考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究（报告摘要）-自然资源保护协会.pdf-solarbe文库

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2021年 10月专题报告考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要中国电力圆桌项目课题组 2023年 7月电力圆桌项目电力可持续发展圆桌简称电力圆桌项目于 2015 年 9 月启动，旨在紧扣应对气候变化、调整能源结构的国家战略，邀请业内专家和各利益方参与，共同探讨中国电力部门低碳转型的路径和策略。通过建立一个广泛听取各方意见的平台机制，电力圆桌将各方关心的、有争议的、目前决策困难的关键问题提交到平台讨论，选出核心问题委托智库开展高质量研究，并将研究成果和政策建议提交到平台征求意见，从而支持相关政策的制定和落地，推动中国电力行业的改革和可持续发展，提高电力行业节能减排、应对气候变化的能力。项目课题组北京绿源碳和科技有限公司（Beijing Green Energy Carbon Neutrality Technology Co., Ltd）是由华北电力大学国家大学科技园平台孵化的科技创新企业。公司以“推动能源绿色发展，助力碳中和目标实现”为创新理念，服务于能源领域尤其是电力行业相关科技需求，紧紧围绕我国碳达峰碳中和目标，致力于能源技术创新研究和开发，创建了能源转型决策支撑平台，为能源电力行业绿色低碳转型提供高质量技术支持和咨询服务。自然资源保护协会（NRDC）是一家国际公益环保组织，成立于 1970 年。NRDC 拥有 700 多名员工，以科学、法律、政策方面的专家为主力。NRDC 自上个世纪九十年代起在中国开展环保工作，中国项目现有成员40多名。NRDC 主要通过开展政策研究，介绍和展示最佳实践，以及提供专业支持等方式，促进中国的绿色发展、循环发展和低碳发展。NRDC 在北京市公安局注册并设立北京代表处，业务主管部门为国家林业和草原局。更多信息，请访问www.nrdc.cn。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 Enhancing Power System Adequacy Considering Climate Risk Pathways and Mechanisms Executive Summary 课题负责人袁家海课题研究人员张浩楠、张凯、牟琪林、彭可欣 2023 年 7 月 | i | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要目录前言 . 01 研究说明 03 电力系统气候风险识别与场景设定 . 05 1. 典型气候场景下青海省电力系统可靠性分析 09 1.1 青海省典型气候风险场景构建 09 1.2 青海省 2025 年电力生产运行模拟与可靠性分析 12 1.3 极寒天气冲击下青海省电力保供组合措施 .13 2. 典型气候场景下广东省电力系统可靠性分析 15 2.1 广东省典型气候风险场景构建 15 2.2 广东省 2025 年电力生产运行模拟与可靠性分析 18 2.3 极高温天气冲击下广东省电力保供组合措施 19 3. 气候风险下电力系统保供能力提升路径 . 21 3.1 多元提升系统保供调节能力 .21 3.2 深挖需求侧保供响应能力 .22 3.3 充分挖掘区域资源互济能力 .22 3.4 发挥可再生能源主体责任提升保供能力 .23 3.5 建立气候风险预警和事故响应机制 .24 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | ii | 4. 提升电力系统保供能力的市场机制设计 . 25 4.1 辅助服务机制促进系统灵活性资源发展 .25 4.2 容量机制保障长期电力供给安全 .26 4.3 需求响应保供机制满足基础保供要求 26 4.4 省间应急电力交易机制提供电力支援 28 4.5 电力市场保供的综合价格机制 28 研究结论 30 政策建议 32 参考文献 35 | 01 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要前言新型电力系统的建设是以电源侧可再生能源的高比例并网和需求侧多样化资源的大规模接入为特征，电力安全保供面临着系统结构转型和气候风险事件频发的双重压力。