低碳保供与灵活性资源潜力研究—东部区域_26页_3mb

东部负荷中心电力系统低碳保供与灵活性资源配置分析

研究背景

• 能源转型挑战：高比例新能源并网导致系统灵活性下降，加之电动汽车、算力中心等负荷增长，峰谷差值显著增大，推高灵活性需求。
• 区域负荷中心特点：东部四省一市（江苏、浙江、安徽、福建、上海）经济发达但能源需求集中，电力系统低碳转型尤为关键。

主要研究内容

区域电力供需现状

• 电源结构：截至2024年底，东部火电装机占比50%，清洁能源近45%，清洁转型加速。
• 负荷特性：迎峰度夏/冬期间电力缺口严重，7月晚间、2月午间存在高频调峰需求，跨省电力交换需求大。

灵活性资源潜力

• 资源分类：
  1. 需求侧响应：可降低最大负荷5-8%
  2. 抽水蓄能：2030年装机需求达4708万千瓦
  3. 新型储能：2035年容量需求3000万千瓦
• 模型优化：
  • 最小系统总成本目标
  • 煤电、气电、新能源、储能等协同优化
  • 结果显示2030-2035年煤电装机29000万千瓦为合理冗余

发展路径

• 资源替代关系：
  • 新储能1万千瓦可替代约0.28万千瓦煤电
  • 需求响应5%最大负荷可替代约同量级煤电顶峰容量
• 敏感性分析：
  • 新储能成本下降20%可降低保供成本0.3%
  • 跨区输电受阻时储能在峰谷时移中的作用凸显

政策建议

资源建设层面

1. 审慎核准煤电项目，避免重复投资
2. 加快新型储能商业化发展，2030年前实现规模化应用
3. 构建10%以上负荷参与的需求侧资源池

市场机制层面

1. 建立跨省电力互济交易规则，打通省间壁垒
2. 完善费用疏导机制，建立权责对等的保供成本分摊体系
3. 淘汰灵活性资源交易价格上限限制，强化市场信号引导

核心结论

• 煤电将在2026-2027年达峰，2035年合理装机规模29000万千瓦
• 新型储能与需求响应将在2030年前成为主力灵活性资源
• 双碳目标下需同步推进技术发展与政策创新