新型电力系统下泛储能灵活调峰资源效用分析

国家能源局在《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）中指出：“新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统。”

新型电力系统下，高比例新能源是核心问题，“源网荷储、灵活互动”本质上是要解决新能源的波动性、随机性问题。在电力系统发展的百余年历史中，其实也是一直在利用储能应对用电负荷的波动性，火电厂的煤场、水电厂的水库都是储能设施，只是在传统电力系统年代根本无需刻意强调其储能属性。在新型电力系统下，火电的发电量未来要被新能源替代，但新能源不能承接火电的灵活调节负荷波动性的作用，其自身发电能力还受限于自然气象条件，存在很大不确定性，进一步导致新型电力系统灵活调节能力严重不足。

近年来，源网荷储各类灵活性调节资源百花齐放，其实质基本都属于广义范畴的储能，也就是“泛储能”，其目的均是为了替代火电的灵活调节作用。目前应用最为广泛的储能措施是抽水蓄能及电化学储能，但这两类储能无论是在容量上还是成本上都还远未达到能够根本替代火电灵活调节能力的程度。储能不等于储电，储电不等于电化学。

本文将以东北电网为例，分析截至2030年碳达峰前，东北电网新型电力系统建设对系统灵活调峰资源的需求及各类灵活调峰资源效用的比较，提出现阶段各类灵活调峰资源的合理利用次序及市场化建议。

（来源：中国电力企业管理 作者：张弘鹏 杨天蒙）

新型电力系统下的东北电网

灵活调峰需求与挑战

研究调峰需求的前提是有足够的保供电源

新能源发电靠天吃饭不可控，在电力保供方面能够发挥的作用十分有限，如2021年迎峰度夏期间，东北电网全网风电总出力曾出现3.4万千瓦的极低值，不足全网风电装机容量的千分之一。对于电力系统运行而言，保证在负荷高峰时刻可靠的电力供应是首要任务，因此系统内首先要有足够容量的可靠电源（火电、核电、气电）保证基本的电力供应，这也是研究系统调峰资源容量需求的前提和基础。

2030年东北电网灵活调峰资源需求基准分析

据预测，2030年东北全网电源装机容量达到3.63亿千瓦，其中火电、核电、水电、抽蓄、风电、光伏、储能装机容量分别达到1.2亿千瓦、0.083亿千瓦、0.136亿千瓦、0.146亿千瓦、1.37亿千瓦、0.7亿千瓦和0.001亿千瓦；2030年东北电网全社会最大负荷将达到11730万千瓦，全社会用电量将达到7436亿千瓦时。若考虑东北全网1.2亿火电机组的平均调峰深度为35%，其他一些边界条件不一一赘述，测算2030年东北全网新能源消纳率为83.6%左右（此数据不代表确定性结论，仅仅为后文分析提供一个比较基准）。

2030年东北电网灵活调峰资源需求灵敏度分析

在上述83.6%的新能源消纳基准基础上，若要求新能源消纳率达到90%，分别采用调整火电机组平均调峰深度、配置抽水时长4小时的抽蓄电站、配置放电容量2小时的电化学储能三种措施，考察每种措施的灵敏度。

考虑火电机组平均调峰深度分别下降2%、5%、10%，即全网火电机组平均调峰深度分别达到33%（增加深调峰容量240万千瓦）、30%（增加深调峰容量600万千瓦）、25%（增加深调峰容量1200万千瓦），则东北全网新能源消纳率由83.6%分别提升至84.5%、86.6%、89.6%；折算下来，在增加调峰深度的三个区间内，每增加240万千瓦深调峰容量，新能源消纳率平均增加0.9、1.4、1.2个百分点。

考虑抽蓄电站容量（抽水时长按4小时考虑）分别增加1200万千瓦、2400万千瓦、3600万千瓦、4800万千瓦，2030年东北全网新能源消纳率由83.6%分别提升至87.1%、88.8%、89.5%和90%；折算下来，抽蓄容量每增加1200万千瓦，新能源消纳率平均增加3.5、1.7、0.7、0.5个百分点。

考虑电化学储能容量（充电时长按2小时考虑）分别增加1200万千瓦、2400万千瓦、3600万千瓦、4800万千瓦和6000万千瓦，2030年东北全网新能源消纳率由83.6%分别提升至85.9%、87%、87.9%、88.5%和89%；折算下来，电化学储能容量每增加1200万千瓦，新能源消纳率平均增加2.3、1.1、0.9、0.6、0.5个百分点。

