新型电力供需（精选7篇）
新型电力供需 篇1
电能是国家能源战略的核心要素,更是国民经济的命脉,保障生产、生活用电是国家发展战略全局的组成部分,也是社会和谐稳定的重要因素。近年来我国能源供应紧缺、环境压力加大等日益凸显,江苏作为电能供给与消费的重要省份,更需要利用自身电网优势及电力供需结构性新特点,合理体现电能资源的利用价值,在倡导合理有序用电、促进资源节约和环境友好型社会建设的同时,提升电网与用户的互动水平,深化开展新型电力供需下多元化友好互动的智能用电体系应用,实现全球能源互联网战略构想的落地实践[1]。
目前,江苏电网实现了从传统大范围、粗放式有序用电管理方式向精益化、科学化、系统化的有序用电管理与电力需求响应相结合方式的转变[2,3,4]。随着可再生能源发电向电网的高比例渗透,以及优化能源结构、提升智能互动水平等对电网发展提出的更高要求,促使江苏积极探索“源网荷”友好互动的创新发展之路[5,6]。在清洁能源消纳方面,目前,江苏风电和光伏发电接近双4000 MW,预计“十三·五”将达到双10 000 MW。千万千瓦的风电和光伏主要在配网薄弱地区上网,传统的电力系统自动化运行水平将逐渐落后于未来电网的发展趋势。同时,随着国家对电动汽车的鼓励政策和电池、快充技术的发展,江苏电动汽车保有量增长在未来若干年内增长10余倍。电动汽车充电若不加以引导,将对城市电网的承载能力带来严峻考验[7,8,9]。因此,有必要针对当前新型电力供需的背景,开展电网与用户多元化友好互动体系研究。文中重点分析了现阶段新型电力供需结构内涵及特征,研究大规模清洁能源、电动汽车及海量柔性微负荷互动价值评估,通过构建多元化的友好互动体系功能层级,探讨了电网运行与用户用电行为间的协同优化策略。
1 新型电力供需结构特征分析
1.1 大规模清洁能源的高比例渗透
风能和太阳能都是重要的可再生资源,对于能源安全与环境安全起着十分重要的作用[10]。江苏风能资源主要集中在沿海地区(如图1所示),风电开发潜力优势明显,具备良好的发展前景。其中,盐城与南通地区的风电场较为集中,风电出力分别占全省风电总容量的46.32%和36.61%。众所周知,风电的快速发展能对能源、环境安全产生显著的效益,但是也给电网运行带来了严峻的挑战。
风电的重要特征表现为它的不确定性[11]:
(1)风速的不确定性。影响风力发电的关键因素是风速,由于海拔、地形、气压、设备等多重因素,在风能的方向、平均速度与脉动风速等方面的时空多维分布上都表现出不确定性;
(2)风能-电能转变中的不确定性。包括:(1)机组退网、状态检修、缺陷事故、风速超限造成的退出及投运;(2)工况特性的改变;(3)最大风力发电跟踪与实时调整等运行状态间的改变。
(3)外部运行环境的不确定性。包括突发事件、负荷及机组出力变化的不可预知性。
由表1可见,江苏集中式(统调)为1000 MW,另外,省内分布式(非统调)光伏电站并网容量约为2600MW,其中,全省各集中式光伏电站的并网容量大多为100 MW左右,出力较大,占地集中。而分布式光伏发电不仅在13个市分布不均,而且各并网容量不等,形成了星罗棋布的分散格局。
光伏发电能够替代常规发电方式,是继风力发电之后被广泛寄予厚望的一类清洁能源发电技术。然而,光伏出力易受外部环境(气象条件)影响,其发电性质与常规发电方式相比具有明显的差异性。对于大规模光伏并网,光伏发电系统构成了具有不确定性的不可控源。因此,降低光伏出力的不确定性对系统运行产生不利影响,可进一步提高电网运行的安全稳定性[12]。
1.2 电动汽车快速增长
当前,新能源发电技术取得了飞速的进步,诸如电动汽车的新型负荷大量地接入电网,使得现代电力系统规模在不断扩大的同时,随机因素也不断增多,对电能供给的影响也愈加突出[13]。2015年江苏电动汽车及其配套设施建设增速显著,主要表现为:加快省内充电设施建设;开展高速服务区快充网络运营;部署国网统一车联网平台;配建新建小区交流充电桩。
电动汽车充放电是影响电网运行的关键因素。它可以分为3类典型方式:(1)单向无序充电方式(即插即用型),主要特征是电动汽车在连接充电电源后即开始充电;(2)单向有序充电方式,主要特征是仅允许电动汽车在特定时间充电,并且仅作为负荷使用;(3)双向有序充放电方式,主要特征是电动汽车可与电网开展电能双向交互。电动汽车由于自身充电行为的不确定性与间歇性,将对电网运行带来不可忽略的随机扰动影响。鉴于此,供电企业可采取针对电动汽车充电激励措施,系统性地改变用户采取的充电方式,改善电动汽车负荷对电网的影响。
1.3 海量柔性微负荷
柔性微负荷为用户的温控负荷设备等通过改造可在电网侧调节参数的设备用电,即可柔性降载的用电负荷[14]。目前,随着智能表计的普及、智能用电互动平台的建立,居民家庭与电力公司之间的双向互动愈加深化,在满足居民用户多元化、互动化的用电服务需求的同时,江苏电网提升居民侧用电管理水平与家庭能源利用率,主要表现为:
(1)推广智能用电设备。在全省13个地市开展智能小区建设,建成10余个智能小区样板房,试点应用智能插座、智能摄像头、智能用电终端等智能化设备,用户可手机远程操控家中电器,提升用户用电满意度。
(2)建立居民能效优化管理平台。完成居民能效优化管理平台的软件开发及上线运行,推出用户“智电生活”手机APP,实现居民智能化设备管理,为用户手机提供家用电器用电信息实时查询功能,引导居民改善用电习惯,优化家庭用电方式。
2 多元化双向友好互动效益评估
电网与用户间的多元化双向友好互动需综合考虑各方的成本效益,所构建的友好互动效益评估原则不仅应当符合电网发展和建设需满足多元化需求侧的要求,而且应重视电网、用户与各类外部因素的交互性。
如图2所示,多元化双向友好互动效益评估受到包括新型电力需求、电源情况、电网分析、技术提升及成本指标等5个方面影响因素的制约。电网与用户是现代电力系统的重要组成要素,在电力改革及市场机制环境下,供给侧与需求侧都形成了各具利益需求和决策权的独立个体。由于双方的聚焦重点不同,影响了各自效益评估的关注方面,并形成了具有博弈关系的存在体系。在针对多元化双方友好互动效益评估的相互作用中,能够合理地引导电力供给侧的科学投资,并利用电力系统将环保及能源政策等信息输送给负荷侧,通过对供需结构的优化最终实现双方协调发展。
总体上,在多元化双向互动效益评估中,供给侧(电网及电源)关注重点为各类一二次电力设备的投资及运行维护成本,以及新增电量销售形成的增收效益;需求侧(负荷)关注重点为基础电费、生产生活用电设备投资与运行维护费用,以及新增电力设备投入后带来用电成本降低的效益。多元化双向互动效益评估以各方收益最大化为依据,具体可分为如下几点。
2.1 电源互动效益评估
电源方作为需求侧供给的中心市场,其效益决策导向是利用合理的新增机组容量满足最大化收益需求,可表示为:
式中:ρk为第k个节点的电价;为相应的新增机组容量;Pg,k为实际运行中机组出力;Cinvg,Copg分别为新增机组成本的投资及运行价格系数。作为电源方的效益评估模型,式(1)在对机组出力建立不等式约束条件下,电厂收益目标函数中已新增机组容量及出力状况Pg,k作为核心影响因素。
2.2 电网互动效益评估
电力设备主要包括电力变压器及输电线路,以负荷需求为目标,电网方通过新增变电容量及输电走廊,获取需求侧市场,从而形成最大化收益,可表示为:
式(2)为现有足够变电容量下,不额外新增输电线路的收益模型,式(3)为在不额外新增输电线路下,新增变电容量收益模型,式(4)为额外新增输电线路的收益模型。其中:N为节点维度;ρi,ρj分别为相应节点i,j节点电价;Fij,F'ij分别为是否额外新增输电线路情况下i至j的间线路潮流;Fmn为线路Lmn的传输容量;为新增传输容量;Tk为新增变电容量;Cinvl,Copl分别为投资及运行价格系数;Cl为新增传输容量价格系数;Cinvt,Copt分别为新增变电容量投资及运行价格系数。
2.3 负荷互动效益评估
随着经济的增长和社会的进步,电力需求侧不仅强调电力用户的增产增收,更加注重用户负荷通过智能有序用电降低成本,进而提高整体收益,可表示为:
