山東電網“十四五”調峰能力分析

趙中華，徐海玲，鄭志杰，張寶宇，趙光鋒

（1.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003；2.山東農業工程學院鄉村振興研究所，山東 濟南 250011；3.國網山東省電力公司，山東 濟南 250013）

0 引言

新型電力系統建設是實現“雙碳”目標、推動能源綠色低碳發展的必然途徑［1-3］，作為煤炭消費大省，山東省將在能源轉型中邁出更大步伐。根據《山東省能源發展“十四五”規劃》要求，“十四五”期間，山東電網電源結構朝新型電力系統方向持續優化，預計2025 年煤電發電量、清潔能源發電量、省外電量占全社會用電量的比重由68：15：17 優化到60：20：20［4］，這將對山東省新能源發電消納能力提出重大挑戰，加快推進調峰能力建設迫在眉睫。

趙娟等從系統調峰角度研究陜西電網2020 年可接納新能源裝機規模，分析電網可接納新能源電量［5］。丁珩等研究風電特性及其對電網調峰的影響，提出建立抽水蓄能電站增大風電就地消納的建議［6］。蘇承國圍繞大規模清潔能源接入后的電網調峰問題，從區外水電和區域直調電站跨區跨省調峰調度與含風電電力系統多電源協調優化調度兩個方面開展深入研究［7］。針對調峰能力不足的問題，相關研究對燃氣輪機、獨立儲能、電動汽車等參與電網調峰進行分析［8-9］，多渠道增加系統調峰資源。

山東既是火電大省也是新能源大省，新能源的快速發展對電網調節能力提出更高要求。對山東電力發展現狀進行分析，研究風電和光伏出力特性，并通過時序生產模擬，計算得到“十四五”末山東電網新能源消納情況，結合山東實際，分析調峰能力不足的原因，并據此給出相關措施及建議。

1 山東電網調峰現狀

1.1 負荷現狀

以全網用電負荷整點值計算，2021 年山東省年最大負荷為88 204 MW，年最小負荷為32 865 MW，年平均負荷為63 995 MW，年最大日峰谷差22 254 MW，全年負荷曲線如圖1 所示。山東省年負荷曲線有明顯的夏冬季雙高峰特性，一般來說，夏季高峰明顯高于冬季，但2021 年較為特殊，1 月份出現罕見極寒天氣，采暖負荷大幅上升，最大用電負荷達到88 204 MW，而夏季未出現全省大范圍連續高溫悶熱天氣，空調降溫負荷未充分釋放，導致夏季高峰負荷小于冬季。

圖1 2021年山東電網年負荷曲線Fig.1 Shandong power grid annual load curve in 2021

1.2 電源現狀

截至2021 年底，全省電源總裝機總容量17 302.6 萬kW，其中燃煤火電裝機10 636 萬kW、水電裝機167.8 萬kW（含抽水蓄能電站160 萬kW）、核電裝機250 萬kW、風電裝機1 942.4 萬kW、光伏發電裝機3 343.4 萬kW、生物質及垃圾發電裝機395.6 萬kW、余熱余能及其他裝機566.2 萬kW、燃氣裝機1.2 萬kW，電源裝機占比如圖2 所示?！笆濉币詠恚∧茉唇Y構調整成效顯著，省內光伏、風電發展全國領先，提前一年完成“十三五”規劃目標；煤電占比由“十二五”末的85.3%下降至61.5%；風電、光伏、核電、生物質、水電等清潔能源裝機6 099.2 萬kW，占比由“十二五”末的11.5%提升至35.3%。

圖2 2021年底電源結構Fig.2 Power structure diagram at the end of 2021

1.3 調峰資源現狀

直調公用煤電機組是山東省的調峰主力［10］，截至2021 年底，裝機容量約為6 109.5 萬kW。直調公用煤電機組中，100 萬kW、60 萬kW、30 萬kW、30 萬kW以下等各容量等級，分別占比20.0%、27.0%、40.2%、12.8%。深度調峰能力供熱季100 萬kW、60 萬kW、30 萬kW、30 萬kW 以下容量等級分別達到40.4%、45.9%、42.1%、46.6%，非供熱季機組深度調峰能力優于供熱季，不同容量等級機組分別可達40.4%、42.7%、39.4%、45.1%，其中100 萬kW 容量等級的機組投運時間短、技術可靠性高，具備最強的調峰能力［11］。具體容量構成與調峰能力如圖3 和圖4所示。

圖3 省內直調公用煤電機組容量構成Fig.3 Coal power unit capacity composition

圖4 不同容量等級機組純凝工況深度調峰能力Fig.4 Peak regulating capacity of different capacity grade units

其他靈活調峰資源如下：在運抽水蓄能電站僅兩座，總裝機容量220 萬kW，分別是泰山抽水蓄能電站（4×25 萬kW）和沂蒙抽水蓄能電站（4×30 萬kW）；并網儲能項目總容量55.4 萬kW，其中電化學儲能容量54.4 萬kW，壓縮空氣儲能容量1 萬kW。

