“十四五”電力系統靈活性資源供需平衡分析

 

一是電源側靈活資源潛力挖掘不足，常規火電改造推進滯后，抽蓄等靈活調節電源建設緩慢，清潔能源可提供靈活性資源不確定性強，導致靈活性資源供應結構問題突出。

火電靈活性改造進度遲緩，嚴重滯后規劃規模。截至2019年底“三北”地區火電靈活性改造規模5775萬千瓦，僅完成電力發展“十三五”規劃目標28%左右。受近兩年來新能源棄能限電情況好轉影響，火電靈活性改造后參與輔助服務市場邊際收益不斷下降，影響火電企業改造積極性；另一方面隨著國家連續兩年下調電價水平，降價壓力進一步傳導到發電側上網環節，同時受電煤價格波動影響，煤電企業生存壓力加劇，推動靈活性改造動力不足。

燃氣發電以熱電聯產為主，調節能力有限。截至2019年底，我國氣電規模9022萬千瓦，熱電聯產機組占比70%以上，調節能力僅為額定容量10%-15%。我國70%氣電布局在“三華”地區，其中華北地區以熱電聯產為主，實行“以熱定電”運行方式，華中、華東地區氣電發展早期以調峰為主，后期為滿足工業熱負荷需求，熱電聯產規?？焖偬嵘瑫r夏季工況還存在明顯出力受阻問題。

可調節水電比重低，調節能力受豐枯期影響大，流域梯級水電開發建設不協同。我國具有調節能力水電裝機規模小、比重低，水電調節能力受來水情況制約，存在明顯豐枯季差異，且梯級水電開發中龍頭水電站建設緩慢，流域綜合調節性能差。以四川為例，具有季、年調節能力水庫電站裝機僅占水電總裝機的36%，枯期調節能力較強，但豐期基本滿發，調節空間很小。同時水電站需考慮防洪、灌溉和航運需求，“以水定電”導致實際可發揮調節能力不如預期。

抽水蓄能電站存在成本疏導和生態環境風險。新修訂《輸配電定價成本監審辦法》明確提出抽水蓄能電站等不得計入輸配電定價成本，依托現有兩部制電價，可能面臨電費結算風險。此外，目前我國部分抽水蓄能規劃站點落在有關省份劃定生態紅線區內，存在重大環境敏感制約因素，直接影響項目可行性和核準工作進展。

核電尚不具備日跟蹤調節能力。我國核電機組承擔基荷，正常情況下一般保持額定功率運行，在節假日、惡劣天氣等特殊時段，調控機構依據并網調度協議安排核電機組停機或降功率運行配合電網調峰，但從技術標準、操作規范、運行經驗等方面，國內核電還無法廣泛頻繁參與系統調峰，參與調峰頻次及深度仍不能完全滿足電網需要。

二是需求側靈活性資源潛在類型多，但受價格、激勵機制、基礎設施約束，實施規模偏小，實現方式相對單一。

目前以有序用電實現“削峰”為主要應用方式，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定時段，轉移負荷“填谷”能力不足。實時電價機制尚未建立，現行峰谷電價存在價差和峰谷時段劃分調整不及時等問題，難以充分引導用電行為。同時，智能傳感器等需求側響應基礎設施仍未全面普及，“虛擬電廠”等新型用能和調節方式尚處于試點示范階段。

三是電網側靈活性資源種類少、技術要求高，主要集中在跨區直流通道運行曲線靈活性方面。

特高壓直流通道運行曲線多采用分高峰—低谷的二段式，一定程度上參與受端區域調峰，但調節頻次和幅度基本固定，且基本不考慮送端調峰需求。隨著特高壓直流通道輸送風光等新能源電量訴求上升，傳統兩段式運行曲線不能夠有效實現跟隨送端配套新能源特性。

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