RMI&清華大學：2024高質量建成新型電力系統加速發展低零碳靈活性資源研究報告（58頁）.pdf

1、高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源2024.6rmi.org/2高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源關于落基山研究所（RMI）落基山研究所(Rocky Mountain Institute,RMI)是一家于1982年創立的專業、獨立、以市場為導向的智庫，與政府部門、企業、科研機構及創業者協作，推動全球能源變革，以創造清潔、安全、繁榮的低碳未來。落基山研究所著重借助經濟可行的市場化手段，加速能效提升，推動可再生能源取代化石燃料的能源結構轉變。落基山研究所在北京、美國科羅拉多州巴索爾特和博爾德、紐約市及華盛頓特區設有辦事處。rmi.org/3高質量建成新型電力系統，加速發

2、展低零碳靈活性資源作者落基山研究所：陳梓浩，高碩，李婷，劉雨菁，劉子屹，田嘉琳，張瀝月，周勤 清華大學能源互聯網創新研究院：戴璟，高鈺，孟垚，秦佩欣，許慶宇中國電建集團青海省電力設計院有限公司：李洛，呂鈞章作者姓名按姓氏首字母順序排列。聯系方式劉雨菁，yujingliurmi.org張瀝月，liyue.zhangrmi.org引用建議張瀝月，許慶宇，劉雨菁等.高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源，落基山研究所，2024,https:/ RMI 重視合作，旨在通過分享知識和見解來加速能源轉型。因此，我們允許感興趣的各方通過知識共享 CC BY-SA 4.0 許可參考、分享和引用我們的

3、工作。https:/creativecommons.org/licenses/by-sa/4.0/除特別注明，本報告中所有圖片均來自iStock。鳴謝 本報告作者特別感謝以下來自企業和研究機構的專家對報告撰寫提供的洞見與建議。陳耀 國家電網青海省電力公司 魯宗相 清華大學能源互聯網創新研究院申展 中國南方電網有限責任公司張文松 中國電建集團青海省電力設計院有限公司 特別感謝Climate Imperative Foundation對本報告的支持。本報告所述內容不代表以上專家和所在機構，以及項目支持方的觀點。作者與鳴謝rmi.org/4高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源目錄導言 .

4、7一、充裕的靈活性是新型電力系統的核心特征.91.1 新型電力系統的特征.91.2 電力系統靈活性的內涵.101.3 電力系統靈活性的供需平衡.121.4 電力系統靈活性充裕度評估指標體系.151.4.1 靈活性指標綜述.151.4.2 直觀型靈活性指標體系設計.18二、加速發展低零碳靈活性技術迫在眉睫 .202.1 中國電力系統靈活性供需的具體現狀.202.2 電力系統靈活性技術概況.212.2.1 源側靈活性技術.222.2.2 儲側靈活性技術.232.2.3 荷側靈活性技術.252.2.4 網側靈活性技術.27三、省級電力系統靈活性分析-以青海省和廣東省為例.283.1 新能源外送大省低

5、零碳靈活性技術的大規模應用.283.1.1 青海省構建零碳電力系統的現狀與愿景.283.1.2 青海省2023-2030年電力系統靈活性評估.293.2 電力消費大省的系統靈活性挑戰與應對之道.373.2.1 廣東省構建零碳電力系統的現狀與愿景.373.2.2 廣東省2023-2030年電力系統靈活性評估.383.3 小結.49四、政策建議.50附錄 .52附錄一 確定型靈活性指標計算公式.52附錄二 青海省電力模型關鍵輸入、假設和結果.54附錄三 廣東省電力模型關鍵輸入、假設和結果.55rmi.org/5高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表目錄圖表1各組織對電力系統靈活性的定

6、義.9圖表2部分國際知名學者對靈活性的定義.10圖表3不同時間尺度的電力系統靈活性供需情況.11圖表4 美國加州春季（3月-5月，2015-2023年）最低凈負荷日的凈負荷小時曲線.12圖表5 美國得克薩斯州2021年2月極端低溫下用電負荷（2月7日至2月13日）.14圖表6中國風電、光伏、水電利用小時數年度變化.15圖表7 靈活性指標類型總結.15圖表8 FlexibilityChart示意圖.16圖表9山東省2019年單小時凈負荷爬坡持續時間曲線（模擬數值）.17圖表10 靈活性缺額不同時間尺度折線圖（例圖）.18圖表11本報告設計的靈活性指標體系示意圖.19圖表12中國各類型發電裝機占比

7、（2011-2023年）.20圖表13各類靈活性技術評分.21圖表14 直流輸電技術比較.27圖表15青海省2030年枯水季（1月）和豐水季（7月）日內平均負荷與新能源發電能力（模擬結果）.30圖表16 青海省2023-2030年各月最大1小時向上和向下調節需求（模擬結果）.30圖表17 青海省枯水季（1月）和豐水季（7月）日內1小時爬坡需求年度變化（模擬結果）.31圖表18青海省枯水季（1月）和豐水季（7月）日內8小時爬坡需求年度變化（模擬結果）.31圖表19既有政策情景下青海省2023-2030年系統靈活性充裕度指標雷達圖（模擬結果）.32圖表20既有政策情景下青海省2023-2030年資

8、源靈活性參數類指標雷達圖（模擬結果）.32圖表21既有政策情景下青海省2023-2030年資源靈活性可利用空間類指標雷達圖（模擬結果）.33圖表22 既有政策情景下青海省2023-2030年資源靈活性爬坡類指標雷達圖(左側：1小時向上爬坡；右側：1小時向下爬坡)（模擬結果）.33圖表23 青海省2023-2030年需求響應情景較既有政策情景日內最大1小時向下調節變化天數占比（模擬結果）.34圖表24 青海省儲能需求響應情景和既有政策情景儲能發電量對比(左：電化學儲能；右：抽水蓄能)（模擬結果）34圖表25青海省需求響應情景和既有政策情景向下爬坡缺額對比（模擬結果）.35圖表26 青海省源荷復合

9、情景和需求響應情景火電發電量對比（模擬結果）.35圖表27青海省源荷復合情景和需求響應情景棄風棄光量對比（模擬結果）.36圖表28青海省既有政策情景下省內輸電平均利用率（左）和阻塞率（右）（模擬結果）.36圖表29海西地區至西寧及周邊地區通道2030年枯水季（1月，上）和豐水季（7月，下）日內各小時平均利用率（模擬結果）.37圖表30 廣東省2030年不同季節平均日內負荷和新能源出力（模擬結果）.39圖表31 廣東省2025年和2030年不同季節日內平均1小時靈活性調節需求（模擬結果）.40rmi.org/6高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表32 廣東省2025年和2030年

10、不同季節日內平均8小時靈活性調節需求（模擬結果）.40圖表33 既有政策情景下廣東省2023-2030年系統靈活性充裕度指標雷達圖（模擬結果）.41圖表34 既有政策情景下廣東省2023-2030年資源靈活性參數類指標雷達圖（模擬結果）.41圖表35 既有政策情景下廣東省2023-2030年資源靈活性可利用空間類指標雷達圖（模擬結果）.42圖表36 既有政策情景下廣東省2023-2030年資源靈活性爬坡類指標雷達圖(左側：1小時向上爬坡；右側：1小時向下爬坡)（模擬結果）.42圖表37 廣東省需求響應情景下2030年各月需求響應電量（模擬結果）.43圖表38 廣東省需求響應情景和既有政策情景向

11、上爬坡缺額對比（模擬結果）.43圖表39廣東省2023-2030年需求響應情景較既有政策情景煤電和氣電發電量減少量（模擬結果）.44圖表40廣東省需求響應情景和既有政策情景儲能發電量對比（左：電化學儲能；右：抽水蓄能）（模擬結果）.44圖表41 廣東省2023-2030年需求響應情景較既有政策情景碳排放減少量(左)和總系統成本減少量(右)（模擬結果）.45圖表42 廣東省嚴控煤電情景和需求響應情景煤電發電量和容量系數對比（模擬結果）.42圖表43 廣東省嚴控煤電情景較需求響應情景省間外購電量年度變化（模擬結果）.42圖表44廣東省嚴控煤電情景和需求響應情景下需求響應電量對比（模擬結果）.47圖

12、表45 廣東省既有政策情景下2024-2030年儲能利用系數和運行系數（模擬結果）.48圖表46 廣東省既有政策情景下抽水蓄能2023-2030年平均每小時充放電情況（模擬結果）.48圖表-附錄1計算機組可調節能力所需數據.52圖表-附錄2傳統火電機組靈活性調節能力計算方式.53rmi.org/7高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源導言隨著我國碳達峰、碳中和目標的提出，能源領域碳減排，尤其是以清潔低碳為核心目標的新型電力系統建設，是“雙碳”目標實現的重要路徑。在此背景下，我國大力發展以風電、光伏發電為主的新能源。2023年風電和光伏發電新增裝機量在總新增裝機量中占比為82%，并且截

13、至2023年底累計裝機量占比已從截至2020年底的24%增加到36%。電源結構的變化和日益增長的用電需求對電力系統的調節能力和支撐能力帶來了挑戰。新能源自身的間歇性、隨機性、波動性增加了系統調節需求，但其電力支撐能力又較常規電源不足。綜合來看，新能源大規模高比例的發展不僅為電力的安全穩定供應增加了難度，也增加了新能源自身的消納風險。另一方面，我國經濟社會的發展將推動電力需求保持穩定增長，并且尖峰負荷規模持續增加，進一步增加了電力系統的調節需求。在系統靈活性問題愈發凸顯的背景下，新型電力系統的建設強調將柔性靈活作為重要支撐，要求不斷提升源網荷儲靈活互動和需求側響應能力。我國持續推進各類靈活性資源

14、建設，先后針對煤電機組改造升級、抽水蓄能和新型儲能發展出臺相關規劃和指導意見；組織修訂了電力需求側管理辦法，挖掘需求側資源；并于2024年1月出臺了關于加強電網調峰儲能和智能化調度能力建設的指導意見，著力提升電力系統調節能力。由于煤電資源稟賦充足、技術成熟并且具有成本優勢，我國近期的靈活性調節能力建設仍以擁有靈活性調節能力煤電為主（包括煤電靈活性改造和新建煤電機組）。2022年和2023年，煤電項目核準速度加快，新核準的煤電項目分別為104GW和114GW，而在2017-2021年間每年平均新核準的煤電項目不超過50GW。截至2023年底，我國在建的煤電項目為140GW，宣布或者核準的煤電項目

15、達268GW。然而，過度依賴煤電不僅使得靈活性供應結構過于單一，難以滿足多時間尺度的靈活性需求，更在長期為“雙碳”目標的實現帶來了壓力，并且煤電靈活性改造使得煤電機組能夠在更低工況下運行，導致煤耗上升、設備壽命縮短、脫硫脫硝效果降低等問題出現。除煤電以外的其他靈活性資源在清潔低碳方面更具優勢，但在實際開發利用中仍面臨挑戰。一方面，部分靈活性資源技術成熟度有待提升，商業規?；潭扔邢?；更重要的是，目前在電力規劃、調度運行和市場交易等方面均未將低零碳靈活性資源充分納入，并且相關政策制定者、系統規劃和運行人員對此類新技術信心不足，在發展和應用低零碳靈活性資源方面動力有限，致使上述各類靈活性資源尚未在

16、實際電力系統運行中充分發揮作用。為更好地與“雙碳”目標保持一致，高質量建成新型電力系統，我國急需加速發展低零碳靈活性資源，提前優化布局全面多元、清潔低碳的電力系統靈活性供應體系。在這一過程中，相關政策制定者、系統規劃和運行人員需準確了解系統靈活性充裕度情況，有效評估各類資源在系統中的靈活性供應能力，從而確定最優的靈活性資源部署和調用方案，充分激發各類靈活性資源的潛力。落基山研究所多年來深耕中國電力系統的低碳轉型進程，在全國及地方等多個層面，針對政策法規、電力市場、技術創新等多個方面開展了一系列的研究。2022年以來，我們工作的核心關注點之一便是加速提升電力系統的靈活性與可靠性，支撐“安全高效、

17、清潔低碳、柔性靈活、智慧融合”的新型電力系統。在近年的工作中，我們發現針對系統靈活性問題，目前國內缺乏能夠定量且直觀評估電力系統靈活性供需的指標體系，低零碳靈活性資源在系統中發揮的作用難以得到有效評估，致使各相關方對低零碳靈活性資源的價值認識不足，阻礙了靈活性資源能力的有效釋放。為此，本報告從指標體系搭建、技術評估對比、省級案例分析等方面對我國電力系統靈活性資源的發展和評估進行了研究，并結合具體省份新型電力系統建設情況分析了低零碳靈活性資源在其中發揮的作用，最后針對研究中識別的低零碳靈活性資源發展障礙提出相應的政策建議。rmi.org/8高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源 在總結

