《報告》指出，當前中國以煤電為主的電力系統靈活性調節能力欠缺、電網調度運行方式較為僵化，已成為高比例可再生能源并網消納的掣肘。

2020年10月22日，北京——國際環保組織綠色和平與袁家海教授研究團隊，于今天發布有關中國低碳能源轉型的最新研究成果《中國電力系統靈活性的多元提升路徑研究》(以下簡稱《報告》)。《報告》指出，當前中國以煤電為主的電力系統靈活性調節能力欠缺、電網調度運行方式較為僵化，已成為高比例可再生能源并網消納的掣肘。為實現2030年碳達峰和2060年碳中和的國家承諾，僅依靠煤電機組靈活性改造無法滿足電力系統的靈活性需求，需要從規劃和機制的更高層面對電力系統的多種靈活性資源進行調配，從根本上解決可再生能源發展和電力系統靈活性調節能力不匹配的問題。

電力系統靈活性不足制約可再生能源發展，已經成為亟待解決的現實問題。《報告》研究團隊計算發現，2016至2018年間，中國棄風棄光電量共計1389億千瓦時，相當于3000萬千瓦煤電廠一年的發電量，對應約350億元燃煤成本和4000萬噸二氧化碳排放。即使全額保障性收購等強制性政策的實施使棄風棄光總量較之前有明顯改善，2019年的棄風棄光總量仍高達215億千瓦時，相當于450萬千瓦煤電廠一年的發電量，對應約50億元燃煤成本和600萬噸二氧化碳排放。

綠色和平氣候與能源項目主任李丹青表示：“在2019年全國非化石能源發電量占比32.6%的情況下，電力系統就已經普遍面臨并網難、消納難、調度難等問題，這說明中國以煤電為主的電力系統還沒有為可再生能源的有效接入做好轉型準備，無法適應未來可再生能源裝機占比逐年上升的趨勢。”

“事實上，要想從根本上解決可再生能源與傳統煤電在電力系統中的矛盾，不能完全寄希望于現有煤電機組的靈活性改造。由于種種原因，十三五原定的2.2億千瓦煤電改造目標，至今只落實了四分之一。從中長期來看，由于煤電的靈活性改造技術、成本投入和環境影響等方面存在局限性，繼續增加煤電裝機將會推高常規機組的最小開機出力，導致電力系統的向下靈活調節能力不足，不利于高比例可再生能源的消納，也不利于中國在2060年前實現碳中和的目標。”李丹青補充解釋說。

《報告》第一作者袁家海教授認為，要打破當前僵化的電力市場分配格局，關鍵是挖掘當前各類靈活性資源的潛力，以新的電力規劃理念引導“源網荷儲”靈活性資源發展的協調統一。“有些歐美國家的靈活性電源占比已經超過30%，而我國的靈活性電源目前只有6%，相當大的資源潛力尚未被發掘和調配。”

《報告》系統分析了中國電源側、電網側和用戶側各類靈活性資源的技術和經濟特性，以及中國目前技術型、市場型和規劃型靈活性發展的現狀和發展空間，綜合考量靈活性資源成本和時間尺度，提出了針對中國的電力系統靈活性提升路線圖。《報告》還選取可再生能源消納矛盾突出的吉林省為例，分別模擬了6種電力系統運行情景，其中在高滲透率算例中，加入多種靈活性資源較僅依靠煤電靈活性改造，棄風電量將可減少39.9%，煤電啟停次數和啟停成本分別下降27.19%和25%。

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報告摘要：附后

【下方為：報告摘要】

研究顯示，靈活性多元提升路徑有望解開電力系統僵化難題

中國能源行業的綠色低碳轉型，亟需盡快解決傳統電力系統與可再生能源消納不匹配的矛盾。目前，由于中國電力系統中煤電裝機比例過高、系統靈活性嚴重不足，導致可再生能源長期面臨棄風棄光問題。現有的五年期電力規劃沒有同步配置靈活性資源，一定程度上制約了能源轉型下的可再生能源發展，并對電力系統的安全穩定性造成挑戰。綠色和平與袁家海教授研究團隊共同開展研究，并于2020年10月22日發布《中國電力系統靈活性的多元提升路徑研究》報告(以下簡稱《報告》)，以探究提升中國電力系統靈活性的可行方案。

《報告》指出，面向2030年非化石能源發電量占比50%的目標，僅依靠煤電機組靈活性改造無法滿足電力系統的靈活性需求。煤電靈活性改造的成本、頻繁啟停的成本以及相應的環境影響將使煤電機組靈活性改造的長遠作用受限，甚至會抬高電力系統的總體供電成本，不利于電力系統的低碳轉型。本報告以吉林省為例，通過電力系統運行模擬對靈活性進行定量分析，為中國各省份靈活性的提升提供了參考。分析發現，在高滲透率算例中，加入多種靈活性資源較僅依靠煤電靈活性改造，棄風電量將可減少39.9%，煤電啟停次數和啟停成本分別下降27.19%和25%。氣電、儲能、需求響應和電網互濟等多種靈活性資源互配可以在負荷高峰和低谷時刻快速改變出力，為未來的電力系統靈活性提供有力補充，并進一步提高電力系統運行效率，降低排放，值得各省借鑒。

