中國電力供應(yīng)安全的經(jīng)濟(jì)分析與保障路徑研究

1、目錄 HYPERLINK l _bookmark0 電力供需現(xiàn)狀分析 1 HYPERLINK l _bookmark1 全國電力供需形勢 1 HYPERLINK l _bookmark2 區(qū)域電網(wǎng)電力供需 4 HYPERLINK l _bookmark3 “十四五”電力供應(yīng)安全保障的總體思路 6 HYPERLINK l _bookmark4 建立綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃體系 6 HYPERLINK l _bookmark5 平衡好電力安全與經(jīng)濟(jì)代價 6 HYPERLINK l _bookmark6 平衡好電力安全與長期電力轉(zhuǎn)型關(guān)系 7 HYPERLINK l _bookmark7 電力資源充裕度技術(shù)經(jīng)

2、濟(jì)比較 8 HYPERLINK l _bookmark8 資源充裕度理論 8 HYPERLINK l _bookmark9 電力供應(yīng)資源 10 HYPERLINK l _bookmark10 山東省案例 14 HYPERLINK l _bookmark11 山東省電力基本情況 14 HYPERLINK l _bookmark12 山東省電源優(yōu)化方案 15 HYPERLINK l _bookmark13 電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化結(jié)果 15 HYPERLINK l _bookmark14 電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化措施 25 HYPERLINK l _bookmark15 討論與分析 26 HYPERLINK l

3、_bookmark16 不同電力供應(yīng)保障方案的經(jīng)濟(jì)分析 29 HYPERLINK l _bookmark17 結(jié)論與政策建議 30 HYPERLINK l _bookmark18 研究結(jié)論 30 HYPERLINK l _bookmark19 政策建議 31 HYPERLINK l _bookmark20 附錄 I 綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃 33 HYPERLINK l _bookmark21 附錄 II Screening Curve 模型 34 HYPERLINK l _bookmark22 附錄 III 山東省電力資源情況 37 HYPERLINK l _bookmark23 附錄 IV 山東省

4、煤電應(yīng)急調(diào)峰儲備電源名單 40電力供需現(xiàn)狀分析全國電力供需形勢2019 年，中國全社會用電量 7.23 萬億千瓦時，比上年增長 4.5%，如圖 1-1 所示，用電需求增速較 2018 年有所下滑，回歸增長常態(tài)，符合用電需求波動增長趨勢。分行業(yè)用電需求看，2019 年一產(chǎn)、二產(chǎn)、三產(chǎn)和城鄉(xiāng)居民用電量較 2018 年分別增長 4.5%、3.1%、9.5%和 5.7%，三產(chǎn)和城鄉(xiāng)居民用電在全國電量消費中分別占比 17%和 14%，分別拉動全社會用電量增長 1.5 和 0.8 個百分點，對全社會用電量增長的貢獻(xiàn)率合計達(dá)到 51%；分區(qū)域用電需求看，2019 年，東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量較 2

5、018 年分別增長 3.6%、4.5%、 6.2%、3.7%，占全國比重分別為 47.2%、18.7%、28.3%、5.8%，全國共有 28 個省份用電量實現(xiàn)正增長，西部地區(qū)用電量增速領(lǐng)先 1。800007000060000億千瓦時50000400003000020000100000全社會用電量增速18%16%14%12%10%8%6%4%2%0%表 1-1 中國用電需求增長情況中國用電需求結(jié)構(gòu)中三產(chǎn)和居民消費比重不斷增加，二者的時段性需求模式會使得電力 負(fù)荷特性惡化，主要表現(xiàn)為用電峰谷差拉大、尖峰負(fù)荷拔高且短暫、平均負(fù)荷率降低，進(jìn)入 用電負(fù)荷“新常態(tài)”階段。隨著中國經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)性改革、新舊動能轉(zhuǎn)

6、換及城鎮(zhèn)化電氣化發(fā)展等 現(xiàn)代化進(jìn)程不斷推進(jìn)，負(fù)荷特性將持續(xù)惡化，尤其是以非常規(guī)的空調(diào)電器為代表的溫控負(fù)荷 快速增加（2019 年夏季，北京和山東的空調(diào)負(fù)荷占電網(wǎng)最大負(fù)荷的比重分別達(dá)到45%和31%），全年最大負(fù)荷 95%以上的尖峰持續(xù)時間普遍低于 24 小時2，對電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力提出巨大 挑戰(zhàn)。有別于過去用電負(fù)荷的整體基數(shù)式增長模式（即用電負(fù)荷曲線的峰、平、谷段均增長）， 新時期的用電負(fù)荷增長模式主要是峰值拉伸式（即尖峰負(fù)荷顯著提升，而基荷和腰荷則增長 緩慢）。用電負(fù)荷增長模式的不同決定了滿足負(fù)荷增長的電力供應(yīng)擴(kuò)容方式不同，在應(yīng)對電 力普遍短缺的基態(tài)局面時，新增電源裝機(jī)是最為直接有效的解決辦

7、法，而在負(fù)荷增長“新常1 中電聯(lián). 2019-2020 年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告R. 2020.012 國網(wǎng)能源研究院. “十四五”電力規(guī)劃要解決三大問題EB/OL. 2020.05.06. HYPERLINK /html/sgeri/col1080000037/2019-12/11/20191211101032024826397_1.html /html/sgeri/col1080000037/2019-12/11/20191211101032024826397_1.html態(tài)”下，應(yīng)從綜合資源規(guī)劃角度著手優(yōu)化電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)來滿足尖峰負(fù)荷。電力供應(yīng)能力方面，中國電力供應(yīng)能力持續(xù)增強，結(jié)

8、構(gòu)進(jìn)一步優(yōu)化。2019 年底，全國全口徑發(fā)電裝機(jī)容量 20.1 億千瓦、同比增長 5.8%。分類型看，水電 3.6 億千瓦、核電 4874 萬千瓦、并網(wǎng)風(fēng)電 2.1 億千瓦、并網(wǎng)光伏發(fā)電 2.0 億千瓦、火電 11.9 億千瓦（其中煤電裝機(jī) 10.4億千瓦、氣電 9022 萬千瓦）3，如圖 1-2 所示。非化石能源發(fā)電裝機(jī)比重達(dá)到 41.9%，比上年底提高 1.1 個百分點，發(fā)電裝機(jī)結(jié)構(gòu)進(jìn)一步優(yōu)化。新增裝機(jī)方面，2019 年，全國新增發(fā)電裝機(jī)容量 10173 萬千瓦，其中新增煤電裝機(jī)容量 2989 萬千瓦，較 2018 年少投產(chǎn) 67 萬千瓦，新增非化石能源發(fā)電裝機(jī)容量 6389 萬千瓦，占新

9、增發(fā)電裝機(jī)總?cè)萘康?62.8%，成為新增電源主力（如圖 1-3 所示）1?！笆濉逼陂g，火電（煤電加氣電）是新增電源主力，占五年內(nèi)全部新增電源裝機(jī)的 51%，其中累計新增煤電裝機(jī)高達(dá) 2.3 億千瓦；而“十三五”期間，以風(fēng)電、光伏為代表的新能源電源取代煤電成為新增裝機(jī)的主角，占 2016-2019 年間全部新增電源裝機(jī)的 52.7%4。從新增電源裝機(jī)的變化情況來看，中國在保證每年電源建設(shè)規(guī)模的同時，也在加快清潔低碳轉(zhuǎn)型步伐；煤電新增規(guī)模的下降是煤電產(chǎn)能過剩后供給側(cè)改革成效的體現(xiàn)，也是電力低碳轉(zhuǎn)型的必然要求。250000200000萬千瓦1500001000005000002011201220

