北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目双碳背景下湖南省电力系统灵活能力优化分析研究2023年12月北京大学能源研究院是北京大学下属独立科研实体机构。研中国能建湖南院创建于1958年，为中国能源建设集团(世界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500强)在湘办事处单位。拥有电力、化工石化医药双行业国际前沿，利用北京大学学科门类齐全的优势，聚焦制约我甲级、工程勘察、咨询等专项甲级资质，业务涵盖能源电力国能源行业发展的重大战略和科技问题，按照“需求导向、规划、低碳节能咨询、超特高压电网、核电、大型火电、新学科引领、软硬结合、交叉创新、突出重点、形成特色”的能源、储能、综合能源、化工、医药、市政、建筑、环保等宗旨，推动能源科技进展，促进能源清洁转型，开展专业及领域。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推广平台。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气候变化与能源转型项目项目实施的一揽子服务，致力于打造国内领先的“双碳”智库和系统解决方案提供商。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，实在此郑重感谢ClimateImperativeFoundation对于报告现2030年前碳达峰和2060年前碳中和的目标。该项目通的支持和帮助。过科学研究，设立有雄心的目标，制定清晰的路线图和有效的行动计划，为政府决策提供建议和支持。报告内容为课题组独立观点，不代表其他方的任何观点或立场。系列报告《双碳背景下湖南省电力系统灵活能力优化分析研究》《福建省双碳目标与行动路线图研究报告》《中国散煤综合治理研究报告2023》《山东省中小燃煤电厂低碳高质量发展路径分析》《走向公正转型的未来：中国绿色转型对就业的影响》《湖南省电力行业碳达峰时间与路径研究》《中国典型五省煤电发展现状与转型优化潜力研究》《中国石化行业碳达峰碳减排路径研究报告》《中国塑料行业绿色低碳发展研究报告》《中国散煤综合治理研究报告2022》《新能源为主体的新型电力系统的内涵与展望》《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》《电力部门碳排放达峰路径与政策》《中国散煤综合治理研究报告2021》《“十四五”推动能源转型实现碳排放达峰》北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目系列报告双碳背景下湖南省电力系统灵活能力优化分析研究中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司湖南省能源碳中和发展研究中心张毅，张舒，程远林，余虎，廖兴炜，周野，邓笑冬北京大学能源研究院吴迪，王可珂，汪若宇，康俊杰，杨雷2023年12月目录◎前言.........................................................................................iii◎第一章湖南省电力系统调节资源情况.......................................1（一）湖南电力系统现状及存在问题��������������������������������������1（二）煤电调峰资源和发展规划��������������������������������������������3（三）气电调峰资源和发展规划��������������������������������������������5（四）常规水电现状和调峰前景��������������������������������������������8（五）抽水蓄能调峰资源和发展规划�������������������������������������9（六）新型储能调峰资源和发展规划������������������������������������12（七）区外来电调峰资源和发展规划������������������������������������15（八）需求侧负荷调峰资源��������������������������������������������������19◎第二章各类调峰资源的调峰性能分析.....................................20（一）煤电灵活性调峰性能分析������������������������������������������20（二）气电灵活性调峰性能分析�������������������������������������������21（三）抽水蓄能灵活性调峰性能分析�����������������������������������22（四）外调电灵活性调峰性能分析���������������������������������������22i（五）新型储能的调峰性能分析������������������������������������������23（六）需求侧响应（DR）调峰性能分析����������������������������������24◎第三章湖南省电力和调峰需求缺口测算..................................25（一）全社会用电量预测�����������������������������������������������������25（二）全社会最大负荷预测�������������������������������������������������28（三）电力和调峰需求缺口测算������������������������������������������29（四）小结�������������������������������������������������������������������������39◎第四章电力供应和调峰体系经济性场景分析...........................40（一）建模步骤�������������������������������������������������������������������40（二）场景设定�������������������������������������������������������������������43（三）不同场景的经济性计算����������������������������������������������44（四）基于日调峰结果验证储能装机合理性�������������������������54（五）小结�������������������������������������������������������������������������55◎第五章考虑需求侧响应的调峰经济性分析..............................56（一）调峰缺口测算������������������������������������������������������������56（二）不同需求侧响应规模下的装机优化����������������������������57◎第六章考虑外电的调峰经济性分析.........................................59◎第七章结论和政策建议..........................................................60ii前言在双碳战略目标背景下，构建以新能源为主体的新型电力系统，提升系统灵活调节能力，成为实现碳达峰碳中和的必然举措。湖南电网为全国峰谷差率最高的省份之一，电力调峰能力存在较大缺口，新能源消纳压力较大，本课题结合湖南省实际情况，在保障能源安全的基础上，合理规划布局全省调峰资源，综合考虑各调峰资源的调节性能、经济性和环境属性等对调节能力展开优化分析。课题研究对湖南省构建新型电力系统具有重要的意义，也可为全国类似省份推动电力绿色低碳发展提供路径参考。本研究报告以湖南省现有调峰电源、资源储备、调峰性能等分析为基础，对全省电力需求缺口、年调峰及典型日调峰缺口进行平衡测算，全面理清了全省调峰能力和调峰需求缺口等底数。合理设置多个场景，以全社会成本最优为目标函数，科学分析不同调节性电源配置组合下的调峰性能和经济性，通过日调峰缺口和弃电率计算对优化结果合理性进行验证，积极寻找各水平年下符合湖南省情的调节能力配置方案，并对需求侧响应和外调电力的调峰经济性进行了补充分析。最后根据计算和优化结果，给出湖南省电力系统调节优化建设的相关政策建议，推动具有湖南特色的新型电力系统构建，助力全省如期实现碳达峰战略目标。iiiClimateChangeandEnergyTransitionProgram第一章湖南省电力系统调节资源情况（一）湖南电力系统现状及存在问题（1）湖南电力系统现状1）电源现状截至2022年底，湖南电网电源装机为5841万千瓦，其中火电2522万千瓦（含生物质126万千瓦），占比43.2%；水电1721万千瓦（含抽水蓄能电站120万千瓦），占比29.5%；风电900万千瓦，占比15.4%；太阳能636万千瓦,占比10.9%；储能电站62.7万千瓦,占比1.1%。2）电网现状湖南省电力系统是华中电力系统的重要组成部分，处于华中电网乃至国家电网的最南端，目前全网分为14个供电区。湖南电网经三条500kV联络线(葛换～岗市、孱陵～澧州双回)与华中湖北电网联系；2017年6月祁韶特高压直流投运，通过±800kV祁韶直流实现甘肃向湖南长距离送电；2021年12月，潇湘1000kV特高压变电站投产；2022年10月荆门-长沙1000千伏特高压交流工程投产，湖南电网通过1000kV特高压交流线路与江西、湖北电网形成联络。省内湘东基本建成500kV双环网，形成“西电东送、南北互供”的500kV骨干网架。3）供用电现状2022年湖南电网全社会用电量为2236亿千瓦时，全社会最高负荷为4650万千瓦，分别同比增长3.8%和12%。气候变化与能源转型项目14）电源与负荷分布情况湖南省负荷主要分布在京广铁路沿线经济发达地区，包括长沙、湘潭、株洲、岳阳、衡阳、郴州、永州等地区。目前，湖南省已经形成了湘东(长株潭)、湘南(衡郴永)两个主要的负荷中心。湖南省电源主要集中在西部地区(怀吉、常益长和娄邵等地)，目前该区域电源装机总容量约占全省的50%，大型电源1占比超过55%，而用电负荷仅占全省的35%；东、南部负荷中心(湘东、湘南)用电负荷约占全省的56%，而电源装机仅占全省的43%，其中大型电源占比仅为32%。因此，湖南电网形成了“西电东送”的格局，大量电力需要从西部远距离输送至东部受端系统。2017年祁韶直流投运后(设计单极400万千瓦、双极800万千瓦)，其系统位置处于湖南两大负荷中心的中间，增强了对两大受端电网的支撑。但基于现有的电源与负荷分布情况，全省总的送电格局仍未发生变化。（2）湖南电力系统存在的问题支撑保障能力不强。湖南常规水电占比达到28.6%，高于全国12个百分点，但整体调节能力不强，且水资源已开发殆尽；抽水蓄能站点资源丰富，但短期内难以形成电力供应能力；基础支撑煤电占比偏低，仅为43%左右，低于全国9个百分点，且服役时间超15年以上的30万千瓦机组多，导致湖南跨时段、跨季节调配能力不足，持续顶峰运行压力大。新能源送出消纳形势严峻。湖南三产与城乡居民生活用电占比高(48.6%)，其中居民生活用电高于全国15个百分点。湖南省负荷峰谷差率已接近60%，位于国网首位；省内电源调峰能力不足，丰水期受负荷较低和风雨同期的影响，常规水电汛期整体调节能力不强，火电深度调峰成本高，总调峰能力不足。常规水电占比高（28.6%），新能源快速发展，预计到2025年新能源总规模将达到3200万千瓦(现状1536万千瓦)。随着未来省内新能源的比重不断增高，叠加电网局部区域送出受限，新能源送出消纳形势严峻。