从 2018 年的东部省市夏季结构性尖峰电力缺口、2020 年的湖南与江西寒潮大范围缺电，到 2022 年的四川高温干旱严重电力电量双缺，气候风险引发的电力安全事态不断升级，电力安全保供的重要性被提升到了新的高度，业内开始重新审视和冷静思考气候风险下新型电力系统的发展策略。 2022 年，生态环境部等 17 部门联合印发了国家适应气候变化战略 2035，提出到 2035 年，全社会适应气候变化能力显著提升，气候适应型社会基本建成。为助力我国新型电力系统适应气候风险、提升安全保供能力，自然资源保护协会（NRDC）联合北京绿源碳和科技有限公司开展了气候风险下电力系统保供能力提升路径与机制的研究。考虑到极端天气事件发生频率增多、波及范围增广、对新型电力系统的影响程度加深，本报告将电力安全面临的气候风险界定为，在某地区出现的历史上较为罕见、发生概率逐渐上升、引发电力供需严重失衡的高温、极寒、暴雨、干旱等极端天气状况。此类气候风险通常会导致长时间无风、无光、无水、高负荷等非常规情况，而对电力系统造成物理性不可逆损害、短时难以恢复的灾害性气候风险不在本课题的研究范畴内。传统电力系统的火电占比高，依靠自身的稳定可靠、风险抗性高的优势，应对外部性气候风险的不可抗力通常采取“抵御”的措施。相比之下，新型电力系统的源、荷两侧的考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 02 | 气候敏感性和脆弱性特征逐渐显现，物理意义上的“抵御”能力明显不足，其应对策略需转向“适应”气候风险。基于上述背景，报告从新型电力系统气候适应性的视角，聚焦气候风险对中长期电能量平衡的影响，探讨气候风险下新型电力系统平稳转型和高效保供的有效策略。 | 03 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要研究说明因无法大范围改变外部性环境状况，新型电力系统的安全保供要采取“适应”而非“对抗”气候风险的理念，实现生物学中“适应性进化”的发展模式。基于此，本报告将采取以下研究思路。首先，分析电力系统源、荷资源与外部性气候环境的关系，例如雨雪、阴天、大风、高温、严寒等对发电、用电环节造成负面影响的气候风险，识别与界定气候风险要素和典型场景。其次，选取我国西部和东部典型省份代表，青海省和广东省，根据地区自然气候特征，模拟以极寒 / 高温为核心特征的多种气候场景，利用电力生产运行优化工具，量化不同气候场景下青海省和广东省 2025 年电力系统的安全保供运行特性，从经济性的角度探讨电力保供组合方案，并设计电力系统保供能力提升路径。再次，在场景模拟结果的基础上，结合我国电力市场化改革和应急保障制度，探讨以 “价格”体系为核心的电力市场保供体系，形成“双层四极”的电力保供综合架构。最后，从资源规划、保供理念、监测预警、区域发展、多主体协作等层面，为我国新型电力系统提升气候适应性和安全保供能力提出政策建议。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 04 | 1 图 1 气候风险视角下新型电力系统安全保供能力评估框架 | 05 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要电力系统气候风险识别与场景设定（1）气候与用电负荷气温与电力负荷之间存在密切的相关性，尤其是高温或严寒天气会导致空调、采暖等设备用电负荷明显上涨，且区别于正常天气时的日间用电高峰状况。极端气温期间用电高峰更加符合民生用电的习惯，在 500700 清晨起床和 17002000 下班回家的两个时段用电负荷显著上涨。图 2 是以 2020 年吉林省冬季典型日正常天气和极寒天气下负荷需求为例，最大用电负荷上涨 30 左右。 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 000 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1 0 0 0 1 1 0 0 1 2 0 0 1 3 0 0 1 4 0 0 1 5 0 0 1 6 0 0 1 7 0 0 1 8 0 0 1 9 0 0 2 0 0 0 2 1 0 0 2 2 0 0 2 3 0 0 / 图 2 典型日极端天气条件下负荷变化情况考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 06 | （2）气候与可再生能源发电可再生能源发电的最大特征是“靠天吃饭”。