10、13201420152016201720182019煤電氣電水電核電風(fēng)電光伏其他圖 1-2 中國電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)3 中電聯(lián). 2019 年全國電力工業(yè)統(tǒng)計快報R. 2020.014 中電聯(lián). 2011-2019 全國電力工業(yè)統(tǒng)計快報R.140001200010000萬千瓦80006000400020000201120122013201420152016201720182019煤電氣電水電核電風(fēng)電光伏圖 1-3 中國新增電源情況電力生產(chǎn)能力方面，中國電力延續(xù)綠色低碳發(fā)展趨勢，非化石能源發(fā)電量保持較快增長。2019 年，全國全口徑發(fā)電量為 7.33 萬億千瓦時，比上年增長 4.7%，如圖 1-4 所示

11、；發(fā)電設(shè)備平均利用小時 3825 小時，比上年降低 54 小時，主要是由于新能源發(fā)電比重提升且電源裝機(jī)總量過剩，拉低了總體的利用小時數(shù)水平 3。全國非化石能源發(fā)電量 2.39 萬億千瓦時，比上年增長 10.4%，占全國發(fā)電量的比重為 32.6%，比上年提高 1.7 個百分點，其中，水電、核電、并網(wǎng)風(fēng)電和并網(wǎng)太陽能發(fā)電量分別比上年增長 5.7%、18.2%、10.9%和 26.5%。全國全口徑火電發(fā)電量 5.05 萬億千瓦時，比上年增長 2.4%；其中，煤電發(fā)電量 4.56 萬億千瓦時，比上年增長 1.7%3。2019 年較 2018 年新增的發(fā)電量中，水電、核電、風(fēng)電、光伏和煤電的貢獻(xiàn)率分別為

12、 20.8%、16.4%、12.0%、14.0%和 23.3%，可以看出，非化石能源發(fā)電已經(jīng)成為新增發(fā)電量的貢獻(xiàn)主體，電力清潔低碳化進(jìn)一步提升。800007000060000億千瓦時50000400003000020000100000201120122013201420152016201720182019煤電氣電水電核電風(fēng)電光伏其他圖 1-4 中國發(fā)電量增長及結(jié)構(gòu)進(jìn)入 2020 年后，新冠疫情對中國經(jīng)濟(jì)社會運行影響極大，短期經(jīng)濟(jì)發(fā)展停滯，隨著各行業(yè)復(fù)工，對電力行業(yè)的影響減退，但國內(nèi)外研究機(jī)構(gòu)普遍認(rèn)為中國 2020 年電力需求增速將有所下降。疫情對電力需求的影響，短期來看，二產(chǎn)和三產(chǎn)用電量普遍下

13、降，城鄉(xiāng)居民生活用電上升，其中，1-3 月份全國用電量累計 15698 億千瓦時，一、二、三產(chǎn)和居民用電增速（同比）分別為 4%、-8.8%、-8.3%和 3.5%。各行業(yè)累計用電量增速中，信息傳輸、軟件和信息技術(shù)服務(wù)業(yè)最高，住宿和餐飲業(yè)最低5。國家統(tǒng)計局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，1-3 月份中國發(fā)電量 15822 億千瓦時，同比下降 6.8%；其中，3 月份火電、水電增速同比下降 7.5%、5.9%，但降幅收窄（分別比 1-2 月份收窄 1.4 和 6.0 個百分點）；核電、風(fēng)電和光伏的發(fā)電量分別增長 6.9%、18.1%和 8.6%5。疫情沖擊全球經(jīng)濟(jì)，盡管中國復(fù)產(chǎn)復(fù)工進(jìn)展順利，但國內(nèi)需求和對外出口的不景

14、氣直接導(dǎo)致電力需求下降。對外出口受阻導(dǎo)致制造業(yè)產(chǎn)能下滑，會拉低基礎(chǔ)用電負(fù)荷水平，而“新基建”有一定滯后性且規(guī)模有限，難以快速拉動電力需求；服務(wù)業(yè)用電需求回暖、數(shù)字經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展和城鄉(xiāng)居民用電量穩(wěn)步增長會繼續(xù)拉高用電峰荷。因而，中國大概率會出現(xiàn)用電負(fù)荷“谷段下沉、峰段升高”此消彼長的情況，導(dǎo)致負(fù)荷峰谷差進(jìn)一步拉大。區(qū)域電網(wǎng)電力供需2018 年，全社會用電增速回升，全國電力供需形勢從總體寬松轉(zhuǎn)為總體平衡、局部過剩；2019 年，全國電力供需總體平衡、局部地區(qū)高峰時段電力供應(yīng)偏緊。具體來看，2018年東北和西北區(qū)域電力供應(yīng)能力富余，華北、華東、華中和南方區(qū)域電力供需總體平衡，部分地區(qū)受年初大范圍雨雪天

15、氣、夏季持續(xù)高溫天氣、部分時段燃料供應(yīng)偏緊等因素影響，局部時段電力供需平衡偏緊、采取有序用電措施，其中，華北、華中和西南電網(wǎng)電力最大缺口分別為 600 萬千瓦、500 萬千瓦和 230 萬千瓦，部分省份電力供需情況如表 1-1 所示；2019年東北、西北區(qū)域電力供應(yīng)能力富余，華北、華東、華中、南方區(qū)域電力供需總體平衡，其中，蒙西、冀北、遼寧、浙江、江西、湖北、海南等省級電網(wǎng)在部分時段采取了有序用電措施，蒙西電網(wǎng)從前幾年的電力供應(yīng)能力富余轉(zhuǎn)為 2019 年以來的電力供應(yīng)偏緊。對比 2018 和2019 年區(qū)域電網(wǎng)供需情況，二者之間沒有整體性變化，在經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)、人口稠密的地區(qū)易出現(xiàn)尖峰負(fù)荷缺口 1。

16、表 1-1 2018 年部分省份電力供需形勢區(qū)域電力供需狀態(tài)華北電網(wǎng)京津唐-50 萬千瓦短缺河北南網(wǎng)山東山西-440 萬千瓦-300 萬千瓦-214 萬千瓦短缺短缺短缺華東電網(wǎng)安徽-150 萬千瓦短缺5 國家統(tǒng)計局. 2020 年 3 月份中國能源生產(chǎn)情況EB/OL. 2020.04. HYPERLINK /statsinfo/auto2074/202004/t20200417_1739385.html /statsinfo/auto2074/202004/t20200417_1739385.html浙江-100 萬千瓦短缺華中電網(wǎng)湖北-220 萬千瓦短缺湖南-250 萬千瓦短缺河南-250

17、萬千瓦短缺江西-150 萬千瓦短缺東北電網(wǎng)遼寧200 萬千瓦富余吉林300 萬千瓦富余黑龍江400 萬千瓦富余蒙東電網(wǎng)650 萬千瓦富余西北電網(wǎng)甘肅300 萬千瓦富余新疆300 萬千瓦富余青海800 萬千瓦富余西南電網(wǎng)四川-160 萬千瓦短缺重慶-170 萬千瓦短缺南方電網(wǎng)電力供需平衡有余注：表中為各省電網(wǎng)最大負(fù)荷缺口/富余，并非同時出現(xiàn)，所以與區(qū)域電網(wǎng)的最大缺口存在偏差。數(shù)據(jù)來源：國網(wǎng)能源研究院中國能源電力發(fā)展展望 2019系列報告中電聯(lián)預(yù)計，2020 年華北、華中區(qū)域部分時段電力供需偏緊，華東、南方區(qū)域電力供需總體平衡，東北、西北區(qū)域電力供應(yīng)能力富余 1；而國網(wǎng)能研院預(yù)計 2020 年夏季