主网架对新能源发展和负荷的适应性不足。随着全省用电需求增长、新能源等电源发展，全省500kV主网架仍存在薄弱环节。一是局部地区变电容量不够。当前500kV变电站仅有30座，高峰负荷期间湘东地区的艾家冲、星城变电站，湘南地区的船山变电站，湘中地区的长阳铺变电站均重载运行。二是网架结构薄弱。“十四五”以来，湖南南部新能源发展迅猛，丰水期湖南500kV南北断面通道以及湘南部分500kV主变容量难以满足清洁能源送出需求。全省碳达峰压力显著，对调节性电源的刚性需求大。目前全省调节性电源偏少，受抽水蓄能建设周期较长的影响，2030年前抽水蓄能装机容量较难激增，2030年后抽水蓄能才会大规模发展。在此背景下，亟需增加调节性电源以保证新能源的消纳，同时，优化煤电和其他调节性电源装机容量，以满足调峰平衡和缓解全省的达峰压力。1可认为是220kV电压等级上网电源或者火电容量大于12.5万千瓦，水电容量大于25万千瓦。2ClimateChangeandEnergyTransitionProgram（二）煤电调峰资源和发展规划（1）煤电机组建设现状截至2022年底，湖南省在运统调大型煤电厂共15座，机组41台，总装机2146.5万千瓦，其中百万机组4台，60万级机组19台，30万级机组18台。此外，贵州大龙电厂2台30万千瓦机组、郴州鲤鱼江A厂2台30万千瓦机组迎峰度夏度冬时可灵活送电湖南。从调节能力来看，湖南现役大型煤电机组调节能力略有差异，新建机组最小技术出力可达30%左右，部分在役机组最小技术出力在30%~40%之间。目前全国现有热电机组经过改造后的最小技术出力可达到40%~50%额定容量，纯凝机组的最小技术出力可达到30%~35%额定容量，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃纯凝工况最小技术出力为20%~25%额定容量。考虑湖南省煤电机组改造的实际情况，本报告后续煤电调峰能力按额定容量的30%考虑。图1.1：2022年底湖南省煤电现状分布图气候变化与能源转型项目3（2）煤电机组规划情况“十四五”期间，湖南省已核准在建电源有：平江电厂(2×100万千瓦，已投)、华容电厂(2×100万千瓦)、株洲电厂退城进郊(2×100万千瓦)、石门三期(2×66万千瓦)、益阳电厂三期(2×100万千瓦)。同时于2022年底实现鲤鱼江电厂灵活供电湖南。预计到2025年底，省内在运煤电装机约3034万千瓦（不含退役转应急电源）。湖南省核准在建大型煤电时间见下表1.1。表1.1：湖南省“十四五”核准在建大型煤电项目表单位：万千瓦项目2021年2022年2023年2024年2025年备注永州电厂2×1001×1001×1001×100已投产华电平江电厂1×1002×1002×100已投产神华华容电厂2002×302×66已投产一台机组株洲电厂退城160300200332核准在建核准在建进郊核准在建石门三期电厂已实现灵活供电益阳三期鲤鱼江电厂灵活供电项目合计（3）煤电退役计划按照国家能源局印发《关于下达2022-2025年煤电行业先立后改淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知》（国能发电力〔2022〕85号），“十四五”期间湖南淘汰煤电落后产能分别为耒阳一期（2×21万千瓦）、华岳一期（2×36.25万千瓦）和株洲老厂（2×30万千瓦），总计装机174.5万千瓦。“十五五”期间暂无退役煤电，“十六五”期间将退役湘潭电厂（2×33万千瓦），其退役计划如下表1.2所示。4ClimateChangeandEnergyTransitionProgram表1.2：湖南省煤电退役计划序号项目名称所在地市退役规模退役机组单位：万千瓦1耒阳电厂衡阳4221+21退役时间2岳阳电厂岳阳72.536+36“十四五”时期3株洲电厂株洲6030+30“十四五”时期4湘潭电厂湘潭6633+33“十四五”时期“十六五”时期合计240.5（三）气电调峰资源和发展规划（1）天然气资源湖南作为少煤无油无气的省份，天然气资源全部依赖外省调入。“十三五”期间，新粤浙管道湖南段的建成标志着湖南省从全国“北气南送”末端转为“南气北送”前端，天然气供应能力大幅提升。天然气供应方式为“管道气+LNG”，管道气消费占总量的85%左右，LNG消费占总量的15%左右。其中，湖南省管道气供应来源于“一干两支三省际”（一干为新粤浙管道，两支为忠武线-潜湘支线、西二线-樟湘支线，三省际为石首-华容管道、酉阳-龙山管道、来凤-龙山管道），如图1.2所示，LNG供应主要来源于周边省市，大多为城燃公司采购。气候变化与能源转型项目5图1.2：2022年湖南省管道天然气空间流向示意图（2）气电未来规划和发展前景湖南省目前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，分别为湘阴气电、永州气电和衡东气电，其预计装机容量分别为2×49万千瓦、2×50万千瓦和2×49万千瓦。三个项目均受国际天然气供应形势及天然气价格过高的影响，建设进展缓慢。结合湖南天然气资源禀赋、管网建设、国内外天然气供需形势以及湖南天然气发电项目前期工作进展情况，预计全省未来天然气调峰电源装机为296万千瓦。6ClimateChangeandEnergyTransitionProgram图1.3：湖南省规划大型燃气调峰电站分布布局基于湖南省天然气资源禀赋可初步判断，湖南省天然气资源不足以支撑大规模发展气电，且目前天然气发电政策暂未明确，利用小时和气源气价无法保障，省内继续布局大规模气电的投资不确定性大，因此本报告除已核准的三个气电项目外暂不考虑其他气电容量。气候变化与能源转型项目7（四）常规水电现状和调峰前景截至2022年底，湖南省已并网水电4300余座，总装机1601万千瓦，达到技术可发量的95%以上。其中，大型水电（25万千瓦以上为大型水电）装机819万千瓦，占比51.2%；小型水电装机782万千瓦，占比48.8%。湖南水电装机以径流式为主，调节能力较差。如图1.4所示。大型和经济性较好的中小型水电资源已基本开发殆尽，剩余少量中小型水电资源开发难度和经济代价较大，未来水电开发空间较小。图1.4：2022年底湖南省水电现状分布图8ClimateChangeandEnergyTransitionProgram现阶段，湖南省常规水电调峰能力较低，丰水期（4~9月）由于负荷不高，常规水电不参与调峰；枯水期（10~3月）由于水资源相对较少，目前可调峰能力仅能达到装机容量的17%。2021年10月，《湖南省推动能源绿色低碳转型做好碳达峰工作的实施方案》中明确提出，要“统筹水电开发，推动多点式小水电集中式管理和智能化运维托管；充分发挥水电与新能源的互补特性，盘活常规水电调峰资源，推动重点流域梯级水电与新能源发电优化互补”。因此，未来全省常规水电调峰能力有望小幅提升。“十四五”期间除已明确凤滩、柘溪增容(8.5万千瓦)、五强溪扩机(50万千瓦)、基本无法开发大型支撑性电源。表1.3：湖南2020～2025年大型水电投产项目情况年份20222023单位：万千瓦水电8.5备注凤滩、柘溪增容2×25开展前期工作五强溪扩机8.550已经核准合计（五）抽水蓄能调峰资源和发展规划（1）抽水蓄能装机现状目前湖南省已建成抽水蓄能电站1座，为黑麋峰抽水蓄能电站，装机容量120万千瓦。自投产以来，电站以“两发一抽”运行模式（即白高峰、晚高峰发电放水，后夜低谷抽水用电），在保障电力供应和电网安全、促进清洁能源消纳、推进碳减排、推动地方经济社会发展等方面均发挥了重要的作用。“十三五”期间，电站平均每年发电量14.5亿千瓦时、抽水电量17.5亿千瓦时，年均综合转换效率82.9%、启停次数2585次、综合利用小时数2666小时，紧急启动157台次。气候变化与能源转型项目9图1.5：黑麋峰抽水蓄能电站（2）抽水蓄能站点规划湖南省抽水蓄能资源丰富，项目储备超过3600万千瓦，“十四五”重点实施13个，总容量1740万千瓦，排名全国第二。按照NB/T35009-2013《抽水蓄能电站选点规划编制规范》的要求，对湖南全省具备抽水蓄能电站建设条件的区域进行了全面细致的查勘。按抽水蓄能电站的建设地形地貌、成库条件、水源条件、水头、距高比、装机规模等各方面的基本要求，普查出全省范围内可规划30万千瓦以上抽水蓄能的资源点共388个。图1.6：湖南省抽水蓄能电站资源点分布图10ClimateChangeandEnergyTransitionProgram湖南省抽水蓄能资源点主要集中在湘南丘山区(以罗霄山脉为中心)、湘西山区(以雪峰山为中心)、湘西北原山地区(以武陵山为中心)。湘东北洞庭湖区地势低平，地形地貌以平原和水域为主，具备建设抽水蓄能电站条件的资源点较少。目前，湖南省已有18个纳入国家中长期规划的抽水蓄能电站项目，如图1.7所示。其中平江（4×35万千瓦）、安化（240万千瓦）、桃源（120万千瓦）、炎陵（120万千瓦）、攸县（180万千瓦）项目已于2022年底开工建设。图1.7：湖南省中长期抽水蓄能规划根据《湖南省“十四五”电力发展规划》，结合目前平江抽水蓄能建设进展，预计“十四五”期间将投产平江抽水蓄能电站一台机（35万千瓦），“十四五”末期全省抽水蓄能电站总装机规模达到155万千瓦；“十五五”期间，根据目前已开工的5个大型抽水蓄能电站（包括安化(8×30万千瓦)、炎陵罗萍江(4×30万千瓦)、攸县广寒坪(6×30万千瓦)、桃源木旺溪(4×30万千瓦)和汨罗玉池（4×30万千瓦））建设进展，2030年能投产的最大装机容量约为500万千瓦，主要包括黑麋峰、平江、安化三处装机全部投产。气候变化与能源转型项目11（3）抽水蓄能调峰资源通常，取抽水蓄能的调峰系数为2，根据1.4.2节全省抽水蓄能的装机规划，目前的最大调峰能力为240万千瓦，“十四五”末期将达到310万千瓦左右，“十五五”期间将增加至1000万千瓦左右，“十六五”调峰能力将根据实际保供和调峰需求进一步增加。（六）新型储能调峰资源和发展规划新型储能包括物理储能、电气储能、电化学储能及氢储能等多种技术路线，其中研究程度较深的主要方向有电化学储能、压缩空气储能和氢储能等。储能新型储能传统储能抽水蓄能物理储能电气储能电化学储能化学储能飞轮储能超导储能铅酸电池氢储能压缩空气锂离子电池氨储能超级电容储能储能钠硫电池液流电池图1.8：常见储能技术分类图本报告结合湖南省实际，拟以新型储能中的电化学储能和压缩空气储能为重点展开研究分析。12ClimateChangeandEnergyTransitionProgram（1）电化学储能电化学储能示意图如下图所示。图1.9：电化学储能电站示意图2021年，湖南省电化学储能装机12.9万千瓦，2022年底，快速增长至62.7万千瓦。截至2023年6月底，全省电化学储能的装机规模达到263万千瓦，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”和“十六五”期间将根据新能源的建设和消纳情况、抽水蓄能的建成投产情况、能源供需安全和经济性等继续配建一定容量的电化学储能装机。（2）压缩空气储能压缩空气储能示意图如下图所示。气候变化与能源转型项目13图1.10：压缩空气储能示意图湖南省现暂无已建成的压缩空气储能电站。但全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。在现有技术下，压缩空气储能地下储气库形式主要分为天然盐穴和人工硐室。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，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。湖南省正全面布局和积极启动压缩空气储能电站建设工作，优选压缩空气储能电站厂址超20个，主要分布在湖南东部的11个市区，如图1.11所示，未来将逐步建成投产。目前，全省压缩空气站址的签约情况如下表1.4所示。