赵中华，徐海玲，郑志杰，张宝宇，赵光锋

（1.国网山东省电力公司电力科学研究院，山东 济南 250003；2.山东农业工程学院乡村振兴研究所，山东 济南 250011；3.国网山东省电力公司，山东 济南 250013）

0 引言

新型电力系统建设是实现“双碳”目标、推动能源绿色低碳发展的必然途径［1-3］，作为煤炭消费大省，山东省将在能源转型中迈出更大步伐。根据《山东省能源发展“十四五”规划》要求，“十四五”期间，山东电网电源结构朝新型电力系统方向持续优化，预计2025 年煤电发电量、清洁能源发电量、省外电量占全社会用电量的比重由68：15：17 优化到60：20：20［4］，这将对山东省新能源发电消纳能力提出重大挑战，加快推进调峰能力建设迫在眉睫。

赵娟等从系统调峰角度研究陕西电网2020 年可接纳新能源装机规模，分析电网可接纳新能源电量［5］。丁珩等研究风电特性及其对电网调峰的影响，提出建立抽水蓄能电站增大风电就地消纳的建议［6］。苏承国围绕大规模清洁能源接入后的电网调峰问题，从区外水电和区域直调电站跨区跨省调峰调度与含风电电力系统多电源协调优化调度两个方面开展深入研究［7］。针对调峰能力不足的问题，相关研究对燃气轮机、独立储能、电动汽车等参与电网调峰进行分析［8-9］，多渠道增加系统调峰资源。

山东既是火电大省也是新能源大省，新能源的快速发展对电网调节能力提出更高要求。对山东电力发展现状进行分析，研究风电和光伏出力特性，并通过时序生产模拟，计算得到“十四五”末山东电网新能源消纳情况，结合山东实际，分析调峰能力不足的原因，并据此给出相关措施及建议。

1 山东电网调峰现状

1.1 负荷现状

以全网用电负荷整点值计算，2021 年山东省年最大负荷为88 204 MW，年最小负荷为32 865 MW，年平均负荷为63 995 MW，年最大日峰谷差22 254 MW，全年负荷曲线如图1 所示。山东省年负荷曲线有明显的夏冬季双高峰特性，一般来说，夏季高峰明显高于冬季，但2021 年较为特殊，1 月份出现罕见极寒天气，采暖负荷大幅上升，最大用电负荷达到88 204 MW，而夏季未出现全省大范围连续高温闷热天气，空调降温负荷未充分释放，导致夏季高峰负荷小于冬季。

图1 2021年山东电网年负荷曲线Fig.1 Shandong power grid annual load curve in 2021

1.2 电源现状

截至2021 年底，全省电源总装机总容量17 302.6 万kW，其中燃煤火电装机10 636 万kW、水电装机167.8 万kW（含抽水蓄能电站160 万kW）、核电装机250 万kW、风电装机1 942.4 万kW、光伏发电装机3 343.4 万kW、生物质及垃圾发电装机395.6 万kW、余热余能及其他装机566.2 万kW、燃气装机1.2 万kW，电源装机占比如图2 所示。“十三五”以来，全省能源结构调整成效显著，省内光伏、风电发展全国领先，提前一年完成“十三五”规划目标；煤电占比由“十二五”末的85.3%下降至61.5%；风电、光伏、核电、生物质、水电等清洁能源装机6 099.2 万kW，占比由“十二五”末的11.5%提升至35.3%。

图2 2021年底电源结构Fig.2 Power structure diagram at the end of 2021

1.3 调峰资源现状

直调公用煤电机组是山东省的调峰主力［10］，截至2021 年底，装机容量约为6 109.5 万kW。直调公用煤电机组中，100 万kW、60 万kW、30 万kW、30 万kW以下等各容量等级，分别占比20.0%、27.0%、40.2%、12.8%。深度调峰能力供热季100 万kW、60 万kW、30 万kW、30 万kW 以下容量等级分别达到40.4%、45.9%、42.1%、46.6%，非供热季机组深度调峰能力优于供热季，不同容量等级机组分别可达40.4%、42.7%、39.4%、45.1%，其中100 万kW 容量等级的机组投运时间短、技术可靠性高，具备最强的调峰能力［11］。具体容量构成与调峰能力如图3 和图4所示。

图3 省内直调公用煤电机组容量构成Fig.3 Coal power unit capacity composition

图4 不同容量等级机组纯凝工况深度调峰能力Fig.4 Peak regulating capacity of different capacity grade units

其他灵活调峰资源如下：在运抽水蓄能电站仅两座，总装机容量220 万kW，分别是泰山抽水蓄能电站（4×25 万kW）和沂蒙抽水蓄能电站（4×30 万kW）；并网储能项目总容量55.4 万kW，其中电化学储能容量54.4 万kW，压缩空气储能容量1 万kW。

