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1、2023年12月北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目雙碳背景下湖南省電力系統靈活能力優化分析研究北京大學能源研究院是北京大學下屬獨立科研實體機構。研究院以國家能源發展戰略需求為導向，立足能源領域全局及國際前沿，利用北京大學學科門類齊全的優勢，聚焦制約我國能源行業發展的重大戰略和科技問題，按照“需求導向、學科引領、軟硬結合、交叉創新、突出重點、形成特色”的宗旨，推動能源科技進展，促進能源清潔轉型，開展專業及公眾教育，致力于打造國際水平的能源智庫和能源科技研發推廣平臺。氣候變化與能源轉型項目北京大學能源研究院于 2021 年 3 月啟動了氣候變化與能源轉型項目，旨在助力中國應對氣候變化和推動能

2、源轉型，實現 2030 年前碳達峰和 2060 年前碳中和的目標。該項目通過科學研究，設立有雄心的目標，制定清晰的路線圖和有效的行動計劃，為政府決策提供建議和支持。系列報告雙碳背景下湖南省電力系統靈活能力優化分析研究福建省雙碳目標與行動路線圖研究報告中國散煤綜合治理研究報告 2023山東省中小燃煤電廠低碳高質量發展路徑分析走向公正轉型的未來：中國綠色轉型對就業的影響湖南省電力行業碳達峰時間與路徑研究中國典型五省煤電發展現狀與轉型優化潛力研究中國石化行業碳達峰碳減排路徑研究報告中國塑料行業綠色低碳發展研究報告中國散煤綜合治理研究報告 2022新能源為主體的新型電力系統的內涵與展望中國典型省份煤電

3、轉型優化潛力研究電力部門碳排放達峰路徑與政策中國散煤綜合治理研究報告 2021“十四五”推動能源轉型實現碳排放達峰中國能建湖南院創建于 1958 年，為中國能源建設集團(世界500 強)在湘辦事處單位。擁有電力、化工石化醫藥雙行業甲級、工程勘察、咨詢等專項甲級資質，業務涵蓋能源電力規劃、低碳節能咨詢、超特高壓電網、核電、大型火電、新能源、儲能、綜合能源、化工、醫藥、市政、建筑、環保等領域。湖南省能源碳中和發展研究中心由省發改委批準，依托湖南院專業技術力量牽頭組建，提供從雙碳方案頂層設計到典型項目實施的一攬子服務，致力于打造國內領先的“雙碳”智庫和系統解決方案提供商。在此鄭重感謝 Climate

4、 Imperative Foundation 對于報告的支持和幫助。報告內容為課題組獨立觀點，不代表其他方的任何觀點或立場。北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目系列報告雙碳背景下湖南省電力系統靈活能力優化分析研究中國能源建設集團湖南省電力設計院有限公司 湖南省能源碳中和發展研究中心 張毅，張舒，程遠林，余虎，廖興煒，周野，鄧笑冬北京大學能源研究院 吳迪，王可珂，汪若宇，康俊杰，楊雷 2023年12月i目錄 前言.iii 第一章 湖南省電力系統調節資源情況.1（一）湖南電力系統現狀及存在問題.1（二）煤電調峰資源和發展規劃.3（三）氣電調峰資源和發展規劃.5（四）常規水電現狀和調峰前景.8（

5、五）抽水蓄能調峰資源和發展規劃.9（六）新型儲能調峰資源和發展規劃.12（七）區外來電調峰資源和發展規劃.15（八）需求側負荷調峰資源.19 第二章 各類調峰資源的調峰性能分析.20（一）煤電靈活性調峰性能分析.20（二）氣電靈活性調峰性能分析.21（三）抽水蓄能靈活性調峰性能分析.22（四）外調電靈活性調峰性能分析.22ii（五）新型儲能的調峰性能分析.23（六）需求側響應（DR）調峰性能分析.24 第三章 湖南省電力和調峰需求缺口測算.25（一）全社會用電量預測.25（二）全社會最大負荷預測.28（三）電力和調峰需求缺口測算.29（四）小結.39 第四章 電力供應和調峰體系經濟性場景分析.

6、40（一）建模步驟.40（二）場景設定.43（三）不同場景的經濟性計算.44（四）基于日調峰結果驗證儲能裝機合理性.54（五）小結.55 第五章 考慮需求側響應的調峰經濟性分析.56（一）調峰缺口測算.56（二）不同需求側響應規模下的裝機優化.57 第六章 考慮外電的調峰經濟性分析.59 第七章 結論和政策建議.60iiiClimate Change and Energy Transition Program前言在雙碳戰略目標背景下，構建以新能源為主體的新型電力系統，提升系統靈活調節能力，成為實現碳達峰碳中和的必然舉措。湖南電網為全國峰谷差率最高的省份之一，電力調峰能力存在較大缺口，新能源消納

7、壓力較大，本課題結合湖南省實際情況，在保障能源安全的基礎上，合理規劃布局全省調峰資源，綜合考慮各調峰資源的調節性能、經濟性和環境屬性等對調節能力展開優化分析。課題研究對湖南省構建新型電力系統具有重要的意義，也可為全國類似省份推動電力綠色低碳發展提供路徑參考。本研究報告以湖南省現有調峰電源、資源儲備、調峰性能等分析為基礎，對全省電力需求缺口、年調峰及典型日調峰缺口進行平衡測算，全面理清了全省調峰能力和調峰需求缺口等底數。合理設置多個場景，以全社會成本最優為目標函數，科學分析不同調節性電源配置組合下的調峰性能和經濟性，通過日調峰缺口和棄電率計算對優化結果合理性進行驗證，積極尋找各水平年下符合湖南省

8、情的調節能力配置方案，并對需求側響應和外調電力的調峰經濟性進行了補充分析。最后根據計算和優化結果，給出湖南省電力系統調節優化建設的相關政策建議，推動具有湖南特色的新型電力系統構建，助力全省如期實現碳達峰戰略目標。1氣候變化與能源轉型項目第一章 湖南省電力系統調節資源情況（一）湖南電力系統現狀及存在問題（1）湖南電力系統現狀1）電源現狀截至 2022 年底，湖南電網電源裝機為 5841 萬千瓦，其中火電 2522 萬千瓦（含生物質 126 萬千瓦），占比 43.2%；水電 1721 萬千瓦（含抽水蓄能電站 120 萬千瓦），占比 29.5%；風電 900 萬千瓦，占比 15.4%；太陽能 636

9、 萬千瓦,占比 10.9%；儲能電站 62.7 萬千瓦,占比 1.1%。2）電網現狀湖南省電力系統是華中電力系統的重要組成部分，處于華中電網乃至國家電網的最南端，目前全網分為 14 個供電區。湖南電網經三條 500kV 聯絡線(葛換崗市、孱陵澧州雙回)與華中湖北電網聯系；2017 年 6 月祁韶特高壓直流投運，通過800kV 祁韶直流實現甘肅向湖南長距離送電；2021 年 12 月，瀟湘 1000kV 特高壓變電站投產；2022 年 10 月荊門-長沙 1000 千伏特高壓交流工程投產，湖南電網通過1000kV 特高壓交流線路與江西、湖北電網形成聯絡。省內湘東基本建成 500kV 雙環網，形成

10、“西電東送、南北互供”的 500kV 骨干網架。3）供用電現狀2022 年湖南電網全社會用電量為 2236 億千瓦時，全社會最高負荷為 4650 萬千瓦，分別同比增長 3.8%和 12%。2Climate Change and Energy Transition Program4）電源與負荷分布情況湖南省負荷主要分布在京廣鐵路沿線經濟發達地區，包括長沙、湘潭、株洲、岳陽、衡陽、郴州、永州等地區。目前，湖南省已經形成了湘東(長株潭)、湘南(衡郴永)兩個主要的負荷中心。湖南省電源主要集中在西部地區(懷吉、常益長和婁邵等地)，目前該區域電源裝機總容量約占全省的 50%，大型電源1占比超過 55%，而

11、用電負荷僅占全省的 35%；東、南部負荷中心(湘東、湘南)用電負荷約占全省的 56%，而電源裝機僅占全省的 43%，其中大型電源占比僅為 32%。因此，湖南電網形成了“西電東送”的格局，大量電力需要從西部遠距離輸送至東部受端系統。2017 年祁韶直流投運后(設計單極 400 萬千瓦、雙極 800 萬千瓦)，其系統位置處于湖南兩大負荷中心的中間，增強了對兩大受端電網的支撐。但基于現有的電源與負荷分布情況，全省總的送電格局仍未發生變化。（2）湖南電力系統存在的問題支撐保障能力不強。湖南常規水電占比達到 28.6%，高于全國 12 個百分點，但整體調節能力不強，且水資源已開發殆盡；抽水蓄能站點資源豐

12、富，但短期內難以形成電力供應能力；基礎支撐煤電占比偏低，僅為 43%左右，低于全國 9 個百分點，且服役時間超 15 年以上的 30 萬千瓦機組多，導致湖南跨時段、跨季節調配能力不足，持續頂峰運行壓力大。新能源送出消納形勢嚴峻。湖南三產與城鄉居民生活用電占比高(48.6%)，其中居民生活用電高于全國 15 個百分點。湖南省負荷峰谷差率已接近 60%，位于國網首位；省內電源調峰能力不足，豐水期受負荷較低和風雨同期的影響，常規水電汛期整體調節能力不強，火電深度調峰成本高，總調峰能力不足。常規水電占比高（28.6%），新能源快速發展，預計到 2025 年新能源總規模將達到 3200 萬千瓦(現狀 1

13、536 萬千瓦)。隨著未來省內新能源的比重不斷增高，疊加電網局部區域送出受限，新能源送出消納形勢嚴峻。主網架對新能源發展和負荷的適應性不足。隨著全省用電需求增長、新能源等電源發展，全省 500kV 主網架仍存在薄弱環節。一是局部地區變電容量不夠。當前 500kV變電站僅有 30 座，高峰負荷期間湘東地區的艾家沖、星城變電站，湘南地區的船山變電站，湘中地區的長陽鋪變電站均重載運行。二是網架結構薄弱?！笆奈濉币詠?，湖南南部新能源發展迅猛，豐水期湖南 500kV 南北斷面通道以及湘南部分 500kV 主變容量難以滿足清潔能源送出需求。全省碳達峰壓力顯著，對調節性電源的剛性需求大。目前全省調節性電源

14、偏少，受抽水蓄能建設周期較長的影響，2030 年前抽水蓄能裝機容量較難激增，2030 年后抽水蓄能才會大規模發展。在此背景下，亟需增加調節性電源以保證新能源的消納，同時，優化煤電和其他調節性電源裝機容量，以滿足調峰平衡和緩解全省的達峰壓力。1可認為是220kV電壓等級上網電源或者火電容量大于12.5萬千瓦，水電容量大于25萬千瓦。3氣候變化與能源轉型項目（二）煤電調峰資源和發展規劃（1）煤電機組建設現狀截至 2022 年底，湖南省在運統調大型煤電廠共 15 座，機組 41 臺，總裝機 2146.5萬千瓦，其中百萬機組 4 臺，60 萬級機組 19 臺，30 萬級機組 18 臺。此外，貴州大龍電

15、廠 2 臺 30 萬千瓦機組、郴州鯉魚江 A 廠 2 臺 30 萬千瓦機組迎峰度夏度冬時可靈活送電湖南。從調節能力來看，湖南現役大型煤電機組調節能力略有差異，新建機組最小技術出力可達 30%左右，部分在役機組最小技術出力在 30%40%之間。目前全國現有熱電機組經過改造后的最小技術出力可達到 40%50%額定容量，純凝機組的最小技術出力可達到 30%35%額定容量，部分具備改造條件的電廠預期達到國際先進水平，機組不投油穩燃純凝工況最小技術出力為 20%25%額定容量?？紤]湖南省煤電機組改造的實際情況，本報告后續煤電調峰能力按額定容量的 30%考慮。圖 1.1：2022 年底湖南省煤電現狀分布圖

16、4Climate Change and Energy Transition Program（2）煤電機組規劃情況“十四五”期間，湖南省已核準在建電源有：平江電廠(2100 萬千瓦，已投)、華容電廠(2100 萬千瓦)、株洲電廠退城進郊(2100 萬千瓦)、石門三期(266萬千瓦)、益陽電廠三期(2100 萬千瓦)。同時于 2022 年底實現鯉魚江電廠靈活供電湖南。預計到 2025 年底，省內在運煤電裝機約 3034 萬千瓦（不含退役轉應急電源）。湖南省核準在建大型煤電時間見下表 1.1。表 1.1：湖南省“十四五”核準在建大型煤電項目表單位：萬千瓦項 目項 目2021年2021年2022年20

