绿色和平-中国电力系统灵活性的多元提升路径研究-2020.10-52页_1mb

中国电力系统灵活性的多元提升路径研究总结

核心内容

本报告由袁家海教授课题组撰写，分析了中国电力系统灵活性的现状、技术经济特性及提升路径，重点探讨了高比例可再生能源接入背景下系统灵活性不足的问题，提出了“源-网-荷-储”多元协同提升系统灵活性的策略。

主要观点

1. 电力系统灵活性定义
   电力系统灵活性是指在一定经济成本约束下，电力系统快速响应供需两侧大幅功率与电能波动的能力，包括向上和向下调节能力。

2. 灵活性不足的内涵
   系统向上灵活性不足导致电力短缺，向下灵活性不足导致弃风、弃光现象严重。随着可再生能源渗透率的提高，系统净负荷波动性增加，对灵活性要求更高。

3. 灵活性资源分类

   • 电源侧：包括煤电（深度调峰改造）、气电、水电及可再生能源。
   • 电网侧：包括柔性输电、互联互通和微电网。
   • 用户侧：包括需求响应和电动汽车。
   • 储能侧：包括抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能等。

4. 灵活性资源技术经济性

   • 煤电灵活性改造成本低，但响应速度慢，单位成本较高。
   • 气电具有快速启停、高调节能力，但成本高、依赖天然气供应。
   • 储能响应速度快，具备双向调节能力，但目前投资成本高、技术尚不成熟。
   • 需求响应和电网互济具备经济性和技术可行性，但尚未大规模应用。

5. 提升路径

   • 控制煤电规模，发展气电、储能、需求响应等多种灵活性资源。
   • 完善电力市场机制，引入灵活调节产品，如FRP（灵活调节产品）。
   • 优化电力系统规划，实现“源-网-荷-储”协调统一。

关键信息

• 2010-2019年，中国风电和光伏发电装机容量年均增长143%，发电量年均增长130%。
• 2019年全国弃风弃光电量为169亿千瓦时和46亿千瓦时，相当于约50亿元燃煤成本和600万吨二氧化碳排放。
• 火电灵活性改造可使最小稳定出力降至20%-30%，但爬坡速率慢，且对环境和机组寿命有负面影响。
• 气电具有快速启停、高效率等优势，是最佳调峰电源，但成本高，发展受限。
• 储能技术能有效平抑可再生能源波动，但当前投资成本高，技术发展尚不成熟。
• 需求响应和电网互联具有较好的经济性和技术潜力，但尚未大规模应用。
• 吉林省因供热机组占比高、电网外送能力不足，弃风率曾高达30%，通过灵活性改造和外送工程有所改善。

政策建议

1. 多措并举，挖掘灵活性潜力

   • 电源侧：提升火电机组灵活性，优化运行模式，推广热电解耦技术。
   • 电网侧：提高输电利用率，加强互联互通，优化调度方式。
   • 用户侧：推广需求响应机制，提高负荷调节能力。
   • 储能侧：加快储能技术发展，优化储能资源配置。

2. 控制煤电装机规模，确立中长期灵活性路径

   • 合理控制煤电规模，避免过度依赖。
   • 重点发展气电、储能、需求响应等灵活性资源。

3. 建立公平的灵活性补偿机制

   • 推动电力市场机制改革，完善辅助服务市场，引入灵活调节产品。
   • 建立基于响应时间、爬坡速率等指标的补偿机制，激励灵活资源参与系统调节。

4. 以新的电力规划理念引导“源-网-荷-储”协调发展

   • 将灵活性提升纳入中长期电力规划。
   • 加强“源-网-荷-储”多时间尺度、多维度的协调规划。

案例研究：吉林省

• 吉林省因供热需求大、灵活性资源不足，弃风率曾高达30%。
• 通过实施火电灵活性改造和建设外送通道，弃风率降至21%。
• 未来需进一步挖掘“源-网-荷-储”协同潜力，提升系统灵活性，实现可再生能源的高效消纳。

附录信息

• 附录I：火电灵活性改造技术路线。
• 附录II：机组组合和经济调度模型。

总结

中国电力系统灵活性不足已成为可再生能源消纳的瓶颈，亟需通过多元资源协同、市场机制完善和规划理念创新来提升系统灵活性。当前以煤电灵活性改造为主，但未来需重点发展气电、储能、需求响应等资源，推动电力系统向高比例可再生能源方向转型。