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支撐高比例新能源并網、提高大電網運行安全性和可靠性，電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力至關重要，直接關系著電力系統(tǒng)平衡安全全局、決定新能源消納利用水平。
靈活性資源廣泛存在于電力系統(tǒng)源網荷各個環(huán)節(jié)，目前以電源側供應為主體，需求側和電網側潛力尚未真正有效發(fā)揮。本文在分析當前靈活性資源面臨問題與挑戰(zhàn)基礎上，結合相關電力規(guī)劃初步研究，對“十四五”期間電力系統(tǒng)靈活性資源供需情況開展分析，并提出了系統(tǒng)靈活性提升措施建議。
一是電源側靈活資源潛力挖掘不足，常規(guī)火電改造推進滯后，抽蓄等靈活調節(jié)電源建設緩慢，清潔能源可提供靈活性資源不確定性強，導致靈活性資源供應結構問題突出。
火電靈活性改造進度遲緩，嚴重滯后規(guī)劃規(guī)模。截至2019年底“三北”地區(qū)火電靈活性改造規(guī)模5775萬千瓦，僅完成電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃目標28%左右。受近兩年來新能源棄能限電情況好轉影響，火電靈活性改造后參與輔助服務市場邊際收益不斷下降，影響火電企業(yè)改造積極性；另一方面隨著國家連續(xù)兩年下調電價水平，降價壓力進一步傳導到發(fā)電側上網環(huán)節(jié)，同時受電煤價格波動影響，煤電企業(yè)生存壓力加劇，推動靈活性改造動力不足。
燃氣發(fā)電以熱電聯(lián)產為主，調節(jié)能力有限。截至2019年底，我國氣電規(guī)模9022萬千瓦，熱電聯(lián)產機組占比70%以上，調節(jié)能力僅為額定容量10%-15%。我國70%氣電布局在“三華”地區(qū)，其中華北地區(qū)以熱電聯(lián)產為主，實行“以熱定電”運行方式，華中、華東地區(qū)氣電發(fā)展早期以調峰為主，后期為滿足工業(yè)熱負荷需求，熱電聯(lián)產規(guī)模快速提升，同時夏季工況還存在明顯出力受阻問題。
可調節(jié)水電比重低，調節(jié)能力受豐枯期影響大，流域梯級水電開發(fā)建設不協(xié)同。我國具有調節(jié)能力水電裝機規(guī)模小、比重低，水電調節(jié)能力受來水情況制約，存在明顯豐枯季差異，且梯級水電開發(fā)中龍頭水電站建設緩慢，流域綜合調節(jié)性能差。以四川為例，具有季、年調節(jié)能力水庫電站裝機僅占水電總裝機的36%，枯期調節(jié)能力較強，但豐期基本滿發(fā)，調節(jié)空間很小。同時水電站需考慮防洪、灌溉和航運需求，“以水定電”導致實際可發(fā)揮調節(jié)能力不如預期。
抽水蓄能電站存在成本疏導和生態(tài)環(huán)境風險。新修訂《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確提出抽水蓄能電站等不得計入輸配電定價成本，依托現(xiàn)有兩部制電價，可能面臨電費結算風險。此外，目前我國部分抽水蓄能規(guī)劃站點落在有關省份劃定生態(tài)紅線區(qū)內，存在重大環(huán)境敏感制約因素，直接影響項目可行性和核準工作進展。
核電尚不具備日跟蹤調節(jié)能力。我國核電機組承擔基荷，正常情況下一般保持額定功率運行，在節(jié)假日、惡劣天氣等特殊時段，調控機構依據并網調度協(xié)議安排核電機組停機或降功率運行配合電網調峰，但從技術標準、操作規(guī)范、運行經驗等方面，國內核電還無法廣泛頻繁參與系統(tǒng)調峰，參與調峰頻次及深度仍不能完全滿足電網需要。
二是需求側靈活性資源潛在類型多，但受價格、激勵機制、基礎設施約束，實施規(guī)模偏小，實現(xiàn)方式相對單一。
目前以有序用電實現(xiàn)“削峰”為主要應用方式，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定時段，轉移負荷“填谷”能力不足。實時電價機制尚未建立，現(xiàn)行峰谷電價存在價差和峰谷時段劃分調整不及時等問題，難以充分引導用電行為。同時，智能傳感器等需求側響應基礎設施仍未全面普及，“虛擬電廠”等新型用能和調節(jié)方式尚處于試點示范階段。