式中:ρk为节点电价;Dk为新增负荷容量;Cs,Copd,Cinv分别为Dk的产值、运行、投资价格系数。
作为需求侧负荷的效益评估模型,式(5)在构建负荷约束不等式约束条件下,形成新增变电容量、负荷容量及负荷传输容量三者间的制约关系,并最终构成需求侧收益表达式。
3 多元化双向友好互动体系功能架构
针对高渗透率的清洁电源和电动汽车的大量接入,在确保电力系统可靠性、潮流电压不越限和电能质量的前提下,利用友好互动机制,开展大电网运行与海量柔性微负荷、电动汽车、分布式可再生电源间的友好互动,实现分布式电源的全额友好接入、电动汽车的有序充放电与居民家庭智能用电的需求。多元化双向友好互动体系功能架构主要分为状态感知、数据处理、状态可见、协同优化4个方面,如图3所示。
3.1 状态感知
(1)区域电网运行状态感知。利用高级量测体系和物联网传感器技术,实现当前区域电网状况的直观全面感知;基于多源信息融合和可视化技术,实现区域电网实时状态评估、风险评估、态势计算及预测和可视化展示。
(2)用户用电态势感知。利用典型用电场景分类及影响用户用电模式特征因素的分析结果,构建用户用电模式影响机理,通过行为特征、职业习惯等用户行为因素,电价、政策等外部因素,气象等用电环境,电网稳定性及经济性等,实现用户用电态势全景实时感知。
3.2 数据处理
(1)统一信息模型。完善公共信息模型架构,覆盖各类分布式清洁能源系统、电动汽车及充电设施、各类智能负荷终端等在信息模型中的应用。与统一通信规约共同构成电网设备即插即用、设备状态即时可见的基础。
(2)统一数据交互。包括:电网信息模型和实时数据模型的接口规范,主要用于非实时或准实时的数据访问;实时数据的接口规范,主要用于对实时数据的访问;历史数据的接口规范,主要用于对历史数据的访问;通用消息的接口规范,主要用于事件和报警的传输。
(3)数据服务平台。基于统一数据模型,整合、优化数据服务组件,融合数据中心,构建统一的数据服务组件和运维管理系统,提高数据平台的管理水平和能力;通过量测设备从配网采集,经过混合网络传输后至大数据平台,并经过数据整合、数据存储、数据处理3个处理步骤统一对外提供服务;完善平台功能,提高大数据平台的数据挖掘技术。
3.3 状态可见
(1)资源可见。通过对分布式能源的实时信息采集,获取其可用、可调节度,实现可调度资源的在线可见;实时给出分布式电源的定容定址优化,使得分布式电源在电网的接入点和接入容量资源可见;利用新型智能负控终端,实现用户负荷的分路采集和用户可调控资源的实时可见。
(2)运行状态可见。通过高级量测布点,实现机组并网、解列、发电出力以及风电/光伏功率预测等运行状态的可见,实现对虚拟电厂、可控负荷的运行状态可见;通过动态建模,实时计算复合目标下的可中断负荷实施方案,实现与大电网故障应急处置的精确匹配,有效提升智能决策能力。
3.4 协同优化
区域能源友好互动平台作为上级电网的支撑,与上级电网的重要互动可实现纵向的交互,为调峰、调频以及紧急故障提供备用;区域能源友好互动平台内具有新能源利用率、网损率、负载率等多个运行优化指标,在不同运行工况下需要协调好区内源网荷的运行方式及水平,以友好互动的形式,提升供电品质;通过友好互动平台的协调控制,实现大规模分布式能源与海量柔性微负荷的友好互动和消纳,提高电网弹性。
4 江苏电网开展多元化双向友好互动实践
江苏实践电网与用户多元化双向友好互动体系,聚合用户负荷、分布式电源、分布式储能资源,为主网和区域电网的安全经济运行提供有效支撑。
4.1 规范采集标准实施终端升级改造
组织调研营销业务所涉及的新型负控终端、采集终端、智能开关、能效监测终端等采集种类,建立统一完善采集设备的技术规范,制定健全的设备监测与质量监督管理办法,对各类采集设备进行全生命周期管理,提高采集设备运维管理水平。明确具体整改计划,提高负荷控制面。研发及安装智能网荷互动终端设备,采取双光纤通道、GPRS、无线专网等方式,满足用电数据采集和负荷控制要求。
4.2 聚合用户资源实现负荷分类管理
全面开展用户智能互动负荷分类调研,掌握典型用电行业负荷特性和灵活互动能力分析,构建用户侧负荷控制资源库。一是具备快速响应能力的工业用户可中断负荷;二是具备及时响应能力的空调温控和电动汽车等海量柔性负荷;三是具备有效响应能力的需求响应负荷,在未来3至5年内具备约电网尖峰负荷5%的响应能力;四是具备快速响应能力的集中式和分布式储能负荷,试点实现具备大规模储能能力的储能虚拟电厂。
4.3 智能网荷控制支撑电网应急处置
建立大规模多元化双向友好互动系统,将实时控制部分功能部署在与调度自动化系统进行对接,在电网与用户间进行控制指令和运行信息的实时交互,提升负荷控制的精确性。利用先进的信息化、通讯及控制技术,实现多层级、分批次的协调和精准控制,满足新型电力供需结构的各种类型灵活互动、应急处置及事故恢复要求。
4.4 基于“互联网+”打造友好互动平台
基于“互联网+”全面提升电网生产、经营、管理和服务水平,构建能源供给及服务新模式,提高能源利用效率,推动节能减排。建立完善需求响应机制,通过虚拟电厂技术聚合各类负荷响应资源,实现用户与区域电网/主网间的互动,有效支撑电网安全稳定经济运行;通过虚拟同步发电机技术,实现分布式新能源与储能的互动,有效提升分布式新能源的消纳水平。
5 结束语
针对江苏电网新型供需结构的时代背景,着重阐述了当前电力供给侧与需求侧的显著特征,建立了电源、电网、负荷三方积极参与的友好互动效益评估模型,在各方共赢的整体收益分析基础上,提出了适应新型电力供需的多元化友好互动体系,研究了应用体系实践的主要功能架构,为江苏电网开展多元化友好互动实践提供有效支撑。
服务于江苏大规模清洁能源、电动汽车新型负荷接入、海量柔性微负荷灵活互动的需求,江苏电网大力开展弹性电网的安全、稳定、经济、高效运行新模式,为适应新型电力供需结构发展提供了新的解决思路,为承接全球能源互联网战略落地江苏、落实“两个替代战略、提升电网品质提供全面支撑。
摘要：针对未来电网发展趋势下电力供给侧与需求侧间形成的新型供需关系,分析了江苏电网大规模清洁能源高比例渗透、电动汽车快速增长和海量柔性微负荷在内的电力供需结构特征,建立了电源、电网、负荷间友好互动效益综合评估模型,基于各参与方整体收益分析,提出了适应新型电力供需的多元化友好互动体系,研究了友好互动体系功能架构,包括状态感知、数据处理、状态可见和协同优化。最后,介绍了江苏电网开展多元化友好互动实施模式、策略及应用体系研究和实践,为提升电网与用户间互动水平、电网消纳可再生能源和充电负荷的弹性互动能力起到了重要的支撑作用,实现了能源供需联动应用下的各方互动共赢。
关键词：新型电力供需,海量微负荷,友好互动,效益评估,协同优化
2010年中国电力供需形势分析 篇2
2010年, 是国际国内经济形势最为复杂的一年。电力行业将按照国家的要求部署, 做好保供电、调结构、降能耗、重发展质量等各项工作;预计新增装机保持较大规模、供应能力进一步增强, 需求继续回升, 供需总体平衡, 全国发电设备利用小时与上年基本持平;煤炭供应紧张、价格上涨矛盾比较突出, 行业盈利能力将再次面临考验;电煤、来水和气温将是影响部分地区电力电量平衡的最主要因素。
(一) 电力供应能力分析及预测
1. 投资保持较大规模, 结构继续优化
预计2010年电源和电网投资预计都将在3300亿元左右, 全年全国电力投资完成额6600亿元左右, 少于2009年水平。
投资结构继续优化, 城市和农村配电网投资的力度将逐步加大, 电源投资中火电投资比重将继续低于50%, 水电、核电投资比重将继续提高;电网投资占电力投资的比重也会再度低于50%。
2. 基建新增维持高水平, 全国装机规模将突破9亿千瓦
预计2010年全国全年基建新增装机8500万千瓦, 其中, 水电新增超过1500万千瓦, 火电新增5500万千瓦, 核电新增108万千瓦, 风电新增1300万千瓦, 太阳能光伏新增20万千瓦。预计2010年年中, 全国发电装机容量突破9亿千瓦。2010年年底, 全国发电装机容量在9.5亿千瓦左右, 其中, 水电2.1亿千瓦, 火电7亿千瓦, 核电1016万千瓦, 并网风电3000万千瓦。
