新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性特征，係統的綜合調節能力是影響新能源發展與消納的關鍵，迫切需要完善相關政策機製，整合各類調節資源，為新能源更大規模發展創造條件。本報告基於對新型電力係統內涵特征的研究基礎，梳理了電力係統調節能力發展情況及目前存在的問題，研判了未來調節能力需求，分析了各類調節資源特性及適用場景，從電源側、電網側、負荷側、儲能側以及政策機製方麵分別研究了調節能力提升路徑，並提出了政策建議。
（來源：微信公眾號“中能傳媒研究院”作者：董博 李藝）
一、新型電力係統內涵及係統調節能力
新型電力係統是在傳統電力係統基礎上，順應碳達峰碳中和要求的係統高級形態，是以新能源發電為主體，以多元協調、廣域互聯的靈活性資源為支撐，以交直混聯和微電網並存的電網為樞紐，應用先進電力電子技術與新一代數字信息技術，依托統一電力市場，實現能源資源大範圍優化配置的基礎平台。新型電力係統具有綠色低碳、柔性靈活、互動融合、智能高效、安全穩定的顯著特征。
係統調節能力是指電力係統能夠可靠且經濟有效地應對供需平衡動態變化，確保電力係統瞬時穩定及供電安全的能力。提升係統調節能力能夠推動源網荷儲（電源、電網、負荷、儲能）一體化發展，促進新能源高比例開發和大規模消納，是體現新型電力係統柔性靈活特性的關鍵指標。
二、係統調節能力基本情況及存在問題
（一）基本情況
電源側靈活調節能力持續提升。電源側調節能力主要包括靈活調節煤電、具有日及以上調節能力的大中型水電、抽水蓄能、調峰氣電、新型儲能等。截至2020年底，全國靈活調節電源裝機占比18.5%。
電網跨省跨區輸電通道加快建設，為大範圍係統調節創造了條件。截至2020年底，我國跨省跨區送電能力達到2.9億千瓦，已建成“十四交十六直”30項特高壓工程。
電力需求側管理作用彰顯，響應能力不斷提高。“十三五”期間，國家電網經營區累計實現削峰響應1853萬千瓦，填穀響應1925萬千瓦；南方電網通過簽訂可中斷協議，實現需求響應共計570萬千瓦。
新能源得到高效利用，棄電率控製在合理水平。2021年，全國11個省市風電、太陽能發電利用率達到100%，27個省區的風電、太陽能發電利用率在95%以上。新能源棄電率2.7%，比“十三五”初期下降13個百分點。
（二）存在問題
一是係統調節能力難以適應更大規模新能源發展需要。“十三五”期間，新能源裝機占比從11.3%提升至24.3%，提升了13個百分點；而抽水蓄能、調峰氣電等傳統調節電源占比一直維持在6%左右。比較而言，歐美等國靈活電源比重較高，美國、西班牙靈活電源占比分別為49%、34%，靈活調節電源分別是新能源的8.5倍和1.5倍。
二是新能源配置儲能政策存在諸多問題。地方出台“一刀切”強配儲能政策，已建項目利用率不高，僅為22%；儲能成本全部由新能源企業承擔，影響經濟效益；電化學儲能安全問題頻發，設備性能有待提高，安全管理有待加強；儲能技術標準和規範體係有待完善。
三是輔助服務補償力度小、補償機製不合理。輔助服務補償費用偏低，2018年我國輔助服務補償費用僅占上網電費總額的0.83%，遠低於美國PJM市場的2.5%、英國的8%；輔助服務參與主體不全，尚未對虛擬電廠等新興服務品種進行整體規劃；成本向用戶側疏導不暢，輔助服務費用主要由發電企業分攤，無法將成本壓力傳導到用戶。
四是提升係統調節能力的電價機製尚未形成。抽水蓄能的電價疏導需盡快出台實施細則，明確資本金核定、容量電費分攤等問題；目前尚未形成促進新型儲能發展的價格機製，電網側替代性儲能電價政策尚處於研究探索階段；負荷側資源主動參與調節積極性不高，通過價格信號調動需求側資源的機製還未形成。
三、係統調節能力需求及調節措施適用場景
（一）調節能力需求
未來電力係統調節能力需求逐步攀升，並呈現不同時空尺度特性。“十四五”時期，新能源占比逐漸提高，常規電源將逐步轉變為調節性和保障性電源。預計2025年，靈活調節電源占比將達到24%左右。遠期看，構建新型電力係統，對調節能力的需求將更大。新能源成為主體電源之後，其季節性出力特性受天氣影響大，特別是對小時級以上的調節需求將更加突出。需要挖掘源網荷儲各環節的能力，要利用好可中斷負荷、虛擬電廠、跨省跨區交易等調節手段，推進電動汽車、長周期新型儲能、氫儲能的利用。
（二）調節電源特性
係統調節電源主要包括煤電靈活性改造、調峰氣電、有調節能力的水電、抽水蓄能和電化學儲能等，未來還將包括壓縮空氣儲能、氫儲能和合成燃料儲能等。不同調節電源在性能、成本和配置要求等方麵存在差異，需要綜合考慮各類調節電源特點和應用場景需求，因地製宜合理配置。
