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北極星儲能網訊:靈活性是未來電力系統轉型發展的關鍵指標。隨著新能源滲透率逐漸提高，電力系統功能形態日趨複雜，靈活性將成為電力系統發展規劃中的重點考量因素，考慮到電力基礎設施建設的鎖定效應，有必要對我國中長期靈活性需求特性及供給方式進行研究展望。隨著能源網際網路逐步建成，需求側資源和儲能將能夠參與系統優化調節，源網荷儲各環節間協調互動將成為常態。因此筆者基於中國電力「源網荷儲協調發展規劃模型」和「源網荷儲協調生產模擬模型」量化測算結果，研判靈活性資源構成及發展趨勢。
高比例新能源產生的靈活性需求演化趨勢
基於當前各區域風電、光伏發電及負荷曲線，結合未來各區域新能源裝機及負荷演化（基於國網能源研究院《中國能源電力發展展望（2019）》對電源裝機和負荷的展望結果），可測算未來我國各區域新能源及負荷波動情況，進而對中長期高比例新能源背景下我國電力系統靈活性需求特點進行分析研判。
隨著間歇性可再生能源的裝機規模不斷擴大，風電和光伏出力波動範圍日益變大。以日峰谷差為例，風電出力日峰谷差冬季和春季較大，夏季和秋季相對較小。2035年全國風電功率日峰谷差最大值約為1.9億千瓦，中位數約為0.9億千瓦；2050年全國風電日峰谷差最大值約為3.0億千瓦，中位數約為1.3億千瓦。光伏出力日峰谷差春季和秋季出力最大，夏季次之，冬季出力最小。2035年全國光伏功率日峰谷差約為4.0億千瓦，中位數約為3.0億千瓦；2050年全國光伏日峰谷差最大值約為7.3億千瓦，中位數約為5.5億千瓦（見圖1、圖2）。
間歇性可再生能源與負荷疊加後的淨負荷日峰谷差增大，系統靈活性需求總量逐步提高，且不確定性有所增強，調峰難度顯著增加。2050年全國最大負荷約為23.4億千瓦，日負荷最大峰谷差約為6.0億千瓦，佔最大負荷的25.7%，而考慮風電光伏等間歇性可再生能源的淨負荷最大峰谷差約為8.0億千瓦，佔最大負荷的34.2%。
分區域來看，西北地區和華北地區的電力系統靈活性需求量和需求比例最高，對系統靈活調節能力提出了較高要求。2035年，西北地區日負荷峰谷差最大值約為1.8億千瓦，佔西北地區最大負荷的64.8%，華北地區日負荷峰谷差最大值約為1.8億千瓦，佔華北地區最大負荷的46.2%，而到2050年，西北地區日負荷峰谷差最大值達到約3.6億千瓦，佔西北地區最大負荷的92.9%，華北地區日負荷峰谷差最大值約4.1億千瓦，佔西北地區最大負荷的75.8%，系統靈活調節能力亟需改善（見圖3）。
從日內特性來看，淨負荷小時級變化率顯著增加，且不確定性有所增強，午間負荷高峰成為淨負荷低谷，每日12時至20時之間靈活性需求最大。以華北地區為例，2035年華北地區負荷一小時功率變化最大值約為0.3億千瓦，佔最大負荷的6.7%，而淨負荷一小時功率變化率最大值約為0.5，佔最大負荷的13.8%；2050年淨負荷一小時功率變化最大值約為1.0億千瓦，佔當年最大負荷的23.4%。隨著間歇性新能源（尤其是光伏發電）併網裝機比例持續擴大，淨負荷日曲線呈現「鴨子」形狀，12時至20時之間，淨負荷出現快速增長。午間光伏大發時，原本的負荷高峰會成為淨負荷低谷，甚至在午間可能出現淨負荷為負的情況。在15點至20點之間，用電負荷逐漸增長疊加，光伏出力快速衰減（見圖4）。
從季節特性來看，系統靈活性需求的分布規律有所改變，部分地區調節壓力向春秋季轉移。以華北地區為例，負荷日峰谷差在夏季和冬季較大，而日淨負荷峰谷差在春季和秋季較大。這是由於夏季空調負荷比重大，在氣溫最高的中午形成峰值，而光伏發電日特性與空調負荷特性具有一定的正相關性，平抑了夏季的淨負荷波動。由於冬季電採暖負荷比重較大，在氣溫較低的夜間形成峰值，而華北地區風電日特性與電採暖負荷特性具有一定的正相關性，在一定程度上平抑了冬季的淨負荷波動。春秋季負荷需求與新能源出力正相關性相對較低，且負荷需求水平低於夏季和冬季，淨負荷峰谷差受新能源影響程度更大。
源網荷儲框架下的系統全環節靈活性資源
源、網、荷、儲是能源系統中的主要構成部分，在能源網際網路環境下各環節不同元素間將存在更多協調互動。系統調度將以整體最優為目標，統籌安排源、網、荷、儲各環節的運行策略，充分發揮各類資源特點，以靈活高效的方式共同推動系統優化運行，促進清潔能源高效消納。
未來電力系統中靈活性資源的來源將趨於廣泛，在電源、電網、負荷、儲能側均有涉及。傳統電力系統中，靈活性資源主要以各類可調節電源及抽水蓄能電站為主。隨著能源網際網路逐步建成，電網運行方式將更加靈活優化，需求響應和各類新型儲能將更加高頻地參與電力供需平衡，靈活性資源的形式日益多元。在電源側，氣電和水電是優質的靈活調節電源，同時可通過合理的輔助服務市場機制結合靈活性改造激發煤電調節潛力，未來光熱電站發展成熟後也將為系統靈活調節作出一定貢獻。在電網側，可統籌送受端的調峰安排，制定更加靈活的電網運行方式，鼓勵跨省、跨區共享調峰與備用資源。在負荷側，可大力發展需求響應，設計合理的激勵資金保障機制，優化峰谷電價和尖峰電價機制，結合現貨市場建設探索實時電價。在儲能側，可在條件適宜地區穩步推進抽水蓄能發展，鼓勵電化學儲能等新型儲能投資建設（見表）。