2 新能源發展及出力特性

2.1 新能源發展現狀

截至2021 年底，山東省新能源裝機總量達到5 285.8 萬kW，占電源總裝機比例的30.5%，其中光伏發電裝機3 343.4 萬kW、風電裝機1 942.4 萬kW，分別位列全國第一位、第五位。

2.2 風電出力特性分析

山東風電出力波動性較強，波動幅度較大，不同月份中相同時刻的出力大小也具有較強的隨機性。根據2021 年風電出力數據，四季最大、最小、平均出力占裝機容量的比例情況見表1。2021 年山東電網風電年最大出力可達裝機容量的70%以上，最小出力值為0，平均值在18%～29%。

2021 年山東電網風電每日最大、最小、平均出力曲線如圖5 所示?？梢钥闯?，山東電網風電春、冬季出力整體較大，3 月和4 月為一年中風電出力高峰期，夏季出力整體較小，8 月和9 月為風電出力的低谷期，春季和夏季風電出力波動最大，秋、冬兩季相對平穩。

圖5 山東電網風電2021年出力曲線Fig.5 Wind power output curve in 2021

對山東電網2021 年風電日最大出力發生時刻進行統計，最大出力時刻概率分布情況如圖6 所示，山東電網風電23：00—次日00：00 出現最大出力概率最大。風電最小出力主要集中在04：00—12：00，下午和晚上出力相對較大。

圖6 山東電網風電2021年日出力曲線Fig.6 Daily output curve of wind power in 2021

總體來看，風電在電網負荷較大時刻出力較小，在電網負荷較小時刻出力較大，反調峰特性較強。

2.3 光伏出力特性分析

對山東電網統調光伏電站2021 年光伏最大出力占裝機容量的比例月均值情況進行統計，如表2所示，山東電網光伏發電各月最大出力全年呈現先升后降的趨勢，全年最大出力時刻多發生在3 月—5 月，9 月—10 月出力整體較小。

表2 2021年光伏平均日最大出力均值情況Table 2 Monthly mean value of daily maximum PV output

圖7 為山東省電網光伏日出力特性曲線，可以看出，光伏日出力有明顯的規律性，13：00 出力為一天中最大，06：00—13：00 和13：00—20：00 出力基本呈嚴格上升和下降曲線，夜間無出力。

圖7 山東電網光伏日出力特性Fig.7 Photovoltaic daily output characteristics

圖8 為山東電網2021 年光伏日最大出力時刻概率分布情況，從圖中可以看出，光伏日最大出力出現在12：00 的概率最高，接近70%；日最大出力出現在11：00 和13：00 的概率在10%～20%。由此可知，山東電網光伏電站出力大發時間為12：00，出力集中在11：00—13：00；在16：00—次日09：00，光伏基本無出力。

圖8 山東電網光伏日最大出力時刻概率分布Fig.8 Probability distribution of photovoltaic maximum output time per day

3 “十四五”新能源消納分析

3.1 主要邊界條件

1）負荷曲線。

“十四五”末，全網最大負荷預計達到127 450 MW，全年負荷曲線預測如圖9 所示。2025 年全年最大負荷127 450 MW，出現在夏季用電高峰期7 月；最小負荷47 623 MW，出現在2 月。

圖9 2025年全年負荷曲線Fig.9 Annual load curve in 2025

2）新能源出力曲線。

預計2025 年全省新能源裝機達到9 300 萬kW，新能源出力曲線預測結果如圖10 所示。

圖10 2025年新能源出力曲線Fig.10 New energy output curve in 2025

3）各類電源裝機規模。

根據山東“十四五”發展規劃，2025 年全省電源裝機規模及接受省外來電規模如表3 和表4 所示。

表3 2025年山東電源裝機規模Table 3 Installed power capacity in 2025 單位：萬kW

表4 山東接受省外來電規模Table 4 Scale of external power 單位：萬kW

3.2 新能源消納分析

時序生產模擬計算結果如表5 所示，“十四五”末，風電及光伏發電總裝機達到9 300 萬kW，儲能裝機規模500萬kW，新能源理論發電量1 331.49億kWh，全年棄電量80.95 億kWh，利用率可達93.92%。為滿足新能源利用率達到95%的要求，需要采取配置更多儲能設施、推進火電靈活性改造等措施。

表5 時序生產模擬計算結果Table 5 Results of time series production simulation

1）新能源消納計算。

圖11 顯示不同月份全省新能源發電量、棄電量與利用率，6 月—8 月新能源利用率整體較高，其中7月新能源利用率達到100%，沒有發生棄風棄光現象，主要原因是夏季高溫天氣導致空調制冷用電需求激增。而其他月份尤其是春季棄電量相對較大，可以借鑒其他一些省份（如浙江省）實施季節價差，通過提高夏季的電價，引導用戶錯峰用電或者配置儲能降低新能源的棄電量［12］。

圖11 新能源發電量、棄電量與利用率Fig.11 Electricity generation，discarded electricity and utilization rate of new energy