2 新能源发展及出力特性

2.1 新能源发展现状

截至2021 年底，山东省新能源装机总量达到5 285.8 万kW，占电源总装机比例的30.5%，其中光伏发电装机3 343.4 万kW、风电装机1 942.4 万kW，分别位列全国第一位、第五位。

2.2 风电出力特性分析

山东风电出力波动性较强，波动幅度较大，不同月份中相同时刻的出力大小也具有较强的随机性。根据2021 年风电出力数据，四季最大、最小、平均出力占装机容量的比例情况见表1。2021 年山东电网风电年最大出力可达装机容量的70%以上，最小出力值为0，平均值在18%～29%。

2021 年山东电网风电每日最大、最小、平均出力曲线如图5 所示。可以看出，山东电网风电春、冬季出力整体较大，3 月和4 月为一年中风电出力高峰期，夏季出力整体较小，8 月和9 月为风电出力的低谷期，春季和夏季风电出力波动最大，秋、冬两季相对平稳。

图5 山东电网风电2021年出力曲线Fig.5 Wind power output curve in 2021

对山东电网2021 年风电日最大出力发生时刻进行统计，最大出力时刻概率分布情况如图6 所示，山东电网风电23：00—次日00：00 出现最大出力概率最大。风电最小出力主要集中在04：00—12：00，下午和晚上出力相对较大。

图6 山东电网风电2021年日出力曲线Fig.6 Daily output curve of wind power in 2021

总体来看，风电在电网负荷较大时刻出力较小，在电网负荷较小时刻出力较大，反调峰特性较强。

2.3 光伏出力特性分析

对山东电网统调光伏电站2021 年光伏最大出力占装机容量的比例月均值情况进行统计，如表2所示，山东电网光伏发电各月最大出力全年呈现先升后降的趋势，全年最大出力时刻多发生在3 月—5 月，9 月—10 月出力整体较小。

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

图7 为山东省电网光伏日出力特性曲线，可以看出，光伏日出力有明显的规律性，13：00 出力为一天中最大，06：00—13：00 和13：00—20：00 出力基本呈严格上升和下降曲线，夜间无出力。

图7 山东电网光伏日出力特性Fig.7 Photovoltaic daily output characteristics

图8 为山东电网2021 年光伏日最大出力时刻概率分布情况，从图中可以看出，光伏日最大出力出现在12：00 的概率最高，接近70%；日最大出力出现在11：00 和13：00 的概率在10%～20%。由此可知，山东电网光伏电站出力大发时间为12：00，出力集中在11：00—13：00；在16：00—次日09：00，光伏基本无出力。

图8 山东电网光伏日最大出力时刻概率分布Fig.8 Probability distribution of photovoltaic maximum output time per day

3 “十四五”新能源消纳分析

3.1 主要边界条件

1）负荷曲线。

“十四五”末，全网最大负荷预计达到127 450 MW，全年负荷曲线预测如图9 所示。2025 年全年最大负荷127 450 MW，出现在夏季用电高峰期7 月；最小负荷47 623 MW，出现在2 月。

图9 2025年全年负荷曲线Fig.9 Annual load curve in 2025

2）新能源出力曲线。

预计2025 年全省新能源装机达到9 300 万kW，新能源出力曲线预测结果如图10 所示。

图10 2025年新能源出力曲线Fig.10 New energy output curve in 2025

3）各类电源装机规模。

根据山东“十四五”发展规划，2025 年全省电源装机规模及接受省外来电规模如表3 和表4 所示。

表3 2025年山东电源装机规模Table 3 Installed power capacity in 2025 单位：万kW

表4 山东接受省外来电规模Table 4 Scale of external power 单位：万kW

3.2 新能源消纳分析

时序生产模拟计算结果如表5 所示，“十四五”末，风电及光伏发电总装机达到9 300 万kW，储能装机规模500万kW，新能源理论发电量1 331.49亿kWh，全年弃电量80.95 亿kWh，利用率可达93.92%。为满足新能源利用率达到95%的要求，需要采取配置更多储能设施、推进火电灵活性改造等措施。

表5 时序生产模拟计算结果Table 5 Results of time series production simulation

1）新能源消纳计算。

图11 显示不同月份全省新能源发电量、弃电量与利用率，6 月—8 月新能源利用率整体较高，其中7月新能源利用率达到100%，没有发生弃风弃光现象，主要原因是夏季高温天气导致空调制冷用电需求激增。而其他月份尤其是春季弃电量相对较大，可以借鉴其他一些省份（如浙江省）实施季节价差，通过提高夏季的电价，引导用户错峰用电或者配置储能降低新能源的弃电量［12］。

图11 新能源发电量、弃电量与利用率Fig.11 Electricity generation，discarded electricity and utilization rate of new energy