风电机组的出力特性与风速密切相关，而风速受天气影响很大。不同天气情况下某地区典型日风电出力特性（标幺值）曲线变化如图 3 所示，可以看出，风电的出力波动幅度范围较大在正常和大风状况下，风电出力的峰谷差可以达到额定功率的 60；当出现小风状况时，风电出力会降至额定功率的 20 以下，显著拉低电力供应能力。例如，2021 年7月，受副热带高压带来多日高温无风影响，东北地区风力发电出力不足装机容量的 0.1。 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0 00 0 45 1 30 2 15 3 00 3 45 4 30 5 15 6 00 6 45 7 30 8 15 9 00 9 45 10 3 0 11 1 5 12 0 0 12 4 5 13 3 0 14 1 5 15 0 0 15 4 5 16 3 0 17 1 5 18 0 0 18 4 5 19 3 0 20 1 5 21 0 0 21 4 5 22 3 0 23 1 5 /p u 3 图 3 极端天气条件下风电出力变化情况光伏发电机组出力主要由光照强度决定，而光照强度与天气的阴晴和温度有密切关系。光伏机组受天气阴晴影响的出力曲线变化如图 4a 所示多云、阴雨和雪天会不同程度地影响光伏发电出力，积雪时光伏出力水平还会进一步下降。光伏机组受温度影响的出力曲线变化如图 4b 所示高温会导致光伏组件的温度升高，超出一定温度时光伏发电效率会下降；一般的低温条件对光伏出力影响较低，但可能伴随着的大风和暴雪会影响光伏组件的抗载荷能力，且光伏组件有受到破坏和损伤的可能性，这些都将削弱极低温下的光伏出力。例如，2022 年 6 月广东一光伏电站因暴雨被淹；2022 年 4 月，内蒙古通辽市一光伏电站遭受极端天气暴雪而发生垮塌。 | 07 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 00 1 45 3 30 5 15 7 00 8 45 10 3 0 12 1 5 14 0 0 15 4 5 17 3 0 19 1 5 21 0 0 22 4 5 / pu a. 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 00 1 45 3 30 5 15 7 00 8 45 10 3 0 12 1 5 14 0 0 15 4 5 17 3 0 19 1 5 21 0 0 22 4 5 /p u b. 4 图 4 典型日光伏机组受天气影响的出力变化情况水力发电机组出力主要受到温度和降水的影响，与天气和气候密切相关。气候变化造成流域降水减少、蒸发增加以及冰川消退等使得径流枯竭，直接减少水电可用的径流资源；极端气象气候事件增多，加剧了径流资源分布的不均衡，使得洪峰弃水和枯期缺水状况严重，影响水电发电出力、设施安全及供电保证率。如 2022 年夏季四川地区出现持续性极端晴热高温天气，导致作为该地区主要电源的水电站发电能力严重不足。（3）电力系统气候风险场景设定基于“源 - 荷”气候相关性分析，重点考虑温度、风速和云雨情况的程度差异，报告共设定十四种典型气候场景类型，用于量化分析不同气候风险下新能源出力和用电负荷的变化，具体分类如表 1 所示。表 1 气候风险场景描述气候类型风速云雨情况温度气候类型风速云雨情况温度 Ⅰ 大阴雨正常 Ⅷ 中阴雨正常 Ⅱ 大晴天正常 Ⅸ 中多云正常 Ⅲ 大多云正常 Ⅹ 小风（无风）晴天极高温 Ⅳ 大晴天极低温 Ⅺ 小风（无风）多云极高温考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 08 | 气候类型风速云雨情况温度气候类型风速云雨情况温度 Ⅴ 大多云极低温 Ⅻ 小风（无风）阴雨正常 Ⅵ 大雪天极低温 XIII 小风（无风）晴天正常 Ⅶ 中晴天正常 XIV 小风（无风）多云正常本报告以中国当前季节性气温变化为主因导致的电力安全事件（迎峰度夏、迎峰度冬）为基础，选取西北区域的极寒天气和南方地区的高温天气，同时考虑风速和云雨情况的程度差异，设定风险冲击力度不同的气候场景，评估电力系统各类资源受气候风险的影响程度，而作为对比参照的常规情景则是地区的气温、风速和云雨情况均表现为同时期的正常水平。 | 09 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 1 典型气候场景下青海省电力系统可靠性分析青海省是以水风光等可再生能源为主、以火电作为主要灵活性调节电源的西部电力送出省份；其位处低纬度高海拔地区，在冬季易出现极寒天气。