新型電力系統調節能力如何提升，有哪些路徑？

分(fēn)布時間：2023-07-21 發布人：admin

當前，在推動能源綠色低碳發展的趨勢下(xià)，我(wǒ)(wǒ)國正加快規劃建設新型能源體(tǐ)系。那麽，新型電力系統調節能力如何提升，有哪些路徑？

電源側提升路徑
一(yī)是持續推進煤電靈活性改造制造，提升煤電支撐保障能力。煤電靈活性改造技術成熟、綜合能效高，煤電深度調峰運行煤耗升高，但考慮增加新能源消納後的綜合供電煤耗顯著下(xià)降，對于我(wǒ)(wǒ)國國情而言，煤電靈活性改造是提高系統調節能力的現實選擇。且國内外(wài)運行經驗表明，煤電靈活性改造技術可行。經濟性上，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500元～1500元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統調節手段。因此，我(wǒ)(wǒ)國要加強規劃引導，有序安排煤電機組靈活性改造項目。

二是加快抽水蓄能電站建設及改造。推動已開(kāi)工(gōng)的項目盡快投産運行，盡早發揮作用;因地制宜，建設中(zhōng)小(xiǎo)型抽水蓄能電站;對具備條件的水電站進行抽水蓄能改造。

三是發揮流域水電集群效益。通過聯合調度，利用好梯級電站水能資(zī)源，形成梯級電站大(dà)型儲能項目，實現水電與新能源多能互補運行。

四是因地制宜發展天然氣調峰電站。建設調峰氣電，同時鼓勵熱電聯産氣電開(kāi)展靈活性改造，進一(yī)步提升調節能力。

五是引導新能源積極主動參與系統調節。綜合考慮技術經濟性，合理确定新能源利用率目标;利用好其自身調節能力，多途徑提升新能源并網友好性。

電網側提升路徑
一(yī)是規劃建設跨省跨區輸電通道，提升資(zī)源大(dà)範圍優化配置能力。預計2025年,“西電東送”能力達到3.6億千瓦以上。

二是加強送受端省份對接協作，優化運行方式，發揮大(dà)電網互聯綜合效益。充分(fēn)利用鄰近省區調節能力，提升地區整體(tǐ)的新能源消納水平;建立送受端地區協作機制，最大(dà)程度發揮遠距離(lí)大(dà)規模送電的效率效益。

三是加快配電網改造和智能化升級。滿足分(fēn)布式電源、電動汽車(chē)充電設施、新型儲能、數據中(zhōng)心等多元化負荷的靈活接入，推進新能源就地開(kāi)發、就近消納。

四是優化調度運行機制，共享儲能資(zī)源。基于“低碳、高效、經濟”的原則，構建多層次智能電力系統調度體(tǐ)系，電網統一(yī)調度“共享儲能”，實現儲能在不同場站間共享使用。

負荷側提升路徑
一(yī)是挖掘需求側響應能力。着力提升大(dà)工(gōng)業高載能負荷靈活性，引導用戶優化用電負荷，增強電網應急調節能力。這對緩解電力供需矛盾，保障系統安全運行也具有重要意義。

二是引導電動汽車(chē)有序充放(fàng)電。利用現代信息技術和價格手段，推動電動汽車(chē)參與電力系統調節。

三是發展多元靈活性負荷。因地制宜發展電供暖、電制氫、電轉氣等多元負荷，在新能源富集地區，鼓勵熱泵供熱、電制氫、電制甲烷等靈活用電負荷，主動參與系統運行，減少系統峰谷差，從而提升新能源消納能力。

新型儲能提升路徑

一(yī)是根據系統需要，多元化推進儲能技術研發與應用。新型電力系統中(zhōng)的儲能系統需要具備大(dà)容量、長周期、響應迅速、多層次支撐等多種功能，能夠根據系統需要，及時平衡系統功率波動，同時通過電網調節策略，實現電力系統安全經濟運行。任何一(yī)種儲能技術電站都具有其優缺點，這就決定了單一(yī)儲能技術無法滿足電力系統需求的多樣性，應多元化推進儲能技術研發與應用。

二是優化儲能布局場景，合理選擇儲能技術類型。統籌考慮系統需要，合理規劃設計儲能布局。在新能源場站側，按需求合理配置新型儲能設施。在火(huǒ)電廠合理配置儲能，提升常規電源調節能力。應用場景的多樣性決定了應合理選擇儲能技術類别，發揮各類儲能優勢，滿足不同的系統需求。

三是積極探索新的商(shāng)業模式，推動獨立儲能發揮調節作用。獨立儲能技術優勢明顯，應進一(yī)步完善政策機制，發揮獨立儲能效益。

政策機制提升路徑

一(yī)是健全電力輔助服務市場機制。我(wǒ)(wǒ)國可再生(shēng)能源消納較爲困難的區域，應适當增加爬坡類、系統慣性等交易品種，滿足系統不同時段的靈活需求;完善輔助服務補償機制，加大(dà)補償力度，激勵各方積極參與，有效引導企業提升系統調節能力。

已形成成熟的電力現貨市場的國家，并未針對調峰輔助服務設置單獨的補償，主要是采取現貨市場的邊際價格出清機制，通過不同時段的價格信号，來引導市場成員(yuán)在高峰和低谷時段調整出力，在經濟上體(tǐ)現了“誰受益、誰補償”的原則。我(wǒ)(wǒ)國電力現貨市場剛剛起步，市場化機制較爲複雜(zá)，尚需較長的建設時間，且試點工(gōng)作中(zhōng)未将調峰輔助服務作爲市場組成部分(fēn)，短期無法依靠現貨市場全面反映系統運行成本，仍需完善輔助服務補償機制，加大(dà)補償力度，有效引導企業提升系統調節能力。

二是探索建立容量成本回收機制。随着市場化深入，應盡早布局謀劃建設容量市場，探索适應我(wǒ)(wǒ)國資(zī)源禀賦和市場化改革的容量市場機制。

三是完善“新能源+儲能”配置政策。科學确定新能源配置儲能的合理比例，優化儲能布局，推廣共享儲能，有效提升儲能設施的利用率。加快構建獨立儲能企業和新能源發電企業或用戶之間的市場化交易機制，推動共享儲能商(shāng)業化發展。

最後
《新型電力系統調節能力提升及政策研究》指出，針對新能源大(dà)規模發展帶來的超短期、短期調節需求，爲提高新能源頻(pín)率響應特性和短期調節能力，在集中(zhōng)式新能源場站配置一(yī)定比例儲能，主要選擇能夠快速響應新能源波動的電化學儲能。針對日内、周調節需求，應通過抽水蓄能電站、靈活煤電、調節水電以及未來布局氫能等措施，進一(yī)步提升系統調節能力。不同調節電源在性能、成本和配置要求等方面存在差異，需要綜合考慮各類調節電源特點和應用場景需求，因地制宜合理配置。