18、高峰負(fù)荷期間，在不采取措施的情況下，華北、華東和華中電力缺口可能分別達(dá)到 1000 萬、800 萬和 1500 萬千瓦6。照此估計，中國中東部（華北、華中和華東）地區(qū)的電力供需情況將進(jìn)一步吃緊。但受疫情不確定性影響，經(jīng)濟(jì)“休克”和用電需求增長放緩，短期內(nèi)負(fù)荷短缺可能不會很嚴(yán)峻；隨著社會生產(chǎn)恢復(fù)、新基建提振電力消費、經(jīng)濟(jì)增長向服務(wù)業(yè)轉(zhuǎn)軌和多元化用電需求增長，“十四五”需要做好應(yīng)對期間出現(xiàn)負(fù)荷峰谷差拉大、尖峰負(fù)荷短缺加劇等可能情況的準(zhǔn)備。電力供應(yīng)安全不僅要考慮供電能力的提升，還要考慮供電成本問題。電力供應(yīng)“降成本”首先從規(guī)劃角度入手是更為經(jīng)濟(jì)性的選擇，提前做好資源配置工作能夠提高電力服務(wù)質(zhì)量、減少

19、“事故”補救成本。如今，中國經(jīng)濟(jì)基本完成工業(yè)化進(jìn)程、三產(chǎn)居民用電負(fù)荷成為新增負(fù)荷主體、疊加極端氣象因素，用電負(fù)荷特性持續(xù)惡化，電網(wǎng)負(fù)荷率降低、尖峰負(fù)荷短而高，這是中國電力需求的“新常態(tài)”，如果繼續(xù)單純依靠增加電源來滿足 100%的負(fù)荷需求要付出極大的代價。經(jīng)濟(jì)學(xué)的邊際成本（即增加一單位的產(chǎn)量隨即而產(chǎn)生的成本增加量）理論認(rèn)為，每一單位產(chǎn)品的成本與總產(chǎn)品量有關(guān)，隨著產(chǎn)量的增加，邊際成本會先減少后增加。以煤電機(jī)組為例，在其發(fā)電能力范圍內(nèi)增加年發(fā)電小時數(shù)，機(jī)組的固定成本攤銷到每度電上的成本6 國網(wǎng)研究院. “十四五”電力規(guī)劃要解決三大問題EB/OL. 2019.12. /roll/2019-12- 0

20、5/doc-iihnzhfz3891277.shtml會減少、供電煤耗降低使得度電變動成本減少，從而使得生產(chǎn)每度電的邊際成本減少，因此以前建設(shè)的煤電機(jī)組是追求高利用小時數(shù)的電量型基礎(chǔ)電源；若為滿足每年幾百甚至幾十小時的尖峰負(fù)荷而投資數(shù)億元建設(shè)煤電機(jī)組，其年產(chǎn)出將會極低、邊際成本極高、效益不經(jīng)濟(jì)，造成嚴(yán)重的投資浪費和資源擠壓。在此負(fù)荷“新常態(tài)”下，尖峰負(fù)荷不能再單純依靠電源建設(shè)來滿足，而應(yīng)從綜合資源規(guī)劃角度著手來優(yōu)化電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)。從資源充裕度的經(jīng)濟(jì)性角度來看，需求響應(yīng)無需前期高昂的建設(shè)成本，是更為經(jīng)濟(jì)的選擇，甚至可以在必要時將符合條件的老舊煤電機(jī)組進(jìn)行延壽處理作為戰(zhàn)略備用型資源。此外，電網(wǎng)負(fù)荷的

21、“新常態(tài)”下，中國的電力安全觀也應(yīng)有所調(diào)整，若需求響應(yīng)規(guī)?？蛇_(dá)最大負(fù)荷的 5%，電力規(guī)劃不應(yīng)以 100%最大負(fù)荷為負(fù)荷平衡條件，95%更為經(jīng)濟(jì)、科學(xué)（超過最大用電負(fù)荷 95%的持續(xù)時間普遍低于 24 小時），剩余的 5%則可以由需求響應(yīng)、儲能和新型可調(diào)度新能源（風(fēng)電+儲能、光伏+儲能、光熱、可再生能源集成虛擬電廠）等資源來滿足。與此同時，按照最大負(fù)荷計算的系統(tǒng)備用率也可相應(yīng)下調(diào)?！笆奈濉彪娏?yīng)安全保障的總體思路建立綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃體系“十四五”是電力低碳發(fā)展的戰(zhàn)略“窗口期”，而電力供需形勢變化（電力結(jié)構(gòu)性矛盾使得短時缺電力問題更加突出）、能源革命目標(biāo)（2030 年非化石能源發(fā)電量比重達(dá)到

22、50%）、環(huán)保政策加碼（火電機(jī)組環(huán)保成本增加，經(jīng)濟(jì)性進(jìn)一步下降）、電力市場化改革（競價機(jī)制尚不完善，引導(dǎo)電力資源配置的效果不及預(yù)期）、巴黎協(xié)定溫控目標(biāo)（要求中長期煤電逐漸退出）等多重因素使得電力發(fā)展“內(nèi)外交困”，與以往“按需定供”的簡單總量平衡規(guī)劃相比， “十四五”電力規(guī)劃須有新的內(nèi)涵與定位，同時將更具有挑戰(zhàn)性。同時“十四五”電力發(fā)展面臨的系統(tǒng)性問題是低碳轉(zhuǎn)型目標(biāo)下如何進(jìn)一步優(yōu)化電力結(jié)構(gòu)來安全可靠地滿足新型用電需求。具體來講，如何滿足高比例新能源消納和負(fù)荷特性惡化對系統(tǒng)靈活性的需求，如何調(diào)節(jié)煤電和新能源的博弈關(guān)系，如何推動煤電功能定位調(diào)整，等等?！笆奈濉币?guī)劃不應(yīng)再是各電源品種簡單疊加的“拼盤

23、式”規(guī)劃，而是各類電源定位明確、功能互補；不應(yīng)再是單純的電源規(guī)劃，而是立足綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃，源網(wǎng)荷儲用有機(jī)銜接的規(guī)劃。綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃理論的詳細(xì)內(nèi)容見附錄 I。電力安全始終是中國電力發(fā)展的首要命題，也是電力規(guī)劃工作的核心目標(biāo)，同時也要兼顧經(jīng)濟(jì)代價與清潔低碳。因此，綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃需重點關(guān)注兩個要點：一是要平衡好電力安全與經(jīng)濟(jì)代價；二是要平衡好電力安全與長期電力轉(zhuǎn)型的關(guān)系。平衡好電力安全與經(jīng)濟(jì)代價安全、經(jīng)濟(jì)和可持續(xù)是傳統(tǒng)能源“不可能三角”體系（Energy Trilemma Index, ETI）的三個核心指標(biāo)，其核心思想是能源供給安全、能源價格低廉和能源清潔環(huán)保這三大目標(biāo)之間再不存在帕累托改進(jìn)

