提升電力系統靈活性的舉措與保障措施

隨著能源結構清潔化轉型的持續推進，負荷側隨機性波動的增加，電力系統的平衡特征和方式正在發生深刻變化，維持系統平衡的難度不斷加大，靈活性調節資源缺乏的問題日益凸顯。“十三五”期間，我國新能源裝機規模保持快速增長，截至2019年底，全國風電、太陽能發電裝機4.15億千瓦，超出規劃目標近1億千瓦。相較而言，電力系統的靈活性建設相對滯后，源-網-荷各環節的調節能力仍有待進一步提升。

一、電力系統調節能力建設情況及問題分析

（一）電源側調節能力建設進度緩慢

煤電靈活性改造方面，截至2019年底，“三北”地區完成靈活性改造機組約5800萬千瓦，不到規劃目標的30%。現行體制機制下，煤電機組靈活性改造后的調峰收益全部來源于發電側分攤費用，而不是從整個電力系統的效益提升中獲得。此外，煤電發電空間壓縮，火電企業普遍面臨虧損，不愿意主動參與調峰，阻礙了煤電靈活性改造的進度。

天然氣發電方面，截至2019年底，我國氣電裝機規模達9000萬千瓦，占電源總裝機僅4.5%，比規劃目標低2000萬千瓦。現有天然氣發電機組中，超過90%的裝機分布于華東、華北、南方等清潔能源消納壓力較小的地區。“十三五”以來，我國天然氣供應緊張，天然氣發電增長緩慢，新增燃氣電站主要布局在價格承受能力較強的北京、上海、江蘇、浙江和廣東等地區。

抽水蓄能方面，截至2019年底，我國抽水蓄能裝機規模達3029萬千瓦，占電源總裝機1.5%，比規劃目標低900萬千瓦。根據新的輸配電定價成本監審辦法，抽水蓄能不計入電網有效資產，若無法疏導，容量電費或由省級電網（或區域電網）公司墊付，或由抽水蓄能電站自負，將對抽水蓄能電站經營產生較大影響。

（二）電網側資源配置平臺作用尚未充分發揮

“十三五”是電網跨省區送電通道建設高峰期，截至2019年底，全國跨省區輸電能力達到2.6億千瓦，預計2020年達到2.8億千瓦，基本實現國家規劃目標。我國現行電力市場交易主要以送受端政府間“網對網”框架協議為基礎，送受雙方清潔能源消納責任不明確，地區間和不同市場主體間利益難以有效平衡，跨省區清潔能源消納普遍面臨著受端市場對外來電曲線和價格的高要求，關于調峰需求長期難以達成一致，跨省區通道運行曲線存在較大優化空間。

（三）需求側參與系統調節的潛力有待進一步挖掘

“十三五”期間我國需求響應取得了較大進展，但由于多種條件所限，我國需求響應實施在技術、機制等方面還存在一些問題和障礙，特別是在需求響應作為互動資源系統運行方面與發達國家還存在一定差距。目前需求側響應主要以“削峰”為主，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定時段，轉移負荷“填谷”能力不足。實時電價機制尚未建立，現行峰谷電價存在價差和峰谷時段劃分調整不及時等問題，難以充分引導用電行為。

二、“十四五”面臨的發展形勢

（一）經濟社會發展需要提升電力系統調節能力

一方面，我國電力需求和電源規模將持續增加，根據國際經驗，需要配置更多靈活調節電源。隨著我國城鎮化水平、工業化水平、電能替代水平的提升，我國電力需求將持續增加，預計2025年全社會用電量需求將達到9.8萬億千瓦時，“十四五”期間電源建設仍有較大需求。目前，我國電源結構以煤電為主，靈活調節電源比重僅為6%，而美國、德國、西班牙等國家靈活調節電源比重分別為47%、19%和31%，這意味著“十四五”電源建設需要重點考慮靈活調節電源的配置。另一方面，我國產業結構已逐步由中低端向中高端轉換，負荷峰谷差將隨之擴大，要求建設更多的靈活調節電源。考慮“十四五”是我國經濟轉向高質量發展階段，以及美、日、歐等發達國家經驗，我國產業結構由中低端向中高端提升是長期趨勢，產業結構的調整導致第三產業和城鄉居民用電量占比持續增加，其用電特性決定了負荷曲線峰谷差率明顯高于第二產業，我國用電側峰谷差率有走高趨勢，調節性電源建設需求持續增加。

