新型电力系统调节能力提升及政策研究

　　当前，我国正在加快规划建设新型能源体系。电力系统新能源占比不断提高，由于新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征，系统的综合调节能力是影响新能源发展与消纳的关键，迫切需要完善相关政策机制，整合各类调节资源，为更大规模新能源发展创造条件。

　　为深入贯彻落实党中央、国务院关于构建新型电力系统的决策部署，保障电力系统安全稳定运行，推进能源电力清洁低碳转型，中电联组织完成了《新型电力系统调节能力提升及政策研究》报告，供政府有关部门决策参考。

　　一、系统调节能力情况及问题

　　（一）基本情况

　　电源侧灵活调节能力持续提升。电源侧调节能力主要包括灵活调节煤电、具有日调节能力的大中型水电、抽水蓄能、调峰气电、新型储能等。截至2021年底，全国灵活调节电源装机占比约17%。

　　电网跨省跨区输电通道加快建设，为大范围系统调节创造了条件。截至2021年底，我国跨省跨区送电能力达到3亿千瓦以上，已建成“十五交十八直”33项特高压工程。

　　电力需求侧管理作用彰显，响应能力不断提高。“十三五”期间，国网经营区累计实现削峰响应1853万千瓦，填谷响应1925万千瓦；南网通过签订可中断协议，实现需求响应共计570万千瓦。

　　新能源得到高效利用，弃电率控制在合理水平。2021年，全国有28个省区的风电、太阳能发电利用率在95%以上。新能源弃电率2.7%，比“十三五”初期下降13个百分点。

　　（二）存在问题

　　系统调节能力难以适应更大规模新能源发展需要。“十三五”期间，新能源装机占比从11.3%提升至24.3%，提升了13个百分点；而抽水蓄能、调峰气电等传统调节电源占比一直维持在6%左右。比较而言，欧美等国灵活电源比重较高，美国、西班牙灵活电源占比分别为49%、34%，灵活调节电源分别是新能源的8.5倍和1.5倍。

　　新能源配储能政策存在诸多问题。一是地方出台“一刀切”强配储能政策，已建项目利用率不高，仅为26%；二是储能成本全部由新能源企业承担，影响经济效益；三是电化学储能安全问题频发，设备性能有待提高，安全管理有待加强；四是储能技术标准和规范体系有待完善。

　　辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理。一是辅助服务补偿费用偏低，现阶段我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的1.5%，低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%；二是辅助服务参与主体不全，尚未对虚拟电厂等新兴服务品种进行整体规划；三是成本向用户侧疏导不畅，辅助服务费用主要由发电企业分摊，无法将成本压力传导到用户。

　　提升系统调节能力的电价机制尚未形成。一是抽水蓄能的电价疏导需尽快出台实施细则，明确资本金核定、容量电费分摊等问题；二是尚未形成促进新型储能发展的价格机制，电网侧替代性储能电价政策尚处于研究探索阶段；三是负荷侧资源主动参与调节积极性不高，通过价格信号调动需求侧资源的机制还未形成。

　　二、调节能力需求及调节措施适用场景

　　（一）调节能力需求

　　未来电力系统调节能力需求逐步攀升，并呈现不同时空尺度特性。“十四五”时期，新能源占比逐渐提高，煤电逐步向基础保障性和系统调节性电源转型。根据《“十四五”现代能源体系规划》，2025年灵活调节电源占比达到24%左右。

　　远期看，构建新型电力系统，新能源成为主体电源之后，其季节性出力特性受天气影响大，对调节能力的需求将更大，特别是对小时级以上的调节需求将更加突出。需要挖掘源网荷储各环节的能力，要利用好可中断负荷、虚拟电厂、跨省跨区交易等调节手段，推进电动汽车、远期的长周期新型储能、氢储能的利用。

　　（二）调节电源特性

　　系统调节电源主要包括煤电灵活性改造、调峰气电、有调节能力的水电、抽水蓄能和电化学储能等，未来还将包括压缩空气储能、氢储能和合成燃料储能等。不同调节电源在性能、成本和配置要求等方面存在差异，需要综合考虑各类调节电源特点和应用场景需求，因地制宜合理配置。

　　（三）适用场景

　　针对新能源大规模发展带来的超短期、短期调节需求，为提高新能源频率响应特性和短期调节能力，在集中式新能源场站配置一定比例储能，主要选择能够快速响应新能源波动的电化学储能。

　　针对新能源更大规模发展带来的日内、周调节需求，应通过抽水蓄能电站、灵活煤电、调节水电以及未来布局氢能等措施，进一步提升系统调节能力。

　　三、调节能力提升路径

　　（一）电源侧提升路径

　　一是持续推进煤电灵活性改造制造，提升煤电支撑保障能力。煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高，煤电深度调峰运行煤耗升高，但考虑增加新能源消纳后的综合供电煤耗显著下降，对于我国国情而言，煤电灵活性改造是提高系统调节能力的现实选择。

