当前，我国正在加快规划建设新型能源体系。系统调节能力是指电力系统能够可靠且经济有效地应对供需平衡动态变化，确保电力系统瞬时稳定及供电安全的能力。电力系统新能源占比不断提高，由于新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征，其并网后会对电力系统产生多种影响。因此，系统调节能力是影响新能源发展与消纳的关键，也是保障系统安全运行、夯实新型电力系统基础的核心及关键环节。当前，我国迫切需要完善相关政策机制，整合各类调节资源，为更大规模新能源发展创造条件。

为深入贯彻落实党中央、国务院关于构建新型电力系统的决策部署，保障电力系统安全稳定运行，推进能源电力清洁低碳转型，中电联组织完成了《新型电力系统调节能力提升及政策研究》报告，供政府有关部门决策参考。

系统调节能力情况及问题基本情况

基本情况

电源侧灵活调节能力持续提升。电源侧调节能力主要包括灵活调节煤电、具有日调节能力的大中型水电、抽水蓄能、调峰气电、新型储能等。截至2021年底，全国灵活调节电源装机占比约17%。其中，抽水蓄能方面，我国已建和在建装机规模均居世界首位;灵活调节煤电方面，发电企业积极推进煤电机组灵活性改造制造工作，新投产煤电机组调节能力进一步提高;新型储能方面，以电化学储能为代表的储能技术持续快速发展，度电成本稳步下降。

电网跨省跨区输电通道加快建设，为大范围系统调节创造了条件。截至2021年底，我国跨省跨区送电能力达到3亿千瓦以上，已建成“十五交十八直”33项特高压工程。

电力需求侧管理作用彰显，响应能力不断提高。“十三五”期间，国网经营区累计实现削峰响应1853万千瓦，填谷响应1925万千瓦;南网通过签订可中断协议，实现需求响应共计570万千瓦。

新能源得到高效利用，弃电率控制在合理水平。2021年，全国有28个省区的风电、太阳能发电利用率在95%以上。新能源弃电率2.7%，比“十三五”初期下降13个百分点。

相关政策情况

电源侧调节能力方面，政府相关主管部门分别就加快煤电灵活性改造制造，加快抽水蓄能电站建设，合理布局天然气调峰气电，积极支持太阳能热发电提出实施方案、规划或意见等正式文件。

电网建设方面，《国家发展改革委国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见》、“十四五”规划、《“十四五”现代能源体系规划》分别就加强源网协调发展，推进跨省跨区输电通道建设，加快配电网改造升级等工作提出具体指导意见。

用户侧灵活性方面，《2030年前碳达峰行动方案》和《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》均支持发展用户侧可调节资源，鼓励各类灵活性资源主体参与电力市场交易和系统运行调节。

新能源配置储能方面，国家发展改革委、国家能源局《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出，配建调峰能力的新能源项目优先并网。自2020年至今，据统计，我国出台38个地区、71条新能源配储能相关政策。在新能源配储能具体要求方面，新能源配置储能的比例大概在5%～20%。

市场机制方面，我国围绕进一步完善抽水蓄能价格机制，加快新型储能市场化步伐，进一步完善分时电价机制，深化电力辅助服务市场机制以及完善电力需求响应机制，陆续出台了《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》等相关政策文件。

存在问题

系统调节能力难以适应更大规模新能源发展需要。“十三五”期间，新能源装机占比从11.3%提升至24.3%，提升了13个百分点;而抽水蓄能、调峰气电等传统调节电源占比一直维持在6%左右。比较而言，欧美等国家地区灵活电源比重较高，美国、西班牙灵活电源占比分别为49%、34%，灵活调节电源分别是新能源的8.5倍和1.5倍。“十四五”期间部分省区已批复新能源规模较大，远超系统消纳能力。沙漠、戈壁、荒漠大型风光基地已陆续开工建设，但配套煤电灵活性改造、新型储能等未落实到具体项目，建设时序仍不明确。

新能源配储能政策存在诸多问题。一是地方出台“一刀切”强配储能政策，已建项目利用率不高，仅为26%;二是储能成本全部由新能源企业承担，影响经济效益;三是电化学储能安全问题频发，设备性能有待提高，安全管理有待加强;四是储能技术标准和规范体系有待完善。

辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理。一是辅助服务补偿费用偏低，现阶段我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的1.5%，低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%;二是辅助服务参与主体不全，尚未对虚拟电厂等新兴服务品种进行整体规划;三是成本向用户侧疏导不畅，辅助服务费用主要由发电企业分摊，无法将成本压力传导到用户。