中國可再生能源高比例發展愿景

國家主席習近平在第75屆聯合國大會上提出，中國力爭2030年前碳排放達峰，爭取在2060年前實現碳中和的目標。這意味著中國將在未來十年全面實現能源和經濟領域的深度低碳轉型?？稍偕茉吹陌l展可以從根源上促進電力系統的清潔低碳化，緩解資源約束和生態環境壓力，是建設美麗中國和應對氣候變化問題的關鍵前提。

為實現中國中長期可再生能源高比例發展的愿景，預計到2030年，風電和光伏發電總裝機將突破9億千瓦，中電聯預測風光總裝機將達10億千瓦。由于以風電、光伏發電為代表的間歇性可再生能源發電天然具有波動性，其發電占比的不斷提升使系統凈負荷波動增大。然而，靈活性資源的同步配置緩慢且欠缺規劃，使電力系統的安全和穩定性受到挑戰。為保障中國可再生能源的中長期發展和可再生能源發電項目的收益，中國各省份亟需整合分析區域電力系統靈活性資源現狀和供需能力，研究如何經濟地調用各類靈活性資源以保持電力供需動態的平衡，從根本性上破解新能源消納難題。

靈活性資源配置落后，可再生能源發展受限

目前，中國電力系統中煤電裝機比例過高，致使系統靈活性嚴重不足。當煤電規模超過一定閾值時，煤電與可再生能源形成競爭關系，進一步限制可再生能源的出力水平，導致大量棄風和棄光現象發生。根據綠色和平和袁家海教授研究團隊的測算，2016-2018年間，中國棄風和棄光電量共計1389億千瓦時，相當于3000萬千瓦煤電廠一年的發電量，對應約350億元燃煤成本和4000萬噸二氧化碳排放。即使全額保障性收購等強制性政策的實施使棄風和棄光量較之前有明顯改善，但2019年的棄風和棄光總量仍高達215億千瓦時，相當于450萬千瓦煤電廠一年的發電量，對應約50億元燃煤成本和600萬噸二氧化碳排放。

面對棄風棄光問題，2017年底國家發展和改革委員會與國家能源局共同印發了《解決棄水棄風棄光問題實施方案》，提出力爭到2020年在全國范圍內有效解決棄水、棄風、棄光的問題。2018年初，國家能源局印發了《關于提升電力系統調節能力的指導意見》，指出中國電力系統調節靈活性欠缺，電網調度運行方式僵化，部分地區出現了較嚴重的棄風、棄光和區域用電用熱矛盾突出問題，是中國能源轉型的主要瓶頸。

為了探究提升中國電力系統靈活性的方案，綠色和平與袁家海教授研究團隊共同開展研究，并于2020年10月22日發布《中國電力系統靈活性的多元提升路徑研究》報告(以下簡稱《報告》)，旨在通過分析目前中國靈活性資源存在的問題和發展空間，并以吉林省為例，通過多情景電力系統運行模擬對靈活性進行定量分析，提出中長期電力靈活性提升路徑，以供行業和決策者參考。

需充分利用“源網荷儲”的多種靈活性資源

《報告》系統分析了中國電源側、電網側和用戶側各類靈活性資源的技術和經濟特性，以及中國目前技術型、市場型和規劃型靈活性發展的現狀和發展空間，綜合考量靈活性資源成本和時間尺度，提出了針對中國電力系統的靈活性提升路線圖。《報告》選取可再生能源消納矛盾突出的吉林省為例，分別模擬了6種電力系統運行情景，通過調整可再生能源滲透率和不同靈活性資源配置的參數，實現對未來電力系統運行效率的評估。

通過研究中國靈活性資源規劃及現狀，《報告》指出，在目前中國的電力規劃中，電源側的靈活性資源配置落后于可再生能源的發展速度，現存煤電機組靈活性改造仍有較大空間，中國新能源資源富集地區具有調節性能的水電、抽水蓄能和燃氣電站等靈活電源比重不足。中國亟需進一步完善電力市場機制，并將發展多元靈活性調節產品納入電力發展中長期規劃，提升高滲透率可再生能源發電接入后電力系統應對運行靈活性挑戰的能力。

圖1. 電力系統靈活性提升路線圖

加入多種靈活性資源可減少近40%的棄風電量

吉林省所在的“三北”地區間歇性可再生能源發展迅速，然而受煤電裝機冗余、省內電源調節能力有限、系統調峰困難等因素影響，吉林省風電消納能力不足，棄風率一度超過30%。因此，《報告》以吉林省為例，探究靈活性不足導致的可再生能源消納問題的解決方案。在針對吉林省的案例分析中，《報告》發現，吉林省煤電機組冗余且無調節能力強的火電機組，省間電網輸電能力有待提高，且計劃經濟特征明顯，缺乏主動參與系統平衡調節的積極性。在高可再生能源(滲透率=40%)算例中，加入氣電、儲能和需求響應多種靈活性資源合力為電力系統提供了更多的調節能力，較僅依靠煤電靈活性改造，棄風電量將可減少39.9%，煤電啟停次數和啟停成本分別下降27.2%和25.0%。