　　二是加快抽水蓄能电站建设及改造。推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用；因地制宜，建设中小型抽水蓄能电站；对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造。

　　三是发挥流域水电集群效益。通过联合调度，利用好梯级电站水能资源，形成梯级电站大型储能项目，实现水电与新能源多能互补运行。

　　四是因地制宜发展天然气调峰电站。建设调峰气电，同时鼓励热电联产气电开展灵活性改造，进一步提升调节能力。

　　五是引导新能源积极主动参与系统调节。综合考虑技术经济性，合理确定新能源利用率目标；利用好其自身调节能力，多途径提升新能源并网友好性。

　　（二）电网侧提升路径

　　一是规划建设跨省跨区输电通道，提升资源大范围优化配置能力。预计2025年,“西电东送”能力达到3.6亿千瓦以上。

　　二是加强送受端省份对接协作，优化运行方式，发挥大电网互联综合效益。充分利用邻近省区调节能力，提升地区整体的新能源消纳水平；建立送受端地区协作机制，最大程度发挥远距离大规模送电的效率效益。

　　三是加快配电网改造和智能化升级。满足分布式电源、电动汽车充电设施、新型储能、数据中心等多元化负荷的灵活接入，推进新能源就地开发、就近消纳。

　　四是优化调度运行机制，共享储能资源。基于“低碳、高效、经济”的原则，构建多层次智能电力系统调度体系，电网统一调度“共享储能”，实现储能在不同场站间共享使用。

　　（三）负荷侧提升路径

　　一是挖掘需求侧响应能力。着力提升大工业高载能负荷灵活性，引导用户优化用电负荷，增强电网应急调节能力。这对缓解电力供需矛盾，保障系统安全运行也具有重要意义。

　　二是引导电动汽车有序充放电。利用现代信息技术和价格手段，推动电动汽车参与电力系统调节。

　　三是发展多元灵活性负荷。因地制宜发展电供暖、电制氢、电转气等多元负荷，在新能源富集地区，鼓励热泵供热、电制氢、电制甲烷等灵活用电负荷，主动参与系统运行，减少系统峰谷差，从而提升新能源消纳能力。

　　（四）新型储能提升路径

　　一是根据系统需要，多元化推进储能技术研发与应用；二是优化储能布局场景，合理选择储能技术类型；三是积极探索新的商业模式，推动独立储能发挥调节作用。

　　（五）政策机制提升路径

　　一是健全电力辅助服务市场机制。适当增加爬坡类、系统惯性等交易品种，满足系统不同时段的灵活需求；完善辅助服务补偿机制，加大补偿力度，有效引导企业提升系统调节能力。

　　二是探索建立容量成本回收机制。随着市场化深入，应尽早布局谋划建设容量市场，探索适应我国资源禀赋和市场化改革的容量市场机制。

　　三是完善新能源+储能配置政策。科学确定新能源配置储能的合理比例，优化储能布局，推广共享储能，有效提升储能设施的利用率。

　　四、有关建议

　　一是强化规划引领，统筹推进新能源发展与系统调节能力建设。因地制宜，科学制定各地区新能源合理利用率目标；规范新能源项目开发机制，促进新能源资源配置与调节能力、成本控制相结合；建立新能源开发与配套电网建设协调推进机制，确保新能源能建尽建、能并尽并、能发尽发，促进大范围资源优化配置。

　　二是完善电力辅助服务市场机制，合理分摊疏导系统性成本。加大有偿调峰补偿力度，根据煤电在系统中的作用，系统推进煤电灵活性改造、制造；尽快明确可中断负荷、虚拟电厂等辅助服务市场主体地位和准入条件；构建成本疏导机制，丰富交易品种，不断完善辅助服务市场建设。

　　三是持续推进电价改革，充分释放各类资源调节潜力。探索建立容量成本回收机制，合理体现容量价值；完善需求侧电价政策，激发需求侧资源参与系统调节的潜力；出台并完善面向新型储能的电价政策及市场化机制。

　　四是打破省间壁垒，构建多层次协同、基础功能健全的电力市场体系。规范统一市场交易规则，破除电力交易地域界限，提高大范围资源配置效率；加快建设适应新能源消纳的电力现货市场；建立健全适应多元主体参与的体制机制。

　　五是加强技术攻关，保障电力供应安全。优化煤电灵活性改造技术路线，确保机组安全经济运行；完善储能各环节技术标准，规范产业链管理，推动各类储能技术应用和试点示范；加快关键技术突破创新，解决技术“卡脖子”问题。

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