电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议-中国电力圆桌会议.pdf-solarbe文库

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2021年 10月专题报告电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议中国电力圆桌项目课题组 2022年 7月中国电力圆桌项目中国电力可持续发展圆桌简称电力圆桌项目于2015年9月启动，旨在紧扣应对气候变化、调整能源结构的国家战略，邀请业内专家和各利益方参与，共同探讨中国电力部门低碳转型的路径和策略。通过建立一个广泛听取各方意见的平台机制，电力圆桌将各方关心的、有争议的、目前决策困难的关键问题提交到平台讨论，选出核心问题委托智库开展高质量研究，并将研究成果和政策建议提交到平台征求意见，从而支持相关政策的制定和落地，推动中国电力行业的改革和可持续发展，提高电力行业节能减排、应对气候变化的能力。项目课题组华北电力大学是教育部直属全国重点大学，是国家 “211工程”和“985工程优势学科平台”重点建设大学。2017年，学校进入国家“双一流”建设高校行列，重点建设能源电力科学与工程学科群，全面开启了建设世界一流学科和高水平研究型大学新征程。华北电力大学作为教育部直属高校中唯一一所以能源电力为学科特色的“双一流”建设高校，积极服务碳达峰、碳中和战略，全面助力构建以新能源为主体的新型电力系统。自然资源保护协会（NRDC）是一家国际公益环保组织，成立于 1970 年。NRDC 拥有 700 多名员工，以科学、法律、政策方面的专家为主力。NRDC 自上个世纪九十年代起在中国开展环保工作，中国项目现有成员 40 多名。NRDC 主要通过开展政策研究，介绍和展示最佳实践，以及提供专业支持等方式，促进中国的绿色发展、循环发展和低碳发展。NRDC 在北京市公安局注册并设立北京代表处，业务主管部门为国家林业和草原局。更多信息，请访问www.nrdc.cn。 gid00015gid00016gid00019gid00021gid00009gid00001gid00004gid00009gid00010gid00015gid00002gid00001gid00006gid00013gid00006gid00004gid00021gid00019gid00010gid00004gid00001gid00017gid00016gid00024gid00006gid00019gid00001gid00022gid00015gid00010gid00023gid00006gid00019gid00020gid00010gid00021gid00026 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议 Improving Power System Flexibility Technical Pathways, Economic Analysis, and Policy Recommendations 课题负责人袁家海、张健课题研究人员孟之绪、刘鸿鑫、杨炯君、申融容华北电力大学 2022 年 7 月 | i | 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议目录摘要 �� 01 1� 背景 �� 16 2� 电力系统灵活性 �� 19 2�1 电力系统灵活性定义 ��19 2�2 灵活性需求分析 ��20 2�3 灵活性平衡分析 ��23 3. 电力系统灵活性资源 �� 25 3�1 电源侧资源 ��25 3.1.1 煤电灵活性改造 25 3.1.2 燃气发电 32 3.1.3 其他可控电源 33 3�2 需求侧资源 ��36 3.2.1 负荷特性变化与优化 36 3.2.2 需求响应 38 3.2.3 电动汽车 40 3.2.4 微电网 41 3�3 储能资源 ��42 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议 | ii | 3.3.1 短时储能 43 3.3.2 长时储能 45 3.3.3 绿氢储能 46 3�4 电网侧资源 ��49 