《報告》指出，從經濟和技術方面來看，煤電靈活性改造是短期內提升系統靈活性的較為現實的舉措，現存煤電機組靈活性有較大改造空間，但隨著高比例可再生能源的發展，煤電靈活性改造的成本、頻繁啟停的成本以及相應的環境影響，將使得煤電機組靈活性改造的長遠作用受限，甚至會抬高電力系統的總體供電成本，不利于電力系統的低碳轉型。在可再生能源大規模接入電網、負荷峰谷差不斷拉大、輸電線路利用不及預期、需求側資源尚未形成整合調控、部分地區供熱季供熱面積大幅增加的情況下，電力系統對靈活性的需求會進一步擴大。因此，中國亟需挖掘當前各類靈活性資源的潛力，促進“源-網-荷-儲”靈活性資源的協調發展，將提升系統靈活性納入電力發展中長期規劃，為中國實現2030年碳達峰和2060年碳中和的國家承諾奠定基礎。吉林的算例證明，氣電、儲能、需求響應和電網互濟可以在負荷高峰時刻和低谷時刻快速改變出力，與風電、光伏發電出力特性相協調，可有效提升可再生能源消納水平。

圖2. 吉林省電力系統靈活性優化結果

基于研究結果，《報告》建議：

●多措并舉，充分挖掘“源-網-荷-儲”靈活性潛力

中國當前的電力系統整體靈活性不足，難以支撐高比例可再生能源發展，需要從電源側、電網側和用戶側充分挖掘現有靈活性資源的潛力。充分發揮現有火電機組的靈活性潛力，提升系統的靈活性。提高現有輸電通道的利用率，強化省際間電網聯絡，發揮特高壓輸電網絡的優勢，重組電網格局，減少因電網阻塞而產生的額外靈活性需求。通過電價引導電力需求側的負荷特性，實現更好的用戶側靈活性調節效果。同時要重視儲能在電源側、電網側和用戶側的應用。

●控制煤電裝機規模和比例，確立中長期電力系統靈活性提升的合理路徑

中國目前以火電為主的電力系統靈活性調節能力不足，而可再生能源裝機逐年上升，兩者呈現嚴重的不匹配。從經濟和技術方面來看，現階段進行的煤電靈活性改造可以明顯提升系統靈活性。但隨著電力系統對靈活性資源需求的快速攀升，煤電靈活性改造的成本、頻繁啟停的成本以及相應的環境影響將抬高電力系統的總體供電成本，且不利于電力系統的低碳轉型。因此，依靠大幅增加煤電裝機規模來支撐高比例可再生能源發展并不可取，從長期來看，需要合理控制煤電的裝機規模，著重發展氣電、儲能、需求響應等多種靈活性資源，促進煤電與可再生能源的協調有序發展。

●完善電力市場機制，通過市場手段激勵更多靈活性資源發展

中國需要創建響應時間快的實時市場，將交易時間尺度縮短到分鐘級，使市場能夠及時做出價格判斷。同時，需要建立公平的靈活性補償機制，考慮快速爬坡能力、最短向上和向下爬坡時間以及響應準確度等特性，對靈活性資源進行恰當的定價，減少對不靈活運行發電廠的激勵，實現靈活性資源的優勝劣汰。未來電力系統運行中，可以采取負荷需求側管理、備用容量共享、省間互濟等手段來“削峰填谷”，并進一步通過分時電價、尖峰電價等價格機制來引導需求側用電，削減持續時間極短的尖峰用電，從而減少以滿足短時尖峰用電為動因的新增煤電電源裝機和配套電網建設。

●以新的電力規劃理念引導“源-網-荷-儲”靈活性資源發展的協調統一

面對中長期發展可再生能源的需要，應整合“源-網-荷-儲”各類型靈活性資源，準確評估未來靈活性需求，將電力系統靈活性提升目標納入中長期電力規劃，并與國民經濟各領域規劃有機銜接，促進“源-網-荷-儲”靈活性資源的協調發展。需要根據靈活性需求合理投資電源建設，引導電廠采用更靈活的運營模式。加快擴大工業、建筑等多領域用戶側資源參與需求響應的規模，完善需求響應資源激勵費率以及懲罰措施來加速其落地實施。重視并加快發展儲能，在系統規劃層面協調優化“源-網-荷-儲”各類型靈活性資源。除電化學儲能外，還應協調水利、市政等領域更好的發揮儲水、儲氣和儲熱等相對成熟技術的作用，從而實現儲能在更大范圍的協調優化。