绿色和平-中国电力系统灵活性的多元提升路径研究（附报告）
执行摘要
中国风电和光伏发电快速发展，朝着构建高比例可再生能源体系前进。2010-2019年间，中国风电和光伏发电装机容量年均增长 143%，装机容量占比由 2010 年的 3.8%提升至 2019 年的 20.6%；发电量年均增长 130%，发电量占比由 2010 年的 1.2%提升至2019 年的 8.6%1。为实现中国提出的 2030 年非化石能源消费比重达到 20%的目标，预计到 2030 年，风电和光伏发电总装机将突破 9 亿千瓦2，成为能源消费的主力。从近期的政策讨论来看，这一进程在“十四五”期间还会加速推进。
随着可再生能源渗透率3的不断提升，电力系统安全稳定运行面临巨大挑战，电力系统灵活性不足制约可再生能源消纳的问题尚未得到根本性解决。可再生能源发电的间歇性和波动性要求电力系统必须具备一定的应变和响应能力，即灵活性。当常规电源的调节能力不足，无法满足系统净负荷的变化时，为了保证电力系统安全稳定运行，需要削减可再生能源出力或是在高峰时期切除负荷。随着可再生能源渗透率的提升，灵活性不足导致的减出力和切负荷会对可再生能源发电项目的收益造成巨大影响，不利于中国可再生能源中长期的发展。当前，由于电力系统灵活性欠缺，部分地区存在较为严重的弃风、弃光和用电用热矛盾突出的问题，形成电力系统难以适应可再生能源快速发展的新形势。2016-2018 年间，中国弃风和弃光电量共计 1389 亿千瓦时4，经本课题组测算，相当于 3000 万千瓦煤电厂一年的发电量，对应约 350 亿元燃煤成本5和 4000 万吨二氧化碳排放。虽然可再生能源项目投资监测预警机制、全额保障性收购以及可再生能源电力交易等政策使得 2019 年弃风和弃光现象有明显改善，但当前以煤电为主要电源的电力系统灵活性有限，且市场机制尚不成熟，导致可再生能源发电仍无法实现全额消纳。
2019 年全国弃风和弃光电量仍高达 169 亿千瓦时和 46 亿千瓦时6,7，相当于 450 万千瓦煤电厂一年的发电量，对应约 50 亿元燃煤成本和 600 万吨二氧化碳排放。总体来看，中国各地区电力系统的灵活性调节能力不同，但都难以满足高比例可再生能源发电的需求。东北三省由于供热机组占比高、常规机组调峰能力不足，导致电源侧灵活性不足，目前开展的煤电机组灵活性改造难以适应未来高比例可再生能源发展的需要。西北地区现有外送通道利用率不高，导致电网侧灵活性不足。从江苏、浙江等省份的需求响应实践来看，各地的需求侧灵活性资源仍存在很大的挖掘空间。在可再生能源大规模接入电网、负荷峰谷差不断拉大、输电线路利用不及预期、需求侧资源尚未形成整合调控、部分地区供热季供热面积大幅增加的情况下，电力系统对灵活性的需求会进一步扩大。因此，中国亟需挖掘当前各类灵活性资源的潜力，促进“源-网-荷-储”灵活性资源的协调发展，将提升系统灵活性纳入电力发展中长期规划。
作为绿色和平针对中国低碳能源转型的系列研究，本报告介绍了中国电力系统灵活性现状，分析了电源侧、电网侧和用户侧各类灵活性资源的技术和经济特性，提出了中国目前技术型、市场型和规划型灵活性资源存在的问题和发展空间，指出了未来需进一步完善电力市场机制、引入灵活性调节产品并将灵活性资源纳入电力中长期规划。报告以吉林省为例，评估了不同灵活性资源的成本以及给电力系统运行带来的效益，系统地论证了仅依靠煤电机组灵活性改造无法满足未来可再生能源高渗透率电力系统的需求，需要气电、储能、需求响应以及电网互济等多种灵活性资源加入。报告最后从促进中国可再生能源长期发展的层面提出了电力系统中长期灵活性提升的路径，以供行业和决策者参考。
主要结论
第一，不同类型灵活性资源发展各异，“源-网-荷-储”灵活性潜力有待进一步释放。在电源侧，已建成的煤电机组通过热电解耦、低压稳燃等技术改造可将最小稳定出力降至 20%-30%的额定容量，但其爬坡速率较慢。煤电灵活性改造已经得到试点发展，但改造规模仍然不足，灵活性潜力没有完全释放。在电网侧，电网互联互济可以利用各地区用电的非同时性进行负荷调整，减少备用容量，改善电能质量，更为经济地增强系统抵御事故的能力，消纳更多风光波动性电源，提高电网安全水平和供电可靠性。但是，当前电网利用率较低，灵活性调节能力没有完全释放。在用户侧，需求响应可以激励用户在系统可靠性受到威胁或者电价相对较高时削减负荷，提供灵活性。但当前需求响应仅在少数省份得到试点实践利用，有待进一步推广。储能也可以利用充放灵活的特性，调节负荷峰谷差，但当前发展规模有限。