由上述仿真测算可以看出，随着系统内抽蓄及电化学储能容量配置的增加，其对于提高新能源消纳存在边际效益递减的现象。产生此现象的主要原因在于当新能源装机容量达到一定高比例的情况下，容易出现新能源大发、抽蓄（电化学储能）抽水满库容（或充电满容量）后没有时间发电的情况；反之，在抽蓄（电化学储能）应用于电力高峰时刻保供电工况，也存在完全放电后没有时间抽水（或充电）的情况。由于电化学储能配置容量更低（只有2小时），边际效益递减现象更为明显，反而火电加大深调峰可以等效显现长周期储能效果，边际效益递减现象并不明显。从结果看，同样是新能源利用率从83.6%提升至90%左右，增加1200万千瓦火电深调峰能力和增加4800万千瓦×4小时抽水蓄能，以及增加6000万千瓦×2小时电化学储能的作用基本相同，但后两者成本将会显著提高。

新能源大规模发展将对电力系统调峰带来巨大挑战

目前，尚不存在同时满足清洁、廉价、稳定特点的替代能源来取代化石能源的支撑作用。新能源发电本身的随机性、波动性、间歇性特点，客观要求其发电必须辅以足够容量的灵活性调峰资源，以共同形成稳定的电力，而当前的各类灵活性调峰资源均无法满足新能源大规模发展所带来的系统调峰需求，其主要存在以下几个方面的突出问题：

一是目前的抽水蓄能及各类新型储能设施均为日内短周期灵活调峰资源，存在系统定位不清晰、商业模式不清晰、容量不足、建设成本难以回收等众多问题。日内调节型调峰资源不可避免地存在前述随建设容量增加而边际效益递减的问题。以目前的日调节型电储能设备解决高比例新能源消纳问题，将面临“建得起的储能容量不够用，够用的储能容量建不起”的困境。

二是目前尚不存在同时具备清洁低碳、成本低、大容量、长周期等能够完全替代常规电源长周期调节作用的储能电源。无论是从电力保供、高效促进新能源消纳、系统暂态无功电压支撑还是惯量频率支撑来看，目前常规火电机组的重要作用还是不能简单替代、一关了之。

三是当前新能源的发电成本在逐步降低，但是电力系统为了最大程度消纳新能源而产生的调节成本不应该被忽视，目前新能源虽已实现平价上网，但并不等于平价消纳，要保证新能源高消纳率所需要配套的灵活调峰电源建设成本、新能源配套电网送出工程及大电网补强建设成本、新型电力系统源网荷储协调成本均不应忽视。因此，系统内新能源装机容量与新能源合理消纳利用率之间应该有一个合理的平衡点，同理，新能源合理消纳利用率与相应的配套储能容量之间也要有一个合理的平衡点。只有保证新能源装机容量、配套储能容量及消纳利用率维持在合理平衡范围之内，才能促进新能源健康、可持续发展。

泛储能各类灵活调峰资源

优缺点分析

新型电力系统下，各类灵活调峰资源将扮演安全保障的重要角色。提高系统灵活调节能力可以从电源侧、电网侧和用户侧多方面着手，甚至是跨领域在整个互联能源系统的全维度内寻找低成本、高效率的灵活调峰资源，这里再次强调泛储能的概念。下面对几类目前可以大规模工程化应用的灵活调峰资源的优缺点进行分析。

抽水蓄能/各种类型新型储能电站

抽水蓄能及各类新型储能设施均属于“无源型电源”，其对于提高电力系统电源调节能力主要体现在两方面：一是通过自身的充电、发电实现错峰搬运新能源电量，直接减少新能源弃电；二是通过减少火电开机降低全网火电最小出力与发电量，间接为新能源释放发电市场空间。但在新能源比重高到一定程度后，目前日内调节型的抽水蓄能及各类新型储能均存在随着储能容量增加、调峰边际效益递减的现象。另外，抽水蓄能还存在一个投资大、建设周期长、市场机会把握敏感度差的问题。