24、空間（即資源改進(jìn)到不能再改進(jìn)的理想狀態(tài)），任何一個目標(biāo)方向的優(yōu)化都意味著其他方向的惡化7。很多國家都在嘗試打破傳統(tǒng)能源體系，例如美國發(fā)展更為環(huán)保的氣電來取代煤電、歐洲國家依靠發(fā)展新能源推進(jìn)“退煤”。在可預(yù)見的未來，技術(shù)進(jìn)步有望使得“可再生+儲能”組合的成本大幅下降，從而成為安全可靠、低碳、經(jīng)濟(jì)的發(fā)電資源，塑造新的能源體系，從而打破傳統(tǒng)能源“不可能三角”體系。中國電力發(fā)展的首要命題是保障供應(yīng)安全可靠，進(jìn)而權(quán)衡低碳減排和經(jīng)濟(jì)適用原則，所對應(yīng)的可量化指標(biāo)分別為滿足最大負(fù)荷水平與系統(tǒng)備用率、電力碳排放強度與污染物排放總量、發(fā)電成本與電力供應(yīng)成本。電力資源充裕度理論可以作為量化電力供應(yīng)安全與發(fā)電經(jīng)濟(jì)性之

25、間關(guān)系的方法。電力資源充裕度是指電力系統(tǒng)提供電力和能源需求的能力，即在任何時候都能提供足夠的發(fā)電量和電網(wǎng)容量，特別是在負(fù)荷峰值期間。如何用最小的經(jīng)濟(jì)代價滿足發(fā)電需求，是電力資源充裕度理論的主要目標(biāo)。2018 年，用電增速回升、電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差拉大，受極端天氣影響，華北、華東和華中電網(wǎng)出現(xiàn)短時供電缺口，部分時段采取了有序用電措施。多方觀點認(rèn)為，為保障電力供應(yīng)安全應(yīng)放開煤電項目限制；反觀火電利用小時數(shù) 4361h4，說明有充足的電量供應(yīng)能力。這種“短期缺電力、全年富電量”狀態(tài)，是在中國經(jīng)濟(jì)基本完成工業(yè)化進(jìn)程、三產(chǎn)居民用電負(fù)荷成為新增負(fù)荷主體、疊加極端氣象因素作用下的負(fù)荷增長所出現(xiàn)的“新常態(tài)”。在此負(fù)

26、荷“新常態(tài)”下，尖峰負(fù)荷不能再單純依靠電源建設(shè)來滿足，而應(yīng)從綜合資源規(guī)劃角度著手來優(yōu)化電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)。中電聯(lián)認(rèn)為，為保障電力安全供應(yīng)，2030 年煤電裝機(jī)可能接近 13 億千瓦8；國網(wǎng)能源研究院認(rèn)為，2025 年煤電裝機(jī)容量 12-13 億千瓦，是中國實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)可靠電力供應(yīng)的重要保障9。二者均支持為保障電力供應(yīng)安全繼續(xù)建設(shè)煤電。但從資源充裕度的經(jīng)濟(jì)性角度來看，為滿足短時間的非常態(tài)負(fù)荷而建設(shè)耗資數(shù)十億的燃煤電廠會浪費大量的社會資源，需求響應(yīng)無需前期高昂的建設(shè)成本，是更為經(jīng)濟(jì)的選擇，甚至可以在必要時將符合條件的老舊煤電機(jī)組進(jìn)行延壽處理作為戰(zhàn)略備用型資源。平衡好電力安全與長期電力轉(zhuǎn)型關(guān)系平衡好短期安全與

27、長期轉(zhuǎn)型的關(guān)系，既要保障 “十四五”和中長期（2030-2050 年）的電力需求和供應(yīng)安全，同時也要為能源生產(chǎn)和消費革命/生態(tài)文明要求下的中長期電力轉(zhuǎn)型和可再生能源高比例發(fā)展留足空間，并在電力市場環(huán)境下結(jié)合自身競爭優(yōu)勢找準(zhǔn)功能定位和盈利點。2030 年，中國能源轉(zhuǎn)型要實現(xiàn)非化石能源發(fā)電量比重 50%的目標(biāo)10，清潔電力將成為未來電力工業(yè)的發(fā)展重點。根據(jù) IRENA 的預(yù)測來看，中國如果大力發(fā)展可再生能源，2030年煤電發(fā)電量占比將下降到 43%（圖 2-2）11。若 2030 年全社會用電量達(dá)到 10 萬億千瓦時7 相晨曦. 能源“不可能三角”中的權(quán)衡抉擇J.價格理論與實踐, 2018(4).

28、8 張琳. 嚴(yán)控規(guī)模 推動煤電有序靈活高效發(fā)展EB/OL. 能源研究俱樂部, 2019.06.27. HYPERLINK /html/20190627/988890.shtml /html/20190627/988890.shtml9 國網(wǎng)能源研究院. 中國能源電力發(fā)展展望 2019R.2019.12.03.10 國家發(fā)展改革委、國家能源局. 能源生產(chǎn)和消費革命戰(zhàn)略(2016-2030)Z.2016.12. https:/ HYPERLINK /xxgk/zcfb/tz/201704/t20170425_962953.html /www. HYPERLINK /xxgk/zcfb/tz/201

29、704/t20170425_962953.html /xxgk/zcfb/tz/201704/t20170425_962953.html11 北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng). 走向 2030：中國可再生能源路線圖EB/OL.2016.7. HYPERLINK /html/20160727/755590.shtml /html/20160727/755590.shtml12，留給煤電的電量空間不超過 4.3 萬億千瓦時，這甚至低于 2019 年的煤電電量（4.56 萬億千瓦時）1。這意味著從電量角度看煤電已沒有增長空間，已到達(dá)或接近電量峰值。但從電力供應(yīng)安全角度看，煤電是中國現(xiàn)有電力資源條件下不得已的靈活性資

30、源選項，需要承擔(dān)起保障高比例可再生電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的重任。因此，未來電力發(fā)展的重心要轉(zhuǎn)向發(fā)展非煤電源來進(jìn)一步推動低碳轉(zhuǎn)型；而煤電未來的發(fā)展重點不再是裝機(jī)規(guī)模的增長，而是提高現(xiàn)有機(jī)組的靈活性和容量價值。圖 2-2 2019（左）與 2030 預(yù)測（右）各類電源發(fā)電量占比雖然煤電清潔高效發(fā)展取得了長足的進(jìn)步，但依然存在短板，靈活性不足、低效機(jī)組拖累、落后機(jī)組減排效果不達(dá)標(biāo)、自備電廠僵局等。全國不同地區(qū)發(fā)展基本面存在差異，煤電機(jī)組定位調(diào)整要切實根據(jù)不同地區(qū)的電力供需狀況和主要矛盾、煤電機(jī)組裝機(jī)規(guī)模預(yù)期、可再生能源發(fā)展與替代潛力、靈活性改造要求與電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化潛力等，結(jié)合煤電機(jī)組自身特性做出差異化決

31、策，避免“一刀切”。可以說，當(dāng)前傳統(tǒng)化石能源（煤炭）的清潔化利用是中國能源生產(chǎn)革命的主要舉措，集中表現(xiàn)為從技術(shù)進(jìn)步層面來推動煤電清潔高效發(fā)展；中長期看，還是要靠可再生能源的規(guī)?；l(fā)展來實現(xiàn)能源生產(chǎn)和消費革命，這就需要煤電做出巨大變革和犧牲，從市場機(jī)制、盈利模式、技術(shù)理念到機(jī)組運行進(jìn)行全方位的深刻調(diào)整，以承擔(dān)“基荷保供、靈活調(diào)峰、輔助備用”的多角色重任。電力資源充裕度技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較本報告從電力規(guī)劃與技術(shù)經(jīng)濟(jì)的角度，采用資源充裕度理論中經(jīng)典的 Screening Curve模型來量化電力資源的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，明確各類電力資源在電力供應(yīng)組合中的排序，進(jìn)而優(yōu)化電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)。電力負(fù)荷缺口補足代表性的方案可分為