18、各類靈活性定義和靈活性指標的基礎上，設計了直觀型靈活性指標體系，從系統靈活性充裕度和資源靈活性大小這兩方面刻畫系統的靈活性供需情況，為相關政策制定者、系統規劃和運行人員提供評估工具。從技術性、經濟性、政策導向等方面總結了我國源側、網側、荷側、儲側的靈活性資源發展概況，并結合建設條件、碳排放等角度對除網側以外的靈活性技術進行量化評分對比。分別選取青海省和廣東省兩個省作為新能源外送大省和電力消費大省的代表，建立電力系統仿真模型并設置情景分析，應用搭建的指標體系評估兩省在低零碳電力系統建設過程中靈活性充裕度情況和變化趨勢，并從源網荷儲等不同角度識別低零碳靈活性資源開發的機遇和挑戰。從科學評估電力系統

19、靈活性供需、高度重視低碳靈活性相關技術的研發示范、統籌規劃部署低碳靈活性技術、充分釋放低碳靈活性技術效益等四方面針對相關方提出政策建議。rmi.org/9高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源一、充裕的靈活性是新型電力系統的核心特征 1.1 新型電力系統的特征2021年3月15日，中央財經委員會第九次會議首次正式提出構建以新能源為主體的新型電力系統。同年10月24日，在國務院印發的2030年前碳達峰行動方案中提出構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統，推動清潔電力資源大范圍優化配置。新型電力系統的概念、內涵和特征在該方案中獲得首次更新，并在接下來的兩年多中經過了能源局和行業專家的多次豐

20、富和闡釋。2023年7月11日，中央全面深化改革委員會提出，要深化電力體制改革，加快構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的新型電力系統，更好推動能源生產和消費革命，保障國家能源安全。清潔低碳是指新型電力系統作為我國實現雙碳戰略的排頭兵，其電力生產過程將盡可能做到無污染、低碳排。安全充裕是指新型電力系統要在清潔低碳轉型過程中，持續提供安全、穩定、高質量的電能供應，同時系統資源要足夠充裕，能夠以可承受的成本應對電力系統中可能發生的極端情況。經濟高效是指新型電力系統將以最低成本來為人民生活和經濟生產提供電力。供需協同是指新型電力系統將逐步從傳統的“源隨荷動”向新時代的“源荷互動”進行

21、轉變，以需求側響應為代表的負荷側技術將在新型電力系統中主動發揮更大的作用。靈活智能是指新型電力系統將在保證電力安全供應的前提下，以靈活低碳高效的方式響應電力供需的快速變化；同時電力系統整體及發輸變配用各環節將高度數字化智能化，在規劃、設計、建設、運行、維護、退役等各階段具有高速感知、智慧決策的能力。在2023年新型電力系統的全新闡釋中，提高電力系統靈活性與電力系統本質目的安全、清潔、低成本近乎并駕齊驅，地位被拔高到史無前例的位置。人們對靈活性的關注源自于電力系統供需兩個方面的深刻演化。從電力系統供給的角度看，以光伏、風電為代表的輸出不可控新能源的大量并網雖然帶來了清潔電力，但直接或間接地提高了

22、對系統靈活性的要求。一方面，新能源引入了不同時間尺度、覆蓋大范圍地區的供電不確定性和波動性；另一方面，新能源擠壓了傳統可控能源的市場空間，調度部門主動響應系統狀態變化的能力進一步下降。從電力系統需求角度看，新一輪電氣化帶來的負荷增長以及數字經濟、電動汽車等新型負荷的出現增加了難以預測、快速變化的負荷在全社會用電量中的比重，系統對于靈活性的要求進一步上升?？偠灾?，新型電力系統在發展過程中維持功率平衡的壓力日益增大，滿足日益增長的靈活性需求已然上升成為新型電力系統發展過程中所直接面臨的主要矛盾之一。因此，我們認為有必要歸納、整理并重新審視當前工業界、學術界對電力系統靈活性的研究和討論，篩選并歸納

23、出適合指導電力系統發展、規劃的靈活性指標體系，為中國電力系統的安全、高效、低碳發展提供參考。rmi.org/10高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源1.2 電力系統靈活性的內涵針對電力系統靈活性，工業界、學術界對其定義繁多，而且隨著電力系統的發展不斷變化（圖表1和圖表2）。電力系統靈活性雖然沒有一個國際公認的定義，但根據各家研究機構和組織的定義，仍然能夠歸納出靈活性聚焦變化、需求多源、供給包容和時空敏感的四點內涵。圖表1 各組織對電力系統靈活性的定義i組織年份定義原文EPRI（美國電力研究院，Electric Power Re-search Institute）2016電力系統靈活

24、性是指適應動態變化條件的能力，例如按小時或分鐘的平衡供需，或在幾年內部署新的發電和輸電資源。Power system flexibility is the ability to adapt to dynamic and changing conditions,for example,balancing supply and demand by the hour or minute,or deploying new generation and transmission resources over a period of years1.IEA（國際能源署，Interna-tional Ener

25、gy Agency）2018從確保電力系統的瞬時穩定性到支持長期供電安全，電力系統在所有相關時間尺度內可靠且經濟高效地管理供需波動性與不確定性的能力。Power system flexbility is the ability of a power system to reliably and cost-effectively manage the variability and uncertainty of supply and demand across all relevant timescales2.IRENA（國際可再生能源署，International Renew-able Ene

26、rgy Agency）2017在正常運行情況下，電力系統中的非波動可再生能源部分調整出力來滿足剩余負荷的能力稱之為靈活性。The ability of the non-VRE portion of the power system to adjust its generation to meet residual load under normal operating conditions is referred to here as“flexibility”3.NERC（北美電力可靠性公司，North American Electric Reliability Cor-poration）20

27、10系統靈活性是供需兩側資源應對系統變化和不確定性的能力。靈活性還包括儲能和有效計劃和調度系統的能力。System flexibility is defined as the ability of supply-side and demand-side resources to respond to system changes and uncertainties.Flexibil-ity also includes the ability to store energy for delivery in the future and the operational flexibility to

28、 schedule/dispatch resources in the most efficient manner4.NREL（美國國家可再生能源實驗室，National Renewable Energy Lab-oratory）2014無論是元件還是組件，電力系統資源在不同運行時間尺度上響應電力系統狀態已知和未知變化的能力。The ability of a resource,whether any component or collection of compo-nents of the power system,to respond to the known and unknown cha

29、nges of power system conditions at various operational timescales5.來源：EPRI，IEA，IRENA，NERC，NREL，落基山研究所和清華大學整理i截至2024年1月，中國國內尚無權威組織對靈活性進行定義。rmi.org/11高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表2 部分國際知名學者對靈活性的定義學者年份定義原文Lannoye等2012系統部署其資源以響應凈負荷變化的能力。The ability of a system to deploy its resources to respond to changes

30、in net load6.Dvorkin等2014靈活性表示電力系統通過在不同的調節時段內調整發電機組的出力或可調負載的輸入來適應凈負載變化的能力。.The power system s ability to accommodate these net load changes by adjusting the output of generating units or the input of adjustable loads over the various regulation intervals7.Dragoon和 Papaefthymiou2015電力系統設計和運行是為了確保發電和需

31、求的實時平衡。電力系統靈活性是指即使在需求或供給快速或大幅變化時也能保持此平衡的能力。Power systems are designed and operated to ensure that generation and demand are closely matched at all times.Power system flexibility refers to the ability to maintain that balance even during times when demand or supply change rapidly or widely8.袁家海等2022電

32、力系統的各類資源快速改變自身發用電特性以維持系統有功功率平衡的能力9。魯宗相等2022在所關注時間尺度的有功平衡中，電力系統通過優化調配各類可用資源，以一定的成本適應發電、電網及負荷隨機變化的能力10。來源：落基山研究所和清華大學整理聚焦變化：當前電力系統靈活性的相關研究和討論聚焦于應對系統層面供需的變化，各家僅在時間尺度的覆蓋范圍有所區別。IEA提出的系統靈活性覆蓋了從超短期（例如維持系統暫態穩定性）到中長期（例如應對可再生能源季節性波動）的所有時間尺度，而EPRI和NREL從明晰研究邊界的角度出發，將關注重點聚焦在短中期，主要是指調頻和爬坡靈活性。除了時間尺度，各家定義在是否包含小概率事件

33、方面也有區別。但無論是何種定義，應對系統層面的電力供需變化始終是靈活性討論的核心，即系統靈活性始終圍繞著對系統條件變化的應對而展開，而變化則包括但不限于負荷的不確定性以及風電光伏發電的波動間歇性。需求多源：傳統電力系統對靈活性的需求主要由負荷側引起，隨著新型電力系統的逐漸演化，靈活性需求開始由源荷雙方共同引起。電力系統的靈活性不是新事物：早期世界各地建設抽水蓄能電站的目的就是為了更好的配合燃煤機組及核電機組響應負荷變化進而提升系統靈活性。只不過近年來以風電、光伏為代表的輸出不可控新能源在全世界范圍內的大量并網，間接或直接地創造了增量的靈活性需求。一方面，風電光伏并網直接造成凈負荷ii表現出爬坡

34、增加、尖峰平移、最低值降低以及不確定性上升等一系列新趨勢；另一方面，風電光伏并網擠壓了傳統能源的市場空間，降低了傳統系統靈活性供給，變相增加了靈活性需求。此外，交通、供暖供熱的能耗面臨新一輪電氣化，造成電力負荷成分日趨復雜、對溫度敏感性日漸上升、時空不確定加劇，這些都進一步增加了電力系統對靈活性的需求。供給多樣：源網荷儲各要素都可以向系統提供靈活性這一點基本已經形成共識。在源側，除了傳統電源快速啟動、提升爬坡速率、增大調節空間外，新能源的構網型技術如虛擬慣量、新能源頻率響應等靈活性提升技術也漸受矚目。在網側，靈活（柔性）輸電、動態增容、拓撲重構等新型技術可增強靈活性的交付能力，促進異地共享ii

35、 凈負荷：某一時刻系統負荷減去這一時刻不可控新能源出力的剩余量。凈負荷爬坡：兩個時間點間，凈負荷的變化量。rmi.org/12高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源靈活性資源，進而間接提升整體靈活性。在荷測，需求側響應/管理、虛擬電廠、微電網、車網互動等新技術可以實現從“源隨荷動”向“源荷互動”的轉變，進而增強系統靈活性。最后在儲能側，抽水蓄能將繼續發揮重要的調節功能，而新型儲能將幫助解決抽水蓄能開發周期長、成本隨資源枯竭逐漸上升的困境。當然，除了具體依托于實體的技術之外，增強輸電線路規劃與阻塞管理、縮短實時市場間隔、增加日前調度顆粒度、強化可再生能源和負荷預測、設計新型輔助服務等其

36、他手段也可以提高系統靈活性供給。時空敏感：電力系統靈活性的供需具有很強的時空變化性，例子不一而足。靈活性需求方面，例如在不同季節、不同地理位置，同一類控溫設備引發的靈活性需求就明顯不同。靈活性供給方面，例如同一電力系統在采暖季時，由于部分發電機組同時負責供熱而調節能力下降，靈活性的供給相較于非采暖季就有明顯下降；再例如，因受制于阻塞斷面，同一類設備，接入電網不同節點時能夠提供的靈活性提升并不相同。1.3 電力系統靈活性的供需平衡電力系統靈活性一般從不同時間尺度來刻畫，而時間尺度覆蓋超短時（時間尺度1分鐘）、短時（1分鐘時間尺度1天）、中時（1天時間尺度1月）和長時（時間尺度1月）四種級別（圖表

37、3）。本節將針對不同時間尺度的靈活性供需情況進行闡述。圖表3 不同時間尺度的電力系統靈活性供需情況級別超短時靈活性短時靈活性中時靈活性長時靈活性時段1分鐘1分鐘（不包括）-1天1天（不包括）-1月1月靈活性需求頻率和電壓穩定功率平衡應對特定事件和極端天氣季節性需求靈活性供給舉例同步發電機或虛擬慣量技術、具有調頻能力的電源或需求側響應或儲能系統可調機組、電力傳輸、需求側響應、儲能火電機組和可多日調節的水電機組、系統間互濟可長時調節的水電和長時儲能來源：清華大學，落基山研究所（1）超短時靈活性（時間尺度1分鐘）在此時間尺度下，靈活性需求主要指系統維持穩定性的需求，例如維持頻率和電壓穩定的需求。例如

38、，頻率穩定問題在可再生能源通過電力電子設備大量并入支撐能力弱的電網時表現地尤為突出，具體表現在當前技術條件下，鮮有風電光伏可以提供調頻能力和慣量支撐能力，并且此類資源對傳統同步發電機有擠出作用，造成系統在面臨故障或突發事件時出現頻率變化過快、頻率谷點過低、備用不足等問題。關于其他系統穩定性的分類和相關解釋，讀者可參考謝小榮等人的文章11。在此時間尺度下，電力系統需要提高慣量水平以及預留更多的調頻空間，在限制頻率變化速率和頻率谷點的同時，保證頻率能夠通過自動發電控制（AGC）或其他技術恢復到正常運行狀態。提供超短期靈活性的資源包括提供慣量的同步機或虛擬慣量技術、具有調頻能力的傳統和新能源、需求側

