“十四五”电力系统灵活性资源面临问题与挑战

支撑高比例新能源并网、提高大电网运行安全性和可靠性，电力系统灵活调节能力至关重要，直接关系着电力系统平衡安全全局、决定新能源消纳利用水平。

（来源：中国电力企业管理 ID：zgdlqygl 作者：张晋芳 元博）

灵活性资源广泛存在于电力系统源网荷各个环节，目前以电源侧供应为主体，需求侧和电网侧潜力尚未真正有效发挥。本文在分析当前灵活性资源面临问题与挑战基础上，结合相关电力规划初步研究，对“十四五”期间电力系统灵活性资源供需情况开展分析，并提出了系统灵活性提升措施建议。

电力系统灵活性资源面临问题与挑战

一是电源侧灵活资源潜力挖掘不足，常规火电改造推进滞后，抽蓄等灵活调节电源建设缓慢，清洁能源可提供灵活性资源不确定性强，导致灵活性资源供应结构问题突出。

火电灵活性改造进度迟缓，严重滞后规划规模。截至2019年底“三北”地区火电灵活性改造规模5775万千瓦，仅完成电力发展“十三五”规划目标28%左右。受近两年来新能源弃能限电情况好转影响，火电灵活性改造后参与辅助服务市场边际收益不断下降，影响火电企业改造积极性；另一方面随着国家连续两年下调电价水平，降价压力进一步传导到发电侧上网环节，同时受电煤价格波动影响，煤电企业生存压力加剧，推动灵活性改造动力不足。

燃气发电以热电联产为主，调节能力有限。截至2019年底，我国气电规模9022万千瓦，热电联产机组占比70%以上，调节能力仅为额定容量10%-15%。我国70%气电布局在“三华”地区，其中华北地区以热电联产为主，实行“以热定电”运行方式，华中、华东地区气电发展早期以调峰为主，后期为满足工业热负荷需求，热电联产规模快速提升，同时夏季工况还存在明显出力受阻问题。

可调节水电比重低，调节能力受丰枯期影响大，流域梯级水电开发建设不协同。我国具有调节能力水电装机规模小、比重低，水电调节能力受来水情况制约，存在明显丰枯季差异，且梯级水电开发中龙头水电站建设缓慢，流域综合调节性能差。以四川为例，具有季、年调节能力水库电站装机仅占水电总装机的36%，枯期调节能力较强，但丰期基本满发，调节空间很小。同时水电站需考虑防洪、灌溉和航运需求，“以水定电”导致实际可发挥调节能力不如预期。

抽水蓄能电站存在成本疏导和生态环境风险。新修订《输配电定价成本监审办法》明确提出抽水蓄能电站等不得计入输配电定价成本，依托现有两部制电价，可能面临电费结算风险。此外，目前我国部分抽水蓄能规划站点落在有关省份划定生态红线区内，存在重大环境敏感制约因素，直接影响项目可行性和核准工作进展。

核电尚不具备日跟踪调节能力。我国核电机组承担基荷，正常情况下一般保持额定功率运行，在节假日、恶劣天气等特殊时段，调控机构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，但从技术标准、操作规范、运行经验等方面，国内核电还无法广泛频繁参与系统调峰，参与调峰频次及深度仍不能完全满足电网需要。

二是需求侧灵活性资源潜在类型多，但受价格、激励机制、基础设施约束，实施规模偏小，实现方式相对单一。

目前以有序用电实现“削峰”为主要应用方式，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。同时，智能传感器等需求侧响应基础设施仍未全面普及，“虚拟电厂”等新型用能和调节方式尚处于试点示范阶段。

三是电网侧灵活性资源种类少、技术要求高，主要集中在跨区直流通道运行曲线灵活性方面。

特高压直流通道运行曲线多采用分高峰—低谷的二段式，一定程度上参与受端区域调峰，但调节频次和幅度基本固定，且基本不考虑送端调峰需求。随着特高压直流通道输送风光等新能源电量诉求上升，传统两段式运行曲线不能够有效实现跟随送端配套新能源特性。

“十四五”电力系统灵活性资源供需特点

面向“十四五”，新能源规模快速增长和负荷峰谷差持续拉大成为趋势，将进一步提高系统灵活性资源需求。本文结合电力发展规划初步研究成果，对国网经营区“十四五”灵活性资源供需特点进行整体性分析，认为主要有以下四方面特点:

特点1：“十四五”末国网经营区灵活性资源需求仍以负荷峰谷差调峰需求为主，约占三分之二，同时新能源调峰需要快速增长。随着新能源规模快速增长和用电结构深刻调整，“十四五”期间国网经营区灵活性资源需求仍将持续增长，5%新能源弃电率控制目标下，2025年比2020年增长40%以上。同时，河北南网、山东等地区已经出现因午间光伏大发，导致晚高峰时段平衡压力加剧，新能源带来的调节需求在负荷午夜低谷时段与光伏出力快速下降的午后时段并存。

特点2：分地区来看，新能源调峰需求占系统总调峰需求比重跟区域新能源装机规模和出力特性紧密关联，西北区域最大，达到28%，西南地区最小，占比为2%，其他区域大体相当，在14%~18%之间；负荷峰谷差调峰需求占系统调峰需求比重跟区域负荷特性和体量紧密关联，华东区域最大，达到32%，华中、华北受端为18%左右，西南地区在10%。

特点3：“十四五”末国网经营区灵活性资源供应与需求基本保持平衡，煤电仍是最重要的灵活性资源供应主体。考虑火电灵活性改造目标完成，2025年煤电提供的灵活性资源规模占比超过50%，抽水蓄能和储能快速发展，提供灵活性资源占比接近四分之一。分地区来看，煤电灵活性资源占地区灵活性资源总供应量比重方面，西北、华北送端地区最高，均达到70%以上，西南以水电为主电源结构下比重最低，仅为21%；抽水蓄能和储能等灵活性资源占地区灵活性资源总供应量比重方面，与抽水蓄能建设布局匹配，华中、东北地区均超过30%，西南最低，仅为7%。

