2023考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究

2021年102021年102023年7EnhancingPowerSystemAdequacyConsideringClimateRisk:PathwaysandMechanisms20237|i 前 研究说 电力系统气候风险识别与场景设 典型气候场景下青海省电力系统可靠性分 青海省典型气候风险场景构 青海省2025年电力生产运行模拟与可靠性分 极寒天气冲击下青海省电力保供组合措 典型气候场景下广东省电力系统可靠性分 广东省典型气候风险场景构 广东省2025年电力生产运行模拟与可靠性分 极高温天气冲击下广东省电力保供组合措 气候风险下电力系统保供能力提升路 多元提升系统保供调节能 深挖需求侧保供响应能 充分挖掘区域资源互济能 发挥可再生能源主体责任提升保供能 建立气候风险预警和事故响应机 |ii||01提升电力系统保供能力的市场机制设 辅助服务机制促进系统灵活性资源发 容量机制保障长期电力供给安 需求响应保供机制满足基础保供要 省间应急电力交易机制提供电力支 电力市场保供的综合价格机 研究结 政策建 参考文 新型电力系统的建设是以电源侧可再生能源的高比例并网和需求侧多样化资源的大规模接入为特征，电力安全保供面临着系统结构转型和气候风险事件频发的双重压力。从201820202022年的四川高温干旱严重电力电量双缺，气候风险引发的电力安全事态不断升级，电2022年，生态环境部等17部门联合印发了《国家适应气候变化战略20352035（NRDC）联合北京绿源碳和科技有限公司开展了气候风险下电力系统保供能力提升路径与机制的研究。本报告将电力安全面临的气候风险界定为，在某地区出现的历史上较为罕见、发生概率逐渐上升、引发电力供需严重失衡的高温、极寒、暴雨、干旱等极端天气状况。此类气候风险通常会导致长时间无风、无光、无水、高负荷等非常规情况，而对电力系统造成物理性不可逆损害、短时难以恢复的灾害性气候风险不在本课题的研究范畴内。 |02||032025 |04||0512202030%2 ||07范围较大：在正常和大风状况下，风电出力的峰谷差可以达到额定功率的60%；当出现小风状况时，风电出力会降至额定功率的20年7月，受副热带高压带来多日高温无风影响，东北地区风力发电出力不足装机容量的34a影响光伏发电出力，积雪时光伏出力水平还会进一步下降。光伏机组受温度影响的出力曲4b下降；一般的低温条件对光伏出力影响较低，但可能伴随着的大风和暴雪会影响光伏组件力。例如，2022620224电站遭受极端天气暴雪而发生垮塌。 4重，影响水电发电出力、设施安全及供电保证率。如2022年夏季四川地区出现持续性极11（无风（无风 |08||09（无风（无风（无风（为基础，选取西北区域的极寒天气和南方地区的高温天气，同时考虑风速和云雨情况的程度差异，设定风险冲击力度不同的气候场景，评估电力系统各类资源受气候风险的影响程度，而作为对比参照的常规情景则是地区的气温、风速和云雨情况均表现为同时期的正常水平。青海省是以水风光等可再生能源为主、以火电作为主要灵活性调节电源的西部电力送出省份；其位处低纬度高海拔地区，在冬季易出现极寒天气。以青海省为例，可以直观体现高比例可再生能源电力系统在以极寒为核心特征的气候场景下面临的保供挑战。2025（2），选取青海省冬季最大负荷日所在月进行“源荷”场景生成（14），对比常规情景和极寒气候情景下可再生能源出力与负荷变化。青海省为清洁电力外送大省，肩负华北和华中地区电力输送任务，通过电 |PAGE10||PAGE2322025202520253℃以上，月内5-14（见表1）和极寒天气事件特征，对极寒天气进行时序日度模拟（3），以评估电力系统应对不318293104115126137141690.15757.1323715135（5a）。260079.3537.6%（5b）。14.3%）、最小出力不变。极寒天气将推高用电负荷。用电负荷随气温出现波动变化，本地最大负荷激增至137014%，3560（5c）。