表1.4：压缩空气储能站址签约序号地市规划站址系统接接入点直线岩石属性地质地貌签约情入点距离km况名称碧塘40岩浆岩丘陵低山肖家湾7岩浆岩剥蚀残丘已签约1郴州永兴永兴东峡山18岩浆岩丘陵低山已签约雁城10已签约2湘潭湘乡育缎乡昆山23--已签约赧水22--已签约3岳阳临湘鸦山沙坪15岩浆岩残丘待签约岩浆岩丘陵低山已签约4衡阳珠晖茶山坳镇5岳阳岳阳县公田镇6邵阳绥宁绥宁7长沙望城黑糜峰14ClimateChangeandEnergyTransitionProgram图1.11：压缩空气储能站址初选分布（七）区外来电调峰资源和发展规划（1）区外来电现状及规划湖南电网位于华中电网的南部，与湖北电网之间有三回500kV线路联系，位于±800kV祁韶直流线路的受端，接入来自西北地区输送的绿色电力。雅中直流送往江西经南昌～长沙特高压交流通道已经投产，输送容量400万千瓦。此外，湖南正在积极推动±800kV宁夏至湖南特高压直流工程,争取于2024年底建成投产，并达到400万千瓦的送电能力。根据《湖南省电力发展“十四五”规划》相关研究结论，并结合相气候变化与能源转型项目15关特高压工程实际进展情况，2025年、2030年湖南电网区外来电均达到2176万千瓦。综合考虑湖南省负荷发展情况和区外来电前期工作进展情况，“十六五”期间引入第三直流，2035年区外来电达到2976万千瓦。表1.5：湖南电网区外来电规模单位：万千瓦年份202120222023202520302035项目3763765765768008008008005761、500kV/1000kV交流176800800800117611768002、祁韶直流5002176217680029763、宁湘直流4、第三直流合计676注：1000kV交流特高压包含雅中直流分电。图1.12：2022年湖南省外来电示意图16ClimateChangeandEnergyTransitionProgram（2）区外来电送电曲线1）祁韶直流考虑祁韶直流送端出力能力及湖南负荷曲线特性，祁韶直流逐月24小时送电曲线预测如图1.13所示。2025年，祁韶直流3-6月日最大电力为160万千瓦，最小电力为80万千瓦；1月、7月、8月、12月最大电力为800万千瓦、最小电力为400万千瓦(考虑50%调峰能力)，持续时间存在一定差异。年利用小时数约4500小时。图1.13：祁韶直流2025年送电曲线2）雅中直流根据雅中直流可研报告结论，雅中直流为水电直流，基于输电电量平衡，并根据丰枯水季，预测送电曲线如图1.14所示。2025年，雅中直流7、8月日最大电力为400万千瓦，最小为80万千瓦；6、9、10月日最大电力330万千瓦，最小电力分别为50万千瓦、150万千瓦、80万千瓦；1-2月、12月日最大电力200万千瓦，最小电力80万千瓦；3-4月日最大电力160万千瓦，最小电力80万千瓦；5、11月日最大电力240万千瓦，最小电力分别为80万千瓦、50万千瓦。年利用小时数约4000小时。气候变化与能源转型项目17图1.14：雅中直流2025年送电曲线3）交流输电线路参考鄂湘断面3回500kV线路近5年出力8760数据，预测鄂湘联络线送电潮流在7月-9月输送潮流最大，基本达到最大输送能力，支撑湖南迎峰度夏高峰负荷保供需求；2月-6月输送潮流较细小，为最大输送电力的0.4左右。电力曲线如图1.15所示。图1.15：鄂湘联络线电力曲线18ClimateChangeandEnergyTransitionProgram（八）需求侧负荷调峰资源2021年，湖南省全社会最大负荷为4150万千瓦，2022年，湖南省全社会最大负荷为4650万千瓦，同比增长12.0%。根据湖南省“十四五”规划估测，2025年湖南省全社会用电量为2840亿千瓦时，全社会最大负荷5800万千瓦。按5%最大用电负荷为需求侧响应能力测算，全省“十四五”需求侧响应调峰资源需达290万千瓦。通过完善需求侧管理和响应体系，加大源网荷储一体化建设力度，加强支撑性电源和负荷侧的管理，提高电源跟踪负荷能力，提升配电网调节韧性，将能实现快速灵活的需求侧响应。同时，通过提升用电企业和终端用户的需求侧响应积极性，积极探索需求侧响应参与电力市场的形式等，需求侧负荷将可在调峰低谷和顶峰时承担更多的调峰需求补偿。气候变化与能源转型项目19第二章各类调峰资源的调峰性能分析结合第一章湖南省的调峰资源禀赋分析，本研究仅考虑煤电、气电、抽水蓄能、外调电、新型储能和需求侧响应等调节性资源的调峰性能。各调峰资源的调峰能力是包括机组启停时间、出力变化幅值和爬坡速度等因素的综合体现。（一）煤电灵活性调峰性能分析火电机组调峰影响因素有锅炉燃烧稳定性、水动力工况安全性、锅炉辅助机设备参数、运行人员水平和新型改造技术等。火电灵活性改造的内容主要有三项：深度调峰能力达到20%~40%，快速爬坡能力2%/min~5%/min，快速启停时间2h~4h。图2.1：火电运行灵活性改造内容通过调研全省煤电机组的最小稳燃负荷得知，目前全省所有燃煤机组的最小技术出力均值为30%左右，火电在深度调峰时，通常的做法有三种：20ClimateChangeandEnergyTransitionProgram一是调节给煤量，即变负荷调峰，在负荷低谷阶段通过降低机组出力以满足系统调峰需要的运行方式。这种方式是目前最常用的方式，较为容易实现，机组寿命损耗小，安全性和机动性好。该方式的劣势在于，在负荷率降低时煤耗也随之增加，发电成本增加。在变负荷的同时，需要增加辅助设施，包括：需要备用燃油系统，为保证炉膛不灭火，随时准备投油助燃。需要增加控制省煤器入口水量，在给煤量减少的情况下，打开系统内的再循环旁路，从大的给水管道引出一条支路回水管道，减少省煤器入口流量，保证给水系统的正常运行。需要增加切换辅汽汽源，当机组负荷下降后，原来的辅汽压力会随着主蒸汽压力的减少而降低，为了使辅汽压力满足电厂其他系统需求，根据机组现状调整辅汽汽源。二是启停调峰，机组由于电网调峰需要而停机，并在24h内再度开启的调峰方式。该方式的优点为夜间停机后维护简单，机组可调出力大，但由于启停频繁，操作复杂，其安全性、机动性较差，事故率较高。三是停机调峰。通常在国庆、春节等长假期间，系统负荷较同期正常工作日下降较多，此时除需尽量安排机组正常检修外，还需安排大量煤电机组停机以适应系统长周期低负荷运行状态。停机调峰与启停调峰类似，停机调峰对机组的影响主要为寿命损耗和启停费用两方面。目前，国内灵活性改造后的煤电机组平均最低出力为30%额定机组容量，爬坡速度为3%~6%（Pn/min），启停时间为4~5h，额定续航时间较长，可匹配实际调峰需求时长进行调峰。（二）气电灵活性调峰性能分析燃气机组的低负荷运行深度调峰是指机组能长时间在低负荷运行，在电网需要迅速调峰和调频时，燃气机组能迅速响应一次调频和自动发电控制（AGC）负荷，从而保证电网的稳定运行。燃气机组具备启停方便、响应速度快的特点，调峰能力和跟踪负荷的性能高于煤电。通常，影响燃气机组低负荷运行的因素较多，主要包括以下几个方面：1.机组类型，机组安全稳定性，低负荷稳定燃烧点。其中，燃气机组的类型不同，燃烧模式及切换工况点也不同。2.低负荷时机组的环保排放情况。3.机组的经济性，旁路全关时的负荷工况点。根据燃气机组的燃烧特性，负荷越低，燃烧效率越低，经济性越差。尽管机组容量越大，机组效率越高，但当燃气机组进行深度调峰时，其效率将明显降低，成本也将大幅提高。气候变化与能源转型项目21同时，气电的调峰性能与不同制造商提供的主机有关系。不同制造商生产的主机在冷态、温态和热态启动的时长不同，如GE公司、SIEMENS和MHI公司的主机在温态启动的时间分别为110min、120min和110min。目前国内燃气机组的出力范围通常在20%~100%，爬坡速度为8~10（Pn/min），启停时间低于2h，调峰时长可根据实际调峰需求来宏观调控。受天然气价格、气源供应稳定性以及天然气发电利用小时数等影响，燃气机组的发展受限，目前我国建设的燃气机组主要用于调峰。（三）抽水蓄能灵活性调峰性能分析抽水蓄能电站是一种电能转换和储备装置，在转换过程中会有电能损失，目前抽水蓄能电站的综合效率约75%，其工作原理是利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站，又称蓄能式水电站。抽水蓄能可将电网负荷低时的多余电能转变为电网高峰时期的高价值电能。在电力系统中具有削峰填谷、调频、调相、储能、系统备用、黑启动等“六大功能”，且宜为事故备用。通常，抽水蓄能的出力范围为-100%~+100%，爬坡速度为10~50%（Pn/min），启停时间仅需要15min。（四）外调电灵活性调峰性能分析跨省跨区输电通道受建设进度与电源结构制约，晚高峰顶峰能力不足。根据外电的电力组成，设定祁韶直流、鄂湘联络线、雅江直流和宁湘直流的调峰系数，考虑7%的输电网损，预计2025年湖南省丰水期和枯水期外电的调峰能力分别为644万千瓦和499万千瓦，在仅考虑已核准和在建调节性电源的基准场景下，雅江直流的输入电力将有所提升。2030年丰水期和枯水期外电的调峰能力分别增加至867万千瓦和723万千瓦；2035年丰水期和枯水期外电的调峰能力与2030年保持一致。外电调峰不需要考虑调峰所带来的通道寿命和调峰费用问题。调峰性能与外电通道22ClimateChangeandEnergyTransitionProgram的电力组成有关，不同的外电通道电力组成不同，调峰性能也不同：火电占比较多的外电通道调峰响应速度快，水电占比较多的通道可调峰能力受季节影响较大，丰水期调峰能力较小，枯水期调峰能力较丰水期大。（五）新型储能的调峰性能分析在传统发电领域，储能主要起到辅助动态运行、取代或延缓新建机组的作用；在可再生能源发电领域，储能主要起到削峰填谷和跟踪计划出力的作用；在辅助服务领域，储能主要起到调频、调峰和备用容量的作用；在分布式能源与微网领域，储能主要起到分时电价管理、容量费用管理和提高供电可靠性的作用。其中电化学储能参与调峰过程中具备5个特点：1.具有快速响应的特点，能够迅速实现充放电状态的转换，爬坡速度为100%（Pn/200ms），响应时间仅需毫秒级；2.具有调节精准的特点，可以实现精准控制和跟踪；3.具有有功/无功正负双向连续调节的特点；4.在额定功率范围内，具有无调节深度限制的特性，出力范围为-100%~+100%，无需热备用；5.灵活性选址布局和配置，建设周期短等。因此，光伏和风电的间歇性可以通过电化学储能系统在一定程度上进行优化，减少新能源的随机性。但电化学储能的单体项目容量小，充放电时长有限，全寿命周期短，运行存在一定安全隐患，经济性相对较差。除电化学储能外，压缩空气储能也是极具发展潜力的大规模“长时”储能技术，具有建设周期短，单体项目容量小，调节性能优，环境友好等特点。该技术调节时长通常可达到4~6h，建设周期2年，储能效率通常为65%~70%，适用于大规模应用，是近中期调峰电源规模化发展的优先选择，但其也有受地理资源限制等缺陷。气候变化与能源转型项目23（六）需求侧响应（DR）调峰性能分析实现电力系统供需平衡的传统做法是在负荷需求高时增加发电机组出力，但负荷高峰时段往往持续时间较短。为了满足这部分需求而增加的发电和输配电出力，其投资利用率很低，因此可以通过减少或者延迟需求侧的电力负荷来实现供需平衡，即需求侧响应。需求侧响应调峰具有响应速度快的特点，可从用户侧、供电侧、发电侧和社会效益四个方面避免成本费用：用户侧可避免终端机组容量和电量，增加收益和成本的比值（益本比）；供电侧可避免峰荷容量和电量以及投资成本；发电侧可避免装机容量和电量以及避免燃料的成本费用；社会效益则主要考虑可避免的CO2、SO2和NOx排放量，故对传统电网调峰模式进行优化，将需求侧资源作为与供给侧相对等的资源参与到电网调峰中，可以从很大程度上提高电网调峰的有效性和经济性。随着智能电网的推广，在高级量测体系和先进通信设备的作用下，可控负荷、柔性负荷、电动汽车以及安装在用户侧的储能设备等都将成为广义的需求侧调峰资源。需求侧响应一般可以划分成两种类型：基于价格的需求响应和基于激励的需求响应。在基于价格的需求响应中，一般采用价格-需求弹性来定量表示电价变化对电力用户响应行为特性的影响。在基于激励的需求侧响应中，激励机制的设计是关键。电力用户一般可以通过两种途径获得补偿：一种是独立运行商或者电力交易中心等机构对用户的停电价格进行评估，另一种是用户自己申报可中断负荷容量和中断成本，用户可以通过基于激励的需求侧响应获取一定的收益。