提升系统调节能力的电价机制尚未形成。一是抽水蓄能的电价疏导需尽快出台实施细则，明确资本金核定、容量电费分摊等问题;二是尚未形成促进新型储能发展的价格机制，电网侧替代性储能电价政策尚处于研究探索阶段;三是负荷侧资源主动参与调节积极性不高，通过价格信号调动需求侧资源的机制还未形成。

调节能力需求及调节措施适用场景

调节能力需求

未来电力系统调节能力需求逐步攀升，并呈现不同时空尺度特性。“十四五”时期，新能源占比逐渐提高，煤电逐步向基础保障性和系统调节性电源转型。根据《“十四五”现代能源体系规划》，2025年灵活调节电源占比达到24%左右。

远期看，构建新型电力系统，新能源成为主体电源之后，其季节性出力特性受天气影响大，对调节能力的需求将更大，特别是对小时级以上的调节需求将更加突出。需要挖掘源网荷储各环节的能力，要利用好可中断负荷、虚拟电厂、跨省跨区交易等调节手段，推进电动汽车、远期的长周期新型储能、氢储能的利用。

从需求类型看，系统调节能力体现为向下调节需求和向上调节需求。从时间尺度看，系统调节能力的需求可分为短期调节需求(秒级到数小时)、中期调节需求(数小时到数日)、长期调节需求(数日到数月)。短期调节需求包括提高电能质量、一次调频、平滑新能源出力、无功支撑等;中期调节需求包括跟踪出力计划、二次调频、日内削峰填谷、提供系统备用等;长期调节需求包括长期需求侧响应、季节性调峰等。

调节电源特性

系统调节电源主要包括煤电灵活性改造、调峰气电、有调节能力的水电、抽水蓄能和电化学储能等，未来还将包括压缩空气储能、氢储能和合成燃料储能等。不同调节电源在性能、成本和配置要求等方面存在差异，需要综合考虑各类调节电源特点和应用场景需求，因地制宜合理配置。

适用场景

针对新能源大规模发展带来的超短期、短期调节需求，为提高新能源频率响应特性和短期调节能力，在集中式新能源场站配置一定比例储能，主要选择能够快速响应新能源波动的电化学储能。

针对新能源更大规模发展带来的日内、周调节需求，应通过抽水蓄能电站、灵活煤电、可调节水电以及未来布局氢能等措施，进一步提升系统调节能力。

      调节能力提升路径

电源侧提升路径

一是持续推进煤电灵活性改造制造，提升煤电支撑保障能力。煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高，煤电深度调峰运行煤耗升高，但考虑增加新能源消纳后的综合供电煤耗显著下降，对于我国国情而言，煤电灵活性改造是提高系统调节能力的现实选择。且国内外运行经验表明，煤电灵活性改造技术可行。经济性上，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500元～1500元之间，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。因此，我国要加强规划引导，有序安排煤电机组灵活性改造项目。

二是加快抽水蓄能电站建设及改造。推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜，建设中小型抽水蓄能电站;对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造。

三是发挥流域水电集群效益。通过联合调度，利用好梯级电站水能资源，形成梯级电站大型储能项目，实现水电与新能源多能互补运行。

四是因地制宜发展天然气调峰电站。建设调峰气电，同时鼓励热电联产气电开展灵活性改造，进一步提升调节能力。

五是引导新能源积极主动参与系统调节。综合考虑技术经济性，合理确定新能源利用率目标;利用好其自身调节能力，多途径提升新能源并网友好性。

电网侧提升路径

一是规划建设跨省跨区输电通道，提升资源大范围优化配置能力。预计2025年,“西电东送”能力达到3.6亿千瓦以上。

二是加强送受端省份对接协作，优化运行方式，发挥大电网互联综合效益。充分利用邻近省区调节能力，提升地区整体的新能源消纳水平;建立送受端地区协作机制，最大程度发挥远距离大规模送电的效率效益。

三是加快配电网改造和智能化升级。满足分布式电源、电动汽车充电设施、新型储能、数据中心等多元化负荷的灵活接入，推进新能源就地开发、就近消纳。

四是优化调度运行机制，共享储能资源。基于“低碳、高效、经济”的原则，构建多层次智能电力系统调度体系，电网统一调度“共享储能”，实现储能在不同场站间共享使用。

负荷侧提升路径

一是挖掘需求侧响应能力。着力提升大工业高载能负荷灵活性，引导用户优化用电负荷，增强电网应急调节能力。这对缓解电力供需矛盾，保障系统安全运行也具有重要意义。

二是引导电动汽车有序充放电。利用现代信息技术和价格手段，推动电动汽车参与电力系统调节。

三是发展多元灵活性负荷。因地制宜发展电供暖、电制氢、电转气等多元负荷，在新能源富集地区，鼓励热泵供热、电制氢、电制甲烷等灵活用电负荷，主动参与系统运行，减少系统峰谷差，从而提升新能源消纳能力。

