双碳背景下湖南省电力系统灵活能力优化分析研究

北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目北京大学能源研究院INSTITUTEOFENERGY2023年12月北京大学能源研究院INSTITUTEOFENERGY北京大学能源研究院是北京大学下属独立科研实体机构。研究院以国家能源发展战略需求为导向，立足能源领域全局及国际前沿，利用北京大学学科门类齐全的优势，聚焦制约我国能源行业发展的重大战略和科技问题，按照“需求导向、学科引领、软硬结合、交叉创新、突出重点、形成特色”的宗旨，推动能源科技进展，促进能源清洁转型，开展专业及公众教育，致力于打造国际水平的能源智库和能源科技研发北京大学能源研究院于2021年3月启动了气候变化与能源转型项目，旨在助力中国应对气候变化和推动能源转型，实现2030年前碳达峰和2060年前碳中和的目标。该项目通过科学研究，设立有雄心的目标，制定清晰的路线图和有效中国能建湖南院创建于1958年，为中国能源建设集团(世界500强)在湘办事处单位。拥有电力、化工石化医药双行业甲级、工程勘察、咨询等专项甲级资质，业务涵盖能源电力规划、低碳节能咨询、超特高压电网、核电、大型火电、新能源、储能、综合能源、化工、医药、市政、建筑、环保等湖南省能源碳中和发展研究中心由省发改委批准，依托湖南院专业技术力量牵头组建，提供从双碳方案顶层设计到典型项目实施的一揽子服务，致力于打造国内领先的“双碳”智在此郑重感谢ClimateImperativeFoundation对于报告报告内容为课题组独立观点，不代表其他方的任何观点或《双碳背景下湖南省电力系统灵活能力优化分析研究》《福建省双碳目标与行动路线图研究报告》《中国散煤综合治理研究报告2023》《山东省中小燃煤电厂低碳高质量发展路径分析》《走向公正转型的未来：中国绿色转型对就业的影响》《湖南省电力行业碳达峰时间与路径研究》《中国典型五省煤电发展现状与转型优化潜力研究》《中国石化行业碳达峰碳减排路径研究报告》《中国塑料行业绿色低碳发展研究报告》《中国散煤综合治理研究报告2022》《新能源为主体的新型电力系统的内涵与展望》《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》《电力部门碳排放达峰路径与政策》《中国散煤综合治理研究报告2021》《“十四五”推动能源转型实现碳排放达峰》i 1 1 3 5 8 9 20 20 22 22 23 24 25 25 28 29 39 40 40 43 44 54 55 56 56 57 59 60在双碳战略目标背景下，构建以新能源为主体的新型电力系统，提升系统灵活调节能力，成为实现碳达峰碳中和的必然举措。湖南电网为全国峰谷差率最高的省份之一，电力调峰能力存在较大缺口，新能源消纳压力较大，本课题结合湖南省实际情况，在保障能源安全的基础上，合理规划布局全省调峰资源，综合考虑各调峰资源的调节性能、经济性和环境属性等对调节能力展开优化分析。课题研究对湖南省构建新型电力系统具本研究报告以湖南省现有调峰电源、资源储备、调峰性能等分析为基础，对全省电力需求缺口、年调峰及典型日调峰缺口进行平衡测算，全面理清了全省调峰能力和调峰需求缺口等底数。合理设置多个场景，以全社会成本最优为目标函数，科学分析不同调节性电源配置组合下的调峰性能和经济性，通过日调峰缺口和弃电率计算对优化结果合理性进行验证，积极寻找各水平年下符合湖南省情的调节能力配置方案，并对需求侧响应和外调电力的调峰经济性进行了补充分析。最后根据计算和优化结果，给出湖南省电力系统调节优化建设的相关政策建议，推动具有湖南特色的新型电力系统构建，助力全iiiClimateChangeandEnergyTransitionProgram截至2022年底，湖南电网电源装机为5841万千瓦，其中火电2522万千瓦（含生物质126万千瓦），占比43.2%；水电1721万千瓦（含抽水蓄能电站120万千瓦），占比29.5%；风电900万千瓦，占比15.4%；太阳能636万千瓦,占比10.9%；储能湖南省电力系统是华中电力系统的重要组成部分，处于华中电网乃至国家电网的最南端，目前全网分为14个供电区。湖南电网经三条500kV联络线(葛换～岗市、孱陵～澧州双回)与华中湖北电网联系；2017年6月祁韶特高压直流投运，通过±800kV祁韶直流实现甘肃向湖南长距离送电；2021年12月，潇湘1000kV特高压变电站投产；2022年10月荆门-长沙1000千伏特高压交流工程投产，湖南电网通过1000kV特高压交流线路与江西、湖北电网形成联络。省内湘东基本建成500kV双环网，形成“西电东送、南北互供”的500kV骨干网架。2022年湖南电网全社会用电量为2236亿千瓦时，全社会最高负荷为4650万千气候变化与能源转型项目衡阳、郴州、永州等地区。目前，湖南省已经形成了湘东(长株潭)、湘南(衡郴永)两湖南省电源主要集中在西部地区(怀吉、常益长和娄邵等地)，目前该区域电源装机南部负荷中心(湘东、湘南)用电负荷约占全省的56%，而电源装机仅占全省的43%，其中大型电源占比仅为32%。因此，湖南电网形成了“西电东送”的格局，大量电力需2017年祁韶直流投运后(设计单极400万千瓦、双极800万千瓦)，其系统位置处于湖南两大负荷中心的中间，增强了对两大受端电网的支撑。