随着新能源渗透率进一步提升,煤机频繁启停的态势有可能蔓延开来,成为新常态。启停调峰和深度调峰对煤电机组的安全性有不利影响:可能导致设备故障、影响设备寿命、降低运行经济性、增大环保风险、机组启停有误操作风险等。

在电力供需趋紧的大背景下,迎峰度冬/夏时,部分省份即使煤机应发尽发,尚且可能无法完全满足需求、存在电力缺口;如果部分煤机因可靠性下降、发生故障,电力缺口将扩大,并可能影响整个电力系统的安全稳定运行。

2025年装机缺口或可缩小

考虑到各类顶峰电源的建设周期(煤电气电18—24个月,核电5年,水电抽蓄超5年),能在短期内加大投资规模、尽快投产顶峰的电源,主要是煤电和气电。

“十三五”后三年,煤电投资大幅度下滑,2020年煤电投资仅400亿元,仅为2015年的37.7%;受缺电影响,“十四五”初煤电投资有所增长。

表4 新增煤电投资及装机(2015-2022年) (亿元;万千瓦)

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考虑到煤电的前期工作耗时和建设周期,2022年8月川渝缺电后开始加快前期工作、核准、建设的煤电机组,将于2024年下半年、2025年陆续投产。2025年,我国装机缺口有望缩小、填平。

加强电力保供的相关建议

根据负荷增长,配套建设热发电机组

鉴于水风光出力易受气候影响,储能仅具备日内调节能力,为了保证电力供应,建议在电力负荷达峰之前,按照负荷增长情况,配套建设增量热发电机组。综合考虑厂址资源、燃料供给、电价承受力、特高压输送通道等相关因素,平衡煤电、气电、核电等热发电机组的配比。

保留部分小型煤电机组作为应急电源

随着风光渗透率的提高,煤机将越来越频繁地深度调峰,甚至启停调峰。煤机深度调峰时煤耗明显上涨,大型、高参数机组的节能效果下降;建议综合对比老旧小型煤机和大型高参数煤机深度调峰时的煤耗、污染物排放、经济性等指标,保留部分小型煤机作为应急备用电源。

以需定产,开工建设新煤矿

增量煤电机组需要增量的动力煤供应,建议以需定产,配套建设新的煤矿,满足动力煤的增量需求。

保供优先,平衡煤电启停调峰和风光消纳率

建议综合考虑和平衡风光消纳率、煤电机组可靠性等多因素,避免因为片面追求风光的高消纳率,迫使煤机频繁启停调峰,以至于影响煤机的可靠性和寿命,乃至影响保供。

倡议居民在负荷峰值时降低舒适度要求

酷暑严寒时的空调和采暖负荷(公众的舒适性需求),是导致电力负荷尖峰化的重要因素;而现有的有序用电主要针对大工业。缺电时优先保居民用电,固然是以民生为重,但工业用电受限,副作用会传导到民生——保生产也是保民生。2022年,美国得州、加州遭遇高温天气,电力供应趋紧,电网号召居民自愿减少用电,以削减电力负荷峰值。建议借鉴历史经验和得州、加州方案,重提节能倡议,在负荷峰值时期,号召居民降低舒适度要求,降低空调和采暖需求,削减峰值负荷,共度时艰。