當前，我國正在加快規(guī)劃建設新型能源體系。系統(tǒng)調節(jié)能力是指電力系統(tǒng)能夠可靠且經濟有效地應對供需平衡動態(tài)變化，確保電力系統(tǒng)瞬時穩(wěn)定及供電安全的能力。電力系統(tǒng)新能源占比不斷提高，由于新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、間歇性特征，其并網后會對電力系統(tǒng)產生多種影響。因此，系統(tǒng)調節(jié)能力是影響新能源發(fā)展與消納的關鍵，也是保障系統(tǒng)安全運行、夯實新型電力系統(tǒng)基礎的核心及關鍵環(huán)節(jié)。當前，我國迫切需要完善相關政策機制，整合各類調節(jié)資源，為更大規(guī)模新能源發(fā)展創(chuàng)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(tǒng)的決策部署，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)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(tǒng)調節(jié)能力提升及政策研究》報告，供政府有關部門決策參考。
系統(tǒng)調節(jié)能力情況及問題基本情況
基本情況
電源側靈活調節(jié)能力持續(xù)提升。電源側調節(jié)能力主要包括靈活調節(jié)煤電、具有日調節(jié)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(jié)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(guī)模均居世界首位;靈活調節(jié)煤電方面，發(fā)電企業(yè)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(jié)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(xù)快速發(fā)展，度電成本穩(wěn)步下降。
電網跨省跨區(qū)輸電通道加快建設，為大范圍系統(tǒng)調節(jié)創(chuàng)造了條件。截至2021年底，我國跨省跨區(qū)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(qū)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(qū)的風電、太陽能發(fā)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(jié)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(fā)電提出實施方案、規(guī)劃或意見等正式文件。
電網建設方面，《國家發(fā)展改革委國家能源局關于提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力的指導意見》、“十四五”規(guī)劃、《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》分別就加強源網協調發(fā)展，推進跨省跨區(qū)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(fā)展用戶側可調節(jié)資源，鼓勵各類靈活性資源主體參與電力市場交易和系統(tǒng)運行調節(jié)。
新能源配置儲能方面，國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》提出，配建調峰能力的新能源項目優(yōu)先并網。自2020年至今，據統(tǒng)計，我國出臺38個地區(qū)、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(xù)出臺了《國家發(fā)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(fā)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(tǒng)調節(jié)能力難以適應更大規(guī)模新能源發(fā)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(tǒng)調節(jié)電源占比一直維持在6%左右。比較而言，歐美等國家地區(qū)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(jié)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(qū)已批復新能源規(guī)模較大，遠超系統(tǒng)消納能力。沙漠、戈壁、荒漠大型風光基地已陸續(xù)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(yè)承擔，影響經濟效益;三是電化學儲能安全問題頻發(fā)，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(guī)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(guī)劃;三是成本向用戶側疏導不暢，輔助服務費用主要由發(fā)電企業(yè)分攤，無法將成本壓力傳導到用戶。
提升系統(tǒng)調節(jié)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(fā)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(jié)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(jié)能力需求及調節(jié)措施適用場景
調節(jié)能力需求
未來電力系統(tǒng)調節(jié)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(tǒng)調節(jié)性電源轉型。根據《“十四五”現代能源體系規(guī)劃》，2025年靈活調節(jié)電源占比達到24%左右。
遠期看，構建新型電力系統(tǒng)，新能源成為主體電源之后，其季節(jié)性出力特性受天氣影響大，對調節(jié)能力的需求將更大，特別是對小時級以上的調節(jié)需求將更加突出。需要挖掘源網荷儲各環(huán)節(jié)的能力，要利用好可中斷負荷、虛擬電廠、跨省跨區(qū)交易等調節(jié)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(tǒng)調節(jié)能力體現為向下調節(jié)需求和向上調節(jié)需求。從時間尺度看，系統(tǒng)調節(jié)能力的需求可分為短期調節(jié)需求(秒級到數小時)、中期調節(jié)需求(數小時到數日)、長期調節(jié)需求(數日到數月)。短期調節(jié)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(jié)需求包括跟蹤出力計劃、二次調頻、日內削峰填谷、提供系統(tǒng)備用等;長期調節(jié)需求包括長期需求側響應、季節(jié)性調峰等。
調節(jié)電源特性