靈活性提升宜「源網荷儲」多措並舉，形成系統優化方案。雖然在電源側新建機組項目是當前的常規選項，但在電網側全局優化挖潛、在負荷側和儲能側加快培育新動能，既是高質量發展的應有之義，也是未來發展的必然趨勢。基於我國電力發展展望結果，可計算中長期各區域靈活性調節資源構成。從全國整體來看，源、網、荷、儲四個環節靈活性資源比重將由當前的以電源調節為主逐步演變為2035年的61%∶12%∶10%∶17%、2050年的44%∶12%∶13%∶31%。可見，電源側各類資源仍將長期發揮關鍵作用，但跨區互濟、需求響應、儲能等新型靈活性資源的重要性愈加凸顯。
源網荷儲各類靈活性資源運行特性展望
隨著新能源滲透率持續提升，煤電、氣電、水電和光熱發電等電源將共同發揮調節補償作用。煤電除部分高參數大容量機組及熱電聯產機組承擔基荷外，將發揮重要調峰作用。氣電、水電等靈活性電源也將成為系統重要的調節資源。在西北地區，未來光熱發電的系統價值將逐步凸顯，在晚尖峰時段發揮電力支撐作用。此外，在新能源滲透率較高的情況下，風電和光伏發電也將以合理棄風、棄光的形式參與調峰，促進電力系統優化運行。
跨區互聯電網運行方式將更加靈活、有力支撐清潔能源高效配置。與調節電源、儲能等相比，互聯電網雖然本身不生產和消耗電力，無法直接參與供需平衡，但通過在空間維度實現互聯互濟，有效挖掘並利用不同區域間的淨負荷時序互補特性，可產生與其他靈活性調節資源類似的效果。在高比例新能源電力系統運行中，各通道輸電功率可隨各區域新能源可調出力與負荷需求等因素進行逐時調整變化，通過合理安排跨區域電力配置方案，可有效降低各區域淨負荷波動。以2035年和2050年冬季典型周生產模擬結果為例，午間時段西北地區光伏大發而負荷需求有限，電網通過提高電力外送水平，與各類可控電源一起參與系統調節，平抑淨負荷曲線波動。其中，2050年由於新能源裝機規模更大，淨負荷波動程度更強，此時電網輸電功率逐時變化程度更高，為系統調峰和新能源消納作出更大貢獻（見圖5、圖6）。
需求響應將更加高頻度地參與系統運行，提高系統對新能源的消納能力。當前需求響應的典型運行方式是針對負荷曲線削峰填谷，且通常僅在夏季峰荷時段與春節低谷時段開展。未來在源網荷儲協調發展背景下，需求響應對電力系統運行的參與將更加常態化、精細化、自動化，其主要價值將由緩解極端時段電力供需緊張形勢轉為促進新能源消納。以2035年和2050年西北地區冬季典型周生產模擬結果為例，午間光伏大發時段發生可時移負荷轉入，在上午和傍晚淨負荷局部尖峰時段發生負荷削減與可時移負荷轉出。
儲能將在電力系統中發揮重要的調節作用，根據淨負荷波動安排運行策略。儲能的跨時間轉移與電網跨空間轉移調節將發揮協同互補作用，成為電力系統中重要的平衡資源。在不同條件下，「一充兩放」、「兩充兩放」將是儲能的典型運行模式，在午間光伏大發時段及夜間負荷低谷時段儲能完成充電，在上午淨負荷局部尖峰時段及晚尖峰時段儲能完成放電。以2050年冬季典型周生產模擬結果為例，由於光伏發展規模較大，光照充足時午間將成為儲能主要的充電時段，僅在光照條件有限時儲能會在夜間負荷低谷時段充電，通過對淨負荷曲線進行填谷，促進新能源發電消納；另外在淨負荷曲線尖峰時段通過儲能放電進行削峰，支撐系統安全高效運行。
政策建議
一是樹立「源網荷儲」協調規劃理念。在電力規劃中考慮需求響應和儲能等元素，從系統全局優化角度統籌源網荷儲各類元素髮展規模。對於需求側資源和儲能能夠切實發揮系統調節作用的，應考慮納入輸配電價成本核定範疇，推動需求側資源和儲能的健康高效發展，提高電力系統運行效率。
二是建立健全相關市場機制。加快構建現貨市場，體現不同時空下電力的差異化價值，充分還原電力的商品屬性，以市場價格信號引導供需動態優化平衡。健全輔助服務市場，鼓勵柔性可控負荷與儲能參與系統調節，完善對各類靈活性資源的經濟激勵機制。
三是推動用戶側業態和模式創新。培育負荷聚合商、能源服務商等新型市場主體，整合分散的用戶側調節資源並擔保可信容量，解決用戶側參與系統調節存在的響應單元數量眾多、布局分散且不確定性強的問題，提高用戶側資源參與系統優化調節的可行性。
四是完善需求響應和儲能參與系統調節的標準體系。針對需求響應和儲能等新型靈活性資源，針對設備功率變化特性、參與系統調節響應特性、與負荷聚合商及調度機構的通信交互等問題，建立相關標準體系，增強新型靈活性資源的可靠性。（文章僅代表作者個人觀點）
本文刊載於《中國電力企業管理》2020年06期，作者供職於國網能源研究院有限公司
原標題:源網荷儲協調發展下我國電力系統靈活性資源展望
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