2025年湖南省电力系统支撑能力建设与低碳转型协同发展路径研究报告-北大能研院

湖南省电力系统支撑能力建设与低碳转型协同发展路径研究北京大学能源研究院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该项目积极推动能源安全、高效、绿色和低碳发展，加速化石能源消费的减量化直至退出。该项目具体的研究领域涵盖宏观的能源与环境、经济和社会的协调综合发展；化石能源消费总量控制；能源开发利用技术创新；电力部门向可再生能源为主体的系统转型；推动电气化；高耗能部门的低碳绿色发展；可持续交通模式；区域、省、市碳中和模式的示范推广；散煤和塑料污染治理；碳中和与碳汇；碳市场；社会山东省分布式光伏高质量发展的开发模式和市场机制研究湖南省电力系统支撑能力建设与低碳转型协同发展路径研究碳-电-证市场协同发展政策路径分析（2025）走向公正转型的未来：绿色转型对中国不同区域的影响华东四省一市电力清洁转型与安全保供路径与方案研究促进西北地区产业转型升级和新能源就地消纳协同发展基于灵活调峰和稳定供热前提下的山东省30万千瓦级煤电机湖南省电力系统支撑能力建设与低碳转型协同发展路径研究 i◎第一章湖南省电力系统支撑能力基础分析 1 1 1 2 2 2 3 3 3◎第二章湖南省电力系统低碳转型路径分析 5 5 6 9◎第三章电力系统支撑能力建设与低碳转型协同模型研究 ◎第四章政策建议 4.1电力系统支撑能力建设与低碳转型协同发展推荐路径.22 i前言电量持续高速增长，随着大数据、AI等行业发展，未来对电力的需求将继续增长，湖南省中长期电力仍存在较大刚性增长需求。同时，推动电力系统支撑能力与低碳转型协同发展是保障标的必然要求。因此，如何研究湖南省电力系统支撑能力建设第一章湖南省电力系统支撑能力基础分析2024年湖南省全社会用电量达2374亿千瓦时，最大负荷为4611万千瓦，接近全省供电能力。湖南省各类支撑性电源和支撑能力手段是保障电力供应能力的重要基础。截至2024年底，全省煤电装机2807万千瓦，占全省电源总装机的比重为36.3%。煤电发电量901亿千瓦时，占全省总发电量的比重为48.1%。煤电在湖南省电力系统中发挥主力保障作用，是电力供应的“压舱石”。2024年迎峰度夏期间，最大负荷日火电出力2373万千瓦，占比51.46%。2024年迎峰度冬期间，最大负荷日火电出力2057万千瓦，占比58.19%。煤电在灵活调节方面的作用也不容小觑，2024年上半年湖南煤电机组平均调峰深度达额定容量的30%，部分时段负荷率低至40%以下。湖南省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，规划总装机近300万千瓦。2截至2024年底，湖南水电装机1789万千瓦（含抽蓄120万千瓦同比增加1.3%，水电发电量为547亿千瓦时，占全省总发电量的比重为29.2%。全年水电利用小时数为3055小时，同比增加832小时。2024年，从迎峰度夏最大负荷日电源出力情况来看，水电因为在丰水期，最大负荷出力可达19%，可扮演一定的支撑作用。从迎峰度冬最大负荷日电源出力情况来看，水电出力仅15%。截至2024年底，湖南省风电已开发约1121万千瓦，太阳能发电装机规模达1873万千瓦。2024年风电、光伏等新能源发电量分别为210亿千瓦时、144亿千瓦时，共计占比19%左右，与全国平均水平基本一致。电力支撑能力方面，2024年，从迎峰度夏最大负荷日电源出力情况来看，风电和光伏发电出力仅为3%左右。从迎峰度冬最大负荷日电源出力情况来看，风电和光伏发电出力为6%左右。湖南省已探明铀矿储量2.6万吨，位居全国第三，是国内重要的核燃料基地。湖南省水系发达，地质结构稳定，核电厂址资源丰富，其中桃花江厂址和小墨山厂址被列入《核电中长期发展规划（2011-2020年调整）》厂址保护目录，龙门核电厂址和常宁核电厂址被列入重点论证厂址目录。