储能参与系统优化调节、源网荷储各环节间协调互动将成为常态

灵活性是未来电力系统转型发展的关键指标。随着新能源渗透率逐渐提高，电力系统功能形态日趋复杂，灵活性将成为电力系统发展规划中的重点考量因素，考虑到电力基础设施建设的锁定效应，有必要对我国中长期灵活性需求特性及供给方式进行研究展望。随着能源互联网逐步建成，需求侧资源和储能将能够参与系统优化调节，源网荷储各环节间协调互动将成为常态。因此笔者基于中国电力“源网荷储协调发展规划模型”和“源网荷储协调生产模拟模型”量化测算结果，研判灵活性资源构成及发展趋势。

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高比例新能源产生的灵活性需求演化趋势

基于当前各区域风电、光伏发电及负荷曲线，结合未来各区域新能源装机及负荷演化（基于国网能源研究院《中国能源电力发展展望（2019）》对电源装机和负荷的展望结果），可测算未来我国各区域新能源及负荷波动情况，进而对中长期高比例新能源背景下我国电力系统灵活性需求特点进行分析研判。

随着间歇性可再生能源的装机规模不断扩大，风电和光伏出力波动范围日益变大。以日峰谷差为例，风电出力日峰谷差冬季和春季较大，夏季和秋季相对较小。2035年全国风电功率日峰谷差最大值约为1.9亿千瓦，中位数约为0.9亿千瓦；2050年全国风电日峰谷差最大值约为3.0亿千瓦，中位数约为1.3亿千瓦。光伏出力日峰谷差春季和秋季出力最大，夏季次之，冬季出力最小。2035年全国光伏功率日峰谷差约为4.0亿千瓦，中位数约为3.0亿千瓦；2050年全国光伏日峰谷差最大值约为7.3亿千瓦，中位数约为5.5亿千瓦（见图1、图2）。

间歇性可再生能源与负荷叠加后的净负荷日峰谷差增大，系统灵活性需求总量逐步提高，且不确定性有所增强，调峰难度显著增加。2050年全国最大负荷约为23.4亿千瓦，日负荷最大峰谷差约为6.0亿千瓦，占最大负荷的25.7%，而考虑风电光伏等间歇性可再生能源的净负荷最大峰谷差约为8.0亿千瓦，占最大负荷的34.2%。

分区域来看，西北地区和华北地区的电力系统灵活性需求量和需求比例最高，对系统灵活调节能力提出了较高要求。2035年，西北地区日负荷峰谷差最大值约为1.8亿千瓦，占西北地区最大负荷的64.8%，华北地区日负荷峰谷差最大值约为1.8亿千瓦，占华北地区最大负荷的46.2%，而到2050年，西北地区日负荷峰谷差最大值达到约3.6亿千瓦，占西北地区最大负荷的92.9%，华北地区日负荷峰谷差最大值约4.1亿千瓦，占西北地区最大负荷的75.8%，系统灵活调节能力亟需改善（见图3）。

从日内特性来看，净负荷小时级变化率显著增加，且不确定性有所增强，午间负荷高峰成为净负荷低谷，每日12时至20时之间灵活性需求最大。以华北地区为例，2035年华北地区负荷一小时功率变化最大值约为0.3亿千瓦，占最大负荷的6.7%，而净负荷一小时功率变化率最大值约为0.5，占最大负荷的13.8%；2050年净负荷一小时功率变化最大值约为1.0亿千瓦，占当年最大负荷的23.4%。随着间歇性新能源（尤其是光伏发电）并网装机比例持续扩大，净负荷日曲线呈现“鸭子”形状，12时至20时之间，净负荷出现快速增长。午间光伏大发时，原本的负荷高峰会成为净负荷低谷，甚至在午间可能出现净负荷为负的情况。在15点至20点之间，用电负荷逐渐增长叠加，光伏出力快速衰减（见图4）。

从季节特性来看，系统灵活性需求的分布规律有所改变，部分地区调节压力向春秋季转移。以华北地区为例，负荷日峰谷差在夏季和冬季较大，而日净负荷峰谷差在春季和秋季较大。这是由于夏季空调负荷比重大，在气温最高的中午形成峰值，而光伏发电日特性与空调负荷特性具有一定的正相关性，平抑了夏季的净负荷波动。由于冬季电采暖负荷比重较大，在气温较低的夜间形成峰值，而华北地区风电日特性与电采暖负荷特性具有一定的正相关性，在一定程度上平抑了冬季的净负荷波动。春秋季负荷需求与新能源出力正相关性相对较低，且负荷需求水平低于夏季和冬季，净负荷峰谷差受新能源影响程度更大。

源网荷储框架下的系统全环节灵活性资源

源、网、荷、储是能源系统中的主要构成部分，在能源互联网环境下各环节不同元素间将存在更多协调互动。系统调度将以整体最优为目标，统筹安排源、网、荷、储各环节的运行策略，充分发挥各类资源特点，以灵活高效的方式共同推动系统优化运行，促进清洁能源高效消纳。

未来电力系统中灵活性资源的来源将趋于广泛，在电源、电网、负荷、储能侧均有涉及。传统电力系统中，灵活性资源主要以各类可调节电源及抽水蓄能电站为主。随着能源互联网逐步建成，电网运行方式将更加灵活优化，需求响应和各类新型储能将更加高频地参与电力供需平衡，灵活性资源的形式日益多元。在电源侧，气电和水电是优质的灵活调节电源，同时可通过合理的辅助服务市场机制结合灵活性改造激发煤电调节潜力，未来光热电站发展成熟后也将为系统灵活调节作出一定贡献。在电网侧，可统筹送受端的调峰安排，制定更加灵活的电网运行方式，鼓励跨省、跨区共享调峰与备用资源。在负荷侧，可大力发展需求响应，设计合理的激励资金保障机制，优化峰谷电价和尖峰电价机制，结合现货市场建设探索实时电价。在储能侧，可在条件适宜地区稳步推进抽水蓄能发展，鼓励电化学储能等新型储能投资建设（见表）。

