与会专家在发布会上交流@NRDC  

2022年7月19日，自然资源保护协会（NRDC）与华北电力大学合作举办“构建新型电力系统的关键：灵活性资源挖掘”报告发布会暨研讨会，发布了由NRDC等单位支持的“中国电力圆桌项目”课题组完成的报告《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》。来自发改委能源研究所、华北电力大学、德国国际合作机构（GIZ）和NRDC的专家分享了提升电力系统灵活性和挖掘灵活性资源的国内外经验。新华财经、中国能源报、财新等多家媒体进行了报道。 

随着“双碳”目标的提出，高比例新能源将成为未来电力系统的发展趋势和重要特征。以风光为主的新能源提供绿色、低碳的电量，但需要大规模灵活性资源来保障电网的安全稳定运行。我国电力系统灵活性明显不足。现阶段风光发电量占比10%左右的情况下，依靠现有灵活性措施尚可勉强维持系统稳定。但风光发电占比的持续增加，将给电力系统的消纳带来越来越大的挑战。若不给予足够重视，灵活性困境将进一步加剧，从制约新能源消纳的问题扩展至威胁电力供给安全性和经济性的双重问题。 

华北电力大学张健博士介绍了报告的主要发现。报告系统梳理和对比了发电侧、需求侧和电网侧灵活性资源的特点，评估了系统灵活性提升成效及成本差异。研究发现，煤电适合进行小时级、跨日的出力调整，参与深度调峰。气电适合进行秒级和分钟级的功率调整，可缓解或消除风光出力的瞬时变化对电网的冲击。储能和抽水蓄能能够在1-2分钟内完成从零至满出力的调整。需求响应规模一般可达到最大负荷的3-5%，需求响应提升系统灵活性的成本低于其他资源。 

报告认为，应从电力供给和需求两端提升系统短、中、长时间尺度的灵活调节能力。灵活性资源的对比选择需重点关注技术特点和经济性，需求响应和煤电灵活性改造成本优势明显，抽水蓄能和短时储能调节性能占优。应通过资源优化组合提升综合效益。仅靠煤电灵活性改造难以满足系统需求，需提前布局并加快其他灵活性资源开发建设。灵活性多元提升方案能够兼顾提升效果和经济性，实现电力系统灵活性的整体提升。 

报告设计了适于我国电力系统的灵活性提升路线图，并提出了政策建议:  “十四五”时期，电力系统灵活性提升主要依靠煤电灵活性改造、新建抽水蓄能等资源，重视需求侧资源建设和应用。“十五五”时期，随着风光渗透率进一步提高，短时间尺度和长时间尺度灵活性的重要性凸显，系统灵活性提升主要依靠气电、抽水蓄能、煤电灵活性改造和需求响应等，储能和电动汽车V2G作为辅助资源参与灵活性调节。“十六五”时期，电力系统灵活性需求更多样，包括短时、中时间尺度和长时间尺度，电化学储能、抽水蓄能、气电、煤电和需求侧资源将共同成为保障电力系统灵活性的主力，其中灵活性提升贡献主体为储能和需求侧资源。 

NRDC清洁电力项目的刘明明博士表示，NRDC与发改委能源所、华北电力大学等单位合作的多项研究显示，需求侧资源是技术潜力巨大且最具商业前景的灵活性资源，是加速煤电转型的主要路径。在智能互联技术的加持下，分布式发电、用户需求响应、电动汽车、新型储能等需求侧资源整合成的“虚拟电厂”，将发挥双向调节负荷、缓解电网高峰压力、促进新能源消纳的多样化功能。 

NRDC北京代表处首席代表张洁清在会上强调，可再生能源的发展要建立在对传统化石能源安全稳定替代的基础上。随着大规模波动性风光发电的并网，充分挖掘并利用灵活性资源成为支撑建设安全、高效的新型电力系统的必然选择。电力系统有足够的灵活性资源来调节，就可以削峰填谷、“多退少补“，在保障电网安全稳定运行的前提下，满足电力系统中新能源占比不断提高的需求。 