新型储能提升路径

一是根据系统需要，多元化推进储能技术研发与应用。新型电力系统中的储能系统需要具备大容量、长周期、响应迅速、多层次支撑等多种功能，能够根据系统需要，及时平衡系统功率波动，同时通过电网调节策略，实现电力系统安全经济运行。任何一种储能技术电站都具有其优缺点，这就决定了单一储能技术无法满足电力系统需求的多样性，应多元化推进储能技术研发与应用。

二是优化储能布局场景，合理选择储能技术类型。统筹考虑系统需要，合理规划设计储能布局。在新能源场站侧，按需求合理配置新型储能设施。在火电厂合理配置储能，提升常规电源调节能力。应用场景的多样性决定了应合理选择储能技术类别，发挥各类储能优势，满足不同的系统需求。

三是积极探索新的商业模式，推动独立储能发挥调节作用。独立储能技术优势明显，应进一步完善政策机制，发挥独立储能效益。

政策机制提升路径

一是健全电力辅助服务市场机制。我国可再生能源消纳较为困难的区域，应适当增加爬坡类、系统惯性等交易品种，满足系统不同时段的灵活需求;完善辅助服务补偿机制，加大补偿力度，激励各方积极参与，有效引导企业提升系统调节能力。

已形成成熟的电力现货市场的国家，并未针对调峰辅助服务设置单独的补偿，主要是采取现货市场的边际价格出清机制，通过不同时段的价格信号，来引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力，在经济上体现了“谁受益、谁补偿”的原则。我国电力现货市场刚刚起步，市场化机制较为复杂，尚需较长的建设时间，且试点工作中未将调峰辅助服务作为市场组成部分，短期无法依靠现货市场全面反映系统运行成本，仍需完善辅助服务补偿机制，加大补偿力度，有效引导企业提升系统调节能力。

二是探索建立容量成本回收机制。随着市场化深入，应尽早布局谋划建设容量市场，探索适应我国资源禀赋和市场化改革的容量市场机制。

三是完善“新能源+储能”配置政策。科学确定新能源配置储能的合理比例，优化储能布局，推广共享储能，有效提升储能设施的利用率。加快构建独立储能企业和新能源发电企业或用户之间的市场化交易机制，推动共享储能商业化发展。

有关建议

一是强化规划引领，统筹推进新能源发展与系统调节能力建设。因地制宜，科学制定各地区新能源合理利用率目标;规范新能源项目开发机制，促进新能源资源配置与调节能力、成本控制相结合;建立新能源开发与配套电网建设协调推进机制，确保新能源能建尽建、能并尽并、能发尽发，促进大范围资源优化配置。

二是完善电力辅助服务市场机制，合理分摊疏导系统性成本。加大有偿调峰补偿力度，根据煤电在系统中的作用，系统推进煤电灵活性改造、制造;尽快明确可中断负荷、虚拟电厂等辅助服务市场主体地位和准入条件;构建成本疏导机制，丰富交易品种，不断完善辅助服务市场建设。

三是持续推进电价改革，充分释放各类资源调节潜力。探索建立容量成本回收机制，合理体现容量价值;完善需求侧电价政策，激发需求侧资源参与系统调节的潜力;出台并完善面向新型储能的电价政策及市场化机制。

四是打破省间壁垒，构建多层次协同、基础功能健全的电力市场体系。规范统一市场交易规则，破除电力交易地域界限，提高大范围资源配置效率;加快建设适应新能源消纳的电力现货市场;建立健全适应多元主体参与的体制机制。

五是加强技术攻关，保障电力供应安全。优化煤电灵活性改造技术路线，确保机组安全经济运行;完善储能各环节技术标准，规范产业链管理，推动各类储能技术应用和试点示范;加快关键技术突破创新，解决技术“卡脖子”问题。

作者：中国电力企业联合会

课题组组长：杨昆

成员单位：理事长、有关副理事长单位

主笔人：张琳、董博、李艺、张晶杰、李硕

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年12期，作者：中国电力企业联合会