构建新型电力系统的关键：灵活性资源挖掘

　   7月19日，自然资源保护协会（NRDC）与华北电力大学合作举办“构建新型电力系统的关键：灵活性资源挖掘”报告发布会暨研讨会，发布了由NRDC等单位支持的“中国电力圆桌项目”课题组完成的报告《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》。来自发改委能源研究所、华北电力大学、德国国际合作机构(GIZ)和NRDC的专家分享了提升电力系统灵活性和挖掘灵活性资源的国内外经验，为促进新型电力系统的建设、保持电力系统安全稳定的运行与发展提供助力。

　　随着“双碳”目标的提出，高比例新能源将成为未来电力系统的发展趋势和重要特征。以风光为主的新能源提供绿色、低碳的电量，但需要大规模灵活性资源来保障电网的安全稳定运行。我国电力系统灵活性明显不足。现阶段风光发电量占比10%左右的情况下，依靠现有灵活性措施尚可勉强维持系统稳定。但风光发电占比的持续增加，将给电力系统的消纳带来越来越大的挑战。若不给予足够重视，灵活性困境将进一步加剧，从制约新能源消纳的问题扩展至威胁电力供给安全性和经济性的双重问题。

　　《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》报告系统梳理和对比了发电侧、需求侧和电网侧灵活性资源的特点，评估了系统灵活性提升成效及成本差异。煤电适合进行小时级、跨日的出力调整，参与深度调峰。气电适合进行秒级和分钟级的功率调整，可缓解或消除风光出力的瞬时变化对电网的冲击。储能和抽水蓄能能够在1-2分钟内完成从零至满出力的调整。需求响应规模一般可达到最大负荷的3-5%，需求响应提升系统灵活性的成本低于其他资源。

　　报告认为，应从电力供给和需求两端提升系统短、中、长时间尺度的灵活调节能力。灵活性资源的对比选择需重点关注技术特点和经济性，需求响应和煤电灵活性改造成本优势明显，抽水蓄能和短时储能调节性能占优。应通过资源优化组合提升综合效益。仅靠煤电灵活性改造难以满足系统需求，需提前布局并加快其他灵活性资源开发建设。灵活性多元提升方案能够兼顾提升效果和经济性，实现电力系统灵活性的整体提升。

　　报告设计了适于我国电力系统的灵活性提升路线图，并提出了政策建议。报告提出，“十四五”时期，电力系统灵活性提升主要依靠煤电灵活性改造、新建抽水蓄能等资源，重视需求侧资源建设和应用。“十五五”时期，随着风光渗透率进一步提高，短时间尺度和长时间尺度灵活性的重要性凸显，系统灵活性提升主要依靠气电、抽水蓄能、煤电灵活性改造和需求响应等，储能和电动汽车V2G作为辅助资源参与灵活性调节。“十六五”时期，电力系统灵活性需求更多样，包括短时、中时间尺度和长时间尺度，电化学储能、抽水蓄能、气电、煤电和需求侧资源将共同成为保障电力系统灵活性的主力，其中灵活性提升贡献主体为储能和需求侧资源。

　　课题汇报人、华北电力大学张健博士表示， “十四五”是能源低碳转型的重要窗口期，也是构建现代能源体系的新阶段。要把握这一重要战略机遇期，推动系统灵活性从前瞻性概念探讨层面转向有规划的周密部署。应从新型电力系统源网荷储协同的视角来综合考虑灵活性的需求与供应，将灵活性纳入电力规划、调度运行和市场交易等各环节，保证灵活性资源在不同时间尺度上合理配置，在实际运行中高效调用，并通过市场机制确认其系统价值。

　　课题负责人、华北电力大学袁家海教授提出，应立足资源可得性有序推进灵活性资源部署，“十四五”的首要重点是落实国家的煤电灵活性改造目标，确保达成既定的抽水蓄能投产目标，为实现2035年抽蓄中期规划目标奠定坚实基础。“十四五”要政策引导和市场机制建设并举，推动新型储能项目在电力系统中的部署，为“十四五”期末基本实现电化学储能的商业化奠定条件。他强调，应特别重视需求响应对系统灵活性的贡献，“十四五”应努力实现需求响应的规模化和常态化运行。在谈到电力系统未来形态时，袁教授预计，国内大电网建设的顶峰预计在2035年左右，此后更多的新能源将以本地开发、本地消纳为主。另一个重要时间节点是2050年。为实现2060年碳中和的目标，2050年电力系统需要基本实现脱碳。2050年之后，电力系统的形态更多是和交通、供热、天然气、氢等多能源多行业的耦合。   

