“十四五”电力系统灵活性资源供需平衡分析

 

一是电源侧灵活资源潜力挖掘不足，常规火电改造推进滞后，抽蓄等灵活调节电源建设缓慢，清洁能源可提供灵活性资源不确定性强，导致灵活性资源供应结构问题突出。

火电灵活性改造进度迟缓，严重滞后规划规模。截至2019年底“三北”地区火电灵活性改造规模5775万千瓦，仅完成电力发展“十三五”规划目标28%左右。受近两年来新能源弃能限电情况好转影响，火电灵活性改造后参与辅助服务市场边际收益不断下降，影响火电企业改造积极性；另一方面随着国家连续两年下调电价水平，降价压力进一步传导到发电侧上网环节，同时受电煤价格波动影响，煤电企业生存压力加剧，推动灵活性改造动力不足。

燃气发电以热电联产为主，调节能力有限。截至2019年底，我国气电规模9022万千瓦，热电联产机组占比70%以上，调节能力仅为额定容量10%-15%。我国70%气电布局在“三华”地区，其中华北地区以热电联产为主，实行“以热定电”运行方式，华中、华东地区气电发展早期以调峰为主，后期为满足工业热负荷需求，热电联产规模快速提升，同时夏季工况还存在明显出力受阻问题。

可调节水电比重低，调节能力受丰枯期影响大，流域梯级水电开发建设不协同。我国具有调节能力水电装机规模小、比重低，水电调节能力受来水情况制约，存在明显丰枯季差异，且梯级水电开发中龙头水电站建设缓慢，流域综合调节性能差。以四川为例，具有季、年调节能力水库电站装机仅占水电总装机的36%，枯期调节能力较强，但丰期基本满发，调节空间很小。同时水电站需考虑防洪、灌溉和航运需求，“以水定电”导致实际可发挥调节能力不如预期。

抽水蓄能电站存在成本疏导和生态环境风险。新修订《输配电定价成本监审办法》明确提出抽水蓄能电站等不得计入输配电定价成本，依托现有两部制电价，可能面临电费结算风险。此外，目前我国部分抽水蓄能规划站点落在有关省份划定生态红线区内，存在重大环境敏感制约因素，直接影响项目可行性和核准工作进展。

核电尚不具备日跟踪调节能力。我国核电机组承担基荷，正常情况下一般保持额定功率运行，在节假日、恶劣天气等特殊时段，调控机构依据并网调度协议安排核电机组停机或降功率运行配合电网调峰，但从技术标准、操作规范、运行经验等方面，国内核电还无法广泛频繁参与系统调峰，参与调峰频次及深度仍不能完全满足电网需要。

二是需求侧灵活性资源潜在类型多，但受价格、激励机制、基础设施约束，实施规模偏小，实现方式相对单一。

目前以有序用电实现“削峰”为主要应用方式，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定时段，转移负荷“填谷”能力不足。实时电价机制尚未建立，现行峰谷电价存在价差和峰谷时段划分调整不及时等问题，难以充分引导用电行为。同时，智能传感器等需求侧响应基础设施仍未全面普及，“虚拟电厂”等新型用能和调节方式尚处于试点示范阶段。

三是电网侧灵活性资源种类少、技术要求高，主要集中在跨区直流通道运行曲线灵活性方面。

特高压直流通道运行曲线多采用分高峰—低谷的二段式，一定程度上参与受端区域调峰，但调节频次和幅度基本固定，且基本不考虑送端调峰需求。随着特高压直流通道输送风光等新能源电量诉求上升，传统两段式运行曲线不能够有效实现跟随送端配套新能源特性。

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