32、機(jī)組類、需求響應(yīng)和儲能設(shè)備三類。資源充裕度理論本節(jié)描述了用于電力資源規(guī)劃的 Screening Curve 模型。Screening Curve 是 20 世紀(jì) 6012 劉吉臻. 2030 年全社會用電量將達(dá) 10 萬億千瓦時 EB/OL.2018.9.21. HYPERLINK /china/gncj/2018-09-21/doc-ihkhfqnt4349897.shtml /china/gncj/2018-09-21/doc-ihkhfqnt4349897.shtml年代首次提出的以最小發(fā)電成本為目標(biāo)的發(fā)電計劃模型，通過構(gòu)建成本曲線，直觀地給出發(fā)電容量擴(kuò)展的最優(yōu)選擇。該模型只需很少的技術(shù)

33、數(shù)據(jù)，即可權(quán)衡發(fā)電機(jī)組的資本和運行成本，得到發(fā)電成本最小化的解決方案，即電力系統(tǒng)中分別對應(yīng)峰荷/腰荷/基荷的發(fā)電容量組合13。該模型也存在一定的局限性，例如，沒有考慮經(jīng)濟(jì)調(diào)度、需求波動、輔助服務(wù)、輸電成本以及機(jī)組層面的最小出力、機(jī)組停運、機(jī)組啟動成本、新能源波動等因素14。該模型雖然無法做到電力生產(chǎn)模擬層面的高精度實時機(jī)組組合可靠性評估，但在設(shè)定合理系統(tǒng)備用容量的前提下，可以專注于經(jīng)濟(jì)性層面，直觀透明地體現(xiàn)不同類型電力資源在電力供應(yīng)體系中的功能定位。電力資源選擇通常有傳統(tǒng)的常規(guī)電廠、新能源發(fā)電廠、獨立發(fā)電廠、外購電力、熱電聯(lián)產(chǎn)、輸配電系統(tǒng)改進(jìn)、電力需求側(cè)管理等。傳統(tǒng)的火電、水電機(jī)組運行狀況可調(diào)

34、控，對電力系統(tǒng)的機(jī)組調(diào)度有很好的響應(yīng)能力，系統(tǒng)價值較高；需求響應(yīng)和儲能可貢獻(xiàn)負(fù)荷調(diào)節(jié)能力，且響應(yīng)快速、直接有效，是很好的尖峰資源；風(fēng)電、光伏等新能源機(jī)組受氣象因素的影響，其發(fā)電出力有很大的不確定性和波動性，在夏季用電高峰時期，風(fēng)電出力很小，光伏出力與白天用電需求非常匹配，所以量化資源充裕度經(jīng)濟(jì)性時，假設(shè)新能源發(fā)電量全部消納，將風(fēng)電和光伏的機(jī)組出力從負(fù)荷曲線中剔除，得到凈負(fù)荷曲線作為計算電力資源組合的依據(jù)。本報告所關(guān)注的問題是：在容量確定、持續(xù)時間未確定的情況下，滿足最大負(fù)荷需求的最經(jīng)濟(jì)方案。解決方案是根據(jù)確定的發(fā)電能力和不同機(jī)組的成本曲線，選擇滿足不同時長尖峰負(fù)荷的最優(yōu)方案。實施步驟如圖 3-

35、1 所示，模型原理見附錄 II。13 Tong Zhang. Generation Planning Using Screening Curve Method D. The University of Texas at Austin. 2016.05.14 Yusuf Emre Gner. The Improved Screening Curve Method regarding Existing Units. European Journal of Operational Research, 2017.06.電力供需情況年化資本050100E150200250300350400450500負(fù)

36、荷缺口持續(xù)時間(h)AD尖峰負(fù)荷(MW)與持續(xù)時間(h/year)機(jī)組組合成本量化支出年固定運行維護(hù)費用 可變成本(FOM)(VC)CostC(h)VCFC+FOMh(FC)800700A B C DE同時段最小成本成本(CNY/kW)600500400Minimum cost for the same duration3002001000機(jī)組組合結(jié)果圖 3-1 滿足尖峰負(fù)荷需求的機(jī)組組合確定流程電力供應(yīng)資源機(jī)組類中國目前主要的機(jī)組類電源包括火電（煤電、天然氣發(fā)電和生物質(zhì)發(fā)電）水電、核電、風(fēng)電和光伏，構(gòu)成了中國龐大的電力供應(yīng)體系（潮汐和地?zé)崮馨l(fā)電等電源的機(jī)組容量較少、處于發(fā)展初級階段，此處暫不

37、考慮）?；痣姾退娮鳛橹袊娏I(yè)的傳統(tǒng)主要電源，貢獻(xiàn)了超過 85%的發(fā)電量 2。傳統(tǒng)的火電、水電機(jī)組（除徑流式水電站）運行狀況可調(diào)控，可以根據(jù)電力系統(tǒng)需要在一定范圍內(nèi)調(diào)整機(jī)組出力或者進(jìn)行啟停調(diào)節(jié)，對需求變動的響應(yīng)能力較強，可以提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等服務(wù)，系統(tǒng)價值較高。中國正實施大型電力基地與分布式能源并舉發(fā)展策略，電源建設(shè)呈現(xiàn)區(qū)域性布局整合態(tài)勢，按照“控制東部、穩(wěn)定中部、發(fā)展西部”的總體安排，優(yōu)化電力資源布局。如圖 3-2 所示，按照規(guī)劃，九大煤電基地裝機(jī)容量達(dá)到 26393 萬千瓦，主要分布在內(nèi)蒙古、山西、陜西和新疆；十三大水電基地的總裝機(jī)容量可達(dá) 28576 萬千瓦，剩余經(jīng)濟(jì)可開發(fā)水電資

38、源集中在西南部地區(qū)，以金沙江、雅礱江、大渡河、瀾滄江等河流為重點15。圖 3-2 中國電源基地分布圖風(fēng)電和光伏作為資源充沛、清潔低碳的優(yōu)質(zhì)能源，符合能源低碳轉(zhuǎn)型的理念，成為了新增電源的主力，中長期內(nèi)將逐漸替代化石能源發(fā)電。光照條件和風(fēng)資源較好的區(qū)域主要集中在新疆、甘肅、青海、內(nèi)蒙古、西藏等西部地區(qū)，七個千萬千瓦級的風(fēng)電基地總裝機(jī)容量預(yù)計可達(dá) 12600 萬千瓦，十個光伏領(lǐng)跑者基地預(yù)計可達(dá) 4920 萬千瓦 15。利用跨區(qū)特高壓輸電線路，可以將西部豐富的風(fēng)光發(fā)電與火電打捆輸送到中東部地區(qū)，從而緩解中東部省市的污染問題。同時，沿海省市加快海上風(fēng)電的發(fā)展、中東部地區(qū)加快分布式光伏部署，海上風(fēng)電和分布

