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中国电力系统灵活性的多元提升路径研究1 中国电力系统灵活性的 多元提升路径研究 1 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究2 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究3 报告作者 袁家海 项目负责人 席星璇 华北电力大学经济与管理学院 孟之绪 华北电力大学经济与管理学院 张为荣 华北电力大学经济与管理学院 张健 华北电力大学经济与管理学院 协调员 邱程骋 绿色和平 李丹青 绿色和平 封面图片 Paul Langrock / Greenpeace 发布日期 2020年 10月 免责声明 本报告作环保公益和信息分享目的使用，不作为公众 及任何第三方的投资或决策的依据，绿色和平亦不承 担因此而引发的相关责任。 本报告为袁家海教授研究团队基于有限时间内可得的 信息独立研究产出的成果，绿色和平为环保公益和信 息分享目的，对本报告进行发布。由于信息获取渠道 的局限性，绿色和平、中华环保联合会、袁家海教授 研究团队不对报告中所含涉信息的及时性、准确性和 完整性作任何担保。 中国电力系统灵活性的 多元提升路径研究 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究4 袁家海简介 2006 年 6 月获管理学博士学位，现任教于华北电力大学经济与管理学院； 2011- 2012 年在密歇根大学（安娜堡）任访问学者。长期从事电力经济、政 策与规划问题研究，在能源领域国际权威期刊发表学术论文 80 余篇，出版 中文专著 4 部，英文专著 1部，在电力规划理论与方法、低碳电力转型与政 策、可再生能源经济性评价与发展政策等研究领域多有建树。 2013 年以来， 对国内的煤电政策及电力市场进行了深入的研究。 张卫东简介 长期从事电力发展规划和电力改革政策研究工作，曾就职于国电动经研究 中心、国家电网公司发展部，现任中电联行业发展与环境资源部改革处处 长，国际大电网组织中国会员，电力规划设计标准化委员会委员，参与编写 “十五”、“十一五”、“十二五”电力发展规划研究报告，主编完成电力 市场重大问题研究，电力企业改革诉求研究等报告，主持编制中电联电力改 革动态、电力市场交易信息等内部定期刊物。 秦海岩简介 现任世界风能协会（ WWEA）副主席、国际电工委员会可再生能源认证体系 （IECRE）副主席、中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）秘书长。 报告作者简介 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究5 袁家海教授课题组完成的中国电力系统灵活性的多元提升路径研究报告，围绕推动清洁能源发展、促进电力工业 转型升级这一重大课题，从电力系统灵活性的定义及内涵入手，全面梳理当前电力系统中各种灵活性资源及利用情况， 深入分析火电灵活性改造的技术特征及相关影响，针对火电改造、新建燃气机组、调动电网侧及用户侧资源、开发储 能设施等多种提升系统灵活性方案进行全面深入的技术经济对比分析，并结合吉林电网实际进行了生产模拟和系统灵 活性定量评估。最后，课题以上述研究为基础，从更新电力规划理念、引导“源网荷储”灵活性资源发展的协 调统一；多措并举，充分挖掘“源网荷储”灵活性潜力；合理规划煤电装机规模和比例，优化中长期电力系统 灵活性提升路径； 完善电力市场机制，通过市场手段激励更多灵活性资源发展等方面提出政策措施及建议。 课题研究紧密结合国家“四个革命、一个合作”能源战略对电力发展的要求，在电力系统灵活性的定义及内涵、火电 灵活性改造的技术特征及相关影响、多种提升系统灵活性方案技术经济分析等方面取得了创新性成果。课题提出政策 措施及建议对国家“十四五”电力规划编制、电力市场建设完善具有重要参考价值，对促进电力系统灵活性提高、更 好地保障可再生能源消纳具有积极作用。 中国电力企业联合会 行业发展与环境资源部改革处处长 张卫东 2020年10月16日 报告系统评价了我国电力系统灵活性资源情况以及灵活性提升路线，并通过具体案例对灵活性改造的技术经济性进行 了定量分析，具有很好的系统性和参考价值。作为国内为数不多的电力系统灵活性研究成果，报告触及到了当前普遍 关注的问题，可以启发思考和讨论，有助于我国可再生能源高比例并网目标的实现。 电力系统灵活性在国内是一个复杂的课题，触及到的不仅仅是技术性问题，更多的是体制机制和利益分配格局如何重 新设定，其中公平完善的市场机制是核心。