24ClimateChangeandEnergyTransitionProgram第三章湖南省电力和调峰需求缺口测算在测算湖南省电力需求缺口和调峰需求缺口前，需对全社会用电量和全社会最大负荷进行预测，再将全社会用电量和全社会最大负荷预测结果作为需求缺口测算的输入数据。（一）全社会用电量预测结合回归分析法、弹性系数和产值单耗等方法得到湖南省在经济发展高水平、中水平和低水平的全社会用电量预测结果。（1）回归分析法湖南省“十四五”GDP增速按高水平、中水平和低水平分别为7%、6.5%和6%计算，根据2011-2022年的全社会用电量和地区生产总值数据（表3.1），通过回归拟合可得全社会用电量（y）和生产总值（x）关系式为：y=8E-07x2-0.021x+1430.2。表3.1：2011-2022年湖南省全社会用电量和GDP数据年份全社会用电量，亿千瓦时用电量增速，%GDP，亿元GDP增速，%20111293101891512.8201213474.182120711.3201314235.642354510.1201414310.56258819.5201514181.19285398.6气候变化与能源转型项目25年份全社会用电量，亿千瓦时用电量增速，%GDP，亿元GDP增速，%201614963.31308537.9201715825.753382882018174510.3363307.8201918646.82398947.6202019293.49417823.82021215511.7460637.7202222363.8486706.47根据设定的GDP增长水平可得到不同增长水平下2025年GDP增速，从而根据拟合关系式得到2025年的全社会用电量预测值，结果如下表3.2所示。表3.2：回归分析法下的湖南省全社会用电量预测结果GDP增速，%2022年全社会用电量，2025年全社会用电量，十四五增速，%7亿千瓦时亿千瓦时10.566.5223630229.816223629619.0722362901（2）弹性系数法根据“十四五”GDP增速设置不同水平下的弹性系数分别为1、0.95、0.9，全社会用电量增速为GDP增速与弹性系数的乘积，再根据全社会用电量增速预测2025年的全社会用电量，结果如下表3.3所示。表3.3：弹性系数法下2025年湖南省全社会用电量预测结果GDP增速，%弹性系数用电量增速，%全社会用电量，亿千瓦时71727396.5267660.956.1825740.94.826ClimateChangeandEnergyTransitionProgram（3）产值单耗法根据湖南省近年来各产业产值单耗设置三个发展水平下的产值单耗；按0.1：0.4：0.5的GDP产业占比计算各产业2025年的GDP预测值；各产业的全社会用电量预测值为产业GDP与产值单耗的乘积；全社会用电量包含三个产业结构用电和居民生活用电，居民生活用电根据湖南省“十四五”能源增供稳供预测结果可得，居民生活用电量约为814亿千瓦时，故产值单耗法的预测结果如下表3.4所示。表3.4：产值单耗法下2025年湖南省全社会用电量预测结果GDP增产业结构2025年产产值单耗，2025年产全社会用电用电量速，%业GDP，千瓦时/业用电量，量，亿千瓦时增速，%一产亿千瓦时7二产亿元万元三产59626.5居民生活238495834.6一产298116二产5851396三产/居民生活587927787.57一产23516二产29395179533三产居民生活//8145797231875432289835601317/26626.66170500/8145029.0540125225735.93165478/814综合上述回归分析、弹性系数和产值单耗法的预测结果，对三种方法下的全社会用电量增速取平均值，从而得到三个发展水平下的全社会用电量预测值，根据这一结果综合选取2025年的全社会用电量预测值，为2840亿千瓦时，计算表格如下表3.5所示。气候变化与能源转型项目27表3.5：不同GDP增速下湖南省全社会用电量预测结果单位：亿千瓦时GDP增2022年用电量增速用电量增速用电量增速加权平20252025速，%全社会用（弹性系（回归分（产值单均值年总量年推荐数法）析法）耗法）电量7.022367.00%10.56%7.57%8.65%28686.18%9.81%6.66%7.82%28036.522364.80%9.07%5.93%6.96%273628406.02236根据湖南省“十四五”电力发展规划实施中期评估报告，预计2035年全社会用电量为4100亿千瓦时，按全社会用电量年均增长率降低的原则，取“十五五”期间年均增速约为4.56%左右，计算得2030年的全社会用电量约为3580亿千瓦时。2025-2035年的全社会用电量综合预测结果见表3.6。表3.6：2025-2035年湖南省全社会用电量综合预测结果项目单位2022（实际值）2025年2030年2035年全社会用电量亿千瓦时2236284035804100/8.044.562.92年均增长率%（二）全社会最大负荷预测结合全省全社会用电量预测结果，以及往年湖南省负荷变化特点，预测全社会最大负荷如下表3.7所示。表3.7：2025-2035年湖南省全社会最大负荷预测结果项目单位2022（实际值）2025年2030年2035年全社会最大负荷万千瓦4650580073008500/7.644.73.1年均增长率%28ClimateChangeandEnergyTransitionProgram从预测结果可得，2025年、2030年和2035年的全社会最大负荷分别为5800万千瓦、7300万千瓦和8500万千瓦。（三）电力和调峰需求缺口测算本研究将根据电力平衡来测算需求缺口，为使测算结果能真实的反应实际需求缺口，在考虑电力装机时，将仅考虑已核准和在建的机组，未核准的机组在测算时均不考虑。例如，煤电机组仅考虑已核准开工的大唐华银株洲（2×100万千瓦）、长安益阳（2×100万千瓦）和陕煤石门（2×66万千瓦）3个扩能升级项目，共532万千瓦，规划未核准的郴州（70万千瓦）、汨罗（200万千瓦）和岳州（200万千瓦）电厂均不考虑；气电机组根据工程进展情况和天然气气源影响，预计2025年投产衡东气电（合计98万千瓦），2030年全省已规划的三个项目全部投产，合计296万千瓦；平江抽水蓄能（140万千瓦）预计2026年全部投产，目前已开工建设的5个抽水蓄能电站（包括安化、广寒坪、木旺溪、罗坪江、玉池）共计780万千瓦，预计2030年投产380万千瓦，故2030年累计抽水蓄能装机取500万千瓦。此外，新型储能的装机容量根据目前的建设容量，取300万千瓦。（1）根据电力平衡测算1）平衡原则：•计算水平年及典型场景：2025年、2030年及2035年，测算过程分夏季大负荷（以下简称“夏大”）和冬季大负荷（以下简称“冬大”）两个场景；•系统备用容量：2025年、2030年和2035年均为12%；•系统削峰容量（即需求侧响应）：2025年、2030年和2035年均为3%；•根据收资调研情况，大型水电和小型水电按照往年的历史出力特性选取出力系数，大型水电在夏大和冬大的出力系数分别0.57和0.62，小型水电分别取0.5和0.3；•大型煤电出力系数取1，小型煤电出力系数取0.8，气电取0.9；•风电取0.05，光伏发电不参与电力平衡，生物质出力系数取0.8；•抽水蓄能出力系数取1，新型储能考虑其出力特性以及应对高峰负荷的不稳定性等，取综合出力系数为0.5；•外调电力的出力系数根据外电通道的出力曲线进行选取，总的外调电力在夏气候变化与能源转型项目29大和冬大的出力系数均大于0.6，同时考虑区外祁韶直流、雅江直流和宁湘直流的电力网损为7%，鄂湘联络线的网损为2%。2）平衡结果根据上述平衡原则，计算所得的湖南省中长期电力平衡夏大和冬大的结果如下表3.8所示。表3.8：基准场景下湖南省中长期电力平衡结果单位：万千瓦年份装机2025冬大装机2030冬大装机2035冬大夏大6301夏大7931夏大一、系统需要容量8647630158001105079317300119501.系统最大负荷86758001748677300219867923492342.削峰容量7821746757822198507823.备用容量2848675441528488504803284885008500二、电源可利用容量247453153624749195362471.大型水电1700496235220049623525002552552.小型水电150039128483000391284835003.大型煤电150284819825028481983509899894.小型煤电1551982601981102605.风电3008585300110300501448986.光伏98029602967.生物质012002004965368.抽蓄2176120155217620026021769.储能17615515017626015017639123510.气电80015088800150266800三、区域盈亏88-1886266-312828482848四、外来电力-17701436-301214361.鄂湘联络线142714116441411981982.祁韶直流17660517660560560512512500280280260260150150266266-4220-43361644143617614160560530ClimateChangeandEnergyTransitionProgram单位：万千瓦年份2025203020353.雅江直流装机夏大冬大装机夏大冬大装机夏大冬大4.宁湘直流5.输电网损400372186400372186400372186五、考虑外电盈亏80037260580060560580060560598101114101114101-343-449-1368-1692-2576-2900根据电力测算结果，在计及需求侧响应的情况下，预计2025年湖南省的夏大用电缺口将达到340万千瓦左右，冬大用电缺口将超过440万千瓦；由于测算过程中，煤电、气电、抽水蓄能和新型储能仅考虑了目前已核准和在建的机组，其他电源装机容量根据政府规划，故随着全社会用电需求的增加，电力缺口逐渐加大，2030年和2035年在不考虑需求侧响应的情况下，最大电力缺口（冬大）分别将达到1692万千瓦和2900万千瓦左右。（2）根据调峰平衡测算本部分将分别进行年调峰和日调峰测算，年调峰按照各电源装机的调峰系数来测算，以计算各电源装机的最大调峰能力；日调峰按照各电源出力的最小出力系数来计算，以确保各调节性电源新增装机在电网承载范围内。1）年调峰平衡原则•计算水平年：2025年、2030年及2035年；•基准场景的年调峰平衡测算时不考虑需求侧响应规模；此外，需调峰容量中还计及了7%最高用电负荷的日旋转备用量；•由于枯水期的调峰容量缺口大于丰水期，且未来的峰谷差率没有确定的大幅增加或者降低的趋势，小幅的波动对调峰缺口影响较小，因此在调峰平衡测算时，根据历史年份和基准年的分布规律，枯水期峰谷差率取58%；•本地电源装机的调峰系数，常规水电取0.17，风电具有反调峰性能，调峰系数取-0.3，光伏发电、生物质不参与调峰，煤电、气电、抽水蓄能和储能的调峰系数分别为0.7、1、2和1；•根据《湖南省“十四五”电力发展规划》，外调电力调节能力不低于30%，同时考虑各外电通道的电力组成设置祁韶直流、鄂湘联络线、雅江直流和宁湘直流的调峰系数分别取0.4、0.5、0.5和0.4；气候变化与能源转型项目31•考虑区外祁韶直流、雅江直流和宁湘直流的电力网损为7%，鄂湘联络线的网损为2%。2）年调峰平衡结果本报告计算年调峰平衡时取各电源装机的最大调峰系数，根据调峰平衡原则计算的湖南省中长期年调峰平衡结果如下表3.9所示。表3.9：基准场景下湖南省中长期调峰平衡结果项目2025年2030年单位：万千瓦一、系统需调峰容量377047452035年1.负荷调峰容量需求（峰谷差）3364423455252.日旋转备用4065114930二、装机容量8437109805951.煤电30343034122002.常规水电1650165030343.