但基于现有的电源与负调节能力不强，且水资源已开发殆尽；抽水蓄能站点资源丰富，但短期内难以形成电力超15年以上的30万千瓦机组多，导致湖南跨时段、跨季节调配能力不足，持续顶峰运新能源送出消纳形势严峻。湖南三产与城乡居民生活用电占比高(48.6%)，其中居民生活用电高于全国15个百分点。湖南省负荷峰谷差率已接近60%，位于国网首位；省内电源调峰能力不足，丰水期受负荷较低和风雨同期的影响，常规水电汛期整体调节能力不强，火电深度调峰成本高，总调峰能力不足。常规水电占比高（28.6%新能源快速发展，预计到2025年新能源总规模将达到3200万千瓦(现状1536万千瓦)。随着未来省内新能源的比重不断增高，叠加电网局部区域送出受限，新能源送出消纳形主网架对新能源发展和负荷的适应性不足。随着全省用电需求增长、新能源等电源发展，全省500kV主网架仍存在薄弱环节。一是局部地区变电容量不够。当前500kV变电站仅有30座，高峰负荷期间湘东地区的艾家冲、星城变电站，湘南地区的船山变电站，湘中地区的长阳铺变电站均重载运行。二是网架结构薄弱。“十四五”以来，湖南南部新能源发展迅猛，丰水期湖南500kV南北断面通道以及湘南部分500kV主变容量全省碳达峰压力显著，对调节性电源的刚性需求大。目前全省调节性电源偏少，受抽水蓄能建设周期较长的影响，2030年前抽水蓄能装机容量较难激增，2030年后抽水蓄能才会大规模发展。在此背景下，亟需增加调节性电源以保证新能源的消纳，同时，2ClimateChangeandEnergyTransitionProgram截至2022年底，湖南省在运统调大型煤电厂共15座，机组41台，总装机2146.5电厂2台30万千瓦机组、郴州鲤鱼江A厂2台30万千瓦机组迎峰度夏度冬时可灵活从调节能力来看，湖南现役大型煤电机组调节能力略有差异，新建机组最小技术出力可达30%左右，部分在役机组最小技术出力在30%~40%之间。目前全国现有热电机组经过改造后的最小技术出力可达到40%~50%额定容量，纯凝机组的最小技术出力可达到30%~35%额定容量，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃纯凝工况最小技术出力为20%~25%额定容量。考虑湖南省煤电机组改造的实际情况，本报告后续煤电调峰能力按额定容量的30%考虑。气候变化与能源转型项目3“十四五”期间，湖南省已核准在建电源有：平江电厂(2×100万千瓦，已投)、华容电厂(2×100万千瓦)、株洲电厂退城进郊(2×100万千瓦)、石门三期(2×66万千瓦)、益阳电厂三期(2×100万千瓦)。同时于2022年底实现鲤鱼江电厂灵活供电湖南。预计到2025年底，省内在运煤电装机约302021年2×1001×1001×1002025年2023年2024年2022年2×1002×1001×1001×1002×662×30332300200200160按照国家能源局印发《关于下达2022-2025年煤电行业先立后改淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知》（国能发电力〔2022〕85号），“十四五”期间湖南淘汰煤电落后产能分别为耒阳一期（2×21万千瓦）、华岳一期（2×36.25万千瓦）和株洲老厂（2×30万千瓦总计装机174.5万千瓦。“十五五”期间暂无退役煤电，4ClimateChangeandEnergyTransitionProgram合计240.5湖南作为少煤无油无气的省份，天然气资源全部依赖外省调入。“十三五”期间，天然气供应能力大幅提升。天然气供应方式为“管道气+LNG”，管道气消费占总量的85%左右，LNG消费占总量的15%左右。其中，湖南省管道气供应来源于“一干两支三省际”（一干为新粤浙管道，两支为忠武线-潜石首-华容管道、酉阳-龙山管道、来凤-龙山管道如图1.2所示，LNG供应气候变化与能源转型项目5湖南省目前暂无在运的气电机组，全省规划和在建气电项目主要有三个，分别为湘阴气电、永州气电和衡东气电，其预计装机容量分别为2×49万千瓦、2×50万千瓦和2×49万千瓦。三个项目均受国际天然气供应形势及天然气价格过高的影响，建设进展缓慢。结合湖南天然气资源禀赋、管网建设、国内外天然气供需形势以及湖南天然气发电项目前期工作进展情况，预计全省未来天然气调峰电源装机为296万千瓦。6ClimateChangeandEnergyTransitionProgram基于湖南省天然气资源禀赋可初步判断，湖南省天然气资源不足以支撑大规模发展气电，且目前天然气发电政策暂未明确，利用小时和气源气价无法保障，省内继续布局大规模气电的投资不确定性大，因此本报告除已核准的三个气电项目外暂不考虑其他气气候变化与能源转型项目7截至2022年底，湖南省已并网水电4300余座，总装机1601万千瓦，达到技术可发量的95%以上。其中，大型水电（25万千瓦以上为大型水电）装机819万千瓦，占比51.2%；小型水电装机782万千瓦，占比48.8%。湖南水电装机以径流式为主，调节能力较差。如图1.4所示。