39、式光伏可以就近消納，免去長距離輸電成本，緩解禁煤后本地能源穩(wěn)定供應(yīng)不足、外部能源調(diào)入受阻的問題。15 北極星電力網(wǎng). 7.2 億千瓦！一文看懂國家電力基地規(guī)劃！EB/OL. 2017.09.08. HYPERLINK /html/20170908/848661.shtml /html/20170908/848661.shtml需求響應(yīng)需求響應(yīng)（DR）是需求側(cè)管理（DSM）的解決方案之一，是指當(dāng)電力批發(fā)市場價格升高或系統(tǒng)可靠性受威脅時，電力用戶接收到供電方發(fā)出的誘導(dǎo)性減少負(fù)荷的直接補償通知或者電力價格上升信號后，改變其固有的習(xí)慣用電模式，達(dá)到減少或者推移某時段的用電負(fù)荷而響應(yīng)電力供應(yīng)，從而保障電

40、網(wǎng)穩(wěn)定，并抑制電價上升的短期行為。圖 3-3 是需求響應(yīng)的主容量/輔助服務(wù)計劃（Capacity/Ancillary Severice Program）緊急需求響應(yīng)（Emergency Demand Response）需求側(cè)競價（Demand Side Bidding）可中斷負(fù)荷（Interruptible Load）直接負(fù)荷控制（Direct Load Control)要類型，表 3-1 是 2018 年前試點城市需求響應(yīng)的實施情況。需求響應(yīng)作為供需互動的重要手段，有助于實現(xiàn)發(fā)電側(cè)和需求側(cè)資源的協(xié)調(diào)優(yōu)化，與“節(jié)能環(huán)?！薄ⅰ熬G色低碳”、“提高效率效益”的發(fā)展要求高度契合16?；趦r格的需求響應(yīng)

41、（Price-based DR）需求響應(yīng)（Demand Response）基于激勵的需求響應(yīng)（Incentive-based DR）尖峰電價（Critical Peak Pricing）實時電價（Real Time Pricing）分時電價（Time of Use Pricing）圖 3-3 需求側(cè)響應(yīng)類型17表 3-1 2018 年前試點城市需求響應(yīng)18內(nèi)容北京江蘇上海佛山觸發(fā) 97%高峰負(fù)荷，空氣條件污染黃色預(yù)警及以上項目手動 DR/自動 DR類型備用不足或局部過載，形成電力缺口，電網(wǎng)負(fù)荷達(dá)上年 95%峰荷，或峰谷差率達(dá) 20%約定需求響應(yīng)、實時需求響應(yīng)當(dāng)日溫度達(dá)到或超過 35，或出現(xiàn)電力

42、供需緊張月/周/日響應(yīng)計劃、可中斷響應(yīng)計劃、自動響應(yīng)計劃氣溫條件、全市或區(qū)域用電負(fù)荷情況以及 DR 城市綜合試點要求自動 DR補貼提前 30min(120 元100 元/kW(每年至少參與2 元/kWh(根據(jù)參與130 元/kW(持續(xù)時16 欒鳳奎. 2018 年中國電力需求響應(yīng)實踐與探索J. 新能源經(jīng)貿(mào)觀察, 2019(3).17 唐鑫. 工業(yè)用戶的電力需方智能響應(yīng)研究D. 北京交通大學(xué), 2015.18 李彬, 等. 中國實施大規(guī)模需求響應(yīng)的關(guān)鍵問題剖析與展望J. 電網(wǎng)技術(shù), 2019, 43(02):378-388.標(biāo)準(zhǔn)/kW)， 4h(100 元10 次，不足 5 次違約，如DR 項目

43、期間轉(zhuǎn)移電量間=80%的需求響應(yīng)/kW)，24h(80 元/ kW)180h）儲能成本隨缺口時長有所變化需求響應(yīng)03.6擬定價格基礎(chǔ)用電負(fù)荷供應(yīng)組合根據(jù) Screening Curve 理論，得到負(fù)荷持續(xù)時間曲線和機(jī)組成本曲線，如圖 4-4 和圖 4-5所示，離橫坐標(biāo)軸最近的曲線表示在利用小時內(nèi)成本最小，在電力供應(yīng)組合中優(yōu)先排序。需要說明的是：1）機(jī)組型電源往往需要建設(shè)配套的電網(wǎng)，但模型的局限性使得在計算時僅考慮機(jī)組本身發(fā)生的成本，不能考慮輸電成本，而“外電入魯”比較特殊，被假想成一種電源，其變動成本為送端電力的上網(wǎng)價格；2）圖 4-4 中，如果將時間軸繼續(xù)延長，“外電入魯”直線與“核電”直線

44、會有交點，但在一年 8760h 范圍內(nèi)外電入魯?shù)呐判蛞扔诤穗姡?）“煤電（60萬千瓦及以上）”直線始終在“煤電（60 萬千瓦以下）”直線的下方，說明大容量機(jī)組要優(yōu)于小機(jī)組；4）實際電力供應(yīng)過程中，在進(jìn)行機(jī)組排序時，當(dāng)某種電源容量不足，就需要由下一類型電源來補足；5）抽水蓄能雖然有較低的成本曲線，但僅在高峰時段發(fā)電，不參與基礎(chǔ)用電負(fù)荷的機(jī)組排序。結(jié)合山東省電力資源的實際容量，按照供電時間從長到短可以得到電力資源滿足基礎(chǔ)用電負(fù)荷（基荷+腰荷）的排序：外電入魯核電煤電（60 萬千瓦及以上）煤電（60 萬千瓦以下）延壽煤電氣電。如果不考慮山東電源容量的實際情況，在外電入魯容量足夠大的極端情況下，山東

45、的基礎(chǔ)負(fù)荷可完全由跨區(qū)輸電來滿足。3000年化成本（元/千瓦）2500煤電（600MW）氣電外電入魯 煤電（抽蓄延壽煤電需求響應(yīng)。當(dāng)成本曲線高于所設(shè)定的電價上限曲線時意味著，為滿足更為尖峰的負(fù)荷所需的電力供應(yīng)成本超過了市場能接受的上限，此時就需要切負(fù)荷。當(dāng)尖峰負(fù)荷持續(xù)時間很短時，需求響應(yīng)是最優(yōu)先的選項；隨著尖峰負(fù)荷持續(xù)時間延長，最優(yōu)的電力資源組合是“需求響應(yīng)+延壽煤電”，如圖 4-5 所示。1500年化成本（元/千瓦）1000儲能氣電外電入魯需求響應(yīng)抽蓄延壽煤電電價上限煤電(600MW)5000 010020030040050060070080090010001100010500負(fù)荷（萬千瓦）

46、1000095009000切負(fù)荷 需求響應(yīng)延壽煤電8500800075000100200300400500600700800負(fù)荷缺口時長（h）外電入魯9001000圖 4-5 電力資源滿足高峰用電負(fù)荷的組合排序在實際電力生產(chǎn)過程中，跨區(qū)輸電需要較高的利用小時數(shù)才能充分發(fā)揮其優(yōu)勢，并且如果送端和受端的負(fù)荷高峰時段相近，很難形成區(qū)域時空互濟(jì)，因而不建議跨區(qū)輸電作為高峰負(fù)荷資源。機(jī)組利用小時數(shù)較低時，延壽煤電機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性要優(yōu)于常規(guī)煤電機(jī)組、氣電和儲能，抽蓄僅在利用小時數(shù) 911-1000h 范圍內(nèi)的成低于延壽煤電，因此，延壽煤電機(jī)組適合在較低利用小時數(shù)下供應(yīng)高峰負(fù)荷。煤電機(jī)組到期退役之前，往往已歷經(jīng)

