加快抽水蓄能及储能电站建设源荷协调控制电力尖峰.doc

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1、加快抽水蓄能及储能电站建设源荷协调控制电力尖峰充分挖掘系统调节能力。根据不同地区调节能力需求，有序推进火电灵活性改造；推动大规模储能产业发展，加快抽水蓄能及储能电站建设，多种手段促进和引导储能产业自主创新，降低大规模储能应用成本。随着夏季用电高峰期的来临，用电尖峰负荷问题再次成为人们关注的焦点。我国电力系统削峰潜力较大，且效益可观。建议统筹协调源荷资源，从电源侧与负荷侧同时发力，配套合适的市场政策机制，增强电力系统平衡能力，多措并举控制尖峰负荷，推动电力工业效率变革。随着我国经济社会从高速增长向高质量增长转型，用电结构持续优化调整，三产及居民生活用电比重不断上升，负荷尖峰化特征愈发明显。传统电

2、力规划以最大负荷确定电源电网建设规模，存在发电和输变电设备利用小时偏低、投资低效、产能浪费、推高全社会用电成本等问题，已不能完全适应新时代电力高质量发展的要求。国内外研究及实践经验表明，通过采取一系列源、荷资源协调控制措施，可以有效改善负荷特性，削减尖峰负荷规模，延缓电源电网投资，以较小代价满足用电需求，此外还能带来节能减排等其他额外社会效益。因此，科学合理控制尖峰负荷规模是未来电力高质量发展的重点方向。电力尖峰负荷波动明显总体来讲，尖峰负荷具有以下几大特征：一是规模持续增加。2016-2019年南方五省（区）尖峰负荷规模随着用电需求增长而快速增长，3%尖峰负荷规模由497万千瓦上升至615万

3、千瓦，5%尖峰负荷规模由828万千瓦上升至1025万千瓦。二是累计持续时间短。受各产业用电特性以及高温、严寒等天气影响，用电负荷特性存在明显的波动性，易出现短时间的负荷尖峰。除个别特殊年份外（如2018年夏天因天气凉爽而尖峰负荷持续时间较长），南方五省（区）3%尖峰负荷持续时间一般不超过30小时，5%尖峰负荷持续时间一般不超过100小时。三是电量少。受尖峰负荷持续时间较短影响，尖峰负荷对应的用电量一般较少，占总电量的比重较低。如，2016-2019年南方电网3%尖峰负荷电量占比大多不超万分之七，5%尖峰负荷电量占比一般不超过千分之四。四是单次持续时间短、出现频次低。2016-2019年，南方五

4、省（区）5%尖峰负荷单次持续时间最长为3-6小时，全年出现频次10-40次；3%尖峰负荷单次持续时间最长为2-6小时，全年出现频次6-25次。五是分布时段与年负荷特性基本一致。南方五省（区）地理位置和气候各异，尖峰负荷分布时段各有特点。其中，广东、海南夏季降温负荷占比较高，尖峰负荷出现时间多分布在6-8月份；广西夏季降温负荷和冬季采暖负荷占比均较高，年负荷曲线呈现出夏冬双高峰特性，且冬季略高，3%尖峰负荷多出现在冬季；云南、贵州以冬季采暖负荷为主，尖峰负荷多分布于11-12月份。三大因素影响尖峰负荷首先，产业结构是尖峰负荷的长期影响因素。不同产业用电负荷特性差异较大，工业用电负荷相对稳定，而商

5、业用电、居民用电波动较大，更易受生产生活、气温气候等因素影响。相比于第二产业，第三产业负荷更容易出现尖峰时段。因此，尖峰负荷与产业用电结构关系密切。近十年来，随着二产用电占比下降、第三产业和居民用电占比逐渐提升，南方五省（区）负荷特性相应改变，日负荷率和日最小负荷率均有所下降。除个别年份受气温影响出现较大波动外，南方五省（区）尖峰负荷持续时间，因用电结构调整呈下降趋势。其次，气温变化是尖峰负荷的短期影响因素。降温负荷和采暖负荷均为季节性负荷，降温负荷通常出现在夏季，而采暖负荷则出现在冬季。随着人民生活水平的提高，用电消费习惯改变，降温及采暖季负荷不断增长，而气温高低又与尖峰负荷密切相关，尖峰负