特点4：从“十四五”灵活性资源供应能力增量看，抽水蓄能和储能占比最高，达到49%。国网经营区“十四五”期间灵活性资源供应能力增加2.1亿千瓦，以抽水蓄能和储能等类型灵活性资源供应能力增加占比最高。分地区来看，“三华”地区和西北地区是灵活性资源增量集中区域，其中华东地区灵活性资源供应能力增加最多，占29.4%。

提高“十四五”电力系统灵活性关键举措

面向“十四五”，为实现灵活性资源与新能源和传统电源的协调发展，应“注重电源侧挖潜，推动需求侧破局，扩展电网侧形式，同时结合电力市场建设进程，构建完善的市场交易和激励机制”，具体来看，可采取以下措施：

优先挖掘存量灵活性资源潜力，加快推动火电灵活性改造、需求侧响应、新能源合理弃电、通道灵活运行等见效快、成本低、影响范围广的措施。

一是提高火电灵活性改造盈利稳定性预期，因地制宜加快改造工作进展。针对目前火电企业缺乏改造积极性现状，应增强政策公平性和长远预期，按照“谁调峰、谁受益，谁改造、谁获利”的原则，充分考虑不同区域、不同类别机组，以及改造投入、运营成本等综合因素，建立健全调峰辅助服务市场和激励机制，探索通过财政补助、税收优惠等政策措施疏导改造成本、对灵活性改造机组给予额外发电小时数补偿等，提高盈利稳定性预期。

二是构建精细化、市场化、专业化和智能化需求侧资源利用体系。目前需求侧资源调用方式以有序用电为主，多采用电话通知等传统方式，“十四五”期间应结合泛在物联网建设和综合能源服务业务，加快用户侧关键环节信息交互设备部署，有序开展用户侧资源的挖掘、开发、聚合、交易等业务，实现需求侧资源自动化和智能化调用。根据需求侧资源特性，有针对性地进行需求侧资源分类改造，丰富完善适应用户意愿的、精准的激励机制，实现双向柔性友好互动，注重创新商业模式。

三是探索新能源参与系统调节方式，树立新能源合理利用率理念。新能源尖峰电量出现概率低、持续时间短，全额消纳需付出额外成本，降低系统整体经济性。应综合考虑不同系统特点及新能源消纳的边际成本和效益，以全社会电力供应总成本最低为目标构建新能源合理利用率管控体系。

四是提高跨区输电通道运行方式灵活性，打破省间交易壁垒，通过市场化手段实现省间和区域间调峰能力互济。可进一步探索直流输电通道多阶梯运行、随新能源波动等灵活运行方式，并同步建立跨省跨区调峰辅助服务交易机制，提高灵活性资源优化配置能力。

对增量灵活调节电源，应注重全局统筹规划，实现规模、结构和布局的综合优化，探索建立灵活性资源容量市场机制。

一是煤电方面，明确煤电在电力系统灵活性资源中的“压舱石”定位，通过市场机制解决利用小时数逐步下降带来的财务生存问题。“十四五”期间，煤电承担调峰作用仍不可或缺，不宜轻言退出，为保障“十四五”电力平衡和调峰平衡，应积极探索建立容量市场等机制，有效助推煤电由电量主体向容量主体过渡。

二是水电方面，发挥龙头水电作用、优化流域梯级水电联合调度。龙头水电调节能力强，但开发难度大，投资回报低，开发滞后，导致前期开发的下游水电站调节性能发挥不足，汛枯期发电量相差巨大。我国水库大坝数量居世界第一，但水库库容仅为美国的三分之二，“十四五”应优先建设龙头水库电站，加快白鹤滩、双江口、两河口等重大水电项目建设，探索流域上下游梯级电站优化联合调度模式和对龙头水库效益补偿机制。

三是气电方面，重视调峰气电建设，减少新增热电机组比例，完善调峰气电价格激励机制。考虑我国气源紧张和高对外依存度特点，“十四五”气电发展应定位为调峰电源，重点布局在气价承受能力较高的东中部地区和在新能源快速发展的西北地区。针对调峰气电低利用小时数特点，通过容量市场和辅助服务市场保证气电调峰的合理收益水平。

四是合理定位抽水蓄能和电化学储能发展方向，将储能纳入电力与电网发展统筹规划，推动协调发展。预计“十四五”期间，抽水蓄能造价、寿命和安全性等指标仍优于电化学储能，大容量系统级储能应优先发展抽水蓄能，电化学储能更适合分散式、小规模应用，在城市负荷中心、微网等场景有应用优势。应统筹电网、抽水蓄能和电化学储能发展，合理确定发展规模、设施布局、接入范围和建设时序，纳入电网发展规划并滚动调整，引导抽水蓄能和电化学储能合理布局、有序发展。

中长期系统灵活性发展建议

近中期来看，通过持续推动火电灵活性改造、推广实施需求侧响应、不断呼吁新能源合理弃能、积极构建容量市场、调整跨区通道运行方式等措施来激发存量电力系统资源发挥灵活调节能力。

中远期来看，通过提高并网标准推动新能源参与系统调节、加速龙头水电站建设实现流域综合优化调度、优化气电发展结构促进调峰气电布局建设、合理定位抽水蓄能和电化学储能纳入电力统一规划，以此保障增量电力系统资源具备深度调节能力。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年7期，作者供职于国网能源研究院有限公司