例如，灵活性不足的财务负担由谁承担等具体问题，需要经济理论价值观 去确定。此外，关于“消纳能力不足”的判断未来也期待看到更多支撑性研究成果。 纵观国际实践以及相关研究结论，当前电力系统灵活性还远没有调动激活，尤其是火电的灵活性资源具有更大的挖掘 空间。在探讨各类灵活性技术资源增量的同时，我们更应关注源 -网 -荷协同平衡的现有能力。国内多家机构联合研 究结论认为，到 2050年如果风电装机 25亿千瓦，光伏 26.7亿千瓦，按照全国小时级别的电力电量互动平衡来说， 不需要储能和需求侧响应，仅靠风光就可以提供全国 67%的电力电量需求，同时弃风弃光率低于 8%。希望各种研究 互相借鉴融合，为我们高比例可再生能源电力系统建设作出更大贡献。 中国可再生能源学会风能专业委员会 秘书长 秦海岩 2020年10月21日 专家荐语 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究6 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究1 02 05 06 06 07 08 08 09 09 10 11 11 12 13 14 16 17 18 21 22 23 23 23 23 24 25 26 26 27 29 33 34 38 39 40 41 44 47 目录 执行摘要 01. 电力系统灵活性 1.1 电力系统灵活性的定义 1.2 电力系统灵活性不足的内涵 1.3 高比例可再生能源与电力系统灵活性 1.4 灵活性资源 1.4.1 电源侧资源 1.4.2 电网侧资源 1.4.3 用户侧资源 1.4.4 储能资源 1.5 灵活性相关机制 1.5.1 市场型灵活性 1.5.2 规划型灵活性 02. 中国电力系统灵活性资源现状 2.1 技术型灵活性资源现状 2.2 市场型灵活性现状 2.3 规划型灵活性现状 2.4 中国火电灵活性改造现状 2.5 火电深度调峰改造的负面影响 03. 电力系统灵活性技术经济性评估 3.1 典型灵活性资源技术经济特性 3.1.1 气电 3.1.2 需求响应 3.1.3 储能 3.2 灵活性提升技术经济性比较 04. 电力系统灵活性提升路线 4.1 煤电规模与电力系统灵活性的关系 4.2 提升电力系统灵活性的市场机制 4.3 电力系统灵活性提升路线图 05. 吉林省电力系统灵活性提升案例研究 5.1 生产模拟与系统灵活性定量评估方法 5.2 吉林省电力系统灵活性定量评价 06. 结论及政策建议 6.1 研究结论 6.2 政策建议 附录 I 火电灵活性改造的技术路线 附录机组组合和经济调度模型 注释 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究2 研究背景 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 34%，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 32%，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。 执行摘要 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究3 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。 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究4 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。 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究5 电力系统 灵活性 01 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究6 关于电力系统的灵活性，国际上尚无统一定义。国际能源署（ International Energy Agency，IEA）认为电力 系统灵活性是指在一定经济成本约束下，电力系统快速响应供需两侧大幅度功率与电能波动的能力，对于能 预见、不能预见的变化和事件迅速反应，负荷降低时降低出力，负荷上升时提高出力 8 。北美电力可靠性协会 （North American Electric Reliability Corporation，NERC）认为电力系统的灵活性是指利用系统资源满足负 荷变化的能力 9 。