以青海省为例，可以直观体现高比例可再生能源电力系统在以极寒为核心特征的气候场景下面临的保供挑战。 1.1 青海省典型气候风险场景构建本报告基于 2025 年青海省电力规划结果（见表 2），选取青海省冬季最大负荷日所在月进行“源荷”场景生成（14 天），对比常规情景和极寒气候情景下可再生能源出力与负荷变化。青海省为清洁电力外送大省，肩负华北和华中地区电力输送任务，通过电力送入区域负荷曲线大致拟合外送电负荷曲线，叠加本地用电负荷，得到全网最大负荷。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 10 | 表 2 青海省 2025 年电力供需展望单位万千瓦煤电气电生物质常规水电风电太阳能 2025年 400 300 12 1600 1700 4600 抽水蓄能新型储能常规情景最大负荷含外送极寒情景最大负荷含外送常规情景本地最大负荷极寒情景本地最大负荷 2025年 120 600 3390 3550 1200 1370 青海省位处低纬度高海拔地区，且极易受西伯利亚强冷空气影响，导致极寒天气事件在冬季高频发生，冲击电力安全。极寒天气事件下青海省月平均气温降低 3℃以上，月内出现多次大范围降温，且持续时间在5-14天。由此，本报告结合气候风险典型案例（见表1）和极寒天气事件特征，对极寒天气进行时序日度模拟（见表 3），以评估电力系统应对不同程度气候风险的运行表现。表 3 青海省气候风险时序表时间风险类型天气描述时间风险类型天气描述 1 日 Ⅲ 正常气温大风多云 8 日 Ⅴ 极低气温大风多云 2 日 I 正常气温大风阴雨 9 日 Ⅵ 极低气温大风雨雪 3 日 Ⅵ 极低气温大风雨雪 10 日 Ⅵ 极低气温大风雨雪 4 日 Ⅴ 极低气温大风多云 11 日 Ⅳ 极低气温大风晴 5 日 Ⅵ 极低气温大风雨雪 12 日 Ⅳ 极低气温大风晴 6 日 Ⅱ 正常气温大风晴天 13 日 Ⅱ 正常气温的大风晴天 7 日 Ⅰ 正常气温大风阴雨 14 日 I 正常气温大风阴雨极寒天气影响风电出力。极寒天气往往伴随大风，风电出力效率明显提升，最大出力可达 1690.15 万千瓦，平均出力 757.13 万千瓦、较常规情景提高 23，其中，由于风雪 | 11 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要侵袭导致风力涡轮机冻结和叶片覆冰，部分时段风电出力出现锐减，例如 7 日 15 时和 13 日 5 时（见图 5a）。极寒天气还会影响光伏发电出力。极寒天气同时还会伴随着大范围长时间的雨雪天气，再加上低温影响光伏组件运行效率，导致光伏发电最大出力降至 2600 万千瓦，平均出力降至 79.35 万千瓦、较常规情景下降 37.6（见图 5b）。极寒天气对水电出力也有影响。极寒情景下，低温天气导致河流和水库结冰，影响水电运行效率，常规水电最大出力降至 800 万千瓦、平均出力降至 600 万千瓦（较常规情景下降 14.3）、最小出力不变。极寒天气将推高用电负荷。用电负荷随气温出现波动变化，本地最大负荷激增至 1370 万千瓦、较常规情景上涨 14，全网最大负荷激增至 3560 万千瓦（见图 5c）。 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 1. 01 1. 22 2. 19 3. 16 4. 13 5. 10 6. 07 7. 04 8. 01 8. 22 9. 19 1 0 .16 1 1 .13 1 2 .10 1 3 .07 1 4 .04 a. 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 1. 01 1. 21 2. 17 3. 13 4. 09 5. 05 6. 01 6. 21 7. 17 8. 13 9. 09 1 0 .05 1 1 .01 1 1 .21 1 2 .17 1 3 .13 1 4 .09 b. 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 1. 01 1. 11 1. 21 2. 07 2. 17 3. 03 3. 13 3. 23 4. 09 4. 19 5. 05 5. 15 6. 01 6. 11 6. 21 7. 07 7. 17 8. 03 8. 13 8. 23 9. 09 9. 