抽水蓄能15550016504.气电982965005.风电170022002966.光伏1500300025007.电化学储能3003003500三、电源调峰容量260233423001.煤电2124212440922.常规水电28128121243.抽水蓄能31010002814.气电9829818405.风电-510-6602986.光伏00-7507.电化学储能3003000四、外电入湘72372330072332ClimateChangeandEnergyTransitionProgram项目2025年2030年2035年1.鄂湘联络线3535352.祁邵直流3203203203.宁湘直流3203203204.雅江直流1001001005.输电网损535353五、调峰容量盈亏（+盈-亏)-445-680-710调峰容量盈亏（+盈-亏)（不考虑外电）-1168-1403-1433根据年调峰平衡结果可知，由于峰谷差率高，导致电力系统应对负荷变化时的需调峰容量增加。在仅考虑已核准和在建的电源机组时，尽管各电源取最大调峰系数，各电源的调峰能力仍不足，预计2025年、2030年和2035年的最大调峰缺口在计及外电的基础上分别达到450万千瓦、680万千瓦和710万千瓦左右。出现上述缺口主要有两方面的原因，一是由于目前的煤电机组深度调峰能力不够；二是风电具备反调峰特性、光伏发电不参与调峰和抽水蓄能等储能调峰电站目前并未大规模投产，导致目前全省已核准和在建电源机组的实际可调峰容量较少，且随着用电需求的增加，电力需求和调峰需求缺口逐渐增加，未来只能通过新增调节性电源来向上调峰，以满足能源供应安全和调峰需求。3）日调峰平衡测算在实际的应用中，当日内用电负荷高，系统保供压力大时，存在与年调峰需求不尽相同的挑战。首先，由于储能调峰站仅在保供压力小，有足够的充电电量的情况下具备调峰能力，日调峰时段部分储能调峰机存在无法充电的问题，即不具备任何调峰能力。此外，煤电机组受固定开机容量限制，调峰能力大大减小，故为更好地反应各机组的实际调峰能力和调峰缺口，选取丰水期和枯水期时最小的负荷需求日为单位分别计算日调峰缺口，此时取各电源的最小出力系数来做平衡测算，以得到电力系统下调能力和校核电网的承载力，基于电网的承载力基础上计算弃电率，将电网的弃电率控制在合理的范围内进行电力系统的优化。首先，在计算日调峰平衡前，根据往年的夏季和冬季典型日负荷曲线选取日调峰平衡测算时的位置，再计算丰水期和枯水期的日调峰平衡，2016-2022年湖南省夏季典型日负荷曲线和冬季日负荷曲线见图3.1和图3.2。气候变化与能源转型项目3335003500300030002500万千瓦万千瓦25000:000:0020001:001:002:002:0020003:003:0015004:004:005:005:0015006:006:0010007:007:008:008:0010009:009:0010:0010:0011:0011:0012:0012:0013:0013:0014:0014:0015:0015:0016:0016:0017:0017:0018:0018:0019:0019:0020:0020:0021:0021:0022:0022:0023:0023:002016年2017年2018年2019年22001260年年22001271年年22001282年年2019年2020年2021年2022年3.12016-20223.图1230.1：162-021062-22022年湖南省夏季典型日负荷曲线35003500300030002500万千瓦万千瓦25000:000:0020001:001:002:002:0020003:003:0015004:004:005:005:0015006:006:0010007:007:008:008:0010009:009:0010:0010:0011:0011:0012:0012:0013:0013:0014:0014:0015:0015:0016:0016:0017:0017:0018:0018:0019:0019:0020:0020:0021:0021:0022:0022:0023:0023:002016年2017年2018年2019年22001260年年22001271年年22001282年年2019年2020年2021年2022年3图.232.02：162-021062-22022年湖南省冬季典型日负荷曲线3.22016-2022从图3.1和图3.2可知，湖南省在夏季和冬季的典型日负荷曲线均呈现“双高峰”特点，夏季典型负荷曲线的午高峰大约出现在11~14点之间，晚高峰出现在20~23点之间，晚高峰明显高于午高峰；而冬季典型负荷曲线的午高峰出现在10~13点之间，晚高峰出现在17~22点之间，午晚高峰差距不大。因此做日调峰平衡测算时，仅需考虑夜间负荷最低点（丰小）、午间负荷最高点（丰午）和夜间负荷最高点（丰大）三个位置的调峰需求。34ClimateChangeandEnergyTransitionProgram①日调峰平衡测算原则调峰平衡原则为根据日最高负荷确定煤电装机的最小开机容量，确定各电源的装机容量后根据午间最大负荷来确定日最大调峰缺口。调峰压力最大通常存在两种情况，第一种为当夜间电力系统的用电负荷低，风电出力系数大时，此时电力系统的调峰压力较大。为缓解电力系统的调峰压力，通常采取弃新能源措施，弃电率也将作为电力系统优化合理性的关键指标，弃电产生的示意图见图3.3。图3.3：电力系统弃电示意图第二种是午间调峰。随着省内新能源的投产规模增加，丰午时新能源出力过大，导致午间向下调峰压力增加。由于日调峰平衡测算时，调峰系数取各电源的最小值，因此如存在调峰缺口时，需采取弃电措施，当弃电率超过一定规模时需考虑增加一定容量的储能装机。其他调峰约束如下：•计算水平年及典型场景：2025年、2030年及2035年，测算过程取用电负荷较低的丰水期和负荷较高的枯水期；•通常计算调峰缺口时，典型位置处的负荷根据历史年份的负荷特性取经验值，如丰水期最大负荷约为60%全年最高负荷（丰大），最低负荷约为30%全年最高负荷（丰小），丰水期午间最高负荷约为50%全年最高负荷（丰午），枯水期最大负荷约为80%全年最高负荷（枯大），最低负荷约为45%全年最高负荷（枯小），枯水期午间最高负荷约为75%全年最高负荷（枯午）；•系统需要容量考虑5%的备用容量；气候变化与能源转型项目35•本地电源装机风电日调峰系数取0.4，大型煤电取0.3，生物质日调峰系数取0.8，大型水电和小型水电在丰水期和枯水期的调峰系数取0.7和0.2；光伏、抽水蓄能、新型储能和气电调峰系数丰水期和枯水期取相同值，光伏丰小时取0，丰午时取0.6，抽水蓄能在丰小和丰午时均取-1，新型储能在丰小和丰午时均取-0.4，气电取1，外来电力主要根据外电的日出力曲线取值。②日调峰平衡测算结果丰水期和枯水期电力系统调峰具体见表3.10和表3.11。表3.10：丰水期日间调峰平衡表单位：万千瓦202520302035年份装机丰小丰午装机丰小丰午装机丰小丰午一、高峰负荷3480348043804380510051001.午/小负荷2.备用容量174029002190365025504250二、系统需要容290290365365425425量三、大方式电377037704745474555255525源开机(除577119791979841426072607931427022702煤电)1.大型水电8676596598676596598676596592.小型水电3.小型煤电7825475477825475477825475474.风电5.光伏2191751752191751752191751756.生物质7.抽蓄17008585220011011025001251258.储能9.气电15000030000035000010.外来电力15012012025020020035028028015515515550050050050050050030015015030015015030015015098888829626626629626626621761120112021761120112021761120112036ClimateChangeandEnergyTransitionProgram202520302035年份装机丰小丰午装机丰小丰午装机丰小丰午四、所需煤电开3034800800303410181018303417031703机(考虑最小开机)217630762354415427604860五、午/小方式电源出力1.大型煤电2402403053055115112.大型水电8676016018676016018676016013.小型水电7825475477825475477825475474.小型煤电2191751752191751752191751755.风电170068068022008808802500100010006.光伏150009003000018003500021007.生物质1501201202502002003502802808.抽蓄155-155-155500-500-500500-500-5009.储能300-120-120300-120-120300-120-12010.气电988888296266266296266266六、外来电力217672511452176725123821767251238七、下调能力缺436176164504210610口（不考虑外电）下调能力缺口（考1161132188917429351848虑外电）表3.11：枯水期日间调峰平衡表单位：万千瓦202520302035年份装机枯小枯午装机枯小枯午装机枯小枯午一、高峰负荷4640464058405840680068001.午/小负261043503285547538256375荷气候变化与能源转型项目37202520302035年份装机枯小枯午装机枯小枯午装机枯小枯午2.备用容量577129029084143653658814425425493049306205620572257225二、系统需要867867867容量782111311137821731173178218261826173173173173173173三、大方式电156156156156156156源开机(除煤电)1.大型水电2.小型水电3.小型煤电2191751752191751752191751754.风电17008585220011011025001251255.光伏1500003000003000006.生物质1501201202502002003502802807.抽蓄1551551555005005005005005008.储能3001501503001501503001501509.气电98989829626626629626626610.外来电力217685310212176853102121768531021303429642796303430343034303430343034四、所需煤电267731962753422328734343开机(考虑最小开机)五、午/小方式电源出力1.大型煤电8898399109109109102.大型水电8675203478675203478675203473.小型水电7824693137824693137824693134.小型煤电2191751752191751752191751755.风电170068068022008808802500100010006.光伏150009003000018003000018007.生物质1501201201701201201901201208.抽蓄155-155-155500-500-500500-500-5009.储能300-120-120300-120-120300-120-12010.