新型電力系統調節能力提升及政策研究

　　當前，我國正在加快規劃建設新型能源體系。系統調節能力是指電力系統能夠可靠且經濟有效地應對供需平衡動態變化，確保電力系統瞬時穩定及供電安全的能力。電力系統新能源占比不斷提高，由于新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性特征，其并網后會對電力系統產生多種影響。因此，系統調節能力是影響新能源發展與消納的關鍵，也是保障系統安全運行、夯實新型電力系統基礎的核心及關鍵環節。當前，我國迫切需要完善相關政策機制，整合各類調節資源，為更大規模新能源發展創造條件。

　　為深入貫徹落實黨中央、國務院關于構建新型電力系統的決策部署，保障電力系統安全穩定運行，推進能源電力清潔低碳轉型，中電聯組織完成了《新型電力系統調節能力提升及政策研究》報告，供政府有關部門決策參考。

系統調節能力情況及問題基本情況

　　基本情況

　　電源側靈活調節能力持續提升。電源側調節能力主要包括靈活調節煤電、具有日調節能力的大中型水電、抽水蓄能、調峰氣電、新型儲能等。截至2021年底，全國靈活調節電源裝機占比約17%。其中，抽水蓄能方面，我國已建和在建裝機規模均居世界首位;靈活調節煤電方面，發電企業積極推進煤電機組靈活性改造制造工作，新投產煤電機組調節能力進一步提高;新型儲能方面，以電化學儲能為代表的儲能技術持續快速發展，度電成本穩步下降。

　　電網跨省跨區輸電通道加快建設，為大范圍系統調節創造了條件。截至2021年底，我國跨省跨區送電能力達到3億千瓦以上，已建成“十五交十八直”33項特高壓工程。

　　電力需求側管理作用彰顯，響應能力不斷提高。“十三五”期間，國網經營區累計實現削峰響應1853萬千瓦，填谷響應1925萬千瓦;南網通過簽訂可中斷協議，實現需求響應共計570萬千瓦。

　　新能源得到高效利用，棄電率控制在合理水平。2021年，全國有28個省區的風電、太陽能發電利用率在95%以上。新能源棄電率2.7%，比“十三五”初期下降13個百分點。

　　相關政策情況

　　電源側調節能力方面，政府相關主管部門分別就加快煤電靈活性改造制造，加快抽水蓄能電站建設，合理布局天然氣調峰氣電，積極支持太陽能熱發電提出實施方案、規劃或意見等正式文件。

　　電網建設方面，《國家發展改革委國家能源局關于提升電力系統調節能力的指導意見》、“十四五”規劃、《“十四五”現代能源體系規劃》分別就加強源網協調發展，推進跨省跨區輸電通道建設，加快配電網改造升級等工作提出具體指導意見。

　　用戶側靈活性方面，《2030年前碳達峰行動方案》和《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》均支持發展用戶側可調節資源，鼓勵各類靈活性資源主體參與電力市場交易和系統運行調節。

　　新能源配置儲能方面，國家發展改革委、國家能源局《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》提出，配建調峰能力的新能源項目優先并網。自2020年至今，據統計，我國出臺38個地區、71條新能源配儲能相關政策。在新能源配儲能具體要求方面，新能源配置儲能的比例大概在5%～20%。

　　市場機制方面，我國圍繞進一步完善抽水蓄能價格機制，加快新型儲能市場化步伐，進一步完善分時電價機制，深化電力輔助服務市場機制以及完善電力需求響應機制，陸續出臺了《國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》《國家發展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知》等相關政策文件。

　　存在問題

　　系統調節能力難以適應更大規模新能源發展需要。“十三五”期間，新能源裝機占比從11.3%提升至24.3%，提升了13個百分點;而抽水蓄能、調峰氣電等傳統調節電源占比一直維持在6%左右。比較而言，歐美等國家地區靈活電源比重較高，美國、西班牙靈活電源占比分別為49%、34%，靈活調節電源分別是新能源的8.5倍和1.5倍。“十四五”期間部分省區已批復新能源規模較大，遠超系統消納能力。沙漠、戈壁、荒漠大型風光基地已陸續開工建設，但配套煤電靈活性改造、新型儲能等未落實到具體項目，建設時序仍不明確。

　　新能源配儲能政策存在諸多問題。一是地方出臺“一刀切”強配儲能政策，已建項目利用率不高，僅為26%;二是儲能成本全部由新能源企業承擔，影響經濟效益;三是電化學儲能安全問題頻發，設備性能有待提高，安全管理有待加強;四是儲能技術標準和規范體系有待完善。

　　輔助服務補償力度小、補償機制不合理。一是輔助服務補償費用偏低，現階段我國輔助服務補償費用僅占上網電費總額的1.5%，低于美國PJM市場的2.5%、英國的8%;二是輔助服務參與主體不全，尚未對虛擬電廠等新興服務品種進行整體規劃;三是成本向用戶側疏導不暢，輔助服務費用主要由發電企業分攤，無法將成本壓力傳導到用戶。

