电力系统灵活性提升路径多

目前电力行业对灵活性资源的系统价值认识不足，导致针对系统灵活性的政策设计存在瑕疵。

　　提高电力系统灵活性，或许并不需列出具体技术路线图，也不需要具体实施方案。理顺市场机制后，系统灵活性提升的路径自然能够走通。

　　近日，南方多省发布有序用电通知，以保障电网安全运行。对此，有电力行业专家指出，各省电力结构特性叠加天气情况变化、负荷高峰期“风光”难出力、灵活性资源和容量资源建设不足等问题，导致电力负荷峰谷差不断拉大，对电力系统“向上”“向下”的灵活性提出了更高要求。

　　随着新能源发电在电力系统中占比快速攀升，提升电力系统灵活性成为保障电力系统低碳且安全高效运行的前提。“‘二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和’目标提出后，电力系统低碳转型的目标本身已不需要过多讨论，当下要高度关注实现目标需要什么样的实施路径。”国网能源研究院副院长蒋莉萍表示。

　　需正确认识灵活性价值

　　煤电、气电、抽水蓄能等均可以为电力系统提供灵活性，但在我国煤电装机整体过剩、大量存量煤电可实施改造的情况下，煤电灵活性改造的单位千瓦造价具有明显成本优势。但据记者了解，煤电的灵活性改造优势目前并未充分发挥。

　　中电联专职副理事长王志轩介绍，“十三五”期间，我国三北地区煤电灵活性改造完成率不足27%，其中内蒙古、山西、新疆、甘肃仅完成“十三五”规划改造目标的2.1%、3.3%、2.4%和4.1%。

　　“不能只看量完成了多少，关键是背后反映出的问题。”王志轩直言，目前电力行业对灵活性资源的系统价值认识不足，导致针对电力系统灵活性的政策设计存在瑕疵。“例如有观点认为，所有电源特别是煤电，都有义务为系统提供灵活性，所以未尽义务的电源就应该为灵活性付费，这种逻辑实际上不清晰。”

　　王志轩表示，电力系统对灵活性资源的需求本质上是能源转型的需求，其带来的系统成本增加也应该是能源转型应该付出的代价，这个成本需要向终端消费侧合理传导，才能保证电力系统高效运行。

　　灵活性呈现多元化趋势

　　王志轩还建议，煤电灵活性改造需要考虑系统实际需求，不能“一刀切”。“百万千瓦、60万千瓦超（超）临界机组应更多承担基荷，发挥其大容量、高参数优势；30万千瓦、部分60万千瓦亚临界机组应发挥调节特性好、安全系数高优势，按需实施灵活性改造，作为煤电低负荷运行的主力机组。”

　　“‘十四五’期间，要根据不同地区的特点，因地制宜，选择最适合的调峰电源方案。”国电环境保护研究院常务副院长刘志坦表示，“例如东北地区，研究发现，在东北电网现有电力辅助服务市场规则下，燃气调峰电站具有按燃煤发电标杆电价参与调峰的可行性。”

　　除供给侧各类灵活电源之外，需求侧响应对于电力系统灵活性的贡献愈发得到行业重视。

　　华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏表示，目前已有多个省份根据自身情况制定了需求响应试点方案。“国家电网公司经营区内各需求响应试点取得了良好效果，保障了电网供需平衡，缓解了电网投资成本，提升了清洁能源消纳能力。但另一方面，由于电力市场建设相对滞后，需求侧响应目前大多依赖政府补贴，电力需求响应规模受限于补贴规模，当前模式难以支撑其长远发展。”

　　理顺市场机制是关键

　　王志轩直言，目前整个电力系统的灵活性提升问题，主要在于机制未理顺。“现在煤电灵活性改造在技术层面上不存在障碍，有些电厂的锅炉最低稳燃负荷可以达到额定出力的20%。但是，目前深度调峰辅助服务补偿标准偏低、政策执行力度和连续性不足、政策制定与实施未充分考虑地区实际情况等问题，导致煤电企业已实施的灵活性改造项目收益不及预期。

　　中石油规划计划部副总经济师朱兴珊指出，燃气发电目前存在的问题也源于机制不畅。“天然气被业内诟病的缺乏经济性、资源保供风险等问题，最终还是归结为机制不配套。例如天然气峰谷差价不够，致使储气库投资经济性和建设动力不足，继而对资源保障造成影响。”

　　刘志坦表示，气电调峰具有启停速度快、变负荷速率高等特点，确立了其在各类调峰电源中的优势地位。“想要解决气电调峰的经济性问题，发挥其优势，就需要不断完善电力调峰服务政策，使其得到合理回报。”

　　“提高电力系统灵活性，或许并不需列出具体技术路线图，也不需要具体实施方案。”南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长陈政认为，理顺市场机制后，电力系统灵活性提升的路径自然能够走通。

　　“要让市场主体知道，为系统灵活性做贡献可以受益，同时还要建立利益兑现机制。”陈政表示，“一方面，建立小时级别的电力现货市场，以反映实时供需情况的分时段价格信号激励市场主体主动参与调节；另一方面，要建立容量补偿、容量市场等机制，帮助灵活性资源回收投资建设成本，并实现系统调节能力总量目标引导和市场化配置。”

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