3. 电煤供需偏紧, 价格上涨压力很大
由于现在水库蓄水偏少、需求高位增长, 部分省份煤炭资源整合过程中将难以完全释放生产能力, 煤炭生产量下降, 对电力供应和地区平衡产生一定影响, 可以判断, 上半年火电发电量及火电耗煤量仍保持在很高的水平上, 电煤供需偏紧的局面短期内难以改变。预计2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗在16亿吨左右。煤炭需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步推动煤价继续走高, 增加电厂煤炭采购难度和采购成本。
4. 气温、来水仍有可能影响供需
2010年, 我国大部分地区出现气温偏高、偏低等天气的概率仍然很大, 部分时段电力保障能力将承受巨大考验。
至2010年汛前, 主要流域来水将继续维持目前严重偏枯的趋势, 流域来水量仍将严重不足。预计2010年全国来水情况总体为平水年偏枯, 今冬明春全国特别是华中地区干旱基本成定局。汛期也存在来水集中、来水量大等可能。
(二) 电力需求及供需形势预测
2009年, 电力消费增速回升向好的势头已经基本形成, 目前, 促进经济增长的积极因素多于不利因素。综合判断, 预计2010年, 全国电力消费增长势头将高于2009年, 全年电力消费达到39700亿千瓦时左右, 以2009年全国电力工业统计快报为计算基数, 全年电力消费同比增长9%, 达到39700亿千瓦时左右。考虑到2009年各月的基数效应, 2010年全社会用电量将呈现“前高后低”的总趋势, 上半年增速超过10%, 下半年逐步回落。预计全年发电设备利用小时将在4500小时左右, 与2009年基本持平或略有下降。
2010年, 全国电力供需总体平衡有余。受来水、电煤及天然气供应等不确定性因素影响, 上海、江苏、浙江、湖北、湖南、江西、四川、重庆等地区部分时段电力供需偏紧, 可能存在一定的电力电量缺口。
二、对当前电力供需问题的认识与建议
(一) 转变电力发展方式, 推进行业科学发展
当前, 我国电力工业最突出的矛盾仍是电力结构性问题。火电机组和火电发电量比重仍然过高;电源电网发展不协调;我国能源资源与能源消费逆向分布的特征和全球气候变化的压力都要求我国电力工业必须加快转变发展方式, 实现科学发展。
1. 进一步加快电源结构调整力度, 实现清洁发电。
要高度重视清洁煤发电。我国能源结构中以煤炭为主的格局在相当长时期内难以改变, 必须充分重视洁净煤燃烧技术的发展与推广。要继续上大压小, 积极合理发展热电联产, 提高综合能源利用效率。
要继续加快水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发展, 努力提高非化石能源发电在总装机中的比例, 加强与电网协调发展的统一规划力度;加强与清洁能源发展有关的政策研究, 争取良好的发展环境;组织研究和制订清洁能源发展有关行业标准和技术规范, 尽快健全和完善标准体系。
2. 加大电网建设力度, 实现电源电网协调发展。
要加快建设坚强的智能电网, 继续增强“西电东送”、跨区跨省电网输电能力建设, 大力推进特高压、大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的建设, 优化电源结构和布局, 促进能源资源在更大范围的优化配置和提高电网平衡能力;加快城农网建设改造力度, 实现各级电网协调发展, 促进电力发展方式的根本性转变。
(二) 逐步理顺煤电关系, 完善推进电价改革
1. 理顺煤电关系。
2008年煤电关系十分紧张, 火电企业严重亏损, 煤电运衔接也存在许多矛盾。金融危机以来, 电力需求下降导致煤电矛盾趋缓。随着2009年下半年经济形势好转, 电力需求上升, 电煤消费逐月增长加快。但由于地区电力结构不平衡、枯水期普遍来水少和极端天气影响, 出现了缺煤停机或限电, 煤价普遍上涨40元/吨左右, 电煤问题又重新显现。要理顺煤电关系, 特提出如下建议:
一是努力做好当前的煤炭供应工作。
煤炭企业应在安全生产的前提下努力提高产量, 运输行业应优化调整运力, 保证重点地区、重点电厂的煤炭供应, 发电企业应积极筹措资金, 想方设法购买电煤, 以保证当前乃至春节以及“两会”期间的电力安全。要加强对重点合同量、价的监管力度, 提高履约率, 保证电煤供应。对于部分省份的煤炭资源近期不得外运出省的地方保护政策, 要坚决制止。
二是加强国家对煤炭资源的调配力度, 建立国家煤炭应急储备制度。
煤炭资源作为关系国计民生的基础性资源, 国家应该具备相当的调配能力, 从宏观制度层面构架煤炭储备体系, 以应对电煤频繁告急。启动煤炭储备机制不仅可以缓解能源安全与经济发展提速间的冲突与矛盾, 也可以平抑煤炭市场异常波动, 防止过度投机行为, 符合国际通用做法。同时, 也应鼓励各发电集团建立自己的电煤储运机制。
三是加强煤炭产运需协调, 整顿电煤流通环节,
加大力度帮助电力企业协调重点地区、重点电厂 (特别是新增的重点电厂) 的电煤产运需保障平衡, 确保资源总量基本平衡和稳定供应。尽快建立电煤信息统计体系, 完善电煤价格指数测算与发布机制, 做好电煤的预测预警工作。
四是适时启动煤电联动。
煤电联动机制自2004年年底实施以来, 一是不能及时启动, 二是有关机制存在问题。现阶段, 应进一步完善煤电价格联动机制, 调整发电企业消化煤价上涨比例, 设置煤电联动最高上限, 适当控制电煤价格涨幅, 保持煤炭、电力价格基本稳定。应根据2009年年底及2010年初以来电煤价格不断上涨的情况, 及时启动煤电联动, 以缓解发电企业的经营压力和煤电之间的矛盾。
2. 推进电价改革。
近年来的经济运行中, “市场煤、计划电”的体制性矛盾依然突出, 电力企业这几年难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加, 行业盈亏基本由政府制定的价格决定。煤电价格矛盾已影响到部分时段、部分地区的电力供需平衡。应采取切实可行的措施, 进一步推进电价改革。
一是在合理的电价机制形成过程中,
继续坚持煤电联动的原则和机制, 同时解决热电价格长期倒挂的问题。
二是加大需求侧管理工作力度,
发挥价格对需求的引导调节作用。理顺各种终端能源之间的比价关系, 引导用户合理消费各种能源。
三是加快资源型产品价格改革步伐,
尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制, 以促进清洁能源发展, 调整能源结构。
(三) 加强能源规划与协调, 发挥行业协会作用
近两年电力发展和运行中, 暴露出经济发展和电力发展、清洁能源发展与传统能源及电网发展、电力运行与上下游以及相关行业如何协调的问题, 电力作为经济运行的晴雨表, 又时刻影响这些重大关系的协调发展。建议政府有关部门要综合考虑煤电油运各种因素, 做好“十二五”能源总体规划, 坚持电力适度超前发展, 统筹解决能源布局的结构性问题。建立健全能源综合运输调配体系, 包括发展特高压长距离输电, 提高相关部门能源跨区域调配能力, 增强应对能源资源需求突发性、大规模变动的能力。电力行业发展与煤炭、石油、天然气、交通运输、机械制造、信息通讯、科研教育等行业密切相关。要采取措施推动电力行业和其他行业间合作, 建立行业之间的工作沟通与协调机制, 努力推动煤电油气运等问题的有效解决。
“十三五”云南电力供需形势研究 篇3
“十一五”期间, 受火电建设滞后、负荷发展迅速和水电来水偏枯等因素影响, 云南出现了较大规模的电力电量不足, 2006~2010年云南电网累计限电量超过200亿千瓦时。“十二五”期间, 随着金沙江干流电站集中投产, 云南电力产能过剩局面不加剧, 出现了约168亿千瓦时弃水电量。预计2015年随着金沙江中游电站后续机组陆续投产, 云南电网电力产能过剩的矛盾将进一步恶化。