许多学者也对电力系统灵活性给出了各自的定义，例如文献 10 将灵活性定义为电力系统在供 给和需求方面应对波动性和不确定性，并同时在合理成本下保持供电可靠性的能力。文献 11 则将系统灵活性 定义为在一定时间尺度下，电力系统通过优化调配各类可用的灵活性资源，利用合理的成本去适应电源、电 网及负荷随机变化的能力。综上所述，本报告认为电力系统灵活性是指电力系统为了保持电力供需动态平衡， 经济地调用各类灵活性资源以应对电源、电网及负荷不确定性的能力。 电力系统灵活性主要体现在：当不确定性因素造成系统电力供应大于需求时，系统可以“向下调节”减少出力， 从而减少发电被弃，尽快恢复供需平衡；当不确定性因素造成系统电力供应小于需求时，系统可以“向上调节” 增加出力，从而满足负荷需求，避免负荷削减。目前研究发现，电力系统向上灵活性与系统的爬坡能力有关， 对于系统的负荷供应能力有较大影响。向上灵活性不足是导致电力短缺的重要原因。向下灵活性与系统减少 常规机组出力的能力紧密相关，对系统的可再生能源消纳能力有较大影响。向下灵活性不足是造成弃风、弃 光的重要原因。向上灵活性不足和向下灵活性不足原理如图 1-1所示。 1.1 电力系统灵活性的定义 1.2 电力系统灵活性不足的内涵 弃风 弃光 弃风、弃光 向下调节容量不足 向上调节容量不足电 力 0:00 23:59 电力负荷 电力供给 风光供给 向上灵活性不足和向下灵活性不足原理 12 图 1-1 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究7 在建设美丽中国与应对气候变化问题的双重压力下，清洁化变革推动未来建立高比例可再生电力系统成为必 然发展趋势。风能、太阳能等可再生能源的快速发展，使得以火电为主的传统电源系统正向以风电、光伏发 电等为主的清洁电源系统转变。截至 2019年底，全球风电、光伏发电装机容量已经达到 12.03亿千瓦，占全 部电源装机的 34.7% 13 。国际社会陆续承诺向 100%可再生能源转型，截至 2018年 2月，全球已有超过 100 个城市实现 70%以上的电力需求由可再生能源满足 14 。中国也提出到 2050年实现高比例可再生能源发展， 为了实现电力系统低碳转型，预计 2030年和 2050年可再生能源发电量占比将分别达到 50%和 85%以上， 风光发电量占比将分别达到 30%和 60%以上 15 。 受技术更新、成本降低及政策影响， 2015年以来中国可再生能源发电快速增长，如图 1-2所示。截至 2019年底， 中国电力总装机容量为 20.1亿千瓦，可再生能源发电装机占 39.5%，其中风电装机容量 2.1亿千瓦，光伏发 电装机容量 2.0亿千瓦； 2019年中国总发电量达到 7.3万亿千瓦时，可再生能源发电量为 2.0万亿千瓦时， 占总发电量的 27.9%，其中风电发电量为 4057.0亿千瓦时，占总发电量的 5.5%，光伏发电量为 2243.0亿千 瓦时，占总发电量的 3.1%。 可再生能源的快速发展对电力系统灵活性提出更高的发展要求。过去几年，由于政策机制调动电力系统灵活 性不足，出现了大量的弃风、弃光问题，中国的弃风率在 2016年达到 17.1%；而弃光率在 2014年最高达到 10.5%。2016-2018 年间，中国弃风和弃光电量共计 1389亿千瓦时 16 。近些年由于可再生能源发电消纳保障 措施的实施和灵活性资源投入加大，弃风弃光率逐步回落到 5%以下。2019 年全国弃风电量 169亿千瓦时， 平均弃风率降至 4%；弃光电量 46亿千瓦时，平均弃光率降至 2% 17 （见图 1-2）。但以风电、光伏发电为代 表的间歇性可再生能源发电出力天然具有波动性，随着其出力占比的逐步提高，系统净负荷波动增大，未来 单纯依靠火电和抽水蓄能的调节容量和调节能力无法满足系统安全运行的灵活性要求。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。 1.3 高比例可再生能源与电力系统灵活性 2011-2019 年中国风光发电量及弃风弃光率变化情况图 1-2 亿千瓦时 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2011 2013 2015 20172012 2014 2016 2018 2019 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% 17% 10% 8% 16% 16% 12% 7% 4% 10% 10% 10% 6% 3% 2% 弃风电量 弃光电量光伏发电量 风电发电量弃风率 弃光率 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究8 长期以来，可再生能源被认为是电力系统中不确定性因素的源头，但随着风电、光伏发电由分散、小规模开发、 就地消纳的模式向高度集中、大规模开发、大量外送的模式转变，各种电源的时空互补效应能够给部分地区 的电力系统带来一定灵活性。