39、響應和具有快速響應能力的儲能系統。除此之外，調度部門已經開始通過提高可再生能源預測精度并利用可再生能源發電概率分布來動態調整調頻需求，準確刻畫系統的靈活性需求。rmi.org/13高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源（2）短時靈活性（1分鐘時間尺度1天）在此時間尺度下，靈活性需求主要指維持功率平衡的需求，即系統需要應對凈負荷在日內的周期性與非周期性變化。最為典型的例子就是鴨子曲線（圖表4）。在美國加州，隨著可再生能源，尤其是光伏發電項目的不斷并網，電力系統凈負荷在午間時段不斷下降，進而導致在日落和日出時分可調機組需要承擔的上下爬坡逐漸攀升。此外，午間凈負荷的不斷下降導致可調機組要在

40、午間維持低出力水平，以便晚上及時爬升，從而從最低出力方面對靈活性提出了額外需求。最后，在此時間尺度內，可再生能源的出力受到天氣等不確定因素的劇烈影響，同一天氣事件可以在短時間內影響大范圍的可再生能源機組，對系統及時反應不確定的劇烈變化的能力提出了更高要求。圖表4 美國加州春季（3月-5月，2015-2023年）最低凈負荷日的凈負荷小時曲線來源：U.S.EIA(美國能源信息署,U.S.Energy Information Administration)，清華大學，落基山研究所在此時間尺度下，靈活性的供給主要來自于火電、帶有庫容的水電、光熱發電等可調機組，系統內部電力傳輸和系統間互濟，需求側響應，

41、抽水蓄能以及以電化學儲能、壓縮空氣儲能為代表的的新型儲能。除此之外，調度部門可根據可再生能源的概率分布來動態調整靈活爬坡需求，通過減少爬坡服務的過量購買來降低成本，或者在通過關鍵時刻增加爬坡輔助服務購買來降低切負荷風險。此時間尺度是目前電力現貨市場普遍的運行時間尺度，此時可以通過縮短市場運行間隔，增加調度前探時間，提高調度精度進而提升系統靈活性。（3）中時靈活性（1天時間尺度1月）在此時間尺度下，靈活性需求主要指由系統應對特定事件或天氣引發的、長達數日至數周的負荷和資源出力的變化的能力，包含可預見的和不可預見的靈活性需求?？深A見的靈活性需求例如我國的春運等節假日引發的電力負荷大范圍的轉移和結構

42、波動，以及由“極熱無風”等現象為代表的可再生能源的持續出力低迷。不可預見的靈活性需求例如美國2021年得克薩斯州發生的突發極端低溫引發的用電負荷短期內急速攀升（圖表5）。極端低溫使得得克薩斯州用電負荷不斷攀升，并且自2021年2月9日至13日，每天ERCOT（美國得州電力可靠性委員會，Electric Reliability Council of Texas）的負荷預測均小于負荷真實值，這顯示出電網對于供暖的電氣化率和極端寒冷天氣造成的影響估計不足。051015202512 AM2 AM4 AM6 AM8 AM10 AM12 PM2 PM4 PM6 PM8 PM10 PM20152016201

43、9201720212022202320202018 gigawattsGWrmi.org/14高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表5 美國得克薩斯州2021年2月極端低溫下用電負荷（2月7日至2月13日）來源：U.S.EIA，清華大學，落基山研究所在此時間尺度下，靈活性的供給主要來自于火電機組、有多日及以上調節水庫的水電機組，系統內部電力傳輸和系統間互濟，以及具有日以上調節能力的抽水蓄能。此時，由于火電機組的啟停時間普遍小于此時間尺度，系統靈活性供給相對充裕，靈活性供需平衡更受負荷預測、計劃調度的影響。在每日的電力現貨市場調度過程中，有時會配備一個超長時間跨度（一周）的機組組合

44、調度，用于計劃超長啟停時間機組的開關機，保證系統在此時間尺度下調節能力的充裕性。（4）長時靈活性（時間尺度1月）在此時間尺度范圍內，系統靈活性需求主要指的是用電負荷和風、光、水出力的季節性變化引發的季度靈活性需求。同時，經濟發展導致的負荷電能量增長、氣候條件波動引發的可再生能源年均出力波動（圖表6），以及一次能源價格波動導致的傳統能源發電能力波動等多重因素均可引發此時間尺度下的靈活性需求。在此時間尺度范圍內，部分資源已經可以完成規劃或部署，因而此時系統靈活性概念與資源充裕度的考慮范圍有重疊。目前，具有長時調節能力的資源稀少，包括少數具有季、年、多年調節水庫的水電以及未來可能出現的、以氫儲能為代

45、表的長時儲能。然而正如前述，此時間尺度已經長于部分資源的規劃部署時間，因此為應對此時間尺度下的波動性和不確定性，電力系統也可以通過在基礎設施規劃、建設和改造過程中考慮多種中長期不確定性來對沖風險，間接供給靈活性。這方面的實例包括我國針對抽水蓄能的資源普查和納規工作，以及德國政府對于煤電機組的機組封存和重啟操作。2/7/2021807060504030201002/8/20212/9/2021實際負荷ERCOT預測負荷2/10/20212/11/20212/12/20212/13/2021GWrmi.org/15高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表6 中國風電、光伏、水電利用小時

46、數年度變化來源：中國電力企業聯合會，清華大學，落基山研究所1.4 電力系統靈活性充裕度評估指標體系1.4.1 靈活性指標綜述伴隨不斷升高的可再生能源滲透率以及即將到來的新一輪電氣化，維持或者提高系統靈活性已經成為規劃過程中不可忽視的一個環節。一方面，電力系統規劃及運行工作者需要準確了解當前系統的靈活性是否充裕，以及在未來一定時間內是否應當部署靈活性資源，以及應當部署何種靈活性資源；另一方面，政策制定者需要準確了解各項技術在提升系統靈活性時的潛力，并進行相關的政策或機制設計。定量、直觀的刻畫系統靈活性變得迫在眉睫，因此本節將分別闡述目前國際上的靈活性指標（圖表7），以供政策制定者以及電力系統規劃

47、與運行工作者參考。圖表7 靈活性指標類型總結指標類型特點靈活性需求指標靈活性供給指標靈活性充裕度指標簡單指標直觀但指導意義不明確各類輸出不可控新能源占比各類調節能源占比切負荷量（或供電可靠性）/棄風棄光棄水量（可再生能源利用率）復雜指標（給定時間尺度）確定型指導意義更明確，但有一定的數據和計算要求凈負荷上下爬坡期望上下調節能力期望靈活性缺額時間（或預期爬坡不足）概率型考慮隨機性，但對數據和計算要求高凈負荷上下爬坡概率分布上下調節能力概率分布爬坡資源不足期望4,0003,5003,0002,5002,0001,5000201820192020202120222023風電小時光伏水電rmi.org

48、/16高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源（1）靈活性需求指標簡單指標：首先，系統靈活性的需求可以簡單地通過風電、光伏發電等不可控新能源的裝機來近似描述當一個系統中輸出不可控新能源的占比越高，系統就必須變得更加靈活。例如，Flexibility Chart 2.012中將歐洲、北美、日本等地區的風電、光伏發電除以該地區的尖峰負荷來標識各系統對靈活性的需求（圖表8）。這一方法的好處是可以直觀對比各個系統之間、或單個系統在不同情境下的靈活性需求狀態，并且迅速了解系統靈活性需求的來源，但短板在于指導意義不明確，很難得出一個明確的靈活性需求高低的指導性意見。圖表8 Flexibility

49、Chart示意圖iii 來源：Yoh Yasuda確定型指標：除了直接只用新能源裝機來指示靈活性需求外，爬坡指標也被廣泛運用。任意時刻的爬坡是指在一定時間尺度內的凈負荷的變化，分為向上爬坡和向下爬坡。爬坡本身可以結合許多成熟的指標體系衍生出相關的靈活性需求刻畫方式。例如衍生自負荷持續時間曲線（Load Duration Curve，LDC）的爬坡持續時間曲線和最大爬坡。例如，模擬數據顯示，2019年山東省單小時最大向上爬坡為10GW，最大向下爬坡將近7GW，但上下爬坡的均值相似，都為980MW左右（圖表9）。iii 紅圈和藍圈分別表示光伏和風電裝機容量對挪威2020年尖峰負荷的比值。rmi.o

50、rg/17高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表9 山東省2019年單小時凈負荷爬坡持續時間曲線（模擬數值）來源：清華大學，落基山研究所概率型指標：概率型指標是確定型指標的概率延伸。負荷和可再生能源可用量實際上符合一定的概率分布，是兩組隨機數，因此凈負荷作為兩者之間的差也是隨機數。更進一步，當前時刻h與下一個時刻（h+）的凈負荷差（即爬坡）也是隨機數。因此，要更加準確描述爬坡需求的隨機性，還應當基于負荷和可再生能源的概率分布及其相關性構建凈負荷爬坡的概率分布，即概率型靈活性需求。在已經實裝爬坡輔助服務的美國CAISO（加州獨立電力系統運營商，California Independ

51、ent System Operator）和MISO（中部獨立電力系統運營商，Midcontinent Independent System Operator），這一概率分布特性已經被納入了爬坡輔助服務設計。（2）靈活性供給指標簡單指標：與靈活性需求相類似，系統靈活性供給的刻畫可以通過簡單列舉系統中各可調機組容量來實現。例如，Flexibility Chart 2.0中將火電、帶水庫水電、抽蓄機組以及系統與外界的可傳輸容量作為靈活性供給進行展示。與風電、光伏容量作為靈活性需求指標時的優勢相同，這種方法較為直觀，并且很容易區分出各地區之間的優劣，但短板同樣在與指導意義不明確，很難得出一個是否應當提

52、高系統調節能力的結論。確定型指標：除了直接列舉各類可調節機組裝機來指示靈活性供給外，被最廣泛運用的靈活性供給刻畫方式就是調節能力。由于系統中的調節能力為各類可調機組的調節能力的代數和，那么計算系統調節能力的問題便可轉化為計算各類機組的調節能力。概率型指標：類似于靈活性需求，機組的調節能力不僅受限于確定的物理條件，同時也受限于不確定性，例如非計劃停機等。因此，系統調節能力作為各個機組調節能力的代數和，自然也是一個隨機數。在實際運行中，已經出現過非計劃停運導致的系統容量和調節能力的不足。例如，在2022年初的得克薩斯州冰災中，輪番停電的主要原因之一就是天然氣管道凍結導致的燃氣機組大面積停運。雖然目

53、前爬坡輔助服務市場設計過程中鮮有考慮可調機組的非計劃停運，但“可靠機組不可靠“的情況可能隨著極端氣候頻率的上升出現的愈發頻繁，重要性將提高。12,00010,0008,0006,0004,0002,0000(2,000)(4,000)(6,000)(8,000)01,0003,0005,0002,0004,000爬坡幅度（MW）小時下爬坡上爬坡rmi.org/18高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源（3）靈活性充裕度指標簡單指標：充裕度指標指示系統的靈活性是否充裕，即靈活性供給和需求之間的差距。從結果來看，最簡單的靈活性裕度指標就是棄風棄光棄水量和切負荷量。然而值得注意的是，這兩個

54、指標與靈活性之間的關系并非一一對應。換言之，可再生能源棄電的原因未必就是向下靈活性不足，也有可能是線路阻塞或者是風光的過度建設，切負荷的原因也未必一定對應著向上靈活性缺額，也有可能是源自其他常見的影響供電可靠性的因素。確定型指標：除了棄風棄光量和切負荷量，學者還提出了靈活性缺額時間、爬坡不足期望等其他指標。靈活性缺額時間可以針對不同時間尺度計算，并繪制折線圖，從而標識出缺少靈活性的關鍵時間尺度。例如，圖表10所示的電力系統的靈活性缺額時間折線圖顯示出系統在1小時爬坡和9小時爬坡的能力有所欠缺。圖表10 靈活性缺額不同時間尺度折線圖（例圖）來源：EPRI，清華大學，落基山研究所概率型指標：例如I

55、RRE（爬坡資源不足期望，Insufficient Ramping Resource Expectation），就是結合概率型靈活性需求指標和概率型靈活性供給指標并作差，只不過此時不再是比較大小，而是計算缺額的概率和期望值。已經有學者綜合學界討論的指標，將基于爬坡的指標延伸至調頻等其他靈活性時間尺度，厘清了各物理量關系，并進一步提出了統一體系，包括靈活性不足概率（LOFP，Loss of Flexibility Probability）、靈活性不足期望（LOFE，Loss of Flexibility Expectation）等10。1.4.2 直觀型靈活性指標體系設計本報告設計指標體系的核心

