新建煤电对电力系统灵活性和未来可再生能源发展意味着什么。两位专家分别从电力系统调度运行和可再生能源发展形势的角度建言如何提升电力系统灵活性。中国的电力系统需要什么样的市场机制和政策来合理调动灵活性资源的自主最优化配置。

在第75届联合国大会上，中国承诺力争2030年前碳排放达峰，争取在2060年前实现碳中和。中国提升气候行动的决心将使能源结构加速向清洁低碳方向发展，这也意味着可再生能源占比进一步提升。为实现电力系统低碳转型，国家发改委能源研究所预计2030年和2050年，我国可再生能源发电量占比将分别达到50%和85%以上，风光发电量占比将分别达到30%和60%以上。

近几年，中国可再生能源发展迅速。据《BP世界能源年鉴2020》数据，2010-2019年，中国风电和光伏发电装机容量年均增长34%，发电量年均增长32%。在未来情景下，实现高比例可再生能源发电的目标仍面临挑战——以煤电为主导的电力系统缺乏保持电力供需动态平衡的足够的应变和响应能力，即灵活性。当前中国弃风、弃光和用电用热矛盾问题突出，难以适应未来可再生能源高比例发展。

绿色和平长期关注中国国内能源低碳转型发展形势，通过深入研究发展现状以及潜在问题，助力低碳发展工作的推进。近日，绿色和平气候与能源项目主任邱程骋对话了国网能源研究院副院长蒋莉萍和中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩，两位专家分别从电力系统调度运行和可再生能源发展形势的角度建言如何提升电力系统灵活性。

(以下：邱=邱程骋、蒋=蒋莉萍、秦=秦海岩）

邱：中国电力系统灵活性不足主要表现在哪些方面？制约灵活性提升的主要原因有哪些？

秦：我国电力系统的灵活性还远没有释放出来。因此，现在语境下所说的消纳空间不足也是没有具体含义的。与国外相比，我们风电光伏电力占比还不到10%，区域电网最高占比也只有20%左右，现在的弃风弃光问题，皆因灵活性过于僵化。

蒋：我国电力系统灵活性不足最突出的表现是，局部地区在某些电力低谷时段的供给侧压负荷能力不足，比如在西北部地区冬季取暖期的电力日负荷低谷时段，多在半夜。另外还有爬坡速率问题，尤其是在应对太阳能光伏因云层问题瞬时出力发生快速变化的情况下。前者主要与系统的发电结构有关，后者主要与发电机组的技术性能有关。制约灵活性提升的主要原因有现有的技术问题，但最主要的还是行业运行管理制度制约了系统中的灵活性资源潜力。

秦：缺乏经济性调度原则是制约可再生能源高比例增长的最大瓶颈。我们必须看到的是，灵活性问题是技术问题，更是体制问题。所以，仅从技术层面是解决不了灵活性资源的改造和提升问题的。没有好的市场机制，一方面是灵活性资源缺乏动力，另一方面是可再生能源要充当灵活性成本的“替罪羊”，都不利于发展。灵活性资源是全系统的资源，为全系统服务，也必须由全系统内所有利益方共同承担成本。

邱：灵活性不足的问题是否存在区域间差异？您能介绍一下地方在提升灵活性的路径上应该注意什么吗？

蒋：在不同地区，提升灵活性确实有区别，成效也完全不同。以提升火电机组灵活性为例，中东部地区的火电机组主要是常规发电机组，此类机组灵活性提升的重点是通过技术改造使其在更低的出力工况下还能够稳定高效运行。

而在东北地区，热电联产机组占火电机组的百分之八十左右。热电联产机组的运行方式是“以热定电”，即以供热负荷的大小来确定发电量。东北地区风能资源最丰富的时候通常都是用电最少的冬季的半夜，所以为保障热力供应，热电联产机组的压出力能力非常有限，甚至体现出一定的“刚性”。解决这个问题在于实现机组运行环节的热电解耦和供热供电系统的融合，就是指热电机组在发电和运行技术上要把供热和供电分开，但供热系统和供电系统要融合起来。前者主要是技术层面，后者主要是管理层面。涉及到供热系统和供电系统之间的行业壁垒，在管理和利益格局上就需要市场机制发挥作用。

因此，在地方的灵活性提升路径上，要避免“一刀切”，与强制性改造要求相比，更好的方式是形成市场机制，鼓励自主参与，优者获益。比如可以通过调度管理规范风电及太阳能发电站，对其提供的上网出力曲线的准确性和其它涉网性能进行考核，但是不必强制要求其配备定量的特定技术手段来达成该目标。这是对政策制定者的考验。

