黄少中 中国能源研究会研究员、双碳产业合作分会主任
新型电力系统是实现“双碳”目标和能源转型的重要支撑，提升系统灵活调节能力则是新型电力系统建设的关键要素。随着新型电力系统加快构建，新能源占比持续提升，高比例新能源发电伴生的波动性、间歇性和随机性，使得系统调频、调峰等资源需求大幅增加，而灵活调节资源严重不足，这已经成为新型电力系统建设要解决的重要问题之一。近期，国家发展改革委、国家能源局发布《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，提出电力系统调节能力规划、调用、市场全环节要求，强调因地制宜提升电力系统调节能力和调用水平，有效支撑新能源消纳利用。本文根据前期调研成果，选取西北地区和广东省作为典型的送、受端地区案例，对灵活调节资源基本情况和问题展开探讨。同时基于西北和广东灵活调节能力提升的研究分析，结合全国其他地区的实践，对贯彻落实国家发展改革委、国家能源局文件要求，提升灵活调节能力的方向和措施提出建议。
灵活调节资源，即短期内能快速响应电力系统中的负荷变化、提供或吸收系统的功率负荷的资源，这种资源存在于源网荷储各个环节，如发电侧的煤电、电网侧的大型输电通道、负荷侧的充电设施和电动汽车、储侧的传统抽水蓄能和电化学新型储能。
西北地区的灵活调节资源主要包括火电、水电、电化学储能及可调节负荷。截至2023年4月，西北电网火电灵活性改造规模已达9617万千瓦，并将力争在2025年实现公网主力火电机组平均深调能力达到25%。水电的长周期和日内调节能力稳定，“丰年送、枯年购”策略可平抑龙头水库上游来水近50%的数量波动，水电日均调整480万千瓦，相当于10台60万千瓦的火电机组同时深度调峰。电化学储能装机2110万千瓦，西北全网储能最大放电电力可达771万千瓦、最大充电电力947万千瓦。就可调节负荷而言，已接入电动汽车、充电桩、高载能负荷等1300万千瓦。
当前，西北地区的灵活调节能力提升在电源侧、电网侧和负荷侧仍面临一些挑战。第一，电源侧成本偏高、挖掘不足。常规火电灵活性改造推进滞后。30万—60万千瓦纯凝汽式火电机组最小稳定出力由50%降至30%的单位千瓦改造成本在125元/千瓦左右，按单位千瓦灵活性调节容量折算为625元/千瓦，大型热电厂改造成本为444元/千瓦。电化学储能建设一次性投入大，抽蓄等灵活调节电源建设缓慢，存在成本疏导和生态环境风险，且清洁能源可提供的灵活性资源存在较强的不确定性，导致灵活性资源供应结构问题突出。第二，电网侧的灵活调节资源种类少、技术要求高，跨区域输电通道灵活调节能力及互济不足。现行调度模式普遍遵循分调度区独立的原则，未能充分发挥大电网资源优化配置作用。特高压直流通道一定程度上参与受端区域调峰，但调节频次和幅度基本固定，且基本不考虑送端调峰需求。第三，负荷侧实施规模偏小，实现方式单一，需求侧响应没有完全激活。现行峰谷电价难以充分引导用电行为，且需求侧响应基础设施仍未全面普及，虚拟电厂等新型用能和调节方式尚处于试点阶段，电力市场资金有限，负荷资源和发电资源形成零和博弈，不利于激励整个系统的灵活性提升。
要解决这些问题，可从两个方面入手。一方面，从源网荷储四端挖掘拓展灵活性资源的调节潜力。电源侧推进煤电灵活性改造，加快建设抽蓄，优化流域梯级水电调度的同时，适当发展光热电站，发挥其发电兼具储能的作用，引导新能源积极参与调节，综合考虑技术经济性，合理确定新能源利用率目标；电网侧规划跨省跨区输电通道，探索直流输电通道多阶梯运行，加强送受端省份对接协作；负荷侧发展自动需求响应、负荷聚集等技术，提升大工业高载能负荷灵活性，推动电动汽车纳入调节，因地制宜发展多元负荷；储能侧根据系统需要合理定位储能发展方向，多元化推进储能技术研发应用，优化储能布局场景，合理确定发展规模、设施布局、接入范围和建设时序。