52025100极寒天气激化电力系统供需矛盾。一般工商业和居民的空调供热负荷增长，较常规情景下增长150%~200%512-1872.8%17%，抽水蓄能和新型储能在连续低（电力供需严重失衡时采取的紧急停电措施147541.5%。少部分时段系统灵活性不足导致负荷缺口，新能源出力波动较大且火电和水电调节能力受限，用电负荷激增时电力系统向上调节能力不足，导致较大规820-22353-62025150-350（5%-10%），可以在需求响应的350-560（10%-15%）2）的560-930（15%-20%）3）的当失负荷规模在930-1500万千瓦（占最大负荷20%-25%），在措施4） | |77||PAGE15 |PAGE16广东省是以火电为主、水核风光多元发展的东部电力受端省份，也是最大负荷居全可以直观体现以传统火电为主、最大负荷极高的电力系统在以极高温为核心特征的气候场景下面临的保供挑战。本报告基于广东省电力规划结果（4），选取广东省夏季最大负荷日所在月进行420252025（送端2025🗎38℃及以上，33~35℃3~14本报告结合气候风险典型案例（1）和极高温天气事件特征，对广东省极高温天气进5。5182931041151261371414228362450.6%（8a）极高温天气影响光伏发电出力。长时间高温状况下，光伏组件功率输出呈现出负温18048715%（见图8b）。13.4%）248极高温天气推高用电负荷。持续高温使得一般工商业和居民用电负荷增长80%，本地22916下降的可能性，跨省输电通道传输电力减少（由2600万千瓦降至2270万千瓦，降幅达12.7%），2064648.5%（8c）。

82025业和居民负荷增长80%，导致本地用电负荷激增至22916万千瓦，而可再生能源出力和外4112621占11.6%（9）。当温度升高到一定程度时，开始出现尖峰失负荷；但周末的整体负荷需求会降低，即使在高温情况下，用电需求也能得到满足。广东省夜间缺电状况有所缓解，在新型储能和抽水519-3526水电发电能力下降（可能性）330-92025368-600（3%-5%）1）的基础上600-1200（5%-10%）2）的基础1200-2600（10%-20%）3）的基础5%时被优先调用。 | |1010||PAGE21 |PAGE22新型电力系统适应气候风险的关键基础是统筹“源网荷储”多环节资源，发挥各自长处、补足相应短板、形成气候场景保供合力，兼顾低碳减排和安全保供需求，探索符合新型电力系统发展理念的气候风险适应性转型路径，经济合理地调动电力系统供需两侧资源的保供能力，在社会经济可承受范围内解决时段性、区域性的供需失衡问题。重视多类型调节资源的组合发展，通过灵活火电、储能、虚拟电厂等的协同部署，低成本、高效率地提升新型电力系统保供能力。加快建设分钟级快速响应资源、小时级深度可控资源和长时级备用供应资源三个服务时长区间等级的保供调节资源架构。气候风险冲击下，保障电力安全的分钟级快速响应可以由抽水蓄能、电化学储能、自动发电控制GC）机组等来满足，小时级深度可控的响应资源包括灵活火电、可调节水电、光（如大工业用户停产限产等，而长时的应急备用资源的可选项主要有备用火电、氢气储能、跨区电力（从未受极端天气影响的地区输送的电力）等。100在经济水平欠发达、电价敏感度高、外送电力规模较大的西部地区，需求侧保供响应是应对温度异常天气的短时尖峰化用电负荷的主要措施，可以通过补偿方式调动非连续性缓解电力平衡压力，且避免了依靠建设应急电源产生不合理的极高边际调节成本（常规场景下本地资源容量已经冗余）。