17、22年2023年2023年2024年2024年2025年2025年備 注備 注永州電廠2100已投產華電平江電廠11001100已投產神華華容電廠11001100已投產一臺機組株洲電廠退城進郊2100核準在建石門三期電廠266核準在建益陽三期2100核準在建鯉魚江電廠靈活供電項目230已實現靈活供電合 計200160300200332（3）煤電退役計劃按照國家能源局印發關于下達 2022-2025 年煤電行業先立后改淘汰落后產能目標任務（第一批）的通知（國能發電力 2022 85 號），“十四五”期間湖南淘汰煤電落后產能分別為耒陽一期（221 萬千瓦）、華岳一期（236.25 萬千瓦）和株洲老

18、廠（230 萬千瓦），總計裝機 174.5 萬千瓦?！笆逦濉逼陂g暫無退役煤電，“十六五”期間將退役湘潭電廠（233 萬千瓦），其退役計劃如下表 1.2 所示。5氣候變化與能源轉型項目表 1.2：湖南省煤電退役計劃單位：萬千瓦序號序號項目名稱項目名稱所在地市所在地市退役規模退役規模退役機組退役機組退役時間退役時間1耒陽電廠衡陽4221+21“十四五”時期2岳陽電廠岳陽72.536+36“十四五”時期3株洲電廠株洲6030+30“十四五”時期4湘潭電廠湘潭6633+33“十六五”時期合計240.5（三）氣電調峰資源和發展規劃（1）天然氣資源湖南作為少煤無油無氣的省份，天然氣資源全部依賴外省調入。

19、“十三五”期間，新粵浙管道湖南段的建成標志著湖南省從全國“北氣南送”末端轉為“南氣北送”前端，天然氣供應能力大幅提升。天然氣供應方式為“管道氣+LNG”，管道氣消費占總量的85%左右，LNG 消費占總量的 15%左右。其中，湖南省管道氣供應來源于“一干兩支三省際”（一干為新粵浙管道，兩支為忠武線-潛湘支線、西二線-樟湘支線，三省際為石首-華容管道、酉陽-龍山管道、來鳳-龍山管道），如圖 1.2 所示，LNG 供應主要來源于周邊省市，大多為城燃公司采購。6Climate Change and Energy Transition Program圖 1.2：2022 年湖南省管道天然氣空間流向示意圖

20、（2）氣電未來規劃和發展前景湖南省目前暫無在運的氣電機組，全省規劃和在建氣電項目主要有三個，分別為湘陰氣電、永州氣電和衡東氣電，其預計裝機容量分別為 249 萬千瓦、250 萬千瓦和249 萬千瓦。三個項目均受國際天然氣供應形勢及天然氣價格過高的影響，建設進展緩慢。結合湖南天然氣資源稟賦、管網建設、國內外天然氣供需形勢以及湖南天然氣發電項目前期工作進展情況，預計全省未來天然氣調峰電源裝機為 296 萬千瓦。7氣候變化與能源轉型項目圖 1.3：湖南省規劃大型燃氣調峰電站分布布局基于湖南省天然氣資源稟賦可初步判斷，湖南省天然氣資源不足以支撐大規模發展氣電，且目前天然氣發電政策暫未明確，利用小時和氣

21、源氣價無法保障，省內繼續布局大規模氣電的投資不確定性大，因此本報告除已核準的三個氣電項目外暫不考慮其他氣電容量。8Climate Change and Energy Transition Program（四）常規水電現狀和調峰前景截至 2022 年底，湖南省已并網水電 4300 余座，總裝機 1601 萬千瓦，達到技術可發量的 95%以上。其中，大型水電（25 萬千瓦以上為大型水電）裝機 819 萬千瓦，占比 51.2%；小型水電裝機 782 萬千瓦，占比 48.8%。湖南水電裝機以徑流式為主，調節能力較差。如圖 1.4 所示。大型和經濟性較好的中小型水電資源已基本開發殆盡，剩余少量中小型水電

22、資源開發難度和經濟代價較大，未來水電開發空間較小。圖 1.4：2022 年底湖南省水電現狀分布圖9氣候變化與能源轉型項目現階段，湖南省常規水電調峰能力較低，豐水期（49 月）由于負荷不高，常規水電不參與調峰；枯水期（103 月）由于水資源相對較少，目前可調峰能力僅能達到裝機容量的 17%。2021 年 10 月，湖南省推動能源綠色低碳轉型 做好碳達峰工作的實施方案中明確提出，要“統籌水電開發，推動多點式小水電集中式管理和智能化運維托管；充分發揮水電與新能源的互補特性，盤活常規水電調峰資源，推動重點流域梯級水電與新能源發電優化互補”。因此，未來全省常規水電調峰能力有望小幅提升?！笆奈濉逼陂g除已

23、明確鳳灘、柘溪增容(8.5 萬千瓦)、五強溪擴機(50 萬千瓦)、基本無法開發大型支撐性電源。表 1.3：湖南 2020 2025 年大型水電投產項目情況單位：萬千瓦年 份年 份水 電水 電2022202220232023備 注備 注鳳灘、柘溪增容8.5開展前期工作五強溪擴機225已經核準合 計8.550（五）抽水蓄能調峰資源和發展規劃（1）抽水蓄能裝機現狀目前湖南省已建成抽水蓄能電站 1 座，為黑麋峰抽水蓄能電站，裝機容量 120 萬千瓦。自投產以來，電站以“兩發一抽”運行模式（即白高峰、晚高峰發電放水，后夜低谷抽水用電），在保障電力供應和電網安全、促進清潔能源消納、推進碳減排、推動地方經濟

24、社會發展等方面均發揮了重要的作用?！笆濉逼陂g，電站平均每年發電量14.5 億千瓦時、抽水電量 17.5 億千瓦時，年均綜合轉換效率 82.9%、啟停次數 2585次、綜合利用小時數 2666 小時，緊急啟動 157 臺次。10Climate Change and Energy Transition Program圖 1.5：黑麋峰抽水蓄能電站（2）抽水蓄能站點規劃湖南省抽水蓄能資源豐富，項目儲備超過 3600 萬千瓦，“十四五”重點實施 13個，總容量 1740 萬千瓦，排名全國第二。按照 NB/T 35009-2013抽水蓄能電站選點規劃編制規范的要求，對湖南全省具備抽水蓄能電站建設條件

25、的區域進行了全面細致的查勘。按抽水蓄能電站的建設地形地貌、成庫條件、水源條件、水頭、距高比、裝機規模等各方面的基本要求，普查出全省范圍內可規劃 30 萬千瓦以上抽水蓄能的資源點共 388 個。圖 1.6：湖南省抽水蓄能電站資源點分布圖11氣候變化與能源轉型項目湖南省抽水蓄能資源點主要集中在湘南丘山區(以羅霄山脈為中心)、湘西山區(以雪峰山為中心)、湘西北原山地區(以武陵山為中心)。湘東北洞庭湖區地勢低平，地形地貌以平原和水域為主，具備建設抽水蓄能電站條件的資源點較少。目前，湖南省已有 18 個納入國家中長期規劃的抽水蓄能電站項目，如圖 1.7 所示。其中平江（435 萬千瓦）、安化（240 萬

26、千瓦）、桃源（120 萬千瓦）、炎陵（120萬千瓦）、攸縣（180 萬千瓦）項目已于 2022 年底開工建設。圖 1.7：湖南省中長期抽水蓄能規劃根據湖南省“十四五”電力發展規劃，結合目前平江抽水蓄能建設進展，預計“十四五”期間將投產平江抽水蓄能電站一臺機（35 萬千瓦），“十四五”末期全省抽水蓄能電站總裝機規模達到 155 萬千瓦；“十五五”期間，根據目前已開工的 5 個大型抽水蓄能電站（包括安化(830 萬千瓦)、炎陵羅萍江(430 萬千瓦)、攸縣廣寒坪(630 萬千瓦)、桃源木旺溪(430 萬千瓦)和汨羅玉池（430 萬千瓦）建設進展，2030 年能投產的最大裝機容量約為 500 萬千瓦

27、，主要包括黑麋峰、平江、安化三處裝機全部投產。12Climate Change and Energy Transition Program（3）抽水蓄能調峰資源通常，取抽水蓄能的調峰系數為 2，根據 1.4.2 節全省抽水蓄能的裝機規劃，目前的最大調峰能力為 240 萬千瓦，“十四五”末期將達到 310 萬千瓦左右，“十五五”期間將增加至 1000 萬千瓦左右，“十六五”調峰能力將根據實際保供和調峰需求進一步增加。（六）新型儲能調峰資源和發展規劃新型儲能包括物理儲能、電氣儲能、電化學儲能及氫儲能等多種技術路線，其中研究程度較深的主要方向有電化學儲能、壓縮空氣儲能和氫儲能等。儲能傳統儲能新型儲能

28、抽水蓄能物理儲能電氣儲能電化學儲能化學儲能飛輪儲能壓縮空氣儲能超導儲能鉛酸電池氫儲能超級電容儲能鋰離子電池氨儲能鈉硫電池液流電池圖 1.8：常見儲能技術分類圖本報告結合湖南省實際，擬以新型儲能中的電化學儲能和壓縮空氣儲能為重點展開研究分析。13氣候變化與能源轉型項目（1）電化學儲能電化學儲能示意圖如下圖所示。圖 1.9：電化學儲能電站示意圖2021 年，湖南省電化學儲能裝機 12.9 萬千瓦，2022 年底，快速增長至 62.7 萬千瓦。截至 2023 年 6 月底，全省電化學儲能的裝機規模達到 263 萬千瓦，已超額完成“十四五”建成電化學儲能裝機 200 萬千瓦的規劃目標?！笆逦濉焙汀笆?/p>

29、六五”期間將根據新能源的建設和消納情況、抽水蓄能的建成投產情況、能源供需安全和經濟性等繼續配建一定容量的電化學儲能裝機。（2）壓縮空氣儲能壓縮空氣儲能示意圖如下圖所示。14Climate Change and Energy Transition Program圖 1.10：壓縮空氣儲能示意圖湖南省現暫無已建成的壓縮空氣儲能電站。但全省壓縮空氣儲能站址較豐富，建設條件較好，適宜大規模開發。在現有技術下，壓縮空氣儲能地下儲氣庫形式主要分為天然鹽穴和人工硐室。經全面摸排，湖南省鹽穴類站址有限，但適宜建設 30 萬千瓦級壓縮空氣儲能的人工硐室站址較豐富，主要分布在中東部和南部硬質巖石區域，并與湘東湘南

30、兩大電力負荷中心、湘南大型風電光伏基地等儲能需求旺盛的區域布局匹配度高，適合 30 萬千瓦及以上的大規模壓縮空氣儲能電站開發。湖南省正全面布局和積極啟動壓縮空氣儲能電站建設工作，優選壓縮空氣儲能電站廠址超 20 個，主要分布在湖南東部的 11個市區，如圖 1.11 所示，未來將逐步建成投產。目前，全省壓縮空氣站址的簽約情況如下表 1.4 所示。表 1.4：壓縮空氣儲能站址簽約序號序號地市地市規劃站址規劃站址名稱名稱系統接系統接入點入點接入點直線接入點直線距離km距離km巖石屬性巖石屬性地質地貌地質地貌簽約情簽約情況況1郴州永興永興東碧塘40巖漿巖丘陵低山已簽約2湘潭湘鄉育緞鄉肖家灣7巖漿巖剝蝕

31、殘丘已簽約3岳陽臨湘鴉山峽山18巖漿巖丘陵低山已簽約4衡陽珠暉茶山坳鎮雁城10-已簽約5岳陽岳陽縣公田鎮昆山23-已簽約6邵陽綏寧綏寧赧水22巖漿巖殘丘待簽約7長沙望城黑糜峰沙坪15巖漿巖丘陵低山已簽約15氣候變化與能源轉型項目圖 1.11：壓縮空氣儲能站址初選分布（七）區外來電調峰資源和發展規劃（1）區外來電現狀及規劃湖南電網位于華中電網的南部，與湖北電網之間有三回 500kV 線路聯系，位于800kV 祁韶直流線路的受端，接入來自西北地區輸送的綠色電力。雅中直流送往江西經南昌長沙特高壓交流通道已經投產，輸送容量 400 萬千瓦。此外，湖南正在積極推動 800kV 寧夏至湖南特高壓直流工程,

32、爭取于 2024 年底建成投產，并達到 400萬千瓦的送電能力。根據湖南省電力發展“十四五”規劃相關研究結論，并結合相16Climate Change and Energy Transition Program關特高壓工程實際進展情況，2025 年、2030 年湖南電網區外來電均達到 2176 萬千瓦。綜合考慮湖南省負荷發展情況和區外來電前期工作進展情況，“十六五”期間引入第三直流，2035 年區外來電達到 2976 萬千瓦。表 1.5：湖南電網區外來電規模單位：萬千瓦年 份年 份項 目 項 目 2021202120222022202320232025202520302030203520351