19 1 0 .05 1 0 .15 1 1 .01 1 1 .11 1 1 .21 1 2 .07 1 2 .17 1 3 .03 1 3 .13 1 3 .23 1 4 .09 1 4 .19 c. 5图 5 常规和极寒情景下青海省新能源出力与用电负荷模拟曲线考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 12 | 1.2 青海省 2025 年电力生产运行模拟与可靠性分析本报告对不同场景下电力系统的运行模拟是从电力供应资源满足 100 用电需求的角度出发，未将需求响应、有序用电等需求侧管理手段纳入到电力平衡措施中，因此可能无法精细化体现不同场景下的真实负荷缺口状况。极寒天气激化电力系统供需矛盾。一般工商业和居民的空调供热负荷增长，较常规情景下增长150200。大部分时段负荷缺口表现为电力、电量双缺，例如5日12时-18时，风电、光伏平均出力较常规情景分别减少 72.8 和 17，抽水蓄能和新型储能在连续低温天气下缺少能量补充，再加上缺乏长时储能、应急备用煤电等资源，导致供电能力严重不足，全网最大切负荷（电力供需严重失衡时采取的紧急停电措施）规模达到1475万千瓦、占全网最大负荷的 41.5。少部分时段系统灵活性不足导致负荷缺口，新能源出力波动较大且火电和水电调节能力受限，用电负荷激增时电力系统向上调节能力不足，导致较大规模切负荷出现，例如 8 日 20 时 -22 时，切负荷规模达到 353 万千瓦。为简化计算，报告基于受端（河南）电力供需情况模拟通道固定送电曲线，在图 6 的模拟结果中并未调整外送电力。实际上，青海省主要是采用特高压通道配套新能源基地以清洁能源多能互补的形式稳定送电，一部分按照强制计划执行，另一部以多发多送的形式进行。在极端天气发生时，付出一定的惩罚成本，适当调减强制外送电规模，可以极大地缓解切负荷的状况。 | 13 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 -5000 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 1. 01 1. 08 1. 15 1. 22 2. 05 2. 12 2. 19 3. 02 3. 09 3. 16 3. 23 4. 06 4. 13 4. 20 5. 03 5. 10 5. 17 5. 24 6. 07 6. 14 6. 21 7. 04 7. 11 7. 18 8. 01 8. 08 8. 15 8. 22 9. 05 9. 12 9. 19 1 0 .02 1 0 .09 1 0 .16 1 0 .23 1 1 .06 1 1 .13 1 1 .20 1 2 .03 1 2 .10 1 2 .17 1 2 .24 1 3 .07 1 3 .14 1 3 .21 1 4 .04 1 4 .11 1 4 .18 MW 图 6 2025 年青海省极寒情景典型周运行模拟 1.3 极寒天气冲击下青海省电力保供组合措施 1）当失负荷规模为0-150万千瓦（占最大负荷5以内，此处为全网最大负荷，下同）时，优先采取需求响应更具有经济性； 2）当失负荷规模在 150-350 万千瓦时（占最大负荷 5-10），可以在需求响应的基础上，采取新增少量煤电或气电； 3）当失负荷规模在 350-560 万千瓦时（占最大负荷 10-15），可以在措施 2）的基础上考虑调用部分工业经济可调节负荷和部分切外送电负荷； 4）当失负荷规模在 560-930 万千瓦时（占最大负荷 15-20），可以在措施 3）的基础上新增煤电和气电装机及部署长时储能； 5）当失负荷规模在930-1500万千瓦（占最大负荷20-25），在措施4）的基础上不得不采取调用全部经济可调节负荷、降低外送电负荷，即大工业降低能效或错峰生产，加强一般工商业和居民合理用电。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 14 | 0 1 2 3 4 5 6 / 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1. 01 1. 16 2. 07 2. 22 3. 13 4. 04 4. 19 5 .1 6. 01 6. 16 7. 07 7. 22 8. 13 9. 04 9. 19 10 .1 1 1. 01 1 1. 16 1 2. 07 1 2. 22 1 3. 13 1 4. 04 1 4. 