6、荷也相应呈现出持续时间短、气温敏感的特点。南方五省区气候相差较大，广东、海南夏季天气炎热，全年尖峰负荷以降温负荷为主。部分省份尖峰负荷以采暖负荷为主，典型代表如贵州、云南。再次，电价政策以峰谷电价差来抑制高峰负荷增长，提高负荷率。如2015年江苏实施季节性“尖峰电价”，在夏季7月、8月两个月的上午10：0011：00和下午14：0015：00，对大工业用户在峰谷电价基础上，每度电再加价0.1元。实施尖峰电价政策后，江苏尖峰负荷累计持续时间明显提升，负荷尖峰在一定程度上被“削减”和“拉平”，年最大负荷由5860千瓦减少为5720万千瓦，5%尖峰负荷最大负荷的尖峰持续时间由20小时增加至57小时。

7、需要说明的是，电价政策的影响相对复杂，且受经济发展水平、全社会物价指数、各类用户对电价的承受能力等影响，同样的电价政策在不同地区影响不尽相同。综合来看，我国电力削峰潜力较大。未来随着我国第三产业和居民生活用电比例的提升，电力系统峰谷差将逐渐加大，尖峰负荷持续时间短、频次低、电量少的特征将更加明显，削峰潜力较大。以南方五省（区）为例，预计2025年3%尖峰负荷规模将达到880万千瓦，持续时间在30小时以下；2035年3%尖峰负荷规模将达到1100万千瓦，持续时间在20小时以下。除云南受大力发展绿色高载能产业影响，尖峰负荷累计持续时间呈小幅上升趋势以外，广东、广西、贵州、海南四省（区）尖峰负荷累计

8、持续时间预计将呈下降趋势。同时，削峰效益可观。在安全效益方面，能够有效抑制尖峰负荷对电网的冲击，防止出现过载停电风险，提高电网运行安全可靠性；经济效益方面，除提高设备利用效率、降低系统运行成本等直接效益外，还能够延缓电源电网建设投资，以2025年广东电网为例，若减少3%尖峰负荷，可延缓电源及配套电网投资约170亿元；节能环保效益方面，控制尖峰负荷可降低煤电机组调峰深度，提高发电效率，从而减少煤炭消耗、温室气体及污染物排放量；此外，对于新能源消纳困难地区，控制尖峰负荷还能因改善系统调峰特性而降低弃风、弃光电量，促进新能源消纳利用。统筹协调控制尖峰负荷为有效控制尖峰负荷，应统筹协调源、荷资源，从电

9、源侧与负荷侧同时发力，配套合适的市场政策机制，增强电力系统平衡能力，有序减少电源电网投资。一是科学统筹电源建设和需求侧管理。适度超前安排电源建设，积极实施电力需求侧管理，既避免电源发展过度超前造成投资浪费，又避免过于依赖需求侧管理而导致电源发展滞后，影响电力供给。二是充分挖掘系统调节能力。根据不同地区调节能力需求，有序推进火电灵活性改造；推动大规模储能产业发展，加快抽水蓄能及储能电站建设，多种手段促进和引导储能产业自主创新，降低大规模储能应用成本；布局建设一批调峰燃气电站，切实发挥调峰气电的调峰能力，避免热电联产电站无序发展。三是加强需求侧管理。目前针对负荷特性的分析都是基于统调负荷，缺乏全社

10、会最大负荷实时监测统计手段，应尽快实现全社会最大负荷实时监测统计，为精准判断合理的尖峰负荷控制规模提供依据。推广应用精准切负荷控制，推动电动汽车参与调峰，提高需求侧响应能力，尽快实现电力需求侧机动调峰能力达到最大负荷3%以上，负荷控制能力达到最大用电负荷的10%以上。四是健全完善市场政策机制。逐步扩大峰谷分时电价执行范围，力争覆盖大工业、一般工商业、居民用户，个别地区可逐步开展尖峰电价、实时电价试点；扩大电力需求侧响应试点范围，建立需求侧响应长效激励机制，进一步调动电力用户参与积极性，按照“工业用户-大型商业用户-居民用户”的推广顺序，加快制定电力需求侧响应实施办法，逐步将响应措施从临时性、紧急性的举措转变为常态化、市场化的手段；探索建立发电企业和用户参与的辅助服务分担共享机制，进一步完善电力辅助服务补偿机制。五是继续宣传引导节约用电。继续引导用户积极主动调整生产运行方式；大力发展智能家电、节能家电等低耗能产品、节能设备，鼓励推进用户能源合同管理；加快淘汰高耗能的落后产品、设备和工艺，严格限制高耗能产业的盲目发展；提升电力用户节能意识。4