系統(tǒng)調節(jié)電源主要包括煤電靈活性改造、調峰氣電、有調節(jié)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(jié)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(jié)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(guī)模發(fā)展帶來的超短期、短期調節(jié)需求，為提高新能源頻率響應特性和短期調節(jié)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(guī)模發(fā)展帶來的日內、周調節(jié)需求，應通過抽水蓄能電站、靈活煤電、可調節(jié)水電以及未來布局氫能等措施，進一步提升系統(tǒng)調節(jié)能力。
調節(jié)能力提升路徑
電源側提升路徑
一是持續(xù)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(tǒng)調節(jié)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(tǒng)調節(jié)手段。因此，我國要加強規(guī)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(fā)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(fā)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(fā)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(jié)能力。
五是引導新能源積極主動參與系統(tǒng)調節(jié)。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(jié)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(guī)劃建設跨省跨區(qū)輸電通道，提升資源大范圍優(yōu)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(yōu)化運行方式，發(fā)揮大電網互聯綜合效益。充分利用鄰近省區(qū)調節(jié)能力，提升地區(qū)整體的新能源消納水平;建立送受端地區(qū)協作機制，最大程度發(fā)揮遠距離大規(guī)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(fā)、就近消納。
四是優(yōu)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(tǒng)調度體系，電網統(tǒng)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(yè)高載能負荷靈活性，引導用戶優(yōu)化用電負荷，增強電網應急調節(jié)能力。這對緩解電力供需矛盾，保障系統(tǒng)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(tǒng)調節(jié)。
三是發(fā)展多元靈活性負荷。因地制宜發(fā)展電供暖、電制氫、電轉氣等多元負荷，在新能源富集地區(qū)，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(tǒng)運行，減少系統(tǒng)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(tǒng)需要，多元化推進儲能技術研發(fā)與應用。新型電力系統(tǒng)中的儲能系統(tǒng)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(tǒng)需要，及時平衡系統(tǒng)功率波動，同時通過電網調節(jié)策略，實現電力系統(tǒng)安全經濟運行。任何一種儲能技術電站都具有其優(yōu)缺點，這就決定了單一儲能技術無法滿足電力系統(tǒng)需求的多樣性，應多元化推進儲能技術研發(fā)與應用。
二是優(yōu)化儲能布局場景，合理選擇儲能技術類型。統(tǒng)籌考慮系統(tǒng)需要，合理規(guī)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(guī)電源調節(jié)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(fā)揮各類儲能優(yōu)勢，滿足不同的系統(tǒng)需求。
三是積極探索新的商業(yè)模式，推動獨立儲能發(fā)揮調節(jié)作用。獨立儲能技術優(yōu)勢明顯，應進一步完善政策機制，發(fā)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(qū)域，應適當增加爬坡類、系統(tǒng)慣性等交易品種，滿足系統(tǒng)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(yè)提升系統(tǒng)調節(jié)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(tǒng)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(yè)提升系統(tǒng)調節(jié)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(yōu)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(yè)和新能源發(fā)電企業(yè)或用戶之間的市場化交易機制，推動共享儲能商業(yè)化發(fā)展。
有關建議
一是強化規(guī)劃引領，統(tǒng)籌推進新能源發(fā)展與系統(tǒng)調節(jié)能力建設。因地制宜，科學制定各地區(qū)新能源合理利用率目標;規(guī)范新能源項目開發(fā)機制，促進新能源資源配置與調節(jié)能力、成本控制相結合;建立新能源開發(fā)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(fā)盡發(fā)，促進大范圍資源優(yōu)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(tǒng)性成本。加大有償調峰補償力度，根據煤電在系統(tǒng)中的作用，系統(tǒng)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(xù)推進電價改革，充分釋放各類資源調節(jié)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(fā)需求側資源參與系統(tǒng)調節(jié)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(guī)范統(tǒng)一市場交易規(guī)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(yōu)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(huán)節(jié)技術標準，規(guī)范產業(yè)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(chuàng)新，解決技術“卡脖子”問題。
作者：中國電力企業(yè)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(yè)管理》2022年12期，作者：中國電力企業(yè)聯合會
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