提升电力系统灵活性的举措与保障措施

随着能源结构清洁化转型的持续推进，负荷侧随机性波动的增加，电力系统的平衡特征和方式正在发生深刻变化，维持系统平衡的难度不断加大，灵活性调节资源缺乏的问题日益凸显。“十三五”期间，我国新能源装机规模保持快速增长，截至2019年底，全国风电、太阳能发电装机4.15亿千瓦，超出规划目标近1亿千瓦。相较而言，电力系统的灵活性建设相对滞后，源-网-荷各环节的调节能力仍有待进一步提升。

一、电力系统调节能力建设情况及问题分析

（一）电源侧调节能力建设进度缓慢

煤电灵活性改造方面，截至2019年底，“三北”地区完成灵活性改造机组约5800万千瓦，不到规划目标的30%。现行体制机制下，煤电机组灵活性改造后的调峰收益全部来源于发电侧分摊费用，而不是从整个电力系统的效益提升中获得。此外，煤电发电空间压缩，火电企业普遍面临亏损，不愿意主动参与调峰，阻碍了煤电灵活性改造的进度。

天然气发电方面，截至2019年底，我国气电装机规模达9000万千瓦，占电源总装机仅4.5%，比规划目标低2000万千瓦。现有天然气发电机组中，超过90%的装机分布于华东、华北、南方等清洁能源消纳压力较小的地区。“十三五”以来，我国天然气供应紧张，天然气发电增长缓慢，新增燃气电站主要布局在价格承受能力较强的北京、上海、江苏、浙江和广东等地区。

抽水蓄能方面，截至2019年底，我国抽水蓄能装机规模达3029万千瓦，占电源总装机1.5%，比规划目标低900万千瓦。根据新的输配电定价成本监审办法，抽水蓄能不计入电网有效资产，若无法疏导，容量电费或由省级电网（或区域电网）公司垫付，或由抽水蓄能电站自负，将对抽水蓄能电站经营产生较大影响。

（二）电网侧资源配置平台作用尚未充分发挥

“十三五”是电网跨省区送电通道建设高峰期，截至2019年底，全国跨省区输电能力达到2.6亿千瓦，预计2020年达到2.8亿千瓦，基本实现国家规划目标。我国现行电力市场交易主要以送受端政府间“网对网”框架协议为基础，送受双方清洁能源消纳责任不明确，地区间和不同市场主体间利益难以有效平衡，跨省区清洁能源消纳普遍面临着受端市场对外来电曲线和价格的高要求，关于调峰需求长期难以达成一致，跨省区通道运行曲线存在较大优化空间。

（三）需求侧参与系统调节的潜力有待进一步挖掘

“十三五”期间我国需求响应取得了较大进展，但由于多种条件所限，我国需求响应实施在技术、机制等方面还存在一些问题和障碍，特别是在需求响应作为互动资源系统运行方面与发达国家还存在一定差距。目前需求侧响应主要以“削峰”为主，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定时段，转移负荷“填谷”能力不足。实时电价机制尚未建立，现行峰谷电价存在价差和峰谷时段划分调整不及时等问题，难以充分引导用电行为。

二、“十四五”面临的发展形势

（一）经济社会发展需要提升电力系统调节能力

一方面，我国电力需求和电源规模将持续增加，根据国际经验，需要配置更多灵活调节电源。随着我国城镇化水平、工业化水平、电能替代水平的提升，我国电力需求将持续增加，预计2025年全社会用电量需求将达到9.8万亿千瓦时，“十四五”期间电源建设仍有较大需求。目前，我国电源结构以煤电为主，灵活调节电源比重仅为6%，而美国、德国、西班牙等国家灵活调节电源比重分别为47%、19%和31%，这意味着“十四五”电源建设需要重点考虑灵活调节电源的配置。另一方面，我国产业结构已逐步由中低端向中高端转换，负荷峰谷差将随之扩大，要求建设更多的灵活调节电源。考虑“十四五”是我国经济转向高质量发展阶段，以及美、日、欧等发达国家经验，我国产业结构由中低端向中高端提升是长期趋势，产业结构的调整导致第三产业和城乡居民用电量占比持续增加，其用电特性决定了负荷曲线峰谷差率明显高于第二产业，我国用电侧峰谷差率有走高趋势，调节性电源建设需求持续增加。

（二）能源电力发展对电力系统调节能力提出迫切需求

“十四五”是清洁能源转变成为主力能源的关键时期，需要电力系统提供与之相匹配的灵活调节能力。新能源发电具有随机性和波动性，多呈现“反调峰特性”，将给电网带来15%～30%反调峰压力。此外，新能源机组大规模替代常规发电使系统总体惯量不断减小，抗扰动能力下降，容易诱发全网频率稳定和电压稳定问题。

美国、英国和阿根廷等国家发生的大面积停电事故，给我国电网安全运行带来警示。当电网运行发生大功率瞬时缺失后，有功潮流大范围转移，可能造成主要断面或局部设备过载，甚至导致系统功角失稳，有功控制压力激增，需要大型灵活性电源提供快速功率备用。以2019年8月19日英国大停电事件为例，英国国家电网紧急调用抽水蓄能电站以平衡系统功率缺额，防止了事故进一步扩散。

（三）全面深化改革为灵活调节电源发展提供良好环境

一方面，电力市场化改革有利于体现灵活性资源的价值。还原能源和电力的商品属性是电力市场化改革的核心要义，“十四五”期间电力市场化改革的重点之一，就是充分反映电力商品的特殊属性，让传统能源和可再生能源发挥各自所长，公平公正地维护市场体系中各个主体的市场利益，促进灵活性资源的效益在电力系统中得到充分体现和利用。