56、目的是直觀、準確地刻畫系統的靈活性供需情況。指標體系（圖表11）分為靈活性充裕度指標和資源靈活性指標兩個部分。其中，系統靈活性充裕度指標衡量當前系統是否缺乏上下靈活性，而資源靈活性指標指示該系統各類資源的靈活性相對大小。資源靈活性指標設計思路借鑒Flexibility Chart及Flexibility tracker，融合確定型的指標體系，按源、荷、儲、省間互濟等四個靈活性維度，以雷達圖的形式構建指標體系；而系統內網架結構的充裕程度作為其他資源靈活性的可交付性參與構建指標體系。資源靈活性指標分為三級：參數類指標、可利用空間類指標和爬坡類指標，計算難度層層遞進，對靈活性的描述準確性也相應提高。

57、靈活性缺額時間35302520151050060120360660180420720240540480780300600840900960時間尺度（分鐘）rmi.org/19高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源 資源靈活性參數類指標的計算思路類似于Flexibility Chart，無需借助系統仿真，僅用裝機容量、預期負荷等基礎系統參數計算簡單指標?？衫每臻g類指標基于仿真結果或實際調度數據，其計算方式總體而言是“1-資源利用率”。一個資源的利用率越低，其可利用空間就越大，從一定程度上說明其靈活性越為充足。這類指標的缺點也相對明顯，即一個資源的利用率低也有可能是其經濟性差、接收調度

58、能力不足導致的。爬坡類指標同樣基于仿真結果或實際調度數據，分別計算各資源可以提供的上下靈活性并進行適當標準化，以求更加客觀和準確地描述系統在提供不同時間尺度上下靈活性的能力和充裕度。需要注意的是，本報告中的爬坡類指標使用的是確定型爬坡類指標，但未來可以在數據允許的情況下延展成為概率型爬坡類指標，將不確定性、資源相關性考慮進指標體系的計算過程中。圖表11 本報告設計的靈活性指標體系示意圖iv來源：清華大學，落基山研究所iv 荷側和儲側的上下調節空間不僅取決于可用容量，也取決于已經平移/可平移負荷量或儲能剩余電量。爬坡類指標可利用空間類指標參數類指標靈活性指標體系資源靈活性指標源側可調節容量年度尖

59、峰負荷，最高取11-(實際發電量最大發電量可用小時數)向上/下調節空間向上/下系統爬坡需求，求年平均值荷側（需求側響應）系統最大需求響應能力年度尖峰負荷，最高取11-(響應電量年度總可響應能力)向上/下調節空間向上/下系統爬坡需求，求年平均值儲側（獨立儲能）充放電容量均值尖峰負荷，最高取11-(總充電量+總放電量)(放電容量放電小時+充電容量充電小時)向上/下調節空間向上/下系統爬坡需求，求年平均值省間聯絡線聯絡線可調節容量年度尖峰負荷，最高取11-(阻塞率小時數8760)向上/下調節空間向上/下系統爬坡需求，求年平均值網側網側數據用以衡量靈活性的可交付性1-(阻塞小時數8760)系統充裕度指

60、標供電可靠性/可再生能源利用率向上/向下爬坡缺額時間、缺額率rmi.org/20高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源二、加速發展低零碳靈活性技術迫在眉睫 2.1 中國電力系統靈活性供需的具體現狀近十年來，我國電力系統在生產、消費、技術、體制機制等方面均取得了矚目成就。特別是在供給側，我國電力系統步入了深刻的低碳化發展，新能源比例逐步上升。截至2023年末，我國電力系統中風電和光伏發電裝機占比為36%，發電量占比近16%（圖表12）。圖表12 中國各類型發電裝機占比（2011-2023年）來源：中國電力企業聯合會，清華大學，落基山研究所快速攀升的新能源裝機量（絕大部分是風電和光伏）使

61、得靈活性需求快速增長。高比例可再生能源和高比例電力電子裝置接入的電力系統面臨更復雜且劇烈的功率波動，在超短時內維持頻率和電壓穩定的靈活性需求增加。同時，新能源出力的隨機性和波動性也帶來了更高的日內靈活性調節需求，尤其是光伏發電出力曲線的特性分別提高了早高峰和晚高峰時期的向下調節和向上調節的靈活性需求。另一方面，經濟的不斷發展和極端天氣事件的頻發，也使得用電量和尖峰負荷持續攀升，這對短期，乃至中期的電力系統靈活性提出了更高要求。然而目前我國的靈活性資源并不充裕，新能源消納問題依然存在，部分地區部分時段還出現了用電緊張的問題。中國可再生能源發展報告2022顯示，2022年青海、新疆、蒙西地區棄風率

62、為7.3%、4.6%和7.1%，青海棄光率高達8.9%。棄風棄光的主要原因包括接入電網薄弱導致穩定性問題、輸電通道堵塞無法送出問題，以及系統靈活性低、調節空間不足無法為新能源讓出發電空間的問題。此外，2020年和2022年，我國相繼發生了“煤荒”造成的煤電短缺和四川汛期缺水缺電問題，供電安全引發廣泛關注。我國的低碳靈活性技術發展不足，各類技術的技術成熟度和商業化規模程度均待不同程度的提高，目前無法完全為電力系統提供全時間尺度的充裕的靈活性。其中，庫容水電建設資源日益飽和，抽水蓄能的建設存在地理位置限制，天然氣作為清潔和相對低碳的能源始終面臨著氣源資源的限制，新型儲能調度以及需求側響應技術缺乏激

63、勵機制，以及省間傳輸依然以政府間協議下的網對網、點對網交易為主，難以有效響應系統靈活性需求。因此，在現階段，技術上可行且能夠快速被部署的靈活性資源仍然是以煤電為基礎的靈活性電源。100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0202120152018201220112022201620192013煤電氣電風電水電光伏核電其他2023201720202014rmi.org/21高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源雖然煤電靈活性改造能在一定程度上滿足新型電力系統建設過程中的靈活性需求，但也存在顯著的局限性。一方面，煤電靈活性改造主要改善的是日內或跨日的短時或中時靈活性，

64、而對于秒級和分鐘級的超短時靈活性供應能力有限。另一方面，煤電靈活性改造使得煤電機組可以在更低工況下運行，導致煤耗上升、設備壽命縮短、脫硫脫硝效果降低等問題出現，并且在碳中和愿景下煤電容量終將下降，因此我國電力系統急需尋找到除煤電靈活性改造之外的低碳的靈活性技術。2.2 電力系統靈活性技術概況如前所述，發展我國的低碳靈活性技術迫在眉睫，本節將從技術性（包括調節范圍、爬坡速率、響應時間等）、經濟性、建設速度、資源稟賦、碳排放等角度，考量源側、儲側、荷側的靈活性技術（圖表13）。此外，有必要特別指出的是，本節討論的經濟性僅考慮各類技術當前水平下的單位造價（元/千瓦），未對各類技術長期成本變化進行評估

65、。荷側靈活性技術的經濟性僅考慮為提供靈活性需要的設備投入。同時，針對大部分靈活性技術，其發展和部署的效益是多面的，不僅僅包括提升靈活性，也包括提高效率、減污減排等等，因此兩個技術即使靈活性相似，也并不能完全以目前成本水平來評定優劣，最終各項技術的部署和發展需要系統性思維，綜合各項技術帶來的系統效益。此外，由于網側的靈活性能力供應有賴于接入電網的其他資源，故在技術評價對比中未對網側資源進行打分，僅在后文中對網側靈活性技術進行概況闡述。圖表13 各類靈活性技術評分評分維度靈活性維度成本維度建設條件維度氣候維度評分內容超短時靈活性能力短時靈活性能力中時靈活性能力長時靈活性能力當前經濟性建設速度物理規

66、模潛在增量碳排友好評分含義1-4分：分數越高，對應時間尺度的靈活性供應能力越強1-4分：分數越高，當前單位造價越低1-4分：分數越高，建設速度越快1-4分：分數越高，物理潛在規模越大1-4分：分數越高，過程碳排放水平越低源側煤電靈活性改造23443321新建煤電機組23442242氣電34332233常規可調水電 v 442-41-41124光熱發電23211214儲側抽水蓄能44212144鋰離子電池43113334壓縮空氣34112214全釩液流43212344飛輪儲能41111344荷側工業負荷 vi 1-22-3323-4334空調負荷23214424車網互動32214434來源：清華

67、大學，落基山研究所v 本節討論的常規可調節水電包括多年調節水電站、年調節水電站、季調節水電站、周調節水電站、日調節水電站、徑流式水電站，上述各類調節水電站調節性能不同，對應提供不同時間尺度靈活性的能力也不同，其中調節庫容越大的水電站能夠在越長的時間尺度上提供靈活性。vi 工業負荷由于不同行業生產特性不同，靈活性能力也不同。rmi.org/22高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源2.2.1 源側靈活性技術當前，我國源側靈活性技術主要集中于煤電機組靈活性改造、新建煤電機組、燃氣發電、常規帶庫容水電和光熱發電。核電機組理論上也具有靈活性，但由于核安全性的優先級遠高于電力系統安全性，因此本

68、報告并不考慮將核電當做源側靈活性技術考量。煤電機組靈活性改造和新建煤電機組技術性：按照全國煤電機組改造升級實施方案要求，新建煤電機組和靈活性改造后的現役煤電機組在純凝工況下的調峰能力一般要求為最小發電出力達到35%額定負荷，而“采暖熱電機組在供熱期運行時要通過熱電解耦力爭實現單日6h最小發電出力達到40%額定負荷的調峰能力”。盡管靈活性改造提升了煤電機組的爬坡速率每分鐘為額定功率的3%-6%額定功率，縮短了熱態啟動時間（4h）和冷態啟動時間（5h），但仍難以滿足秒級和分鐘級的超短時靈活性調節需求，更適合參與日內小時級的短時靈活性調節，并且在電廠存煤的支持下能有效參與跨日的中時靈活性調節。新建超

69、臨界和超超臨界煤電機組調節性能與靈活性改造后的現役機組類似。發展現狀：“十三五”期間，“三北”地區煤電靈活性改造目標（包括熱電機組和純凝機組）共2.15億千瓦13，但實際完成率不超過40%?！笆奈濉逼陂g計劃完成2億千瓦現役煤電機組靈活性改造，其中2021-2022年已經完成靈活性改造1.88億千瓦14。中國電力企業聯合會研究稱15，30萬千瓦和60萬千瓦亞臨界機組適宜優先實施靈活性改造，Global Energy Monitor煤電項目清單顯示，我國在運的30萬千萬-60萬千瓦的煤電機組約5.7億千瓦，主要分布在“三北”地區，這些機組將成為近期煤電靈活性改造的重要來源；而目前在建、核準或宣布

70、的百萬煤電機組約2.3億千瓦，除西北地區外，在沿海負荷大省也有較多分布。經濟性和政策導向：30萬千瓦和60萬千瓦純凝機組按靈活性調節容量折算的改造成本為625元/千瓦，熱電機組進行熱電解耦按靈活性調節容量折算的改造成本為444元/千瓦16，新建超超臨界百萬煤電機組的單位造價為3,506元/千瓦17。2024年1月印發的關于加強電網調峰儲能和智能化調度能力建設的指導意見明確指出存量煤電機組到2027年要實現“應改盡改”，并且“探索煤電機組通過市場化啟停調峰獲取收益”。燃氣機組技術性：燃氣機組主要分為開放式循環燃氣機組和聯合循環燃氣機組。開放式循環燃氣機組的靈活性極高，可以在15分鐘之內啟動，每分

71、鐘的爬坡速率為15%額定功率。我國絕大部分燃氣發電機組屬于聯合循環發電機組，該技術搭配余熱回收可以將發電效率提升至50%以上，但其靈活性較開放式循環機組更低，啟動時間通常在1小時以上，每分鐘的爬坡速率為8%額定功率。較燃煤機組更快的啟動時間和爬坡速率使得燃氣機組可以提供秒級和分鐘級的超短時靈活性和短時靈活性。發展現狀：燃氣機組裝機容量在近年來穩步增長，截至“十三五”末燃氣機組容量低于“十三五”規劃中預期目標，完成了預期裝機目標的91%。我國燃氣機組主要分布在廣東、浙江、江蘇等東南沿海價格承受力較高的省份，以及川渝等靠近氣源的地區。但受俄烏戰爭之后天然氣價格飆升和地緣政治對天然氣供應風險的影響，

72、燃氣機組項目速度推進低于預期。以氣電裝機容量第一的廣東省為例，“十四五”期間計劃新增氣電容量為3,600萬千瓦，截至2023年底新增容量僅完成31%。經濟性和政策導向：2022年9F級純凝機組造價為2,021元/千瓦，9F級供熱機組造價約為2,147元/千瓦17。但相較于燃煤機組，燃氣機組在運行過程中的燃料成本較高，占總運行成本的70%-75%。我國目前對調峰氣電項目建設的態度較為謹慎，主要項目布局區域特點包括“氣源有保障、氣價可承受、調峰需求大”，用于滿足短時頂峰需求和提供深度調節能力。rmi.org/23高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源 常規可調節水電技術性：常規水電理論上