大型和经济性较好的中小型水电资源已基本开发殆尽，剩余8ClimateChangeandEnergyTransitionProgram现阶段，湖南省常规水电调峰能力较低，丰水期（4~9月）由于负荷不高，常规水电不参与调峰；枯水期（10~3月）由于水资源相对较少，目前可调峰能力仅能达到装机充分发挥水电与新能源的互补特性，盘活常规水电调峰资源，推动重点流域梯级水电与“十四五”期间除已明确凤滩、柘溪增容(8.5万千表1.3：湖南2020～2025年大型水电投产项目情况合计8.550202220232×258.5瓦。自投产以来，电站以“两发一抽”运行模式（即白高峰、晚高峰发电放水，后夜低谷抽水用电），在保障电力供应和电网安全、促进清洁能源消纳、推进碳减排、推动地方经济社会发展等方面均发挥了重要的作用。“十三五”期间，电站平均每年发电量14.5亿千瓦时、抽水电量17.5亿千瓦时，年均综合转换效率82.9%、启停次数2585次、综合利用小时数2666小时，紧急启动157台次。气候变化与能源转型项目9湖南省抽水蓄能资源丰富，项目储备超过3600万千瓦，“十四五”重点实施13按照NB/T35009-2013《抽水蓄能电站选点规划编制规范》的要求，对湖南全省具备抽水蓄能电站建设条件的区域进行了全面细致的查勘。按抽水蓄能电站的建设地形地貌、成库条件、水源条件、水头、距高比、装机规模等各方面的基本要求，普查出全省范围内可规划30万千瓦以上抽水蓄能的资源点共388个。10ClimateChangeandEnergyTransitionProgram湖南省抽水蓄能资源点主要集中在湘南丘山区(以罗霄山脉为中心)、湘西山区(以雪峰山为中心)、湘西北原山地区(以武陵山为中心)。湘东北洞庭湖区地势低平，地形其中平江（4×35万千瓦）、安化（240万千瓦）、桃源（120万根据《湖南省“十四五”电力发展规划》，结合目前平江抽水蓄能建设进展，预计），抽水蓄能电站（包括安化(8×30万千瓦)、炎陵罗萍江(4×30万千瓦)、攸县广寒坪(6×30万千瓦)、桃源木旺溪(4×30万千瓦)和汨罗玉池（4×30万千瓦建设进展，2030年能投产的最大装机容量约为500万千瓦，主要包括黑麋峰、平江、安化三气候变化与能源转型项目新型储能物理储能化学储能铅酸电池超导储能压缩空气锂离子电池新型储能物理储能化学储能铅酸电池超导储能压缩空气锂离子电池最大调峰能力为240万千瓦，“十四五”末期将达到310万千瓦左右，“十五五”期间将增加至1000万千瓦左右，“十六五”调峰能力将根据实际保供和调峰需求进一步新型储能包括物理储能、电气储能、电化学储能及氢储能等多种技术路线，其中研传统储能抽水蓄能氢储能超级电容钠硫电池液流电池本报告结合湖南省实际，拟以新型储能中的电化学储能和压缩空气储能为重点展开12ClimateChangeandEnergyTransitionProgram2021年，湖南省电化学储能装机12.9万千瓦，2022年底，快速增长至62.7万千瓦。截至2023年6月底，全省电化学储能的装机规模达到263万千瓦，已超额完成“十四五”建成电化学储能装机200万千瓦的规划目标。“十五五”和“十六五”期间将根据新能源的建设和消纳情况、抽水蓄能的建成投产情况、能源供需安全和经济性等气候变化与能源转型项目13湖南省现暂无已建成的压缩空气储能电站。但全省压缩空气储能站址较丰富，建设条件较好，适宜大规模开发。在现有技术下，压缩空气储能地下储气库形式主要分为天然盐穴和人工硐室。经全面摸排，湖南省盐穴类站址有限，但适宜建设30万千瓦级压缩空气储能的人工硐室站址较丰富，主要分布在中东部和南部硬质岩石区域，并与湘东湘南两大电力负荷中心、湘南大型风电光伏基地等储能需求旺盛的区域布局匹配度高，适合30万千瓦及以上的大规模压缩空气储能电站开发。湖南省正全面布局和积极启动压缩4衡阳珠晖茶山坳镇雁城10名称入点距离km14ClimateChangeandEnergyTransitionProgram湖南电网位于华中电网的南部，与湖北电网之间有三回500kV线路联系，位于±800kV祁韶直流线路的受端，接入来自西北地区输送的绿色电力。雅中直流送往江西经南昌～长沙特高压交流通道已经投产，输送容量400万千瓦。此外，湖南正在积极推动±800kV宁夏至湖南特高压直流工程,争取于2024年底建成投产，并达到400万千瓦的送电能力。根据《湖南省电力发展“十四五”规划》相关研究结论，并结合相关特高压工程实际进展情况，2025年、2030年湖南电网区外来电均达到2176万千瓦。综合考虑湖南省负荷发展情况和区外来电前期工作202120222023202520302035500kV/1000kV交流17637637657657657650080080080080080080080080080067611761176217621762976注：1000kV交流特高压包含雅中直流分电。16ClimateChangeandEnergyTransitionProgram考虑祁韶直流送端出力能力及湖南负荷曲线特性，祁韶直流逐月24小时送电曲线预测如图1.13所示。2025年，祁韶直流3-6月日最大电力为160万千瓦，最小电力为80万千瓦；1月、7月、8月、12月最大电力为800万千瓦、最小电力为400万千瓦(考虑50%调峰能力)，持续时间存在一定差异。年利用小时数约4500小时。根据雅中直流可研报告结论，雅中直流为水电直流，基于输电电量平衡，并根据丰枯水季，预测送电曲线如图1.14所示。