33、、500kV/1000kV交流1763763765765765762、祁韶直流5008008008008008003、寧湘直流8008008004、第三直流800合 計67611761176217621762976注：1000kV 交流特高壓包含雅中直流分電。圖 1.12：2022 年湖南省外來電示意圖17氣候變化與能源轉型項目（2）區外來電送電曲線1）祁韶直流考慮祁韶直流送端出力能力及湖南負荷曲線特性，祁韶直流逐月 24 小時送電曲線預測如圖 1.13 所示。2025 年，祁韶直流 3-6 月日最大電力為 160 萬千瓦，最小電力為80 萬千瓦；1 月、7 月、8 月、12 月最大電力為 8

34、00 萬千瓦、最小電力為 400 萬千瓦(考慮 50%調峰能力)，持續時間存在一定差異。年利用小時數約 4500 小時。圖 1.13：祁韶直流 2025 年送電曲線2）雅中直流根據雅中直流可研報告結論，雅中直流為水電直流，基于輸電電量平衡，并根據豐枯水季，預測送電曲線如圖 1.14 所示。2025 年，雅中直流 7、8 月日最大電力為 400萬千瓦，最小為 80 萬千瓦；6、9、10 月日最大電力 330 萬千瓦，最小電力分別為 50萬千瓦、150 萬千瓦、80 萬千瓦；1-2 月、12 月日最大電力 200 萬千瓦，最小電力 80萬千瓦；3-4 月日最大電力 160 萬千瓦，最小電力 80

35、萬千瓦；5、11 月日最大電力 240萬千瓦，最小電力分別為 80 萬千瓦、50 萬千瓦。年利用小時數約 4000 小時。18Climate Change and Energy Transition Program圖 1.14：雅中直流 2025 年送電曲線3）交流輸電線路參考鄂湘斷面 3 回 500kV 線路近 5 年出力 8760 數據，預測鄂湘聯絡線送電潮流在 7 月-9 月輸送潮流最大，基本達到最大輸送能力，支撐湖南迎峰度夏高峰負荷保供需求；2 月-6 月輸送潮流較細小，為最大輸送電力的 0.4 左右。電力曲線如圖 1.15 所示。圖 1.15：鄂湘聯絡線電力曲線19氣候變化與能源轉型

36、項目（八）需求側負荷調峰資源2021 年，湖南省全社會最大負荷為 4150 萬千瓦，2022 年，湖南省全社會最大負荷為 4650 萬千瓦，同比增長 12.0%。根據湖南省“十四五”規劃估測，2025 年湖南省全社會用電量為 2840 億千瓦時，全社會最大負荷 5800 萬千瓦。按 5%最大用電負荷為需求側響應能力測算，全省“十四五”需求側響應調峰資源需達 290 萬千瓦。通過完善需求側管理和響應體系，加大源網荷儲一體化建設力度，加強支撐性電源和負荷側的管理，提高電源跟蹤負荷能力，提升配電網調節韌性，將能實現快速靈活的需求側響應。同時，通過提升用電企業和終端用戶的需求側響應積極性，積極探索需求

37、側響應參與電力市場的形式等，需求側負荷將可在調峰低谷和頂峰時承擔更多的調峰需求補償。20Climate Change and Energy Transition Program第二章 各類調峰資源的調峰性能分析結合第一章湖南省的調峰資源稟賦分析，本研究僅考慮煤電、氣電、抽水蓄能、外調電、新型儲能和需求側響應等調節性資源的調峰性能。各調峰資源的調峰能力是包括機組啟停時間、出力變化幅值和爬坡速度等因素的綜合體現。（一）煤電靈活性調峰性能分析火電機組調峰影響因素有鍋爐燃燒穩定性、水動力工況安全性、鍋爐輔助機設備參數、運行人員水平和新型改造技術等?；痣婌`活性改造的內容主要有三項：深度調峰能力達到 20

38、%40%，快速爬坡能力 2%/min5%/min，快速啟停時間 2h4h。圖 2.1：火電運行靈活性改造內容通過調研全省煤電機組的最小穩燃負荷得知，目前全省所有燃煤機組的最小技術出力均值為 30%左右，火電在深度調峰時，通常的做法有三種：21氣候變化與能源轉型項目一是調節給煤量，即變負荷調峰，在負荷低谷階段通過降低機組出力以滿足系統調峰需要的運行方式。這種方式是目前最常用的方式，較為容易實現，機組壽命損耗小，安全性和機動性好。該方式的劣勢在于，在負荷率降低時煤耗也隨之增加，發電成本增加。在變負荷的同時，需要增加輔助設施，包括：需要備用燃油系統，為保證爐膛不滅火，隨時準備投油助燃。需要增加控制省

39、煤器入口水量，在給煤量減少的情況下，打開系統內的再循環旁路，從大的給水管道引出一條支路回水管道，減少省煤器入口流量，保證給水系統的正常運行。需要增加切換輔汽汽源，當機組負荷下降后，原來的輔汽壓力會隨著主蒸汽壓力的減少而降低，為了使輔汽壓力滿足電廠其他系統需求，根據機組現狀調整輔汽汽源。二是啟停調峰，機組由于電網調峰需要而停機，并在 24 h 內再度開啟的調峰方式。該方式的優點為夜間停機后維護簡單，機組可調出力大，但由于啟停頻繁，操作復雜，其安全性、機動性較差，事故率較高。三是停機調峰。通常在國慶、春節等長假期間，系統負荷較同期正常工作日下降較多，此時除需盡量安排機組正常檢修外，還需安排大量煤電

40、機組停機以適應系統長周期低負荷運行狀態。停機調峰與啟停調峰類似，停機調峰對機組的影響主要為壽命損耗和啟停費用兩方面。目前，國內靈活性改造后的煤電機組平均最低出力為 30%額定機組容量，爬坡速度為 3%6%（Pn/min），啟停時間為 45h，額定續航時間較長，可匹配實際調峰需求時長進行調峰。（二）氣電靈活性調峰性能分析燃氣機組的低負荷運行深度調峰是指機組能長時間在低負荷運行，在電網需要迅速調峰和調頻時，燃氣機組能迅速響應一次調頻和自動發電控制（AGC）負荷，從而保證電網的穩定運行。燃氣機組具備啟停方便、響應速度快的特點，調峰能力和跟蹤負荷的性能高于煤電。通常，影響燃氣機組低負荷運行的因素較多，

41、主要包括以下幾個方面：1.機組類型，機組安全穩定性，低負荷穩定燃燒點。其中，燃氣機組的類型不同，燃燒模式及切換工況點也不同。2.低負荷時機組的環保排放情況。3.機組的經濟性，旁路全關時的負荷工況點。根據燃氣機組的燃燒特性，負荷越低，燃燒效率越低，經濟性越差。盡管機組容量越大，機組效率越高，但當燃氣機組進行深度調峰時，其效率將明顯降低，成本也將大幅提高。22Climate Change and Energy Transition Program同時，氣電的調峰性能與不同制造商提供的主機有關系。不同制造商生產的主機在冷態、溫態和熱態啟動的時長不同，如 GE 公司、SIEMENS 和 MHI 公司的

42、主機在溫態啟動的時間分別為 110min、120min 和 110min。目前國內燃氣機組的出力范圍通常在20%100%，爬坡速度為 810（Pn/min），啟停時間低于 2h，調峰時長可根據實際調峰需求來宏觀調控。受天然氣價格、氣源供應穩定性以及天然氣發電利用小時數等影響，燃氣機組的發展受限，目前我國建設的燃氣機組主要用于調峰。（三）抽水蓄能靈活性調峰性能分析抽水蓄能電站是一種電能轉換和儲備裝置，在轉換過程中會有電能損失，目前抽水蓄能電站的綜合效率約 75%，其工作原理是利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電的水電站，又稱蓄能式水電站。抽水蓄能可將電網負荷低

43、時的多余電能轉變為電網高峰時期的高價值電能。在電力系統中具有削峰填谷、調頻、調相、儲能、系統備用、黑啟動等“六大功能”，且宜為事故備用。通常，抽水蓄能的出力范圍為-100%+100%，爬坡速度為 1050%（Pn/min），啟停時間僅需要 15min。（四）外調電靈活性調峰性能分析跨省跨區輸電通道受建設進度與電源結構制約，晚高峰頂峰能力不足。根據外電的電力組成，設定祁韶直流、鄂湘聯絡線、雅江直流和寧湘直流的調峰系數，考慮 7%的輸電網損，預計 2025 年湖南省豐水期和枯水期外電的調峰能力分別為 644 萬千瓦和499 萬千瓦，在僅考慮已核準和在建調節性電源的基準場景下，雅江直流的輸入電力將有

44、所提升。2030 年豐水期和枯水期外電的調峰能力分別增加至 867 萬千瓦和 723 萬千瓦；2035 年豐水期和枯水期外電的調峰能力與 2030 年保持一致。外電調峰不需要考慮調峰所帶來的通道壽命和調峰費用問題。調峰性能與外電通道23氣候變化與能源轉型項目的電力組成有關，不同的外電通道電力組成不同，調峰性能也不同：火電占比較多的外電通道調峰響應速度快，水電占比較多的通道可調峰能力受季節影響較大，豐水期調峰能力較小，枯水期調峰能力較豐水期大。（五）新型儲能的調峰性能分析在傳統發電領域，儲能主要起到輔助動態運行、取代或延緩新建機組的作用；在可再生能源發電領域，儲能主要起到削峰填谷和跟蹤計劃出力的

45、作用；在輔助服務領域，儲能主要起到調頻、調峰和備用容量的作用；在分布式能源與微網領域，儲能主要起到分時電價管理、容量費用管理和提高供電可靠性的作用。其中電化學儲能參與調峰過程中具備 5 個特點：1.具有快速響應的特點，能夠迅速實現充放電狀態的轉換，爬坡速度為 100%（Pn/200ms），響應時間僅需毫秒級；2.具有調節精準的特點，可以實現精準控制和跟蹤；3.具有有功/無功正負雙向連續調節的特點；4.在額定功率范圍內，具有無調節深度限制的特性，出力范圍為-100%+100%，無需熱備用；5.靈活性選址布局和配置，建設周期短等。因此，光伏和風電的間歇性可以通過電化學儲能系統在一定程度上進行優化，

46、減少新能源的隨機性。但電化學儲能的單體項目容量小，充放電時長有限，全壽命周期短，運行存在一定安全隱患，經濟性相對較差。除電化學儲能外，壓縮空氣儲能也是極具發展潛力的大規?！伴L時”儲能技術，具有建設周期短，單體項目容量小，調節性能優，環境友好等特點。該技術調節時長通?？蛇_到 46h，建設周期 2 年，儲能效率通常為 65%70%，適用于大規模應用，是近中期調峰電源規?；l展的優先選擇，但其也有受地理資源限制等缺陷。24Climate Change and Energy Transition Program（六）需求側響應（DR）調峰性能分析實現電力系統供需平衡的傳統做法是在負荷需求高時增加發電機

47、組出力，但負荷高峰時段往往持續時間較短。為了滿足這部分需求而增加的發電和輸配電出力，其投資利用率很低，因此可以通過減少或者延遲需求側的電力負荷來實現供需平衡，即需求側響應。需求側響應調峰具有響應速度快的特點，可從用戶側、供電側、發電側和社會效益四個方面避免成本費用：用戶側可避免終端機組容量和電量，增加收益和成本的比值（益本比）；供電側可避免峰荷容量和電量以及投資成本；發電側可避免裝機容量和電量以及避免燃料的成本費用；社會效益則主要考慮可避免的 CO2、SO2和 NOx排放量，故對傳統電網調峰模式進行優化，將需求側資源作為與供給側相對等的資源參與到電網調峰中，可以從很大程度上提高電網調峰的有效性

48、和經濟性。隨著智能電網的推廣，在高級量測體系和先進通信設備的作用下，可控負荷、柔性負荷、電動汽車以及安裝在用戶側的儲能設備等都將成為廣義的需求側調峰資源。需求側響應一般可以劃分成兩種類型：基于價格的需求響應和基于激勵的需求響應。在基于價格的需求響應中，一般采用價格-需求彈性來定量表示電價變化對電力用戶響應行為特性的影響。在基于激勵的需求側響應中，激勵機制的設計是關鍵。電力用戶一般可以通過兩種途徑獲得補償：一種是獨立運行商或者電力交易中心等機構對用戶的停電價格進行評估，另一種是用戶自己申報可中斷負荷容量和中斷成本，用戶可以通過基于激勵的需求側響應獲取一定的收益。25氣候變化與能源轉型項目第三章

49、湖南省電力和調峰需求缺口測算在測算湖南省電力需求缺口和調峰需求缺口前，需對全社會用電量和全社會最大負荷進行預測，再將全社會用電量和全社會最大負荷預測結果作為需求缺口測算的輸入數據。（一）全社會用電量預測結合回歸分析法、彈性系數和產值單耗等方法得到湖南省在經濟發展高水平、中水平和低水平的全社會用電量預測結果。（1）回歸分析法湖南省“十四五”GDP 增速按高水平、中水平和低水平分別為 7%、6.5%和 6%計算，根據 2011-2022 年的全社會用電量和地區生產總值數據（表 3.1），通過回歸擬合可得全社會用電量（y）和生產總值（x）關系式為：2y=8E-07x-0.021x+1430.2。表