气电296989829629829829629829838ClimateChangeandEnergyTransitionProgram202520302035年份装机枯小枯午装机枯小枯午装机枯小枯午六、外来电力217672511452176725123821767251238七、下调能力67-1154-532-1252-952-2032缺口（不考虑外电）下调能力缺口792-9193-14-227-794（考虑外电）从表3.10和表3.11可知，即使在考虑各电源开机容量和出力系数最小的情况下，电力系统在丰水期和枯水期考虑外电的情况下电力系统均存在下调能力缺口，且丰水期缺口大于枯水期，表明系统下调能力不足，需要进行弃电处理，因此在后续优化过程中，需对补全电力缺口后的电力系统弃电率进行分析。（四）小结由上述电力缺口和调峰需求缺口测算结果可得：1.在仅考虑已核准和在建的电源机组，其余未核准和未开工项目均不纳入测算的场景下，随着全社会用电需求的增加，全省的电力需求缺口将逐渐增加。从湖南省的年调峰需求结果可得，全省在基准场景下存在调峰缺口，2025年、3030年和2035年的调峰缺口分别为445万千瓦、680万千瓦和710万千瓦。从丰水期和枯水期日调峰平衡结果来看，即使在各电源装机均取最小开机容量和最小出力系数的情况下，电力系统仍存在一定的下调能力缺口，仅在枯水期午间不存在下调能力缺口，因此为满足电力供应和调峰需求，需要加大调节性电源的建设力度，同时合理的控制丰小/午和枯小时期的弃电率，减少调峰压力。2.当抽水蓄能装机规模增加后，下调能力缺口减小，说明增加调节性储能电源能缓解调峰压力。同时，本报告考虑煤电的最小出力系数为0.3，如能进一步提升煤电机组的调峰深度，也可进一步提升全省的调峰能力，因此为缓解全省调峰压力，应对现有煤电机组灵活性应改尽改。3.增加调节性储能电源和对煤电进行灵活性应改尽改两种措施均对调峰有正向作用，但煤电生产会产生大量的碳排放，因此未来大规模建设煤电机组用于灵活调节的难度较大，而调节性储能电源存在建设周期长和投资成本大等问题，因此未来电力系统的建设还需结合经济性进行进一步优化分析。气候变化与能源转型项目39第四章电力供应和调峰体系经济性场景分析根据湖南省电力需求缺口的基准场景计算可知，当考虑3%的需求侧响应时，预计2025年湖南省的夏大用电缺口将达到340万千瓦左右，冬大用电缺口将达到450万千瓦左右，测算仅考虑了目前已核准和在建的机组。随着全社会用电需求的增加，电力缺口将逐渐加大，2030年和2035年在考虑3%需求侧响应前提下，最大电力缺口（冬大）分别为1690万千瓦和2900万千瓦左右。从调峰测算结果可知，全省各水平年在计及外电和不计及外电的情况下均存在调峰需求缺口；在日调峰平衡测算中，即使在各电源装机均取最小开机容量和最小出力系数的情况下，丰水期和枯小时期电力系统仍存在一定的下调能力缺口。结合上述电力平衡和调峰平衡测算结果，须考虑新增一定规模的煤电、储能和抽水蓄能等调节性电源，以保证湖南省能源电力的安全使用和新能源的稳定消纳。本章节将首先基于电力缺口设置场景，分析以煤电为主，以清洁调节性电源为主两类场景的经济性，以此来反映煤电和各清洁调节性电源对经济性的影响；其次结合电力缺口和经济性进行各电源装机优化分析，得到基于湖南省省情，且既满足电力缺口，又满足经济性最优的各电源装机组合。本报告在做经济性对比分析时，未定量考虑技术进步对成本降低的影响，主要是因为当技术进步时，各类电源的装机成本下降差异较小，最终对本报告的结果影响可能较小。（一）建模步骤电力系统调峰能力优化经济性分析的建模过程如下：第一步：采用平准化能源成本分析（LCOE）计算新增煤电（△C）、气电（△G）、抽水蓄能（△P）、电化学储能（△E）和压缩空气储能（△CAES）装机的度电成本和储电成本。在计算度电成本的过程中，应将抽水蓄能、电化学储能和压缩空气储能在储电和放电过程中的电量损失进行折算后，将此三类储能装机简化成电源，进而等效计算各装机的储电成本(LCOS)。40ClimateChangeandEnergyTransitionProgram新增煤电和气电的度电成本，其计算公式如下所示：()TO&MP´1-RD´RTO&MVååPdynamiccost+O&Mtaxdepreciationtaxresidual-valuen-n-n()()()LCOE=11+Rdiscount11+Rdiscount1+RdiscountTO&M(1)Eaccrualå()11+Rdiscountn其中：Pdynamiccost：表示项目的动态总投资；PO&M：表示项目的年运维成本；Ddepreciation：表示年折旧成本，按单个项目的折旧年限进行换算；Rtax：表示税率，通常取25%；Rdiscount：表示折现率，通常取6%~8%，本研究统一取8%；TO&M：表示除建设期外的运维年限；Vresidual-value：表示项目停止运行时的残值，该值因具体项目的不同而不同；Eaccrual：表示年发电量。新增抽水蓄能、电化学储能和压缩空气储能的储电成本计算公式如下：éêçæC÷öçæC÷öTO&M(t)PTn(t)ùååêêçççèCE+÷÷÷ø÷÷÷øúP+çççèCE+P()+Cú(1+r)tηtúddt=1t=11+rúêLCOS=ëû(2)åηTn(t)t=1(1+r)t其中：CE：随容量变化的装机成本，单位为元/kWh；CP：随功率变化的装机成本，元/kW;d：额定功率下的放电时长，单位为h；T：系统寿命，单位为年；O&M(t)：第t年的运维费用占装机总费用的比例，单位为%；PC：充电时的买电价格，单位为元/kWh；η：储能站循环效率；r：折现率；气候变化与能源转型项目41n(t)：年循环次数，单位次/年。第二步：根据全省的能源利用实际情况确定上述调峰电源装机的发电利用小时，本研究中两种新型储能的发电利用小时均为1150h，气电取1800h，煤电利用小时数主要根据不同年份的电量平衡进行选取；第三步：根据各调峰装机的度电成本、发电利用小时和假定需要新增的装机来计算总费用和综合度电成本，并对比不同场景经济性；第四步：假设各电源的新增装机，对全省电力系统调节能力基于成本进行优化分析，优化过程中涉及两个约束条件和一个目标函数，分别为：（3）DC≤100%D总DG≤10%D总（4）DP≤100%D总DS≤300%D总Qa1u('CA)uh1a2u'Guh2a3u'Puh3a4u'Suh4（5）min('CA)uh1'Guh2'Puh3'Suh4上式中，△总为电力需求总缺口，△C、△G、△P和△S分别表示新增煤电、气电、抽水蓄能和新型储能装机容量，A为基准场景下的煤电装机容量（万千瓦），fc为煤电的出力系数，fs为新型储能的出力系数，a1，a2，a3，a4分别为各电源装机的平准化度电成本，h1，h2，h3和h4分别为各电源装机的发电利用小时数；Qmin为系统最小综合度电成本。第五步：分析上一步结果的合理性，如不合理，则需要增加优化过程中的约束条件，重新进行迭代优化；反之合理，直接得到最终可行解。42ClimateChangeandEnergyTransitionProgram（二）场景设定各关键水平年的场景设置均是基于基准场景，新增电力仅用于基准场景下各关键水平年的电力缺口补偿，且电力缺口补偿比例考虑各电源装机的出力系数。（1）2025水平年考虑目前的煤电建设进展，2025年已核准的电源全部建成投产，因此2025水平年的煤电装机已明确，无其他新增煤电机组；气电仅考虑目前正在建设的衡东气电；抽水蓄能建设周期较长，现已开工建设的抽水蓄能项目除平江抽水蓄能电站一台机（基准场景已考虑）外，均不可能投产，因此2025水平年的抽水蓄能无其他新增投产机组，故2025年的电力缺口（449万千瓦）主要通过新型储能进行补偿，因此为分析新型储能对经济性和调峰能力的影响，设置以下5个场景，其中场景1为电力缺口为0的场景，场景2-5是新型储能装机和电力盈余逐渐增加的场景，以直观的分析新型储能对电力系统经济性和调峰盈余等的影响。表4.1：2025水平年的电力供应比例场景新增装机类型场景1场景2场景3场景4场景5新型储能200%250%300%350%400%112225337449电力盈（+）缺（-）0（2）2030水平年2030水平年电力缺口（1692万千瓦）计算考虑了目前正在建设的三个气电机组，共计296万千瓦的容量。2030年电力缺口主要可通过煤电、抽水蓄能和新型储能来补偿。以补齐电力缺口为基准，分别以煤电为主导和以清洁灵活电源为主导为原则，设置场景如表4.2所示。气候变化与能源转型项目43表4.2：2030水平年的电力供应比例场景设置新增装机类型场景1场景2场景3场景4场景5煤电21%31%41%52%62%气电17%13%10%7%3%40%40%50%40%20%抽水蓄能50%36%2%8%34%新型储能（3）2035水平年2030年后考虑全省已实现碳达峰，因此本报告暂考虑2030年后不再新增煤电机组。电力系统缺口主要通过煤电，抽水蓄能和新型储能来补偿。由于场景设置的基准年为2023年，场景设置同样以补偿电力缺口为基准，以煤电为主导和以清洁灵活电源为主导为原则，如表4.3所示。表4.3：2035水平年的电力供应比例场景设置新增装机类型场景1场景2场景3场景4场景5煤电35%35%35%35%35%25%35%40%50%55%抽水蓄能82%62%52%32%22%新型储能（三）不同场景的经济性计算（1）基准场景电力缺口结合表3.8-3.11可得，基准场景下，2025年、2030年和2035年四个水平年的电力缺口见图4.1。44ClimateChangeandEnergyTransitionProgram0-343-449-10000-343-449-1368-1692-1000容量（万千瓦）-2000-1368-1692-2576-2900容量（万千瓦）-20002025年2030年-2576-3000夏大电力缺口冬大电力缺口-2900-30002035年-4000-40002025年2030年2035年图4.41.1：基准场夏景大下电夏力缺大口和冬大冬的大电电力力缺缺口口分布如图4.14.1所示，冬大的电力缺口大于夏大，因此将冬大情景作为经济性计算的基准场景，基准场景下2022年和三个关键水平年的各类装机对比如图4.2所示。13500120003001350030035003001050030030003500装机容量（万千瓦）120003002500装机容量（万千瓦）900022030000150016501652050010500300750022003034165017003031465030230435年9000150020303年034600063新型储能1650生物质抽水蓄能750063617002035年45009002030年303146506000633000160613645009001500239630001601012500202年23962025年3034煤电气电水电光伏风电02022年2025年煤电气电水电风电光伏生物质抽水蓄能新型储能4.22022图4.2：2022年和三个关键水平年的电源装机对比4.220221气候变化与能源转型项目45（2）平准化度电成本计算结合典型的煤电、气电、抽水蓄能和新型储能（包括电化学储能和压缩空气储能）项目建设财务经济性分析数据，根据公式（1）和（2）可计算得各调峰电源装机的能源平准化度电成本，如图4.3。0.900.7510.750.688度电成本（元/kWh）0.600.5970.450.4560.325气电抽水蓄能压缩空气储能电化学储能0.300.150.00煤电装机类型4.3图4.3：新增装机的平准化度电成本装机容量（万千瓦）10从00图4.3可知，煤电的度电成本最低，其次是抽水蓄能和新型储能，气电的度电成本最高，压缩空气储能的度电成本低于电化学储能。800（3）煤电灵活性改造的经济性分析600根据各类装机度电成本的计算公式，加上调峰改造的费用和改造后需要增加的燃料费，可400计算得出新建煤电机组进行调峰改造后的度电成本，其计算公式如下。200（6）0场景1场景2场景3场景4场景5按照调研收集的数据，煤电灵活性改造综合单位投资为60~120元/千瓦，其中仅改造调峰特性的单位投新资型为储能60新~增70装元机/千瓦电，力改盈造（后+需）要缺增（加-）的燃料费与改造的煤电机组容量、改造后增加的供电煤耗、发电利用小时和当前煤价有关。