2025年，雅中直流7、8月日最大电力为400万千瓦，最小为80万千瓦；6、9、10月日最大电力330万千瓦，最小电力分别为50万千瓦、150万千瓦、80万千瓦；1-2月、12月日最大电力200万千瓦，最小电力80万千瓦；3-4月日最大电力160万千瓦，最小电力80万千瓦；5、11月日最大电力240万千瓦，最小电力分别为80万千瓦、50万千瓦。年利用小时数约4000小时。气候变化与能源转型项目17参考鄂湘断面3回500kV线路近5年出力8760数据，预测鄂湘联络线送电潮流在7月-9月输送潮流最大，基本达到最大输送能力，支撑湖南迎峰度夏高峰负荷保供需18ClimateChangeandEnergyTransitionProgram2021年，湖南省全社会最大负荷为4150万千瓦，2022年，湖南省全社会最大负荷为4650万千瓦，同比增长12.0%。根据湖南省“十四五”规划估测，2025年湖南省全社会用电量为2840亿千瓦时，全社会最大负荷5800万千瓦。按5%最大用电负荷为需求侧响应能力测算，全省“十四五”需求侧响应调峰资源需达290万千瓦。通过完善需求侧管理和响应体系，加大源网荷储一体化建设力度，加强支撑性电源和负荷侧的管理，提高电源跟踪负荷能力，提升配电网调节韧性，将能实现快速灵活的需求侧响应。同时，通过提升用电企业和终端用户的需求侧响应积极性，积极探索需求侧响应参与电力市场的形式等，需求侧负荷将可在调气候变化与能源转型项目19结合第一章湖南省的调峰资源禀赋分析，本研究仅考虑煤电、气电、抽水蓄能、外调电、新型储能和需求侧响应等调节性资源的调峰性能。各调峰资源的调峰能力是包括火电机组调峰影响因素有锅炉燃烧稳定性、水动力工况安全性、锅炉辅助机设备参数、运行人员水平和新型改造技术等。火电灵活性改造的内容主要有三项：深度调峰能力达到20%~40%，快速爬坡能力2%/min~5%/min，快速启停时间2h~4h。通过调研全省煤电机组的最小稳燃负荷得知，目前全省所有燃煤机组的最小技术出力均值为30%左右，火电在深度调峰时，通常的做法有三种：20ClimateChangeandEnergyTransitionProgram一是调节给煤量，即变负荷调峰，在负荷低谷阶段通过降低机组出力以满足系统调峰需要的运行方式。这种方式是目前最常用的方式，较为容易实现，机组寿命损耗小，安全性和机动性好。该方式的劣势在于，在负荷率降低时煤耗也随之增加，发电成本增加。在变负荷的同时，需要增加辅助设施，包括：需要备用燃油系统，为保证炉膛不灭火，随时准备投油助燃。需要增加控制省煤器入口水量，在给煤量减少的情况下，打开系统内的再循环旁路，从大的给水管道引出一条支路回水管道，减少省煤器入口流量，保证给水系统的正常运行。需要增加切换辅汽汽源，当机组负荷下降后，原来的辅汽压力会随着主蒸汽压力的减少而降低，为了使辅汽压力满足电厂其他系统需求，根据机组该方式的优点为夜间停机后维护简单，机组可调出力大，但由于启停频繁，操作复杂，三是停机调峰。通常在国庆、春节等长假期间，系统负荷较同期正常工作日下降较多，此时除需尽量安排机组正常检修外，还需安排大量煤电机组停机以适应系统长周期低负荷运行状态。停机调峰与启停调峰类似，停机调峰对机组的影响主要为寿命损耗和目前，国内灵活性改造后的煤电机组平均最低出力为30%额定机组容量），燃气机组的低负荷运行深度调峰是指机组能长时间在低负荷运行，在电网需要迅速调峰和调频时，燃气机组能迅速响应一次调频和自动发电控制（AGC）负荷，从而保证电网的稳定运行。燃气机组具备启停方便、响应速度快的特点，调峰能力和跟踪负荷的3.机组的经济性，旁路全关时的负荷工况点。根据燃气机组的燃烧特性，负荷越低，燃烧效率越低，经济性越差。尽管机组容量越大，机组效率越高，但当燃气气候变化与能源转型项目同时，气电的调峰性能与不同制造商提供的主机有关系。不同制造商生产的主机在冷态、温态和热态启动的时长不同，如GE公司、SIEMENS和MHI公司的主机在温态启动的时间分别为110min、120min和110min。目前国内燃气机组的出力范围通常在20%~100%，爬坡速度为8~10（Pn受天然气价格、气源供应稳定性以及天然气发电利用小时数等影响，燃气机组的发抽水蓄能电站是一种电能转换和储备装置，在转换过程中会有电能损失，目前抽水蓄能电站的综合效率约75%，其工作原理是利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，抽水蓄能可将电网负荷低时的多余电能转变为电网高峰时期的高价值电能。在电力系统中具有削峰填谷、调频、调相、储能、系统备用、黑启动等“六大功能”，且宜为通常，抽水蓄能的出力范围为-100%~+100%，爬坡速度为10~50%（Pn/min启停时间仅需要15min。跨省跨区输电通道受建设进度与电源结构制约，晚高峰顶峰能力不足。根据外电的电力组成，设定祁韶直流、鄂湘联络线、雅江直流和宁湘直流的调峰系数，考虑7%的输电网损，预计2025年湖南省丰水期和枯水期外电的调峰能力分别为644万千瓦和499万千瓦，在仅考虑已核准和在建调节性电源的基准场景下，雅江直流的输入电力将有所提升。2030年丰水期和枯水期外电的调峰能力分别增加至867万千瓦和723万千瓦；2035年丰水期和枯水期外电的调峰能力与2030年保持一致。