（二）能源電力發展對電力系統調節能力提出迫切需求

“十四五”是清潔能源轉變成為主力能源的關鍵時期，需要電力系統提供與之相匹配的靈活調節能力。新能源發電具有隨機性和波動性，多呈現“反調峰特性”，將給電網帶來15%～30%反調峰壓力。此外，新能源機組大規模替代常規發電使系統總體慣量不斷減小，抗擾動能力下降，容易誘發全網頻率穩定和電壓穩定問題。

美國、英國和阿根廷等國家發生的大面積停電事故，給我國電網安全運行帶來警示。當電網運行發生大功率瞬時缺失后，有功潮流大范圍轉移，可能造成主要斷面或局部設備過載，甚至導致系統功角失穩，有功控制壓力激增，需要大型靈活性電源提供快速功率備用。以2019年8月19日英國大停電事件為例，英國國家電網緊急調用抽水蓄能電站以平衡系統功率缺額，防止了事故進一步擴散。

（三）全面深化改革為靈活調節電源發展提供良好環境

一方面，電力市場化改革有利于體現靈活性資源的價值。還原能源和電力的商品屬性是電力市場化改革的核心要義，“十四五”期間電力市場化改革的重點之一，就是充分反映電力商品的特殊屬性，讓傳統能源和可再生能源發揮各自所長，公平公正地維護市場體系中各個主體的市場利益，促進靈活性資源的效益在電力系統中得到充分體現和利用。

另一方面，混合所有制改革為靈活調節資源發展注入投資活力。“十四五”期間，電力企業不再是電力系統靈活性資源投資的唯一主體，煤電靈活性改造、抽水蓄能等靈活性資源將吸引更多社會資本和各類市場主體投資，共同參與電力系統建設和價值挖掘。

（四）科學技術創新為電力系統調節能力提供多元化發展路徑

從電源側來看，實現與電網友好型發展為新能源技術發展趨勢。一方面，新能源發電功率預測正向高精度、高分辨率、中長期時間尺度方向發展，將降低新能源出力預測不確定性對電網運行帶來的風險；另一方面，虛擬同步機技術能夠模擬同步發電機的有功調頻以及無功調壓等特性，增加系統慣性，提升風電、光伏發電上網的穩定性、安全性，防止脫網。

從電網側來看，柔性技術、調度控制技術等將進一步提升電網資源配置能力。柔性直流輸電技術等電網柔性技術，能夠提升對電網的柔性控制能力，實現電力系統功率快速、靈活調節，提高電力系統穩定性，解決送端電壓波動、受端頻率系數降低和換相失敗等問題；大電網調度控制技術將提高系統運行信息的全面型、快速性和準確性，有助于挖掘負荷響應潛力，提高新能源全網統一消納水平。

從需求側來看，數字技術將助力需求側管理轉型升級。數字技術與需求側管理深度融合，一方面可以優化存量資源，通過改變傳統“以下達指令”為主的調控模式，提升需求側響應的質量；另一方面可以挖掘增量資源，通過聚合用戶側電動汽車以及分布式儲能并實施有序管理，使海量分散式資源也能參與電力系統調節。

