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据预测, 到 2025 年, 我国可再生能源装机将突破电力总装机容量的 50%,可再生能源在全社会用电量增量中的比重将达到三分之二左右。由于风、光等可再生能源普遍存在间歇性、波动性特点,其大规模并网将对电力系统安全、稳定、经济运行带来重大挑战,主要集中在以下三方面。
(一)电力系统供给充裕性的挑战
目前,我国电力系统主要依靠常规发电机组,如水电、火电等提供电力电量保障。未来,当常规发电机组装机容量占比低于可再生能源,特别是秋冬季节, 水电机组出力大幅降低,火电机组对系统支撑能力减弱,可再生能源中长期预测难、长时间发电出力不确定性高、短时波动性大, 都会对新型电力系统中长期规划和供应保障带来严峻挑战。
(二)可再生能源大规模消纳的经济性挑战
为保障可再生能源大规模消纳,电力系统需要具备足够的灵活性调节能力,通常来源于具备大容量调节功能的水电、经过灵活性改造的煤电、燃气发电以及互联电网等。近年来,部分新兴主体,如虚拟电厂、储能等也开始参与系统调节。随着可再生能源装机规模快速增加,为保障系统安全运行,调节资源投资也随之增加,电力系统总成本或将明显上升。该趋势已在欧美等国家电力系统低碳转型中充分显现,可以成为我国推动电力系统经济转型的重要考量。
(三)市场主体多元化带来的机制设计挑战
随着分布式电源、储能、电动汽车等新兴主体的发展和成熟, 在新型电力系统中,源、荷的定义边界逐渐模糊,只要能为系统平衡服务,电力系统的消费端也可以成为供应端,电力系统潮流将发生时空变化,电力辅助服务需求愈发多样化。
在环境、安全和经济的多维目标下,我国电力系统调度运行和市场交易机制将面临复杂挑战。二、电力需求响应是协同构建新型电力系统的低成本战略路径面对构建新型电力系统的三方面挑战,仅从供给侧着力已显力不从心,亟须扩宽渠道、创新思维,引入需求侧资源协同构筑新型电力系统已成为必然选择。
电力需求响应是电力需求侧管理的重要组成部分,是指为应对短时的电力供需紧张或可再生能源消纳利用困难等情况,通过实时电价信号、可中断负荷电价补偿、长期备用容量补偿等经济激励措施,引导电力用户通过自主调整用电行为、提高电能精细化和智能化管理水平,在特定时段减少或增加用电,实现削减电力系统负荷高峰或填充负荷低谷(即削峰和填谷),从而促进电力供需平衡,助力新能源消纳,保障电力系统安全稳定运行和绿色低碳发展。
近年来,电力需求响应积极适应电力系统低碳转型,在原有实践基础上,不断扩充内涵。通过在需求侧配置多品种分布式电源、多类型的储能装置、电动汽车和智能化传感装置等方式,可在不显著影响电力用户用电习惯的前提下,以虚拟电厂的形式实现参与电力系统实时平衡调节的功能,是电力需求响应的创新模式。
在短时负荷快速调整的场景下,电力需求响应具有较好的经济性。据初步测算,为应对东部负荷中心短时出现的尖峰负荷,开展电力需求响应的年单位综合成本约为新建顶峰煤电的 37% ~ 50%、新建调峰燃机53% ~ 70% 以及新建抽蓄电站的32% ~ 41%。同时,近年来电力系统中广泛应用的新型储能,可以通过与电力需求响应融合,进一步提高储能电站的利用效率, 从一定程度上降低新型电力系统中灵活性资源新增投资的需求。
由此可见,积极推动电力需求响应与现有灵活性调节资源协同构筑新型电力系统,是切实可行的清洁、低成本战略路径。
三、我国电力需求响应的地方实践与经验
我国自 2012 年启动电力需求侧管理城市综合试点工作,选取北京、苏州、唐山和佛山为试点城市,明确将推广电力需求响应作为试点的重要内容之一。2013 年以上海为电力需求响应试点城市,我国首次电力需求响应正式实施,并逐步在综合城市试点或相关省份中推广。表3为电力需求响应政策要点,图1为电力需求响应试点开展时间线。此后,电力需求响应以华东为主要应用区域逐步向全国推广,已在山东、天津、重庆、江西、广东、陕西、河南等省份陆续开展。
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