发改委能源研究所周伏秋研究员认为，新型电力系统建设是一个长周期的系统工程。为适应系统中新能源电力装机占比持续提高这一电源结构的重大基础性新变化，系统各环节均需重塑、重构、重定位，协同提供维系系统安全、稳定、高效、绿色高质量运行不可或缺的综合调节能力。 

他强调，新型电力系统综合调节能力建设既要统筹规划、适度超前，也应因地制宜、优化组合开发利用各类系统调节资源。新型电力系统综合调节资源的开发利用应遵循综合资源战略规划理论与方法，综合考虑各类系统调节资源的可获得性、技术可行性、经济可持续性、环境友好性等因素，系统调节资源的开发利用应多措并举，未来5-10年里将需求响应资源开发利用放在优先地位。 

周伏秋还提出，除了认识到能效是第一能源，也需要认识到需求响应是第一电力资源，这是资源观的问题。能源电力业界应充分认识到需求响应资源的真正价值所在，形成开发利用合力，是我们未来要努力的方向。 

华北电力大学袁家海教授提出，应立足资源可得性有序推进灵活性资源部署，特别重视需求响应对系统灵活性的贡献，“十四五”应努力实现需求响应的规模化和常态化运行。国内大电网建设的顶峰预计在2035年左右，此后更多的新能源都将以本地开发、本地消纳为主。但西北依然是风、光基地，随着绿氢成本降低，有可能输电和输氢并举，成为未来能源系统演化的格局。另一个重要时间节点是2050年。为实现2060年碳中和的目标，2050年电力系统就需要基本实现脱碳。2050年之后，电力系统的形态可能更多是和交通、供热、天然气、氢等多能源多行业的耦合。 

袁家海强调，输电通道的资源约束加上未来海上风电成本的下降，未来无需建设过多且昂贵的特高压通道。未来的电力系统将会更加去中心化，以分布式为主，形成一种多能互补综合能源业态，实现区域自平衡以后再跟大电网发生关系，从而实现整体系统的动态平衡。 

发改委能源研究所高级工程师赵晓东介绍了国内的需求侧实践。2013年，上海成为国内首个电力需求响应的试点城市。近年来，各地用电快速增长，特别是最大用电负荷不断攀高，发展电力需求响应的迫切性显著提升。为此，电力需求响应从华东等主要应用区域逐步向全国推广，已在山东、天津、重庆、广东、陕西、河南等省市陆续开展。根据所处区域电网的不同特征以及自身的负荷特点，各地探索出多元化的需求响应“地方样板”。 

德国国际合作机构中德能源转型项目主任侯安德（Anders Hove）在介绍德国经验时表示，可再生能源的发展增加了电力系统对灵活性的需求。目前，德国主要依靠现货市场激发的机组灵活运行来提升系统灵活性。随着今后数十年内传统机组的逐渐退出，灵活的跨区、跨国电网互联互济，也将发挥越来越重要的作用。 

虽然中国和德国的情况存在差异，但都需要提升系统灵活性。德国电力系统可再生能源的占比已达到50%。为了实现2035年100%的可再生能源目标，德国需要大力挖掘需求侧的灵活性资源，特别是电池、工业需求侧、智能充电或车网互动等。研究表明，近期中国提升灵活性的关键途径是跨区交易和现货市场，现阶段充分利用目前的电力系统和现有输电通道就能解决大多数灵活性问题。未来，风光等可再生能源占比超过40-50%的时候，一些新技术的应用可能就更为关键。这些新技术正在快速发展中。 

尽管近期欧洲能源成本飞涨，但电力系统容量与灵活性没有出现短缺，说明成本是影响能源安全的一个重要因素。能源危机导致一些煤电重启，但这只是暂时的，仅仅是出于经济性的考虑来保障今明冬季供暖的需求。德国在未来会进一步实现电气化，居民供暖电气化能够继续增加居民侧的需求响应能力。 

他强调，临时性政策不会影响到德国整体的气候目标，低碳转型的大趋势没有改变。为避免再次受制于这样的能源危机，欧盟国家坚定了转型的目标，而且达成了加快转型的共识。长期来看，供暖电气化、能效提升、分布式发电和需求响应方案是解决问题的主要方案。