　　发改委能源研究所的周伏秋研究员认为，新型电力系统建设是一个长周期的巨系统工程。为适应系统中新能源电力装机占比持续提高这一电源结构的重大基础性新变化，系统各环节均需重塑、重构、重定位，协同提供维系系统安全、稳定、高效、绿色高质量运行不可或缺的综合调节能力。他强调，新型电力系统综合调节能力建设既要统筹规划、适度超前，也应因地制宜、优化组合开发利用各类系统调节资源。新型电力系统综合调节资源开发利用应遵循综合资源战略规划理论与方法，综合考虑各类系统调节资源的可获得性、技术可行性、经济可持续性、环境友好性等因素，系统调节资源的开发利用应多措并举，未来5-10年里将需求响应资源开发利用放在优先地位。与其他灵活性资源相比，需求响应资源是最优的。能效是第一能源，是最绿色和最经济的。行业应充分认识需求响应资源的真正价值所在，并形成合力，这是努力的方向。

　　发改委能源研究所高级工程师赵晓东介绍了国内的需求侧实践。2013年，上海成为国内首个电力需求响应的试点城市。近年来，各地用电快速增长，特别是最大用电负荷不断攀高，发展电力需求响应的迫切性显著提升。为此，电力需求响应从华东等主要应用区域逐步向全国推广，已在山东、天津、重庆、广东、陕西、河南等省市陆续开展。根据所处区域电网的不同特征以及自身的负荷特点，各地探索出多元化的需求响应“地方样板”。

　　德国国际合作机构中德能源转型项目主任侯安德（Anders Hove）在介绍德国经验时表示，可再生能源的发展增加了对灵活性的需求。欧洲的跨国输电线路有利支撑了德国电力系统的运行：电力大发时德国将无法消纳的多余电力出口到邻国；国内出力不足时又可以从邻国进口电力。灵活的跨区、跨国市场机制与电网互联互济，共同降低了德国新能源发电出力的波动幅度，有效提升系统灵活性。

　　他表示，中德情况不同，但解决方案相同：即提升系统灵活性。德国电力系统可再生能源的占比已达到50%。为了实现2035年100%的可再生能源目标，德国需要大力挖掘需求侧的灵活性资源，特别是电池、工业需求侧、智能充电或车网互动等。中国的情况与德国不同。但研究表明，现阶段充分利用目前的电力系统和现有输电通道就能解决大多数灵活性问题，并不需要借助储能或补贴煤电的灵活性改造。未来，风光等可再生能源占比超过40-50%的时候，一些新技术的应用可能就更为关键。这些新技术正在快速发展中。

　　侯安德在谈到欧洲能源政策时表示，目前欧洲能源成本飞涨，但电力系统容量与灵活性没有出现短缺，说明成本是影响能源安全的一个重要因素。长期来看，供暖电气化、能效提升、分布式发电和需求响应方案是解决问题的主要方案。他强调，能源危机导致欧盟一些煤电重启，但这只是暂时的，欧盟低碳转型的大趋势没有变。为避免再次受制于这样的能源危机，欧盟国家坚定了转型的目标，而且达成了加快转型的共识。

　　NRDC清洁电力项目的刘明明博士表示，NRDC与发改委能源所、华北电力大学等单位合作的多项研究显示，需求侧资源是技术潜力巨大且最具商业前景的灵活性资源，是加速煤电转型的主要路径。在智能互联技术的加持下，分布式发电、用户需求响应、电动汽车、新型储能等需求侧资源整合成的“虚拟电厂”，将发挥双向调节负荷、缓解电网高峰压力、促进新能源消纳的多样化功能。为充分解锁需求侧资源的技术潜力，亟需改革和完善现有的市场机制和价格机制，激发需求侧市场主体的积极性。

　　NRDC北京代表处首席代表张洁清强调，可再生能源的发展要建立在对传统化石能源安全稳定替代的基础上。随着大规模波动性风光发电的并网，充分挖掘并利用灵活性资源成为支撑建设安全、高效的新型电力系统的必然选择。电力系统有足够的灵活性资源来调节，就可以削峰填谷、“多退少补“，在保障电网安全稳定运行的前提下，满足电力系统中新能源占比不断提高的需求。

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