既要经济性又要安全性，灵活性电源需“组团”发力

根据国家能源局的数据，截至今年5月底，我国可再生能源发电总装机达到11亿千瓦，同比增长15.1%，约占总装机规模的45%左右；其中，常规水电3.6亿千瓦、抽水蓄能0.4亿千瓦，风电、光伏发电、生物质发电等新能源发电装机突破7亿千瓦。这离我国在2020年12月的气候雄心峰会上所承诺的到2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上的目标越来越近。

随着我国“双碳”目标的提出，高比例的新能源将成为新型电力系统的发展趋势和重要特征，但新能源的波动性和间歇性也将严重挑战着电力系统的安全稳定运行。

由自然资源保护协会（NRDC）与华北电力大学合作完成的《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》（以下简称“报告”）于今日发布。由《报告》可知：现阶段我国在风光发电量占比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。

华北电力大学经济与管理学院张健博士表示，新型电力系统的构建要确保经济性、环保性和安全性这三个目标。

“新能源快速发展是能够满足我们对于环保性目标的追求，但如果说系统灵活性不足，会带来可再生能源的消纳问题，这会影响到系统的经济性，同时，我们也应该注意到，灵活性不足还会带来比较严重的电力安全供应问题。因此，在这样一个多个目标的约束之下，灵活性的提升就成了构建新型电力系统的关键。”

那么，如何增加电力系统的灵活性？

从灵活性调节电源的类型来看，在发电侧，煤电适合进行小时级和跨日的出力调整，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；在需求侧，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。

张健指出，技术特点和经济性是灵活性调节电源选择的关键，例如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。因此，灵活性调节电源应进行多元组合，建议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。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海表示，我国应立足资源可得性有序推进灵活性资源部署，“十四五”时期的重点任务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年抽水蓄能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”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，袁家海预计：“我国大电网建设的顶峰预计在2035年左右到来，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。”

根据《报告》可知，“十四五”期间，我国的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。到了“十五五”时期，随着风光渗透率的进一步提高，短时间尺度和长时间尺度灵活性调节的重要性凸显，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将更多样，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将为储能和需求侧资源。