本文根据云南“十三五”社会经济发展规划和骨干电源前期筹备建设情况, 对云南“十三五”不同的负荷发展情景、电源建设情景进行了电力供需形势分析, 为“十三五”云南电力发展规划提供参考。
1“十三五”云南负荷发展水平
1.1 云南经济发展情况
云南省综合经济实力不断增强, 从1978年到2012年, 全省生产总值由69亿元增加到10 310亿元, 年均增长10.1%;全省产业结构和区域布局不断优化, 三次产业比例由43:40:17调整为16:43:41。
2012年云南加入万亿元GDP俱乐部以后, 开始进入转型升级、加快发展方式转变、增强经济增长质量和效益、实现绿色发展的新阶段。新一届云南政府提出到2017年经济总量比2012年翻一番, 跨上2万亿元台阶。省委九届四次全体 (扩大) 会议提出, 云南省从2010年到2020年“翻两番、增三倍、促跨越、奔小康”的总体部署, 与全国同步全面建成小康社会。
云南省经济发展预测指标表如表1所示, 至2020年云南省生产总值达到29 000亿元, 2013~2020年全省经济平均增长率为10.8% (不变价) 。
1.2 云南负荷发展预测
根据云南省经济发展目标, 采用弹性系数法、人均电量法、部门分析法等方法对云南“十三五”负荷进行预测, 预测结果[1]分为高、中、低三个方案, 三个负荷方案的全社会用电量递增率分别为:12%、9%和8%。
1.3 云南电源规划建设情况
根据云南省电源发展规划[1], 到2020年云南省电源总装机达到11 460万千瓦。火电项目受市场因素, 投产时间有一定的不确定性, 故将上述规划电源作为电源建设敏感电源。
1.4 云南西电东送规划情况
“十三五”期间规划在2015年云电送粤1850万千瓦基础上, 新增云电送广西600万千瓦, 新增云电送广东500万千瓦。到2020年云南西电东送送电规模达到2 950万千瓦, 年送电量1 300亿千瓦时[2]。
2“十三五”云南电网供需形势
2.1 负荷高方案
负荷高方案下, 即使考虑云南规划电源全部建成投产, 2018~2020年枯水年云南依然有130~260亿千瓦时电量缺额, 2020年云南最大电力缺额达420万千瓦。平水年能够满足负荷高方案发展需要, 其中2016~2017年平水年云南火电利用小时均低于4 000小时, 丰水期约有140亿千瓦时弃水电量, 2018~2020年火电利用小时均接近5 000小时, 丰期有40~50亿千瓦时季节性水电盈余。
2.2 负荷中方案
负荷中方案下, 考虑云南规划电源全部建成的情况下, “十三五”逐年枯水年均能满足负荷发展的需要, 其中2016~2017年火电利用小时低于5 000小时, 有部分电力电量盈余。“十三五”逐年平水年火电利用小时均低于4 000小时, 利用小时偏低, 其中2016~2017年丰期有接近170亿千瓦时弃水电量。
2.3 负荷低方案
负荷低方案下, 考虑云南规划电源全部建成的情况下, “十三五”逐年枯水年均有200万千瓦以上电力盈余, 平水年逐年均有400万千瓦以上的电力盈余, 火电利用小时均低于3 500小时, 且有100~190亿千瓦时弃水电量。
负荷低方案下, 考虑规划建设的小龙潭四期、威信电厂二期、宣威煤矸石、华坪煤矸石等火电受市场因素不能建成投产, 2018~2019年枯水年云南将有少量电量缺额, 其余各年均能满足负荷发展需求;考虑乌东德电站不能纳入云南电力平衡, 2016~2019年枯水年均能满足负荷发展的需要, 2020年将有少量的电力电量缺额。
2.4 小结
从云南“十三五”供需形势来看, 即使考虑负荷高方案, 2016~2017年平水年云南依然有140亿千瓦时以上的盈余水电, 为减少丰期弃水, 应积极拓展水电消纳市场, 尽量消纳丰期水电。如果规划火电全部推迟投产, 即使负荷低方案, “十三五”过渡年来水偏枯时, 依然有部分电量不足, 为满足云南负荷发展的需要, 应积极推进保障部分规划火电按时投产;乌东德电站是否纳入云南平衡, 对云南“十三五”电力供需形势影响较大, 建议积极争取乌东德电站留存云南消纳。
3 结束语
本文对“十三五”期间云南不同负荷发展方案和不同电源建设情景下的供需形势进行了分析, 并提出了不同供需形势下保障云南供电、减少丰期弃水的合理建议, 为“十三五”云南电力发展规划提供参考。
摘要：根据云南“十三五”社会经济发展规划和骨干电源前期筹备建设情况, 对云南“十三五”不同的负荷发展情景、电源建设情景进行了电力供需形势分析, 为云南“十三五”电力发展规划提供参考。
关键词：供需形势,电力系统规划,弃水电量,负荷预测,电源规划
参考文献
[1]云南电力工业发展“十三五”及中长期规划[R].2014, 11.
电力供需智能调控路有多远 篇4
工业化进程中, 未来电力需求可能还会持续增长。如何解决电力供需结构不平衡的问题、新能源发电并网的问题、储能调峰问题、信息化技术兼容的问题?从国家能源发展战略考量, 发展智能化的未来电网势在必行。发展特高压技术意义何在?微电网与物联网是否会走向融合?什么是电力能源发展的最优路径?
集中调控和地方自给要两条腿走路
记者:东南缺电, 西北窝电, 电力分布不均衡跨区输电是否仍存在障碍?全国电网分区供需, 如何做到全国一盘棋?还是应该就近解决?
魏庆芃:我国电力结构是以煤电为主, 煤炭在西北、华北, 而工业中心在东南沿海, 解决这种结构逆向分布的问题确有变输煤为输电的必要。如果将工业特别是高能耗产业向西部转移, 其环境破坏的代价会更大。建设坑口电站, 利用电网不光输电还可以输信息, 分离也可能降低能耗。打个比方, 北京的硅谷在中关村, C B D在国贸、通州, 我们办公可以集中在CBD, 但是服务器可以放在硅谷。计算机系统用电在办公用电所在的比例不小, 如果成功实现能源和信息的异地传输, 实现总体节能3%~5%也是非常可观的。
何祚庥:我倒是觉得没有必要搞大跨度电力调度, 华北和西北煤炭资源是多一点, 可是在这些地方发电的利用效率并不高, 大量的热能都白白浪费了, 而在东南沿海工业发达地区发展中小型煤电厂反倒是比较合理的, 因为余热可以充分利用, 能源的综合利用率可以达到百分之八九十甚至是百分之百。从效益上讲, 输电不比输煤合算;从安全上讲, 各地区根据需要自主发展能源比集中生产大跨度调运更稳妥。
曾鸣:我认为, 能源的需求是集中调度还是就地自给, 各有各的道理, 各有各的好处, 要因地制宜。我国的能源模式, 集中还是分布?实际上是都需要发展的。不要只看各自的优点或不足, 去肯定或否定其中一种。中国幅员广大, 情况千差万别, 怎么能认定哪种方式就好, 一定要从技术性和经济性
发展先进电力生产力需突破障碍
记者:煤电紧, 风电弃, 新能源电力并网进展如何?有无障碍?
何祚庥:不是所有风电和太阳能发电都要并网, 大规模发电有并网需求, 小规模发电很多没必要并网。现在并网存在有技术的问题和价格的问题, 但最大的一个问题是行业垄断和市场保护的问题。需要并网的, 他们漫天要价条件苛刻至极, 新能源企业如何发展?不需要并网的, 他们也要求你必须并网否则“掐你的电”, 我们到浙江考察有一个县很适合发展风电, 但是发展不了, 因为有关电力部门警告他们不要搞风电;天津的海水淡化工程也曾打算用风电, 后来也没敢用, 因为有人要求你必须并网。发展新能源要把挡路的“电老虎”赶走, 才能实现“竞价上网”。
曾鸣:解决新能源发电并网问题, 需要国家协调各方利益, 完善配套设施。电力改革, 厂网分离, 风电等新能源介入出现了电源和电网脱节的问题, 这个需要解决并网的配套设施投资建设管理及电力价格问题。国家电网公司也不是要搞垄断也有志打造陆上三峡、风电三峡, 新能源企业和电网公司之间的问题要国家来协调。
需求与供给并重, 智能电网建设宜兼顾抽水储能电站和分布式新能源配套利用
记者:我国规划建设的坚强智能电网与欧美国家发展的智能电网有何异同?保障工业化发展, 如何疏堵并举根治电荒?加强智能电网以外, 推广热电联产技术、分布式能源哪个更加经济可行?
