“十四五”电力系统灵活性资源供需平衡分析

 

面向“十四五”，为实现灵活性资源与新能源和传统电源的协调发展，应“注重电源侧挖潜，推动需求侧破局，扩展电网侧形式，同时结合电力市场建设进程，构建完善的市场交易和激励机制”，具体来看，可采取以下措施：

优先挖掘存量灵活性资源潜力，加快推动火电灵活性改造、需求侧响应、新能源合理弃电、通道灵活运行等见效快、成本低、影响范围广的措施。

一是提高火电灵活性改造盈利稳定性预期，因地制宜加快改造工作进展。针对目前火电企业缺乏改造积极性现状，应增强政策公平性和长远预期，按照“谁调峰、谁受益，谁改造、谁获利”的原则，充分考虑不同区域、不同类别机组，以及改造投入、运营成本等综合因素，建立健全调峰辅助服务市场和激励机制，探索通过财政补助、税收优惠等政策措施疏导改造成本、对灵活性改造机组给予额外发电小时数补偿等，提高盈利稳定性预期。

二是构建精细化、市场化、专业化和智能化需求侧资源利用体系。目前需求侧资源调用方式以有序用电为主，多采用电话通知等传统方式，“十四五”期间应结合泛在物联网建设和综合能源服务业务，加快用户侧关键环节信息交互设备部署，有序开展用户侧资源的挖掘、开发、聚合、交易等业务，实现需求侧资源自动化和智能化调用。根据需求侧资源特性，有针对性地进行需求侧资源分类改造，丰富完善适应用户意愿的、精准的激励机制，实现双向柔性友好互动，注重创新商业模式。

三是探索新能源参与系统调节方式，树立新能源合理利用率理念。新能源尖峰电量出现概率低、持续时间短，全额消纳需付出额外成本，降低系统整体经济性。应综合考虑不同系统特点及新能源消纳的边际成本和效益，以全社会电力供应总成本最低为目标构建新能源合理利用率管控体系。

四是提高跨区输电通道运行方式灵活性，打破省间交易壁垒，通过市场化手段实现省间和区域间调峰能力互济。可进一步探索直流输电通道多阶梯运行、随新能源波动等灵活运行方式，并同步建立跨省跨区调峰辅助服务交易机制，提高灵活性资源优化配置能力。

对增量灵活调节电源，应注重全局统筹规划，实现规模、结构和布局的综合优化，探索建立灵活性资源容量市场机制。

一是煤电方面，明确煤电在电力系统灵活性资源中的“压舱石”定位，通过市场机制解决利用小时数逐步下降带来的财务生存问题。“十四五”期间，煤电承担调峰作用仍不可或缺，不宜轻言退出，为保障“十四五”电力平衡和调峰平衡，应积极探索建立容量市场等机制，有效助推煤电由电量主体向容量主体过渡。

二是水电方面，发挥龙头水电作用、优化流域梯级水电联合调度。龙头水电调节能力强，但开发难度大，投资回报低，开发滞后，导致前期开发的下游水电站调节性能发挥不足，汛枯期发电量相差巨大。我国水库大坝数量居世界第一，但水库库容仅为美国的三分之二，“十四五”应优先建设龙头水库电站，加快白鹤滩、双江口、两河口等重大水电项目建设，探索流域上下游梯级电站优化联合调度模式和对龙头水库效益补偿机制。

三是气电方面，重视调峰气电建设，减少新增热电机组比例，完善调峰气电价格激励机制。考虑我国气源紧张和高对外依存度特点，“十四五”气电发展应定位为调峰电源，重点布局在气价承受能力较高的东中部地区和在新能源快速发展的西北地区。针对调峰气电低利用小时数特点，通过容量市场和辅助服务市场保证气电调峰的合理收益水平。

四是合理定位抽水蓄能和电化学储能发展方向，将储能纳入电力与电网发展统筹规划，推动协调发展。预计“十四五”期间，抽水蓄能造价、寿命和安全性等指标仍优于电化学储能，大容量系统级储能应优先发展抽水蓄能，电化学储能更适合分散式、小规模应用，在城市负荷中心、微网等场景有应用优势。应统筹电网、抽水蓄能和电化学储能发展，合理确定发展规模、设施布局、接入范围和建设时序，纳入电网发展规划并滚动调整，引导抽水蓄能和电化学储能合理布局、有序发展。 本%文$内-容-来-自；中_国_碳|排 放_交-易^网^t an pa i fang . c om