三是電網側靈活性資源種類少、技術要求高，主要集中在跨區(qū)直流通道運行曲線靈活性方面。
特高壓直流通道運行曲線多采用分高峰―低谷的二段式，一定程度上參與受端區(qū)域調峰，但調節(jié)頻次和幅度基本固定，且基本不考慮送端調峰需求。隨著特高壓直流通道輸送風光等新能源電量訴求上升，傳統(tǒng)兩段式運行曲線不能夠有效實現(xiàn)跟隨送端配套新能源特性。
面向“十四五”，新能源規(guī)模快速增長和負荷峰谷差持續(xù)拉大成為趨勢，將進一步提高系統(tǒng)靈活性資源需求。本文結合電力發(fā)展規(guī)劃初步研究成果，對國網經營區(qū)“十四五”靈活性資源供需特點進行整體性分析，認為主要有以下四方面特點:
特點1：“十四五”末國網經營區(qū)靈活性資源需求仍以負荷峰谷差調峰需求為主，約占三分之二，同時新能源調峰需要快速增長。隨著新能源規(guī)?？焖僭鲩L和用電結構深刻調整，“十四五”期間國網經營區(qū)靈活性資源需求仍將持續(xù)增長，5%新能源棄電率控制目標下，2025年比2020年增長40%以上。同時，河北南網、山東等地區(qū)已經出現(xiàn)因午間光伏大發(fā)，導致晚高峰時段平衡壓力加劇，新能源帶來的調節(jié)需求在負荷午夜低谷時段與光伏出力快速下降的午后時段并存。
特點2：分地區(qū)來看，新能源調峰需求占系統(tǒng)總調峰需求比重跟區(qū)域新能源裝機規(guī)模和出力特性緊密關聯(lián)，西北區(qū)域最大，達到28%，西南地區(qū)最小，占比為2%，其他區(qū)域大體相當，在14%~18%之間；負荷峰谷差調峰需求占系統(tǒng)調峰需求比重跟區(qū)域負荷特性和體量緊密關聯(lián)，華東區(qū)域最大，達到32%，華中、華北受端為18%左右，西南地區(qū)在10%。
特點3：“十四五”末國網經營區(qū)靈活性資源供應與需求基本保持平衡，煤電仍是最重要的靈活性資源供應主體。考慮火電靈活性改造目標完成，2025年煤電提供的靈活性資源規(guī)模占比超過50%，抽水蓄能和儲能快速發(fā)展，提供靈活性資源占比接近四分之一。分地區(qū)來看，煤電靈活性資源占地區(qū)靈活性資源總供應量比重方面，西北、華北送端地區(qū)最高，均達到70%以上，西南以水電為主電源結構下比重最低，僅為21%；抽水蓄能和儲能等靈活性資源占地區(qū)靈活性資源總供應量比重方面，與抽水蓄能建設布局匹配，華中、東北地區(qū)均超過30%，西南最低，僅為7%。
特點4：從“十四五”靈活性資源供應能力增量看，抽水蓄能和儲能占比最高，達到49%。國網經營區(qū)“十四五”期間靈活性資源供應能力增加2.1億千瓦，以抽水蓄能和儲能等類型靈活性資源供應能力增加占比最高。分地區(qū)來看，“三華”地區(qū)和西北地區(qū)是靈活性資源增量集中區(qū)域，其中華東地區(qū)靈活性資源供應能力增加最多，占29.4%。
3、提高“十四五”電力系統(tǒng)靈活性關鍵舉措
面向“十四五”，為實現(xiàn)靈活性資源與新能源和傳統(tǒng)電源的協(xié)調發(fā)展，應“注重電源側挖潛，推動需求側破局，擴展電網側形式，同時結合電力市場建設進程，構建完善的市場交易和激勵機制”，具體來看，可采取以下措施：
優(yōu)先挖掘存量靈活性資源潛力，加快推動火電靈活性改造、需求側響應、新能源合理棄電、通道靈活運行等見效快、成本低、影響范圍廣的措施。
一是提高火電靈活性改造盈利穩(wěn)定性預期，因地制宜加快改造工作進展。針對目前火電企業(yè)缺乏改造積極性現(xiàn)狀，應增強政策公平性和長遠預期，按照“誰調峰、誰受益，誰改造、誰獲利”的原則，充分考慮不同區(qū)域、不同類別機組，以及改造投入、運營成本等綜合因素，建立健全調峰輔助服務市場和激勵機制，探索通過財政補助、稅收優(yōu)惠等政策措施疏導改造成本、對靈活性改造機組給予額外發(fā)電小時數(shù)補償?shù)龋岣哂€(wěn)定性預期。
