我国电力系统灵活调节能力需求探讨

赵强 ,  张玉琼 ,  周孝信 ,  陈紫薇 ,  闫华光 ,  杨宏华

工程（英文） ›› 2024, Vol. 33 ›› Issue (2) : 12 -16.

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工程（英文） ›› 2024, Vol. 33 ›› Issue (2) : 12 -16. DOI: 10.1016/j.eng.2023.11.015
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我国电力系统灵活调节能力需求探讨

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A Discussion on the Flexible Regulation Capacity Requirements of China’s Power System

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赵强,张玉琼,周孝信,陈紫薇,闫华光,杨宏华. 我国电力系统灵活调节能力需求探讨[J]. 工程（英文）, 2024, 33(2): 12-16 DOI:10.1016/j.eng.2023.11.015

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以风光为主的可再生能源高比例并网将是“双碳”目标下我国电力系统的显著特征之一[1‒2]。风电和光伏发电机组具有天气依赖性，且通过电力电子设备并网，导致其对电力系统稳定性支持能力不足[3]。随着风光装机容量和发电量快速增长，并逐渐占据主导地位[4]，电力系统抗扰动能力将不断降低[5]，电源侧波动性和不确定性持续增加，电力电量平衡难度显著加大[6‒7]，电力系统面临电力保供与新能源消纳的双重压力[8]，深刻影响系统安全稳定运行和可再生能源大规模开发利用[9]。为解决上述问题，需以高效经济的方式增强电力系统灵活性，支撑构建新型电力系统和推动能源转型[10‒11]。在此背景下，国内外已针对电力系统灵活性问题，在灵活性定义[12]与评估[13]以及灵活性资源分析[14]、规划[15]和控制[16]等多个方面，开展了相关研究。
本文首先开展了能源转型过程中电力系统平衡特性分析，然后进一步探讨了不同转型阶段我国电力系统灵活调节能力需求类型，最后从技术和政策两个视角，提出电力系统灵活性提升相关建议。

1 新型能源体系下电力系统供需平衡趋势分析

1.1 新能源发展趋势

以风光发电占比提升为主要特征的电源结构清洁低碳转型，是未来我国电力系统发展的必然趋势。根据我国未来能源电力发展情景预测相关研究[17]，预计2060年，风光发电装机容量将从2020年的535 GW增加至6011 GW，水电、生物质等其他可再生能源装机容量预计达到818 GW；风光发电装机占比、发电量占比将从2020年的24.1%、9.6%分别增长至76.0%、60.0%左右（图1）。总体上，风电、光伏等波动性新能源发电在我国电源结构中的发展将呈现“小装机小电量‒大装机小电量‒大装机大电量”的演化过程。

1.2 电力系统平衡特性变化

电能供需实时平衡是电力系统运行的基本前提和重要特征。一般来说，电力负荷需求受用户用电行为影响，可控性较低。为保证电力电量平衡，电源侧的传统化石燃料发电厂可通过调整燃料投入控制其发电功率输出，以适应负荷波动，而风光发电机组具有显著的天气依赖性，功率难以精准预测，尤其是中长期时间尺度预测难度较大。若在负荷高峰时风能或太阳能资源不足，可能造成电力供应短缺；若负荷低谷时风光资源过剩，则将影响新能源利用率。上述矛盾将随着风光新能源发电占比增加而日益严峻。

风光资源的间歇性、随机性和波动性，将在不同维度给电力系统安全稳定运行带来多样化挑战，进而造成系统电力电量平衡呈现不同类型的主要矛盾，如表1所示。在运行场景维度，正常天气下，若常规机组备用容量或其他灵活调节手段不足，可能在日内出现电源出力无法满足负荷需求的功率缺额问题或负荷低谷时新能源利用率不足问题；极端天气条件下，则可能在短时电力不足基础上，叠加出现电量层面的长时段、持续性平衡问题。在时间尺度维度，风光发电与负荷不匹配造成的短时间尺度有功功率偏差将可能造成电网频率稳定风险，中时间尺度主要反映为小时级的有功功率平衡问题，长时间尺度主要反映为风光高渗透率下的电量不平衡问题。