50、3.1：2011-2022 年湖南省全社會用電量和 GDP 數據年份年份全社會用電量，億千瓦時全社會用電量，億千瓦時用電量增速，%用電量增速，%GDP，億元GDP，億元GDP增速，%GDP增速，%20111293101891512.8201213474.182120711.3201314235.642354510.1201414310.56258819.5201514181.19285398.626Climate Change and Energy Transition Program年份年份全社會用電量，億千瓦時全社會用電量，億千瓦時用電量增速，%用電量增速，%GDP，億元GDP，億元GDP

51、增速，%GDP增速，%201614963.31308537.9201715825.753382882018174510.3363307.8201918646.82398947.6202019293.49417823.82021215511.7460637.7202222363.8486706.47根據設定的 GDP 增長水平可得到不同增長水平下 2025 年 GDP 增速，從而根據擬合關系式得到 2025 年的全社會用電量預測值，結果如下表 3.2 所示。表 3.2：回歸分析法下的湖南省全社會用電量預測結果GDP增速，%GDP增速，%2022年全社會用電量，2022年全社會用電量，億千瓦時億千

52、瓦時2025年全社會用電量，2025年全社會用電量，億千瓦時億千瓦時十四五增速，%十四五增速，%72236302210.566.5223629619.816223629019.07（2）彈性系數法根據“十四五”GDP 增速設置不同水平下的彈性系數分別為 1、0.95、0.9，全社會用電量增速為 GDP 增速與彈性系數的乘積，再根據全社會用電量增速預測 2025 年的全社會用電量，結果如下表 3.3 所示。表 3.3：彈性系數法下 2025 年湖南省全社會用電量預測結果GDP增速，%GDP增速，%彈性系數彈性系數用電量增速，%用電量增速，%全社會用電量，億千瓦時全社會用電量，億千瓦時717273

53、96.50.956.182676 60.94.8257427氣候變化與能源轉型項目（3）產值單耗法根據湖南省近年來各產業產值單耗設置三個發展水平下的產值單耗；按 0.1：0.4：0.5 的 GDP 產業占比計算各產業 2025 年的 GDP 預測值；各產業的全社會用電量預測值為產業 GDP 與產值單耗的乘積；全社會用電量包含三個產業結構用電和居民生活用電，居民生活用電根據湖南省“十四五”能源增供穩供預測結果可得，居民生活用電量約為 814 億千瓦時，故產值單耗法的預測結果如下表 3.4 所示。表 3.4：產值單耗法下 2025 年湖南省全社會用電量預測結果GDP增GDP增速，%速，%產業結構產

54、業結構2025年產2025年產業GDP，業GDP，億元億元產值單耗，產值單耗，千瓦時/千瓦時/萬元萬元2025年產2025年產業用電量，業用電量，億千瓦時億千瓦時全社會用電全社會用電量，億千瓦時量，億千瓦時用電量用電量增速，%增速，%7一產5962 58 34.6 27787.57二產23849 585 1396 三產29811 179 533 居民生活/814 6.5一產5879 5432 26626.66二產23516 5601317 三產29395 170 500 居民生活/814 6一產5797 5029.0 25735.93二產23187 5401252 三產28983 165 47

55、8 居民生活/814 綜合上述回歸分析、彈性系數和產值單耗法的預測結果，對三種方法下的全社會用電量增速取平均值，從而得到三個發展水平下的全社會用電量預測值，根據這一結果綜合選取 2025 年的全社會用電量預測值，為 2840 億千瓦時，計算表格如下表 3.5所示。28Climate Change and Energy Transition Program表 3.5：不同 GDP 增速下湖南省全社會用電量預測結果單位：億千瓦時GDP增GDP增速，%速，%2022年2022年全社會用全社會用電量電量用電量增速用電量增速（彈性系（彈性系數法）數法）用電量增速用電量增速（回歸分（回歸分析法）析法）用電

56、量增速用電量增速（產值單（產值單耗法）耗法）加權平加權平均值均值20252025年總量年總量20252025年推薦年推薦7.022367.00%10.56%7.57%8.65%2868 28406.522366.18%9.81%6.66%7.82%2803 6.022364.80%9.07%5.93%6.96%2736 根據湖南省“十四五”電力發展規劃實施中期評估報告，預計 2035 年全社會用電量為 4100 億千瓦時，按全社會用電量年均增長率降低的原則，取“十五五”期間年均增速約為 4.56%左右，計算得 2030 年的全社會用電量約為 3580 億千瓦時。2025-2035 年的全社會用

57、電量綜合預測結果見表 3.6。表 3.6：2025-2035 年湖南省全社會用電量綜合預測結果項目項目單位單位2022（實際值）2022（實際值）2025年2025年2030年2030年2035年2035年全社會用電量億千瓦時2236284035804100年均增長率%/8.044.562.92（二）全社會最大負荷預測結合全省全社會用電量預測結果，以及往年湖南省負荷變化特點，預測全社會最大負荷如下表 3.7 所示。表 3.7：2025-2035 年湖南省全社會最大負荷預測結果項目項目單位單位2022（實際值）2022（實際值）2025年2025年2030年2030年2035年2035年全社會最

58、大負荷萬千瓦4650580073008500年均增長率%/7.644.73.129氣候變化與能源轉型項目從預測結果可得，2025 年、2030 年和 2035 年的全社會最大負荷分別為 5800萬千瓦、7300 萬千瓦和 8500 萬千瓦。（三）電力和調峰需求缺口測算本研究將根據電力平衡來測算需求缺口，為使測算結果能真實的反應實際需求缺口，在考慮電力裝機時，將僅考慮已核準和在建的機組，未核準的機組在測算時均不考慮。例如，煤電機組僅考慮已核準開工的大唐華銀株洲（2100 萬千瓦）、長安益陽（2100 萬千瓦）和陜煤石門（266 萬千瓦）3 個擴能升級項目，共 532 萬千瓦，規劃未核準的郴州（7

59、0 萬千瓦）、汨羅（200 萬千瓦）和岳州（200 萬千瓦）電廠均不考慮；氣電機組根據工程進展情況和天然氣氣源影響，預計 2025 年投產衡東氣電（合計 98 萬千瓦），2030 年全省已規劃的三個項目全部投產，合計 296 萬千瓦；平江抽水蓄能（140 萬千瓦）預計 2026 年全部投產，目前已開工建設的 5 個抽水蓄能電站（包括安化、廣寒坪、木旺溪、羅坪江、玉池）共計 780 萬千瓦，預計 2030 年投產 380萬千瓦，故 2030 年累計抽水蓄能裝機取 500 萬千瓦。此外，新型儲能的裝機容量根據目前的建設容量，取 300 萬千瓦。（1）根據電力平衡測算1）平衡原則：計算水平年及典型場

60、景：2025 年、2030 年及 2035 年，測算過程分夏季大負荷（以下簡稱“夏大”）和冬季大負荷（以下簡稱“冬大”）兩個場景；系統備用容量：2025 年、2030 年和 2035 年均為 12%；系統削峰容量（即需求側響應）：2025 年、2030 年和 2035 年均為 3%；根據收資調研情況，大型水電和小型水電按照往年的歷史出力特性選取出力系數，大型水電在夏大和冬大的出力系數分別 0.57 和 0.62，小型水電分別取 0.5 和 0.3；大型煤電出力系數取 1，小型煤電出力系數取 0.8，氣電取 0.9；風電取 0.05，光伏發電不參與電力平衡，生物質出力系數取 0.8；抽水蓄能出力

61、系數取 1，新型儲能考慮其出力特性以及應對高峰負荷的不穩定性等，取綜合出力系數為 0.5；外調電力的出力系數根據外電通道的出力曲線進行選取，總的外調電力在夏30Climate Change and Energy Transition Program大和冬大的出力系數均大于 0.6，同時考慮區外祁韶直流、雅江直流和寧湘直流的電力網損為 7%，鄂湘聯絡線的網損為 2%。2）平衡結果根據上述平衡原則，計算所得的湖南省中長期電力平衡夏大和冬大的結果如下表 3.8所示。表 3.8：基準場景下湖南省中長期電力平衡結果單位：萬千瓦年份年份202520252030203020352035裝機裝機夏大夏大冬大冬

62、大裝機裝機夏大夏大冬大冬大裝機裝機夏大夏大冬大冬大一、一、系統需要容量系統需要容量6301630163016301793179317931793192349234923492341.系統最大負荷5800580073007300850085002.削峰容量1741742192192552553.備用容量675675850850989989二、二、電源可利用容量電源可利用容量8647 8647 4531 4531 4415 4415 11050 11050 4919 4919 4803 4803 11950 11950 5014 5014 4898 4898 1.大型水電8674965368674

63、965368674965362.小型水電7823912357823912357823912353.大型煤電2848284828482848284828482848284828484.小型煤電2471981982471981982471981985.風電17008585220011011025001251256.光伏1500003000003500007.生物質1501201202502002003502802808.抽蓄1551551552602602602602602609.儲能30015015030015015030015015010.氣電9888 88 29626626629626626

64、6三、三、區域盈虧區域盈虧-1770-1770-1886-1886-3012-3012-3128-3128-4220-4220-4336-4336 四、四、外來電力外來電力217621761427 1427 1436 1436 2176 2176 1644 1644 1436 1436 2176 2176 1644 1644 1436 1436 1.鄂湘聯絡線1761761411761761411761761412.祁韶直流80060560580060560580060560531氣候變化與能源轉型項目單位：萬千瓦年份年份202520252030203020352035裝機裝機夏大夏大冬大冬大

65、裝機裝機夏大夏大冬大冬大裝機裝機夏大夏大冬大冬大3.雅江直流4003721864003721864003721864.寧湘直流8003726058006056058006056055.輸電網損98 101 114 101 114 101 五、五、考慮外電盈虧考慮外電盈虧-343-343-449-449-1368-1368-1692-1692-2576-2576-2900-2900 根據電力測算結果，在計及需求側響應的情況下，預計 2025 年湖南省的夏大用電缺口將達到 340 萬千瓦左右，冬大用電缺口將超過 440 萬千瓦；由于測算過程中，煤電、氣電、抽水蓄能和新型儲能僅考慮了目前已核準和在建

66、的機組，其他電源裝機容量根據政府規劃，故隨著全社會用電需求的增加，電力缺口逐漸加大，2030 年和 2035年在不考慮需求側響應的情況下，最大電力缺口（冬大）分別將達到 1692 萬千瓦和2900 萬千瓦左右。（2）根據調峰平衡測算本部分將分別進行年調峰和日調峰測算，年調峰按照各電源裝機的調峰系數來測算，以計算各電源裝機的最大調峰能力；日調峰按照各電源出力的最小出力系數來計算，以確保各調節性電源新增裝機在電網承載范圍內。1）年調峰平衡原則 計算水平年：2025 年、2030 年及 2035 年；基準場景的年調峰平衡測算時不考慮需求側響應規模；此外，需調峰容量中還計及了 7%最高用電負荷的日旋轉

67、備用量；由于枯水期的調峰容量缺口大于豐水期，且未來的峰谷差率沒有確定的大幅增加或者降低的趨勢，小幅的波動對調峰缺口影響較小，因此在調峰平衡測算時，根據歷史年份和基準年的分布規律，枯水期峰谷差率取 58%；本地電源裝機的調峰系數，常規水電取 0.17，風電具有反調峰性能，調峰系數取-0.3，光伏發電、生物質不參與調峰，煤電、氣電、抽水蓄能和儲能的調峰系數分別為 0.7、1、2 和 1；根據湖南省“十四五”電力發展規劃，外調電力調節能力不低于 30%，同時考慮各外電通道的電力組成設置祁韶直流、鄂湘聯絡線、雅江直流和寧湘直流的調峰系數分別取 0.4、0.5、0.5 和 0.4；32Climate C

68、hange and Energy Transition Program 考慮區外祁韶直流、雅江直流和寧湘直流的電力網損為 7%，鄂湘聯絡線的網損為 2%。2）年調峰平衡結果本報告計算年調峰平衡時取各電源裝機的最大調峰系數，根據調峰平衡原則計算的湖南省中長期年調峰平衡結果如下表 3.9 所示。表 3.9：基準場景下湖南省中長期調峰平衡結果單位：萬千瓦項 目項 目2025年2025年2030年2030年2035年2035年一、一、系統需調峰容量系統需調峰容量3770377047454745552555251.負荷調峰容量需求（峰谷差）3364423449302.日旋轉備用406511595二、二、

69、裝機容量裝機容量84378437109801098012200122001.煤電3034303430342.常規水電1650165016503.抽水蓄能1555005004.氣電982962965.風電1700220025006.光伏1500300035007.電化學儲能300300300三、三、電源調峰容量電源調峰容量2602260233423342409240921.煤電2124212421242.常規水電2812812813.抽水蓄能310100018404.氣電982982985.風電-510-660-7506.光伏0007.電化學儲能300300300四、四、外電入湘外電入湘723

