建设多时间尺度灵活性电力资源 满足新型电力系统电力供需

实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，构建以新能源为主体的新型电力系统是电力行业实现碳达峰、碳中和的根本途径。

新型电力系统核心特征在于新能源占据主导地位。党中央提出，到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特点，与常规电源相比，新能源电源提供大量电能，但不能提供稳定的电力保障，这是新能源电源与其他电源的主要区别。新能源电源的大量接入，造成系统维持电力平衡的难度不断加大，电力系统灵活性不断降低，并对电网安全、可靠运行带来挑战。为应对大规模新能源带来的消纳和调节能力不足的问题，建设多时间尺度的灵活性电力资源是满足新型电力系统电力供需的必要条件之一。

“十三五”以来，我国新能源装机占比已从11%提升到22%以上，发电量占比已从5%提升到10%左右，非化石能源消费比重已从12%提升到16%左右。为实现碳达峰、碳中和目标，我国新能源将进一步跨越式发展，继续以数倍于用电负荷增长的速度新增并网，2030年需达到25%，此后还将进一步提高。2020年，云南绿色能源装机占比85%，绿色发电量占比90%以上，清洁能源交易电量占比97%，绿色能源利用率均接近100%，基本消除了弃水现象；非化石能源占一次能源消费比重达到42%，云南省非化石能源发电量占全国13.3%，为全国能源绿色转型发展做出了突出贡献。云南“西电东送”送电量累计突破1万亿千瓦时，近100%为绿色能源，为粤港澳大湾区等东部地区经济社会发展和污染防治攻坚战提供了强力支撑。新能源将成为保障云南电力供应的增量电源主体，主要表现在如下几个方面。

云南省新能源远期将成为增量主体电源

“十四五”期间，云南省将继续加快打造世界一流“绿色能源牌”，进一步发展水电铝材一体化等载能产业，在水电铝硅等绿色载能产业驱动作用下，云南电力需求将持续增长。预计2025年，云南省全社会用电量和最大负荷分别达到3000亿千瓦时、4900万千瓦，“十四五”年均增长率分别为8.2%、8.7%；预计2030年、2035年全社会用电量和最大负荷分别达到3600~4100亿千瓦时、5900~6760万千瓦，“十五五”年均增长率分别为3.7%、3.8%，“十六五”年均增长率分别为2.6%、2.8%。

“十四五”期间，云南预计新增用电量1000亿千瓦时，新增用电负荷1670万千瓦。考虑已明确新增的水电、新能源，并考虑退役煤电因素后，2025年云南存在电力缺口462万千瓦，全年电量不足454亿千瓦时，无弃水电量。云南在中长期没有相对明确的新增大型电源的情况下，电力电量缺额将进一步加大。从“十四五”起，云南电力供需将由“十三五”的“丰余枯平”转变为全年电力、电量双缺，电力供应保障形势将日趋严峻。

云南新能源资源基础条件扎实、开发潜力巨大，除水电外，云南新能源资源开发潜力也位居全国前列。在不考虑分布式光伏的情况下，云南省远景可开发资源约1.54亿千瓦，除已建成的新能源电源外，云南省未来可开发新能源资源约1.42亿千瓦，其中无环境制约因素、经济性较优的资源约6870万千瓦(其中风电2590万千瓦、光伏4280万千瓦)。

为保障未来云南电力安全可靠供应，需要加快推进省内电源建设。云南干流水电除已明确的水电外，怒江中下游“一库十二级”梯级水电站受生态环保等因素影响，开发不确定性较大。在减碳发展大背景下，难以在已有指标外规划新增煤电，且云南自身电煤保障能力难以支撑大规模新增煤电。因此大力发展新能源是保障云南电力安全供应的必然选择。

应提前规划布局建设大量多时间尺度的灵活性资源

新型电力系统最主要特征是新能源为主体。新能源电源发电电力与发电电量不匹配(不耦合)是新能源电源与其他电源的主要区别，为满足新能源电源的消纳需求，需要建设大量灵活性资源。在现有的电源结构和灵活性资源配置下，云南在构建以新能源为主体的新型电力系统中需着力提升系统调节能力，提前规划布局建设大量多时间尺度的灵活性资源，笔者认为当前应从如下几方面重点研究。

一、云南电力系统调节能力需求

随着云南新能源大规模发展，带来的超短周期、短周期、日内调节、周调节需求将十分突出与迫切。

一是超短周期(毫秒至秒级)调节需求。因为大量新能源采用电力电子装备并网不能提供转动惯量，降低系统抗扰动能力，超短周期调节能力要求重点解决新能源出力快速波动且频率电压耐受能力不足的问题，提升系统一次调频能力。而新能源实现一次调频一是通过预留备用容量，二是通过配置储能，新能源场站通过配置电化学储能，并通过相应的有功控制系统实现一次调频功能，从而提升电源调频能力，有利于新能源与电网的协调优化运行。