73、具有極強的靈活性，能夠在20s以內啟動，并在極短時間內提升至100%額定功率，可以提供超短時靈活性。但在實際運行過程中，水電機組提供靈活性能力會受到上游來水約束、梯級水庫調度約束、振動區約束等條件制約。發展現狀：近年來，以白鶴灘水電站（總裝機容量1,600萬千瓦）為代表的一批水電站建成投產使得2020-2022年水電裝機容量有明顯增長。我國已建和在建常規水電容量約4億千瓦，待建3億千瓦，其中絕大部分待建容量位于西南地區，特別是西藏地區18。由于水電資源地理分布特性，大型水電項目往往配套大型跨區域輸電線路，并提供跨區域的電量支撐和調節能力。經濟性和政策導向：2022年常規水電站單位造價為13,3

74、19元/千瓦18，但由于水電機組主要作為基荷為電力系統提供電能量，其在實際運行過程中靈活性調節的機會成本則是在電量上的經濟損失。在提升水電站調節能力方面，我國主要“推動水電擴機增容及發電潛力利用，開展梯級水電站協同優化調度，提升水電調峰能力”。光熱發電技術性：光熱發電技術具有靈活調節能力與慣量支撐能力，在高比例風電、光伏發電并網的情況下，光熱發電能夠發揮調峰、調頻、備用等巨大作用，同時通過同步機并網，維持在15%額定功率的出力水平。同時，光熱發電平均爬坡速率為每分鐘3%-4%額定功率，啟動時間為20-60分鐘，主要可用于提供短時靈活性。發展現狀：我國光熱發電裝機容量增長主要在2018-2020

75、年，截至2023年底，我國兆瓦級規模以上光熱發電機組累計裝機容量為58.8萬千瓦19，這些項目主要分布在西北地區，尤其是青海省。國家能源局2023年發布的關于推動光熱發電規?；l展有關事項的通知中提出要在“十四五”期間，力爭每年新增光熱發電開工300萬千瓦左右，并且在第一批和第二批“沙戈荒”大型風電光伏基地建設項目清單中已明確了約150萬千瓦光熱發電項目。經濟性和政策導向：我國光熱發電項目主要是塔式技術，目前塔式光熱電站單位造價約為13,700元/千瓦，但隨著規?；l展和技術進步預計未來光熱發電單位造價存在下降空間。目前國家層面主要結合新能源大基地項目推動光熱項目落地；地方層面，例如青海省通過

76、在新能源競爭配置項目中設置新能源與光熱的配比限制來推動光熱發電項目發展，從而在新型電力系統中發揮光熱發電項目的調節能力。2.2.2 儲側靈活性技術 抽水蓄能技術性：與常規水電相似，抽水蓄能可以在1分鐘內響應調度信號迅速啟動，調節范圍在100%，儲能時長通常為8-10小時，循環效率在75-80%，即通常說的抽四發三或者抽五發四。抽水蓄能技術發展相對成熟，常應用于大電網中，其快速響應能力使得其可以提供秒級的超短時靈活性；同時，作為最成熟的長時儲能技術，其也能在日內提供短時靈活性參與調峰。發展現狀：在 2021 年國家發改委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見明確了抽水蓄能的成本回收機制后，抽水

77、蓄能項目投資回報得以保障，抽水蓄能得以快速發展。截至 2022 年底，我國抽水蓄能裝機容量已達 4,579 萬千瓦，其中 2022 年新增 880 萬千瓦，仍有 1.21 億千瓦在建20。截至 2022 年底，我國抽水蓄能開發度為 20%，仍有較大開發空間，并且從區域電網看分布范圍較廣。2022 年當年我國新核準抽水蓄能電站 48 座共6,890 萬千瓦，平均每座 140 萬千瓦以上。經濟性和政策導向：據抽水蓄能產業發展報告2022，2022年核準的抽水蓄能電站單位造價為5,492元/千瓦，但受地質條件影響，不同地區造價水平差異較大。2021年9月，國家能源局印發 抽水蓄能中長期發展規劃（20

78、21-rmi.org/24高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源2035年），明確了2025年和2030年抽水蓄能投產規模目標分別為6,200萬千瓦和1.2億千瓦，并且要求積極推進在建項目建設和加快新建項目建設。鋰離子電池技術性：鋰離子電池作為電化學儲能中應用最廣泛的技術，能夠在毫秒內快速響應，并且迅速切換充放電狀態，調節范圍在100%，循環效率在80%-90%左右，能有效提供超短時靈活性。發展現狀：鋰離子電池在新型儲能中裝機占比超過90%，2021年開始增速明顯加快，在山東、廣東、江蘇等用電大省和內蒙古等新能源配儲大省均有較高新增規模。目前鋰離子電池產能充足，能夠支撐未來裝機的高速

79、增長。經濟性和政策導向：鋰離子電池成本受原材料價格波動而波動，其投資成本為987-1,250元/千瓦/小時23。2021年關于加快推動新型儲能發展的指導意見中指出到2025年實現新型儲能規?；l展的目標，裝機規模達3,000萬千瓦以上，同時鼓勵新型儲能在源、網、荷等側多元化發展。其中由于鋰離子電池技術發展相對成熟，商業化規模較高，因此在指導意見中強調成本持續下降這一發展方向。同時，鋰離子電池的安全穩定運行問題得到廣泛關注，因此在“十四五”期間，鋰離子電池高安全規?；l展也是主要技術示范之一。壓縮空氣儲能技術性：壓縮空氣儲能在各類新型儲能技術中具有功率大、壽命長、儲能時間長（5-6小時）的特點。

80、由于放電過程使用渦輪驅動，壓縮空氣儲能具有電化學儲能不具備的慣量支撐能力，目前循環效率約在60%，啟動時間為10分鐘左右，可用于系統調峰或備用，提供日內短時靈活性。發展現狀：我國簽約、在建、投運的壓縮空氣儲能項目共25個，裝機規模達879.7萬千瓦，其中已投運7個壓縮空氣儲能項目，裝機容量約18.25萬千瓦21。預計現有項目列表中的大部分項目將在2027年前建成，使我國的壓縮空氣儲能裝機達580萬千瓦。由于大型壓縮空氣儲能建設依托特定地理條件建設大型儲氣室，因此其潛在開發量和布局位置都存在一定限制。經濟性和政策導向：目前壓縮空氣儲能投資成本超過1,500元/千瓦/小時23，成本主要來自于壓縮系

81、統、膨脹發電系統、換熱儲熱系統三大環節設備造價。若采用人工硐室和管線鋼儲氣，儲氣系統造價占比可達30%以上。壓縮空氣技術相對成熟，但尚未進入商業化規模階段，百兆瓦級的大規模先進壓縮空氣儲能系統應用是“十四五”的技術發展方向。全釩液流電池技術性：全釩液流電池是電化學儲能技術的一種，是目前商業化程度最高和技術成熟度最強的液流電池技術，能在毫秒級到秒級快速響應，充放電狀態切換僅需0.02秒，并且可以通過直接更換電解液實現瞬間充電，能有效提供超短時靈活性。液流電池的化學反應在溶液中進行，幾乎不存在著火爆炸危險，安全性高。全釩液流電池模塊化程度高，可以通過增加電解液體積增加儲能容量，可以應用于中長時儲能

82、場景，提供日內靈活性。發展現狀：截至2023年底，液流電池裝機在新型儲能技術中裝機占比約0.4%22，其中全釩液流電池是主要的液流電池類型。2021年和2022年我國全釩液流電池新增裝機分別為13萬千瓦和60萬千瓦，國內簽約項目超過10個。經濟性和政策導向：全釩液流電池投資成本為2,500-3,000元/千瓦/小時23，其中電解液和電堆是主要的成本來源。全釩液流電池的技術發展重點在于產業化應用和建設更大容量的項目，例如百兆瓦級液流電池技術就是“十四五”新型儲能核心技術裝備攻關重點方向。rmi.org/25高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源 飛輪儲能技術性：飛輪儲能是通過電機驅動飛

83、輪高速旋轉來儲存能量，充放電速度快，能實現毫秒級的快速響應，系統效率為90%-95%，具有很好的調頻特性，能提供超短時靈活性。發展現狀：截至2023年底，飛輪儲能在新型儲能系統中占比不足1%。據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會統計顯示，飛輪儲能累計裝機2021年和2022年分別為0.57萬千瓦和1.23萬千瓦。目前飛輪儲能仍處在商業化前期，相關技術研發和規?；痉稇萌栽陂_展過程中。我國2022年擁有首臺自主知識產權的兆瓦級飛輪儲能裝置。經濟性和政策導向：飛輪儲能的投資成本較高，約為1,1000元/千瓦/小時23。目前相關政策側重于從技術角度和規?；瘧媒嵌韧苿语w輪儲能的發展。飛輪儲能技

84、術規?；瘧帽涣袨椤笆奈濉毙滦蛢δ芗夹g試點示范。2.2.3 荷側靈活性技術需求側靈活性技術路線包羅萬象，可以統稱為需求側響應/管理技術。需求側響應/管理技術可挖掘工業負荷、空調負荷、電動汽車負荷等多種荷側靈活性資源潛力，且響應過程清潔低碳，目前已成為最受關注的低碳靈活性技術。工業負荷需求響應技術性：工業負荷規模大、負荷曲線較為平穩，是需求側響應中應優先挖掘和重點開拓的資源。工業負荷可通過負荷中斷、負荷削減、負荷平移三種方式參與需求響應：負荷中斷：在處于電網負荷過高或緊急情況時，工業用戶在分鐘級的時間尺度上進行響應，中斷負荷需求，中斷過程中生產依靠熱慣性正常運行。不同行業最大可中斷負荷時間差異

85、較大，鋼鐵生產中最大可中斷時間約為半小時，電解鋁生產中最大可中斷時間約為兩小時。負荷削減：在小時級的時間尺度上通過降低部分功率來降低負荷，同時延長設備運作和生產時間來保證產量。負荷平移：在日內靈活調整用電時間，例如將白天高峰時段用電負荷平移至夜間低谷時段，或者基于分時電價調整生產班序。發展現狀：工業負荷可調節潛力巨大、可操作性高。電解鋁和鋼鐵行業的最大可調節負荷比例約為20%，紡織行業的最大可調節負荷比例約為35%，響應可持續0.5-4小時不等。以電解鋁負荷為例，若我國所有電解鋁負荷均具備10%額定功率完全可調進行估算，則電解鋁負荷在2021年可以提供的功率調節量為763萬千瓦，約為當年新型儲

86、能裝機容量（400萬千瓦）的兩倍。但目前由于缺乏可持續的商業模式和經濟激勵、工業生產設備信息化程度不足、技術標準缺失等，工業側靈活性資源開發尚不充分，發展較慢。經濟性和政策導向：工業負荷需求響應需要大量技術與設備投資，以提高生產設備的信息化和自動化程度。此外，負荷調節也會影響設備性能和生產效率，增加額外運營成本。政策層面上，為了推動工業企業挖掘需求側靈活性潛力，各省出臺的需求響應專項政策均將工業負荷納入需求響應主要參與主體?？照{負荷需求響應技術性：工商業空調、居民空調負荷可在分鐘級尺度上響應，提供短時和中時靈活性。負荷主體可獨立參與或通過聚合商代理參與響應，其在進行主動響應申報之后，電網公司根

87、據電力系統實際供需情況發出響應邀約；用戶rmi.org/26高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源選擇參與響應后，電網公司根據用戶反饋信息為用戶分配響應量。根據用戶調節意愿和響應缺口，空調負荷可通過溫度設置調節、部分關停、短時全停等方式參與需求響應。發展現狀：目前工商業空調負荷多通過負荷聚合商代理（如上海、深圳、冀北等地）參與需求響應。居民空調負荷參與需求響應仍在試點探索階段，2023年湖州市開展了全國首個居民空調需求響應試點項目，項目規模為300個家庭。經濟性和政策導向：空調負荷參與需求響應前僅需投入智能電表、傳感器、智控柜等硬件設備，經濟成本相對較低。政策層面上，空調負荷作為負荷

88、聚合商聚合的主要資源，不斷被推動參與市場化需求響應。電動汽車負荷需求響應技術性：電動汽車是優質的柔性負荷，可以通過V2G（Vehicle-to-grid）技術和引導用戶有序充電實現需求側響應。V2G技術是通過裝有雙向逆變器的充放電樁實現電動車與電網的雙向供電，此時電動汽車可作為分布式儲能資源為系統提供靈活性。車主可在限制區間內自行設置車輛參與需求響應的時長和車輛剩余電量，V2G充電站可以在收到調度指令1分鐘內，將充電功率降為零，并進一步將車載電能返送回電網，實現了電動汽車與電網互動的迅速調節24。有序充電是用戶在分時電價的引導下，主動將電動汽車負荷從用電高峰時段轉移至用電低谷時段，從而改變負荷