在经济发展水平较高、电价承受能力高、作为电力受端的东部地区，短时的季节性尖峰用电负荷是以市场或分时电价引导的需求响应做为首要应对措施，而后是补偿性的需求负荷缺口较大时，要紧急启动应急电源、争取外来电力援助，并调用重工业生产用电、普通生产用电、景观服务用电等常备分级可切负荷资源。无论是西部还是东部地区，“十四五”期间都需要强化需求侧资源管理，充分发挥峰谷分时电价、需求响应市场化报价等手段的作用，引导用电负荷习惯的时段性偏移，使得期间，制定气候风险负荷分级减载标准，根据划分可调节负荷等级，培养电力用户节电能完善跨区电力市场机制是激活区域互联互通积极性的关键。跨区交易要以中长期市场为主、现货市场为辅、辅助服务与容量市场为补充，中长期与现货交易需要灵活衔接，发现合理的电能量价格，结合辅助服务机制释放灵活调节服务的引导信号，提升区域间电力供应安全的短期互济保障能力，而区域容量机制可以将短期电力交易扩展到长期电力资源（共享在西部地区，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地仍将是新能源开发的主要形式，需完善配套清洁高效煤电和特高压输变电线路建设，提升新能源外送消纳能力，在东部南部沿海地区，推进海上新能源和分布式电源发展，实现“发电于民”、“藏电于民”，以提高负荷侧自身发用电韧性的方式，形成点状支撑网络来提升电力可靠供应塑造双赢格局。新型电力系统安全保供市场机制设计要以电能量市场为基础，逐步完善辅助服务市等内容，从短期平衡、长期充裕度、保供压力削减、应急资源调度四个方面，以经济可行的方式提升电力系统在气候风险场景下的快速响应、容量备用、分级切负荷、外来支援电力等保供能力。202112和《电力辅助服务管理办法》，规定新增的稳定切机服务、稳定切负荷服务属于事故应急及恢复服务产品范畴，着重针对因极端天气等因素引发的事故性安全服务，为气候敏感性高的新型电力系统的保供需求前瞻性地探索发电侧、需求侧可行的措施，应对类似英国“2019·8·9”大停电事故、20219在辅助服务价格机制方面，产品定价要基于电力资源本身的技术性成本和市场性溢电量补偿成本和机会成本三部分，资源补偿成本要能够帮助机组收回灵活性改造投入的负荷的10%时可采取应急的资源调度和负荷管理，电力缺口规模达到10%~25%要调动大规模可中断负荷响应，在极度严重的电力缺口25%~40%情况下要果断采取紧急的切负7月17月17月67月1177月7月267月2116--12其次，需求侧分级响应价格补偿标准可以按照负荷类型、资源成本和切负荷边际损失来设定，例如，常规的负荷响应通过市场实时电价来引导；应急负荷管理定价可以综合考虑发电资源调度成本（如高峰时段外来电力价格、应急电源供电成本）、负荷响应的类型及效果、电力缺口规模和地区经济水平，补偿价的设定标准为：补偿价格下限参考现货市场出清最高价（1.5/），上限为应急备用煤电机组最直观的影响是响应企业的经济产出受到影响，要综合考虑不同响应企业产出增加值的差异、事后的经济损失以及新建保供（煤电）机组的成本，并作为是否新建保供机组的判断依据。综上，我国的电力市场保供体系的特征是围绕价格展开的“双层四极”架构，其中，保供资源方面的短板，发挥市场价格工具和兜底保供电价在气候风险冲击下的资源引导作用。40%10%以上。利用高精度的信息预警评估电力系统的气候风险等级，提前发布风险预警信息；开展例如电源、电网、储能等适应性资源的应急响应调度和用户负荷的分级响应与减载安排；强化电网数字化建设，搭建源网荷储资源的风险监测中心平台，提高防灾减灾、应急指挥和处置能力。电力受端省份要加速存量火电机组的灵活性改造，加大需求响应资源的激励力度；鼓适度超前部署复合型储能资源、综合能源系统等具备调节能力的电力单元，综合提升能源电力的保供韧性；利用跨区错峰用电的时空互济和非风险区域的备用电力临时支援优势，各省要在多次的季节性保供工作中