外电调峰不需要考虑调峰所带来的通道寿命和调峰费用问题。调峰性能与外电通道22ClimateChangeandEnergyTransitionProgram的电力组成有关，不同的外电通道电力组成不同，调峰性能也不同：火电占比较多的外电通道调峰响应速度快，水电占比较多的通道可调峰能力受季节影响较大，丰水期调峰在传统发电领域，储能主要起到辅助动态运行、取代或延缓新建机组的作用；在可再生能源发电领域，储能主要起到削峰填谷和跟踪计划出力的作用；在辅助服务领域，储能主要起到调频、调峰和备用容量的作用；在分布式能源与微网领域，储能主要起到1.具有快速响应的特点，能够迅速实现充放电状态的转换，爬坡速度为100%（Pn/200ms），响应时间仅需毫秒级；3.具有有功/无功正负双向连续调节的特点；4.在额定功率范围内，具有无调节深度限制的特性，出力范围为-100%~+100%，因此，光伏和风电的间歇性可以通过电化学储能系统在一定程度上进行优化，减少新能源的随机性。但电化学储能的单体项目容量小，充放电时长有限，全寿命周期短，除电化学储能外，压缩空气储能也是极具发展潜力的大规模“长时”储能技术，具有建设周期短，单体项目容量小，调节性能优，环境友好等特点。该技术调节时长通常可达到4~6h，建设周期2年，储能效率通常为65%~70%，适用于大规模应用，是近中气候变化与能源转型项目23实现电力系统供需平衡的传统做法是在负荷需求高时增加发电机组出力，但负荷高峰时段往往持续时间较短。为了满足这部分需求而增加的发电和输配电出力，其投资利用率很低，因此可以通过减少或者延迟需求侧的电力负荷来实现供需平衡，即需求侧需求侧响应调峰具有响应速度快的特点，可从用户侧、供电侧、发电侧和社会效益本比）；供电侧可避免峰荷容量和电量以及投资成本；发电侧可避免装机容量和电量以及避免燃料的成本费用；社会效益则主要考虑可避免的CO2、SO2和NOx排放量，故对传统电网调峰模式进行优化，将需求侧资源作为与供给侧相对等的资源参与到电网调峰随着智能电网的推广，在高级量测体系和先进通信设备的作用下，可控负荷、柔性负荷、电动汽车以及安装在用户侧的储能设备等都将成为广义的需求侧调峰资源。需求侧响应一般可以划分成两种类型：基于价格的需求响应和基于激励的需求响应。在基于价格的需求响应中，一般采用价格-需求弹性来定量表示电价变化对电力用户响应行为特性的影响。在基于激励的需求侧响应中，激励机制的设计是关键。电力用户一般可以通过两种途径获得补偿：一种是独立运行商或者电力交易中心等机构对用户的停电价格进行评估，另一种是用户自己申报可中断负荷容量和中断成本，用户可以通过基于激励24ClimateChangeandEnergyTransitionProgram在测算湖南省电力需求缺口和调峰需求缺口前，需对全社会用电量和全社会最大负荷进行预测，再将全社会用电量和全社会最大负荷预测结果作为需求缺口测算的输入结合回归分析法、弹性系数和产值单耗等方法得到湖南省在经济发展高水平、中水年份年份全社会用电量，亿千瓦时用电量增速，%GDP，亿元GDP增速，%20111293101891512.8201213474.182120711.3201314235.642354510.1201414310.56258819.5201514181.19285398.6气候变化与能源转型项目25用电量增速，%GDP增速，%201614963.31308537.9201715825.753382882018174510.3363307.8201918646.82398947.6202019293.49417823.82021215511.7460637.7202222363.8486706.47根据设定的GDP增长水平可得到不同增长水平下2025年GDP增速，从而根据拟合关系式得到2025年的全社会用电量预测值，结果如下表3.2所示。GDP增速，%十四五增速，%72236302210.566.5223629619.816223629019.07根据“十四五”GDP增速设置不同水平下的弹性系数分别为1、0.95、0.9，全社会用电量增速为GDP增速与弹性系数的乘积，再根据全社会用电量增速预测2025年的全社会用电量，结果如下表3.3所示。表3.3：弹性系数法下2025年湖南省全社会用电量预测结果GDP增速，%弹性系数用电量增速，%全社会用电量，亿千瓦时2739267625740.96.5677126ClimateChangeandEnergyTransitionProgram根据湖南省近年来各产业产值单耗设置三个发展水平下的产值单耗；按0.1：0.4：0.5的GDP产业占比计算各产业2025年的GDP预测值；各产业的全社会用电量预测值为产业GDP与产值单耗的乘积；全社会用电量包含三个产业结构用电和居民生活用电，居民生活用电根据湖南省“十四五”能源增供稳供预测结果可得，居民生活用电量约为814亿千瓦时，故产值单耗法的预测结果如下表3.4所示。