电力系统灵活性不足制约可再生能源发展，已经成为亟待解决的现实问题。《报告》研究团队计算发现，2016至2018年间，中国弃风弃光电量共计1389亿千瓦时，相当于3000万千瓦煤电厂一年的发电量，对应约350亿元燃煤成本和4000万吨二氧化碳排放。即使全额保障性收购等强制性政策的实施使弃风弃光总量较之前有明显改善，2019年的弃风弃光总量仍高达215亿千瓦时，相当于450万千瓦煤电厂一年的发电量，对应约50亿元燃煤成本和600万吨二氧化碳排放。
绿色和平气候与能源项目主任李丹青表示：“在2019年全国非化石能源发电量占比32.6%的情况下，电力系统就已经普遍面临并网难、消纳难、调度难等问题，这说明中国以煤电为主的电力系统还没有为可再生能源的有效接入做好转型准备，无法适应未来可再生能源装机占比逐年上升的趋势。”
“事实上，要想从根本上解决可再生能源与传统煤电在电力系统中的矛盾，不能完全寄希望于现有煤电机组的灵活性改造。由于种种原因，十三五原定的2.2亿千瓦煤电改造目标，至今只落实了四分之一。从中长期来看，由于煤电的灵活性改造技术、成本投入和环境影响等方面存在局限性，继续增加煤电装机将会推高常规机组的最小开机出力，导致电力系统的向下灵活调节能力不足，不利于高比例可再生能源的消纳，也不利于中国在2060年前实现碳中和的目标。”李丹青补充解释说。
《报告》第一作者袁家海教授认为，要打破当前僵化的电力市场分配格局，关键是挖掘当前各类灵活性资源的潜力，以新的电力规划理念引导“源网荷储”灵活性资源发展的协调统一。“有些欧美国家的灵活性电源占比已经超过30%，而我国的灵活性电源目前只有6%，相当大的资源潜力尚未被发掘和调配。”
《报告》系统分析了中国电源侧、电网侧和用户侧各类灵活性资源的技术和经济特性，以及中国目前技术型、市场型和规划型灵活性发展的现状和发展空间，综合考量灵活性资源成本和时间尺度，提出了针对中国的电力系统灵活性提升路线图。《报告》还选取可再生能源消纳矛盾突出的吉林省为例，分别模拟了6种电力系统运行情景，其中在高渗透率算例中，加入多种灵活性资源较仅依靠煤电灵活性改造，弃风电量将可减少39.9%，煤电启停次数和启停成本分别下降27.19%和25%。
【下方为：报告摘要】
研究显示，灵活性多元提升路径有望解开电力系统僵化难题
中国能源行业的绿色低碳转型，亟需尽快解决传统电力系统与可再生能源消纳不匹配的矛盾。目前，由于中国电力系统中煤电装机比例过高、系统灵活性严重不足，导致可再生能源长期面临弃风弃光问题。现有的五年期电力规划没有同步配置灵活性资源，一定程度上制约了能源转型下的可再生能源发展，并对电力系统的安全稳定性造成挑战。绿色和平与袁家海教授研究团队共同开展研究，并于2020年10月22日发布《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》报告（以下简称《报告》），以探究提升中国电力系统灵活性的可行方案。
《报告》指出，面向2030年非化石能源发电量占比50%的目标，仅依靠煤电机组灵活性改造无法满足电力系统的灵活性需求。煤电灵活性改造的成本、频繁启停的成本以及相应的环境影响将使煤电机组灵活性改造的长远作用受限，甚至会抬高电力系统的总体供电成本，不利于电力系统的低碳转型。本报告以吉林省为例，通过电力系统运行模拟对灵活性进行定量分析，为中国各省份灵活性的提升提供了参考。分析发现，在高渗透率算例中，加入多种灵活性资源较仅依靠煤电灵活性改造，弃风电量将可减少39.9%，煤电启停次数和启停成本分别下降27.19%和25%。气电、储能、需求响应和电网互济等多种灵活性资源互配可以在负荷高峰和低谷时刻快速改变出力，为未来的电力系统灵活性提供有力补充，并进一步提高电力系统运行效率，降低排放，值得各省借鉴。
中国可再生能源高比例发展愿景
国家主席习近平在第75届联合国大会上提出，中国力争2030年前碳排放达峰，争取在2060年前实现碳中和的目标。这意味着中国将在未来十年全面实现能源和经济领域的深度低碳转型。可再生能源的发展可以从根源上促进电力系统的清洁低碳化，缓解资源约束和生态环境压力，是建设美丽中国和应对气候变化问题的关键前提。