2）新能源時段棄電量。

統計新能源棄電量分布在每天不同時段的累加值，如圖12 所示，分析可知，新能源棄電主要發生在白天時段，集中在11：00—15：00，其中13：00 附近棄電量最大，與光伏日最大出力發生時刻基本吻合，當前山東已經實時峰谷電價政策，將通過進一步拉大峰谷電價價差引導用戶在低谷時段多用電。

圖12 新能源時段棄電量Fig.12 Discard power at different intervals

3）風光利用率對比。

圖13 列出每月風光利用率對比情況，由圖可知，隨著光伏發電快速發展，新能源棄電從以棄風為主轉為以棄光為主。全年風電利用率為94.45%，光伏發電利用率為93.53%，風光合計利用率為93.92%。

圖13 風光利用率對比Fig.13 Utilization ratio comparison between wind power and photovoltaic power

4 調峰能力不足原因分析及建議

4.1 調峰能力不足原因分析

1）調峰需求增速加快。

“十二五”期間，山東省全社會用電負荷年均增長率8.3%，“十三五”期間為6.6%，預計“十四五”期間全社會用電負荷年均增長率持續降低，而大規模增長的新能源對全網調峰需求提出更高要求。截至2022 年9 月底，山東省新能源裝機總量達到5 950.8 萬kW，其中光伏發電裝機3 958.9 萬kW、風電裝機1 991.9 萬kW。全省新能源利用率約為97.8%，比2021 年同期（98.8%）下滑1 個百分點?！笆奈濉逼陂g，預計新能源裝機達到9 300 萬kW，隨著新能源裝機容量的不斷增加，棄電將成為常態。

2）調峰資源建設滯后。

截至2022 年9 月底僅完成6 臺機組的靈活性改造后最小技術出力核定試驗，合計改造容量247 萬kW，為全省煤電機組總容量的3.5%，另外有8 臺機組已經申請試驗。省內開展靈活性改造的煤電機組容量相對較少，主要原因在于缺乏有效政策引導，無法激勵發電企業靈活性改造的積極性。

山東省目前抽水蓄能裝機容量220 萬kW，并網儲能項目55.4 萬kW，相比于5 951 萬kW 的新能源裝機容量，煤電以外的靈活調峰資源容量明顯不足。

3）地方電廠、核電調峰參與率低。

從運行方式看，地方電廠以承擔工業供熱和居民采暖供熱為主，運行以多爐多機為主，基本上不參與電網調節［13］。電廠自動化程度低，精細化管理不足，不便于調度掌握機組調整空間和運行能力。

目前我國核電機組一般保持額定功率運行，只有在惡劣天氣等特殊時段，電網依據并網調度協議安排核電機組停機或降功率運行配合電網調峰［14］。我國現行的核電調峰方式部分緩解特殊時段電網調峰壓力，但參與調峰頻次及深度仍不能完全滿足電網需要［15］。

4.2 措施建議

1）煤電機組靈活性改造技術成熟，單位容量技改成本相比新上抽水蓄能、燃氣輪機發電機組、儲能裝置均具有優勢，推進煤電機組靈活性改造，是目前快速提升系統靈活性調節能力的首要選擇［16］；“十四五”期間，擴大煤電機組靈活性改造規模，完成節能降碳改造、供熱改造的機組通過耦合儲能等方式增加調峰能力；煤電機組“三改聯動”中，節能降碳改造、供熱改造過程中首先要保證機組的靈活調節能力。

2）加快適配于自備電廠的調度自動化、通信和電量計量等設備系統的開發與應用；明確相關鼓勵政策與補償機制，提高自備電廠參與電網調峰的積極性［17］；自身不參與調峰的機組可通過在電力市場購買調節容量的方式，降低運行方面的調峰壓力。

3）明確燃氣輪機定位及作用，作為靈活調峰電源的燃機，充分發揮負荷調節范圍寬、響應快速、變負荷能力強的優勢，最大限度利用氣電的調峰潛力［18］；燃氣輪機聯合循環機組應通過煙氣旁路、進氣可調導葉等技術改造進一步優化調節性能，提高調峰能力。

4）提升增量新能源項目配置儲能比例，存量新能源項目通過配建或租賃新型儲能設施，進一步拓展電網的可調節資源；適度拉大峰谷價差，引導用戶側主動配置新型儲能，增加用戶側儲能獲取收益渠道。

5）根據調峰能力建設規劃以及最困難場景新能源消納需求，加大充電樁、空調系統等負荷側資源的削峰填谷作用，通過進一步拉大峰谷電價價差或者執行季節電價引導負荷側調峰資源合理發展，促進源網荷儲協同消納新能源［19］。

5 結束語

針對“十四五”期間山東省電網調峰能力不足的問題，開展了山東電網“十四五”調峰能力分析。在已有風光裝機規劃總規模下，“十四五”末新能源利用率可達93.92%，低于新能源利用率95%的要求。山東電網調峰能力不足主要存在調峰需求增速加快，調峰資源建設滯后和地方電廠、核電調峰參與率低三方面的原因，可通過擴大煤電機組靈活性改造規模、地方電廠參與調峰、增加燃氣輪機調峰以及提升儲能配置比例等措施提高系統整體調峰能力。