表3.4：产值单耗法下2025年湖南省全社会用电量预测结果GDP增速，%2025年产千瓦时/2025年产亿千瓦时增速，%59625834.6277872384958513967.5729811179533//8145879543226626.666.523516560131729395170500//814657975029.025735.9323187540125228983165478//814综合上述回归分析、弹性系数和产值单耗法的预测结果，对三种方法下的全社会用电量增速取平均值，从而得到三个发展水平下的全社会用电量预测值，根据这一结果综合选取2025年的全社会用电量预测值，为2840亿千瓦时，计算表格如下表3.5气候变化与能源转型项目27表3.5：不同GDP增速下湖南省全社会用电量预测结果GDPGDP增速，%2022年202520257.022367.00%10.56%7.57%8.65%286828406.522366.18%9.81%6.66%7.82%28036.022364.80%9.07%5.93%6.96%2736根据湖南省“十四五”电力发展规划实施中期评估报告，预计2035年全社会用电量为4100亿千瓦时，按全社会用电量年均增长率降低的原则，取“十五五”期间年均增速约为4.56%左右，计算得2030年的全社会用电量约为3580亿千瓦时。2025-2035年的全社会用电量综合预测结果见表3.6。表3.6：2025-2035年湖南省全社会用电量综合预测结果项目单位2022（实际值）2025年2030年2035年全社会用电量亿千瓦时2236284035804100年均增长率%/8.044.562.92结合全省全社会用电量预测结果，以及往年湖南省负荷变化特点，预测全社会最大表3.7：2025-2035年湖南省全社会最大负荷预测结果项目单位2022（实际值）2025年2030年2035年全社会最大负荷万千瓦4650580073008500年均增长率%/7.644.73.128ClimateChangeandEnergyTransitionProgram从预测结果可得，2025年、2030年和2035年的全社会最大负荷分别为5800万千瓦、7300万千瓦和8500万千瓦。本研究将根据电力平衡来测算需求缺口，为使测算结果能真实的反应实际需求缺口，在考虑电力装机时，将仅考虑已核准和在建的机组，未核准的机组在测算时均不考虑。例如，煤电机组仅考虑已核准开工的大唐华银株洲（2×100万千瓦）、长安益阳（2×100万千瓦）和陕煤石门（2×66万千瓦）3个扩能升级项目，共532万千瓦，规划未核准的郴州（70万千瓦）、汨罗（200万千瓦）和岳州（200万千瓦）电厂均计98万千瓦2030年全省已规划的三个项目全部投产，合计296万千瓦；平江抽括安化、广寒坪、木旺溪、罗坪江、玉池）共计780万千瓦，预计2030年投产380万千瓦，故2030年累计抽水蓄能装机取500万千瓦。此外，新型储能的装机容量根据目前的建设容量，取300万千瓦。•计算水平年及典型场景：2025年、2030年及2035年，测算过程分夏季大•根据收资调研情况，大型水电和小型水电按照往年的历史出力特性选取出力系数，大型水电在夏大和冬大的出力系数分别0.57和0.62，小型水电分别取0.5和0.3；•风电取0.05，光伏发电不参与电力平衡，生物质出力系数取0.8；性等，取综合出力系数为0.5；•外调电力的出力系数根据外电通道的出力曲线进行选取，总的外调电力在夏气候变化与能源转型项目29大和冬大的出力系数均大于0.6，同时考虑区外祁韶直流、雅江直流和宁湘表3.8：基准场景下湖南省中长期电力平衡结果年份202520302035一、系统需要容量6301630179317931923492341.系统最大负荷5800580073007300850085002.削峰容量1741742192192552553.备用容量675675850850989989二、电源可利用容量864745314415110504919480311950501448981.大型水电8674965368674965368674965362.小型水电7823912357823912357823912353.大型煤电2848284828482848284828482848284828484.小型煤电2471981982471981982471981985.风电17008585220011011025001251256.光伏1500003000003500007.生物质1501201202502002003502802808.抽蓄1551551552602602602602602609.储能30015015030015015030015015010.气电988888296266266296266266三、区域盈亏-1770-1886-3012-3128-4220-4336四、外来电力2176142714362176164414362176164414361.鄂湘联络线1761761411761761411761761412.祁韶直流80060560580060560580060560530ClimateChangeandEnergyTransitionProgram年份2025203020353.雅江直流4003721864003721864003721864.宁湘直流8003726058006056058006056055.