新型电力系统调节能力提升及政策研究
董博 李艺
（中国电力企业联合会）
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，为新能源更大规模发展创造条件。本报告基于对新型电力系统内涵特征的研究基础，梳理了电力系统调节能力发展情况及目前存在的问题，研判了未来调节能力需求，分析了各类调节资源特性及适用场景，从电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧以及政策机制方面分别研究了调节能力提升路径，并提出了政策建议。
一、新型电力系统内涵及系统调节能力
新型电力系统是在传统电力系统基础上，顺应碳达峰碳中和要求的系统高级形态，是以新能源发电为主体，以多元协调、广域互联的灵活性资源为支撑，以交直混联和微电网并存的电网为枢纽，应用先进电力电子技术与新一代数字信息技术，依托统一电力市场，实现能源资源大范围优化配置的基础平台。新型电力系统具有绿色低碳、柔性灵活、互动融合、智能高效、安全稳定的显著特征。
系统调节能力是指电力系统能够可靠且经济有效地应对供需平衡动态变化，确保电力系统瞬时稳定及供电安全的能力。提升系统调节能力能够推动源网荷储（电源、电网、负荷、储能）一体化发展，促进新能源高比例开发和大规模消纳，是体现新型电力系统柔性灵活特性的关键指标。
二、系统调节能力基本情况及存在问题
（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、具有日及以上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2020年底，全国灵活调节电源装机占比18.5%。
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2020年底，我国跨省跨区送电能力达到2.9亿千瓦，已建成“十四交十六直”30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，国家电网经营区累计实现削峰响应1853万千瓦，填谷响应1925万千瓦；南方电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11个省市风电、太阳能发电利用率达到100%，27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
一是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。
二是新能源配置储能政策存在诸多问题。地方出台“一刀切”强配储能政策，已建项目利用率不高，仅为22%；储能成本全部由新能源企业承担，影响经济效益；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；储能技术标准和规范体系有待完善。
三是辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理。辅助服务补偿费用偏低，2018年我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的0.83%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%；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；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。
四是提升系统调节能力的电价机制尚未形成。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；目前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；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。
三、系统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，常规电源将逐步转变为调节性和保障性电源。预计2025年，灵活调节电源占比将达到24%左右。远期看，构建新型电力系统，对调节能力的需求将更大。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，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、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）适用场景分析
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，可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。
四、系统调节能力提升路径
（一）电源侧提升路径
持续推进煤电灵活性改造制造，煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高，虽然煤电深度调峰运行煤耗升高，但增加新能源消纳后，综合供电煤耗显著下降。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。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。因地制宜发展天然气调峰电站，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。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；利用好新能源自身调节能力，多途径提升其并网友好性。
（二）电网侧提升路径
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，预计到2025年，“西电东送”能力达到3.6亿千瓦左右。加强送受端省份对接协作，优化运行方式，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。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。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
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。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。因地制宜发展电供暖、电制氢、电转气等灵活性负荷，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）储能侧提升路径
根据系统需要，多元化推进储能技术研发与应用。优化储能布局场景，合理选择储能技术类型，与各类电源协同发展。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
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。探索建立容量成本回收机制，随着市场化深入，尽早谋划建设容量市场，探索适应我国资源禀赋和市场化改革的容量市场机制。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。
五、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变化，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，煤电的备用容量作为安全可靠的保障电源，要合理体现其容量价值；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。
五是加强技术攻关和管理创新，充分释放系统各环节调节能力。优化煤电灵活性改造技术路线，确保机组安全经济运行；加快可变速抽水蓄能机组、风机变速控制、光伏逆变器、新型储能、绿氢制取应用、双向互动智能充放电等关键技术攻关；创新管理模式，鼓励能源企业优先租赁共享储能设施，加快建立适合虚拟电厂、负荷聚合商等新兴主体的管理规则和商业模式，充分释放系统各环节调节能力。