为实现中国中长期可再生能源高比例发展的愿景，预计到2030年，风电和光伏发电总装机将突破9亿千瓦，中电联预测风光总装机将达10亿千瓦。由于以风电、光伏发电为代表的间歇性可再生能源发电天然具有波动性，其发电占比的不断提升使系统净负荷波动增大。然而，灵活性资源的同步配置缓慢且欠缺规划，使电力系统的安全和稳定性受到挑战。为保障中国可再生能源的中长期发展和可再生能源发电项目的收益，中国各省份亟需整合分析区域电力系统灵活性资源现状和供需能力，研究如何经济地调用各类灵活性资源以保持电力供需动态的平衡，从根本性上破解新能源消纳难题。
灵活性资源配置落后，可再生能源发展受限
目前，中国电力系统中煤电装机比例过高，致使系统灵活性严重不足。当煤电规模超过一定阈值时，煤电与可再生能源形成竞争关系，进一步限制可再生能源的出力水平，导致大量弃风和弃光现象发生。根据绿色和平和袁家海教授研究团队的测算，2016-2018年间，中国弃风和弃光电量共计1389亿千瓦时，相当于3000万千瓦煤电厂一年的发电量，对应约350亿元燃煤成本和4000万吨二氧化碳排放。即使全额保障性收购等强制性政策的实施使弃风和弃光量较之前有明显改善，但2019年的弃风和弃光总量仍高达215亿千瓦时，相当于450万千瓦煤电厂一年的发电量，对应约50亿元燃煤成本和600万吨二氧化碳排放。
面对弃风弃光问题，2017年底国家发展和改革委员会与国家能源局共同印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，提出力争到2020年在全国范围内有效解决弃水、弃风、弃光的问题。2018年初，国家能源局印发了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，指出中国电力系统调节灵活性欠缺，电网调度运行方式僵化，部分地区出现了较严重的弃风、弃光和区域用电用热矛盾突出问题，是中国能源转型的主要瓶颈。
为了探究提升中国电力系统灵活性的方案，绿色和平与袁家海教授研究团队共同开展研究，并于2020年10月22日发布《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》报告（以下简称《报告》），旨在通过分析目前中国灵活性资源存在的问题和发展空间，并以吉林省为例，通过多情景电力系统运行模拟对灵活性进行定量分析，提出中长期电力灵活性提升路径，以供行业和决策者参考。
需充分利用“源网荷储”的多种灵活性资源
《报告》系统分析了中国电源侧、电网侧和用户侧各类灵活性资源的技术和经济特性，以及中国目前技术型、市场型和规划型灵活性发展的现状和发展空间，综合考量灵活性资源成本和时间尺度，提出了针对中国电力系统的灵活性提升路线图。《报告》选取可再生能源消纳矛盾突出的吉林省为例，分别模拟了6种电力系统运行情景，通过调整可再生能源渗透率和不同灵活性资源配置的参数，实现对未来电力系统运行效率的评估。
通过研究中国灵活性资源规划及现状，《报告》指出，在目前中国的电力规划中，电源侧的灵活性资源配置落后于可再生能源的发展速度，现存煤电机组灵活性改造仍有较大空间，中国新能源资源富集地区具有调节性能的水电、抽水蓄能和燃气电站等灵活电源比重不足。中国亟需进一步完善电力市场机制，并将发展多元灵活性调节产品纳入电力发展中长期规划，提升高渗透率可再生能源发电接入后电力系统应对运行灵活性挑战的能力。
图1. 电力系统灵活性提升路线图
加入多种灵活性资源可减少近40%的弃风电量
吉林省所在的“三北”地区间歇性可再生能源发展迅速，然而受煤电装机冗余、省内电源调节能力有限、系统调峰困难等因素影响，吉林省风电消纳能力不足，弃风率一度超过30%。因此，《报告》以吉林省为例，探究灵活性不足导致的可再生能源消纳问题的解决方案。在针对吉林省的案例分析中，《报告》发现，吉林省煤电机组冗余且无调节能力强的火电机组，省间电网输电能力有待提高，且计划经济特征明显，缺乏主动参与系统平衡调节的积极性。在高可再生能源（渗透率=40%）算例中，加入气电、储能和需求响应多种灵活性资源合力为电力系统提供了更多的调节能力，较仅依靠煤电灵活性改造，弃风电量将可减少39.9%，煤电启停次数和启停成本分别下降27.2%和25.0%。