但受制于出力的不确定性，可再生能源提供的灵活性仍具有很大的局限性。 1.4.1 电源侧资源 电源侧灵活性资源包括可控的传统电源（水电、核电、火电）和相对可控可调度的可再生能源（光热、生物质、 地热等）等，其中火电又分为燃气、燃油和燃煤机组。可控传统电源装机容量大、输出稳定，但同时调节能 力较弱、启动时间较长 18 ，其灵活性调节能力有限，主要灵活性电源特性见表 1-1。 1） 火电 通常情况下燃煤机组不做调峰电源使用，但中国的资源禀赋决定了燃煤机组的主导地位，因此各省尤其是抽 水蓄能电站较少的省份和热电联产机组居多的“三北”地区，均采用燃煤机组和热电联产机组调峰作为提升 电力系统灵活性的必要手段。通过热电解耦、低压稳燃等技术改造，煤电机组的最小稳定出力可以降至 20%- 30%的额定容量，电力系统的向下调节能力有所提升。与燃煤发电机组相比，燃气机组供电效率高、启停时间短、 响应速度快，从调节特性角度来看是最佳的调峰电源。 2） 水电 常规水电利用江河水体中的位能进行发电，按水库调节性能可分为多年调节水电站、年调节水电站、季调节 水电站、周调节水电站、日调节水电站和无调节能力的径流式水电站等。具有调节能力的水电站具有开停机 迅速、功率调节快等特点，在电力系统中起着调频、调峰和备用的作用 19 。 1.4 灵活性资源 表 1-1 主要灵活性电源特性比较 调控时效性 调控幅度 机组爬坡速率 煤电一般 装机容量 50%-100% 较慢（常规 1-2%/min） 燃气较好 装机容量 0%-100% 较快（常规 20%/min） 水电较好 装机容量 0%-100% 最快（常规 50-100%/min） 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究9 1.4.2 电网侧资源 电网是输送电力的载体，也是实现电力系统灵活性的关键。良好的电网建设与运行调度能够保障电力供给的 安全性和可靠性，增强电力系统融合可再生能源发电的能力，利用空间分布特性实现灵活性需求平移，保证 电力资源的高效配置。电网侧主要灵活性资源包括柔性输电、互联互济和微电网。 灵活交流输电系统（ FACTS）是一项新技术。它应用大功率、高性能的电力电子元件制成可控的有功或无功 电源以及电网的一次设备等，实现对输电系统的电压、阻抗、相位角等指标的灵活控制，在不改变网络结构 的情况下，使电网的功率传输能力以及潮流和电压的可控性大为提高，可有效降低功率损耗和减少发电成本， 大幅度提高电网灵活性、稳定性、可靠性。 互联互济是指大型电力系统划分为多个区域电网并由联络线连接，区域之间依靠联络线实现电力电量交换。 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，减少备用容量和装机容量，更为经济地增强系 统抵御事故的能力，提高电网安全水平和供电可靠性；互联互济还有助于系统承受较大的负荷冲击和电源波动， 改善电能质量，吸纳更多风光波动性电源。 微电网以分布式发电技术为基础，由分布式电源、负荷、储能装置、控制系统等组成，形成模块化、分散式 的供电网络。微电网是一个可以自治的单元，可根据电力系统或微电网自身的需要实现孤岛模式与并网模式 间的无缝转换，有利于提高电力系统的可靠性、电能质量以及灵活性。微电网并网运行时，可以作为大小可 变的智能负荷，能在数秒内做出响应以满足系统需要，为电力系统提供灵活性支撑。 1.4.3 用户侧资源 用户侧电力需求侧管理是电力系统灵活性的重要提供源。它通过采取措施引导用户优化用电方式，不仅可以 平抑用电负荷的波动性、减小负荷的峰谷差、提高电网利用效率，还能够通过调动负荷侧的响应资源来满足 系统灵活性需求，保障系统的安全可靠运行，促进更多可再生能源的消纳。需求侧灵活性资源包括负荷需求 响应（Demand Response，DR）和电动汽车等。 1） 需求响应 需求响应通过对可中断负荷的负荷管理和一定时间内的价格信号或激励机制，改变需求侧负荷原定的用电方 式，实现削峰填谷，提供灵活性。简单来讲，需求响应是通过合理的机制促使电力消费者在用电负荷高峰时 段改变用电行为，停用或转移到其他时段用电。按照不同的响应方式，可将电力市场下的需求响应分为基于 价格的 DR和基于激励的 DR 20 。