观察丨高温之下 电力如何“迎峰度夏”?
观察丨高温之下电力如何“迎峰度夏”?,近年来,气温对用电的影响越来
2023-07-28北极星智能电网在线讯:近年来,气温对用电的影响越来越突出,我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显,部分省份夏季降温负荷占最高用电负荷比重达到40%~50%。当前,高温热浪正席卷我国,今夏以来的全国平均高温(日最高温≥35摄氏度)日数跟往年同期相比偏多1.4天。华北、华东、华中、华南、西南等地高温日数累计达5~15天,广西西部、云南东部、新疆中部已达15天以上。高温之下,电力如何“迎峰度夏”?
(资料图)
现状分析
气温、经济双回暖,全行业用电需求增长。国家能源局数据显示,6月全社会用电量为7751亿千瓦时,同比增长3.9%。工业、制造业、居民生活用电同比增长2.2%~3.6%不等。25个省份全社会用电量实现正增长,包括北京、广东、内蒙古在内的7个省份增速超过10%。入夏以来,北京电网负荷逐步增长,较去年同期增长约30%;6月24日,华北电网最大用电负荷达2.82亿千瓦,创今年入夏以来负荷新高,较去年同期增长5.3%;7月10日,南方电网最高电力负荷达2.26亿千瓦,创历史新高,比去年最高负荷增加300万千瓦。
电力供应总体有保障,重点发电机组出力不均。国家统计局数据显示,6月全国火力绝对发电量为5228亿千瓦时,同比增长14.2%。全国燃煤电厂煤炭库存1.2亿吨,同比增长2444万吨。全国水力绝对发电量同比下降33.9%,水电大省(四川、云南、贵州三地)5月水电发电量同比降幅分别为24.4%、41.9%和62.6%。风力、太阳能发电量分别同比下降1.8%、增长8.8%。整体看,煤电机组发挥支撑作用,承担电力供应基本盘,水电机组出力不足,发电量显著减少,可再生能源发电机组充分发挥补充作用。
迎峰度夏“尖峰”时刻,能源央企多措并举。随着迎峰度夏进入“尖峰”时刻,能源企业如何有效应对持续增加的用电需求?发电企业开足马力增加供应,应发尽发、多发满发;电网企业加强调度、加大电网投资力度和重大工程建设。上半年,全国主要发电企业电源工程完成投资3319亿元,同比增长53.8%,全国电网工程投资同比增长7.8%。迎峰度夏期间,国家电网有限公司全力推进239项重点电网工程,深挖特高压直流等跨区跨省通道送电潜力。国网四川省电力公司新建输电线路1207千米、新增变电容量1333万千伏安,与五省区达成高峰时段日内峰谷互济合作协议,一定程度上缓解高峰时段供电压力。国网北京市电力公司加强电网运行监控,按照制定的168项电网方式调整措施,实时优化电网运行方式。
煤炭、石油石化央企增加煤、气等储备,着力提高电煤和天然气供应能力。以中国海油为例,作为海南省清洁能源供应排头兵,承担着全岛90%以上的天然气供应。今年入夏以来,中海石油气电有限责任公司海南分公司充分发挥全产业链协同优势,灵活应对迎峰度夏保供工作,协调海上气田加大生产力度的同时加紧LNG(液化天然气)资源协调,5月上旬提前完成原本月底才能抵港的满载6.77万吨LNG运输船靠泊卸载。至此,中海石油气电有限责任公司在海南LNG保税罐库存近9万吨,为当地迎峰度夏添足“底气”。
形势预测
电力消费预测。宏观经济、外贸出口和气候是影响电力消费的主要因素。随着工业生产恢复至常态化水平、外贸投资缓中走稳,加之罕见的高温天气,预计2023年下半年我国经济有望总体回升,随之也将带旺电力消费。根据2022年全年电力消费趋势预测,2023年全国全社会用电量可能将超过9万亿千瓦时,比2022年增长6%左右。结合2023年1~6月用电量趋势和持续高温预警,预测8月用电量将持续增加,再创历史新高。