虚拟调峰电厂

虚拟调峰电厂主要是基于灵活性负荷需求侧的创新管理模式，其主要通过信息控制技术，将海量的灵活电力资源（受控负荷、分布式清洁电源、储能等）聚合成一个整体，拓展电力系统灵活资源的来源，作为一个特别的“调峰电厂”参与电力系统运行，可发挥与常规电厂等效的调峰等功能。目前，国内已有部分省份初步构建虚拟调峰电厂，冀北电网通过接入蓄热式电锅炉、可调节工商业等11类资源，构建虚拟调峰电厂容量约16万千瓦，可调容量约4万千瓦；上海电网开展“虚拟电厂”规模化“填谷”响应，实现单次最大提升负荷34.03万千瓦。虚拟电厂最大的优势在于充分利用存量的可中断负荷，基本没有一次设备投入，主要投入在于二次的通信及自动化控制，投资少、见效快，市场机会把握灵敏。主要缺点在于电力用户的主营业务对其用电负荷可调节空间、时间的限制较大，参与虚拟电厂的收益率过低影响用户参与意愿，收益率过高影响虚拟电厂的市场竞争力。

燃气调峰电站

燃气调峰电站发电具备的快速功率响应、高效燃烧释放能量等优点，使其在电力负荷尖峰时刻能够承担电力保供作用，是很好的调峰电源。但受到天然气气源的限制，我国天然气储备量较少，很大程度依赖进口，一方面影响能源独立性；另一方面导致天然气价格较高，使天然气发电调峰还不能够大范围推广。

提高火电灵活性

目前，煤电仍以占比不到五成的装机，生产了约六成的电量，支撑了超七成的高峰负荷需求，在相当长的一段时间内，煤电既要发挥供电兜底保障作用，又要不断减少自身碳排放水平，还要提升自身灵活性，辅助高比例新能源健康发展。

2021年10月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，设置了煤电“三改联动”的时间表和路线图。“三改联动”就是针对煤电机组进行的三种技术改造：节能降碳改造是为了让煤电机组降低度电煤耗和二氧化碳排放；供热改造是为了实现对低效率、高排放的分散小锅炉的替代；灵活性改造是为了新能源消纳释放更多的电量空间，并帮助电网安全稳定运行。其中“十四五”期间计划完成煤电灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000万~4000万千瓦。

煤电灵活性改造的主要优势在于成本相对各类电储能设施而言较低，容量大、调节周期长，除调峰作用外仍能保留备用、调频、调压等必要的辅助服务功能。主要缺点在于即便经过节能降碳改造仍然存在一定的碳排放，如果额外引入碳捕获利用与封存技术（CCUS）彻底解决碳排放问题，成本又过于高昂。

现阶段各类灵活调峰资源

合理利用次序及市场化建议

基于上述对当前电力系统内的灵活性调峰电源的优缺点进行分析，最终总结出现阶段各类灵活性调峰资源的合理利用顺序如图所示。

这个合理利用次序是基于不同灵活调峰资源的成本排序给出的，其目标是以最低社会成本消纳新能源。而在这些建设灵活调峰资源的正向措施外，还应该同步考虑新能源合理弃电的反向措施。正反向措施都可以放在降低社会成本这个大目标下一并考量，而最好的自然平衡的办法就是建立一个合理的市场化体系，让市场在资源配置中起决定性作用。

这里强调的完善市场体系，至少应该包含电能量市场、辅助服务市场、容量市场这三方面最重要的市场。电能量市场包含中长期电力市场及现货市场，其主要目的是通过市场价格信号引导并平衡电能量的供需关系。容量市场的主要目的是通过价格信号引导中长期调峰电源等基础设施的发展建设，解决比如抽水蓄能、火电灵活性改造等调峰资源的合理建设规模及成本疏导问题。调峰辅助服务市场起源于中国电力市场刚刚起步，远未成体系而电网调峰矛盾又迫在眉睫的特定历史时期，以一种特殊的市场形式解决了计划到完善市场间过渡期的一些尖锐矛盾。随着未来电力现货市场、容量市场的建设，调峰辅助服务市场可以考虑在适当时机退出历史舞台，以解决目前现货市场与调峰辅助服务市场一些很难协调的问题，辅助服务市场体系也将回归主要维护新型电力系统安全运行的本质目标。

远景展望

2030年实现碳达峰目标前的现阶段，新型电力系统建设仍要围绕成熟的、规模化的工程项目开展。几年内尚不足以由量变引发质变。从中长期来看，要真正实现2060年碳中和目标，必然要依靠革命意义的技术突破且实现规模化、工程化的低成本应用；必然要解决长周期、大容量、低成本的清洁储能问题。目前来看，值得关注的技术路线包括但不限于：基于清洁能源制氢再转化为方便储存运输的甲醇、液氨等液体燃料；受控核聚变；电化学储能等技术出现革命性技术突破，能够实现超大规模、超低成本制造与应用。