但由于政策限制，暂未启动建设。湖南省目前主要共有4条外电通道，分别为鄂湘联络线、祁韶直流、宁湘直流、雅江-江西直流分电湖南，目前夏季和冬季输电能力分别为1326和1241万千瓦，未来随着宁湘直流的全部投产和雅江-江西直流分电比例的增加，全省夏季和冬季的输电能力将有一定的提升，将分别超过1600万千瓦和1400万千瓦。现阶段湖南省电力需求响应为削峰填谷需求响应，如在全省电力供需出现可预见性的供应缺口时，电力用户按照市场化原则，在缺口时段主动削减、中断用电负荷，并获得相应资金补偿，2024年全省电力需求侧响应能力占年最大负荷比重为5%。截止到2024年底，累计注册市场主体37379家（不含非直购发电企业和外省推动售电公司其中直购发电企业369家、批发交易用户0家、零售用户36770家、售电公司209家、独立储能企业30家、虚拟电厂1家。412024年，湖南煤电交易合同电量682.9亿千瓦时，新能源交易合同电量245.6亿千瓦时，外购电中进入市场电量218.6亿千瓦时。湖南省电力市场化交易电量1205.6亿千瓦时，其中售电公司成交合同电量854.0亿千瓦时，电网代理购电交易合同电量351.6亿千瓦时。466.2469.0475.3448.3466.2469.0475.3448.3465.2电量（亿千瓦时）682.9245.6218.6854.0351.6第二章湖南省电力系统低碳转型路径分析湖南省电力低碳转型以构建安全可靠、清洁高效的新型电力系统为核心目标，聚焦能源结构优化、系统调节能力提升和煤电清洁化改造，主要方向可归纳为以下几个方面。截至2024年底，湖南省风电已开发约1121万千瓦，同比增长15.3%，风力发电量约210亿千瓦时，同比增长0.5%，全年风电利用小时数为2059小时，同比减少212小时，全年风电利用率97.2%，较上年下降2.44个百分点。截至2024年底，湖南省太阳能发电装机规模达1873万千瓦，同比增长49.6%，光伏发电量为144亿千瓦时，同比增长64.9%，光伏发电利用小时数为922小时，同比减少73小时，全年发电利用率99.4%，较上年下降0.59个百分点。整体而言，湖南省光伏发电呈现高速增长态势。截至2024年底，湖南电网生物质发电装机143万千瓦，同比增长14.9%，全年生物质发电量73亿千瓦时，同比增长13.1%，生物质利用小时数5379小时，同比增加177小时。湖南省剩余光伏可开发潜力较大，全省光伏技术可开发量（考虑限制性因素）约9600万千瓦，其中地面集中式光伏交流侧技术可开发规模约6000万千瓦，包括农光互补3000万千瓦，林光互补1900万千瓦，渔光互补1100万千瓦。分布式光伏剩余可开发潜力3600万千瓦，其中大型工业园区预计可开发总量约700万千瓦，剩余户用（含小型工商业）预计可开发总量约2900万千瓦（交流侧）。6核减可再生能源限制开发区域后，经统计，全省风电技术剩余可开发量约7400万千瓦。根据农业、林业生物质资源量估算成果，全省农林生物质理论资源总量为7735万吨/年，可发电利用资源量为2030万吨/年，经估算，2030年全省生活垃圾清运量将达到5.54万吨/日，具备推进垃圾发电的资源量基础。综上，通过科学统筹与网架强化以提升新能源消纳水平，并借助多能互补增强其顶峰与电量支撑能力，是湖南省实现高比例新能源接入的基石。这构成了本省电力系统低碳转型的一条根本性路径。截至2024年底，湖南省仅黑麋峰抽水蓄能电站在运，容量为120万千瓦。安化、攸县广寒坪、江华湾水源、平江、炎陵罗萍江、汨罗玉池、桃源木旺溪、辰溪8座抽水蓄能电站正在加速建设中，在建规模达1320万千瓦。截至2024年底，新型储能装机规模288万千瓦，同比增长8.3%，排名华中第1位。