第二，综合灵活调节能力和技术经济性来看，仅靠火电灵活性改造难以支撑中长期电力系统灵活性提升。现有的灵活性技术手段中，火电灵活性改造不仅能大幅改善系统向上和向下灵活性，而且单位千瓦投入仅高于需求侧管理，在改善系统可靠性的同时，能够促进可再生能源的大规模消纳。然而，面向未来高比例可再生能源的电力系统，仅依靠火电灵活性改造无法充分满足灵活性需求。与煤电机组相比，燃气机组供电效率高、启停时间短、爬坡速率快，从调节特性来看是最佳的调峰电源，随着未来建设成本和气价的下降，气电将为电力系统灵活性提供有力支撑。电网灵活互济、需求响应和储能的发展均能显著提升电力系统的向上和向下灵活性，其中电网灵活互济技术日渐成熟，技术经济性具有一定优势。在高渗透率算例中，加入多种灵活性资源较仅依靠煤电灵活性改造，弃风电量将可减少 39.9%，煤电启停次数和启停成本分别下降 27.19%和 25%。因此，综合调节能力和经济性而言，火电灵活性改造属于现阶段提升电力系统灵活性的可行举措，但对于未来中长期电力系统灵活性需求来说，需要着重发展气电、储能、需求响应等灵活性资源。
第三，面向未来高比例可再生能源的电力系统，现有的电力市场机制限制了系统灵活性的提升。以吉林省为例，现有的煤电机组深度调峰灵活性改造可以减少煤电机组启停，增强其向下调节能力，其深度调峰费用能够在辅助服务市场通过行政手段进行补偿。但在未来高可再生能源渗透率的情况下，仅通过煤电深度调峰无法满足灵活性需求，现有的辅助服务市场机制也无法激励其他机组积极参与系统灵活性调节。需要通过电力市场价格机制激励气电、储能、需求响应等多种灵活性资源依据负荷变化进行出力调节，同时在辅助服务市场也应引入灵活性调节产品，各种资源可以通过市场竞争的方式，在弥补实时调度灵活性不足问题的同时获取一定的经济收益。因此，完善电力现货市场和辅助服务市场对于提升电力系统灵活性必不可少。
总体来看，当前的电力规划未实现“源-网-荷-储”灵活性资源的协调统一，难以适应高比例可再生能源发展需要。由于供给侧可再生能源的波动性和不确定性加大，电力系统的运行环境更加复杂和多变，未来高渗透率可再生能源的电力系统对灵活性的要求更高。电力系统的灵活规划与运行逐渐成为决定未来大规模可再生能源并网成败的关键要素。当前的电力规划没有协调统一考虑电源侧、电网侧和用户侧灵活性资源，导致可再生能源大量弃电，并网成本增加，最终影响电力系统的可靠性。在电力系统规划层面，不仅需要考虑当前和未来的系统需要，同时要考虑现有发电机组、输电通道、电力用户和储能设施的情况，发掘提升系统灵活性的潜力。
政策建议
1.多措并举，充分挖掘“源-网-荷-储”灵活性潜力
中国当前的电力系统整体灵活性不足，难以支撑高比例可再生能源的发展，需要从电源侧、电网侧和用户侧充分挖掘现有灵活性资源的潜力。电源侧，对于存量的火电机组，需充分发挥现有火电机组的灵活性潜力，通过改变现有机组的运营模式、进行设备灵活性改造以及创新电厂灵活性发电方式，提升系统的灵活性。电网侧，需提高现有输电通道的利用率，发挥特高压输电网络的优势，重组电网格局，减少因电网阻塞而产生的额外灵活性需求。用户侧，可通过电价引导电力需求侧的负荷特性，实现更好的用户侧灵活性调节效果。对于储能，要优化增量，重视其在电源侧、电网侧和用户侧的协调发展及应用。
2.控制煤电装机规模和比例，确立中长期电力系统灵活性提升的合理路径
中国目前以火电为主的电力系统灵活性调节能力不足，而可再生能源装机逐年上升，两者呈现严重的不匹配。从经济和技术方面来看，现阶段进行的煤电灵活性改造可以明显提升系统灵活性。但随着电力系统对灵活性资源需求的快速攀升，煤电灵活性改造的成本、频繁启停的成本以及相应的环境影响将抬高电力系统的总体供电成本，且不利于电力系统的低碳转型。因此，依靠大幅增加煤电装机规模来支撑高比例可再生能源发展并不可取，从长期来看，需要合理控制煤电的装机规模，着重发展气电、储能、需求响应等多种灵活性资源，促进煤电与可再生能源的协调有序发展。
3.建立公平的灵活性补偿机制并增加灵活性调节产品来完善电力市场机制，激励灵活性资源发展
需要创建响应时间快的实时市场，将交易时间尺度缩短到分钟级，使市场能够及时迅速地对可再生能源发电做出价格判断。需要建立公平的灵活性补偿机制，考虑快速爬坡能力、最短向上和向下爬坡时间以及响应准确度等特性，对灵活性资源进行合理定价，减少对不灵活运行发电厂的激励，实现灵活性资源的优胜劣汰。未来电力系统运行中，可以采取负荷需求侧管理、备用容量共享、省间互济等手段来“削峰填谷”，并进一步通过分时电价、尖峰电价等价格机制来引导需求侧用电，削减持续时间极短的尖峰用电，从而减少以满足短时尖峰用电为动因的新增煤电电源装机和配套电网建设。
4.以新的电力规划理念引导“源-网-荷-储”灵活性资源发展的协调统一
面对中长期发展可再生能源的需要，应整合“源-网-荷-储”各类型灵活性资源，准确评估未来灵活性需求，将电力系统灵活性提升目标纳入中长期电力规划，并与国民经济各领域规划有机衔接，促进“源-网-荷-储”灵活性资源的协调发展。需要根据灵活性需求合理投资电源建设，引导电厂采用更灵活的运营模式。加快扩大工业、建筑等多领域用户侧资源参与需求响应的规模，完善需求响应资源激励费率以及惩罚措施来加速其落地实施。重视并加快发展储能，在系统规划层面协调优化“源-网-荷-储”各类型灵活性资源。除电化学储能外，还应协调水利、市政等领域更好地发挥储水、储气和储热等相对成熟技术的作用，从而实现储能在更大范围的协调优化。