专栏一区域互济与灵活性提升 ��51 3�5 市场机制 ��52 3.5.1 合理的市场机制释放灵活性 52 3.5.2 国外典型灵活市场规则 54 专栏二更短期的市场交易与运行管理提升灵活性 ��55 3.5.3 我国市场规则调整 56 3�6 新能源发电提供灵活性 ��57 3.6.1 技术可行性 57 3.6.2 配套政策机制 59 3.6.3 国内外经验 60 4� 资源技术对比与经济性分析 �� 62 4�1 灵活性技术特性对比 ��62 4�2 灵活性提升成本分析 ��64 4.2.1 灵活性成本组成 64 4.2.2 电源侧资源提供灵活性的成本 65 4.2.3 电网互联互济提供灵活性的成本 67 4.2.4 需求侧资源提供灵活性的成本 67 4.2.5 长短时储能提供灵活性的成本 68 4�3 资源提升灵活性的成本构成 ��69 5� 电力系统灵活性提升效果分析 �� 71 5�1 系统灵活性提升分析框架 ��71 5�2 灵活性资源评估 ��73 | iii | 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议 5�3 灵活性多元提升 ��80 5.3.1 多元组合提升系统效益 81 5.3.2 多元提升情景横向对比 82 5�4 中短时间尺度灵活运行差异 ��83 6� 电力系统灵活性提升路线图 �� 85 7� 研究结论与政策建议 �� 89 7�1 主要结论 ��89 7�2 政策建议 ��91 参考文献 �� 95 附录 �� 97 A� 粗细颗粒度运行模拟方法 ��97 B� 灵活性多元提升情景设置 ��100 C� 典型日粗细颗粒度运行模拟结果图 ��104 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议 | 01 | 摘要在清洁化、低碳化和智能化的能源革命背景下，大力发展新能源，实现能源生产向新能源转型，是经济与能源可持续发展的必然选择。2020 年 12 月，我国在气候雄心峰会上宣布，到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。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。传统以煤电为主的电力系统中，新能源比例较低且负荷特性相对稳定，源荷两端供需不确定性和波动性较低，依靠增加可控电源装机的方式能够保障电力系统供需平衡和安全稳定运行。但随着集中式和分布式新能源大规模并网，源、荷两端呈现高度不确定性，电力系统的供电安全与稳定运行机制趋于复杂，高比例新能源电力系统整体特征发生巨大改变。受制于灵活性资源短缺和电力运行机制体制相对僵化，我国电力系统灵活性明显不足，导致较长时期存在新能源消纳难题。若不加以重视和提升，未来我国电力系统灵活性困境将进一步加剧，届时灵活性不足将从制约新能源消纳的发电经济性问题扩展至威胁电力供给安全性和经济性的双重问题。在此背景下，本报告首先探究了电力系统灵活性在不同时间尺度上的特点与内涵，聚焦近中期电力系统灵活性需求特性的变化，划分了灵活性类型及其主要作用阶段；其次系统梳理和对比了各类灵活性资源技术的经济特点和运行机制；然后对不同灵活性资源及组合参与的电力系统运行状态进行了模拟分析，评估了系统灵活性提升成效及成本差异；最后设计了适于我国的电力系统灵活性提升路线图，提出了“十四五”电力系统灵活性提升的相关政策建议。 | 02 | 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议一、主要结论 1. 电力系统灵活性分析应考虑方向性和时间特性，从电力供给和需求两端提升系统短、中、长时间尺度的向上和向下灵活调节能力。电力电量平衡是电力系统运行的核心，随着波动性电源并网比例扩大，电力系统有功功率不平衡时电力供需两端相互匹配调节的速率需求及幅度需求都明显增加，需要资源更为灵活地调节发电出力或用电需求以满足供需平衡。电力系统灵活性按照调节方式的不同可分为供给和需求的向上 / 下灵活性，供给向上灵活性和需求向下灵活性分别通过电源提高出力和需求侧资源降低需求来实现，保障电力供应安全；供给向下灵活性和需求向上灵活性与之相反，主要为了增加新能源消纳和减少资源浪费，两者侧重解决的问题不同。