70、723 723 723 723 723 33氣候變化與能源轉型項目項 目項 目2025年2025年2030年2030年2035年2035年1.鄂湘聯絡線3535352.祁邵直流3203203203.寧湘直流3203203204.雅江直流1001001005.輸電網損53 53 53 五、五、調峰容量盈虧（+盈-虧)調峰容量盈虧（+盈-虧)-445-445-680-680-710-710調峰容量盈虧（+盈-虧)（不考慮外電）-1168-1403-1433根據年調峰平衡結果可知，由于峰谷差率高，導致電力系統應對負荷變化時的需調峰容量增加。在僅考慮已核準和在建的電源機組時，盡管各電源取最大調峰系數，

71、各電源的調峰能力仍不足，預計 2025 年、2030 年和 2035 年的最大調峰缺口在計及外電的基礎上分別達到 450 萬千瓦、680 萬千瓦和 710 萬千瓦左右。出現上述缺口主要有兩方面的原因，一是由于目前的煤電機組深度調峰能力不夠；二是風電具備反調峰特性、光伏發電不參與調峰和抽水蓄能等儲能調峰電站目前并未大規模投產，導致目前全省已核準和在建電源機組的實際可調峰容量較少，且隨著用電需求的增加，電力需求和調峰需求缺口逐漸增加，未來只能通過新增調節性電源來向上調峰，以滿足能源供應安全和調峰需求。3）日調峰平衡測算在實際的應用中，當日內用電負荷高，系統保供壓力大時，存在與年調峰需求不盡相同的挑

72、戰。首先，由于儲能調峰站僅在保供壓力小，有足夠的充電電量的情況下具備調峰能力，日調峰時段部分儲能調峰機存在無法充電的問題，即不具備任何調峰能力。此外，煤電機組受固定開機容量限制，調峰能力大大減小，故為更好地反應各機組的實際調峰能力和調峰缺口，選取豐水期和枯水期時最小的負荷需求日為單位分別計算日調峰缺口，此時取各電源的最小出力系數來做平衡測算，以得到電力系統下調能力和校核電網的承載力，基于電網的承載力基礎上計算棄電率，將電網的棄電率控制在合理的范圍內進行電力系統的優化。首先，在計算日調峰平衡前，根據往年的夏季和冬季典型日負荷曲線選取日調峰平衡測算時的位置，再計算豐水期和枯水期的日調峰平衡，201

73、6-2022 年湖南省夏季典型日負荷曲線和冬季日負荷曲線見圖 3.1 和圖 3.2。34Climate Change and Energy Transition Program 3.1 2016-2022 3.2 2016-2022 1000150020002500300035000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00萬千瓦2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年10001500200

74、02500300035000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00萬千瓦2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年圖 3.1：2016-2022 年湖南省夏季典型日負荷曲線 3.1 2016-2022 3.2 2016-2022 1000150020002500300035000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013

75、:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00萬千瓦2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年1000150020002500300035000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00萬千瓦2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年圖 3.2：2016-2022 年湖南省冬季典型日負荷曲線從圖 3.1 和

76、圖 3.2 可知，湖南省在夏季和冬季的典型日負荷曲線均呈現“雙高峰”特點，夏季典型負荷曲線的午高峰大約出現在 1114 點之間，晚高峰出現在 2023 點之間，晚高峰明顯高于午高峰；而冬季典型負荷曲線的午高峰出現在 1013 點之間，晚高峰出現在 1722 點之間，午晚高峰差距不大。因此做日調峰平衡測算時，僅需考慮夜間負荷最低點（豐?。?、午間負荷最高點（豐午）和夜間負荷最高點（豐大）三個位置的調峰需求。35氣候變化與能源轉型項目 日調峰平衡測算原則調峰平衡原則為根據日最高負荷確定煤電裝機的最小開機容量，確定各電源的裝機容量后根據午間最大負荷來確定日最大調峰缺口。調峰壓力最大通常存在兩種情況，第

77、一種為當夜間電力系統的用電負荷低，風電出力系數大時，此時電力系統的調峰壓力較大。為緩解電力系統的調峰壓力，通常采取棄新能源措施，棄電率也將作為電力系統優化合理性的關鍵指標，棄電產生的示意圖見圖 3.3。圖 3.3：電力系統棄電示意圖第二種是午間調峰。隨著省內新能源的投產規模增加，豐午時新能源出力過大，導致午間向下調峰壓力增加。由于日調峰平衡測算時，調峰系數取各電源的最小值，因此如存在調峰缺口時，需采取棄電措施，當棄電率超過一定規模時需考慮增加一定容量的儲能裝機。其他調峰約束如下：計算水平年及典型場景：2025 年、2030 年及 2035 年，測算過程取用電負荷較低的豐水期和負荷較高的枯水期；

78、通常計算調峰缺口時，典型位置處的負荷根據歷史年份的負荷特性取經驗值，如豐水期最大負荷約為 60%全年最高負荷（豐大），最低負荷約為 30%全年最高負荷（豐?。?，豐水期午間最高負荷約為 50%全年最高負荷（豐午），枯水期最大負荷約為 80%全年最高負荷（枯大），最低負荷約為 45%全年最高負荷（枯?。?，枯水期午間最高負荷約為 75%全年最高負荷（枯午）；系統需要容量考慮 5%的備用容量；36Climate Change and Energy Transition Program 本地電源裝機風電日調峰系數取 0.4，大型煤電取 0.3，生物質日調峰系數取0.8，大型水電和小型水電在豐水期和枯水期

79、的調峰系數取 0.7 和 0.2；光伏、抽水蓄能、新型儲能和氣電調峰系數豐水期和枯水期取相同值，光伏豐小時取0，豐午時取 0.6，抽水蓄能在豐小和豐午時均取-1，新型儲能在豐小和豐午時均取-0.4，氣電取 1，外來電力主要根據外電的日出力曲線取值。日調峰平衡測算結果豐水期和枯水期電力系統調峰具體見表 3.10 和表 3.11。表 3.10：豐水期日間調峰平衡表單位：萬千瓦年份年份202520252030203020352035裝機裝機豐小豐小豐午豐午裝機裝機豐小豐小豐午豐午裝機裝機豐小豐小豐午豐午一、一、高峰負荷高峰負荷3480 3480 3480 3480 4380 4380 4380 43

80、80 5100 5100 5100 5100 1.午/小負荷1740 2900 2190 3650 2550 4250 2.備用容量290 290 365 365 425 425 二、二、系統需要容系統需要容量量3770 3770 3770 3770 4745 4745 4745 4745 5525 5525 5525 5525 三、三、大方式電大方式電源開機(除源開機(除煤電)煤電)5771 5771 1979 1979 1979 1979 8414 8414 2607 2607 2607 2607 9314 9314 2702 2702 2702 2702 1.大型水電867 659 65

81、9 867 659 659 867 659 659 2.小型水電782 547 547 782 547 547 782 547 547 3.小型煤電219 175 175 219 175 175 219 175 175 4.風電1700 85 85 2200 110 110 2500 125 125 5.光伏1500 0 0 3000 0 0 3500 0 0 6.生物質150 120 120 250 200 200 350 280 280 7.抽蓄155 155 155 500 500 500 500 500 500 8.儲能300 150 150 300 150 150 300 150 1

82、50 9.氣電98 88 88 296 266 266 296 266 266 10.外來電力2176 1120 1120 2176 1120 1120 2176 1120 1120 37氣候變化與能源轉型項目年份年份202520252030203020352035裝機裝機豐小豐小豐午豐午裝機裝機豐小豐小豐午豐午裝機裝機豐小豐小豐午豐午四、四、所需煤電開所需煤電開機(考慮最機(考慮最小開機)小開機)3034 3034 800 800 800 800 3034 3034 1018 1018 1018 1018 3034 3034 1703 1703 1703 1703 五、五、午/小方式午/小方

83、式電源出力電源出力2176 2176 3076 3076 2354 2354 4154 4154 2760 2760 4860 4860 1.大型煤電240 240 305 305 511 511 2.大型水電867 601 601 867 601 601 867 601 601 3.小型水電782 547 547 782 547 547 782 547 547 4.小型煤電219 175 175 219 175 175 219 175 175 5.風電1700 680 680 2200 880 880 2500 1000 1000 6.光伏1500 0 900 3000 0 1800 350

84、0 0 2100 7.生物質150 120 120 250 200 200 350 280 280 8.抽蓄155-155-155 500-500-500 500-500-500 9.儲能300-120-120 300-120-120 300-120-120 10.氣電98 88 88 296 266 266 296 266 266 六、六、外來電力外來電力2176 2176 725 725 1145 1145 2176 2176 725 725 1238 1238 2176 2176 725 725 1238 1238 七、七、下調能力缺下調能力缺口（不考慮口（不考慮外電）外電）436 43

85、6 176 176 164 164 504 504 210 210 610 610 下調能力缺口（考慮外電）1161 1321 889 1742 935 1848 表 3.11：枯水期日間調峰平衡表單位：萬千瓦年份年份202520252030203020352035裝機裝機枯小枯小枯午枯午裝機裝機枯小枯小枯午枯午裝機裝機枯小枯小枯午枯午一、一、高峰負荷高峰負荷4640 4640 4640 4640 5840 5840 5840 5840 6800 6800 6800 6800 1.午/小負荷2610 4350 3285 5475 3825 6375 38Climate Change and E

86、nergy Transition Program年份年份202520252030203020352035裝機裝機枯小枯小枯午枯午裝機裝機枯小枯小枯午枯午裝機裝機枯小枯小枯午枯午2.備用容量290 290 365 365 425 425 二、二、系統需要系統需要容量容量4930 4930 4930 4930 6205 6205 6205 6205 7225 7225 7225 7225 三、三、大方式電大方式電源開機(除源開機(除煤電)煤電)5771 5771 1113 1113 1113 1113 8414 8414 1731 1731 1731 1731 8814 8814 1826 182

87、6 1826 1826 1.大型水電867 173 173 867 173 173 867 173 173 2.小型水電782 156 156 782 156 156 782 156 156 3.小型煤電219 175 175 219 175 175 219 175 175 4.風電1700 85 85 2200 110 110 2500 125 125 5.光伏1500 0 0 3000 0 0 3000 0 0 6.生物質150 120 120 250 200 200 350 280 280 7.抽蓄155 155 155 500 500 500 500 500 500 8.儲能300 1

88、50 150 300 150 150 300 150 150 9.氣電98 98 98 296 266 266 296 266 266 10.外來電力2176 853 1021 2176 853 1021 2176 853 1021 四、四、所需煤電所需煤電開機(考慮開機(考慮最小開機)最小開機)3034 3034 2964 2964 2796 2796 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 五、五、午/小方式午/小方式電源出力電源出力2677 2677 3196 3196 2753 2753 4223 4223

89、 2873 2873 4343 4343 1.大型煤電889 839 910 910 910 910 2.大型水電867 520 347 867 520 347 867 520 347 3.小型水電782 469 313 782 469 313 782 469 313 4.小型煤電219 175 175 219 175 175 219 175 175 5.風電1700 680 680 2200 880 880 2500 1000 1000 6.光伏1500 0 900 3000 0 1800 3000 0 1800 7.生物質150 120 120 170 120 120 190 120 12

90、0 8.抽蓄155-155-155 500-500-500 500-500-500 9.儲能300-120-120 300-120-120 300-120-120 10.氣電296 98 98 296 298 298 296 298 298 39氣候變化與能源轉型項目年份年份202520252030203020352035裝機裝機枯小枯小枯午枯午裝機裝機枯小枯小枯午枯午裝機裝機枯小枯小枯午枯午六、六、外來電力外來電力2176 2176 725 725 1145 1145 2176 2176 725 725 1238 1238 2176 2176 725 725 1238 1238 七、七、下調

91、能力下調能力缺口（不缺口（不考慮外電）考慮外電）67 67-1154-1154-532-532-1252-1252-952-952-2032-2032 下調能力缺口（考慮外電）792-9 193-14-227-794 從表 3.10 和表 3.11 可知，即使在考慮各電源開機容量和出力系數最小的情況下，電力系統在豐水期和枯水期考慮外電的情況下電力系統均存在下調能力缺口，且豐水期缺口大于枯水期，表明系統下調能力不足，需要進行棄電處理，因此在后續優化過程中，需對補全電力缺口后的電力系統棄電率進行分析。（四）小結由上述電力缺口和調峰需求缺口測算結果可得：1.在僅考慮已核準和在建的電源機組，其余未核準