4.42025其中，改造后增加的供电煤耗受汽机效率、锅炉效率和厂用电率的综合影响，本文46ClimateChangeandEnergyTransitionProgram取三个因素的综合影响，参考文献《火电机组深度调峰经济性分析》中的数据，一台30万千瓦的亚临界锅炉和一台66万千瓦的超临界锅炉在机组负荷率为30%时，其供电煤耗较额定负荷工况分别升高70.12g/kWh和73.32g/kWh，可得调峰改造的供电煤耗受机组容量的影响较小，故本研究取新增煤电机组完成70%调峰深度的供电煤耗增加75g/kWh，考虑未来技术的进步，深度调峰所导致的供电煤耗增加量降低，假设本报告取50g/kWh左右，发电利用小时与存量煤电机组保持一致，当前煤价取900元/吨。综上，计算得出经过调峰改造后的煤电机组度电成本为0.331元/kWh，相较于额定负荷下新建煤电机组的度电成本0.325元/kWh，可得出对现有机组进行调峰改造后的度电成本仅增加0.7分/kWh，同时考虑到煤电调峰的碳减排收益（按60~70元/吨CO2），取煤电二氧化碳排放系数为0.827kg/kWh，则可计算得煤电完成70%调峰深度的碳减排收益为0.05元/kWh，与省内新建调节性电源的度电成本相比，对现有煤电机组进行灵活性“应改尽改”和新建煤电机组配套灵活性应用对全省电力系统调节能力的经济性优化有重要意义。（4）气电经济性分析考虑目前气电规划、建设进展和度电成本等因素，气电受天然气气源、气价和发电利用小时等影响，未来发展的不确定性较大，因此本报告仅考虑2025年投产衡东气电，共计98万千瓦，2030年考虑湘阴（2×49万千瓦）和永州（2×50万千瓦）气电投产，合计为296万千瓦，将不做为优化变量。（5）预设场景下的经济性分析1）2025水平年根据2025年的电力缺口和不同场景下各调节性电源的装机比例分配（表4.1），可计算出为满足电力需求增长应增加的新型储能装机容量和电力缺口，如图4.4所示。气候变化与能源转型项目47装机类型4.31000800装机容量（万千瓦）6004002000场景2场景3场景4场景5场景1新型储能新增装机电力盈（+）缺（-）4.42025图4.4：2025年新增调节性电源装机分布根据发电利用小时和表4.1内的新增装机补偿电力供应比例，可计算得2025年不同场景下新增装机的调峰能力增加量、调峰盈亏和新增装机总发电成本，计算结果如图4.5所示。500140.0120.04002100.080.030060.040.0调峰能力（万千瓦）20020.0总发电成本（亿元）0.0100场景50新增总费用，亿元-100-200-300场景2场景3场景4场景1新增调峰能力调峰盈（+）亏（-）4.图5240.52：52025年新增调节性电源调峰能力和总费用2000万千瓦）8466093413557548ClimateChangeandEnergyTransitionProgram150084667733867756300100.0调峰能力（万千瓦）200总发电成本（亿元）80.010060.00-10040.0从上图4.4和图4.5中可以看出，当用新型储能来满足电力缺口，并在一定范围内持续增加-20新0型储能的装机容量时，电力盈余逐渐增加。随着储能装机的增加，20新.0增调峰能力增加-30，0调峰缺口减小，但同时新增装机的总发电成本增加。0.0场景1场景2场景3场景4场景52）20新3增0调水峰平能年力调峰盈（+）亏（-）新增总费用，亿元根据2030年的电力缺口和表4.2的电源比例分配，计算2030年为满足电力供应所需增加的4调.节5性2电0源25装机容量和新增电源装机的出力对比如下图4.6和图4.7所示。2000装机容量（万千瓦）15008466093413557510008466773386776771691135650028222669887210470349523场景3场景1场景2场景4场景5煤电气电抽水蓄能新型储能4.62030图4.6：2030年新增调节性电源装机分布2000装机容量（万千瓦）150042330517682881000677846677338677203152102515002545086778460338场景231015场景1场景3场景4场景5煤电气电抽水蓄能新型储能图4.72030年新增调节性电源出力分布图4.7：2030年新增调节性电源出力分布16000.400气候变化与能源转型项目4912000.380/kWh））装5002542038461015508场景4场景5338场景2677场景30场景1煤电气电抽水蓄能新型储能同理可计算得2030年的新增调峰能力和新增装机的总发电成本如下图4.8所示。图4.72030年新增调节性电源出力分布16000.400调峰能力（万千瓦）12000.380综合度电成本（元/kWh）8000.3604000.3400.32000.300场景1场景2场景3场景4场景5新增调峰能力调峰盈（+）亏（-）综合度电成本图4.82030年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本图4.8：2030年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本从图4.6、图4.7和图4.8可知，满足保供条件的5个场景在补偿调峰缺口后还存在一定的调峰盈余，此时可通过各电源的实际出力系数进行调整。五个场景均不存在电力缺口，其中场景4经济性最好，故可得当煤电新增装机在872~1047万千瓦之间，抽水蓄能控制在338~677万千瓦之间，新型储能新增装机为135~575万千瓦之间时，整个系统补偿电力缺口后新增装机的综合度电成本会出现最低值，当超出这一范围时，综合度电成本再次升高。3）2035水平年同理在保供的前提下，计算2035年所需4新增的调节性电源装机容量、各电源出力情况、新增调节能力和新增装机总发电成本如图4.9和图4.10所示。50ClimateChangeandEnergyTransitionProgram装机容量（万千装瓦机）容量（万千瓦）4800237817981508928638400072510151160145015952378179815089286383428000010161016101610161016159524400000场景5场7景251场10景152场11景6031450101613620000场景4场景52840000煤电气电抽水蓄能新型储能3191600010161016101610161595319800图4.92035年新增调节性电源装机分布19589650场景1场景2场景3场景4场景5图4.9：2035年新增调节性电源装机分布3500煤电气电抽水蓄能新型储能986场景53000图4.92035年新增调节性电源装机分46布4装机容量（万千装瓦机）容量（万千瓦）7542500899350011892000300072510151160145015001189899754464250010009869869861948560200072510151160场景4500场景11500场景2场景3新型储能9860煤电气电抽水蓄能9861000986986500图场4.景1022035年新增场调景节3性电源出力分场布景40煤电气电抽水蓄能新型储能场景1图4.102035年新增调节性电源出力分布图4.10：2035年新增调节性电源出力分布5气候变化与能源转型项目5130000.40025000.380综合度电成本（元/kWh）调峰能力（万千瓦）20000.36015000.34010005000.32000.300场景1场景2场景3场景4场景5新增调峰能力调峰盈（+）亏（-）综合度电成本图4.112035年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本图4.11：2035年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本2000从上1图60可0知，由于均是以2023年为基准年进30行0分析，因此补偿电力缺口的煤电均装机容量（万千瓦）在2030年前建设完成。当保持煤电装机不变时，增加抽水蓄能的同时，降低新型储能的装机，其120新0增装机的新增调峰能力增加，调峰盈38余0更大，系统的综合度电0成本逐渐降低，说明抽水蓄能的经济性优于新型储能，且对调峰的影响比新型储能显著。800综上，在满足电力平衡的场景下，全省的调峰能力会出现较大盈余，12且50存在一个最1000佳的电源装40机0组合，使补偿电力缺口的新增装机发电经济性最好；抽水蓄能的经济性优于新型储能；在考虑经济3性00的情况下，煤电和抽水蓄能的平准化度电成本远低于新型储能和气电。002030020252035下新面型将储从能经济的角度3分0析0基于电力电量平衡和3成00本最低的装机优化组合0。抽水蓄能03801250煤电010000（6）基于全社会成本最低的调峰装年机份优化根据各水平年的电力缺口、调图峰4.9平关衡键以年及份公的新式增（装3机）累-（计图5），对2025年、2030年和2035年三个关键年份的电力系统装机成本进行成本最小值优化，得到的初步优化结果如下表4.4所示。52ClimateChangeandEnergyTransitionProgram6表4.4：基于成本的各类新增装机组合和成本初步优化结果装机单位2025年2030年2035年煤电万千瓦/10501000抽水蓄能万千瓦/3801920新型储能万千瓦58720总成本亿元898162.4225.7综合度电成本元/kWh66.40.3450.3410.361上述三个关键水平年的初步优化结果均是基于基准年份所得，总成本为满足电力缺口后的新增装机发电成本。当有新增煤电装机时，需要加上存量煤电机组的发电成本。从表4.4可得，由于测算仅考虑已核准和已开工的电源机组，因此2025年的煤电已确定，无其他新增煤电机组；抽水蓄能考虑目前的建设进展和抽水蓄能的建设周期，2025年除平江抽水蓄能（4×35万千瓦）一台机外，无其他新增抽水蓄能机组。2025年的电力缺口在优化过程中全部由新型储能进行补偿。当全部由新型储能进行补偿时，新增发电总成本为66.4亿元，综合度电成本为0.361元/千瓦时，而实际新型储能装机容量短期内不会大幅增加，因此2025年的电力缺口主要通过减少备用和增加少量新型储能装机来进行同步补偿，考虑到目前的建设进展，建议新增新型储能300万千瓦。至2030年，在限制全省新增煤电装机（较基准场景）不超过1070万千瓦的前提下，基于电力需求缺口，得到基于新增装机综合度电成本最低的初步电源装机组合为：煤电新增1050万千瓦，抽水蓄能新增380万千瓦，新型储能新增587万千瓦，新增装机总发电成本为162.4亿元，综合度电成本为0.345元/千瓦时。联立2025年的结果，建议2025~2030年新增新型储能300万千瓦，到2030年累计新增600万千瓦左右、新增抽水蓄能380万千瓦。至2035年，电力缺口增加至一定的量级，同样限制全省煤电装机不超过1070万千瓦，得到的综合度电成本最低初步优化装机组合为：新增煤电1000万千瓦，抽水蓄能新增1920万千瓦和新型储能20万千瓦，新增装机的发电总成本为225.7亿元，综合度电成本为0.341元/千瓦时。从这一结果可以看出，抽水蓄能大规模投产前需要新型储能发挥削峰填谷作用。当抽水蓄能增加到一定规模时，新型储能的等量替代作用减弱，因此2035年将保留已投产的新型储能装机，故考虑已有新型储能装机的等量替代作用，建议2035年相比于基准年的抽水蓄能新增规模调整为1630万千瓦左右，故核减2030年的新增容量，建议2030~2035年新增抽水蓄能1250万千瓦，2030年前建议新增煤电1000万千瓦。综上，上述三个年份的基准年份均为2023年，现联立三个关键年份，立足湖南省实际情况，得到不同阶段的最优参考装机组合：2030年前新增煤电装机容量为1000万千瓦左右；取2030年新增抽水蓄能380万千瓦，2030-2035年，新增装机1250万千瓦左右。新型储能的配置方案为：2025年以前尽可能的发展新型储能，但考虑到时间周期较短，建议再新建300万千瓦左右的新型储能，剩余电力缺口由减少备用容量来气候变化与能源转型项目53调峰10000.320综合度50000.300场景1场景2场景3场景4场景5满足；2025～新2增03调0峰年能继力续新增新型调储峰能盈（30+0）万亏千（瓦-）左右，各关综键合水度平电年成下本各类电源新增装机的累计如图4.12所示。