灵活性提升宜“源网荷储”多措并举，形成系统优化方案。虽然在电源侧新建机组项目是当前的常规选项，但在电网侧全局优化挖潜、在负荷侧和储能侧加快培育新动能，既是高质量发展的应有之义，也是未来发展的必然趋势。基于我国电力发展展望结果，可计算中长期各区域灵活性调节资源构成。从全国整体来看，源、网、荷、储四个环节灵活性资源比重将由当前的以电源调节为主逐步演变为2035年的61%∶12%∶10%∶17%、2050年的44%∶12%∶13%∶31%。可见，电源侧各类资源仍将长期发挥关键作用，但跨区互济、需求响应、储能等新型灵活性资源的重要性愈加凸显。

源网荷储各类灵活性资源运行特性展望

随着新能源渗透率持续提升，煤电、气电、水电和光热发电等电源将共同发挥调节补偿作用。煤电除部分高参数大容量机组及热电联产机组承担基荷外，将发挥重要调峰作用。气电、水电等灵活性电源也将成为系统重要的调节资源。在西北地区，未来光热发电的系统价值将逐步凸显，在晚高峰时段发挥电力支撑作用。此外，在新能源渗透率较高的情况下，风电和光伏发电也将以合理弃风、弃光的形式参与调峰，促进电力系统优化运行。

跨区互联电网运行方式将更加灵活、有力支撑清洁能源高效配置。与调节电源、储能等相比，互联电网虽然本身不生产和消耗电力，无法直接参与供需平衡，但通过在空间维度实现互联互济，有效挖掘并利用不同区域间的净负荷时序互补特性，可产生与其他灵活性调节资源类似的效果。在高比例新能源电力系统运行中，各通道输电功率可随各区域新能源可调出力与负荷需求等因素进行逐时调整变化，通过合理安排跨区域电力配置方案，可有效降低各区域净负荷波动。以2035年和2050年冬季典型周生产模拟结果为例，午间时段西北地区光伏大发而负荷需求有限，电网通过提高电力外送水平，与各类可控电源一起参与系统调节，平抑净负荷曲线波动。其中，2050年由于新能源装机规模更大，净负荷波动程度更强，此时电网输电功率逐时变化程度更高，为系统调峰和新能源消纳作出更大贡献（见图5、图6）。

需求响应将更加高频度地参与系统运行，提高系统对新能源的消纳能力。当前需求响应的典型运行方式是针对负荷曲线削峰填谷，且通常仅在夏季峰荷时段与春节低谷时段开展。未来在源网荷储协调发展背景下，需求响应对电力系统运行的参与将更加常态化、精细化、自动化，其主要价值将由缓解极端时段电力供需紧张形势转为促进新能源消纳。以2035年和2050年西北地区冬季典型周生产模拟结果为例，午间光伏大发时段发生可时移负荷转入，在上午和傍晚净负荷局部高峰时段发生负荷削减与可时移负荷转出。

储能将在电力系统中发挥重要的调节作用，根据净负荷波动安排运行策略。储能的跨时间转移与电网跨空间转移调节将发挥协同互补作用，成为电力系统中重要的平衡资源。在不同条件下，“一充两放”、“两充两放”将是储能的典型运行模式，在午间光伏大发时段及夜间负荷低谷时段储能完成充电，在上午净负荷局部高峰时段及晚高峰时段储能完成放电。以2050年冬季典型周生产模拟结果为例，由于光伏发展规模较大，光照充足时午间将成为储能主要的充电时段，仅在光照条件有限时储能会在夜间负荷低谷时段充电，通过对净负荷曲线进行填谷，促进新能源发电消纳；另外在净负荷曲线高峰时段通过储能放电进行削峰，支撑系统安全高效运行。

政策建议

一是树立“源网荷储”协调规划理念。在电力规划中考虑需求响应和储能等元素，从系统全局优化角度统筹源网荷储各类元素发展规模。对于需求侧资源和储能能够切实发挥系统调节作用的，应考虑纳入输配电价成本核定范畴，推动需求侧资源和储能的健康高效发展，提高电力系统运行效率。

二是建立健全相关市场机制。加快构建现货市场，体现不同时空下电力的差异化价值，充分还原电力的商品属性，以市场价格信号引导供需动态优化平衡。健全辅助服务市场，鼓励柔性可控负荷与储能参与系统调节，完善对各类灵活性资源的经济激励机制。

三是推动用户侧业态和模式创新。培育负荷聚合商、能源服务商等新型市场主体，整合分散的用户侧调节资源并担保可信容量，解决用户侧参与系统调节存在的响应单元数量众多、布局分散且不确定性强的问题，提高用户侧资源参与系统优化调节的可行性。

四是完善需求响应和储能参与系统调节的标准体系。针对需求响应和储能等新型灵活性资源，针对设备功率变化特性、参与系统调节响应特性、与负荷聚合商及调度机构的通信交互等问题，建立相关标准体系，增强新型灵活性资源的可靠性。（文章仅代表作者个人观点）

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年06期，作者供职于国网能源研究院有限公司