基于价格的 DR是指负荷端对零售电价的变化进行响应并调整用电需求，用 户通过经济决策后自愿将用电从高峰时段调整至低谷时段，利用低电价来实现减少电费支出的目的；基于激 励的 DR是指用户与 DR的实施机构签订合同，并明确基本负荷的消费量和负荷削减量计算方法，确定激励 费率及不能履行合同进行响应的惩罚措施。具体实施阶段，机构制定确定的或动态的政策，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。 2） 电动汽车 电动汽车并入电网不仅可以充电还可以放电，因此可以提供向上和向下灵活性调节能力。通过优化充放电策 略，电动汽车的普及使用可以成为高质量的系统调节资源。由于电动汽车不同类型蓄电池的充放电特性不一， 电力调度部门对电动汽车的放电时间进行统一调度，执行适当的充放电策略有助于实现电力供需平衡。 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究10 1.4.4 储能资源 储能技术作为一种新型技术，在负荷低谷时存储电量，在高峰时释放电量。储能通过对电能供需时间上的平 移提供灵活性，实现削峰填谷、平衡供需，提高系统稳定性。储能技术与可再生能源结合利用时，可以平抑 可再生能源发电的间歇性和波动性，促进可再生能源的消纳。 在电源侧，储能能够提升可再生能源并网特性，提高电网考核分，减少考核损失，同时促进可再生能源根据 电力需求特性、市场价格信号等优化生产运行，减少弃风弃光电量，降低系统辅助服务成本。 在电网侧，储能能够促进可再生能源与电网的协调优化运行。在可再生能源较为集中的区域，电网侧储能可 以发挥其削峰填谷、负荷跟踪、调频调压等功能，改进电力调度方式，加强区域负荷调节优化。 在用户侧，储能可以提高分布式可再生能源发电就地消纳的比例，降低负荷对电网供电的依赖性，提升系统 灵活性。 当前储能技术越来越发达，材料成本逐年下降，为大规模储能的应用提供了良好的基础。电能存储技术分类 如图 1-3所示。 目前，除抽水蓄能技术相对成熟外，其余大容量储能技术仍处于试点示范阶段，且投资成本相对较高，亟待 进一步的技术突破和成本降低。不同储能技术有各自的优缺点，电化学电池储能配置灵活，响应速度快且不 受外部条件限制，但使用寿命有限，成本较高；飞轮储能具有功率密度高、能量转换效率高、使用寿命长、 对环境友好等优点，缺点是储能能量密度低、自放电率较高；电磁储能响应速度快、功率密度高且对环境友好， 缺点是现阶段成本高且存在一些关键技术问题；压缩空气储能技术和抽水蓄能技术都受到环境和材料等外部 条件制约。 未来广泛应用于电力系统的储能技术，至少需达到兆瓦级 /兆瓦时级的储能规模。抽水蓄能、压缩空气储能 和电化学电池储能可达到这一规模，而飞轮储能、超导磁储能及超级电容器等功率型储能技术则很难达到。 未来在储能灵活性资源选择上要综合考虑技术成熟度、成本等多种条件。 电储能 抽水蓄能 动能：飞轮储能 机械能 物理形式 势能 电磁场能 化学形式 电场能：超级电容器 氢储能 锂离子电池 液流电池 压缩空气储能 磁场能：超导磁储能 电池储能 铅酸电池 钠硫电池，等 典型电储能技术分类图 1-3 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究11 1.5.1 市场型灵活性 能量市场按照边际出清价格机制调用资源，天然具有灵活性。计划体制下，为确保电力安全，通常利用常规 电源发电满足负荷需求，电源发电计划提前确定，固定的常规电源发电份额导致可再生能源发电空间受到挤压。 市场机制下，负荷与可再生能源发电预测提前一天完成，预测的出力用于日前市场交易，最大程度去满足电 力电量平衡。日内市场主要是根据风力和光照的变化更新对波动性可再生能源出力的预测，在日前预测的基 础上更新日内交易发电计划，进行提前 15分钟或更早的电力交易。成熟电力市场通过实时电价变化，引导发 电企业主动参与调峰，这一过程在能量市场出清中完成。通常系统负荷较小时电价可能较低，而在系统负荷 较大时电价可能很高，因此调节能力强的机组可以通过在谷时段少发电而在峰时段多发电获得较高的平均电 价。由于日前市场和日内市场的存在，市场参与者几乎可以完全通过能量市场平衡其发用电计划，在能量市 场交易中按照边际机组报价出清。由于可再生能源在能量市场中的报价接近于零，在不同类型机组参与调度 时将优先出清，因此有利于可再生能源的消纳。 单一能量市场不能满足实时电力平衡需求，仍需要辅助服务市场来保证电力系统的瞬时物理平衡。考虑到负 荷和风电出力随机波动所带来的不确定性，一般由在辅助服务市场中购买的备用容量来弥补意外负荷或不可 预料的负荷导致的供需不平衡，减少失负荷情况的出现。