89、曲線，達到削峰填谷的效果。據NREL研究預測，電動汽車負荷可以向后平移5小時25。發展現狀：目前電動汽車主要通過在公共充電樁或居民充電樁的有序充電參與需求響應。其中公共充電樁執行一般工商業分時電價，以北京電力公司公共充電樁為例，含服務費的充電峰谷價差可達0.61元/千瓦時。居民充電樁方面，湖北、海南、云南、山東等省份已針對居民充電樁出臺分時電價政策，用戶可自愿選擇是否執行分時電價。以山東為例，執行分時電價后峰谷價差可達0.666元/千瓦時。V2G技術仍在試點應用階段，目前具有V2G功能的充電樁僅占0.025%26。經濟性和政策導向：目前有序充電僅通過影響用戶行為實現，無額外經濟成本；V2G充電

90、樁價格是普通充電樁價格的2-3倍，成本相對較高。為進一步激發電動汽車的靈活性資源潛力，為有序充電和車網互動技術指明發展發向，2023年12月國家發展改革委等部門聯合發布了關于加強新能源汽車與電網融合互動的實施意見，其中提出：2025年全面實施充電峰谷電價機制，開展車網互動試點示范；2030年車網互動實現規?；瘧?，力爭提供千萬千瓦級雙向靈活性調節能力。其他負荷需求響應數據中心可提供日內的靈活性資源調節能力，通過調整并行規模和負荷時間分布來參與需求側響應，實現負荷平移。其中，服務器資源響應潛力為4%-100%，CPU、GPU、硬盤等硬件資源響應潛力為2%-26%。近年來我國數字經濟發展迅速，數據

91、中心的年耗電量已經占全社會用電量的2%以上，加之ChatGPT等大數據AI的突破性進展，對時間較為不敏感的AI訓練型計算任務的耗電量迅速增加。鑒于數據中心運營成本的六成以上在電費，在適當價格機制的驅動下，數據中心將有動力進行計算任務的伸縮、平移，減少用電成本，進而為系統提供靈活性。微電網和VPP可以聚合源側、荷側、儲側的分布式資源，如充電樁、居民和工商業負荷、分布式光伏、備用發電機和儲能等，具備產消合一的特性，可以實現可觀可控、模塊化的需求側響應，為系統提供向上和向下靈活性。微電網是具有明確電氣邊界的本地電網，具有聯網和離網兩種運行模式，并且可以在兩種模式間無縫切換。微電網通過高度集成分布式電

92、源、儲能和負荷，打通預測、分析、調度分布式資源壁壘，進而實現需求側與電網的友好互動，開展需求響應。rmi.org/27高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源VPP通過通信、物聯網和軟件算法等技術手段實現集成、協調與控制分布式資源，直接參與電力系統的調度與平衡及電力市場交易，可在秒級的時間尺度上快速完成優化計算和指令下達，實現秒級到日內時間尺度的需求響應。與微電網不同，VPP沒有明顯的地理限制，可聚合分布于不同地理位置的資源，例如冀北虛擬電廠接入了張家口、秦皇島、廊坊三個地市的可調資源。VPP的最低響應能力和單次最低響應時長要求因地各異。2.2.4 網側靈活性技術 省間互濟能力技術性：

93、直流輸電技術各路線相對交流技術更容易調節，在省間（或區域間）互濟方面具有較大的靈活潛力。目前，特高壓直流技術包括常規特高壓直流（LCC-HVDC）、柔性特高壓直流（VSC-HVDC）和介于中間的混合換相換流器直流輸電技術（HCC-HVDC）。在通常的調度間隔內，各項直流技術并無明顯差異，基本可以在該時間尺度（5-15分鐘）內完成100%功率變化。真正區分直流技術的，是在短時功率響應速度、無功支撐能力、線損、多端構網能力和成本上（圖表14）。圖表14 直流輸電技術比較LCC-HVDCHCC-HVDCVSC-HVDC功率響應速度20毫秒20毫秒1毫秒調節維度單維：有功單維：有功二維：有功、無功輸電

94、損耗低中高主設備造價（以LCC-HVDC為1）1p.u.1.3p.u.1.8p.u.送端暫態電壓穩定問題（如導致新能源脫網）有部分解決完全解決受端換相失敗問題有完全解決完全解決多端構網能力無無有發展現狀：我國已經建成了世界范圍內規模最大、電壓等級最高、資源配置能力最強的特大型交直流混合電網。隨著“三北”地區新能源項目大規模投產，新能源大規模遠距離運輸需求增加，配套特高壓直流項目建設也加快，“十三五”期間特高壓直流輸電線路長度翻了一倍多?！笆奈濉逼陂g，國家電網和南方電網繼續加大電網投資，拓展跨省跨區輸電能力。然而我國目前省間互濟的靈活潛力尚未完全發揮，大部分電量往往通過中長期的“網對網”（又稱

95、外送/外受交易）完成，導致現貨市場中的調整空間較小，靈活性受限。另外，在省間調度過程中，還有每15分鐘爬坡幅度不超過600MW的軟限制，進一步降低了省間靈活互濟能力的釋放。經濟性和政策導向：輸電線路的建設投資與線路長短有關，特高壓直流輸電工程單公里成本為302萬元/公里27，主要來自于鐵塔和導地線成本。我國目前希望發揮大電網優化資源配置平臺的作用，“提升互濟能力，促進調峰資源共享”，然而目前針對跨省跨區的電力市場交易機制依然有待完善。其他電網側靈活性技術電網側靈活性技術還包括靈活交流輸電（FACTS）、動態增容和拓撲重構。交流輸電受限于基爾霍夫定律，電力傳輸由兩端相位角差和阻抗共同決定，而靈活

96、交流輸電技術可以通過動態改變交流線路的阻抗，來變相提高對交流輸電線路的控制能力，增加靈活性。動態增容是指改變目前電力系統中提前設定固定熱穩極限的方式，實時感知、采集、處理天氣條件、運行條件等數據，動態調整熱穩極限，在增加電力系統可靠性的同時，可以在條件允許的情況下增加輸電線路的熱穩極限容量，緩解阻塞、提高靈活性的交付性。拓撲重構則是通過改變電網的拓撲結構，利用基爾霍夫定律的環流效應動態分配潮流，減少阻塞、提高靈活性的可交付性。rmi.org/28高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源三、省級電力系統靈活性分析-以青海省和廣東省為例我國不同省份負荷特性和電源結構差異較大，在新型電力系統

97、建設過程中面臨的系統靈活性問題也各不相同。本報告在第一章設計的直觀型靈活性指標體系的基礎上，分別選取青海省和廣東省兩個省作為新能源外送大省和電力消費大省的代表，通過電力系統仿真模型，探究各自在低零碳電力系統建設過程中靈活性充裕度情況和變化趨勢，并從源網荷儲等不同角度識別低零碳靈活性資源開發的機遇和挑戰。3.1 新能源外送大省低零碳靈活性技術的大規模應用3.1.1 青海省構建零碳電力系統的現狀與愿景青海省清潔能源資源豐富、開發利用條件優渥，是我國主要的清潔能源生產基地之一。據中國電力企業聯合會數據，截至2023年底，青海省清潔能源（含水電、風電和太陽能發電）在電力系統中的裝機量占比和發電量占比分

98、別為93%和81%，居全國首位，其中風電和太陽能發電裝機量占比達69%。隨著青海省電力系統中清潔能源滲透率不斷提高，青海省在2017年到2022年連續六年每年的豐水期（6-7月）開展了全清潔能源供電示范，供應時長從最初的7天不斷增加，已實現最長35天的省域全清潔能源供電實踐。為實現本地清潔能源外輸，青海省第一條特高壓外送通道青海至河南800千伏特高壓直流工程（青豫直流）于2020年底建成投運。2022年，青豫直流外送電量9.86TWh，其中水電 1.55TWh和新能源8.31TWh28。青海省在全國率先提出建設零碳電力系統的目標，持續推進新能源資源開發。2021年7月，青海省人民政府與國家能源

99、局聯合發布的 青海打造國家清潔能源產業高地行動方案（2021-2030年）（以下簡稱“2030高地方案”）中提出，“到2030年，國家清潔能源產業高地基本建成，零碳電力系統基本建成”，并且要“打造國家級光伏發電和風電基地”，“形成以海南州、海西州千萬千瓦級新能源基地為依托，輻射海北州、海南州的新能源開發格局”。自2021年起，國家發展改革委和國家能源局推動以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設項目，陸續印發三批項目清單，其中青海省公布的獲批項目超過39GW，主要位于海西州和海南州。此外，青海省在“2030高地方案”中還提出要“加快推進跨區電力外送通道建設”，“重點圍繞海西清潔能源基

100、地，開展青海第二條特高壓外送通道研究論證工作”，并且提出了到2030年跨省外送電量爭取達到145TWh的目標。不斷提高的新能源滲透率使得青海省面臨更加強烈的靈活性資源需求。一方面，青海省存在明顯的棄風棄光現象，2023年風電和光伏利用率排名全國倒數第二，分別為94.2%和91.4%29。另一方面，在青海省發電量中水電、風電和光伏總占比超過80%，其中水電具有明顯的季節性，而風電和光伏發電具有季節性、間歇性和波動性，這使得青海省在冬季枯水期和夜間新能源出力不足時需要依賴西北電網省間互濟的外購電來滿足當地用電需求。上述兩方面分別顯示了青海省同時存在向上調節和向下調節的靈活性需求，以應對現有新能源消

101、納和部分時刻電力供需趨緊的問題。從電力供應方面，為提升電力系統調節能力，青海省積極推進抽水蓄能電站和光熱電站建設。青海省“十四五”能源發展規劃 中將抽水蓄能電站作為“電力系統中長周期儲能調節”的重要資源，共納入在建或待建抽水蓄能重點工程13GW。青海省在發展光熱技術方面具有土地資源、太陽能資源、原材料供給等三方面優勢，在“2030高地方案”中提出要“推進光熱發電多元化布局”，到2030年裝機規模達3GW以上。青海省在2023年7月發布的 關于推動“十四五”光熱發電項目規?；l展的通知 中要求開展競爭性配置光熱一體化項目，“原則上參與競爭配置項目新能源與光熱比例最高為61”，并通過用地要素保障和

102、電價支持等推動光熱發電項目建設。此外，為提升青海省電網電源支撐能力，保障電力安全供應，青海省啟動了煤電項目審批和建設，并在“2030高地方案”中提出要“因地制宜合理布局一定規模的燃氣電站”，以“發揮燃氣電站深度調峰和快速啟停等優勢”。rmi.org/29高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源從電力需求方面，青海省在“2030高地方案”中提出要“提升需求側響應水平”。由于青海省本地用電負荷以工業負荷為主，2022年工業用電量占全社會用電量比例為88%30，工業負荷成為參與電力需求側響應的重要推動對象，其靈活性潛力可以通過推進必要的設備改造、工藝調整、生產排期進行深挖，從而有助于提升清潔

103、能源本地消納能力和電力系統靈活性。本報告將結合既有規劃和實際項目建設情況，評估青海省2023-2030年電力系統靈活性充裕度情況，以此分析新能源外送大省面臨的系統靈活性挑戰,并探討低零碳靈活性技術在支持電力系統低碳轉型和提升靈活性水平方面的作用。3.1.2 青海省2023-2030年電力系統靈活性評估青海省電力系統仿真模擬設置了既有政策情景、需求響應情景和需求響應加光熱替代氣電情景（以下簡稱“源荷復合情景”）。其中既有政策情景參考青海省滾動更新的一系列政策規劃。需求響應情景是在既有政策情景的基礎上加入負荷轉移這一需求響應方式，重點考慮電解鋁負荷、其他工業負荷、第三產業負荷和城鄉居民生活負荷，其

104、中電解鋁負荷可向后平移2小時，考慮到需求側能力拓展進度，電解鋁負荷從2024年開始參與需求響應，響應潛力為2.5%，2024-2029年間響應潛力線性增加至15%，2029年后趨于穩定；其他工業負荷可向后平移2小時，并從2023年開始參與需求響應，響應潛力為1%，2023-2030年間響應潛力線性增長至8%；第三產業負荷和城鄉居民生活負荷可向后平移6小時，考慮到參與需求響應的難易程度和需求側資源挖掘力度，第三產業負荷和城鄉居民生活負荷從2026年開始參與需求響應，響應潛力為2.5%，2026-2029年響應潛力線性增加至10%，2029年后趨于穩定。源荷復合情景是在需求響應情景的基礎上，使用光

105、熱發電技術等容量替代青海省2028-2030年間計劃新增的天然氣發電機組，累計替代容量為3GW。本報告在對青海省的仿真模擬中結合青海省750kV電網結構、本地負荷和電源裝機的地理分布，將青海省模擬為西寧及周邊地區、海南地區、海西地區三個區域節點，其中用電負荷主要集中在西寧及周邊地區節點，風電和光伏發電裝機主要分布在海南地區和海西地區節點。（1）綜合考慮新能源裝機增加和負荷增長，青海省靈活性調節需求呈上升趨勢；豐水季和枯水季調節需求不同，其中枯水季向下調節需求更高青海省近年來大力發展清潔能源配套產業和綠色高載能產業，本地用電負荷不斷增加，2022年青海省全社會用電量92.2TWh，已超過青海省“