何祚庥:我国的电网和美国相比, 主要不同体现在, 我国强调需求侧管理, 而美国注重供需调节, 很关键的一点, 对储能电站建设的重视程度不一样。建大量的储能电站可以解决风电和太阳能发电间歇性的问题。美国发展的智能电网中的储能, 主要考虑的是利用锂电池蓄能。中国不可能像美国那样发展几亿辆电动汽车, 但是中国可以大量发展电动自行车、电动板车, 最主要的应该修建若干大型的抽水储能电站, 因为我们有这个先天优势。根据各地的可再生能源利用条件, 发展分布式能源系统和区域性智能电网甚至包括微电网然后再考虑必要的跨区调度和联络, 这样更加经济高效, 同时也利于竞争避免被强势集团垄断。
魏庆芃:着眼于未来, 电网不光用于输送电能还应用于传输信息, 通过坑口电站发电以电网作为管道输送电能, 将办公和计算机服务器分开, 可以减少相当一部分能耗, 同时将电网作为输送信息流的通道, 实现多网融合。把智能电网作为物联网的兼容平台可以超前研究发展, 占领未来技术制高点。
范明天:智能电网本身不是一门技术, 而是一种理念。我国的坚强智能电网在强调特高压, 强调能源调配的同时, 还应提降低成本、提高投资效益、提高供电可靠性等, 我国目前的供电可靠性远低于发达国家, 给国家的经济建设和人民的日常生活带来很大的损失, 反观欧美国家发展的智能电网, 主要在发展配电网的智能化上下工夫, 主要强调提高电网的效益、提高供电可靠性。我国在保障工业化发展方面不能再鼓励高耗能了。欧美国家发展的智能电网旨在降低成本、提高投资效益、提高供电可靠性, 如欧洲的3个20计划。智能电网不是一门具体的技术, 其中包括推广热电气三联产技术, 发展新能源、分布式能源、储能电站以及电动汽车等内容, 这些技术本身有其具体应用的边界条件, 只能因地制宜发展。至少在10年内, 大规模的储能电站以及大量的锂电池动力汽车由于技术和经济的原因还无法得到广泛的应用。
我国电力供需中的数学模型研究 篇5
电力工业将煤炭、天然气、核燃料、石油、水能、海洋能、风能、太阳能、生物质能等一次能源经发电设施转换成电能, 再通过输电、变电与配电系统供给用户作为能源的工业部门。它是生产、输送、供应电能的产业, 是一个国家国民经济发展、改善人民生活和推进整个社会进步不可缺少的强大动力。在研究电力供需系统的数学模型过程中, 可以从质和量两方面了解电力供给和需求的发展模式, 并从这些发展模式的延伸中得到电力供需的发展趋势, 对企业和国家更全面有效地掌握电力供需形势、制定科学的发展战略和计划有一定的借鉴作用。
1 回归预测法的概念
变量X、Y有一定的依赖关系, 这样的依赖关系表现为X可以部分的决定Y的值, 但这种决定不是很明确。变量之间的这种依赖关系称之为相关关系, 而回归就是研究变量之间相关关系的道具。由于X只能部分的决定Y值, 所以Y的值就由两部分组成:一部分为X能决定的, 它是X的函数, 记为f (X) 。另一部分就是由其它未被考虑因素所决定的, 称之为随机误差, 记为e。于是我们得到回归模型:
此处的X既可以是一个单变量, 也可以是一个多维变量组成的向量。
在某种特定条件下, 如果事先给定X的值, 那么根据回归模型 (1) 我们就可以预测出相应Y的值, 这就是回归预测分析, 这种预测法对中长期的预测也有很好的效果。
2 电力需求量回归预测
通过查阅大量相关资料, 可以确定可能与电力需求量具有相关关系的因子如下:国内生产总值、第一产业生产值、工业生产总值、第三产业生产值、进出口总额、固定资产投资、居民人均可支配收入、人口自然增长率、能源消费总量和人均国内市场总值。由于相关因子繁多, 为了确定对电力需求量有显著性影响的因子, 本文采用逐步回归法进行检验。用spss软件做出电力需求量关于每个因子的散点图, 发现工业总产值与其具有最密切的线性相性关系, 线性拟合程度高达98.7%。因此, 在做线性回归时, 强制性将工业总产值选进回归方程, 其余的因素都选用逐步法进入回归方程, 具体的步骤如下。
1) 初始只有工业总产值在线性回归方程中, 此时有回归模型a。
2) 在剩下的因子中选取对用电量影响最显著的因子进入方程, 产生回归模型b, 并对其进行方差分析和因子间多重共线性分析。
3) 若模型b的拟合程度不如模型a, 或者因子间存在严重多重共线性, 则将新进入的因子剔除, 并返回步骤2;否则, 新进入的因子对因变量有显著性影响, 接受模型b为回归方程。
4) 根据系数表确定被选入方程的系数, 建立回归方程。
根据上述步骤, 对社会用电量进行了回归分析, 结果表明加入人口自然增长率因子的模型b的拟合优度为99.4%, 明显高于单变量的98.7%, 说明加入新变量的模型对社会用电量的解释程度更好。但另一方面, 工业总产值和人口自然增长率的方差膨胀因子 (VIF) 值达到11.050, 由此判定变量之间可能存在多重共线性, 理应剔除人口自然增长率这一因子。考虑到对供给量的预测要求高度精确这一条件, 面对上述的矛盾, 再次选择将人口自然增长率纳入回归方程。由于VIF值与10的差只有1.05, 说明做这样的选择还是可以接受。从系数表中我们可以看到常数为35 493.369, 工业产值系数为0.161, 人口自然增长率的系数为-4 100.014, 并且三者的p值分别为0.017、0.000、0.040, 都小于0.05, 所以有理由相信三者对因变量的影响都是显著的, 据此建立预测回归方程:
这里y为全社会用电量、x1为工业总产值、x2为人口自然增长率。从模型的结构来看, 全社会用电量会随着工业总产值的增加而增加、随着人口自然增长率的增大而减小。根据预测值与真实值的线形图也可以再一次肯定回归方程的拟合效果。
模型的应用:据国务院发展研究中心表示, 我国GDP近年都维持8%的增速高速发展, 而增长率将在2015年出现拐点, 转入中速增长区, 稳定后增速将维持在6%和7%左右。据此, 本文采用分段的增速来计算2015和2020年的GDP, 在2015年以前设增速为8%, 2015年之后为6.5%。
由于2006~2010年工业生产总值在GDP中所占比例稳定在41%左右, 所以可以计算出2015年和2020年的工业总产值分别为241 882.1、331 398.08亿元。而人口自然增长率逐年降低, 但下降速度缓慢, 从2002年的6.45%降至2010年的4.79%, 应国务院要求, “十二五”期间中国坚持计划生育基本国策, 假定人口自然增长率维持在4.79%不变, 那么可以根据回归模型 (2) 对2015和2020年的社会用电量进行预测 (亿k W·h) :
3对电力供给量建立时间序列模型并预测
平稳化过程:用spss软件对我国2007~2012年的电力供给量数据 (如表1所示) 序列gjl (t) 进行游程检验, 由于Z=4.985>1.96, 所以判定该序列是非平稳序列, 需对其进行平稳化。由序列的线形图可以看出, 该序列明显具有逐年增加的趋势性, 并且受季节因素的影响, 数据的变化趋势呈现出周期性。对原序列按顺序进行一阶差分和一阶长度为12的季节差分后再进行游程检验, 发现|Z|=0.659<1.96, 新序列gjl1 (t) 已经达到平稳, 证明此时长期趋势因素和季节因素已基本被剔除。
模型识别与初步定阶:经过简单计算, 得知平稳序列gjl1的均值m=2.603 051, 不显著为零, 根据gjl2=gjl1-m对其进行零均值处理, 得到的新序列gjl2为零均值平稳化序列。从gjl2的自相关函数图可知:自相关系数ρ^1较大, 其余的ρ^k (k≥2) 较小, 且满足:
可以初步判定自相关系数在一步之后是截尾的, 可以用一阶移动平均模型MA (1) 进行建模。偏相关系数较大, 其余的较小, 且满足:
可以初步判定偏相关系数在一步之后是截尾的, 可用AR (1) 模型进行建模。
结合样本自相关和偏相关系数的特点, 根据Box-Jenkins建模思想可以尝试用ARMA (2, 1) 模型对序列gjl2进行拟合。
参数估计:用eviews软件对初步建立的MA (1) 、AR (1) 、ARMA (2, 1) 模型进行参数估计, 估计结果见表2。记MA (1) 的剩余平方和为A0, ARMA (2, 1) 的剩余平方和为A1, 用F统计量来考查所建立的ARMA (2, 1) 和MA (1) 模型是否具有明显的差异。
由F表查得F0.05 (2, 55) =3.165, 显然F<F0.05 (2, 55) , 表明模型ARMA (2, 1) 与模型MA (1) 相比没有显著性改进。结合AIC值和剩余平方和的大小, 根据简约型原则可知, 利用MA (1) 模型对时间序列gjl2 (t) 进行拟合比较恰当。
模型的适应性和参数的显著性检验:模型的适应性检验即判定模型的残差序列是否属于纯随机序列, 本文用分布进行检验。构造检验统计量Q, 根据残差序列的自相关函数图计算可得:
取α=0.05, 查表得χ20.05 (23) =13.091, 显然有Q<χ20.05 (23) , 所以接受残差序列为随机序列。参数的显著性检验是检验模型中每个未知参数是否显著为零。如果某个参数显著为零, 那么该参数所对应的自变量对模型的影响不显著, 应将它从模型中剔除, 以使模型达到最简。对所建模型MA (1) 的参数检验结果得知, 相伴概率0.0000<0.05、单位根|r|=0.58<1, 说明利用模型MA (1) 对gjl2 (t) 进行拟合是恰当的。所以确定供给量时间序列gjl (t) 的模型为:
