一、當前系統調節能力逐步提升，但仍存在諸多薄弱環節

 

系統調節能力的需求是伴隨著新能源的發展而不斷擴大的。在標桿電價和國家財政補貼政策的驅動下，新能源自“十二五”以來進入了規模化快速發展階段，部分地區出現了較為嚴重的棄風棄光問題，主要集中在“三北”地區尤其是冬季供暖期，系統調節能力不足問題逐步顯現，并引起社會的廣泛關注。

 

從源網荷三端具體來看，我國“富煤貧油少氣”的能源稟賦決定了我國以燃煤發電為主的電源結構，電力系統靈活性較低，然而由于相關配套機制的缺失，我國各類靈活性調節電源建設、改造進展緩慢，難以適應伴隨新能源發展日益增長的調節能力需求；部分區域清潔能源消納受網架影響明顯，跨省區通道送電能力未達到設計要求，與此同時，我國現行電力市場交易主要以送受端政府間“網對網”框架協議為基礎，送受雙方消納責任不明確，地區間和不同市場主體間利益難以有效平衡，跨省區清潔能源消納普遍面臨著受端市場對外來電價格和曲線要求高的問題；此外，長期運行的電力峰谷電價制度已難以適應電力系統綠色低碳發展的需求，亟需建立電力現貨市場等相關機制，進一步提升需求側靈活性。

 

為應對新能源消納問題，“十三五”電力發展規劃提出“加強調峰能力建設，提升系統靈活性”，高度重視電力系統調節能力建設，從負荷側、電源側、電網側多措并舉，充分挖掘現有系統調峰能力，加大調峰電源規劃建設力度，著力增強系統靈活性、適應性，破解新能源消納難題。規劃還提出加快抽水蓄能電站建設和全面推動煤電機組靈活性改造、優化電力調度運行、大力提高電力需求側響應能力等具體舉措。“十三五”期間，在各方的共同努力下，特別是電網企業持續深挖大電網的靈活調節潛力的支持下，全國新能源消納形勢持續向好，新能源利用率持續提升。

 

需要注意的是，系統調節能力依然存在諸多薄弱環節，總體仍處于滯后狀態。一方面，電源側靈活性調節電源建設及改造力度仍顯不足，“十三五”期間，火電靈活性改造、抽水蓄能建設分別僅完成了規劃目標的40%和50%；另一方面，新能源跨省區輸送比例仍然偏低，由于配套電源建設滯后或受電網安全穩定運行的限制，部分跨省跨區通道的新能源電量占比低于30%，跨省區消納能力還有待提升。總體來看，支撐新能源持續高效消納利用的基礎仍不牢固，系統調節能力建設仍需重點關注。

 

二、未來系統調節能力需求逐步攀升，且呈現不同時空尺度特性

 

“十四五”是碳達峰的關鍵期和窗口期，對新能源更高速度、更大規模的發展提出了外在需求。同時，“十四五”也是新能源發展由補貼驅動轉為市場驅動的轉折期，新能源自身的度電成本持續下降，為更大規模發展提供了內在動力。預計“十四五”期間新能源裝機將保持年均1億千瓦以上的高速增長，消納壓力大幅增加。

 

進入“十四五”時期，系統消納能力不足問題已在局部地區開始顯現。受上年度新能源集中新增并網規模大、能耗雙控或其他因素導致地區負荷增速下滑、新能源資源條件較好等單一或多重因素影響，局部地區出現棄風棄光短時增長現象，以青海及內蒙古最為突出。可見，棄風棄光發生反復的風險依然存在。經過研究測算，為確保年均新增1億千瓦以上的新能源維持在合理的利用水平，在抽水蓄能、調峰氣電按預期投運的基礎上，還需要新增火電靈活性改造1.2億千瓦以上，并依托存量特高壓通道、火電點對網通道以及新建西電東送通道，新增跨省區輸送新能源1.3億千瓦左右，同時建設3000萬～5000萬千瓦（≥2小時）的新型儲能。考慮當前火電靈活性改造缺乏有力的市場激勵機制，新型儲能的建設成本仍然較高，新能源跨省區外送涉及到送受端網源協調和建設工期等問題，上述措施存在落實不到位的風險。從五年發展來看，系統調節能力需求高，新能源消納的壓力整體較大。