92、和未開工項目均不納入測算的場景下，隨著全社會用電需求的增加，全省的電力需求缺口將逐漸增加。從湖南省的年調峰需求結果可得，全省在基準場景下存在調峰缺口，2025 年、3030 年和 2035 年的調峰缺口分別為 445 萬千瓦、680 萬千瓦和 710 萬千瓦。從豐水期和枯水期日調峰平衡結果來看，即使在各電源裝機均取最小開機容量和最小出力系數的情況下，電力系統仍存在一定的下調能力缺口，僅在枯水期午間不存在下調能力缺口，因此為滿足電力供應和調峰需求，需要加大調節性電源的建設力度，同時合理的控制豐小/午和枯小時期的棄電率，減少調峰壓力。2.當抽水蓄能裝機規模增加后，下調能力缺口減小，說明增加調節性儲

93、能電源能緩解調峰壓力。同時，本報告考慮煤電的最小出力系數為 0.3，如能進一步提升煤電機組的調峰深度，也可進一步提升全省的調峰能力，因此為緩解全省調峰壓力，應對現有煤電機組靈活性應改盡改。3.增加調節性儲能電源和對煤電進行靈活性應改盡改兩種措施均對調峰有正向作用，但煤電生產會產生大量的碳排放，因此未來大規模建設煤電機組用于靈活調節的難度較大，而調節性儲能電源存在建設周期長和投資成本大等問題，因此未來電力系統的建設還需結合經濟性進行進一步優化分析。40Climate Change and Energy Transition Program第四章 電力供應和調峰體系經濟性場景分析根據湖南省電力需求

94、缺口的基準場景計算可知，當考慮 3%的需求側響應時，預計2025 年湖南省的夏大用電缺口將達到 340 萬千瓦左右，冬大用電缺口將達到 450 萬千瓦左右，測算僅考慮了目前已核準和在建的機組。隨著全社會用電需求的增加，電力缺口將逐漸加大，2030 年和 2035 年在考慮 3%需求側響應前提下，最大電力缺口（冬大）分別為 1690 萬千瓦和 2900 萬千瓦左右。從調峰測算結果可知，全省各水平年在計及外電和不計及外電的情況下均存在調峰需求缺口；在日調峰平衡測算中，即使在各電源裝機均取最小開機容量和最小出力系數的情況下，豐水期和枯小時期電力系統仍存在一定的下調能力缺口。結合上述電力平衡和調峰平衡

95、測算結果，須考慮新增一定規模的煤電、儲能和抽水蓄能等調節性電源，以保證湖南省能源電力的安全使用和新能源的穩定消納。本章節將首先基于電力缺口設置場景，分析以煤電為主，以清潔調節性電源為主兩類場景的經濟性，以此來反映煤電和各清潔調節性電源對經濟性的影響；其次結合電力缺口和經濟性進行各電源裝機優化分析，得到基于湖南省省情，且既滿足電力缺口，又滿足經濟性最優的各電源裝機組合。本報告在做經濟性對比分析時，未定量考慮技術進步對成本降低的影響，主要是因為當技術進步時，各類電源的裝機成本下降差異較小，最終對本報告的結果影響可能較小。（一）建模步驟電力系統調峰能力優化經濟性分析的建模過程如下：第一步：采用平準化

96、能源成本分析（LCOE）計算新增煤電（C）、氣電（G）、抽水蓄能（P）、電化學儲能（E）和壓縮空氣儲能（CAES）裝機的度電成本和儲電成本。在計算度電成本的過程中，應將抽水蓄能、電化學儲能和壓縮空氣儲能在儲電和放電過程中的電量損失進行折算后，將此三類儲能裝機簡化成電源，進而等效計算各裝機的儲電成本(LCOS)。41氣候變化與能源轉型項目新增煤電和氣電的度電成本，其計算公式如下所示：()()()()()O MO MO MTTOMtaxdepreciationtaxresidual valuedynamiccostnnndiscountdiscountdiscountTaccrualndiscou

97、ntPRDRVPRRRLCOEER11111111&-+-+=+(1)其中：Pdynamiccost：表示項目的動態總投資；PO&M：表示項目的年運維成本；Ddepreciation：表示年折舊成本，按單個項目的折舊年限進行換算；Rtax：表示稅率，通常取 25%；Rdiscount：表示折現率，通常取 6%8%，本研究統一取 8%；TO&M：表示除建設期外的運維年限；Vresidual-value：表示項目停止運行時的殘值，該值因具體項目的不同而不同；Eaccrual：表示年發電量。新增抽水蓄能、電化學儲能和壓縮空氣儲能的儲電成本計算公式如下：()()()()()()TTCPPEEttttT

98、ttOM tn tPCCCCddrrLCOSn tr&111111=+=+(2)其中：CE：隨容量變化的裝機成本，單位為元/kWh；CP：隨功率變化的裝機成本，元/kW;d：額定功率下的放電時長，單位為 h；T：系統壽命，單位為年；()OM t&：第 t 年的運維費用占裝機總費用的比例，單位為%；PC：充電時的買電價格，單位為元/kWh；：儲能站循環效率；r：折現率；42Climate Change and Energy Transition Program()n t：年循環次數，單位次/年。第二步：根據全省的能源利用實際情況確定上述調峰電源裝機的發電利用小時，本研究中兩種新型儲能的發電利用小

99、時均為 1150h，氣電取 1800h，煤電利用小時數主要根據不同年份的電量平衡進行選??；第三步：根據各調峰裝機的度電成本、發電利用小時和假定需要新增的裝機來計算總費用和綜合度電成本，并對比不同場景經濟性；第四步：假設各電源的新增裝機，對全省電力系統調節能力基于成本進行優化分析，優化過程中涉及兩個約束條件和一個目標函數，分別為：（3）C100%G10%P100%S300%DDDDDDDD總總總總（4）QaCAhaGhaPhaS hCAhGhmin()()?112233441?2 234?PhS h（5）上式中，總為電力需求總缺口，C、G、P 和 S 分別表示新增煤電、氣電、抽水蓄能和新型儲能裝

100、機容量，A 為基準場景下的煤電裝機容量（萬千瓦），fc為煤電的出力系數，fs為新型儲能的出力系數，a1，a2，a3，a4分別為各電源裝機的平準化度電成本，h1，h2，h3和 h4分別為各電源裝機的發電利用小時數；Qmin為系統最小綜合度電成本。第五步：分析上一步結果的合理性，如不合理，則需要增加優化過程中的約束條件，重新進行迭代優化；反之合理，直接得到最終可行解。43氣候變化與能源轉型項目（二）場景設定各關鍵水平年的場景設置均是基于基準場景，新增電力僅用于基準場景下各關鍵水平年的電力缺口補償，且電力缺口補償比例考慮各電源裝機的出力系數。（1）2025 水平年考慮目前的煤電建設進展，2025 年

101、已核準的電源全部建成投產，因此 2025 水平年的煤電裝機已明確，無其他新增煤電機組；氣電僅考慮目前正在建設的衡東氣電；抽水蓄能建設周期較長，現已開工建設的抽水蓄能項目除平江抽水蓄能電站一臺機（基準場景已考慮）外，均不可能投產，因此 2025 水平年的抽水蓄能無其他新增投產機組，故 2025 年的電力缺口（449 萬千瓦）主要通過新型儲能進行補償，因此為分析新型儲能對經濟性和調峰能力的影響，設置以下 5 個場景，其中場景 1 為電力缺口為 0 的場景，場景 2-5 是新型儲能裝機和電力盈余逐漸增加的場景，以直觀的分析新型儲能對電力系統經濟性和調峰盈余等的影響。表 4.1：2025 水平年的電力

102、供應比例場景新增裝機類型新增裝機類型場景1場景1場景2場景2場景3場景3場景4場景4場景5場景5新型儲能200%250%300%350%400%電力盈（+）缺（-）0112225337449（2）2030 水平年2030 水平年電力缺口（1692 萬千瓦）計算考慮了目前正在建設的三個氣電機組，共計 296 萬千瓦的容量。2030 年電力缺口主要可通過煤電、抽水蓄能和新型儲能來補償。以補齊電力缺口為基準，分別以煤電為主導和以清潔靈活電源為主導為原則，設置場景如表 4.2 所示。44Climate Change and Energy Transition Program表 4.2：2030 水平年

103、的電力供應比例場景設置新增裝機類型新增裝機類型場景1場景1場景2場景2場景3場景3場景4場景4場景5場景5煤電21%31%41%52%62%氣電17%13%10%7%3%抽水蓄能40%40%50%40%20%新型儲能50%36%2%8%34%（3）2035 水平年2030 年后考慮全省已實現碳達峰，因此本報告暫考慮 2030 年后不再新增煤電機組。電力系統缺口主要通過煤電，抽水蓄能和新型儲能來補償。由于場景設置的基準年為 2023 年，場景設置同樣以補償電力缺口為基準，以煤電為主導和以清潔靈活電源為主導為原則，如表 4.3 所示。表 4.3：2035 水平年的電力供應比例場景設置新增裝機類型新

104、增裝機類型場景1場景1場景2場景2場景3場景3場景4場景4場景5場景5煤電35%35%35%35%35%抽水蓄能25%35%40%50%55%新型儲能82%62%52%32%22%（三）不同場景的經濟性計算（1）基準場景電力缺口結合表 3.8-3.11 可得，基準場景下，2025 年、2030 年和 2035 年四個水平年的電力缺口見圖 4.1。45氣候變化與能源轉型項目 1 4.1 4.2 2022-343-1368-2576-449-1692-2900-4000-3000-2000-100002025年2030年2035年容量（萬千瓦）夏大電力缺口冬大電力缺口239630343034303

105、416011650165016509001700220025006361500300035006330030030001500300045006000750090001050012000135002022年2025年2030年2035年裝機容量（萬千瓦）煤電氣電水電風電光伏生物質抽水蓄能新型儲能圖 4.1：基準場景下夏大和冬大的電力缺口分布如圖 4.1 所示，冬大的電力缺口大于夏大，因此將冬大情景作為經濟性計算的基準場景，基準場景下 2022 年和三個關鍵水平年的各類裝機對比如圖 4.2 所示。1 4.1 4.2 2022-343-1368-2576-449-1692-2900-4000-30

106、00-2000-100002025年2030年2035年容量（萬千瓦）夏大電力缺口冬大電力缺口239630343034303416011650165016509001700220025006361500300035006330030030001500300045006000750090001050012000135002022年2025年2030年2035年裝機容量（萬千瓦）煤電氣電水電風電光伏生物質抽水蓄能新型儲能圖 4.2：2022 年和三個關鍵水平年的電源裝機對比46Climate Change and Energy Transition Program（2）平準化度電成本計算結合典型的

107、煤電、氣電、抽水蓄能和新型儲能（包括電化學儲能和壓縮空氣儲能）項目建設財務經濟性分析數據，根據公式（1）和（2）可計算得各調峰電源裝機的能源平準化度電成本，如圖 4.3。2 4.3 4.4 2025 0.325 0.751 0.456 0.597 0.688 0.000.150.300.450.600.750.90煤電氣電抽水蓄能壓縮空氣儲能電化學儲能度電成本（元/kWh）裝機類型02004006008001000場景1場景2場景3場景4場景5裝機容量（萬千瓦）新型儲能新增裝機電力盈（+）缺（-）圖 4.3：新增裝機的平準化度電成本從圖 4.3 可知，煤電的度電成本最低，其次是抽水蓄能和新型儲

108、能，氣電的度電成本最高，壓縮空氣儲能的度電成本低于電化學儲能。（3）煤電靈活性改造的經濟性分析根據各類裝機度電成本的計算公式，加上調峰改造的費用和改造后需要增加的燃料費，可計算得出新建煤電機組進行調峰改造后的度電成本，其計算公式如下。（6）按照調研收集的數據，煤電靈活性改造綜合單位投資為 60120 元/千瓦，其中僅改造調峰特性的單位投資為 6070 元/千瓦，改造后需要增加的燃料費與改造的煤電機組容量、改造后增加的供電煤耗、發電利用小時和當前煤價有關。其中，改造后增加的供電煤耗受汽機效率、鍋爐效率和廠用電率的綜合影響，本文47氣候變化與能源轉型項目取三個因素的綜合影響，參考文獻火電機組深度調

109、峰經濟性分析中的數據，一臺 30萬千瓦的亞臨界鍋爐和一臺 66 萬千瓦的超臨界鍋爐在機組負荷率為 30%時，其供電煤耗較額定負荷工況分別升高 70.12g/kWh 和 73.32g/kWh，可得調峰改造的供電煤耗受機組容量的影響較小，故本研究取新增煤電機組完成 70%調峰深度的供電煤耗增加75g/kWh，考慮未來技術的進步，深度調峰所導致的供電煤耗增加量降低，假設本報告取 50g/kWh 左右，發電利用小時與存量煤電機組保持一致，當前煤價取 900 元/噸。綜上，計算得出經過調峰改造后的煤電機組度電成本為 0.331 元/kWh，相較于額定負荷下新建煤電機組的度電成本 0.325 元/kWh，