模型的应用:从模型 (7) 中我们可以看出, 每个月的供电量大小从一定程度上依赖于上一个月和去年相应月份的供电量值, 根据这种依赖关系我们可以对未来某个时间t的供电量做出预测, 本文给出我国2013年第1季度四个月的电力供给量预测 (单位:亿千瓦时) , 结果如下:
4 结语
本文通过对电力需求中数学模型的探索, 揭示了电力供需的发展模型和趋势, 为企业更好地掌握电力形式, 做出发展决策提供了一定的依据。从模型预测结果来看, 对电力的需求将会持续升高, 且随着时间的推移, 电力的缺口将会逐渐减小, 2020年, 我国年发电量将会达到69 209.39亿k W·h超过社会用电量, 甚至可能会出现部分的电力富于现象, 这一结果与我国正处在高度工业化阶段和2020年将全面实现小康社会的国情相符。
摘要：电力事业是一个国家国民经济的基础产业, 它的改革与发展直接关系到整个社会的发展水平。对电力供需中数学模型的研究有助于掌握我国实际电力形势和电力发展规律, 有助于企业制定更科学、更实际的电力发展策略。采用20022010年我国社会用电量数据, 通过大量相关资料的阅读, 确定了可能与电力需求量具有相关关系的因子, 采用多元线性回归方法对我国中长期年度数据进行预测, 同时采用20072012年月度电量供给数据并利用时间序列的方法建立了乘积季节模型, 对我国短期的月度数据进行预测。
关键词：电力供给,时间序列,电力需求,线性回归,预测
参考文献
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[2]中华人民共和国国家统计局.中国统计年鉴[M].北京:中国统计局出版社.
[3]何书元.应用时间序列分析[M].北京:北京大学出版社, 2003:73-96.
[4]G.Peter Zhang.Time series forecasting using a hybrid ARIMA and neural network model[J].Neurocomputing.2001:159-175.
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[6]J.G.De Gooijer, K.Kumar, Some recent developments in non-linear time series modelling, testing, and forecasting[J].Int.J.Forecasting.8 (1992) :135-156.
[7]K.J.HOLZINGER and H.H.HARMON, Formats and Editions of Factor Analysis[M].Chicago, University of Chicago Press.1941.
浅析电价上涨后的电力供需关系 篇6
关键词：电价上涨,“电荒”,电力供需,节能降耗
1 2011年全国电价上涨背景及形式分析
2011年3月份以来, 我国多省市地区均出现淡季“电荒”现象, 尤其是浙江、湖南、江西、重庆、贵州等地区其用电紧张态势依然处于蔓延状态, 各地省网分别结合各自用电负荷特性及电荒程度采取限电、让电、有序用电等措施来缓解电荒现象的持续蔓延。继湖南、湖北、山西和江苏等省电网宣告电力供应紧张后不久, 浙江、广东、重庆等省市地区也加入了淡季“电荒”行列[1]。
湖南正组织协调各产煤省份通过运煤调煤炭方式进行电力供应保障, 并发放2011年省内电煤运输专用车证 (持此证的省内电煤运输车辆可以免收车辆通行费) , 从而有效提高电煤运输效率。据相关统计文献资料表明, 2011年1~4月份, 湖南省网共购进外省电量约51亿千瓦时, 同比去年1~4月份增长了14.9%, 基本接近该省及该省与华中电网联络线路送电的最大容量极限。电监会专家谭荣尧认为, 电网短期可以通过上调上网电价等措施来缓解电网煤电间现存矛盾, 但是要根本缓解电力供需矛盾, 最终途径还是需要推进电网定价机制和价格体系[4]。国家发展改革委于5月13日召开相关会议讨论湖南、安徽等五省的电价问题, 以化解这些省份当日日趋严重的电荒问题[2]。
2 全国电价上涨的基本情况
《国家发展改革委关于适当调整电价有关问题的通知》中明确表示:综合考虑全国电煤价格上涨对火电运营成本的影响及发电设备综合利用情况等因素, 对山西等15个省 (市) 统调火电企业的上网电价进行适当提高, 其具体提价标准从1.24分到3.09分不等, 其中山西火电企业上网电价提价标准最高为3.09分钱, 最低为贵州其上网电价提价标准为1.24分钱 (其中0.46分钱用于提高火电企业脱硫加价标准) 。湖南火电企业上网电价提价标准为2.39分钱。为了缓解水电企业在电能生产运营方面的困难, 将湖南省挂治、三板溪水电站的上网电价调整为每千瓦时0.36元, 同时凌津滩、洪江、碗米坡水电站的上网电价标准则上调到每千瓦时0.336元[3]。
3 2011上半年全国电力供需情况分析
国家电网电力调度通信中心相关数据信息表明, 一、二两季度全国全社会用电量达18096.6亿千瓦时, 同比增长12.21%, 本应是淡季的一、二季度其用电规模竟逼近常年三季度夏季高峰用电水平。其中工业用电达13374.2亿千瓦时, 同比增长11.68%;四大高耗能行业其总用电量达5941.59亿千瓦时, 同比增长10.12%, 占全社会用电总量的32.83%, 比重较去年同期下降了0.62个百分点[4]。从4月份以来, 国家电网从东部到中西部的多个省份电网出现持续电力负荷缺口, 其中, 江西、重庆、湖南、陕西几个省份电力缺口分别高达140万、121万、114万、以及95万千瓦。导致全国电网出现大面积“电荒”现象的最根本原因是全国用电量需求增长旺盛, 电力供应增长速度跟不上需求侧用电需求所致。2010年年底公布的《电力工业“十二五”规划研究报告》中预测, 在“十二五”期间我国全社会的用电需求量年平均增长率约为7.5%~9.5%, 但实际上从2011年国家电网公司一、二季度电力供需情况来看, 2011年一、二季度用电淡季其同比增长了已达到12.21%, 显然大大超过了预期预测数据。同时, 加上我国后备发电及相关配套工程建设情况也不容乐观, 预计到2012年全国新增发电装机容量将会比2011年少大约10 GW, 即按照全国社会经目前发展态势来预测, 未来2~3年我国全社会的用电总量将会持续快速增长, 用电缺口将会持续增长。湖南省用电供需平衡维持在1400万千瓦左右, 日电量需求量约为2.8亿千瓦时, 受电煤供应紧张、降水偏少等诸多因素的共同影响, 全省可供负荷量不到1000万千瓦, 电力缺口近三成。目前湖南限电范围已达到全省电网的三分之一, 长沙等地居民用电严重受限[5]。
4 供电企业促进电力客户节能降耗引导措施
4.1 实时能效管理, 提高用户终端用电效率
通过采取先进的节能技术、以及高效机电设备, 并引导电力用户合理安排其用电计划, 从而有效提高电力用户终端机电设备电能综合利用效率, 减少电能资源消耗, 大大节约电能资源的目的。结合合理的错峰用电计划, 降低用户用电成本。供电企业要帮助电力用户查找其用电设备中可能存在的节电潜力, 并通过开展节电测试分析和技改方案综合评估等工作, 有效提高用户电能资源综合利用效率, 从用户终端有效缓解电力需求侧供需矛盾问题。
4.2 推广使用新型节能电器设备, 提高设备综合运行效率
在电网系统中运行的电动机、风机、水泵、电梯、照明灯具等是电能资源的直接消耗单元, 其运行性能优劣, 直接影响到电能资源的能源转换效率, 是节能降耗研究的重要内容。通过采取变频调速、制能回馈、节能灯具等节能系统和节能设备的更新改造使用, 可以有效提高这些机电设备的电能资源综合利用效率。
4.3 推广无功就地补偿技术, 有效提高电能功率因素
供电企业引导用户使用无功补偿技术措施, 实现电力用户配电系统中无功电流的经济流动, 从而减少电能消耗过程中的无功潮流, 确保电能无功功率的就地补偿平衡, 有效提高电能综合质量水平。这样不仅可以改善供电电能综合质量水平, 同时还可以提高设备的用电效率水平, 实现最低电能成本的高效稳定生产运作, 有效减少电力用户电费支出, 在为电力用户创造较好的经济效益用电环境基础上, 有效缓解电力需求侧电能供需矛盾。
结束语
“电荒”是我国电网面临的重大难题, 是电网可持续经济稳定运营发展的重要瓶颈。要缓解电网中现存的“电荒”问题, 短期可以采取提高上网电价措施, 但根本解决办法必须调整我国电网能源价格定价机制和价格体系, 必须从供应、需求两头共同出击, 合理控制电能资源消费总量, 依靠技术更新的经济发展转变模式, 提高能源短缺、经济增长环境中的科技含量, 从而有效提高电力企业电能生产运营的总值能源消耗强度, 从供应、需求节能增效等方面下功夫, 稳定社会用电秩序
参考文献
[1]中国新闻网.多地出现淡季电荒现象专家建议上调电价.http://www.sina.com.cn, 2011-4-28.