　　提升系統調節能力的電價機制尚未形成。一是抽水蓄能的電價疏導需盡快出臺實施細則，明確資本金核定、容量電費分攤等問題;二是尚未形成促進新型儲能發展的價格機制，電網側替代性儲能電價政策尚處于研究探索階段;三是負荷側資源主動參與調節積極性不高，通過價格信號調動需求側資源的機制還未形成。

調節能力需求及調節措施適用場景

　　調節能力需求

　　未來電力系統調節能力需求逐步攀升，并呈現不同時空尺度特性。“十四五”時期，新能源占比逐漸提高，煤電逐步向基礎保障性和系統調節性電源轉型。根據《“十四五”現代能源體系規劃》，2025年靈活調節電源占比達到24%左右。

　　遠期看，構建新型電力系統，新能源成為主體電源之后，其季節性出力特性受天氣影響大，對調節能力的需求將更大，特別是對小時級以上的調節需求將更加突出。需要挖掘源網荷儲各環節的能力，要利用好可中斷負荷、虛擬電廠、跨省跨區交易等調節手段，推進電動汽車、遠期的長周期新型儲能、氫儲能的利用。

　　從需求類型看，系統調節能力體現為向下調節需求和向上調節需求。從時間尺度看，系統調節能力的需求可分為短期調節需求(秒級到數小時)、中期調節需求(數小時到數日)、長期調節需求(數日到數月)。短期調節需求包括提高電能質量、一次調頻、平滑新能源出力、無功支撐等;中期調節需求包括跟蹤出力計劃、二次調頻、日內削峰填谷、提供系統備用等;長期調節需求包括長期需求側響應、季節性調峰等。

　　調節電源特性

　　系統調節電源主要包括煤電靈活性改造、調峰氣電、有調節能力的水電、抽水蓄能和電化學儲能等，未來還將包括壓縮空氣儲能、氫儲能和合成燃料儲能等。不同調節電源在性能、成本和配置要求等方面存在差異，需要綜合考慮各類調節電源特點和應用場景需求，因地制宜合理配置。

　　適用場景

　　針對新能源大規模發展帶來的超短期、短期調節需求，為提高新能源頻率響應特性和短期調節能力，在集中式新能源場站配置一定比例儲能，主要選擇能夠快速響應新能源波動的電化學儲能。

　　針對新能源更大規模發展帶來的日內、周調節需求，應通過抽水蓄能電站、靈活煤電、可調節水電以及未來布局氫能等措施，進一步提升系統調節能力。

調節能力提升路徑

　　電源側提升路徑

　　一是持續推進煤電靈活性改造制造，提升煤電支撐保障能力。煤電靈活性改造技術成熟、綜合能效高，煤電深度調峰運行煤耗升高，但考慮增加新能源消納后的綜合供電煤耗顯著下降，對于我國國情而言，煤電靈活性改造是提高系統調節能力的現實選擇。且國內外運行經驗表明，煤電靈活性改造技術可行。經濟性上，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500元～1500元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統調節手段。因此，我國要加強規劃引導，有序安排煤電機組靈活性改造項目。

　　二是加快抽水蓄能電站建設及改造。推動已開工的項目盡快投產運行，盡早發揮作用;因地制宜，建設中小型抽水蓄能電站;對具備條件的水電站進行抽水蓄能改造。

　　三是發揮流域水電集群效益。通過聯合調度，利用好梯級電站水能資源，形成梯級電站大型儲能項目，實現水電與新能源多能互補運行。

　　四是因地制宜發展天然氣調峰電站。建設調峰氣電，同時鼓勵熱電聯產氣電開展靈活性改造，進一步提升調節能力。

　　五是引導新能源積極主動參與系統調節。綜合考慮技術經濟性，合理確定新能源利用率目標;利用好其自身調節能力，多途徑提升新能源并網友好性。

　　電網側提升路徑

　　一是規劃建設跨省跨區輸電通道，提升資源大范圍優化配置能力。預計2025年,“西電東送”能力達到3.6億千瓦以上。

　　二是加強送受端省份對接協作，優化運行方式，發揮大電網互聯綜合效益。充分利用鄰近省區調節能力，提升地區整體的新能源消納水平;建立送受端地區協作機制，最大程度發揮遠距離大規模送電的效率效益。

　　三是加快配電網改造和智能化升級。滿足分布式電源、電動汽車充電設施、新型儲能、數據中心等多元化負荷的靈活接入，推進新能源就地開發、就近消納。

　　四是優化調度運行機制，共享儲能資源?；?ldquo;低碳、高效、經濟”的原則，構建多層次智能電力系統調度體系，電網統一調度“共享儲能”，實現儲能在不同場站間共享使用。