邱：中国的电力灵活性资源潜力以及对应灵活性不足的解决方案有哪些？新建煤电对电力系统灵活性和未来可再生能源发展意味着什么？

秦：目前，火电仍是最大的灵活性资源。举例来说，加拿大安大略省的燃煤电厂在设备更新后，能够达到额定容量约10%至20%的最低稳定运行水平。在丹麦，除了降低最低负荷约束，灵活性还来自热电厂。电价较低时，热电厂可以转而消耗电力，然后通过储热提供电力。法国会根据爬坡能力进行初次和二次调节。提升传统电厂运行灵活性能提升电力系统灵活性。这些手段也有成本，但不是可再生能源来承担，而是通过电力市场和辅助服务市场公平合理的规则来解决。

煤电扩张不仅挤占可再生能源发展空间，使电力系统更为僵化，对煤电自身而言也是沉没资产，随着竞争力逐渐丧失，成为不良资产，是社会资源的巨大浪费。从发展方向来看，大量上马煤电有悖于国家低碳发展路径。在电力市场逐渐成熟后，可再生能源价格将更具竞争力，煤电自身的竞争力会日渐丧失。

蒋：近期提升灵活性的技术或来源主体应该是依靠挖掘现有设备的灵活性能力，而在国内最直接的就是煤电的灵活性改造，因为煤电存量是现成的资源。从项目投资建设的经济性角度来看，我认为目前以提供灵活性或辅助服务的定位去建新的燃煤电站，肯定是很难算过账来的。即使在未来有辅助服务市场的情况下，电力市场中最主要的还是电量市场，辅助服务市场的需求相对较小，初步估计未来较长一段时期内，存量设施的潜力挖掘也将比新建项目更有竞争力。更何况现在市场还没有完全建立起来，如果通过新建电厂来提供辅助服务，前景存疑。

另一个可从近期开始挖掘的灵活性资源是用户侧需求响应，这个领域的潜力很大，但最大的问题在于需要改变消费者习惯，并且需要建立一个合理的市场体系使消费者由利益驱动，从而有积极性参与进来。原来的情况是通过调度电源去满足用户的各种需求，不论需求侧方面如何改变，把控仅在电力供给侧。而在添加需求响应后，供需两侧可能就更像是在一个跷跷板上，在未来两边都会有较大的随意性。那么在这个系统的平衡管理、调度运行上，包括管理规范、技术手段、调度人员的管理方式、用电安排、计划组合等，肯定要有新的理念进来，并设计出真正有商业模式的行业市场体系。而技术都是指向需求的，要使相应技术潜力发挥作用，要看政策要求和市场机制能不能尽快到位。

并且，可再生能源中，除风光发电之外，对系统的安全稳定来说，其他发电技术也有价值，比如生物质发电和太阳能光热发电。光热受地域及资源限制，我国只有几个地方具备条件做光热电站，但从电力系统的角度来讲，这些地方的资源具有战略性，且在达到一定规模后，其成本也会下降更明显，因此需要多方策划光热发展。

邱：如何协调发展我国的各种灵活性资源？是否存在发展的优先顺序？

蒋：无论市场机制或是政策措施，都必须持“技术中立”态度，即政策或市场鼓励的是性能或质量，只要谁能做到并采用什么样的技术达到要求，就可以各显神通。当然技术本身的应用也必须要受环保要求、质量安全要求的约束，国家在这些方面的管理应该环环相扣。在看目目前，有些地方提出要配备多少资源要求时，需要看到那个政策背后的本质。地方政府的出发点是为某各产业开拓市场，那这就不应该由技术措施配备和电力发展本身来承担成本。

秦：对于实现满足灵活性需求的技术目标的可选方案，必须进行经济性评估，以便确定低成本解决方案。如果发现了新的灵活性来源，但没有获得这些来源的体制和市场机制手段，也没有意义。在用户侧电力灵活性方面，欧美国家更多利用电力交易市场和辅助服务市场的价格信号进行系统调节，并形成了“虚拟电厂”的特殊商业模式。虚拟电厂实际上是一种聚合商的概念，多种大量资产的聚合才能实现规模效应，用组合内的互补来实现组合对外电力灵活性。欧洲的虚拟电厂主要针对实现分布式电源可靠并网和电力市场运营的目标考虑而来，以聚合产能设备为主；而美国的虚拟电厂主要基于需求响应计划发展而来，兼顾考虑可再生能源的利用，以聚合可调负荷为主。中国目前也有虚拟电厂的试点与示范项目，但基本处于探索阶段。可以参考欧美经验，用电力市场的价格信号与虚拟电厂的商业模式调节用户侧电力灵活性。