另一方面，完善交易机制和价格政策，调节市场主体参与灵活性调节的积极性。针对源网荷储各环节，分别完善容量补偿机制、跨省跨区电能交易机制、需求侧响应的成本疏导机制、面向抽蓄和新型储能的容量补偿与市场参与机制；针对不同市场交易品种，在辅助服务市场完善对提供短时灵活性资源的补偿和激励机制，在现货市场开展更灵活的市场交易、允许更短期的交易时间尺度等，在容量市场中，激励市场主体投资建设长时间尺度灵活性资源。
广东省灵活调节资源的分布情况与西北存在一定差别。电源侧包括煤电、气电、抽水蓄能电站等资源，在较长时间内将作为提升电力系统灵活调节能力的主要手段。其中，煤电提升效果稍弱，但成本优势明显；而气电启停快、负荷适应性强、运行灵活，但成本较高。电网侧的智能变电站覆盖率达到80%，智能电网调度控制系统实现了对95%以上电力设备的实时监控；与周边省区的电力互联互通能力不断提升，清洁能源占比达到60%；2024年投产、新开工和前期预备的新型储能项目总装机规模超过23吉瓦。用户侧分布式光伏装机容量超过1500万千瓦，年发电量超100亿千瓦时，可聚合形成规模化调节能力，作为独立经营主体参与市场交易；2021年还启动了日前邀约、可中断负荷和直控型可调节负荷竞争性配置等需求响应。储能侧已投运抽蓄总装机容量约900万千瓦，每年可提供约80亿千瓦时的调峰电量，2025年梅蓄二期投产后，将共提供约1200万千瓦的调节能力；独立储能迎来加速发展，备案项目一般储能时长为2小时。
预测在2025年，广东省的灵活调节需求将呈现调峰需求增加、快速响应需求提升、辅助服务需求扩大、需求侧响应规模扩大、区域电力交换增加等特点。该省提升灵活调节能力主要存在五大挑战：一是春节期间调峰困难；二是汛期调峰困难；三是台风、寒潮等特殊天气系统调节困难；四是局部时段西电超计划送电给省内系统安全运行控制带来压力；五是未来省内新能源消纳存在困难。
作为我国经济强省与西电东送受端，广东在灵活调节性资源发展方面具备优势，但也面临挑战。电力市场起步早、市场化程度高，灵活调节性资源类型多样，但发展缺少系统性规划且价值评估体系不够完整，现阶段系统优化配置能力有所欠缺，需在源网荷储四个环节同时发力，进一步挖掘灵活调节能力。
实施路径可分为两个阶段。第一个阶段是2025-2030年。主要依靠煤电灵活性改造、新建抽水蓄能，辅以新型储能发展、发挥用户侧资源应用等措施提升系统灵活调节能力。第二个阶段是2030-2035年。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调节性凸显，发挥气电作用、扩大抽蓄应用、深化煤电灵活性改造、实现需求侧储能规模化应用、发展电动汽车与电网V2G技术、通过多元化资源的协调优化提升系统灵活调节能力。
基于西北和广东灵活调节能力提升的研究分析，结合全国其他地区的实践，本文对贯彻落实国家发展改革委、国家能源局文件要求，提升全国灵活调节能力的方向和措施提出五个方面的建议。
1、加强灵活调节能力规划布局
科学测算需求：结合新能源增长规模和利用率目标，精准测算不同地区、不同时间段的调节能力需求，明确新增煤电灵活性改造、气电、水电、抽水蓄能、新型储能、光热、友好型新能源、电网侧和负荷侧调节能力的具体规模。
统筹资源建设：将调节能力建设方案纳入能源电力发展规划并编制建设方案，合理优化各类调节资源的建设目标、布局和时序，加强调节能力规模与新能源发展的衔接。