备用通常分为三种：一次控制备用、二次控制备用 和三次控制备用。一次备用容量是在干扰发生 5秒内启用，其作用是稳定电网频率，启动时间为 30秒；二次 控制备用是在首次功率变化后 30秒内召集备用提供商，平衡控制区域，使电网频率回到标称值，取代一次备 用，启动时间为 5分钟；三次控制备用是在干扰发生 15分钟后手动启用，不完全取代二次控制备用，启动时 间为 15分钟。具体备用作用机理如图 1-4所示。高比例的可再生能源也会增加供需平衡的波动性和不确定性， 与发电强烈波动且非同步的电力系统中的频率控制和电压控制相关的挑战，需要快速调频和快速爬坡等辅助 服务产品来解决，辅助服务市场此时便可以发挥关键作用，优先调动更高水平的灵活资源（如储能和需求响应）。 1.5 灵活性相关机制 15分钟 一次备用 二次备用 三次备用 TCRCRPCR 频 率 时间 市场备用容量作用机制 21 图 1-4 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究12 1.5.2 规划型灵活性 电力系统长期以来保障运行安全的基本方法是通过配置充裕的备用容量满足最大波动量来保障电力平衡。而 在高比例可再生能源系统中，源荷波动叠加导致灵活性需求剧增，同时，部分常规电源被可再生能源替代进 一步减少了灵活性电源，单纯靠备用电源保障系统安全成本昂贵且不可行。未来大规模备用容量的提升将限 制系统的向下调节能力，因此，电力规划理念应加强“灵活性平衡”约束考量，必须充分挖掘“源网荷储” 各个环节的调节潜力参与平衡，建立灵活性需求与供给的平衡。同时，厘清不同类型、不同口径电源在电力 供给中的合理定位，制定行之有效的电力规划，让电力系统具备“天生的”灵活性。 电力系统“灵活性平衡”应从“源网荷储”多时间尺度、多维度考虑灵活性资源的投资决策，真正以资 源规划和灵活性需求一起考虑电力规划。未来电力系统应针对灵活性不足类型及其时间尺度开展电源结构优 化，重塑能源系统，将电、热、气之间的互转互济作为满足系统灵活性的最基础保障，优先消纳可再生能源； 长远看应提高输电系统对灵活性资源的承载能力；大力推动需求侧响应，充分挖掘负荷侧灵活性；大规模应 用储能，实现日调节、月调节和年调节储能设施的有机结合，进一步提升系统灵活性。 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究13 中国电力系统 灵活性资源现状 02 2019年，中国风电装机和太阳能发电装机占全球风电总装 机和太阳能发电总装机的比例分别达到了34%和35%，均 为世界第一。随着可再生能源平价时代的到来，其装机容 量及发电量将不断提高，大规模可再生能源的接入给电力 系统的灵活性提出了更高要求。当前中国电力系统调节灵 活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实情况难以发 挥电源清洁高效消纳的优势，区域用电用热矛盾突出，优 化调度全额消纳可再生能源难度较大。 中国电力系统灵活性的多元提升路径研究14 1） 电源侧资源现状 当前，中国电力系统中灵活调节电源配比较低，与可再生能源装机世界第一的现状不匹配，煤电机组灵活性 改造仍有较大空间。同时，中国可再生能源资源富集地区具有调节性能的水电、抽水蓄能和燃气电站等灵活 电源比重低，系统灵活性不足。受机组性能设计、煤电电价机制等因素影响，中国燃煤机组最大调峰幅度普 遍设定为 50%，常规机组的最小负荷和爬坡率指标远远落后于丹麦、德国等领先国家水平，特别是“三北” 地区“以热定电”的供热机组比重大，冬季调峰能力十分有限。中国电源侧灵活性资源主要包括深度调峰改 造后的煤电、气电和水电，各种资源特性如表 2-1所示。从提升系统灵活性潜力的角度来看，气电因其启停速度、 调节能力的优势，技术上可以作为调峰电源的最优选择。 2） 电网侧资源现状 目前中国各级电网协调发展，增强了能源配置能力。东北 500千伏主网架结构、华北“两横一纵”交流特高 压主网架、西北 750千伏主网架、华东特高压环网、华中东四省电网与川渝藏电网异步的互联、南方电网“八 交十直”的西电东送主网架，共同构成了中国坚强的网架系统，基本形成了西电东送、北电南送的特高压输 电网络，大幅提升了能源配置能力和电网安全供电水平。 截至 2018年底，全国 220千伏及以上输电线路长度 73.3万公里，其中，交流线路 69.1万公里，直流线路 4.2万公里。 220千伏及以上变电设备容量 40.2亿千瓦，其中交流变电设备容量 36.9亿千瓦，直流换流容量 3.4亿千瓦。另外， 2019年最新统计显示，全国电网投资 5373亿元，