47、 3-4 輪技術(shù)改造，即便臨近壽命期，機(jī)組的狀態(tài)依然可觀，簡單關(guān)停、拆除非常不經(jīng)濟(jì)。除了實現(xiàn)存量資產(chǎn)利用率最大化，優(yōu)質(zhì)臨期機(jī)組還可扮演“戰(zhàn)略備用”的角色。由于這些機(jī)組的投資回報期已過，資產(chǎn)折舊、人員負(fù)擔(dān)相對較輕，固定成本也低于新建機(jī)組，將其用于調(diào)峰和備用，電量空間讓給高效的新機(jī)組，有利于提升電力系統(tǒng)的發(fā)電效率。以用戶側(cè)空調(diào)負(fù)荷為代表的需求響應(yīng)無須前期投資建設(shè)，對于平衡尖峰電力供需有很好的響應(yīng)能力，隨著可再生能源的大規(guī)模并網(wǎng)和負(fù)荷峰谷差拉大，傳統(tǒng)的源、網(wǎng)規(guī)劃以及電網(wǎng)運行調(diào)度模式使得電力系統(tǒng)建設(shè)運行成本增大，需求響應(yīng)措施可以減少電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)運行投入。當(dāng)需求響應(yīng)定價為 3.6 元/kWh 時

48、，需求響應(yīng)在 0-23h 范圍內(nèi)經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于其他資源，因不存在固定成本，需求響應(yīng)必將成為需求側(cè)調(diào)峰的有效手段。而且需求響應(yīng)成本下降會延長經(jīng)濟(jì)性區(qū)間，例如需求響應(yīng)價格降至 2 元/kWh，在 0-48h 范圍內(nèi)經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于其他資源。如圖 4-6 所示，需求響應(yīng)在不同報價水平下的尖峰負(fù)荷響應(yīng)時長。如果需求響應(yīng)的報價曲線高于市場給出的價格上限，說明為滿足最尖峰的負(fù)荷需要付出的極高成本超過了市場所能接受的上限，此時實施負(fù)荷控制更為經(jīng)濟(jì)。160140可供應(yīng)時長（h）1201008060402001 1.25 1.5 1.75 2 2.25 2.5 2.75 3 3.25 3.5 3.75 4 4.25 4.

49、5 4.75 5需求響應(yīng)報價（元/kWh）圖 4-6 需求響應(yīng)報價與可供應(yīng)時長的關(guān)系2018 年，中國多地需求響應(yīng)實踐有了新的進(jìn)展和突破，如表 4-2 所示。激勵性需求響應(yīng)除通常使用的約定賠償方式外，競價模式逐步發(fā)展，江蘇、山東等地在 2018 年均采用了競價模式；2019 年廣東省發(fā)布關(guān)于征求廣東省 2019 年電力需求響應(yīng)方案（征求意見稿）意見的函，規(guī)定市場化交易電力用戶參與需求響應(yīng)的服務(wù)費價格標(biāo)準(zhǔn)為每天 20 元/千瓦，非市場化交易電力用戶服務(wù)費標(biāo)準(zhǔn)為 10 元/千瓦28。可預(yù)見的是，需求響應(yīng)將在全國范圍內(nèi)陸續(xù)開展，逐漸成熟的市場機(jī)制和大數(shù)據(jù)等信息化技術(shù)會加快需求響應(yīng)的推廣，將應(yīng)用場景從

50、當(dāng)前的約定響應(yīng)擴(kuò)展至實時響應(yīng)，將商業(yè)建筑虛擬電廠、智能有序充電樁、非工柔性空調(diào)、工業(yè)自動響應(yīng)、儲能、綜合能源云平臺、分布式用能、冰蓄冷等電力資源納入電力系統(tǒng)實時調(diào)度體系，在貢獻(xiàn)削峰填谷功能的同時，也可以助力新能源消納，打破源-網(wǎng)-荷-儲數(shù)據(jù)壁壘，推動電力供需雙方需求智能高效互動。例如，目前需求響應(yīng)提前通知時間為 30 分鐘、4 小時或者 24 小時，但電力系統(tǒng)調(diào)度通常是每 15 分鐘為一個節(jié)點，這限制了需求響應(yīng)參與電力系統(tǒng)調(diào)度工作；而隨著 5G、大數(shù)據(jù)、泛在電力物聯(lián)網(wǎng)等信息通信網(wǎng)絡(luò)技術(shù)的快速發(fā)展，未來能夠?qū)崿F(xiàn) 5 分鐘甚至 1 分鐘級別的精細(xì)化調(diào)度控制，將需求響應(yīng)服務(wù)平臺打造為新型能源信息服務(wù)

51、平臺，融入到智能化的電力系統(tǒng)中。表 4-2 2018 年需求響應(yīng)實行情況省份時間效果電量價格浙江全年削峰300 萬 kW4 元/kWh、2 元/kWh2328 廣東省能源局. 關(guān)于征求廣東省 2019 年電力需求響應(yīng)方案（征求意見稿）意見的函Z. 2018（2019）填谷-1.2 元/kWh2.16-2.18填谷928 萬 kW5 元/kW、12 元/kW29江蘇1.33 元/ kW 30冬季削峰976 萬 kW30 元/kW31冬季填谷576 萬 kW30 元/kW6.18填谷105.9 萬 kW5 元/kW328.17削峰34.45 萬 kW5 元/kW7 月削峰12 萬kW12 元/kW

52、、18 元/kW33市場化-20 元/ kW天10.1-10.3填谷719 萬 kW最高為 8 元/ kW，最低為山東上海河南廣東全年（2019）非市場化-10 元/ kW天電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化結(jié)果與實際情況對比結(jié)合山東實際的電力資源情況，推斷得到山東省實際電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)，見圖 4-7。山東省煤電機(jī)組占據(jù)了基礎(chǔ)負(fù)荷供應(yīng)的大部分空間，擠占了其他電力資源的市場空間，而且并未對不同容量的煤電機(jī)組進(jìn)行細(xì)分；外電入魯?shù)睦寐什桓?；提供調(diào)峰備用服務(wù)的 674 萬千瓦煤電容量包含了新投產(chǎn)的 2 臺共計 167 萬千瓦煤電應(yīng)急調(diào)峰儲備電源（華能八角#1、華電萊州#3）34，具體信息見附錄 IV。根據(jù)電力資源充裕度理

53、論，電源優(yōu)化組合方案為：核電和 60 萬千瓦及以上煤電機(jī)組作為基荷電源，跨區(qū)輸電、60 萬千瓦以下煤電機(jī)組作為腰荷電源，延壽煤電、抽蓄和氣電作為高峰電源，尖峰資源則由延壽煤電和需求響應(yīng)來滿足（發(fā)電側(cè)儲能可在成本進(jìn)一步下降后納入，用戶側(cè)儲能在為系統(tǒng)提供多元化服務(wù)收回大部分固定成本后也具有經(jīng)濟(jì)性），如圖 4-8 所示。由于山東省煤電容量過剩，將核電、60 萬千瓦及以上煤電、外電入魯通道、抽蓄和氣電的容量按照現(xiàn)有的最大穩(wěn)定容量來優(yōu)先安排，即核電 250 萬千瓦、60 萬千瓦及以上煤電 2879 萬千瓦、外電入魯 2700 萬千瓦、抽蓄 108 萬千瓦、氣電 46 萬千瓦，剩余容量則由60 萬千瓦以下