二是短周期(分钟至小时级)调节需求。从概率统计结果来看，云南风电5分钟尺度上的平均波动仅为0.26%，最大波动接近2%；1小时尺度上的平均波动1.47%，最大波动接近8%；日间电量的平均波动8.19%，最大波动接近40%。光伏5分钟尺度上的平均波动为0.9%，最大波动接近6%；1小时平均波动7.72%，最大波动接近45%；日间电量的平均波动4.06%，最大波动接近20%。短周期调节能力要求重点解决新能源短时出力随机性和波动性带来的系统频率和潮流控制困难的问题。

三是日内调节能力需求。新能源出力特性与用电负荷特性匹配性较差，尤其是风电反调峰特性显著。负荷低谷时，风电出力往往处于较高水平；负荷高峰时，风电出力则处于较低水平，增大了系统峰谷差，给系统调峰带来巨大压力。云南省日最大负荷主要在晚高峰，此时光伏出力极低，无法提供有效电力支撑。日内调节能力要求重点解决风电反调峰特性加剧系统调峰压力，以及光伏在负荷晚高峰无法顶峰等问题；同时要求重点解决新能源出力特性与用电负荷特性匹配性较差、加剧系统调峰压力的问题。

四是周调节能力需求。新能源易受气象条件影响，极端情况下可能出现长时间出力偏低的情况，如长时间阴雨天气导致光伏出力持续偏低，低温雨雪冰冻天气风电机组会自动进入停转顺桨状态。多日、周调节能力要求重点解决新能源受极端天气影响而导致的在较长时间尺度上电力供应不确定性问题。

二、云南电力系统现有灵活性资源调节潜力

一是水电调节潜力。云南目前已建成或在建的水电主要位于金沙江流域和澜沧江流域。金沙江流域已建水电站整体调节能力相对较差，澜沧江流域已建水电站整体调节能力相对较好。云南中小水电站以径流式为主，仅具备周调节能力或无调节能力，调节性能较差，少数中小型支流上也具备修建龙头调节性水库的条件。

二是煤电调节能力。云南全省目前统调燃煤机组1240万千瓦，考虑退役160万千瓦装机后(宣威电厂120万千瓦、阳宗海电厂40万千瓦)，剩余装机1080万千瓦，主要分布在昆明市、曲靖市、红河州、昭通市。云南在役燃煤机组在设计阶段基本没有考虑深度调峰工况，调节性能较差，供热机组技术最小出力率在53%~77%之间，非供热机组技术最小出力率在49%~60%之间。

三、云南电力系统灵活性资源构建方案

结合云南的地理位置、资源储备及电网主网架形态，云南电力系统灵活性资源建设方案可考虑从电源侧、电网侧和需求侧分别进行规划与建设。

一是电源侧灵活性资源构建。主要包括火电灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能、新能源侧配套电化学储能等。此外，新能源侧配套建设电化学储能，主要满足新能源电源一次调频(毫秒级、秒级)、二次调频需求，平抑短期(分钟级)出力波动，少量提高新能源电源保证出力。初步建议：云南省新建风电按照装机容量的10%~15%、连续储存2小时，新建光伏按照装机容量的15%~20%、连续储存2小时，配套建设储能。

二是电网侧灵活性资源构建。主要包括通过跨省跨区调峰及备用协同等。跨区互联电网运行方式将更加灵活、有力支撑清洁能源高效配置。与调节电源、储能等相比，互联电网虽然本身不生产和消耗电力，无法直接参与供需平衡，但通过在空间维度实现互联互济，有效挖掘并利用不同区域间的净负荷时序互补特性，可产生与其他灵活性调节资源类似的效果。在高比例新能源电力系统运行中，各通道输电功率可随各区域新能源可调出力与负荷需求等因素进行逐时调整变化，通过合理安排跨区域电力配置方案，可有效降低各区域净负荷波动。

三是需求侧灵活性资源构建。主要包括有序用电、需求侧响应等。需求响应将更加高频度地参与系统运行，提高系统对新能源的消纳能力。当前需求响应的典型运行方式是针对负荷曲线削峰填谷，且通常仅在夏季峰荷时段与春节低谷时段开展。未来在源网荷储协调发展背景下，需求响应参与电力系统运行将更加常态化、精细化、自动化，其主要价值将由缓解极端时段电力供需紧张形势转为促进新能源消纳。

源、网、荷、储是能源系统中的主要构成部分，在新型电力系统下各环节不同元素间将存在更多协调互动。系统调度将以整体最优为目标，统筹安排源、网、荷、储各环节的运行策略，充分发挥各类资源特点，以灵活高效的方式共同推动系统优化运行，促进清洁能源高效消纳。随着新型电力系统逐步建设，电网运行方式将更加灵活优化，需求响应和各类新型储能将更加高频地参与电力供需平衡，灵活性资源的类型日益多元。在电源侧，煤电和水电是优质的灵活调节电源，同时可通过合理的辅助服务市场机制结合灵活性改造激发煤电调节潜力。在电网侧，可统筹送受端的调峰安排，制定更加灵活的电网运行方式，鼓励跨省、跨区共享调峰与备用资源。在负荷侧，可大力发展需求响应，设计合理的激励资金保障机制，优化峰谷电价和尖峰电价机制，结合现货市场建设探索实时电价。在储能侧，可在条件适宜地区稳步推进抽水蓄能发展，鼓励电化学储能等新型储能投资建设。

(作者赵岳恒为云南电网公司规划部专责)