储能深度调峰电量6.3亿千瓦时，占比8.5%，最大负荷日电化学储能供电量为173万千瓦，占电化学储能总装机规模60%。截至2024年底，湖南省煤电机组平均最大调峰深度达到额定容量的30%，即最大调节能力达到2181万千瓦。调峰辅助服务市场合计提供调峰电量74.5亿千瓦时，同比增长101.4%。火电、新型储能、可调节用户等调峰服务提供方合计获得收益10.9亿元。湖南省抽水蓄能资源丰富，项目储备超过3600万千瓦，根据规划，预计平江2025年投运1台机组（35万千瓦“十五五”期间平江其余3台机组（3×45万千瓦）和安化1台机组（30万千瓦）也将投产。其余在建抽水蓄能项目投产时间见表2-1。2025年2“十五五”“十五五”4“十六五”“十六五”“十六五”“十六五”8“十六五”“十六五”“十六五”“十六五”8湖南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。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，根据项目优选，约有20个空气储能站址，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。目前，全国批复的56个新型储能试点示范项目中，湖南有3个项目入选，其中压缩空气储能示范项目有两个，分别是：岳阳县300兆瓦/1500兆瓦时和衡阳市珠晖区100兆瓦/400兆瓦时。截至2024年底，全省电化学储能的发电功率已达到288万千瓦，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”期间，考虑抽水蓄能装机短期内无法大规模投产等实际需求，电化学储能将有进一步增长空间。综上，系统调节能力是决定湖南省新能源消纳上限的刚性约束。为平抑新能源出力的剧烈波动，必须加快构建涵盖抽水蓄能、新型储能、压缩空气储能及需求侧响应的“多时间尺度、多技术路线”调节资源池。这构成了本省电力系统低碳转型的关键路径。“十四五”以来，湖南省大力推动煤电机组改造升级，截至2024年底，共开展节能改造机组42台，合计容量1870万千瓦；开展灵活性改造机组25台，合计容量1101万千瓦；开展供热改造机组20台，合计容量1068.5万千瓦。节能改造和灵活性改造均超额完成国家下达的改造任务，该指标为全省统筹，部分未按期改造的电厂指标将由其他电厂相对应的改造补齐。表2-2：“十四五”期间煤电机组改造升级完成情况台数台数台数786.52023年4590400661062920528201068.5备注：2021年10月国家发改委、国家能源局印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号正式开展煤电机组改造升级，故此处仅统计2022年之后数据。图2-4：湖南省火电运行灵活性改造内容一览图逐步淘汰使用年限长，机组容量小的煤电机组，推行“上大压小”等容量替换，从源头上节能减排。从电力系统支撑能力基础分析可得，煤电在湖南省电力系统中发挥主力保障作用，是电力供应的“压舱石”，更是能源转型过程中不可或缺的“稳定器”和“过渡桥”。结合湖南省实际，未来全省煤电机组低碳化改造的方向包括掺烧生物质、掺烧绿氨、配套CCUS固碳等。将结合具体的技术发展水平和资源禀赋适时启动相应的改造，现阶段均处于探索和示范阶段。综上，煤电转型的路径并非简单退出，而是通过全面的节能、灵活性和低碳化改造，使其从提供“电量”的主体，转变为提供可靠“电力”和“调节服务”的关键支撑。其未来价值将主要体现在为系统提供高峰时段的顶峰容量保障，并为可再生能源消纳提供至关重要的灵活调节能力，在能源安全与低碳目标间实现协同。第三章电力系统支撑能力建设与低碳转型协同模型研究综合运用回归分析法、弹性系数法和产值单耗法，对湖南省全社会用电量进行测算，显示全省2030年和2035年全社会用电量预计分别为3540亿千瓦时和4400亿千瓦时。