优化电源结构：统筹各类电源规模和布局，确保可靠发电能力满足电力电量平衡需要，并留有合理的裕度；增强常规电源调节支撑能力，如新建煤电机组全部实现灵活性改造，存量煤电机组灵活性改造应改尽改；大力支持流域龙头水库电站建设，推进流域水电扩机增容等灵活性提升改造；积极布局系统友好型新能源电站，因地制宜建设光热电站，鼓励生物质发电发挥调节能力。
提升电网配置能力：加快跨省跨区输电通道建设，建立跨省跨区备用共享机制，提高电力应急供应能力。充分考虑区域间、省间电力供需互补情况，合理提出区域间、省间调节资源优化配置方案，优化运行方式，健全跨省跨区市场机制，实现各类调节资源的共享调配。
大力发展储能：在合理规划发展抽水蓄能电站的同时，科学安排新型储能发展规模，加快实现其规模化应用，并完善调用和市场化运行机制；在电网关键节点、电网末端科学布局新型储能，提高电网灵活调节能力和稳定运行水平；推动长时电储能、氢储能、热（冷）储能技术应用，结合应用场景构建储能多元融合发展模式。
激发需求侧响应：开展典型地区高比例需求侧响应，依托新型电力负荷管理系统促进供需协同运营；推动工业负荷、空调负荷、用户侧储能及分布式电源、电动汽车等多元用户资源参与需求响应，推动其参与系统灵活调节运行，减少系统峰谷差；建立需求侧灵活调节资源库，优化调度运行机制，完善市场和价格机制，充分激发需求侧响应活力。
2、提升灵活调节资源调用水平
完善分级调度：立足现行调度体系，结合各类调节资源功能定位，科学确定调度关系，强化各级调度优化衔接，严格按照“三公”原则实施调度和“两个细则”考核管理。
明确调用序位：综合考虑系统需要、调度安全性、调节经济性等因素，研究提出各类调节资源的合理调用序位表，明确资源调用原则、优先级等，尽量减少主力煤电机组频繁深度调峰、日内启停调峰。
创新调用手段：制定并完善新型储能调度运行细则，在新能源消纳困难时段优先调度新型储能，实现日内应调尽调。同时，建立需求侧灵活调节资源库，制定需求侧资源常态化参与系统调节方案。
3、完善灵活调节资源参与市场机制
建立市场体系：完善体现灵活调节价值的市场体系和价格机制，使新型储能及各类调节资源具有独立市场主体地位，合理设置峰谷价差，完善辅助服务市场总体费用及分摊办法，开展容量补偿试点，推动新能源参与电力市场交易。
丰富辅助服务品种：鼓励各地区因地制宜设置备用爬坡、转动惯量等辅助服务品种，建立以调节效果为导向的市场机制，完善区域级辅助服务市场，鼓励建立区域内负荷侧可调节资源的跨省调用和交易机制。
优化市场出清模型：加强市场组织能力，投入算力确保电力市场高效运转，提高市场出清精细化水平，借鉴典型市场建立辅助服务市场与能量市场联合出清的方式，实现两个市场整体成本的最小化。
4、加强灵活调节能力经济性评估
开展长周期测算：基于电力市场供需形势、市场电价水平、系统净负荷曲线等，开展长周期仿真测算，评估调节能力经济性和对电价水平的影响，为调节能力的建设与优化提供经济依据。
动态评估与调整：定期对已投运的调节资源如抽水蓄能电站、新型储能等的调用情况进行评估，确保其充分发挥系统调节能力。同时，根据评估结果和市场变化，及时调整调节资源的建设规模、布局和时序。
5、强化灵活调节资源建设和调用情况监管
明确监管责任：明确能源主管部门、能源监管部门、电力调度机构等在灵活调节资源建设和调用监管中的职责，建立协同监管机制，确保各项政策措施落实到位。
加强过程监管：对调节资源的规划、建设、并网接入等全过程进行监管，确保项目按照规划要求和标准规范实施，及时发现和解决建设过程中出现的问题。
强化调用监管：监督电力调度机构严格按照调用序位表和市场交易结果进行资源调度，确保各类调节资源公平、合理、高效地参与系统调节，防止出现调度不公、资源闲置或过度调用等问题。
（eo特约记者蒋婷根据作者在2024中国能源研究会电力圆桌年会上的演讲整理而成）
编辑 姜黎
审核 黄燕华
