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提升電力系統靈活性，理順市場機制是關鍵
目前電力行業對靈活性資源的系統價值認識不足，導致針對系統靈活性的政策設計存在瑕疵。
提高電力系統靈活性，或許并不需列出具體技術路線圖，也不需要具體實施方案。理順市場機制后，系統靈活性提升的路徑自然能夠走通。
近日，南方多省發布有序用電通知，以保障電網安全運行。對此，有電力行業專家指出，各省電力結構特性疊加天氣情況變化、負荷高峰期“風光”難出力、靈活性資源和容量資源建設不足等問題，導致電力負荷峰谷差不斷拉大，對電力系統“向上”“向下”的靈活性提出了更高要求。
隨著新能源發電在電力系統中占比快速攀升，提升電力系統靈活性成為保障電力系統低碳且安全高效運行的前提。“‘二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和’目標提出后，電力系統低碳轉型的目標本身已不需要過多討論，當下要高度關注實現目標需要什么樣的實施路徑。”國網能源研究院副院長蔣莉萍表示。
需正確認識靈活性價值
煤電、氣電、抽水蓄能等均可以為電力系統提供靈活性，但在我國煤電裝機整體過剩、大量存量煤電可實施改造的情況下，煤電靈活性改造的單位千瓦造價具有明顯成本優勢。但據記者了解，煤電的靈活性改造優勢目前并未充分發揮。
中電聯專職副理事長王志軒介紹，“十三五”期間，我國三北地區煤電靈活性改造完成率不足27%，其中內蒙古、山西、新疆、甘肅僅完成“十三五”規劃改造目標的2.1%、3.3%、2.4%和4.1%。
“不能只看量完成了多少，關鍵是背后反映出的問題。”王志軒直言，目前電力行業對靈活性資源的系統價值認識不足，導致針對電力系統靈活性的政策設計存在瑕疵。“例如有觀點認為，所有電源特別是煤電，都有義務為系統提供靈活性，所以未盡義務的電源就應該為靈活性付費，這種邏輯實際上不清晰。”
王志軒表示，電力系統對靈活性資源的需求本質上是能源轉型的需求，其帶來的系統成本增加也應該是能源轉型應該付出的代價，這個成本需要向終端消費側合理傳導，才能保證電力系統高效運行。
靈活性呈現多元化趨勢
王志軒還建議，煤電靈活性改造需要考慮系統實際需求，不能“一刀切”。“百萬千瓦、60萬千瓦超（超）臨界機組應更多承擔基荷，發揮其大容量、高參數優勢；30萬千瓦、部分60萬千瓦亞臨界機組應發揮調節特性好、安全系數高優勢，按需實施靈活性改造，作為煤電低負荷運行的主力機組。”
“‘十四五’期間，要根據不同地區的特點，因地制宜，選擇最適合的調峰電源方案。” 國電環境保護研究院常務副院長劉志坦表示，“例如東北地區，研究發現，在東北電網現有電力輔助服務市場規則下，燃氣調峰電站具有按燃煤發電標桿電價參與調峰的可行性。”
除供給側各類靈活電源之外，需求側響應對于電力系統靈活性的貢獻愈發得到行業重視。
華東電力設計院智慧能源室主任吳俊宏表示，目前已有多個省份根據自身情況制定了需求響應試點方案。“國家電網公司經營區內各需求響應試點取得了良好效果，保障了電網供需平衡，緩解了電網投資成本，提升了清潔能源消納能力。但另一方面，由于電力市場建設相對滯后，需求側響應目前大多依賴政府補貼，電力需求響應規模受限于補貼規模，當前模式難以支撐其長遠發展。”
理順市場機制是關鍵
王志軒直言，目前整個電力系統的靈活性提升問題，主要在于機制未理順。“現在煤電靈活性改造在技術層面上不存在障礙，有些電廠的鍋爐最低穩燃負荷可以達到額定出力的20%。但是，目前深度調峰輔助服務補償標準偏低、政策執行力度和連續性不足、政策制定與實施未充分考慮地區實際情況等問題，導致煤電企業已實施的靈活性改造項目收益不及預期。
中石油規劃計劃部副總經濟師朱興珊指出，燃氣發電目前存在的問題也源于機制不暢。“天然氣被業內詬病的缺乏經濟性、資源保供風險等問題，最終還是歸結為機制不配套。例如天然氣峰谷差價不夠，致使儲氣庫投資經濟性和建設動力不足，繼而對資源保障造成影響。”
劉志坦表示，氣電調峰具有啟停速度快、變負荷速率高等特點，確立了其在各類調峰電源中的優勢地位。“想要解決氣電調峰的經濟性問題，發揮其優勢，就需要不斷完善電力調峰服務政策，使其得到合理回報。”
“提高電力系統靈活性，或許并不需列出具體技術路線圖，也不需要具體實施方案。”南方電網能源發展研究院能源戰略與政策研究所所長陳政認為，理順市場機制后，電力系統靈活性提升的路徑自然能夠走通。
“要讓市場主體知道，為系統靈活性做貢獻可以受益，同時還要建立利益兌現機制。”陳政表示，“一方面，建立小時級別的電力現貨市場，以反映實時供需情況的分時段價格信號激勵市場主體主動參與調節；另一方面，要建立容量補償、容量市場等機制，幫助靈活性資源回收投資建設成本，并實現系統調節能力總量目標引導和市場化配置。”
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