（三）適用場景分析
針對新能源大規模發展帶來的超短期、短期調節需求，為提高新能源頻率響應特性和短期調節能力，可在集中式新能源場站配置一定比例儲能，主要選擇能夠快速響應新能源波動的電化學儲能。
針對新能源更大規模發展帶來的日內、周調節需求，應通過抽水蓄能電站、靈活煤電、調節水電以及未來布局氫能等措施，進一步提升係統調節能力。
四、係統調節能力提升路徑
（一）電源側提升路徑
持續推進煤電靈活性改造製造，煤電靈活性改造技術成熟、綜合能效高，雖然煤電深度調峰運行煤耗升高，但增加新能源消納後，綜合供電煤耗顯著下降。加快抽水蓄能電站建設及改造，推動已開工的項目盡快投產運行，盡早發揮作用；因地製宜，建設中小型抽水蓄能電站；對具備條件的水電站進行抽水蓄能改造。發揮流域水電集群效益，通過聯合調度，利用好梯級電站水能資源，形成梯級電站大型儲能項目，實現水電與新能源多能互補運行。因地製宜發展天然氣調峰電站，同時鼓勵熱電聯產氣電開展靈活性改造，進一步提升調節能力。引導新能源積極主動參與係統調節，綜合考慮技術經濟性，合理確定新能源利用率目標；利用好新能源自身調節能力，多途徑提升其並網友好性。
（二）電網側提升路徑
規劃建設跨省跨區輸電通道，提升資源大範圍優化配置能力，預計到2025年，“西電東送”能力達到3.6億千瓦左右。加強送受端省份對接協作，優化運行方式，充分利用鄰近省區調節能力，提升地區整體的新能源消納水平；建立送受端地區協作機製，最大程度發揮遠距離大規模送電的效率效益。加快配電網改造和智能化升級，滿足分布式電源、電動汽車充電設施、新型儲能、數據中心等多元化負荷的靈活接入，推進新能源就地開發、就近消納。優化調度運行機製，共享儲能資源，基於“低碳、高效、經濟”的原則，構建多層次智能電力係統調度體係，電網統一調度“共享儲能”，實現儲能在不同場站間共享使用。
（三）負荷側提升路徑
挖掘需求側響應能力，著力提升大工業高載能負荷靈活性，引導用戶優化用電負荷，增強電網應急調節能力。引導電動汽車有序充放電，利用現代信息技術和價格手段，推動電動汽車參與電力係統調節。因地製宜發展電供暖、電製氫、電轉氣等靈活性負荷，在新能源富集地區，鼓勵熱泵供熱、電製氫、電製甲烷等靈活用電負荷，主動參與係統運行，減少係統峰穀差，從而提升新能源消納能力。
（四）儲能側提升路徑
根據係統需要，多元化推進儲能技術研發與應用。優化儲能布局場景，合理選擇儲能技術類型，與各類電源協同發展。積極探索新的商業模式，推動獨立儲能發揮調節作用。
（五）政策機製提升路徑
健全電力輔助服務市場機製，適當增加爬坡類、係統慣性等交易品種，滿足係統不同時段的靈活需求；完善輔助服務補償機製，加大補償力度，有效引導企業提升係統調節能力。探索建立容量成本回收機製，隨著市場化深入，盡早謀劃建設容量市場，探索適應我國資源稟賦和市場化改革的容量市場機製。完善新能源+儲能配置政策，科學確定新能源配置儲能的合理比例，優化儲能布局，推廣共享儲能，有效提升儲能設施的利用率。
五、有關建議
一是強化規劃引領，統籌推進新能源發展與係統調節能力建設。因地製宜，科學製定各地區新能源合理利用率目標；規範新能源項目開發機製，促進新能源資源配置與調節能力、成本控製相結合；建立新能源開發與配套電網建設協調推進機製，確保新能源“能建盡建、能並盡並、能發盡發”，促進大範圍資源優化配置。
二是完善電力輔助服務市場機製，合理分攤疏導係統性成本。加大有償調峰補償力度，根據煤電在係統中的作用變化，係統推進煤電靈活性改造、製造；盡快明確可中斷負荷、虛擬電廠等輔助服務市場主體地位和準入條件；構建成本疏導機製，豐富交易品種，不斷完善輔助服務市場建設。
三是持續推進電價改革，充分釋放各類資源調節潛力。探索建立容量成本回收機製，煤電的備用容量作為安全可靠的保障電源，要合理體現其容量價值；完善需求側電價政策，激發需求側資源參與係統調節的潛力；出台並完善麵向新型儲能的電價政策及市場化機製。
四是打破省間壁壘，構建多層次協同、基礎功能健全的電力市場體係。規範統一市場交易規則，破除電力交易地域界限，提高大範圍資源配置效率；加快建設適應新能源消納的電力現貨市場；建立健全適應多元主體參與的體製機製。
五是加強技術攻關和管理創新，充分釋放係統各環節調節能力。優化煤電靈活性改造技術路線，確保機組安全經濟運行；加快可變速抽水蓄能機組、風機變速控製、光伏逆變器、新型儲能、綠氫製取應用、雙向互動智能充放電等關鍵技術攻關；創新管理模式，鼓勵能源企業優先租賃共享儲能設施，加快建立適合虛擬電廠、負荷聚合商等新興主體的管理規則和商業模式，充分釋放係統各環節調節能力。