19 7 图 7 青海省电力保供措施经济性分析 | 15 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 2 典型气候场景下广东省电力系统可靠性分析广东省是以火电为主、水核风光多元发展的东部电力受端省份，也是最大负荷居全国首位的用电大省；其地处热带和亚热带交界地带，夏季易出现极端高温。以广东省为例，可以直观体现以传统火电为主、最大负荷极高的电力系统在以极高温为核心特征的气候场景下面临的保供挑战。 2.1 广东省典型气候风险场景构建本报告基于广东省电力规划结果（见表 4），选取广东省夏季最大负荷日所在月进行场景生成，对比常规情景和极高温气候情景下可再生能源出力与负荷变化。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 16 | 表 4 广东省 2025 年电力供需展望单位万千瓦煤电气电生物质常规水电核电风电 2025 年 6800 623.8 41.7 948 1854 2565 太阳能抽水蓄能新型储能常规情景本地最大负荷极高温情景本地最大负荷西电东送供应能力（送端） 2025 年 2597 1208 200 16500 22916 5200 广东省位于华南区域，地处热带和亚热带交界地带，夏季气候炎热潮湿，常年受到季风气候的影响，气温和湿度较高。极高温天气事件下广东省日最高气温将达到38℃及以上，日平均气温维持在3335℃，夏季月内出现多次极高气温，且持续时间在314天。由此，本报告结合气候风险典型案例（见表 1）和极高温天气事件特征，对广东省极高温天气进行时序日度模拟，见表 5。表 5 广东省气候风险时序表时间气候风险类型天气描述时间气候风险类型天气描述 1日 Ⅲ 正常气温大风多云 8日 Ⅱ 正常气温大风晴天 2日 Ⅶ 正常气温中风晴天 9日 Ⅹ 极高温小风晴天 3日 Ⅹ 极高温小风晴天 10 日 Ⅹ 极高温小风晴天 4日 XI 极高温小风多云 11 日 XI 极高温小风多云 5日 Ⅲ 正常气温大风多云 12 日 Ⅹ 极高温小风晴天 6日 Ⅶ 正常气温中风晴天 13 日 XIV 正常气温小风多云 7日 Ⅶ 正常气温中风晴天 14 日 Ⅻ 正常气温小风阴雨极高温天气影响风电出力。极高温天气情景中，“高温热浪”天气侵袭，伴随风力减小或无风的状况，风电 14 天整体最大出力降至 2283 万千瓦，平均出力 624 万千瓦、较 | 17 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要常规情景降低 50.6（见图 8a）。极高温天气影响光伏发电出力。长时间高温状况下，光伏组件功率输出呈现出负温度系数关系，温度越高、输出功率越低，光伏最大出力降至 1680 万千瓦，平均出力降至 487 万千瓦、较常规情景下降 15（见图 8b）。极高温天气影响水电出力。持续高温天气导致区域降水减少，整体湿度相对较低，影响水电运行效率，常规水电最大出力降至 648 万千瓦、平均出力降至 448 万千瓦（较常规情景下降 13.4）、最小出力降至 248 万千瓦。极高温天气推高用电负荷。持续高温使得一般工商业和居民用电负荷增长 80，本地最大负荷激增至 22916 万千瓦。同时，考虑到云南水电等受高温干旱影响存在发电能力下降的可能性，跨省输电通道传输电力减少（由 2600 万千瓦降至 2270 万千瓦，降幅达 12.7），全省最大用电负荷激增至 20646 万千瓦、增幅达 48.5（见图 8c）。 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 1.0 1 1.2 1 2.1 7 3.1 3 4.0 9 5.0 5 6.0 1 6.2 1 7.1 7 8.1 3 9.0 9 1 0 . 05 1 1 . 01 1 1 . 21 1 2 . 17 1 3 . 13 1 4 . 09 a. 0 500 1000 1500 2000 2500 1.0 1 1.2 1 2.1 7 3.1 3 4.0 9 5.0 5 6.0 1 6.2 1 7.1 7 8.1 3 9.0 9 1 0 . 05 1 1 . 01 1 1 . 21 1 2 . 17 1 3 . 13 1 4 . 09 b. 0 5000 10000 15000 20000 25000 1.0 1 1.1 0 1.1 9 2.0 4 2.1 3 2.2 2 3.0 7 3.1 6 4.0 1 4.1 0 4.1 9 5.0 4 5.1 3 5.2 2 6.0 7 6.1 6 7.0 1 7.1 0 7.1 9 8.0 4 8.1 3 8.2 2 9.0 7 9.1 6 1 0 . 