图 1 电力系统灵活性维持供需平衡示意图按照调节起始和终止点所跨时间尺度以及作用持续时长不同，灵活性可分为短时间尺度、中时间尺度和长时间尺度灵活性短时间尺度灵活性应对秒级、分钟级供需不平衡，进行频率调整；中时间尺度灵活性应对小时级、跨日的电力供需不匹配问题，主要解决系 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 部分时段常规电源出力负荷曲线供给向下灵活性需求向上灵活性光伏发电风力发电供需匹配供给向上灵活性需求向下灵活性图 1（即图 2-1）电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议 | 03 | 统调峰和运行优化问题；长时间尺度灵活性应对跨周、跨季度乃至跨年的电力供需平衡问题，保障灵活性容量充裕度。表 1 不同类型的灵活性需求划分时间尺度划分时间尺度价值作用短时间尺度灵活性秒、分钟功率扰动发生后将电网频率稳定在可控区间，应对净负荷瞬时波动中时间尺度灵活性小时、日内、多日功率能量削峰填谷，平衡日内调峰需求，优化运行长时间尺度灵活性周、月、季度容量应对缓慢但变化幅度大的可预见性电力需求变化，保障灵活性充裕度调节方式划分应用场景实现方式示例供给向上灵活性电力供给小于需求电源提高出力火电提高出力、储能放电、抽蓄发电需求向下灵活性用户减少需求需求响应中断或转移负荷需求、电动汽车放电供给向下灵活性电力供给大于需求电源压减出力火电深度调峰、水电减少出力等需求向上灵活性用户提高需求需求响应转移的负荷需求、电动汽车有序充电、储能充电等 2. 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。电力系统灵活性资源来源于源-网-荷-储各环节，不同灵活性资源技术特性差异明显，提供灵活性的成本也各不相同，灵活性成本主要包括新改建投资成本、灵活运行产生的额外运维成本、加速折旧成本和发电收益损失的机会成本。 | 04 | 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议表 2 部分资源灵活性特性资源类型资源特性灵活性提升特点运行范围（）爬坡速率（Pn/ min）启停时间 h 调节方向调节时间尺度供 / 需向上 / 下供 / 需向下 / 上供 / 需向上 / 下速率供 / 需向下 / 上速率短时中时长时电源侧常规煤电未改造 50-100 1-2 6-10 已改造 30-100 3-6 4-5 √ √ √ 燃煤热电联产未改造 80-100 1-2 6-10 已改造 50-100 3-6 4-5 √ √ √ 气电 20-100 8 2 √ √ √ √ 常规可调节水电 0-100 20 1 √ √ √ √ 核电 30-100 2.5-5 √ √ √ √ 储能抽水蓄能 -100 100 10-50 0.1 √ √ √ √ 电化学储能 -100 100 100 0.1 √ √ √ √ 绿氢 √ √ 需求侧需求响应用电负荷的 3-5 瞬时 0 √ √ √ √ 微电网 √ √ √ √ 电动汽车 √ √ √ √ 电网侧互联互济实现电力供需再空间的扩展和互补，依靠提前签订的送电协议运行 √ √ 市场机制通过更灵活的市场发用电计划申报机制、市场调度机制等优化运行；提出灵活调节产品，适宜的灵活性补偿机制能够释放系统已有灵活性注 1. 表中表示资源适宜程度，越多代表资源更适宜提供对应灵活性。色块表示技术具备的灵活性优势。 2. 表中煤电灵活性提升分析立足于煤电存量机组改造，重点在于改造前后煤电向下调节能力的提升。 3. 气电、常规可调节水电和核电的灵活性提升分析立足于新建气电、水电或核电机组。电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议 | 05 | 经过灵活性改造的煤电机组最小出力能够降至额定容量的 30，适宜提供中时间尺度灵活性。灵活性成本主要包括单位调节容量改造成本 600-700 元，以及低负载运行增加煤耗 14-20 克 / 千瓦时对应的可变成本；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，调节范围为额定容量的 -100100，其投资建设成本分别为 1.5 元 / 瓦·时和 6300-7200 元 / 千瓦；需求响应规模一般可达到最大负荷的 3-5，考虑推广费用和相关智能设备以及管理平台成本后，单位投资为 200400 元 / 千瓦，需求响应提升系统灵活性的成本相较于其他资源更低。