54、煤電機(jī)組 3000 萬千瓦、延壽煤電（均為 30 萬千瓦及以下的小機(jī)組）1100 萬千瓦和需求響應(yīng) 270 萬千瓦（最大負(fù)荷 3%的理想目標(biāo)）來滿足。29 河南負(fù)荷集成商可與用戶分享補貼，2018 電力需求響應(yīng)哪家強EB/OL.南方能源觀察, 2018.06.2730 我省首次實施國慶期間填谷電力需求響應(yīng)N. 新華日報, 2018.10.0531 山東省能源局. 關(guān)于 2018 年度電力需求響應(yīng)補償?shù)墓綵. 201832 上海市經(jīng)濟(jì)信息化委. 關(guān)于開展端午節(jié)期間電力需求響應(yīng)工作的批復(fù)Z. 201833 河南省發(fā)展和改革委員會. 關(guān)于 2018 年開展電力需求響應(yīng)試點工作的通知Z. 20183

55、4 煤電應(yīng)急調(diào)峰儲備電源是指未納入年度投產(chǎn)計劃，手續(xù)合法齊全并已基本完成工程建設(shè)，且具備并網(wǎng)發(fā)電條件的煤電（熱電）機(jī)組，在電力、熱力供應(yīng)緊張、電網(wǎng)嚴(yán)重故障以及重大保電需要時，啟動運行發(fā)揮應(yīng)急保障作用，在其他時段停機(jī)備用。國家發(fā)改委和能源局下發(fā)的關(guān)于煤電應(yīng)急調(diào)峰儲備電源管理的指導(dǎo)意見規(guī)定，在同等條件下，煤電應(yīng)急調(diào)峰儲備電源可優(yōu)先考慮安排納入本地區(qū)下一年度投產(chǎn)計劃，其總?cè)萘吭瓌t上不應(yīng)超過上一年度最大負(fù)荷的 2%。被列為應(yīng)急調(diào)峰儲備電源項目可以從停建緩建名單中移出，這是山東省 2 臺新投產(chǎn)的煤電應(yīng)急調(diào)峰儲備電源的由來。圖 4-7 山東省實際電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)圖 4-8 山東省電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化結(jié)果對比山東省

56、實際電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)與優(yōu)化后的結(jié)果（如圖 4-9 所示），可以發(fā)現(xiàn)，山東省需要增加尖峰資源容量、減少基礎(chǔ)電源中的煤電規(guī)模，具體來講，需要進(jìn)一步擴(kuò)大需求響應(yīng)和外電入魯?shù)囊?guī)模；對現(xiàn)役煤電機(jī)組根據(jù)機(jī)組容量和運行年限進(jìn)行細(xì)致的功能區(qū)分，將 60 萬千瓦及以上煤電作為基荷電源，將 60 萬千瓦以下煤電機(jī)組作為腰荷機(jī)組，將定為調(diào)峰備用的煤電機(jī)組重新劃入基荷和腰荷機(jī)組隊列，將 1100 萬千瓦符合條件的折舊和還本付息已完成的 30 萬千瓦及以下機(jī)組劃分為延壽煤電。對比兩種供電結(jié)構(gòu)中的煤電規(guī)模，如果保留全部的60 萬千瓦及以上的煤電大機(jī)組，山東省60 萬千瓦及以下煤電機(jī)組過剩約1171 萬千瓦。圖 4-9 山東省

57、電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)對比根據(jù)電力資源充裕度的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較結(jié)果，并結(jié)合上文的山東省煤電機(jī)組情況可知，山東省現(xiàn)有電力結(jié)構(gòu)的發(fā)電年化成本約為 1466.7 億元，而優(yōu)化方案的年化成本約為 1232.3 億元，電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)不合理導(dǎo)致了每年 234.4 億元的浪費（其中固定投資浪費 131.9 億元，變動成本浪費 102.5 億元），相當(dāng)于新建約 321 萬千瓦陸上風(fēng)電或 426 萬千瓦光伏項目所需的投資。山東的實例分析表明，中國電力行業(yè)存在著依靠很大的低效冗余電源投資保障電力供應(yīng)安全的問題，結(jié)構(gòu)性改革“降成本”的潛力巨大。電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化措施根據(jù)山東省電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)的優(yōu)化結(jié)果，提出以下優(yōu)化措施：加強對跨區(qū)輸電線

58、路的利用，提高清潔電量的輸送比重，充分發(fā)揮外電入魯?shù)慕?jīng)濟(jì)、清潔、低碳的優(yōu)勢。2020 年山東省最大的外電接入能力預(yù)計可超過 3500 萬千瓦（詳見附錄 III）；排除因送端電源不足、電量區(qū)域分配不合理等問題導(dǎo)致的不穩(wěn)定輸電能力，山東可接入的穩(wěn)定外電資源約 2700 萬千瓦，對本地電源有很好的替代和補充作用。山東省煤電發(fā)展的特點集中表現(xiàn)為過剩問題嚴(yán)重、大機(jī)組比例小、自備電廠容量大、熱電聯(lián)產(chǎn)占比高，映射出了中國煤電結(jié)構(gòu)特征。為實現(xiàn)電力供應(yīng)體系優(yōu)化，需要：1）慎重核準(zhǔn)、建設(shè)新的煤電項目，避免再次出現(xiàn)類似“新建 100 萬千瓦機(jī)組作為備用”的不合理情況；2）借助市場手段，減少行政干預(yù)，推進(jìn)電力市場化改

59、革，現(xiàn)貨市場的邊際成本報價原則可以使得煤電機(jī)組分級，大容量機(jī)組獲得較高的發(fā)電小時數(shù)；3）加快自備電廠整治，公平承擔(dān)相應(yīng)的社會責(zé)任（政府性基金及附加、系統(tǒng)備用費、政策性交叉補貼、節(jié)能環(huán)保改造），引導(dǎo)其依法依規(guī)轉(zhuǎn)為公用電廠，必要時接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，參與電網(wǎng)安全調(diào)峰和清潔能源消納工作；4）加快煤電深度調(diào)峰改造和熱電解耦，提高系統(tǒng)靈活性；5）鼓勵改造達(dá)標(biāo)的老舊機(jī)組作為延壽機(jī)組，給予合理的容量回報和輔助服務(wù)補償電價，保障電力供應(yīng)安全。從目前的資源經(jīng)濟(jì)性的結(jié)果看，氣電和儲能并不適合作為高峰負(fù)荷資源，需要在氣價和電池成本大幅下降后才有望大規(guī)模參與山東省的電力安全供應(yīng)組合。盡快將需求響應(yīng)納入電力規(guī)劃和電力市場

60、化改革，利用市場價格信號引導(dǎo)激勵用戶參與電力供應(yīng)安全保障。山東省最近幾年最大用電負(fù)荷的增長速度明顯高于電量增長速度，尖峰負(fù)荷的特征更加明顯。在尖峰負(fù)荷中，民用空調(diào)負(fù)荷占 25%的比重，本身就有很高的需求響應(yīng)潛力。2018 年山東省實際削峰需求響應(yīng)量為 54 萬千瓦，遠(yuǎn)遠(yuǎn)達(dá)不到國家電網(wǎng)公司提出的 3%需求響應(yīng)的水平和 PJM 市場 8-10%的國際先進(jìn)水平。利用價格和激勵策略引導(dǎo)其他需求側(cè)資源（例如電動汽車、分布式電源、能效電器等）參與電力安全供應(yīng)。討論與分析用電負(fù)荷供應(yīng)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)組合核電、水電和大型煤電機(jī)組的定位是基荷電源，其發(fā)電經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢需要在足夠高的利用小時數(shù)下才能充分顯現(xiàn)。但過去計劃發(fā)電