[2]21世纪经济报道.发改委今开会讨论湖南电价.http://finance.stockstar.com/MS2011051300000034.shtml, 2011-05-13.
[3]国家发展改革委.国家发展改革委关于适当调整电价有关问题的通知.http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/2011tz/t20110602_416528.htm, 2011-05-27.
[4]国家电网公司.2011年二季度电力供需情况.http://www.sgcc.com.cn/dlgx/gxzk/256295.shtml, 2011-08-04.
新型电力供需 篇7
2011年颁布的第十二个五年发展规划纲要,延续了我国政府对实现中长期节能减排的承诺,继“十一五”纲要后再一次明确了2011~2015年的阶段性节能减排约束目标,要求到2015年,全国万元国内生产总值能耗下降到0.869t标准煤(按2005年价格计算),“十二五”期间,实现节约能源6.7亿t标准煤和16%的GDP能耗降幅。进而按照年度平均的分解思路,同时明确了2011年3.5%的降耗目标。
王维国,经济学博士,教授,博导;全国模范教师,国务院特殊津贴专家,国家级“经济计量分析类课程”教学团队带头人,辽宁省高等学校创新团队带头人,辽宁省百千万人才工程百人层次入选者;中国数量经济学会副理事长。长期从事经济计量分析和管理决策方法研究,近五年在《经济研究》、《数量经济技术经济研究》、《中国管理科学》、《系统工程理论与实践》和SCI/SSCI国内外期刊发表论文80余篇,主持国家自然科学基金、国家社会科学基金重大招标项目(子课题)和教育部等省部级课题8项。
但是在“十二五”开局之年的大部分时间内,虽然有“十一五”时期节能减排成功的政策基础和管控经验积累,但整体节能形式却不容乐观。2011年7月,国家发改委公布的《各地区2011年上半年节能目标完成情况晴雨表》显示,我国包括内蒙古、江西、河南、海南、甘肃、青海、宁夏、新疆八个省区处于节能预警一级状态,节能形势严峻,而河北、福建等六地区则处于二级预警状态,节能减排压力较大。正是在这样的背景下,基于数据可得性的考虑,本文通过分析当前我国电力供需两端的数据趋势特征,结合经济增长的相关指标变化,对我国电力消费、能耗变化和节能任务压力进行解读,希望能够为下一阶段缓解节能压力的对策和政策选择提供有价值的建议与参考。
二、现阶段我国电力供需与工业结构特征分析
1. 电力消费稳步增长
根据图1,我国全社会用电量从2009年1月的2520亿kWh,稳步增长到2011年8月的4 343亿kWh,增幅超过1倍,其中2011年1~8月,全社会用电量31 240亿kWh,同比增长11.9%,略低于去年同期增速水平1.4个百分点。电力消费总量基本处于平稳增长轨道。
在全社会用电量构成中,2011年1~8月第二产业用电量累计23 439亿kWh,同比增长11.8%,其中工业部门消耗23 067亿kWh,同比增速11.7%,与全社会用电量增速基本持平,虽然第三产业用电量同比增速达到14.6%,对电力消费总量水平的拉动作用得到增强,同时生活端电力消费也保持较高增速,但由于其较低的电力消费基数影响,电力集中于相对高能耗的二产及工业部门格局并未发生本质变化,工业电力消费比重一直稳定在75%的水平左右小幅震荡。(见图2)。
2. 用电增速平稳变化
2010年上半年,由于我国启动的四万亿经济刺激计划开始进入集中建设期,大规模的基础设施建设带动了钢铁、水泥、建材等高能耗产品需求的迅速膨胀(见图3),高耗能产业的高速发展相应带动了我国全社会用电量和工业部门用电的较快增长,2010年1~6月,工业部门用电量同比增速平均达24.28%,其他石油、煤炭等化石能源消耗也出现不同程度的剧增,因而使得该时期全国单位产值能耗出现了0.09%的上升。其后迫于完成十一五节能减排指标的压力,全国诸多地区采取了拉闸限电的突击节能,2010年下半年电力消费增速也因此出现大幅下滑(见图4)。
进入到2011年,四万亿投资效应得到初步释放,工业需求结构向高能耗产品的集中也得到一定程度修正,电力消费同比增速开始保持稳定变化态势,自2011年1月开始,全社会用电量增速和工业电力消费增速基本稳定在11%的水平波动,仅在2011年2~3月间,出现了一个短暂上升过程。进一步从轻、重工业的电力消费增速看,轻工业部门与重工业行业电力的增速趋同和电力消费的部门结构稳定态势更为明显,2010年上半年电力消费向重工业部门集中的压力得到了基本的缓解。
3. 火电比重持续增加
根据图5*从电力供应端考察,可以发现,我国电力供应结构在2011年表现出显著的水电供应萎缩和向火电集中特征。具体来看,2011年1~8月份,全国规模以上电厂水电发电量4105亿kWh,同比仅增长3.1%,较上年同期出现7.6个百分点的较大降幅。全国水电设备平均利用2100h,比上年同期低177h,是2006年以来的同期最低水平。二季度以后,由于全国多个地区出现不同程度旱情,全国主要河流来水总体偏枯,2011年5、7、8月份甚至出现水电供应同比负增长,作为传统用电旺季的8月份水电发电量仅为656亿kWh,同比下降14.9%,出现了2010年以来的最低增速*。
于此同时,火电供应在电力总量中的比重不断攀升,2011年1~8月火电发电量25401亿kWh,同比增速达13.9%,火电设备平均利用3557h,是2008年以来的同期最高水平,且自2月份开始月度火电发电增速均超过10%,8月其增速水平更达到了15.6%的年度峰值。
4. 工业结构重型化趋势明显
再将考察对象转移到工业部门增长和结构变化环节,观察图6可知,与电力消费的部门结构变化类似,我国工业结构在四万亿刺激计划的推动下,也出现了一个明显的“重型化”阶段,自2009年6月份开始,重工业增加值同比增速开始越过轻工业部门,并表现为加速上扬趋势,至2009年12月达到21.4%的同比增速最高峰值,进入2010年一季度,重工业部门增速依然稳定在15%以上的较高水平,与轻工业增速的缺口也维持高位。直到2010年7月,轻重工业部门同比增速才逐渐接近。此期间部门增速差异平均达4.22个百分点。此后在2010年下半年,轻重工业增速虽大致保持相似水平,但重工业增速一直超过轻工业,工业产出向高能耗的重化工部门集中趋势一直得以维持。
进入到2011年后,由于前段时间受节能减排约束而被压制的高能耗产业反弹,轻重工业增速缺口又开始表现为持续放大,2011年1~8月,重工业增速平均高于轻工业部门1.7个百分点,工业结构的“重型化”趋势得到了进一步加强。观察表1也可知,我国2011年主要高能耗产品产量也维持了一个较快速增长态势,其中平板玻璃、乙烯、粗钢、氧化铝等产品产量虽呈现不同波动特征,但基于去年同期高能耗产业的加速和大基数效应,2011年高能耗产品产出水平确实保持高增长。特别是,考虑到重工业产出水平的低附加值效应和总量基数较大,工业总产出中重化工部门的膨胀趋势可能将更为明显。
三、当前节能降耗形势分析
1. 节能的年度总体态势依然呈现“前紧后松”
作为“十二五”的开局之年,上半年由于中央政府节能减排的具体目标发布和能耗指导目录的制定以及具体节能政策的出台均存在滞后,实际的节能管制力度及整体环境处于宽松状态,同时为冲刺“十一五”目标受到压制的高能耗部门产出也存在一个反弹过程,再加上电力供应向火电集中导致的煤炭消耗增加和发电能效降低,几种因素综合作用下,推高了经济增长过程中的能耗水平。进而出现了多个省份节能压力骤增的局面。