　　負荷側提升路徑

　　一是挖掘需求側響應能力。著力提升大工業高載能負荷靈活性，引導用戶優化用電負荷，增強電網應急調節能力。這對緩解電力供需矛盾，保障系統安全運行也具有重要意義。

　　二是引導電動汽車有序充放電。利用現代信息技術和價格手段，推動電動汽車參與電力系統調節。

　　三是發展多元靈活性負荷。因地制宜發展電供暖、電制氫、電轉氣等多元負荷，在新能源富集地區，鼓勵熱泵供熱、電制氫、電制甲烷等靈活用電負荷，主動參與系統運行，減少系統峰谷差，從而提升新能源消納能力。

　　新型儲能提升路徑

　　一是根據系統需要，多元化推進儲能技術研發與應用。新型電力系統中的儲能系統需要具備大容量、長周期、響應迅速、多層次支撐等多種功能，能夠根據系統需要，及時平衡系統功率波動，同時通過電網調節策略，實現電力系統安全經濟運行。任何一種儲能技術電站都具有其優缺點，這就決定了單一儲能技術無法滿足電力系統需求的多樣性，應多元化推進儲能技術研發與應用。

　　二是優化儲能布局場景，合理選擇儲能技術類型。統籌考慮系統需要，合理規劃設計儲能布局。在新能源場站側，按需求合理配置新型儲能設施。在火電廠合理配置儲能，提升常規電源調節能力。應用場景的多樣性決定了應合理選擇儲能技術類別，發揮各類儲能優勢，滿足不同的系統需求。

　　三是積極探索新的商業模式，推動獨立儲能發揮調節作用。獨立儲能技術優勢明顯，應進一步完善政策機制，發揮獨立儲能效益。

　　政策機制提升路徑

　　一是健全電力輔助服務市場機制。我國可再生能源消納較為困難的區域，應適當增加爬坡類、系統慣性等交易品種，滿足系統不同時段的靈活需求;完善輔助服務補償機制，加大補償力度，激勵各方積極參與，有效引導企業提升系統調節能力。

　　已形成成熟的電力現貨市場的國家，并未針對調峰輔助服務設置單獨的補償，主要是采取現貨市場的邊際價格出清機制，通過不同時段的價格信號，來引導市場成員在高峰和低谷時段調整出力，在經濟上體現了“誰受益、誰補償”的原則。我國電力現貨市場剛剛起步，市場化機制較為復雜，尚需較長的建設時間，且試點工作中未將調峰輔助服務作為市場組成部分，短期無法依靠現貨市場全面反映系統運行成本，仍需完善輔助服務補償機制，加大補償力度，有效引導企業提升系統調節能力。

　　二是探索建立容量成本回收機制。隨著市場化深入，應盡早布局謀劃建設容量市場，探索適應我國資源稟賦和市場化改革的容量市場機制。

　　三是完善“新能源+儲能”配置政策。科學確定新能源配置儲能的合理比例，優化儲能布局，推廣共享儲能，有效提升儲能設施的利用率。加快構建獨立儲能企業和新能源發電企業或用戶之間的市場化交易機制，推動共享儲能商業化發展。

　　有關建議

　　一是強化規劃引領，統籌推進新能源發展與系統調節能力建設。因地制宜，科學制定各地區新能源合理利用率目標;規范新能源項目開發機制，促進新能源資源配置與調節能力、成本控制相結合;建立新能源開發與配套電網建設協調推進機制，確保新能源能建盡建、能并盡并、能發盡發，促進大范圍資源優化配置。

　　二是完善電力輔助服務市場機制，合理分攤疏導系統性成本。加大有償調峰補償力度，根據煤電在系統中的作用，系統推進煤電靈活性改造、制造;盡快明確可中斷負荷、虛擬電廠等輔助服務市場主體地位和準入條件;構建成本疏導機制，豐富交易品種，不斷完善輔助服務市場建設。

　　三是持續推進電價改革，充分釋放各類資源調節潛力。探索建立容量成本回收機制，合理體現容量價值;完善需求側電價政策，激發需求側資源參與系統調節的潛力;出臺并完善面向新型儲能的電價政策及市場化機制。

　　四是打破省間壁壘，構建多層次協同、基礎功能健全的電力市場體系。規范統一市場交易規則，破除電力交易地域界限，提高大范圍資源配置效率;加快建設適應新能源消納的電力現貨市場;建立健全適應多元主體參與的體制機制。

　　五是加強技術攻關，保障電力供應安全。優化煤電靈活性改造技術路線，確保機組安全經濟運行;完善儲能各環節技術標準，規范產業鏈管理，推動各類儲能技術應用和試點示范;加快關鍵技術突破創新，解決技術“卡脖子”問題。

　　作者：中國電力企業聯合會

　　課題組組長：楊昆

　　成員單位：理事長、有關副理事長單位

　　主筆人：張琳、董博、李藝、張晶杰、李碩

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2022年12期，作者：中國電力企業聯合會

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