表 3 部分资源提供灵活性成本组成资源灵活性成本构成固定成本投入 1 成本增量机会成本电源侧灵活性改造煤电常规煤电灵活性改造投资成本 2 600-700 元 / 千瓦低负载运行产生的可变成本增量 14-20 克 / 千瓦时机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量损失部分发电收益燃煤热电联产灵活性改造投资成本 2 300-500 元 / 千瓦低负载运行产生的可变成本增量机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量损失部分发电收益燃气电厂建设投资成本气电置换煤电7013-9457 元/千瓦 3 运行维护成本低负载运行时高于 0.56-0.58 元 / 千瓦时常规水电频繁变水流量导致水轮机叶片寿命损耗损失部分发电收益核电无燃料循环成本增量设备维护更换成本增量损失部分发电收益储能抽水蓄能投资建设成本 6300-7200 元 / 千瓦运行维护成本电化学储能投资建设成本 1.5 元 / 瓦·时运行维护成本退役处置成本绿氢投资建设成本 1.71 元 /Nm 3 生产成本 2065 元 / 千克运输成本 3.913 元 / 千克损失部分发电收益产生其余储能投资建设成本生产成本运行维护成本损失部分发电收益 | 06 | 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议资源灵活性成本构成固定成本投入 1 成本增量机会成本需求侧需求响应前期平台建设、设备更换等投入 200400 元 / 千瓦运行维护成本中断、转移生产的机会成本微电网主、微网连接的平台建设、设备更换投入运行维护成本中断、转移生产的机会成本电动汽车平台建设和设备更换投入充电桩 2000-6000 元其他成本约 70 元 /m 2 运行维护成本电网侧互联互济建设投资成本 1.56 元 / 千米·瓦运行维护成本市场机制优化运行更短时调度策略、更灵活的运行方式和市场机制有助于降低灵活性成本 1区别于单位装机容量的投资，此处为单位千瓦灵活性提升对应固定成本投入 2为单位千瓦灵活性提升规模的成本，区别于电源装机容量单位造价 3指通过气电（最小出力为额定出力的 20）替换煤电（最小出力为额定出力的 50）的方式提升供给向下灵活性 3. 相同规模的不同灵活性资源投入所带来的系统效益不同，合理配置灵活性资源，通过资源优化组合提升综合效益。模拟结果表明，电源侧灵活性资源中煤电灵活性改造和新建抽水蓄能电站分别为成本和提升效果的第一梯队。风光渗透率约为 29 的背景下，同样提升系统 10GW 灵活调节能力时，煤电灵活性改造节约年投资运行费用 10 亿元，对应新能源弃电率从 5.7 降低至 4.1；新建抽水蓄能电站需额外付出 10 亿元，但新能源弃电率显著降低至 2.17。总的来看，煤电灵活性改造提升效果较弱，但成本优势明显；气电置换煤电效果较好，但成本较高；新建抽水蓄能电站效果最好，成本稍高；新建储能电站的灵活性提升效果略弱于抽蓄，投资运行成本也稍低，但储能当前收益不明晰，整体经济性不佳。电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议 | 07 | 图 2 系统灵活运行成本变化图 4. 精细化的模拟分析有助于识别电力系统灵活性在不同时间尺度上面临的挑战，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。粗颗粒度的运行管理视角难以全面地体现电力系统灵活性需求，精细化的运行模拟才能更全面地刻画电力系统不同时间尺度的灵活性需求和灵活性供给能力。风光出力波动性对短时电力平衡的影响愈加显著，电力系统短时间尺度灵活性需求增强，要求系统能够更快速、频繁地匹配供需平衡。15 分钟和 1 小时颗粒度的运行模拟结果显示，气电、抽蓄和储能在 15 分钟颗粒度的运行中降低新能源弃电率的效果略低于 1 小时颗粒度的效果，但较为接近。然而，15 分钟颗粒度的运行下，煤电灵活性改造降低新能源弃电率效果明显变差，较 1 小时颗粒度下的弃电率增加了近 5 个百分点。