图4.112035年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本2000装机容量（万千瓦）1600300120038008003001000125004002030020253000300380203510000新型储能0抽水蓄能0年份1250煤电0图4.9关键年份的新增装机累计图图4.12：关键年份的新增装机累计图根据上表中的新增装机可计算得符合湖南省实际情况的存量煤电和优化新增装机组合的综合度电成本0.362元/千瓦时，不考虑降碳成本的情况下远低于其他电源的综合度电成本。在该优化组合下，2030年后不再新增煤电装机，后续新增的储能装机出力等价于1930万千瓦煤电装机出力，从这一角度出发，该优化组合将极大程度的缓解全省实现碳达峰和碳中和压力。（四）基于日调峰结6果验证储能装机合理性根据第三章表3.10和表3.11可得，基准场景下各关键水平年的日调峰结果，各关键水平年的调峰缺口为：2025年考虑外电的丰小和丰午调峰盈余分别为1161万千瓦和1321万千瓦，2030年的丰小和丰午调峰盈余分别为889万千瓦和1742万千瓦，2035年的丰小和丰午调峰盈余分别为935万千瓦和1848万千瓦，需做弃电处理，枯水期在考虑外电情况下的调峰盈余小于丰水期，因此为验证最终优化后的各水平年参数合理性，54ClimateChangeandEnergyTransitionProgram将图4.12新增的各电源装机加入基准场景后进行弃电量测算，且取调峰盈余最大的丰水期数据计算弃电率，当丰水期弃电率满足要求时，枯水期也满足弃电率要求，弃电量计算步骤如下：1.根据夜间最大负荷和除煤电以外的其他电源装机确定煤电最小开机容量；2.根据煤电最小开机容量、除煤电外的其他电源装机和出力系数等确定整个电力系统的顶峰负荷曲线；3.对比顶峰负荷曲线和需要负荷曲线，当顶峰负荷曲线（曲线1）大于需要负荷曲线（曲线2）时，说明有弃电，需要对曲线1大于曲线2的部分求积分，作为当天的弃电量，再对全年求累加作为全年的弃电量；当曲线1全天均小于曲线2时，说明无弃电；4.将全年的弃电量除以全年新能源的发电量即为全年的弃电率。根据上述步骤计算得2025年、2030年和2035年的弃电率分别为4.69%、4.32%和1.98%。2030年和2035年优化装机均满足弃电率低于5%的要求，因此优化结果是合理的。（五）小结综上，可得以下几点结论：1.湖南省调峰装机优化呈现分阶段特性。以2030年抽水蓄能投产一定规模为界，抽水蓄能未规模化投产前，新型储能可等量替代部分抽水蓄能容量以保供和削峰填谷，抽水蓄能规模化投产后，新型储能的替代作用减弱。2.2030年前，为保证能源供应安全和经济性最优，在已有煤电机组调峰系数为0.7的前提下，仍需新增1000万千瓦的煤电装机，故可得，在2030年前，湖南省需大力推进煤电机组的灵活性改造，对存量机组实行应改尽改，对新增煤电机组进行灵活性建设，以增加煤电的调峰能力。3.2035年，由于抽水蓄能建设受规划限制，为满足电力供应需求和经济性要求等，基于基准年需新增抽水蓄能装机为1630万千瓦左右，新增新型储能装机为600万千瓦左右，其中由于压缩空气储能的环境友好属性优于电化学储能，因此未来建议进一步加大压缩空气储能建设力度。4.上述优化后的煤电、抽水蓄能装机和新型储能装机既能满足电力缺口，且弃电率低于5%，又能符合全省和国家2030年实现电力行业和全领域碳达峰的发展战略目标，2030年后不再新增煤电装机，也有利于缓解2060年实现碳中和目标，故可认为优化后的结果是合理的。气候变化与能源转型项目55第五章考虑需求侧响应的调峰经济性分析上述第四章的测算均未考虑需求侧响应的调峰能力，而需求侧响应作为一种清洁灵活的调峰资源，在电力系统调节能力优化经济性有重要的作用。目前，省内在用电高峰时期会采取强制有序用电等需求侧管理措施，但还未形成体系，主要是由于需求侧响应的软件和硬件设施还不够完备，导致用户侧、电网侧、电源侧等不能将需求侧响应作为一种利润可观的资源来运作。未来随着需求侧响应的软件和硬件设施逐步完善，终端用户的需求侧响应积极性将大大提升，届时真正可发挥需求侧响应在电力系统中的调节和经济作用，因此本章在不考虑外部干预的情况下，分析需求侧响应在电力系统调节过程中的影响。目前湖南省持续推进善需求响应政策，目前已累计签约需求响应用户数3392户，晚高峰最大可下调能力297.9万千瓦。后续将进一步推进新型电力负荷管理系统建设，拓展中央空调、工业可中断负荷应急能力。（一）调峰缺口测算本研究设置三种需求侧响应规模，分别为3%、5%和10%，针对不同的需求侧响应规模，测算全省在关键水平年和考虑需求侧响应的调峰缺口和电力缺口，如下表5.1所示。在测算过程中，依旧仅考虑目前已核准和在建的各类装机，未核准和未开工项目均不考虑。56ClimateChangeandEnergyTransitionProgram表5.1：不同需求侧响应规模下的电力需求缺口测算单位：万千瓦202520302035202520302035202520302035需求侧响应5%10%规模3%需调峰容量365746035359344146055750313241925234调峰盈（+）-332-538-545-237-150-144572263-929亏（-）-449-1692-2900-449-1692-2900-449-1692-2900电力缺口，万千瓦全社会最大负580073008500580073008500580073008500荷，万千瓦外电调峰总容量，万千瓦723723723723723723723723723考虑需求侧响-962-2050应的电力盈（+）亏（-），-275-1473-2645-159-1327-2475131万千瓦从上表5.1可知，需求侧响应规模的增加能有效的减少各水平年电力需求缺口、调峰需求缺口，降低湖南省电力供应和调峰压力。需求侧响应能更好的迎合负荷曲线，真正起到削峰填谷的作用，尽管需求侧响应的体量较小，但是在用电低谷和用电最高峰时段对负荷调节有关键作用，能在一定程度上减少调峰装机容量，从而减少用电低谷时电源装机向下调峰的压力。（二）不同需求侧响应规模下的装机优化下面将根据表5.1的数据，优化三个需求侧响应规模下的新增装机组合，并对比不同需求侧响应规模下基于综合度电成本最低的装机成本费用。由于需求侧响应经济性是一个复杂的系统问题，且湖南省需求侧响应还需要政策体系的进一步健全和完善，需出台更加完备的政策以增加各终端用户的响应积极性。同时，对于需求侧响应自身的经济性，需要考虑用户侧、供电侧、发电侧和全社会的成本效益，计算较复杂，因此本报告气候变化与能源转型项目57对于所有的电源经济性计算时，考虑在同一个维度进行对比，均未考虑需求响应的收益和成本，仅把需求侧响应当作一个鼓励性手段来实施，做定性分析。表5.2：不同需求侧响应规模下的优化装机结果202520302035202520302035202520302035需求侧响应3%5%10%规模新增装机类型优化装机容量煤电，万千瓦01050100001000100009001000气电，万千瓦000000000抽水蓄能，03801675035715050891080万千瓦新型储能，550149031800000万千瓦成本，亿元40.7130.0211.723.5113.1202.7/89.6180.5综合度电成本，元/kWh0.3480.3330.3390.3390.3290.338/0.3260.334从上表5.2可知，在不考虑需求侧响应当作供应侧资源、电能资源、价格响应资源等条件下，而仅考虑需求侧响应变化引起的电力保供和调峰资源的经济性时，新增调节性电源装机的总成本费用随着需求侧响应规模增加而降低，当需求侧响应规模增加至5%和10%时，其分别较3%的需求侧规模成本降低约4%和15%。58ClimateChangeandEnergyTransitionProgram第六章考虑外电的调峰经济性分析以祁韶直流为例，2020年祁韶直流年送电量原则上达到240亿千瓦时，2021年达到280亿千瓦时，2022年及以后达到360亿千瓦时，其中非水可再生能源电力占比逐步提高至40%以上，满足湖南电力清洁发展需求。祁韶直流送电价格按照“基准电价+上下浮动”原则制定，分为存量和增量两个部分，其中存量电量160亿千瓦时，上网电价原则上不高于0.22元/千瓦时，预计落地湖南电价0.33元/千瓦，增量电量上网电价原则上不高于0.285元/千瓦时，预计落地湖南电价0.395元/千瓦时。对比外电落地价格与省内调节性电源度电成本，结合外电清洁电力组成的减碳收益（减碳收益按60~70元/吨计算），外电的调峰经济性高于其他调节性电源，未来将考虑尽可能多的引进外电通道，对优化省内电力系统调节能力和提高省内电力系统调节能力经济性有重要作用。但实际上，湖南省与毗邻省份的电力互济困难，新引进毗邻省份外调电力通道可能性较小，如需从更远的省份引进电力，还需考虑远距离的输电损失成本和电力组成。若省外引进电力通道包含一定比例的清洁电力且考虑远距离输电损失后，计算所得外电引入的度电成本与省内煤电度电成本接近，则可考虑大规模引进。气候变化与能源转型项目59第七章结论和政策建议一、考虑湖南省省情实际，在抽水蓄能大规模投产前，煤电和新型储能将承担主要调峰和电力保供作用；抽水蓄能大规模投产后，抽水蓄能将同煤电一起承担主要调峰作用；在考虑经济性和减碳目标的前提下，抽水蓄能和外调电应承担更多的调峰任务。二、根据全社会最大负荷预测结果可得，湖南省2025年、2030年和2035年的全社会最大负荷分别为5800万千瓦、7300万千瓦和8500万千瓦。根据基准情景下的电力平衡可得三个关键水平年的电力最大缺口分别为449万千瓦、1692万千瓦和2900万千瓦。三、根据年调峰平衡测算可得，在考虑外电的情况下，三个关键水平年的最大调峰缺口分别为445万千瓦、680万千瓦和710万千瓦。根据日调峰平衡测算结果可得，即使在各电源装机均取最小开机容量和最小出力系数的情况下，电力系统仍存在一定的下调能力缺口，为满足电力供应和调峰需求，需要加大调节性电源的建设力度，同时合理的控制丰小/午时期的弃电率，减少调峰压力。四、通过煤电灵活性改造与新增调节性电源装机的经济性对比分析，现有机组灵活性改造具有明显经济性优势。在省内灵活性调节资源不足情况下，应加快推动存量煤电机组灵活性改造应改尽改，新建煤电机组配建灵活性改造功能，提高调峰响应和爬坡速度，进一步提升深度调峰下的煤电电力供应和调峰稳定性。五、以平准化能源成本为基准，按照以煤电补偿电力缺口为主、以清洁灵活性电源补偿为主导的原则，分场景计算各调节性电源的新增装机、调峰盈亏情况和新增装机综合度电成本可得，存在一个经济性最优的新增电源装机组合：2030年前，在已核准和在建的煤电机组基础上，仍需新建约1000万千瓦左右的煤电机组（包括目前已核准的470万煤电指标），发挥其兜底保供和主力调峰作用；应加快推动条件成熟的抽水蓄能机组开工建设，力争2030年抽水蓄能新增约380万千瓦，2035年新增达到1630万千瓦；力争2030年新增新型储能约600万千瓦，在抽水蓄能规模化投产前，充分发挥新型储能的调节能力，与此同时，尽快启动压缩空气储能的建设工作，利用好其建设周期短、经济性好和环境友好等优势。六、加快建设需求侧管理的软件和硬件设施建设，完善需求侧响应的相关政策体系，充分调动电网、发电企业、大用户等的需求侧响应积极性，减少新增调节性电源装机容量和成本，提升电力系统调节能力优化的经济性。同时，应明确新建各调节性电源机组运行和需求侧响应各终端用户的费用分摊机制，通过市场化机制疏导调节能力建设成本，充分调动“源网荷储”各侧响应的积极性。七、加快优选清洁电力占比高、具备一定调节能力、经济性较好的外电通道，加大外电入湘引入力度。60ClimateChangeandEnergyTransitionProgram排版印制/13671117637邮箱：contact@ccetp.cn网址：https://www.ccetp.cn/