01 1 0 . 10 1 0 . 19 1 1 . 04 1 1 . 13 1 1 . 22 1 2 . 07 1 2 . 16 1 3 . 01 1 3 . 10 1 3 . 19 1 4 . 04 1 4 . 13 1 4 . 22 c. 8 图 8 常规和极高温情景下广东省新能源出力与用电负荷模拟曲线考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 18 | 2.2 广东省 2025 年电力生产运行模拟与可靠性分析极高温天气致使广东一般工商业和居民的空调供热负荷增长，较常规情景下一般工商业和居民负荷增长 80，导致本地用电负荷激增至 22916 万千瓦，而可再生能源出力和外来电有所下降，激化电力供需矛盾，最大负荷缺口在4日11时，负荷缺口为2621万千瓦、占全网最大负荷的 11.6（见图 9）。广东省用电缺口主要表现为短时尖峰资源不足。当气温逐渐上升，负荷需求随之增加，当温度升高到一定程度时，开始出现尖峰失负荷；但周末的整体负荷需求会降低，即使在高温情况下，用电需求也能得到满足。广东省夜间缺电状况有所缓解，在新型储能和抽水蓄能已完成放电的情况下，出现持续较小规模的失负荷现象，如 5 日 19 时 -23 时平均失负荷规模为 526 万千瓦，通过需求响应即可满足。总体来看，应重点关注工作日出现极高温的情况。广东送入电力的减少也是加重电力短缺的重要因素。报告设定的入粤电力受西南地区水电发电能力下降（可能性）的影响而较常规情景减少了 330 万千瓦。如果更为乐观的场景是入粤电力输送正常且临时争取更多电力支援（例如 500 万千瓦），不仅能直接缓解尖峰用电时段的供需紧张状况，还能在非尖峰时段为抽水蓄能、新型储能、可转移负荷等提供充足电能，间接地进一步缓解尖峰电力缺口。 | 19 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 -50000 0 50000 100000 150000 200000 250000 1 8 15 22 5 12 19 2 9 16 23 6 13 20 3 10 17 24 7 14 21 4 11 18 1 8 15 22 5 12 19 2 9 16 23 6 13 20 3 10 17 24 7 14 21 4 11 18 MW 图9 2025年广东省极高温情景运行模拟图 9 2025 年广东省极高温情景运行模拟 2.3 极高温天气冲击下广东省电力保供组合措施 1）当失负荷规模为0-368万千瓦时（占最大负荷3以内），优先采取应急备用煤电、电化学储能和常备型需求响应资源满足负荷缺口更具有经济性； 2）当失负荷规模在 368-600 万千瓦时（占最大负荷 3-5），在措施 1）的基础上积极鼓励更大规模的需求响应； 3）当失负荷规模在 600-1200 万千瓦时（占最大负荷 5-10），在措施 2）的基础上可以新增少量煤电和调用省外紧急电力支援； 4）当失负荷规模在 1200-2600 万千瓦（占最大负荷 10-20），在措施 3）的基础上考虑新增常规电源和调用传统高耗能行业经济可调节负荷。在保供措施经济性基础上进一步考虑能源电力低碳转型要求，为满足用电高峰时段包含高耗能行业用户（正常生产）在内的全部用电负荷，新建煤电或者是紧急调用宝贵的省外支援电力，是不可取的做法，因此，即使是高耗能行业经济可调节负荷成本较高，应当在失负荷规模超过 5 时被优先调用。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 20 | 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 / 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 1.01 1.16 2.07 2.22 3.13 4.04 4.19 5.10 6. 01 6.16 7.07 7.22 8.13 9.04 9.19 10 . 10 11 . 01 11 . 16 12. 07 12 . 22 13 . 13 14 . 04 14 . 