110、可得出對現有機組進行調峰改造后的度電成本僅增加 0.7 分/kWh，同時考慮到煤電調峰的碳減排收益（按 6070 元/噸CO2），取煤電二氧化碳排放系數為 0.827kg/kWh，則可計算得煤電完成 70%調峰深度的碳減排收益為 0.05 元/kWh，與省內新建調節性電源的度電成本相比，對現有煤電機組進行靈活性“應改盡改”和新建煤電機組配套靈活性應用對全省電力系統調節能力的經濟性優化有重要意義。（4）氣電經濟性分析考慮目前氣電規劃、建設進展和度電成本等因素，氣電受天然氣氣源、氣價和發電利用小時等影響，未來發展的不確定性較大，因此本報告僅考慮 2025 年投產衡東氣電，共計 98 萬千瓦，203

111、0 年考慮湘陰（249 萬千瓦）和永州（250 萬千瓦）氣電投產，合計為 296 萬千瓦，將不做為優化變量。（5）預設場景下的經濟性分析1）2025 水平年根據 2025 年的電力缺口和不同場景下各調節性電源的裝機比例分配（表 4.1），可計算出為滿足電力需求增長應增加的新型儲能裝機容量和電力缺口，如圖 4.4 所示。48Climate Change and Energy Transition Program 2 4.3 4.4 2025 0.325 0.751 0.456 0.597 0.688 0.000.150.300.450.600.750.90煤電氣電抽水蓄能壓縮空氣儲能電化學儲能度

112、電成本（元/kWh）裝機類型02004006008001000場景1場景2場景3場景4場景5裝機容量（萬千瓦）新型儲能新增裝機電力盈（+）缺（-）圖 4.4：2025 年新增調節性電源裝機分布根據發電利用小時和表 4.1 內的新增裝機補償電力供應比例，可計算得 2025 年不同場景下新增裝機的調峰能力增加量、調峰盈虧和新增裝機總發電成本，計算結果如圖4.5 所示。3 4.5 2025 4.6 2030 0.020.040.060.080.0100.0120.0140.0-300-200-1000100200300400500場景1場景2場景3場景4場景5總發電成本（億元）調峰能力（萬千瓦）新增

113、調峰能力調峰盈（+）虧（-）新增總費用，億元349 523 698 872 1047 282 226 169 113 56 677 677 846 677 338 846 609 34 135 575 0500100015002000場景1場景2場景3場景4場景5裝機容量（萬千瓦）煤電氣電抽水蓄能新型儲能圖 4.5：2025 年新增調節性電源調峰能力和總費用49氣候變化與能源轉型項目從上圖 4.4 和圖 4.5 中可以看出，當用新型儲能來滿足電力缺口，并在一定范圍內持續增加新型儲能的裝機容量時，電力盈余逐漸增加。隨著儲能裝機的增加，新增調峰能力增加，調峰缺口減小，但同時新增裝機的總發電成本增加

114、。2）2030 水平年根據 2030 年的電力缺口和表 4.2 的電源比例分配，計算 2030 年為滿足電力供應所需增加的調節性電源裝機容量和新增電源裝機的出力對比如下圖 4.6 和圖 4.7 所示。3 4.5 2025 4.6 2030 0.020.040.060.080.0100.0120.0140.0-300-200-1000100200300400500場景1場景2場景3場景4場景5總發電成本（億元）調峰能力（萬千瓦）新增調峰能力調峰盈（+）虧（-）新增總費用，億元349 523 698 872 1047 282 226 169 113 56 677 677 846 677 338 8

115、46 609 34 135 575 0500100015002000場景1場景2場景3場景4場景5裝機容量（萬千瓦）煤電氣電抽水蓄能新型儲能圖 4.6：2030 年新增調節性電源裝機分布 4 圖 4.7 2030 年新增調節性電源出力分布 圖 4.8 2030 年新增調節性電源調峰能力和綜合度電成本 338 508 677 846 1015 254 203 152 102 51 677 677 846 677 338 423 305 17 68 288 0500100015002000場景1場景2場景3場景4場景5裝機容量（萬千瓦）煤電氣電抽水蓄能新型儲能0.3000.3200.3400.36

116、00.3800.400040080012001600場景1場景2場景3場景4場景5綜合度電成本（元/kWh）調峰能力（萬千瓦）新增調峰能力調峰盈（+）虧（-）綜合度電成本圖 4.7：2030 年新增調節性電源出力分布50Climate Change and Energy Transition Program同理可計算得 2030 年的新增調峰能力和新增裝機的總發電成本如下圖 4.8 所示。4 圖 4.7 2030 年新增調節性電源出力分布 圖 4.8 2030 年新增調節性電源調峰能力和綜合度電成本 338 508 677 846 1015 254 203 152 102 51 677 677

117、 846 677 338 423 305 17 68 288 0500100015002000場景1場景2場景3場景4場景5裝機容量（萬千瓦）煤電氣電抽水蓄能新型儲能0.3000.3200.3400.3600.3800.400040080012001600場景1場景2場景3場景4場景5綜合度電成本（元/kWh）調峰能力（萬千瓦）新增調峰能力調峰盈（+）虧（-）綜合度電成本圖 4.8：2030 年新增調節性電源調峰能力和綜合度電成本從圖 4.6、圖 4.7 和圖 4.8 可知，滿足保供條件的 5 個場景在補償調峰缺口后還存在一定的調峰盈余，此時可通過各電源的實際出力系數進行調整。五個場景均不存在

118、電力缺口，其中場景 4 經濟性最好，故可得當煤電新增裝機在 8721047 萬千瓦之間，抽水蓄能控制在 338677 萬千瓦之間，新型儲能新增裝機為 135575 萬千瓦之間時，整個系統補償電力缺口后新增裝機的綜合度電成本會出現最低值，當超出這一范圍時，綜合度電成本再次升高。3）2035 水平年同理在保供的前提下，計算 2035 年所需新增的調節性電源裝機容量、各電源出力情況、新增調節能力和新增裝機總發電成本如圖 4.9 和圖 4.10 所示。51氣候變化與能源轉型項目 5 圖 4.9 2035 年新增調節性電源裝機分布 圖 4.10 2035 年新增調節性電源出力分布 1016 1016 1

119、016 1016 1016 725 1015 1160 1450 1595 2378 1798 1508 928 638 080016002400320040004800場景1場景2場景3場景4場景5裝機容量（萬千瓦）煤電氣電抽水蓄能新型儲能986 986 986 986 986 725 1015 1160 1450 1595 1189 899 754 464 319 0500100015002000250030003500場景1場景2場景3場景4場景5裝機容量（萬千瓦）煤電氣電抽水蓄能新型儲能圖 4.9：2035 年新增調節性電源裝機分布 5 圖 4.9 2035 年新增調節性電源裝機分布

120、圖 4.10 2035 年新增調節性電源出力分布 1016 1016 1016 1016 1016 725 1015 1160 1450 1595 2378 1798 1508 928 638 080016002400320040004800場景1場景2場景3場景4場景5裝機容量（萬千瓦）煤電氣電抽水蓄能新型儲能986 986 986 986 986 725 1015 1160 1450 1595 1189 899 754 464 319 0500100015002000250030003500場景1場景2場景3場景4場景5裝機容量（萬千瓦）煤電氣電抽水蓄能新型儲能圖 4.10：2035 年新

121、增調節性電源出力分布52Climate Change and Energy Transition Program 6 圖 4.11 2035 年新增調節性電源調峰能力和綜合度電成本 圖 4.9 關鍵年份的新增裝機累計圖 0.3000.3200.3400.3600.3800.400050010001500200025003000場景1場景2場景3場景4場景5綜合度電成本（元/kWh）調峰能力（萬千瓦）新增調峰能力調峰盈（+）虧（-）綜合度電成本202520302035新型儲能3003000抽水蓄能03801250煤電0100000100000380125030030000400800120016

122、002000裝機容量（萬千瓦）年份圖 4.11：2035 年新增調節性電源調峰能力和綜合度電成本從上圖可知，由于均是以 2023 年為基準年進行分析，因此補償電力缺口的煤電均在 2030 年前建設完成。當保持煤電裝機不變時，增加抽水蓄能的同時，降低新型儲能的裝機，其新增裝機的新增調峰能力增加，調峰盈余更大，系統的綜合度電成本逐漸降低，說明抽水蓄能的經濟性優于新型儲能，且對調峰的影響比新型儲能顯著。綜上，在滿足電力平衡的場景下，全省的調峰能力會出現較大盈余，且存在一個最佳的電源裝機組合，使補償電力缺口的新增裝機發電經濟性最好；抽水蓄能的經濟性優于新型儲能；在考慮經濟性的情況下，煤電和抽水蓄能的平

123、準化度電成本遠低于新型儲能和氣電。下面將從經濟的角度分析基于電力電量平衡和成本最低的裝機優化組合。（6）基于全社會成本最低的調峰裝機優化根據各水平年的電力缺口、調峰平衡以及公式（3）-（5），對 2025 年、2030 年和 2035 年三個關鍵年份的電力系統裝機成本進行成本最小值優化，得到的初步優化結果如下表 4.4 所示。53氣候變化與能源轉型項目表 4.4：基于成本的各類新增裝機組合和成本初步優化結果裝機裝機單位單位2025年2025年2030年2030年2035年2035年煤電萬千瓦/10501000抽水蓄能萬千瓦/3801920新型儲能萬千瓦89858720總成本億元66.4162.

124、4225.7綜合度電成本元/kWh0.3610.3450.341上述三個關鍵水平年的初步優化結果均是基于基準年份所得，總成本為滿足電力缺口后的新增裝機發電成本。當有新增煤電裝機時，需要加上存量煤電機組的發電成本。從表 4.4 可得，由于測算僅考慮已核準和已開工的電源機組，因此 2025 年的煤電已確定，無其他新增煤電機組；抽水蓄能考慮目前的建設進展和抽水蓄能的建設周期，2025年除平江抽水蓄能（435 萬千瓦）一臺機外，無其他新增抽水蓄能機組。2025 年的電力缺口在優化過程中全部由新型儲能進行補償。當全部由新型儲能進行補償時，新增發電總成本為 66.4 億元，綜合度電成本為 0.361 元/

125、千瓦時，而實際新型儲能裝機容量短期內不會大幅增加，因此 2025 年的電力缺口主要通過減少備用和增加少量新型儲能裝機來進行同步補償，考慮到目前的建設進展，建議新增新型儲能 300 萬千瓦。至 2030 年，在限制全省新增煤電裝機（較基準場景）不超過 1070 萬千瓦的前提下，基于電力需求缺口，得到基于新增裝機綜合度電成本最低的初步電源裝機組合為：煤電新增 1050 萬千瓦，抽水蓄能新增 380 萬千瓦，新型儲能新增 587 萬千瓦，新增裝機總發電成本為 162.4 億元，綜合度電成本為 0.345 元/千瓦時。聯立 2025 年的結果，建議 20252030 年新增新型儲能 300 萬千瓦，到

126、 2030 年累計新增 600 萬千瓦左右、新增抽水蓄能 380 萬千瓦。至 2035 年，電力缺口增加至一定的量級，同樣限制全省煤電裝機不超過 1070萬千瓦，得到的綜合度電成本最低初步優化裝機組合為：新增煤電 1000 萬千瓦，抽水蓄能新增 1920 萬千瓦和新型儲能 20 萬千瓦，新增裝機的發電總成本為 225.7 億元，綜合度電成本為 0.341 元/千瓦時。從這一結果可以看出，抽水蓄能大規模投產前需要新型儲能發揮削峰填谷作用。當抽水蓄能增加到一定規模時，新型儲能的等量替代作用減弱，因此 2035 年將保留已投產的新型儲能裝機，故考慮已有新型儲能裝機的等量替代作用，建議 2035 年相

127、比于基準年的抽水蓄能新增規模調整為 1630 萬千瓦左右，故核減2030 年的新增容量，建議 20302035 年新增抽水蓄能 1250 萬千瓦，2030 年前建議新增煤電 1000 萬千瓦。綜上，上述三個年份的基準年份均為 2023 年，現聯立三個關鍵年份，立足湖南省實際情況，得到不同階段的最優參考裝機組合：2030 年前新增煤電裝機容量為 1000萬千瓦左右；取 2030 年新增抽水蓄能 380 萬千瓦，2030-2035 年，新增裝機 1250萬千瓦左右。新型儲能的配置方案為：2025 年以前盡可能的發展新型儲能，但考慮到時間周期較短，建議再新建 300 萬千瓦左右的新型儲能，剩余電力缺

128、口由減少備用容量來54Climate Change and Energy Transition Program滿足；2025 2030 年繼續新增新型儲能 300 萬千瓦左右，各關鍵水平年下各類電源新增裝機的累計如圖 4.12 所示。6 圖 4.11 2035 年新增調節性電源調峰能力和綜合度電成本 圖 4.9 關鍵年份的新增裝機累計圖 0.3000.3200.3400.3600.3800.400050010001500200025003000場景1場景2場景3場景4場景5綜合度電成本（元/kWh）調峰能力（萬千瓦）新增調峰能力調峰盈（+）虧（-）綜合度電成本202520302035新型儲能3