运用时间序列法预测湖南省全社会最大负荷，显示全省2030年和2035年全社会最大电力负荷预计将分别达到7300万千瓦和9100万千瓦。对全省电力系统进行电力电量平衡计算，结果显示：2030年湖南省在当前已有及规划新增电源装机的基础上，夏季最大用电缺口将达到908万千瓦左右，冬季最大用电缺口将达到1009万千瓦。2035年夏季最大用电缺口达到1413万千瓦，冬季最大用电缺口为1514万千瓦左右。预计2030年湖南省电量缺口为261亿千瓦时，2035年电量缺口为882亿千瓦时。综上，当仅考虑目前已核准和在建电源装机，预计湖南省2030年和2035年电力缺口将达到1000万千瓦和1500万千瓦左右，2030年和2035年电量缺口将达到260亿千瓦时和880亿千瓦时。开展湖南省电力系统支撑能力建设与低碳转型协同路径研究的重点是要关注以下几点：一是电力系统是否能够满足全省电力安全保障的需求，即尽可能缩小电力缺口；二是在满足电力保供的情况下，产生的二氧化碳排放是否会对全省完成碳达峰碳中和的战略目标产生影响，可再生能源消纳能否完成国家可再生能源消纳责任权重目标；三是路径的经济性如何，是否具有可持续性。方案比选指标体系关键约束条件—电力/电量平衡—方案比选指标体系关键约束条件—电力/电量平衡——全社会碳排放达峰—迭代安全充裕安全充裕稳定供电能力修正稳定供电能力因变量：总的经济成本电电清洁可再生能源消纳比重力低碳新增碳排放量 二氧化碳排放量 生成碳达峰及碳中和时间—可再生能源电力消纳—经济高效累计经济成本生成碳达峰及碳中和时间—可再生能源电力消纳—经济高效累计经济成本可再生能源消纳责任权重现状分析非水可再生能源消纳责任权重预测—可开发资源条件—指导内嵌—可开发资源条件—指导各类资源禀赋可开发上限各类电源装机及发电量现状各类电源装机及发电量现状全社会用电量变化趋势外调电可再生能源比重各类基础设施建设成本未来各类能源的价格碳市场价格《煤电低碳化改造建设行动方案（2024-2027年）》《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》《新一代煤电升级专项行动方案（2025-2027年）》碳排放权交易市场绿电绿证交易市场……因此针对湖南省电力系统支撑能力建设与低碳转型协同发展路径研究，我们拟设置关键约束条件：电力/电量平衡、全社会碳排放达峰、可再生能源电力消纳、可开发资源条件等，以政策及市场机制为指导，计算最优经济成本，研究不同路径对全省完成“双碳”目标的影响。以2024年为基准年，构建高分辨率的运行模拟模型，研究满足电力电量平衡、碳排放约束、年经济成本低条件下的最优电力系统结构。其中cv'：表示投资成本，为各电源总投资减去残值后除以折旧年限；：表示运维成本：表示运维成本，为各电源当年发电量与运维成本单价的乘积；cvf：表示燃料成本，计算各电源当年的燃料消耗乘以对应燃料的单价；cvf：表示碳排放成本，为新增电源装机部分产生的碳排放量乘以当年二氧化碳单价。其中：cn：表示电源初始投资；r：表示残值率；T：表示折旧年限。cr-结合实际运行情况调研，本研究的煤电、气电、风电残值率均取3%，折旧年限均取20年。核电残值率取0，折旧年限取30年。电化学储能残值率取5%，折旧年限取10年。压缩空气储能残值率取5%，折旧年限取30年。抽水蓄能残值率取10%，折旧年限取30年。主要电源造价按表3-1选取。(单位：元/千瓦)2030年340053002400200002035年34005000240020000注：上述煤电、风电、气电单位造价成本来源于最新中标EPC价格。核电参考三门核电机组单位造价成本。2小时电化学储能系统项目初始投资成本约1.3~2.7元/Wh左右。