《报告》指出，从经济和技术方面来看，煤电灵活性改造是短期内提升系统灵活性的较为现实的举措，现存煤电机组灵活性有较大改造空间，但随着高比例可再生能源的发展，煤电灵活性改造的成本、频繁启停的成本以及相应的环境影响，将使得煤电机组灵活性改造的长远作用受限，甚至会抬高电力系统的总体供电成本，不利于电力系统的低碳转型。在可再生能源大规模接入电网、负荷峰谷差不断拉大、输电线路利用不及预期、需求侧资源尚未形成整合调控、部分地区供热季供热面积大幅增加的情况下，电力系统对灵活性的需求会进一步扩大。因此，中国亟需挖掘当前各类灵活性资源的潜力，促进“源-网-荷-储”灵活性资源的协调发展，将提升系统灵活性纳入电力发展中长期规划，为中国实现2030年碳达峰和2060年碳中和的国家承诺奠定基础。吉林的算例证明，气电、储能、需求响应和电网互济可以在负荷高峰时刻和低谷时刻快速改变出力，与风电、光伏发电出力特性相协调，可有效提升可再生能源消纳水平。
图2. 吉林省电力系统灵活性优化结果
基于研究结果，《报告》建议：
●多措并举，充分挖掘“源-网-荷-储”灵活性潜力
中国当前的电力系统整体灵活性不足，难以支撑高比例可再生能源发展，需要从电源侧、电网侧和用户侧充分挖掘现有灵活性资源的潜力。充分发挥现有火电机组的灵活性潜力，提升系统的灵活性。提高现有输电通道的利用率，强化省际间电网联络，发挥特高压输电网络的优势，重组电网格局，减少因电网阻塞而产生的额外灵活性需求。通过电价引导电力需求侧的负荷特性，实现更好的用户侧灵活性调节效果。同时要重视储能在电源侧、电网侧和用户侧的应用。
●控制煤电装机规模和比例，确立中长期电力系统灵活性提升的合理路径
中国目前以火电为主的电力系统灵活性调节能力不足，而可再生能源装机逐年上升，两者呈现严重的不匹配。从经济和技术方面来看，现阶段进行的煤电灵活性改造可以明显提升系统灵活性。但随着电力系统对灵活性资源需求的快速攀升，煤电灵活性改造的成本、频繁启停的成本以及相应的环境影响将抬高电力系统的总体供电成本，且不利于电力系统的低碳转型。因此，依靠大幅增加煤电装机规模来支撑高比例可再生能源发展并不可取，从长期来看，需要合理控制煤电的装机规模，着重发展气电、储能、需求响应等多种灵活性资源，促进煤电与可再生能源的协调有序发展。
●完善电力市场机制，通过市场手段激励更多灵活性资源发展
中国需要创建响应时间快的实时市场，将交易时间尺度缩短到分钟级，使市场能够及时做出价格判断。同时，需要建立公平的灵活性补偿机制，考虑快速爬坡能力、最短向上和向下爬坡时间以及响应准确度等特性，对灵活性资源进行恰当的定价，减少对不灵活运行发电厂的激励，实现灵活性资源的优胜劣汰。未来电力系统运行中，可以采取负荷需求侧管理、备用容量共享、省间互济等手段来“削峰填谷”，并进一步通过分时电价、尖峰电价等价格机制来引导需求侧用电，削减持续时间极短的尖峰用电，从而减少以满足短时尖峰用电为动因的新增煤电电源装机和配套电网建设。
●以新的电力规划理念引导“源-网-荷-储”灵活性资源发展的协调统一
面对中长期发展可再生能源的需要，应整合“源-网-荷-储”各类型灵活性资源，准确评估未来灵活性需求，将电力系统灵活性提升目标纳入中长期电力规划，并与国民经济各领域规划有机衔接，促进“源-网-荷-储”灵活性资源的协调发展。需要根据灵活性需求合理投资电源建设，引导电厂采用更灵活的运营模式。加快扩大工业、建筑等多领域用户侧资源参与需求响应的规模，完善需求响应资源激励费率以及惩罚措施来加速其落地实施。重视并加快发展储能，在系统规划层面协调优化“源-网-荷-储”各类型灵活性资源。除电化学储能外，还应协调水利、市政等领域更好的发挥储水、储气和储热等相对成熟技术的作用，从而实现储能在更大范围的协调优化。
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