19 3.5 - 20 图 10 广东省电力保供措施经济性分析 | 21 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 3 气候风险下电力系统保供能力提升路径新型电力系统适应气候风险的关键基础是统筹“源网荷储”多环节资源，发挥各自长处、补足相应短板、形成气候场景保供合力，兼顾低碳减排和安全保供需求，探索符合新型电力系统发展理念的气候风险适应性转型路径，经济合理地调动电力系统供需两侧资源的保供能力，在社会经济可承受范围内解决时段性、区域性的供需失衡问题。 3.1 多元提升系统保供调节能力重视多类型调节资源的组合发展，通过灵活火电、储能、虚拟电厂等的协同部署，低成本、高效率地提升新型电力系统保供能力。加快建设分钟级快速响应资源、小时级深度可控资源和长时级备用供应资源三个服务时长区间等级的保供调节资源架构。气候风险冲击下，保障电力安全的分钟级快速响应可以由抽水蓄能、电化学储能、自动发电控制（AGC）机组等来满足，小时级深度可控的响应资源包括灵活火电、可调节水电、光热、跨省跨区电力、虚拟电厂、需求响应中的非必需用电（如大工业用户停产限产）等，而长时的应急备用资源的可选项主要有备用火电、氢气储能、跨区电力（从未受极端天气影响的地区输送的电力）等。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要 | 22 | 3.2 深挖需求侧保供响应能力从报告模拟结果来看，极端天气诱发的用电负荷大幅上涨是电力保供的主要挑战之一，短时的极高负荷会推升电力供应成本，并且保障 100 用电负荷的边际成本会随着源荷资源结构特性变化而逐渐增加，这使得需求侧参与电力保供的经济性优势突显出来。在经济水平欠发达、电价敏感度高、外送电力规模较大的西部地区，需求侧保供响应是应对温度异常天气的短时尖峰化用电负荷的主要措施，可以通过补偿方式调动非连续性工业生产、非必要商业用电、电动汽车等可中断、可转移的负荷实现负荷曲线的削峰优化，缓解电力平衡压力，且避免了依靠建设应急电源产生不合理的极高边际调节成本（常规场景下本地资源容量已经冗余）。在经济发展水平较高、电价承受能力高、作为电力受端的东部地区，短时的季节性尖峰用电负荷是以市场或分时电价引导的需求响应做为首要应对措施，而后是补偿性的需求响应，当预测负荷缺口较大时还需要启动应急备用电源；当温度异常天气持续时间延长时、负荷缺口较大时，要紧急启动应急电源、争取外来电力援助，并调用重工业生产用电、普通生产用电、景观服务用电等常备分级可切负荷资源。无论是西部还是东部地区，“十四五”期间都需要强化需求侧资源管理，充分发挥峰谷分时电价、需求响应市场化报价等手段的作用，引导用电负荷习惯的时段性偏移，使得用电负荷更加契合新能源发电出力的时段性特征，形成“虚拟电厂”调节效应。“十五五” 期间，制定气候风险负荷分级减载标准，根据划分可调节负荷等级，培养电力用户节电能力，鼓励居民用电和工商业运营模式创新，并设置应急电力保障资金池，用于应急救援、切负荷补偿。 3.3 充分挖掘区域资源互济能力为适应季节性和突发性的电力供应紧张的“新常态”，区域资源互济应强化送受端资源协同规划部署，在继续提升可再生能源消纳能力的同时，更要利用区域间用电高峰时段错开的特点实现保供电力的时空互济，交错输电保障供应；同时，要加快气候风险事件发 | 23 | 考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要生时电力应急支援机制的建设，借助非风险区域备用电力的临时支援来缓解风险区电力安全事件的负面影响。完善跨区电力市场机制是激活区域互联互通积极性的关键。跨区交易要以中长期市场为主、现货市场为辅、辅助服务与容量市场为补充，中长期与现货交易需要灵活衔接，发现合理的电能量价格，结合辅助服务机制释放灵活调节服务的引导信号，提升区域间电力供应安全的短期互济保障能力，而区域容量机制可以将短期电力交易扩展到长期电力资源协同规划，权衡好短期利益与长期安全的关系，保障电力系统长期的（共享）容量充裕度。 3.4 发挥可再生能源主体责任提升保供能力从报告模拟结果来看，极端天气场景下可再生能源有效出力被大幅削减，使得电力系统普遍面临结构性缺电挑战。新型电力系统建设需要可再生能源发挥电力保供的主体责任。图 11 可再生能源的“远 - 近”结合发展模式在西部地区，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地仍将是新能源开发的主要形式，需完善配套清洁高效煤电和特高压输变电线路建设，提升新能源外送消纳能力，强化区域电力互济的能力。同时要提升新能源发电的可调性和可控性，通过提高预测精度、