压缩空气储能在100MW/400MWh的系统中，初始投资5~6元/W、年循环次数达到450~600次的情况下，度电成本区间为0.252~0.413元/kWh。抽水蓄能初始投资成本在5.5~9元/W之间。本报告电化学储能初始投资成本取1.5元/W，压缩空气储能初始投资成本取6元/W，抽水蓄能成本取6元/W。煤电、风电、气电、核电运维成本：==电源装机×利用小时数×单位运维成本本研究中，煤电、风电、气电、核电利用小时数根据测算情况进行调整。主要电源单位运维成本按表3-2中数据选取。(单位：元/兆瓦时)2030年2035年注：各电源运维成本结合当前运维成本估算。核电成本根据中广核2023年年报及券商研报推算。电化学储能、压缩空气储能、抽水蓄能运维成本：=储能装机×单位运维成本主要储能设施单位运维成本按表3-3中数据选取。2030年0.060.10.062035年0.060.10.06注：根据王金南《新型储能5种技术路线经济性比较》。煤电和气电的燃料成本计算公式：cvf=电源装机×利用小时数×单位发电煤耗×燃料单价核电的燃料成本计算公式：cvf=电源装机×利用小时数×核燃料单位发电单价本研究中，煤电单位供电煤耗取308gce/kWh，电煤价格参照《关于贯彻落实煤电容量电价机制有关事项的通知》（湘发改价调〔2023〕878号）及市场行情，取1100元/吨标准煤。天然气发电单位气耗取0.20m3/kWh，天然气单价取2.3元/立方米。核燃料单位发电单价根据中广核2023年年报及券商研报推算，取65元/兆瓦时。风电、储能、抽水蓄能不存在燃料成本。cvf=碳排放量×碳价其中，煤电碳排放量=煤电发电量×单位煤耗×标煤折碳系数气电碳排放量=气电发电量×单位气耗×标煤折碳系数结合钢铁、水泥、铝冶炼即将纳入全国碳市场，以及其他行业后续的逐步纳入，预计后续碳配额价格会持续上升。据公开数据，2021年~2024年，全国碳市场全年收盘价分别为52.78元/吨、57.38元/吨、82.43元/吨和97.49元/吨。结合历年碳市场交易数据及对各大行业逐步纳入碳市场的考虑，以2024年较2023年增幅的1.1倍为增长空间，匀速增长，根据计算结果，预计2030年碳价约为197元/吨，2035年碳价约为280元/吨。目标函数涉及电力系统运行的各个方面，包括电力电量平衡、系统充裕度、电力系统扩张约束、系统调节能力、爬坡率、资源禀赋约束、政策约束等。根据各水平年新增及退役情况，确定电源现存装机容量。即：电源现存装机容量=上个时期装机容量+新增装机容量-退役容量确保有足够装机容量满足峰值负荷要求。其中w"、、、w"分别表示不同电源的出力系数；X"、、""、、分别表示煤电、风电、核电、气电、外电的新增装机容量；表示最大电力缺口。""其中r"、r"、rf、r"分别表示不同电源的利用小时数；X"、X"、、、分别表示煤电、风电、核电、气电、外电的新增装机容量；表示最大电量缺口。风电、光伏、核电、水电的装机容量不可超过区域最大可开发装机容量。风电、光伏剩余可开发容量分别为：7400万千瓦和9600万千瓦。地方政策约束政策主要依据当地电力系统未来政策规定与新能源规划安排，如：碳排放达峰约束、可再生能源消纳责任权重约束等。碳排放达峰约束方面，根据试算，煤电在现有规划基础上新增600万千瓦后，仍可完成碳达峰目标，继续新增则无法完成。根据《基于“双碳”目标实现的湖南省可再生能源开发利用规模测算和实现路径研究》，预计2030年，湖南省可再生能源电力消纳责任权重为53.6%，2035年不考虑新增煤电，故不考虑可再生能源消纳责任权重的影响。根据《2024年全国新能源并网消纳情况》，2024年1-12月，湖南省风电、光伏利用率分别为97.2%和99.4%。围绕湖南省电力支撑能力提升，从煤电气电协同发展、气电加速发展、煤电外电协同发展、储能和需求侧响应支撑能力强化几个场景进行分析。