这表明煤电灵活性改造方式不适宜提供短时间尺度的灵活性，因此过度依赖煤电灵活性改造并不合理，系统需要更优质的快速调节资源来满足短时灵活性需求。 −10 46 10 −1 −55 −16 −63 −68 1.6 2.6 3.5 3.2 2.7 6.3 5.6 5.2 −8 −6 −4 −2 0 2 4 6 −120 −80 −40 0 40 80 煤电改造气电抽蓄储能煤电改造气电抽蓄储能风光低渗透率（2 9）风光高渗透率（5 4）弃电率绝对降幅成本差值（亿元）发电可变成本煤电启停成本年化投资成本气电启停成本提升灵活性额外成本新能源弃电率降低 | 08 | 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议图 3 各情景不同颗粒度典型日模拟结果另一方面，新能源发电占比提高后，系统电力供应不确定性增强，极端天气下电力电量供应不足的情况可能发生，提升长时间尺度灵活性是电力供应充裕性的有效保障，其中发展长时储能是主要手段。抽水蓄能是目前广泛应用的长时储能技术方案，单位分钟的爬坡能力为额定容量的10-50，单位投资约为6300-7200元/千瓦，但受限于水库容量，其持续放电时间一般为 6-12h，不能实现跨日乃至跨周的长时间持续出力。压缩空气储能、熔融盐储能和氢储都是具有发展前景的长时储能技术，其中氢储能在电力、交通和工业等领域具有广泛的应用场景，新能源制氢将成为未来主流的制氢方式。 5. 源 - 网 - 荷 - 储各环节灵活性资源存在优势互补，灵活性多元提升方案能够兼顾提升效果和经济性，实现电力系统多时间尺度灵活性的整体提升。多元组合提升能够吸收各灵活性资源的优势，扬长避短，实现灵活性提升效果和系统投资运行成本的平衡。电源侧多元提升情景和源荷侧多元提升情景对比结果表明需求侧资源能够显著降低灵活性提升的成本，源荷储多元提升表明储能资源能够在较低成本投入的基础上获得较好的灵活性提升效果。因此，应注重多元提升手段，充分挖掘源 - 网 - 荷 - 储各环节灵活性资源，实现各类灵活性资源的协调发展和有序衔接，促进电力系统灵活性的持续稳定提升。近期大力推动煤电灵活性改造和抽水蓄能建设，因地制宜建设气电补充 0 5 10 15 20 25 储能抽水蓄能气电煤电灵活性改造基准情景 13.2 9.3 15.0 20.7 22.9 11.3 7.7 13.5 15.9 21.1 新能源弃电率小时级 15分钟电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议 | 09 | 系统中短时灵活性，重视需求侧资源开发，完善储能收益机制，通过市场化手段推动储能成本的降低和规模化应用。未来煤电向兜底保障电力型电源转型，抽蓄、需求响应、长短时储能等资源将在系统灵活性提升方面发挥重要作用。二、需求侧管理优化用电曲线实现灵活性供增需减随着我国经济进入高质量发展阶段，消费对经济的拉动起主导作用，第二产业用电比重稳步下降，第三产业和居民用电占比逐年提高。受经济发展方式驱动和第三产业及居民用电特性影响，我国电力负荷特性呈现日负荷峰谷差拉大、负荷冬夏季双峰特征明显和最大负荷增速高于用电等新特点。从保障电力供给安全和稳定运行的角度来看，负荷特性变化提高了电力安全稳定供应的难度。图 4 需求侧资源优化负荷曲线示意图需求侧管理通过提前部署和调度需求侧资源能够引导用户行为，优化负荷需求曲线，降低电力供应难度和成本，需求侧资源优化负荷曲线如图 4 所示。具体而言，设计合理的电价机制以及提倡节能高效的生活方式等措施都能够引导负荷用户改变用电行为、自发优化负荷曲线，在电力规划和运行管理之前或期间减少部分峰谷差、平滑和整体降低负荷曲线，提升电力系统的灵活性，继而在运行管理时调度可调用需求侧资源，多环节多层次通优化曲线峰谷差原曲线峰谷差部分时段可转移负荷可中断负荷负荷自发优化节能提效分时电价 null 原负荷曲线优化负荷曲线图4（即图3-4） | 10 | 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议过需求侧管理降低电力安全稳定运行的难度和成本。形象地说，需求侧管理可使负荷先“自扫门前雪”，利用自身能力增供减需来部分解决灵活性难题。电力需求侧管理的具体手段包括阶梯电价、分时电价、价格型需求响应、激励性需求响应等。