106、十四五”能源發展規劃中2025年的全社會用電量目標。本報告預計2023-2030年青海省本地負荷年均增長率為7.5%，到2030年全社會用電量達163.6TWh，新增負荷依舊集中在西寧及周邊地區。結合“2030高地方案”中跨省外送電量目標，考慮到青海省未來外送通道建設和本地新能源消納需求，外送電量將不斷增加。本地負荷增長疊加外送電量增加，預計青海省電力系統最高負荷將從2023年的24.2GW增加到2030年的85.6GW，年均增長率為20%。從日內負荷特性來看，青海省本地負荷以工業負荷為主，日內波動較小，而外送電量一天調節兩次，白天外送電量高于夜間。在本報告的仿真模擬假設下，結合國家發展和改革

107、委員會公布的各省級電網典型電力負荷曲線，青海省日內用電負荷自8時-9時開始攀升，在白天相對穩定，并自17時-18時開始下降回到夜間相對穩定水平。結合Renewables.ninja網站上公布的歷史風光資源信息模擬新能源出力曲線，受大量光伏發電裝機的影響，白天新能源出力大幅增加，并在13時達到峰值。以2030年枯水季中的1月和豐水季中的7月為例（圖表15），新能源出力日內的峰谷差分別為50GW和46GW，新能源出力的較大波動為系統靈活性調節帶來了挑戰。rmi.org/30高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表15 青海省2030年枯水季（1月）和豐水季（7月）日內平均負荷與新能源發

108、電能力（模擬結果）來源：國家發展和改革委員會，Renewables.ninja，落基山研究所進一步討論小時層面的靈活性調節需求，其中t時刻的1小時調節需求是指t+1時刻和t時刻凈負荷的差值，t時刻的8小時調節需求是指t+8時刻和t時刻凈負荷的差值。既有政策情景仿真模擬結果顯示，青海省靈活性調節需求不斷增加。從2023-2030年各月最大1小時向上調節需求和向下調節需求來看（圖表16），向上調節需求逐年增加；向下調節需求在“十四五”期間逐年增加，在“十五五”期間各月的年度變化趨勢不同，但整體來看“十五五”期間的向下調節需求也高于“十四五”。圖表16 青海省2023-2030年各月最大1小時向上和

109、向下調節需求（模擬結果）來源：國家發展和改革委員會，Renewables.ninja，落基山研究所0018181717161666554433221112121111101021212222232320201919965605550454035302520151050一月七月本地負荷外送電量風電和光伏發電能力GWh988771515141413136543211211109873025201510500-5-10-15-20-25-30GW20232025202720292024202620282030rmi.org/31高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源青海省1小時調節需求在枯

110、水季和豐水季表現不同，其中枯水季在日內擁有更明顯的向下爬坡需求，主要集中在10時-12時，而豐水季在日內分別在9時-11時和14時-16時有水平相當的向下調節需求和向上調節需求（圖表17）。以2030年為例，1月日內平均最大1小時向下調節需求和向上調節需求分別為12.2GW和3.9GW，而7月日內平均最大1小時向下調節需求和向上調節需求分別為10.4GW和8.3GW。青海省8小時調節需求在枯水季和豐水季均表現為在2時-7時的向下調節需求和9時-16時的向上調節需求，且日內最大向上調節需求和最大向下調節需求水平接近（圖表18）。以2030年為例，1月日內平均最大8小時向下調節需求和向上調節需求分

111、別為20.7GW和19.1GW，而7月日內平均最大8小時向下調節需求和向上調節需求分別為21.1GW和21.8GW。圖表17 青海省枯水季（1月）和豐水季（7月）日內1小時爬坡需求年度變化（模擬結果）來源：國家發展和改革委員會，Renewables.ninja，落基山研究所圖表18 青海省枯水季（1月）和豐水季（7月）日內8小時爬坡需求年度變化（模擬結果）來源：國家發展和改革委員會，Renewables.ninja，落基山研究所（2）青海省存在向下靈活性調節缺額，制約了新能源的消納，但隨著各類電源和儲能項目建成投產，缺額程度不斷改善既有政策情景下，2023-2030年青海省供電可靠性充足，但仍

112、存在棄風棄光問題（圖表19）?？稍偕茉聪{率在“十四五”期間逐年減少，到2025年降低到86%。2026年起可再生能源消納情況改善，消納率不斷增加，到2029年達95%以上。從電力系統靈活性指標來看，該情景下青海省電力系統不存在向上爬坡缺額，但存在一定程度的向下爬坡缺額。向下缺額時間在2023-2030年總向下調節需求的時間中占比從2024年的18%不斷減少到2030年的2%，在存在向下爬坡缺額的時段內，年平均向下爬坡缺額率從2024年的52%不斷下降到2029年的28%，但在極個別時段向下爬坡資源僅能支持不足0.1%的向下爬坡需求。整體來看，青海省電力系統向下爬坡缺額問題在2024年最嚴重

113、，此后到2029年持續好轉，2030年缺額情況基本與2029年持平。1050-5-10-151050-5-10-151050-5-10-151050-5-10-15一月七月018166421210222420814018166421210222420814018166421210222420814018166421210222420814GWGWGWGW2023202320262026202420242027202720252025202820282029202920302030一月七月rmi.org/32高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表19 既有政策情景下青海省2023-

114、2030年系統靈活性充裕度指標雷達圖（模擬結果）來源：落基山研究所從資源靈活性參數類指標來看（圖表20），既有政策情景下，隨著火電機組和光熱機組等可調機組的陸續投產，源側指標始終保持在0.66以上。由于儲能裝機不斷增加，尤其是2028年起一批抽水蓄能項目投產，儲側指標從2023年的0.12不斷上升，且2028年有較大增幅，到2030年儲側指標達到0.90。由于省內輸電通道容量和省間外購通道容量在該情景下保持不變，網側指標和省間指標從2023-2030年不斷下降，其中網側指標從2023年0.77下降到2030年的0.34，省間指標從2023年的0.40下降到2030年的0.17。圖表20 既有政

115、策情景下青海省2023-2030年資源靈活性參數類指標雷達圖（模擬結果）來源：落基山研究所供電可靠性源側參數網側參數省間參數儲側參數可再生能源消納率向上缺額時間占比向下缺額時間占比向上平均爬坡缺額率向下平均爬坡缺額率2023202420252026202720282029203020232024202520262027202820292030rmi.org/33高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源從資源靈活性可利用空間類指標來看（圖表21），2023-2030年青海省省間和儲側的靈活性充裕度較好。省間外購通道幾乎不存在阻塞問題，省間靈活性能力指標始終保持著在0.96以上。儲側靈活性

116、能力指標始終在0.80-0.90的范圍內，這說明儲側有足夠容量來響應靈活性調節需求。2023-2030年省內輸電通道阻塞不斷加強，網側靈活性能力指標從2023年的0.59下降到2030年的0.36。由于新能源在全年電量供應結構中占比持續上升，源側可調節電源的全年等效利用小時數不斷下降，從而源側靈活性能力指標不斷提升，從2023年的0.21上升到2030年的0.45。圖表21 既有政策情景下青海省2023-2030年資源靈活性可利用空間類指標雷達圖（模擬結果）來源：落基山研究所從1小時向上調節和向下調節能力來看（圖表22），源測向上調節和向下調節能力2023-2030年年際間差異不大，其中向上調

117、節能力指標維持在0.72-0.78之間，向下調節能力指標維持在0.75-0.83之間。儲側向上調節能力和向下調節能力在三類資源中最好，2023-2030年間向上調節和向下調節能力指標分別在0.98-1.00之間和0.84-0.99之間。省間外購通道由于整體利用率不高，向下調節能力有限但向上調節能力充裕，2023-2030年間向上調節和向下調節能力指標分別在0.83-0.94之間和0.01-0.26之間。圖表22 既有政策情景下青海省2023-2030年資源靈活性爬坡類指標雷達圖(左側：1小時向上爬坡；右側：1小時向下爬坡)（模擬結果）來源：落基山研究所源側可利用空間源源儲儲省間省間網側可利用空

118、間省間可利用空間儲側可利用空間2023202420252026202720282029203020232024202520262027202820292030rmi.org/34高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源(3)需求響應情景引入荷側靈活性調節資源，通過負荷轉移降低了向下爬坡缺額時段，同時增加了儲能靈活性充裕度青海省主要在正午新能源出力最大時刻前后分別有日內最大的向下調節需求和向上調節需求。需求響應情景下，負荷轉移在日內將早晨的負荷轉移到午間新能源大幅出力時刻，同時還能將傍晚負荷后移，從而降低了午間前后出現的日內最大1小時向下調節需求和向上調節需求。仿真模擬結果顯示，需求響應

119、情景主要降低了日內最大1小時向下調節需求。2024-2029年日內最大1小時向下調節需求較既有政策情景降低的天數為全年的50%左右，2030年這一比例達到62%，此外2024-2030年每年還有13%-22%的天日內最大1小時向下調節需求沒有變化（圖表23）。圖表23 青海省2023-2030年需求響應情景較既有政策情景日內最大1小時 向下調節變化天數占比（模擬結果）來源：落基山研究所需求響應情景下青海省向下調節需求降低，從而系統減少了對靈活性資源的調用，其中以儲能（包括電化學儲能和抽水蓄能）利用率降低表現最明顯。除2030年抽水蓄能發電量有1%的增加外，2023-2030年電化學儲能和抽水蓄

120、能發電量在需求響應情景下均降低，其中2029年降幅最大，電化學儲能和抽水蓄能發電量分別降低了6%和7%（圖表24）。在此情況下，儲側擁有更加充裕的容量為系統提供靈活性。圖表24 青海省儲能需求響應情景和既有政策情景儲能發電量對比(左：電化學儲能；右：抽水蓄能)(模擬結果)來源：落基山研究所100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0GWhGWh22%36%32%31%27%26%26%23%44%13%13%21%22%22%22%15%34%52%55%47%51%51%52%62%20232025202720292024需求降低需求持平需求增加2026202820302

121、023202320252025202720272029202920242024202620262028202820302030既有政策情景需求響應情景-6%-7%14,00013,00012,00011,00010,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,000014,00013,00012,00011,00010,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000rmi.org/35高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源整體來看，需求響應情景在維持了向上調節能力充裕的情況下，主要降低了

122、向下爬坡缺額時間和向下爬坡缺額發生時段的平均缺額率。在向下爬坡缺額更加嚴重的2024年和2025年向下缺額時間減少更多，分別減少了89小時和111小時；而平均向下爬坡缺額率在2030年降低幅度最大，從0.30降低到0.22（圖表25）。圖表25 青海省需求響應情景和既有政策情景向下爬坡缺額對比（模擬結果）來源：落基山研究所（4）源荷復合情景通過光熱替代氣電減少了火電發電量，從而減少了電力碳排放量，并且從系統靈活性的角度減少了棄風棄光量源荷復合情景是在需求響應情景的基礎上通過光熱發電機組等容量替代2028-2030年新增的氣電機組。由于需求響應情景下氣電容量因子不足7%，且光熱發電邊際發電成本低

123、，因此光熱發電機組加入后不僅替代了原有氣電發電量，還減少了煤電發電量。隨著光熱發電機組容量不斷增加，火電發電量減少幅度不斷增加，到2030年源荷復合情景較需求響應情景火電發電量降低23%，其中減少的70%的電量來源于煤電機組（圖表26）?；痣姲l電量的減少直接導致電力系統碳排放下降，2028-2030年源荷復合情景較需求響應情景碳排放分別減少139萬噸、384萬噸和464萬噸，2030年減少幅度為20%。圖表26 青海省源荷復合情景和需求響應情景火電發電量對比（模擬結果）來源：落基山研究所1,1001,0009008007006005004003002001000向下缺額時間-既有政策情景平均向

124、下缺額率-既有政策情景平均向下缺額率-需求響應情景向下缺額時間-需求響應情景0.550.500.450.400.350.300.250.200.150.100.050小時20232025202720292024202620282030-23%30,00025,00020,00015,50010,0005,0000GWh2028需求響應情景源荷復合情景20292030rmi.org/36高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源另一方面，光熱發電最低穩定出力為15%-20%，低于氣電這一靈活性資源，便于在新能源出力增加時進行深度調峰。相較于水電，光熱發電不具有明顯的季節性，不存在水電在枯水