129、003000抽水蓄能03801250煤電0100000100000380125030030000400800120016002000裝機容量（萬千瓦）年份圖 4.12：關鍵年份的新增裝機累計圖根據上表中的新增裝機可計算得符合湖南省實際情況的存量煤電和優化新增裝機組合的綜合度電成本 0.362 元/千瓦時，不考慮降碳成本的情況下遠低于其他電源的綜合度電成本。在該優化組合下，2030 年后不再新增煤電裝機，后續新增的儲能裝機出力等價于 1930 萬千瓦煤電裝機出力，從這一角度出發，該優化組合將極大程度的緩解全省實現碳達峰和碳中和壓力。（四）基于日調峰結果驗證儲能裝機合理性根據第三章表 3.10 和

130、表 3.11 可得，基準場景下各關鍵水平年的日調峰結果，各關鍵水平年的調峰缺口為：2025 年考慮外電的豐小和豐午調峰盈余分別為 1161 萬千瓦和1321 萬千瓦，2030 年的豐小和豐午調峰盈余分別為 889 萬千瓦和 1742 萬千瓦，2035年的豐小和豐午調峰盈余分別為 935 萬千瓦和 1848 萬千瓦，需做棄電處理，枯水期在考慮外電情況下的調峰盈余小于豐水期，因此為驗證最終優化后的各水平年參數合理性，55氣候變化與能源轉型項目將圖 4.12 新增的各電源裝機加入基準場景后進行棄電量測算，且取調峰盈余最大的豐水期數據計算棄電率，當豐水期棄電率滿足要求時，枯水期也滿足棄電率要求，棄電量

131、計算步驟如下：1.根據夜間最大負荷和除煤電以外的其他電源裝機確定煤電最小開機容量；2.根據煤電最小開機容量、除煤電外的其他電源裝機和出力系數等確定整個電力系統的頂峰負荷曲線；3.對比頂峰負荷曲線和需要負荷曲線，當頂峰負荷曲線（曲線 1）大于需要負荷曲線（曲線 2）時，說明有棄電，需要對曲線 1 大于曲線 2 的部分求積分，作為當天的棄電量，再對全年求累加作為全年的棄電量；當曲線 1 全天均小于曲線 2時，說明無棄電；4.將全年的棄電量除以全年新能源的發電量即為全年的棄電率。根據上述步驟計算得 2025 年、2030 年和 2035 年的棄電率分別為 4.69%、4.32%和 1.98%。203

132、0 年和 2035 年優化裝機均滿足棄電率低于 5%的要求，因此優化結果是合理的。（五）小結綜上，可得以下幾點結論：1.湖南省調峰裝機優化呈現分階段特性。以 2030 年抽水蓄能投產一定規模為界，抽水蓄能未規?；懂a前，新型儲能可等量替代部分抽水蓄能容量以保供和削峰填谷，抽水蓄能規?；懂a后，新型儲能的替代作用減弱。2.2030 年前，為保證能源供應安全和經濟性最優，在已有煤電機組調峰系數為0.7 的前提下，仍需新增 1000 萬千瓦的煤電裝機，故可得，在 2030 年前，湖南省需大力推進煤電機組的靈活性改造，對存量機組實行應改盡改，對新增煤電機組進行靈活性建設，以增加煤電的調峰能力。3.20

133、35 年，由于抽水蓄能建設受規劃限制，為滿足電力供應需求和經濟性要求等，基于基準年需新增抽水蓄能裝機為 1630 萬千瓦左右，新增新型儲能裝機為600 萬千瓦左右，其中由于壓縮空氣儲能的環境友好屬性優于電化學儲能，因此未來建議進一步加大壓縮空氣儲能建設力度。4.上述優化后的煤電、抽水蓄能裝機和新型儲能裝機既能滿足電力缺口，且棄電率低于 5%，又能符合全省和國家 2030 年實現電力行業和全領域碳達峰的發展戰略目標，2030 年后不再新增煤電裝機，也有利于緩解 2060 年實現碳中和目標，故可認為優化后的結果是合理的。56Climate Change and Energy Transition

134、Program第五章 考慮需求側響應的調峰經濟性分析上述第四章的測算均未考慮需求側響應的調峰能力，而需求側響應作為一種清潔靈活的調峰資源，在電力系統調節能力優化經濟性有重要的作用。目前，省內在用電高峰時期會采取強制有序用電等需求側管理措施，但還未形成體系，主要是由于需求側響應的軟件和硬件設施還不夠完備，導致用戶側、電網側、電源側等不能將需求側響應作為一種利潤可觀的資源來運作。未來隨著需求側響應的軟件和硬件設施逐步完善，終端用戶的需求側響應積極性將大大提升，屆時真正可發揮需求側響應在電力系統中的調節和經濟作用，因此本章在不考慮外部干預的情況下，分析需求側響應在電力系統調節過程中的影響。目前湖南省

135、持續推進善需求響應政策，目前已累計簽約需求響應用戶數 3392戶，晚高峰最大可下調能力 297.9 萬千瓦。后續將進一步推進新型電力負荷管理系統建設，拓展中央空調、工業可中斷負荷應急能力。（一）調峰缺口測算本研究設置三種需求側響應規模，分別為 3%、5%和 10%，針對不同的需求側響應規模，測算全省在關鍵水平年和考慮需求側響應的調峰缺口和電力缺口，如下表 5.1 所示。在測算過程中，依舊僅考慮目前已核準和在建的各類裝機，未核準和未開工項目均不考慮。57氣候變化與能源轉型項目表 5.1：不同需求側響應規模下的電力需求缺口測算單位：萬千瓦202520252030203020352035202520

136、252030203020352035202520252030203020352035需求側響應 規模3%5%10%需調峰容量365746035359344146055750313241925234調峰盈（+）虧（-）-332-538-545-237-150-144572263-929電力缺口，萬千瓦-449-1692-2900-449-1692-2900-449-1692-2900 全社會最大負荷，萬千瓦5800 7300 8500 5800 7300 8500 5800 7300 8500 外電調峰總容量，萬千瓦723723723723723723723723723考慮需求側響應的電力盈（+

137、）虧（-），萬千瓦-275-1473-2645-159-1327-2475 131-962-2050 從上表 5.1 可知，需求側響應規模的增加能有效的減少各水平年電力需求缺口、調峰需求缺口，降低湖南省電力供應和調峰壓力。需求側響應能更好的迎合負荷曲線，真正起到削峰填谷的作用，盡管需求側響應的體量較小，但是在用電低谷和用電最高峰時段對負荷調節有關鍵作用，能在一定程度上減少調峰裝機容量，從而減少用電低谷時電源裝機向下調峰的壓力。（二）不同需求側響應規模下的裝機優化下面將根據表 5.1 的數據，優化三個需求側響應規模下的新增裝機組合，并對比不同需求側響應規模下基于綜合度電成本最低的裝機成本費用。由

138、于需求側響應經濟性是一個復雜的系統問題，且湖南省需求側響應還需要政策體系的進一步健全和完善，需出臺更加完備的政策以增加各終端用戶的響應積極性。同時，對于需求側響應自身的經濟性，需要考慮用戶側、供電側、發電側和全社會的成本效益，計算較復雜，因此本報告58Climate Change and Energy Transition Program對于所有的電源經濟性計算時，考慮在同一個維度進行對比，均未考慮需求響應的收益和成本，僅把需求側響應當作一個鼓勵性手段來實施，做定性分析。表 5.2：不同需求側響應規模下的優化裝機結果202520252030203020352035202520252030203

139、020352035202520252030203020352035需求側響應 規模3%5%10%新增裝機類型優化裝機容量煤電，萬千瓦01050100001000100009001000氣電，萬千瓦000000000抽水蓄能，萬千瓦03801675035715050891080新型儲能，萬千瓦550149031800000成本，億元40.7130.0211.723.5113.1202.7/89.6180.5綜合度電成本，元/kWh0.3480.3330.3390.3390.3290.338/0.3260.334從上表 5.2 可知，在不考慮需求側響應當作供應側資源、電能資源、價格響應資源等條件下

140、，而僅考慮需求側響應變化引起的電力保供和調峰資源的經濟性時，新增調節性電源裝機的總成本費用隨著需求側響應規模增加而降低，當需求側響應規模增加至 5%和 10%時，其分別較 3%的需求側規模成本降低約 4%和 15%。59氣候變化與能源轉型項目第六章 考慮外電的調峰經濟性分析以祁韶直流為例，2020 年祁韶直流年送電量原則上達到 240 億千瓦時，2021 年達到 280 億千瓦時，2022 年及以后達到 360 億千瓦時，其中非水可再生能源電力占比逐步提高至 40%以上，滿足湖南電力清潔發展需求。祁韶直流送電價格按照“基準電價+上下浮動”原則制定，分為存量和增量兩個部分，其中存量電量 160

141、億千瓦時，上網電價原則上不高于 0.22 元/千瓦時，預計落地湖南電價 0.33 元/千瓦，增量電量上網電價原則上不高于 0.285 元/千瓦時，預計落地湖南電價 0.395 元/千瓦時。對比外電落地價格與省內調節性電源度電成本，結合外電清潔電力組成的減碳收益（減碳收益按 6070 元/噸計算），外電的調峰經濟性高于其他調節性電源，未來將考慮盡可能多的引進外電通道，對優化省內電力系統調節能力和提高省內電力系統調節能力經濟性有重要作用。但實際上，湖南省與毗鄰省份的電力互濟困難，新引進毗鄰省份外調電力通道可能性較小，如需從更遠的省份引進電力，還需考慮遠距離的輸電損失成本和電力組成。若省外引進電力通

142、道包含一定比例的清潔電力且考慮遠距離輸電損失后，計算所得外電引入的度電成本與省內煤電度電成本接近，則可考慮大規模引進。60Climate Change and Energy Transition Program第七章 結論和政策建議一、考慮湖南省省情實際，在抽水蓄能大規模投產前，煤電和新型儲能將承擔主要調峰和電力保供作用；抽水蓄能大規模投產后，抽水蓄能將同煤電一起承擔主要調峰作用；在考慮經濟性和減碳目標的前提下，抽水蓄能和外調電應承擔更多的調峰任務。二、根據全社會最大負荷預測結果可得，湖南省 2025 年、2030 年和 2035 年的全社會最大負荷分別為 5800 萬千瓦、7300 萬千瓦和

143、 8500 萬千瓦。根據基準情景下的電力平衡可得三個關鍵水平年的電力最大缺口分別為 449 萬千瓦、1692 萬千瓦和2900 萬千瓦。三、根據年調峰平衡測算可得，在考慮外電的情況下，三個關鍵水平年的最大調峰缺口分別為 445 萬千瓦、680 萬千瓦和 710 萬千瓦。根據日調峰平衡測算結果可得，即使在各電源裝機均取最小開機容量和最小出力系數的情況下，電力系統仍存在一定的下調能力缺口，為滿足電力供應和調峰需求，需要加大調節性電源的建設力度，同時合理的控制豐小/午時期的棄電率，減少調峰壓力。四、通過煤電靈活性改造與新增調節性電源裝機的經濟性對比分析，現有機組靈活性改造具有明顯經濟性優勢。在省內靈

144、活性調節資源不足情況下，應加快推動存量煤電機組靈活性改造應改盡改，新建煤電機組配建靈活性改造功能，提高調峰響應和爬坡速度，進一步提升深度調峰下的煤電電力供應和調峰穩定性。五、以平準化能源成本為基準，按照以煤電補償電力缺口為主、以清潔靈活性電源補償為主導的原則，分場景計算各調節性電源的新增裝機、調峰盈虧情況和新增裝機綜合度電成本可得，存在一個經濟性最優的新增電源裝機組合：2030 年前，在已核準和在建的煤電機組基礎上，仍需新建約 1000 萬千瓦左右的煤電機組（包括目前已核準的 470 萬煤電指標），發揮其兜底保供和主力調峰作用；應加快推動條件成熟的抽水蓄能機組開工建設，力爭 2030 年抽水蓄

145、能新增約 380 萬千瓦，2035 年新增達到 1630萬千瓦；力爭 2030 年新增新型儲能約 600 萬千瓦，在抽水蓄能規?；懂a前，充分發揮新型儲能的調節能力，與此同時，盡快啟動壓縮空氣儲能的建設工作，利用好其建設周期短、經濟性好和環境友好等優勢。六、加快建設需求側管理的軟件和硬件設施建設，完善需求側響應的相關政策體系，充分調動電網、發電企業、大用戶等的需求側響應積極性，減少新增調節性電源裝機容量和成本，提升電力系統調節能力優化的經濟性。同時，應明確新建各調節性電源機組運行和需求側響應各終端用戶的費用分攤機制，通過市場化機制疏導調節能力建設成本，充分調動“源網荷儲”各側響應的積極性。七、加快優選清潔電力占比高、具備一定調節能力、經濟性較好的外電通道，加大外電入湘引入力度。