1.3 电力系统灵活调节资源现状

当前我国电力系统已具备一定的灵活性资源，包括煤电机组灵活性改造、抽水蓄能、新型储能、需求响应等。近年来，我国积极推进煤电灵活性改造，经热电解耦、低压稳燃等技术改造后，煤电机组最小稳定出力在纯凝工况下可降至额定容量的20%~30%，供热工况下可降至50%左右[18]；截至2022年年底，抽水蓄能装机规模达到45.79 GW，已投运新型储能装机约8.70 GW [19]；“十三五”期间，国家电网经营区累计削峰响应18.53 GW、填谷响应19.25 GW [20]。但限于场景适应性、技术经济性等因素，当前电力系统灵活调节能力难以支撑更大规模新能源发展需要。一是煤电灵活性改造释放的调节容量将随煤电逐步退役而相应减少，远期对系统调节能力提升效果有限；二是随着新能源渗透率不断提高，源荷长时间不匹配问题将愈加突出，短周期规模储能技术可能难以满足系统多样化调节需求；三是受用户行为、市场机制等因素影响，需求响应在未来场景下将面临实施可控性不足和成效波动大等问题。

2 新型电力系统灵活调节能力需求分析

灵活调节资源技术特性对比如表2 [18,21‒23]所示，各类灵活调节技术在不同时间尺度调节能力和天气敏感性方面存在差异。随着新能源装机规模持续增加，不同发展阶段系统灵活性调节能力需求也将发生变化。

2.1 近中期（2030年前）

2030年前，火力发电仍为主体电源，该阶段电力系统的发展重点在于提升可再生能源消纳利用，促进波动性可再生能源与传统火电机组协同发展。中短时间尺度电力平衡问题是该阶段的主要矛盾，对系统惯量、频率响应、爬坡能力、备用容量和机组最小出力提出更高要求。应充分发挥存量调节作用，挖掘传统发电机组及负荷侧调控潜力，支撑电网安全稳定运行。

在电源侧，大力推动技术成熟、成本可控的煤电机组灵活性改造，充分发挥煤电“支撑性强、可控性高、效果显著”的调节性能优势，尤其在抽蓄较少、热电联产机组居多的“三北”地区，改造需求更为迫切。由于资源禀赋原因，我国目前仍保有大量性能较为优异、服役年限较短的煤电机组，假设2022年我国在运煤电机组全部完成灵活性改造，最小技术出力从额定功率的50%降低至40%，则可释放约112.4 GW灵活调节容量，约为2022年风光装机容量的14.8%。2020—2030年，我国小时级爬坡能力需求预计将增加50% [24]。此外，可探索研究生物质气化冷热电联供等其他可再生能源在惯性支撑、负碳排放和多能源高效利用等方面的重要能力[25]。在负荷侧，制定科学合理的价格机制或合约机制，优先挖掘短时间尺度需求响应调节能力。在储能侧，宜遵循“先短后长、因地制宜、适度配置”原则合理推动储能建设，在现阶段超前布局长时间储能技术研究；研究表明，为满足我国2030年新能源消纳及电动汽车发展，需配置储能规模约106.6 GW/426.8 GW‧h（不含抽水蓄能）[26]。此外，通过太阳能热泵[27]等技术研发应用，推动非化石能源非电利用，在电气化转型进程中不断优化终端用能结构，以调整电力负荷需求曲线特性，间接降低其他类型灵活性资源需求。

2.2 中长期（2030‒2060年）

2030年后，煤电机组逐步退役，风光发电占比持续提升并成为主体电源，短时间尺度电力平衡与长周期电量平衡问题交织成为主要矛盾，极端天气对高比例新能源电力系统的威胁日益加剧。充足的系统灵活调节能力不仅将成为可再生能源规模化并网消纳的关键，也是系统安全运行的必要保障。