三、电力市场机制优化完善释放灵活性潜力市场本身并不创造新的灵活性，但通过对不同市场中交易机制的合理调整，可以使得系统中已有的灵活性潜力得到充分释放，且激励电力系统灵活性提升。在辅助服务市场中，针对高比例可再生能源接入系统带来的短时灵活性需求，国外已有市场提出更为细分的灵活性产品，如快速爬坡产品（Flexible Ramping Products，FRP）等，通过对产品进行更细致的划分，完善辅助服务市场对资源提供短时灵活性的补偿和激励机制，有助于市场提供功能更匹配的辅助服务，释放短时间尺度的灵活性潜力。在现货市场中，开展更灵活的市场交易和允许更短期的交易时间尺度，给予市场参与主体进行出力或需求的近实时调整，以及系统对电厂近实时的调度的可能，能够减少系统灵活性需求，充分释放中时间尺度灵活性潜力。德国电力现货市场中更短期的市场交易运行结果也证明了这一点。在容量市场中，基于合理的收益保障机制，激励市场主体投资建设长时间尺度灵活性资源，保障系统长期灵活性容量充裕度，维持未来较长时间内的灵活性资源充足供应。图 5 电力市场释放灵活性示意图短时间尺度中时间尺度长时间尺度小时级、跨日跨周、跨月乃至跨季度、跨年秒级、分钟级电力现货市场容量市场辅助服务市场设计功能匹配的辅助服务产品市场机制灵活，交易时间尺度缩短适时开展建设，满足缓慢增加的大规模向上出力需求释放短时间尺度灵活性潜力释放中时间尺度灵活性潜力保障长期充裕度相互关联有机衔接图5（即图3- 7） | 12 | 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议在上述电力系统灵活性提升思路的基础上，结合我国电力系统发展现状，参考各细分领域的相关规划和政策文件要求，绘制出我国电力系统灵活性提升路线图，如下图 7 所示图 7 我国电力系统灵活性提升路线图大力推动煤电灵活性改造气电 1 .5 亿千瓦抽水蓄能 6 2 0 0 万千瓦短时储能 3 00 0 万千瓦扩大工业用户需求响应规模加快电动汽车基础设施建设居民负荷参与需求响应工商业需求响应规模进一步扩大电动汽车V2G参与电力平衡负荷聚集商参与市场持续推进煤电灵活性改造气电 2 .2 亿千瓦抽水蓄能 1.2 亿千瓦短时储能大规模应用 1. 5 亿千瓦长时储能推广试点煤电灵活性改造基本结束电力辅助调节气电调节电源抽水蓄能主要灵活性电源短时储能灵活性资源主力长时储能成本快速下降工商业需求响应发挥重要作用市场主体放开电动汽车有序充放电发挥作用虚拟电厂、负荷聚合商参与市场电力系统灵活性多元提升路线图资源发挥调节作用主要时期不同时期主力灵活调节资源灵活性改造煤电燃气发电抽水蓄能短时新型储能长时储能商业、居民响应工业需求响应分布式能源电动汽车灵活性需求独立第三方主体资源聚合商储能大型可控电源需求侧供给侧 2025 2030 2 0 3 5 源储侧负荷侧电网与市场机制 ⚫ 电网互联互济 ⚫ 灵活市场体制机制 ⚫ 更短时的优化运行管理充分释放系统已有灵活性和挖掘灵活性潜力最大负荷的5 7000 万千瓦 ≥ 最大负荷的5 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议 | 13 | 在上述电力系统灵活性提升思路的基础上，结合我国电力系统发展现状，参考各细分领域的相关规划和政策文件要求，绘制出我国电力系统灵活性提升路线图，如下图 7 所示图 7 我国电力系统灵活性提升路线图大力推动煤电灵活性改造气电 1 .5 亿千瓦抽水蓄能 6 2 0 0 万千瓦短时储能 3 00 0 万千瓦扩大工业用户需求响应规模加快电动汽车基础设施建设居民负荷参与需求响应工商业需求响应规模进一步扩大电动汽车 V2G 参与电力平衡负荷聚集商参与市场持续推进煤电灵活性改造气电 2 .2 亿千瓦抽水蓄能 1.2 亿千瓦短时储能大规模应用 1 .5 亿千瓦长时储能推广试点煤电灵活性改造基本结束电力辅助调节气电调节电源抽水蓄能主要灵活性电源短时储能灵活性资源主力长时储能成本快速下降工商业需求响应发挥重要作用市场主体放开电动汽车有序充放电发挥作用虚拟电厂、负荷聚合商参与市场电力系统灵活性多元提升路线图资源发挥调节作用主要时期不同时期主力灵活调节资源灵活性改造煤电燃气发电抽水蓄能短时新型储能长时储能商业、居民响应工业需求响应分布式能源电动汽车灵活性需求独立第三方主体资源聚合商储能大型可控电源需求侧供给侧 2025 2030 2 0 3 5 源储侧负荷侧电网与市场机制 ⚫ 电网互联互济 ⚫ 灵活市场体制机制 ⚫ 更短时的优化运行管理充分释放系统已有灵活性和挖掘灵活性潜力最大负荷的 5 7000 万千瓦 ≥ 最大负荷的 5 五、政策建议 1� 明确灵活性资源发展定位，加强规划统筹衔接，源网荷储多维度协同提升新型电力系统灵活调节能力。 “十四五”时期是能源低碳转型的重要窗口期，可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段，必须加快构建新型电力系统，全方位提升系统灵活性，促进可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展。明确灵活性资源在新型电力系统中的定位，加快各类灵活性资源开发建设，提升新型电力系统对高比例可再生能源的适应能力；改善新能源发电涉网性能，提升新能源存储能力，统筹新能源高比例消纳和系统整体优化，科学制定新能源合理利用率指标；立足区域特点，准确评估不同时间尺度下新型电力系统灵活性需求，加强近中远期系统灵活性提升方案的衔接；加强各类能源电力规划方案的统筹协调，出台灵活性资源专题规划，加强各类灵活性资源建设的衔接；全面细化分析源网荷储各环节灵活性资源的技术和经济特性，科学评估不同灵活性资源组合的综合效益，重视市场机制对灵活性资源潜力释放的引导作用，推动源网荷储多维度灵活性协同提升，更加经济地提升新型电力系统各阶段的灵活调节能力。 2� 提升电源侧灵活性资源建设与利用水平，分步骤紧密衔接电源建设和灵活性挖掘策略。 “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、新建气电和抽水蓄能等资源，根据工程周期长短按照煤电改造、气电到抽水蓄能的顺序做好项目建设衔接，把控灵活性能力持续提升的节奏；现阶段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灵活性；长期需合理控制煤电装机规模，强化多类型灵活性电源的组合发展，通过调控多种灵活性电源的结构占比降低系统提升灵活性的总成本。重视可再生能源自身的调节能力，深挖大规模可再生能源灵活性潜力。利用数字化技术提升新能源出力的预测精度，配合更为精细的电网调度指令，减少临时调节需求，来“等效”提升系统灵活性；通过储能和跨区输电“改变”新能源的出力曲线，满足本地的负荷实时平衡；常规水电在适宜地点增设蓄水库，获得一定的调节能力；统筹灵活性提升与新 | 14 | 电力系统灵活性提升技术路径、经济性与政策建议能源发展，依据实际需求制定切实可行的差异化路线图，实现电力系统灵活性提升“有主次、分先后、能互补”。 3� 加强电网基础设施建设及智能化升级，提升电网的灵活运行能力和灵活性资源优化配置能力。利用跨区输电减轻送端省份新能源消纳压力，加强智能配电网建设更好支撑分布式能源发展，提升新能源的外送消纳和就近消纳水平；“十四五”期间着重提升跨省区输电线路利用率，加强配套电源建设、开发新能源输电安全稳态技术、消除省间交易壁垒，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；重视电网控制技术理念革新，在分布式电源大规模接入柔性直流配电网的拓扑结构优化与故障主动控制、交通网与分布式配电网的衔接融合、区域交直流配电网区间动态估计、主配网协同的发用电优化控制、灵活智能电网对源荷互动和长短期储能结构化配比的兼容优化等方面提升电网的灵活调节能力。 4� 深挖负荷侧资源系统价值，作为应对电力系统灵活调节高边际成本问题的关键手段。电力系统调节需求的增加导致调节服务的边际成本快速上涨，应避免利用传统电源满足尖峰负荷所导致的极高单位供电成本；通过需求响应资源（可中断、可转移、可调节负荷）的“削峰填谷”实现负荷曲线优化，降低电力系统调度平衡压力；“十四五”期间需充分利用峰谷分时电价、需求响应市场化报价等手段，引导用电负荷的时段性偏移，在基础条件较好的地区实现 5 甚至更高水平的需求响应规模；鼓励用户的用电和运营模式创新，使用电负荷更加契合新能源发电出力的时段性特征，形成“虚拟电厂”调节效应。 5� 加快新型储能创新进步，实现新型电力系统的大规模电能时空调度。积极推动储能发展，在