输电网损98101114101114101五、考虑外电盈亏-343-449-1368-1692-2576-2900根据电力测算结果，在计及需求侧响应的情况下，预计2025年湖南省的夏大用电缺口将达到340万千瓦左右，冬大用电缺口将超过440万千瓦；由于测算过程中，煤电、气电、抽水蓄能和新型储能仅考虑了目前已核准和在建的机组，其他电源装机容量根据政府规划，故随着全社会用电需求的增加，电力缺口逐渐加大，2030年和2035年在不考虑需求侧响应的情况下，最大电力缺口（冬大）分别将达到1692万千瓦和2900万千瓦左右。以计算各电源装机的最大调峰能力；日调峰按照各电源出力的最小出力系数来计算，以•基准场景的年调峰平衡测算时不考虑需求侧响应规模；此外，需调峰容量中•由于枯水期的调峰容量缺口大于丰水期，且未来的峰谷差率没有确定的大幅增加或者降低的趋势，小幅的波动对调峰缺口影响较小，因此在调峰平衡测算时，根据历史年份和基准年的分布规律，枯水期峰谷差率取58%；•本地电源装机的调峰系数，常规水电取0.17，风电具有反调峰性能，调峰系数取-0.3，光伏发电、生物质不参与调峰，煤电、气电、抽水蓄能和储能的•根据《湖南省“十四五”电力发展规划》，外调电力调节能力不低于30%，同时考虑各外电通道的电力组成设置祁韶直流、鄂湘联络线、雅江直流和宁湘直流的调峰系数分别取0.4、0.5、0.5和0.4；气候变化与能源转型项目31损为2%。本报告计算年调峰平衡时取各电源装机的最大调峰系数，根据调峰平衡原则计算的表3.9：基准场景下湖南省中长期调峰平衡结果2025年2030年2035年3770474555253364423449302.406511595843710980122003034303430342.1650165016503.1555005004.982962965.1700220025006.1500300035007.3003003002602334240922124212421242.2812812813.310100018404.982982985.-510-660-7506.0007.30030030072372372332ClimateChangeandEnergyTransitionProgram项目2025年2030年2035年1.鄂湘联络线3535352.祁邵直流3203203203.宁湘直流3203203204.雅江直流1001001005.输电网损535353五、调峰容量盈亏（+盈-亏)-445-680-710调峰容量盈亏（+盈-亏)（不考虑外电）-1168-140根据年调峰平衡结果可知，由于峰谷差率高，导致电力系统应对负荷变化时的需调峰容量增加。在仅考虑已核准和在建的电源机组时，尽管各电源取最大调峰系数，各电源的调峰能力仍不足，预计2025年、2030年和2035年的最大调峰缺口在计及外电的基础上分别达到450万千瓦、680万千瓦和710万千瓦左右。出现上述缺口主要有光伏发电不参与调峰和抽水蓄能等储能调峰电站目前并未大规模投产，导致目前全省已核准和在建电源机组的实际可调峰容量较少，且随着用电需求的增加，电力需求和调峰需求缺口逐渐增加，未来只能通过新增调节性电源来向上调峰，以满足能源供应安全和在实际的应用中，当日内用电负荷高，系统保供压力大时，存在与年调峰需求不尽相同的挑战。首先，由于储能调峰站仅在保供压力小，有足够的充电电量的情况下具备调峰能力，日调峰时段部分储能调峰机存在无法充电的问题，即不具备任何调峰能力。此外，煤电机组受固定开机容量限制，调峰能力大大减小，故为更好地反应各机组的实际调峰能力和调峰缺口，选取丰水期和枯水期时最小的负荷需求日为单位分别计算日调峰缺口，此时取各电源的最小出力系数来做平衡测算，以得到电力系统下调能力和校核电网的承载力，基于电网的承载力基础上计算弃电率，将电网的弃电率控制在合理的范首先，在计算日调峰平衡前，根据往年的夏季和冬季典型日负荷曲线选取日调峰平衡测算时的位置，再计算丰水期和枯水期的日调峰平衡，2016-2022年湖南省夏季典型气候变化与能源转型项目33万千瓦万千瓦万千瓦2016年2017年2018年2019年-2020年--2021年--2022年--2016年--2017年-2018年--2019年2020年2021年2022年图3.2：2016-2022年湖南省冬季典型日负荷曲线从图3.1和图3.2可知，湖南省在夏季和冬季的典型日负荷曲线均呈现“双高峰”特晚高峰明显高于午高峰；而冬季典型负荷曲线的午高峰出现在10~13点之间，晚高峰出现在17~22点之间，午晚高峰差距不大。因此做日调峰平衡测算时，仅需考虑夜间负荷最低点（丰小）、午间负荷最高点（丰午）和夜间负荷最高点（丰大）三个位置的调峰34ClimateChangeandEnergyTransitionProgram调峰平衡原则为根据日最高负荷确定煤电装机的最小开机容量，确定各电源的装机容量后根据午间最大负荷来确定日最大调峰缺口。调峰压力最大通常存在两种情况，第一种为当夜间电力系统的用电负荷低，风电出力系数大时，此时电力系统的调峰压力较大。为缓解电力系统的调峰压力，通常采取弃新能源措施，弃电率也将作为电力系统优化合理性的关键指标，弃电产生的示意图见图3.3。第二种是午间调峰。随着省内新能源的投产规模增加，丰午时新能源出力过大，导致午间向下调峰压力增加。