2）新能源时段弃电量。

统计新能源弃电量分布在每天不同时段的累加值，如图12 所示，分析可知，新能源弃电主要发生在白天时段，集中在11：00—15：00，其中13：00 附近弃电量最大，与光伏日最大出力发生时刻基本吻合，当前山东已经实时峰谷电价政策，将通过进一步拉大峰谷电价价差引导用户在低谷时段多用电。

图12 新能源时段弃电量Fig.12 Discard power at different intervals

3）风光利用率对比。

图13 列出每月风光利用率对比情况，由图可知，随着光伏发电快速发展，新能源弃电从以弃风为主转为以弃光为主。全年风电利用率为94.45%，光伏发电利用率为93.53%，风光合计利用率为93.92%。

图13 风光利用率对比Fig.13 Utilization ratio comparison between wind power and photovoltaic power

4 调峰能力不足原因分析及建议

4.1 调峰能力不足原因分析

1）调峰需求增速加快。

“十二五”期间，山东省全社会用电负荷年均增长率8.3%，“十三五”期间为6.6%，预计“十四五”期间全社会用电负荷年均增长率持续降低，而大规模增长的新能源对全网调峰需求提出更高要求。截至2022 年9 月底，山东省新能源装机总量达到5 950.8 万kW，其中光伏发电装机3 958.9 万kW、风电装机1 991.9 万kW。全省新能源利用率约为97.8%，比2021 年同期（98.8%）下滑1 个百分点。“十四五”期间，预计新能源装机达到9 300 万kW，随着新能源装机容量的不断增加，弃电将成为常态。

2）调峰资源建设滞后。

截至2022 年9 月底仅完成6 台机组的灵活性改造后最小技术出力核定试验，合计改造容量247 万kW，为全省煤电机组总容量的3.5%，另外有8 台机组已经申请试验。省内开展灵活性改造的煤电机组容量相对较少，主要原因在于缺乏有效政策引导，无法激励发电企业灵活性改造的积极性。

山东省目前抽水蓄能装机容量220 万kW，并网储能项目55.4 万kW，相比于5 951 万kW 的新能源装机容量，煤电以外的灵活调峰资源容量明显不足。

3）地方电厂、核电调峰参与率低。

从运行方式看，地方电厂以承担工业供热和居民采暖供热为主，运行以多炉多机为主，基本上不参与电网调节［13］。电厂自动化程度低，精细化管理不足，不便于调度掌握机组调整空间和运行能力。

目前我国核电机组一般保持额定功率运行，只有在恶劣天气等特殊时段，电网依据并网调度协议安排核电机组停机或降功率运行配合电网调峰［14］。我国现行的核电调峰方式部分缓解特殊时段电网调峰压力，但参与调峰频次及深度仍不能完全满足电网需要［15］。

4.2 措施建议

1）煤电机组灵活性改造技术成熟，单位容量技改成本相比新上抽水蓄能、燃气轮机发电机组、储能装置均具有优势，推进煤电机组灵活性改造，是目前快速提升系统灵活性调节能力的首要选择［16］；“十四五”期间，扩大煤电机组灵活性改造规模，完成节能降碳改造、供热改造的机组通过耦合储能等方式增加调峰能力；煤电机组“三改联动”中，节能降碳改造、供热改造过程中首先要保证机组的灵活调节能力。

2）加快适配于自备电厂的调度自动化、通信和电量计量等设备系统的开发与应用；明确相关鼓励政策与补偿机制，提高自备电厂参与电网调峰的积极性［17］；自身不参与调峰的机组可通过在电力市场购买调节容量的方式，降低运行方面的调峰压力。

3）明确燃气轮机定位及作用，作为灵活调峰电源的燃机，充分发挥负荷调节范围宽、响应快速、变负荷能力强的优势，最大限度利用气电的调峰潜力［18］；燃气轮机联合循环机组应通过烟气旁路、进气可调导叶等技术改造进一步优化调节性能，提高调峰能力。

4）提升增量新能源项目配置储能比例，存量新能源项目通过配建或租赁新型储能设施，进一步拓展电网的可调节资源；适度拉大峰谷价差，引导用户侧主动配置新型储能，增加用户侧储能获取收益渠道。

5）根据调峰能力建设规划以及最困难场景新能源消纳需求，加大充电桩、空调系统等负荷侧资源的削峰填谷作用，通过进一步拉大峰谷电价价差或者执行季节电价引导负荷侧调峰资源合理发展，促进源网荷储协同消纳新能源［19］。

5 结束语

针对“十四五”期间山东省电网调峰能力不足的问题，开展了山东电网“十四五”调峰能力分析。在已有风光装机规划总规模下，“十四五”末新能源利用率可达93.92%，低于新能源利用率95%的要求。山东电网调峰能力不足主要存在调峰需求增速加快，调峰资源建设滞后和地方电厂、核电调峰参与率低三方面的原因，可通过扩大煤电机组灵活性改造规模、地方电厂参与调峰、增加燃气轮机调峰以及提升储能配置比例等措施提高系统整体调峰能力。