另一方面，混合所有制改革为灵活调节资源发展注入投资活力。“十四五”期间，电力企业不再是电力系统灵活性资源投资的唯一主体，煤电灵活性改造、抽水蓄能等灵活性资源将吸引更多社会资本和各类市场主体投资，共同参与电力系统建设和价值挖掘。

（四）科学技术创新为电力系统调节能力提供多元化发展路径

从电源侧来看，实现与电网友好型发展为新能源技术发展趋势。一方面，新能源发电功率预测正向高精度、高分辨率、中长期时间尺度方向发展，将降低新能源出力预测不确定性对电网运行带来的风险；另一方面，虚拟同步机技术能够模拟同步发电机的有功调频以及无功调压等特性，增加系统惯性，提升风电、光伏发电上网的稳定性、安全性，防止脱网。

从电网侧来看，柔性技术、调度控制技术等将进一步提升电网资源配置能力。柔性直流输电技术等电网柔性技术，能够提升对电网的柔性控制能力，实现电力系统功率快速、灵活调节，提高电力系统稳定性，解决送端电压波动、受端频率系数降低和换相失败等问题；大电网调度控制技术将提高系统运行信息的全面型、快速性和准确性，有助于挖掘负荷响应潜力，提高新能源全网统一消纳水平。

从需求侧来看，数字技术将助力需求侧管理转型升级。数字技术与需求侧管理深度融合，一方面可以优化存量资源，通过改变传统“以下达指令”为主的调控模式，提升需求侧响应的质量；另一方面可以挖掘增量资源，通过聚合用户侧电动汽车以及分布式储能并实施有序管理，使海量分散式资源也能参与电力系统调节。

储能方面，多种技术路径将满足不同应用场景需求。储能应用场景的复杂性决定了单一储能技术无法满足电力系统需求的多样性，因此针对特定场景选择合适的储能技术进行开发将是未来储能技术发展的主旋律。超导储能、飞轮储能、超级电容器以及钛酸锂电池属于功率型储能技术，适合毫秒至分钟级别的应用场景，可以瞬间吸收或释放能量，提供快速的有功支撑，避免系统失稳。抽水蓄能、锂离子电池、钠硫电池、压缩空气以及氢储能属于能量型储能技术，适合小时级别以上的应用场景，可以减小系统峰谷差，延缓新的发电机组投资以及输配电改造升级。

三、关于提升电力系统调节能力的重点举措

（一）电源侧重点举措

1.提高煤电机组灵活调节能力。对于存量机组，持续推进灵活性改造，“十四五”期间，推进“十三五”规划明确的、尚未完成改造的煤电机组（约1.6亿千瓦）加快改造，其他煤电机组能改尽改。对于新建机组，要求其具备深度调节能力，技术出力达15%～25%。

2.加快开发抽水蓄能电站。重点推动目前已开工的抽水蓄能项目实现投产运行，尽早发挥系统调节作用；考虑对有条件的水电站进行改造，建成混合式抽蓄电站，可成为常规抽水蓄能电站的有益补充。

3.气价承受能力强、煤电建设受控的负荷中心持续增加气电建设。华北、华东地区在满足电力需求增长和用热需求的基础上，提供一定的调峰支援。

（二）电网侧重点举措

当前跨区输电主要呈现送端为受端提供调节能力的特点，给西北等送端地区带来调节压力。“十四五”期间应加强电网统一调度，促进灵活性资源在全国范围内实现优化配置，在送端地区调节能力不足时，及时优化调整送电曲线。

（三）需求侧重点举措

东北和西北区域需求侧响应的重点是高载能产业，高载能负荷电价敏感度高，具备较大灵活运行的能力。“三华”地区需求侧响应重点是电动汽车等分布式能源，合理的价格信号可以吸引海量的分布式用户参与系统调节。

四、关于提升电力系统调节能力的保障措施

“十四五”期间，一方面需要在源-网-荷-储协同发展层面开展布局优化与市场建设，保障各环节的调节能力建设有序开展，确保灵活性资源的利用效益增大；另一方面需要深化灵活性资源效益形成机制研究，在源-网-荷-储各环节制定针对性政策保障措施。

1.各利益相关方共同承担系统为满足新能源高效利用所增加的系统成本。虽然新能源电站投资成本逐年降低，但是为配合新能源波动而附加的灵活性资源成本正显著上升，建议根据“谁受益，谁承担”原则，合理分摊新能源接入后所增加的系统成本。

2.建立煤电灵活性改造的配套机制。因地制宜推广成熟改造技术，建立适应市场化进程的煤电机组调峰补偿机制和调峰辅助服务成本分摊机制。

3.完善跨省区调峰辅助服务市场机制。建立健全对资源优化配置发挥决定性作用的电力市场体系，持续推动跨省区调峰辅助服务市场机制建设，打破省间壁垒，促进跨区通道基本反映新能源出力波动特征，更好地发挥“大电网、大市场”作用。

4.引导用户侧资源参与调节。明确政府、电力企业、用户责任，形成用户侧资源利用的顶层设计和规范要求，完善基础设施建设，提升用户侧资源管理水平；加大对实时需求响应支持力度，鼓励引导大工业用户参与实时需求响应改造。

5.巩固完善抽水蓄能电站“两部制”价格形成机制。将容量电费纳入电力市场辅助服务费用向用户侧疏导，将电量电费通过电能量市场回收。

6.数字化技术推动源网荷储协调运行。统筹加强源网荷储大数据建设，基于统一平台实现源网荷储各环节数据与数字化技术广泛共享，通过虚拟电厂、基于车联网的绿电交易等激发电力用户在调峰等方面的潜力，进一步推动源网荷储协调调度控制，提高电力系统资源利用效率，推动各方共同提升系统调节能力。

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