 

展望未來，為構建以新能源為主體的新型電力系統，在水電、核電等非化石能源發展潛力有限的形勢下，大力推進風電、光伏發電等新能源發展是能源電力行業實現碳中和的必然選擇。在新能源大規模發展的同時，水電、抽水蓄能電站等靈活性調節電源受資源、站址及生態環保等因素限制，發展規模有限；而大部分煤電也將因為碳排放及化石能源利用等問題逐步退出歷史舞臺，系統內靈活性調節電源比例降至極低，新能源消納利用形勢將更加嚴峻，系統調節能力需求巨大，對新型儲能的建設需求更為迫切。儲能通過對電能的時空轉移實現調節作用。當前，以鋰離子電池為代表的電化學儲能技術初步具備了規模化應用的條件，但其更適用于短時的能量轉移。新能源成為主體電源之后，高比例新能源的季節性出力特性將更加突出，在新能源低出力的季節，系統供需平衡將難以維系；而在新能源高出力的季節，則可能出現棄風棄光問題。近日，東北地區因煤電降出力少開機，同時新能源低出力導致的拉閘限電，實際就是未來新型電力系統下煤電逐步退出舞臺的一個可能場景。從未來發展趨勢來看，系統調節能力的建設將更多的依賴于可以滿足不同時空尺度的新型儲能技術。

 

三、關于系統調節能力建設的幾點建議

 

一是關于系統調節能力提升路徑。“十四五”期間將以電力消納為抓手，推動新能源與電力系統的融合發展，加快電源側靈活調節、需求側響應、電網聯合調節和余缺互濟等能力建設，結合我國資源稟賦和當前技術經濟發展情況，以降低全系統成本為目標，多措并舉有序提升電力系統調節能力。

 

二是關于“十四五”期間系統調節能力建設。源側，持續推進現階段最具經濟性的火電靈活性改造；以已開工的抽水蓄能電站、新能源+電化學儲能電站為主新增一批靈活調節電源。網側，進一步打破省間壁壘，提升電網的清潔電力靈活優化配置能力，進一步提升跨省區通道的輸電能力和新能源電量占比，力爭將存量輸電通道平均可再生能源電量輸送比例提升至40%左右；規劃新建輸電通道實現可再生能源電量占比百分百達到50%以上；同時探索適應高比例可再生能源電力系統的調度運行體系。荷側，積極發揮用戶側需求側響應能力，考慮通過技術改造提升大工業高載能負荷靈活性，發展電供暖、電制氫等靈活負荷，因地制宜發展大數據中心靈活負荷，引導電動汽車有序充放電等方面開展需求側響應。統籌提升源、網、荷側協調能力，開展新型電力系統試點示范，試點建設一批高可靠性、高靈活性的新能源綠色電站；積極推動源網荷儲一體化就地開發利用模式與示范工程；按照“風光儲”“風光水儲”一體化開發利用模式，探索建設百分之百可再生能源的新型“西電東送”輸電通道。

 

三是關于新型電力系統下的系統調節能力建設。儲能是新能源成為主體電源后系統調節能力構建的必然選擇。電化學儲能、物理儲能等新型儲能具備建設周期短、布局靈活、技術路線多元等優勢，加快發展新型儲能勢在必行。當前，以鋰離子為代表的電化學儲能已經初步具備了規模化推廣應用的條件，應盡快完善相關政策機制和安全管理條例等，解決規劃、建設以及運行中的實際問題。大部分煤電退出，新能源成為主體電源后，應抓緊布局壓縮空氣、氫儲能等更適合長時間尺度的新型儲能，來解決可再生能源出力與負荷需求的季節性電量不平衡問題。