分析上述不同情景下各电源装机和发电量的变化情况，分别针对满足电力缺口前提下的不同电源装机配比进行计算，得到各场景下的经济成本。在考虑电力扩张约束、容量约束、地方资源禀赋约束以及地方政策约束的基础上，通过反复迭代计算，得到各水平年最小经济成本的各类电源最优装机。该场景下，仅考虑现阶段已核准和在建项目，不考虑未来经济和电力需求负荷的增加，因此该场景可得到湖南省在各关键水平年不考虑新增电源装机后的电力电量缺口，预计2030年和2035年电力缺口将达到1000万千瓦和1500万千瓦左右，2030年和2035年电量缺口将达到260亿千瓦时和880亿千瓦时。该情景下，设置2030年和2035年煤电、外电、新型储能、抽水蓄能装机范围，我省在2025-2030年外电通道包括祁韶直流、鄂湘联络线、雅江直流以及2025年投产送电的宁电入湘四条外电通道。在此基础上考虑最大新上1000万千瓦的煤电装机和400万的气电装机。表3-4：煤电气电协同发展情景下各电源新增装机范围2030年0-10000-4000-5000-20002035年00-10000-10000-5000-1500该情景下，设置2030年和2035年煤电、气电、新型储能、抽水蓄能装机范围，除基准情景中已纳入规划的三个气电项目外，新增一定容量气电机组，分别按照2030年和2035年投产进行测算。表3-5：气电加速发展情景下各电源新增装机范围0-1000 0-5000-3000-20002035年00-10000-20000-10000-15003.3.4煤电外电协同发展情景该情景下，设置2030年和2035年煤电、风电、新型储能、抽水蓄能装机范围及区外来电容量，我省在2025-2030年外电通道包括祁韶直流、鄂湘联络线、雅江直流以及2025年投产送电的宁电入湘四条外电通道。在此基础上考虑2030年疆电入湘投运情景。表3-6：煤电外电协同发展情景下各电源新增装机范围2030年0-6000-5000-10000-6002035年00-10000-10000-15000-1000该情景下，设置2030年和2035年煤电、风电、新型储能、抽水蓄能装机范围，在满足电力缺口、电量缺口、可再生能源消纳权重等条件的约束下，可计算得到经济成本最低的最优电源装机选项。表3-7：储能支撑能力强化情景下各电源新 2030年0-10000-10000-50002035年00-30000-10000-1500该情景下，设置2030年和2035年需求侧响应能力分别为5%和7%，此时，2030年和2035年电力缺口分别为850万千瓦和1300万千瓦左右。在此前提下，分别设置2030年和2035年煤电、风电、新型储能和抽水蓄能装机范围，在满足电力缺口、可再生能源消纳权重等条件的约束下，可计算得到经济成本最低的最优电源装机选项。2030年0-10000-5000-100000-30000-20000-1500以2024年为基准年，分析不同情景下2030年和2035年电源装机、发电量。3.4.12030年水平年情景分析对上述不同场景进行分析，不同情景下最小经济成本装机如表3-9所示。表3-9：2030年不同情景下最优新增电源装机89040049089040049000000000000000054.0%53.9%3264834注：括号中的数值表示考虑了外电输送的省外排放。通过上表可知，最小经济成本为煤电外电协同发展情景，该情景下年化成本最低，年化成本为137亿元，该情景下到2030年煤电新增400万千瓦、引入一回容量为600万千瓦的区外来电。3.4.22035年水平年情景分析对上述不同场景进行分析，2035年不同情景下最小经济成本装机如表3-10所示。0000045700000002000276524840000000047545048545700注：括号中的数值表示考虑了外电输送的省外排放。通过上表可知，各情景