二是構建精細化、市場化、專業(yè)化和智能化需求側資源利用體系。目前需求側資源調用方式以有序用電為主，多采用電話通知等傳統(tǒng)方式，“十四五”期間應結合泛在物聯(lián)網建設和綜合能源服務業(yè)務，加快用戶側關鍵環(huán)節(jié)信息交互設備部署，有序開展用戶側資源的挖掘、開發(fā)、聚合、交易等業(yè)務，實現(xiàn)需求側資源自動化和智能化調用。根據需求側資源特性，有針對性地進行需求側資源分類改造，豐富完善適應用戶意愿的、精準的激勵機制，實現(xiàn)雙向柔性友好互動，注重創(chuàng)新商業(yè)模式。
三是探索新能源參與系統(tǒng)調節(jié)方式，樹立新能源合理利用率理念。新能源尖峰電量出現(xiàn)概率低、持續(xù)時間短，全額消納需付出額外成本，降低系統(tǒng)整體經濟性。應綜合考慮不同系統(tǒng)特點及新能源消納的邊際成本和效益，以全社會電力供應總成本最低為目標構建新能源合理利用率管控體系。
四是提高跨區(qū)輸電通道運行方式靈活性，打破省間交易壁壘，通過市場化手段實現(xiàn)省間和區(qū)域間調峰能力互濟?？蛇M一步探索直流輸電通道多階梯運行、隨新能源波動等靈活運行方式，并同步建立跨省跨區(qū)調峰輔助服務交易機制，提高靈活性資源優(yōu)化配置能力。
對增量靈活調節(jié)電源，應注重全局統(tǒng)籌規(guī)劃，實現(xiàn)規(guī)模、結構和布局的綜合優(yōu)化，探索建立靈活性資源容量市場機制。
一是煤電方面，明確煤電在電力系統(tǒng)靈活性資源中的“壓艙石”定位，通過市場機制解決利用小時數(shù)逐步下降帶來的財務生存問題?！笆奈濉逼陂g，煤電承擔調峰作用仍不可或缺，不宜輕言退出，為保障“十四五”電力平衡和調峰平衡，應積極探索建立容量市場等機制，有效助推煤電由電量主體向容量主體過渡。
二是水電方面，發(fā)揮龍頭水電作用、優(yōu)化流域梯級水電聯(lián)合調度。龍頭水電調節(jié)能力強，但開發(fā)難度大，投資回報低，開發(fā)滯后，導致前期開發(fā)的下游水電站調節(jié)性能發(fā)揮不足，汛枯期發(fā)電量相差巨大。我國水庫大壩數(shù)量居世界第一，但水庫庫容僅為美國的三分之二，“十四五”應優(yōu)先建設龍頭水庫電站，加快白鶴灘、雙江口、兩河口等重大水電項目建設，探索流域上下游梯級電站優(yōu)化聯(lián)合調度模式和對龍頭水庫效益補償機制。
三是氣電方面，重視調峰氣電建設，減少新增熱電機組比例，完善調峰氣電價格激勵機制?？紤]我國氣源緊張和高對外依存度特點，“十四五”氣電發(fā)展應定位為調峰電源，重點布局在氣價承受能力較高的東中部地區(qū)和在新能源快速發(fā)展的西北地區(qū)。針對調峰氣電低利用小時數(shù)特點，通過容量市場和輔助服務市場保證氣電調峰的合理收益水平。
四是合理定位抽水蓄能和電化學儲能發(fā)展方向，將儲能納入電力與電網發(fā)展統(tǒng)籌規(guī)劃，推動協(xié)調發(fā)展。預計“十四五”期間，抽水蓄能造價、壽命和安全性等指標仍優(yōu)于電化學儲能，大容量系統(tǒng)級儲能應優(yōu)先發(fā)展抽水蓄能，電化學儲能更適合分散式、小規(guī)模應用，在城市負荷中心、微網等場景有應用優(yōu)勢。應統(tǒng)籌電網、抽水蓄能和電化學儲能發(fā)展，合理確定發(fā)展規(guī)模、設施布局、接入范圍和建設時序，納入電網發(fā)展規(guī)劃并滾動調整，引導抽水蓄能和電化學儲能合理布局、有序發(fā)展。
近中期來看，通過持續(xù)推動火電靈活性改造、推廣實施需求側響應、不斷呼吁新能源合理棄能、積極構建容量市場、調整跨區(qū)通道運行方式等措施來激發(fā)存量電力系統(tǒng)資源發(fā)揮靈活調節(jié)能力。
中遠期來看，通過提高并網標準推動新能源參與系統(tǒng)調節(jié)、加速龍頭水電站建設實現(xiàn)流域綜合優(yōu)化調度、優(yōu)化氣電發(fā)展結構促進調峰氣電布局建設、合理定位抽水蓄能和電化學儲能納入電力統(tǒng)一規(guī)劃，以此保障增量電力系統(tǒng)資源具備深度調節(jié)能力。