电力供应预测。今年以来,在碳达峰碳中和目标统筹下,电力系统持续推进绿色低碳转型,大力发展风电光伏基地建设、重大水电项目和抽水蓄能建设等,可再生能源装机规模持续增长。按此趋势,预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。据中国电力企业联合会预测,2023年底全国发电装机容量将超过28亿千瓦,其中非化石能源发电装机比重超过50%。分类型看,太阳能发电及风电装机规模将同比增长15%~25%,水电装机规模同比增幅2.4%,核电和生物质装机规模平均增长5%左右。煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源,随着可再生能源的快速发展,火电占比将进一步下降。
电力供需形势分析。受极端天气、工业、经济及城乡居民生活质量提高等多种因素交织叠加影响,给电力供需形势带来诸多不确定性。综合考虑新投产装机容量、跨省跨区电力交换、备用电力等因素,结合2022年电力供需关系变化规律,预计今年迎峰度夏期间,全国电力供需总体呈紧平衡状态。南方、华东、华中等地区电力供需形势偏紧,用电高峰时段可能存在电力缺口;而东北、华北、西北等区域电力供需基本平衡。
具体来看,煤电作为我国发电支柱性能源,整体将呈现供需平衡的态势。随着近期电煤价格逐渐回归合理区间,再加上国内产量的提高、进口零关税政策的延续及中澳关系的改善等原因,煤炭库存将维持高位,预计今年煤炭市场供需将保持基本平衡。但考虑到经济修复力度和节奏的不确定性、气候尚难判断等因素,加之煤电建设积极性仍存在不足,部分新增规划煤电项目尚未落实,电力保障基础仍不牢固。
作为能源转型最佳“过渡能源”,天然气发电投资处于加速增长时期。受国家政策扶持,我国气电装机规模第一大省——广东省在“十四五”期间规划的新增气电装机容量高达3600万千瓦。但考虑到我国资源基础薄弱,气价偏高、气源供应不稳定、燃气轮机等核心技术尚未完全掌握等因素,气电作为调峰发电的主力,灵活性调节作用还有待进一步加强。
随着可再生能源装机规模的持续增长,其在迎峰度夏保障能源供应中发挥的作用也日益明显。截至6月底,全国可再生能源发电装机容量达13.1亿千瓦,占近一半席位。其中,水电表现欠佳,眼下长江流域虽已全面进入主汛期,但水电发电量情况并没有好转,反而同比降幅持续扩大。相反,太阳能、风力发电表现出色,预计发电装机规模有望达9.2亿千瓦,将成为稳住今夏能源供应“大盘”的主力军。但整体来说,新能源发电主要“靠天吃饭”,且新增电源投产速度远低于用电需求增速,其电力供需仍存在较大的不确定性。
工作建议
供给方面。一是全力保障煤炭稳定供应,发挥好煤电兜底保供作用。继续加大优质产能释放力度,加快推进2023年电煤中长期合同签订工作及新核增产能各环节相关手续办理,同时加大对电煤市场的价格监管,科学设置燃料成本与煤电基准价联动机制,放宽煤电中长期交易价格浮动范围,及时反映和疏导燃料成本变化。二是持续优化调整电力供应结构,发挥煤电与气电、可再生能源发电的特性互补优势,实现绿色低碳、安全高效的电力供给。特别是要加强风电、太阳能等新能源发电的统筹规划,在国家层面明确分省新能源规划目标,引导各地合理优化装机规模、布局和时序,实现各专项规划、国家和各省规划间横向协同、上下衔接。协调推进新能源开发与配套网源建设,确保新能源能并能发,保障大规模新能源消纳,实现大范围资源优化配置。
需求方面。为有效降低高峰电力需求,缓解电力供应缺口,建议加大电力需求侧管理,合理引导电力消费,通过错峰避峰用电、自建储能等措施全力保障生产。从多方面挖掘需求侧响应潜力,推动“源随荷动”向“源荷互动”转变。探索建立利益联结机制和补偿长效机制,通过响应补偿的方式鼓励用电侧主动降低负荷并以替代强制限电,运用市场化机制充分调动需求侧资源参与削峰填谷、调节电力供需。
(作者系中海油研究总院规划研究院院长)
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