由于日调峰平衡测算时，调峰系数取各电源的最小值，因此如存在调峰缺口时，需采取弃电措施，当弃电率超过一定规模时需考虑增加一定容量的•计算水平年及典型场景：2025年、2030年及2035年，测算过程取用电负荷•通常计算调峰缺口时，典型位置处的负荷根据历史年份的负荷特性取经验值，如丰水期最大负荷约为60%全年最高负荷（丰大），最低负荷约为30%全年最高负荷（丰小），丰水期午间最高负荷约为50%全年最高负荷（丰午），枯水期最大负荷约为80%全年最高负荷（枯大最低负荷约为45%全年最高负荷•本地电源装机风电日调峰系数取0.4，大型煤电取0.3，生物质日调峰系数取0.8，大型水电和小型水电在丰水期和枯水期的调峰系数取0.7和0.2；光伏、抽水蓄能、新型储能和气电调峰系数丰水期和枯水期取相同值，光伏丰小时取0，丰午时取0.6，抽水蓄能在丰小和丰午时均取-1，新型储能在丰小和丰午时量1.大型水电8676596598676596598676592.小型水电782547547782547547782547 3.小型煤电219175175219175175219175 4.风电1700858522001101102500125 5.光伏15000030000035000 6.生物质150120120250200200350280 7.抽蓄155155155500500500500500 8.储能3001501503001501503001509.气电98888829626626629626610.外来电力2176112011202176112011202176112065954717512502805001502661120203043802190365203551002550425202534801740290270251004250425577119791979841426072607931427023480290029043803650365 47454745552555253770377036ClimateChangeandEnergyTransitionProgram2025303480080030341018101830341703170321763076235441542760 1.大型煤电240240305305511 2.大型水电867601601867601601867601 3.小型水电782547547782547547782547 4.小型煤电219175175219175175219175 5.风电1700680680220088088025001000 6.光伏1500090030000180035000 7.生物质150120120250200200350280 8.抽蓄155-155-155500-500-500500-500 9.储能300-120-120300-120-120300-120 10.气电988888296266266296266 六、外来电力21767251145217672512382176725486051160154717510002100280-500-12026612384361761645042106101161132188917429351848五、午/小方式203020352025202546402610荷203058402035680046405840680043503285382563755475气候变化与能源转型项目372025203020352902903653654254254930493062056205722572255771111311138414173117318814182618268671731738671731738671731737821561567821561567821561562191751752191751752191751754.风电17008585220011011025001251255.光伏1500003000003000006.生物质1501201202502002003502802807.抽蓄1551551555005005005005005008.储能3001501503001501503001501509.气电98989829626626629626626610.外来电力217685310212176853102121768531021303429642796303430343034303430343034五、午/小方式2677319627534223287343438898399109109109102.大型水电8675203478675203478675203477824693137824693137824693132191751752191751752191751755.风电170068068022008808802500100010006.光伏150009003000018003000018007.生物质1501201201701201201901201208.抽蓄155-155-155500-500-500500-500-5009.储能300-120-120300-120-120300-120-12010.气电296989829629829829629829838ClimateChangeandEnergyTransitionProgram20252030203521767251145217672512382176725123