但是,考虑到2011年1~8月虽出现了工业趋重化过程,但轻重工业增速缺口还未达到去年同期水平,经济刺激计划的基础设施建设投资剧增也基本释放完毕,六大高载能行业固定资产投资增速除有色金属冶炼及压延加工业在6-8月期间外,也均低于同期工业部门总体增速水平,因而2010年上半年单位产值能耗出现上升的情况在2011年上半年可能不会出现,节能压力更多的表现为无法实现平均分解的预期能耗降幅。
而下半年,工业部门的重型化趋势可能趋缓,结构变动对节能的压力也将随之减弱。同时由于气候条件总体由旱转涝,主要河流进入富水期,水力发电比重将出现一定程度上升,进而缓解电力供应部门的煤炭供应压力和消耗水平。此外,落后产能淘汰、能耗标准清单等政策的推行,也将提高工业增长的能效改善速度,因而下半年节能形势严峻的局面可能得到不同程度的改观。总体看来,2011年将继续维持2010年那样的节能降耗“前紧后松”局面。
2. 未来节能降耗的难度可能上升
但是,如果考虑到以下几个因素的作用,我国未来一段时期节能减排的难度可能将不断增加,也将一定程度上加剧“十二五”节能目标完成的不确定性。
首先是结构变化特征将加剧节能压力。我国十一五期间完成了19.06%的GDP能耗降幅,其很大程度上依赖于2007-2009年所出现的第三产业高速增长和工业内部轻工业比重持续上升的结构变化方向。“十一五”期间,工业比重出现0.6%的下降,2006-2008年轻工业份额也出现了1.33%的下降。进而保证了在经济刺激计划导致2009~2010年结构“重型化”趋势下节能减排目标的顺利完成。但相同的过程可能在“十二五”期间无法复制,投资效应的逐步释放可能将在相当长时期内使得结构调整向工业和重工业比重增加的方向变化,节能减排可能将从结构与技术的“双核驱动”模式,转移到仅依赖技术和效率节能的“单核”模式,节能减排的难度将大幅增加。例如,比较分析图4与图6可以发现,2011年上半年我国重工业部门电力消费增速远低于增加值增速,其经历了一个持续的能效改善或者说电耗强度下降过程,但结构变化的不利影响依然产生了较大的节能压力。
其次,是相关政策的节能效应和潜力可能出现衰减。我国“十一五”期间一个较为成功的经验在于通过严格实施“关、停、并、转”和落后产能淘汰的技术改造与规模整合措施*,加速了要素向高能效企业的集中和微观主体的技术升级和技术进步速度,从而显著降低了能耗水平(齐建国,2007[1]),但是,上述政策虽然具有操作性强、管制成本低、见效快的特点,但同时随着淘汰产能标准的提高,其节能效果存在边际递减特征,也必然使得政策推行面临更多的阻力,政策效应的衰减是可以预见的。而技术升级与改造对资金的需求也将进一步上升。此外,在技术节能的潜力逐渐被挖掘后,产业结构作为无法突破的瓶颈,对节能减排的限制作用也日益凸显。其进一步加剧了未来节能减排的实现难度。
再次,消费升级和城市化将导致生活能源消费的快速增加。发达国家的经验表明,当人均收入跃升到1000美元大关后,将出现一个以汽车和大宗电器为特征的消费升级过程,并直接反映在生活能源消费的高增长。而我国恰处于这一消费升级过程中,同时城市化的加速推进也将通过城镇人口的增加进一步拉高生活环节的能源消费水平,由于消费者行为难以通过直接的管制措施加以引导,其也将加剧未来节能减排的困难程度。
最后,能源定价管理体制改革在高通胀环境下难以推进。我国政府定价的能源价格管理模式难以适应市场化体制和节能减排现实需要,偏低和滞后的能源要素价格无法形成生产者和消费者的主体激励,早已为多个学者详细论证(刘红玖、陶全,2002[2];史丹等,2008[3];胡鞍钢、鄢一龙、刘生龙,2010[4])。我国在“十一五”也多次强调要加速理顺能源价格体系,但是当前高通胀环境下,基于平稳物价、保证人民福利的考虑,可能将影响到能源定价机制的改革步伐,使得微观主体的节能激励体系难以在短时期内形成,进一步增加了节能降耗目标的完成难度。
四、政策建议
1. 细化能耗监测指标,调整总量检测的思路和方法
我们观察到了一个现象,在2010年的末段,多个省份为冲击节能减排目标实行了限电限产管制,这使得2010年9月全国柴油发电机销售暴增3倍,柴油价格也因此上升11.6%,并形成了区域性的短缺。换言之,限电限产实际上将电力消耗推向了柴油消耗。但由于电力消耗数据直接来自国家电网,而其余能源产品的实际消耗依然采用逐级上报、层层加总的统计办法。因此这实际上在提高真实能耗的同时拉低了字面的数字。也就是说,尽管我国节能减排的数量目标已经逐级分解到了不同层级政府,但实际的数量化监控和监测机制并没有形成。因此,将总量监控目标分解到行业和部门,将能源的生活消费和生产性消费环节剥离,实行分量考核制度,并逐步完善环境数据、产业和行业结构数据向能耗数据的倒逼机制,强化政府节能约束力度,提高节能的政策效果。
2. 推动能耗领域数据统计体系的完备
以能耗水平为宏观调控对象,其政策基础就在于完备的数据统计体系。当前体系虽然已经初步形成了覆盖所有资源类产品和主要污染物的指标体系,但在实际构成中,还是存在统计主体缺位、统计口径过宽、样本数量较少的问题**,未来的完善方向应集中在,加快完善国家级能源统计体系的建设,保证能源统计数据的即时性和权威性,逐步将能耗监督指标细化到产品层面,扩大重点能耗监测行业的企业样本数量和样本覆盖范围,完善能源与环境指标体系的关联和配合,明确能耗统计工作的实施主体和监管机构,以提高能耗数据统计体系的的修正和纠偏能力。
3. 加速产业结构升级与技术创新步伐
科学制定落后产能淘汰的标准,严格执行产能淘汰政策,并注意完善和健全企业退出机制和相关环节的善后工作,减少产能淘汰的执行阻力和调整成本,并逐步将淘汰产能的政策重心从“落后”向“过剩”转移,建立重点行业的过剩预警体系,强化节能、环保、土地、安全等指标约束强化高能耗产业增量产能控制,同时将之纳入地方政府绩效考核体系中,并加大税收返还、专项资金补助等政策的帮扶力度及深化“以奖代补”、“以奖促治”的政策完善,加强地方特别是欠发达地区过剩与落后产能淘汰的激励体系建设,实现产能分布格局和资源配置格局的协调与高效。
同时,加大政府对环保产业、清洁产业和高新技术产业的倾斜与鼓励程度,在强调国家创新模式的基础上,注意运用多种政策工具鼓励和帮助微观主体的节能技术、低碳技术创新、推广与规模化应用,注意保护新技术专利和研发收益,完善高新技术与节能技术的创新体系。
4. 尽快推行能源定价和环境计价体制改革
加快推进能源定价体制改革和生态环境成本的价格化,健全和完善碳排放税、能源税、污染权有偿分配和排污权交易等环境计价政策的建设,以加速中国能源消费结构的优化,对高能耗模式特别是煤炭消费形成倒逼,从而加速高效和清洁能源对低端、抵消能源的替代速度,同时从根本上改变当前生产企业有效激励不足的局面,形成生产者自省的主体激励体系,以降低节能技术研发和应用的经济成本。
参考文献
[1]齐建国.中国经济高速增长与节能减排目标分析[J].财贸经济,2007,(10).
[2]刘红玖,陶全.大中型工业企业能源密度下降的动因探寻[J].统计研究,2002,(9).
[3]史丹,吴利学,傅晓霞,吴滨.中国能源效率地区差异及其成因分析[J].管理世界,2008,(2).