當前，我國正在加快規劃建設新型能源體係。電力係統新能源占比不斷提高，由於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，為更大規模新能源發展創造條件。

　　為深入貫徹落實黨中央、國務院關於構建新型電力係統的決策部署，保障電力係統安全穩定運行，推進能源電力清潔低碳轉型，中電聯組織完成了《新型電力係統調節能力提升及政策研究》報告，供決策參考。

　　一、係統調節能力情況及問題

　　（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2021年底，全國靈活調節電源裝機占比約17%。

　　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2021年底，我國跨省跨區送電能力達到3億千瓦以上，已建成“十五交十八直”33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，全國有28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

　　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。

　　新能源配儲能政策存在諸多問題。一是地方出台“一刀切”強配儲能政策，已建項目利用率不高，僅為26%；二是儲能成本全部由新能源企業承擔，影響經濟效益；三是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；四是儲能技術標準和規範體係有待完善。

　　輔助服務補償力度小、補償機製不合理。一是輔助服務補償費用偏低，現階段我國輔助服務補償費用僅占上網電費總額的1.5%，低於美國PJM市場的2.5%、英國的8%；二是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；三是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。

　　提升係統調節能力的電價機製尚未形成。一是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；二是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；三是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。

　　二、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，煤電逐步向基礎保障性和係統調節性電源轉型。根據《“十四五”現代能源體係規劃》，2025年靈活調節電源占比達到24%左右。

　　遠期看，構建新型電力係統，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，對調節能力的需求將更大，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、遠期的長周期新型儲能、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

　　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，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。

　　三、調節能力提升路徑

　　（一）電源側提升路徑

　　一是持續推進煤電靈活性改造製造，提升煤電支撐保障能力。煤電靈活性改造技術成熟、綜合能效高，煤電深度調峰運行煤耗升高，但考慮增加新能源消納後的綜合供電煤耗顯著下降，對於我國國情而言，煤電靈活性改造是提高係統調節能力的現實選擇。

　　二是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。

　　三是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。

　　四是因地製宜發展天然氣調峰電站。建設調峰氣電，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。

　　五是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；利用好其自身調節能力，多途徑提升新能源並網友好性。

　　（二）電網側提升路徑

　　一是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2025年,“西電東送”能力達到3.6億千瓦以上。

　　二是加強送受端省份對接協作，優化運行方式，發揮大電網互聯綜合效益。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。

　　三是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。

　　四是優化調度運行機製，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

　　一是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。這對緩解電力供需矛盾，保障係統安全運行也具有重要意義。

　　二是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。

　　三是發展多元靈活性負荷。因地製宜發展電供暖、電製氫、電轉氣等多元負荷，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）新型儲能提升路徑

　　一是根據係統需要，多元化推進儲能技術研發與應用；二是優化儲能布局場景，合理選擇儲能技術類型；三是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

　　一是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。

　　二是探索建立容量成本回收機製。隨著市場化深入，應盡早布局謀劃建設容量市場，探索適應我國資源稟賦和市場化改革的容量市場機製。

　　三是完善新能源﹢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。

　　四、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，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，合理體現容量價值；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，保障電力供應安全。優化煤電靈活性改造技術路線，確保機組安全經濟運行；完善儲能各環節技術標準，規範產業鏈管理，推動各類儲能技術應用和試點示範；加快關鍵技術突破創新，解決技術“卡脖子”問題。