为实现该阶段电力系统安全稳定经济运行，应“存量优化”与“增量配置”双管齐下，发挥改造后煤电机组的支撑作用，持续完善负荷侧需求响应机制，重点推进长时储能技术应用。一是拓宽传统机组升级改造途径，为系统提供可靠惯量支撑、爬坡灵活性及供电充裕性。例如，将碳捕集、可再生能源电力制氢、甲烷/甲醇合成、燃氢轮机等技术与传统煤电机组融合，构建具有多种绿色燃料生产能力和高灵活调节能力的综合发电单元[28]。二是进一步加强源荷自身调节能力。一方面，加强新能源发电精准预测和主动支撑能力，提升新能源发电机组抗扰动能力；另一方面，持续扩大需求响应规模，着力建立健全激励机制，实现用户侧资源智能感知、主动响应和友好调控。三是采用多种储能介质互为补充、相互配合，结合系统平衡特性及经济性分析，合理选取储能形式或组合配置方案，发挥其综合调节作用。根据国际能源署相关研究[29]，预计2060年储能（包括抽水蓄能）和需求响应将占系统总调峰备用容量的40%；短时间尺度需求响应将提供约50%爬坡调节容量，而可调节电源和储能将满足更长时间的爬坡调节需求；核电、其他化石燃料发电机组、水电、生物质发电等将为系统稳定运行提供主要的旋转惯量支撑。相关研究预测2050年我国电力系统装机容量约5546 GW，在此情景下储能（不含抽水蓄能）需求规模将达到约513.0 GW/2083.6 GW‧h [26]。

综上，结合我国电力系统供需平衡演化趋势研判，充分考虑技术类型与场景适配性，系统灵活调节能力配置需遵循“近中期大力推行煤电升级改造，全过程持续提高新能源运行控制水平，积极实施负荷侧需求响应，有序推进各类储能技术应用”发展路径，推动电力系统灵活调节能力提升。我国新型电力系统不同发展阶段电源结构、主要挑战及应对措施总结如图2所示。

3 有关建议

基于前述对我国未来高比例新能源接入电力系统面临的挑战和相关举措分析，提出以下建议：

（1）持续加强电网网架结构是系统灵活调节能力有效发挥的物理基础。推进网架结构优化，加快新型输电技术研发应用，建设具有抵御严重故障冲击能力、资源配置能力的坚强电网，为保障调节措施运行奠定基础。

（2）着力加强新能源和负荷功率预测是系统灵活调节能力合理布局的基本前提。持续开展数值天气预报研究，提升新能源发电及负荷预测精度，实现源荷波动的可测、可观、可预知，为系统调节能力有效配置提供依据。

（3）远近结合梯次接续布局实施各类灵活调节手段是系统灵活调节能力提升的主要路径。近期，大力推进煤电灵活性改造、负荷需求响应实施应用，合理配置中短时间储能，超前布局新能源主动支撑、长时储能等技术研发储备；中长期，持续发挥煤电机组调节能力，健全完善需求响应机制，推动新能源主动支撑、氢能等技术规模化应用，全面支撑电力系统安全稳定运行。

（4）持续开展系统平衡特性及相关应对措施分析是系统灵活调节能力提升的有效手段。结合电源结构、网架形态、负荷特性等因素，定期滚动开展系统电力电量平衡形势研判，从运行情况监测、短期配置计划、长期储备规划等多时间尺度，建立健全系统灵活调节能力现状跟踪、问题分析及风险防控机制。

（5）促请政府出台相关措施推广应用激励政策是系统灵活调节能力提升的机制保障。推动政府重点关注电力系统灵活调节能力提升需求，针对煤电改造、储能、氢能、生物质能等技术研发应用，分阶段有计划制订相关支持激励政策，加强产学研等各界资源统筹联动，协同应对新能源渗透率提高带来的系统性平衡风险。

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