邱：中国的电力系统需要什么样的市场机制和政策来合理调动灵活性资源的自主最优化配置？

蒋：辅助服务市场不同于通过能量反映价值的现货市场，涉及高技术性的频率控制和电压控制，并且其价值是体现在极小的时间单位上的，比如，对系统的安全稳定运行而言，体现灵活性的爬坡速率本身就是值钱的。这些价值可能现货市场难以衡定，并且也是用户无法直接感受到的。总之电力市场的建设必须要对应电力的商品特性去进行机制设计，我们需要设计一些专门的辅助服务的产品，它对应的那个功能可能不是所有技术都能提供的。但是当市场上建立了更多的资源、并且各自具备较为精细的功能时，如何通过政策去正确地引导市场建立一个合理的市场机制，不出现超成本的问题，也十分重要。在明确对于特定功能的需求后，政策方面应该给市场主体发布专业的指导性信息以及建立合理的规则。

另外，政策应该在调度运行方面加强对电源侧的管理要求。举例来讲，西班牙在对风能、太阳能电站方面是有要求的，不是说发电后就能保证全额收购，而是要求电源侧必须提前一天预测日出力曲线，以便调度运行方面做安排。但是对不同电站的要求可以酌情放宽，比如燃煤电站的可允许误差范围在百分之三之内，而风能和太阳能的在百分之七或八之内。我觉得政策或是行业管理方面的要求也是很需要的。

邱：中国风电企业宣布要在“十四五”期间实现年均新增风电装机5000万千瓦以上的目标，您如何评估这个目标的可行性？在技术、政策和市场层面有哪些矛盾是在“十四五”期间亟需解决的？

秦：很多人，包括一些风电从业者，对5000万千瓦目标心存疑虑。但无论从资源储量还是开发潜力方面都是可行的。国家气候中心基于高时空分辨率风能资源数据库进行的研究显示，剔除技术性、政策性、经济性限制因素后，全国陆地140米高度的风能资源技术开发总量为51亿千瓦；全国25-50米海域内100米高度的风能资源技术开发量为1.9亿千瓦。且随着技术的进步和成本的降低，可以实现经济性开发的风能资源量还会不断增加。因此，我国风能资源技术开发量并不存在天花板。

在电网接入方面，国外实践以及大量研究均证明，构建以风、光为主体的电力系统并不存在任何技术瓶颈。国家气候中心开展研究表明，到2050年，如果风电装机25亿千瓦、光伏装机26.7亿千瓦，按照全国小时级的风光发电和需求侧电力电量互动平衡，不用储能和需求侧响应，仅靠风、光就可以提供全国67%的电力电量需求，同时弃风、弃光比率为7.22%。在产业基础方面，经过近30年发展，我国风电技术水平大幅提升，成本快速下降，“三北”地区的风电度电成本低至0.2元/千瓦时左右，中东南部达到0.3-0.35元/千瓦时，风电已经成为技术成熟、成本优势明显的电力来源。同时，坚强的产业链条逐渐成形，通过模块化设计、自动化设备应用、工艺优化等，生产效率还在持续提高，比如叶片的生产时间从最初的48个小时，降至目前的24个小时，这些都奠定了进一步释放产能的基础。目前，整机与供应链企业是否会做出扩张产能的决策，完全取决于政策层面能否确立更高的开发目标。

邱：为了实现碳中和，电网可以发挥哪些作用？省间传输是否可以加强电网调度的灵活性？

蒋：电网最核心的价值就是加强网络互联和调度运行灵活性，并接入可再能源，以使其在这个平台上能够发挥作用。跨网之间的联络加强，尤其是在未来可再生能源比重大的时候，肯定是有好处的。因为可再生能源和用户之间的分布不是很均衡，并且如果系统覆盖范围变大，出力之间有一定的平移作用，有利于整个系统的可靠运行。

丹麦目前可再生能源发电量占比大约在百分之五十左右，而且从年发电量和用电量来看，其用电需求基本上是自给自足的，它与周围国家通过联网通道进出口电量十分频繁。欧洲的各个国家能源结构都很不一样，而当它们的电网连起来时这种资源优化配置是有很好效果的。

另一方面，电网公司还可以降低单位办公楼的线损、通过植林增加碳汇、以及挑选在低碳方面有态度的设备供应企业。这些措施也可以带动产业链上企业共同降低碳排放。

总结

中国当前以火电为主的电力系统灵活性调节能力不足，与未来高比例可再生能源的发展呈现严重的不匹配。绿色和平在报告《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》中建议，应建立公平的灵活性补偿机制激励灵活性资源发展。从长期看，需要合理控制煤电的装机规模，地方政府应正视能源供应的市场合理性，不盲目新增煤电装机致使发电企业及整体电力系统承担损失高昂的实际效益，与可再生能源发展产生强烈竞争，导致电力系统更加僵化。中国应在系统规划层面协调优化“源-网-荷-储”各类型灵活性资源，实现可再生能源的高比例发展和电力系统的清洁低碳转型，助力早日达成碳达峰和碳中和目标。

注：本文作者系绿色和平气候与能源项目主任。