儲能方面，多種技術路徑將滿足不同應用場景需求。儲能應用場景的復雜性決定了單一儲能技術無法滿足電力系統需求的多樣性，因此針對特定場景選擇合適的儲能技術進行開發將是未來儲能技術發展的主旋律。超導儲能、飛輪儲能、超級電容器以及鈦酸鋰電池屬于功率型儲能技術，適合毫秒至分鐘級別的應用場景，可以瞬間吸收或釋放能量，提供快速的有功支撐，避免系統失穩。抽水蓄能、鋰離子電池、鈉硫電池、壓縮空氣以及氫儲能屬于能量型儲能技術，適合小時級別以上的應用場景，可以減小系統峰谷差，延緩新的發電機組投資以及輸配電改造升級。

三、關于提升電力系統調節能力的重點舉措

（一）電源側重點舉措

1.提高煤電機組靈活調節能力。對于存量機組，持續推進靈活性改造，“十四五”期間，推進“十三五”規劃明確的、尚未完成改造的煤電機組（約1.6億千瓦）加快改造，其他煤電機組能改盡改。對于新建機組，要求其具備深度調節能力，技術出力達15%～25%。

2.加快開發抽水蓄能電站。重點推動目前已開工的抽水蓄能項目實現投產運行，盡早發揮系統調節作用；考慮對有條件的水電站進行改造，建成混合式抽蓄電站，可成為常規抽水蓄能電站的有益補充。

3.氣價承受能力強、煤電建設受控的負荷中心持續增加氣電建設。華北、華東地區在滿足電力需求增長和用熱需求的基礎上，提供一定的調峰支援。

（二）電網側重點舉措

當前跨區輸電主要呈現送端為受端提供調節能力的特點，給西北等送端地區帶來調節壓力。“十四五”期間應加強電網統一調度，促進靈活性資源在全國范圍內實現優化配置，在送端地區調節能力不足時，及時優化調整送電曲線。

（三）需求側重點舉措

東北和西北區域需求側響應的重點是高載能產業，高載能負荷電價敏感度高，具備較大靈活運行的能力。“三華”地區需求側響應重點是電動汽車等分布式能源，合理的價格信號可以吸引海量的分布式用戶參與系統調節。

四、關于提升電力系統調節能力的保障措施

“十四五”期間，一方面需要在源-網-荷-儲協同發展層面開展布局優化與市場建設，保障各環節的調節能力建設有序開展，確保靈活性資源的利用效益增大；另一方面需要深化靈活性資源效益形成機制研究，在源-網-荷-儲各環節制定針對性政策保障措施。

1.各利益相關方共同承擔系統為滿足新能源高效利用所增加的系統成本。雖然新能源電站投資成本逐年降低，但是為配合新能源波動而附加的靈活性資源成本正顯著上升，建議根據“誰受益，誰承擔”原則，合理分攤新能源接入后所增加的系統成本。

2.建立煤電靈活性改造的配套機制。因地制宜推廣成熟改造技術，建立適應市場化進程的煤電機組調峰補償機制和調峰輔助服務成本分攤機制。

3.完善跨省區調峰輔助服務市場機制。建立健全對資源優化配置發揮決定性作用的電力市場體系，持續推動跨省區調峰輔助服務市場機制建設，打破省間壁壘，促進跨區通道基本反映新能源出力波動特征，更好地發揮“大電網、大市場”作用。

4.引導用戶側資源參與調節。明確政府、電力企業、用戶責任，形成用戶側資源利用的頂層設計和規范要求，完善基礎設施建設，提升用戶側資源管理水平；加大對實時需求響應支持力度，鼓勵引導大工業用戶參與實時需求響應改造。

5.鞏固完善抽水蓄能電站“兩部制”價格形成機制。將容量電費納入電力市場輔助服務費用向用戶側疏導，將電量電費通過電能量市場回收。

6.數字化技術推動源網荷儲協調運行。統籌加強源網荷儲大數據建設，基于統一平臺實現源網荷儲各環節數據與數字化技術廣泛共享，通過虛擬電廠、基于車聯網的綠電交易等激發電力用戶在調峰等方面的潛力，進一步推動源網荷儲協調調度控制，提高電力系統資源利用效率，推動各方共同提升系統調節能力。

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