聚焦碳中和：电力系统灵活性或成低碳转型的关键点

2020年10月22日，绿色和平与华北电力大学袁家海教授研究团队联合发布了有关中国低碳能源转型的最新研究成果《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》（以下简称《报告》）。《报告》认为仅依靠煤电机组灵活性改造无法满足电力系统的灵活性需求，进而会影响到实现2030年碳达峰和2060年碳中和的国家承诺。

《报告》认为，随着可再生能源渗透率的不断提升，电力系统安全稳定运行面临巨大挑战，电力系统灵活性不足制约可再生能源消纳的问题尚未得到根本性解决。2016-2018年间，中国弃风和弃光电量共计1389亿千瓦时，相当于3000万千瓦煤电厂一年的发电量，对应约350亿元燃煤成本和4000万吨二氧化碳排放。

即使全额保障性收购等强制性政策的实施使弃风和弃光量较之前有明显改善，但2019年的弃风和弃光总量仍高达215亿千瓦时，相当于450万千瓦煤电厂一年的发电量，对应约50亿元燃煤成本和600万吨二氧化碳排放。

《报告》指出，在目前中国的电力规划中，电源侧的灵活性资源配置落后于可再生能源的发展速度，现存煤电机组灵活性改造仍有较大空间，中国新能源资源富集地区具有调节性能的水电、抽水蓄能和燃气电站等灵活电源比重不足。

绿色和平气候与能源项目主任李丹青表示：“在2019年全国非化石能源发电量占比32.6%的情况下，电力系统就已经普遍面临并网难、消纳难、调度难等问题，这说明中国以煤电为主的电力系统还没有为可再生能源的有效接入做好转型准备，无法适应未来可再生能源装机占比逐年上升的趋势。”

《报告》以吉林省为例，分析了可再生能源消纳的解决方案。吉林省煤电机组冗余，并且缺乏调节能力强的火电机组。相比于仅进行煤电机组灵活性改造，《报告》认为加入气电、储能和需求响应多种灵活性资源可以为电力系统提供更多的调节能力，且弃风电量将可减少39.9%，煤电启停次数和启停成本分别下降27.2%和25.0%。

虽然煤电机组有较大的灵活性改造空间，但随着高比例可再生能源的发展，煤电灵活性改造的成本、频繁启停的成本以及相应的环境影响，将使得煤电机组灵活性改造的长远作用受限，甚至会抬高电力系统的总体供电成本，不利于电力系统的低碳转型。

“事实上，要想从根本上解决可再生能源与传统煤电在电力系统中的矛盾，不能完全寄希望于现有煤电机组的灵活性改造。由于种种原因，十三五原定的2.2亿千瓦煤电改造目标，至今只落实了四分之一。”李丹青解释道，“从中长期来看，由于煤电的灵活性改造技术、成本投入和环境影响等方面存在局限性，继续增加煤电装机将会推高常规机组的最小开机出力，导致电力系统的向下灵活调节能力不足，不利于高比例可再生能源的消纳，也不利于中国在2060年前实现碳中和的目标。”

《报告》研究团队作者之一的袁家海教授认为，要打破当前僵化的电力市场分配格局，关键是挖掘当前各类灵活性资源的潜力，以新的电力规划理念引导“源网荷储”灵活性资源发展的协调统一。“有些欧美国家的灵活性电源占比已经超过30%，而我国的灵活性电源目前只是6%，有相当大的资源潜力尚未被发掘和调配。”

除了要发挥现有火电的灵活性潜力，还要提高现有输电通道的利用率，强化省际间电网联络，发挥特高压输电网络的优势，重组电网格局，减少因电网阻塞而产生的额外灵活性需求。通过电价引导电力需求侧的负荷特性，实现更好的用户侧灵活性调节效果。同时要重视储能在电源侧、电网侧和用户侧的应用。

从长远看，煤电装机规模势必要进行合理控制，同时着重发展气电、储能、需求响应等多种灵活性资源，促进煤电与可再生能源的协调有序发展。与电网系统灵活性能力提升一起发展的，还有完善的电力市场机制。只有公平的灵活性补偿机制，才能激励更多的灵活性资源发展。