125、季可能難以滿足調峰需求的風險。源荷復合情景下棄風棄光量降低，到2030年棄風棄光總量下降7%（圖表27）。圖表27 青海省源荷復合情景和需求響應情景棄風棄光量對比（模擬結果）來源：落基山研究所(5）省內輸電通道阻塞降低了電網提供靈活性的能力，是制約系統向下靈活性調節，影響新能源消納的關鍵因素之一本報告在對青海省電力仿真模擬中設置了三個分區節點，各節點間都設置了輸電聯絡線，其中海南地區送西寧及周邊地區通道和海西地區送西寧及周邊地區通道共同支持海南地區和海西地區的清潔電力送到西寧及周邊地區的負荷中心，而海西地區送海南地區的電量也通過海南地區至西寧及周邊地區通道滿足西寧及周邊地區的負荷需求?？紤]到海

126、西地區是新能源大基地項目的主要落點地區，本報告重點關注海西地區送西寧及周邊地區通道的利用情況。根據既有政策情景模擬結果，從全年平均利用率和阻塞率（超過80%的通道利用率視為阻塞）來看，海西地區送西寧及周邊地區的通道利用率和阻塞情況在“十四五”期間不斷增加，但在“十五五”期間保持相對穩定（圖表28）。此外，通道阻塞在枯水季和豐水季也呈現不同日內特征，海西地區到西寧及周邊地區通道在枯水季全天阻塞，而在豐水季主要在午間新能源大發時段發生阻塞（圖表29）。圖表28 青海省既有政策情景下省內輸電平均利用率（左）和阻塞率（右）（模擬結果）來源：落基山研究所10,0008,0006,0004,0002,00

127、00需求響應情景源荷復合情景GWh-7%202820292030100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0海南-西寧及周邊海西-西寧及周邊海西-海南100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%02023202320252025202720272029202920242024202620262028202820302030rmi.org/37高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表29 海西地區至西寧及周邊地區通道2030年枯水季（1月，上）和豐水季（7月，下）日內各小時平均利用率（模擬結果）來源：落基山研究所在省內通道阻塞的限制下，需求響應情

128、景并沒有明顯改善青海省新能源消納情況，但源荷復合情景中的新能源消納水平明顯提高。由于需求響應能力集中在西寧及周邊地區節點，當省內輸電通道滿載率高時，西寧及周邊地區節點的負荷轉移緩解了對當地可調節電源的調節壓力，難以通過省內輸電通道影響海西地區的發電情況，從而難以改善海西地區和海南地區的棄風棄光問題。源荷復合情景下，與負荷轉移同時引入的增量光熱發電機組設置在海西節點內部，能不受省內通道阻塞限制發揮調節作用，從而使該情景下整體棄風棄光量降低。此外，由于枯水季較豐水季面臨更大的向下調節需求，但枯水季省內通道阻塞更嚴重，因此枯水季面臨更嚴峻的棄風棄光挑戰，且改善省內通道阻塞對于枯水季的新能源消納更加關

129、鍵。3.2 電力消費大省的系統靈活性挑戰與應對之道3.2.1 廣東省構建零碳電力系統的現狀與愿景廣東省作為我國經濟大省和人口大省，全省年用電量長期居全國前列，是我國主要的用電負荷中心。廣東省擁有全國最多的超過1億的常住人口，地區生產總值也連續多年居全國第一。2022年廣東省GDP為13.6萬億元，約占全國GDP的10.8%，其中第二產業和第三產業分別占比40%和56%31，共同拉動廣東經濟增長。工業用電是廣東省用電結構中的重要組成部分，2023年廣東省全社會用電量為850TWh，居全國首位，較2022年同比增加8%，其中工業用電量在總用電量中占比超過50%。廣東省電源結構多元，各類電源競相發展

130、以支撐不斷增長的用電需求。廣東省作為典型用電大省，需常年依靠外購電力維持電力供需平衡，以“西電東送”為主的外受電約占整體電力供應的23%；本地機組目前仍以煤電為主，提供了超過40%的電力供應，核電、氣電和包括水電在內的可再生能源發電供應量占比分別超過10%32。得益于沿海地理資源條件和較強的經濟實力，廣東省現有核電和氣電裝機量居全國首位，海上風電裝機量僅次于江蘇省。0018181717161666554433221112121111101021212222232320201919998877151514141313100%80%60%40%20%0100%80%60%40%20%0rmi.or

131、g/38高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源廣東省在2022年4月發布的 廣東省能源發展“十四五”規劃 中提出要“構建以新能源為主體的新型電力系統”，“依托惠州、汕尾、陽江、汕頭、韶關等地的新能源發展，打造市域新型電力系統示范區”。2023年5月發布的廣東省推進能源高質量發展實施方案（2023-2025年）中提出了“構建清潔低碳的新型能源體系”的具體舉措，包括規?；_發海上風電、積極發展光伏發電等大力發展可再生能源措施，以及推進靈活性氣電建設、合理建設先進支撐煤電等加強托底保障電源建設措施。在上述政策指導下，廣東省在推進核電、抽水蓄能、新型儲能等項目建設的同時，加快了新能源項目建設

132、，截至2023年底，光伏和風電裝機裝機量較“十三五”結束時分別增加18.3GW和10.4GW。除此之外，廣東省積極發展作為靈活性調節電源項目的氣電項目，2021-2023年共新增氣電12.8GW32。廣東省也在推進煤電項目審批，據Global Energy Monitor，2022年和2023年新核準煤電項目超過25GW，居全國首位，預計這些項目將在“十四五”和“十五五”期間建成。廣東省2023年3月發布了廣東省推動新型儲能產業高質量發展的指導意見，其中提出了到2025年，全省新型儲能裝機規模達到300萬千瓦，到2027年達到400萬千瓦的目標。2023年5月，廣東省進一步出臺了廣東省促進新型

133、儲能電站發展若干措施，其中包括“大力鼓勵用戶側儲能發展”，以及“推進新能源發電配建新型儲能”，即要求新增風電和集中式光伏電站“按照不低于發電裝機容量的10%、時長1小時配置新型儲能”。此外，廣東省還積極推動新型儲能參與電力市場交易，并于2023年3月印發了廣東省新型儲能參與電力市場交易實施方案，明確了獨立儲能、電源側儲能、用戶側儲能參與電力市場的交易方式。2023年9月，廣東電力交易中心進一步發布了廣東省獨立儲能參與電能量市場交易細則（試行），明確了獨立儲能參與電能量市場的準入條件，以及參與中長期電量交易和現貨電能量交易的具體細則，并且提出在當下起步階段，獨立儲能分時參加現貨電能量、區域調頻、

134、跨省備用市場。2023年10月，南方電網電力調度控制中心印發了第三方獨立主體參與南方區域調頻輔助服務市場交易實施細則（試行），明確了南方區域調頻輔助服務市場于10月1日啟動試運行，并且額定功率不小于50MW、額定功率充電/放電響應時間不小于1小時的獨立儲能電站可參與該市場。廣東省在廣東省推進能源高質量發展實施方案（2023-2025年）中提出要通過負荷管理系統建設和電力需求響應市場化機制完善，在2025年力爭實現“我省市場化需求響應削峰能力達到最高負荷的5%”的目標。廣東省自2021年啟動了市場化需求響應試運行，目前仍只在個別月份開展試運行。廣東電力交易中心已經于2022年4月印發了廣東省市場

135、化需求響應實施細則（試行），將除電力用戶之外的負荷聚合商納入市場主體，明確了響應資源包括“高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、用戶側儲能、電動汽車充電設施、分布式發電、智慧用電設施等”，且規定了日前邀約需求響應交易、可中斷負荷交易、直控型可調節負荷競爭性配置交易這三種方式的具體交易規則。2023年5月，廣東電力交易中心印發了關于廣東省市場化需求響應相關事項的通知，為D-2日前申報且中標用戶的日前邀約出清價格設置1.5元/千瓦時的保底價，而D-2日后申報且中標的用戶出清價格下限為0.07元/千瓦時，并建立了靈活避峰需求響應機制。本報告將結合既有規劃和實際項目建設情況，評估廣東省2023-2030年

136、電力系統靈活性充裕度情況，以此分析負荷大省面臨的系統靈活性挑戰，并給出應對挑戰的策略與建議。3.2.2 廣東省2023-2030年電力系統靈活性評估廣東省電力系統仿真模擬中分別設置了既有政策情景、需求響應情景和需求響應加嚴控新增煤電裝機情景（以下簡稱“嚴控煤電情景”）。其中既有政策情景參考了廣東省現有各類電源規劃和實際項目建設情況，旨在反映既有政策目標下廣東省 2023-2030 年電力系統建設情況。需求響應情景是在既有政策情景的基礎上，加入負荷削減的需求響應能力，且每年設置的需求響應能力為當年最大負荷的 5%。嚴控煤電情景是在需求響應情景的基礎上，假設 Global Energy Monit

137、or 現有煤電項目清單中尚未開工建設的煤電項目不再建設，以此研究減少煤電裝機對廣東省電力系統靈活性的影響。嚴控煤電情景共減少煤電項目裝機 12.55GW，占既有政策情景和需求響應情景 2023-2030 年總新增煤電裝機的 46%。本報告對于廣東省電力系統仿真模擬的三種情景均將廣東省電網簡化為單一節點，未考慮省內電網的拓撲結構。rmi.org/39高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源（1）用電負荷增加和峰谷差拉大增加了廣東省靈活性調節需求，夏季和秋季靈活性調節需求更高，且季節性差異不斷拉大本報告預計廣東省全社會用電量“十四五”和“十五五”期間年均增長率分別為5.8%和4.4%，到2

138、030年全社會用電量為1,141TWh；預計廣東省全網最大負荷不斷提高，“十四五”和“十五五”期間年均增長率分別為5.3%和6.0%，到2030年達到227GW。綜合考慮全年用電量和最大負荷的增加，2023-2030年日內峰谷差不斷拉大，日內靈活性需求增加，其中日內平均峰谷差年均增長率為9%，2030年達到68GW。結合國家發展和改革委員會公布的各省級電網典型電力負荷曲線，根據既有情景仿真模擬結果廣東省本地用電負荷分別在11時和16時出現兩個高峰，11時-12時新能源出力最大，但此時用電負荷處在局部低谷，增加了該時段附近的靈活性調節需求。以2030年為例對比不同季度負荷和新能源出力，夏季（6月

139、）和秋季（9月）用電負荷在7時-11時的攀升速度更快，增幅分別為58GW和63GW，且9月用電負荷從11時到12時下降的幅度最高，為20GW。結合Renewables.ninja網站上公布的歷史風光資源信息模擬新能源出力曲線，風電和光伏發電量在9月總發電量最低，但在7時-11時的出力增幅最高，為18GW。在風電大發的影響下，12月風電和光伏發電總發電量最高，并且從11時-16時出力降幅最大，為22GW（圖表30）。圖表30 廣東省2030年不同季節平均日內負荷和新能源出力（模擬結果）來源：國家發展和改革委員會，Renewables.ninja，落基山研究所廣東省夏季和秋季靈活性調節需求更高，且

140、季節性差異隨年際變化而拉大。根據模擬結果，廣東省1小時靈活性調節需求主要表現為在6時-10時、12時-16時的向上調節需求和11時、0時-5時、17時-23時的向下調節需求，其中日內最大向上調節需求和最大向下調節需求分別發生在7時和11時，11時前后靈活性需求從向上調節轉為向下調節進而轉為向上調節，為系統在這一時刻前后的靈活性調節帶來挑戰。從季節性來看，6月和9月的1小時靈活性需求更高，3月的1小時靈活性需求最低。相較于2025年，2030年的1小時靈活性需求更高，其中向下調節需求比向上調節需求增長得更多，并且6月和9月的年際增幅更大，從而加強了靈活性需求的季節性（圖表31）。00001818

141、1818161616166666444422221212121210三月用電負荷風電和光伏出力九月十二月101010222222222420202020888814141414180160140120100806040200GW六月rmi.org/40高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表31 廣東省2025年和2030年不同季節日內平均1小時靈活性調節需求（模擬結果）來源：國家發展和改革委員會，Renewables.ninja，落基山研究所廣東省 8 小時靈活性需求方向較 1 小時靈活性需求更具有連貫性，根據模擬結果，以 2025 年和 2030 年為例（圖表 32），其在 1

142、 時-13 時為向上調節需求，在 15 時-次日 0 時為向下調節需求，14 時的靈活性需求方向在不同季節表現不同。最大 8 小時向上調節需求發生在 7 時，最大 8 小時向下調節需求發生在 21 時，并且日內最大向下調節需求大于最大向上調節需求。8 小時靈活性需求的季節性和年際變化與 1 小時靈活性需求類似，其中年際變化對 6 月份 8 小時向下調節需求的放大作用尤為明顯。圖表32 廣東省2025年和2030年不同季節日內平均8小時靈活性調節需求（模擬結果）來源：國家發展和改革委員會，Renewables.ninja，落基山研究所（2）既有政策情景下廣東省電力系統向下調節能力充裕，個別時段存

143、在向上爬坡缺額，源側和儲側是靈活性調節的主要來源既有政策情景仿真模擬結果顯示，2023-2030年廣東省供電可靠性和可再生能源消納率均超過99.9%，電力系統不存在向下爬坡缺額，但在個別時段存在向上爬坡缺額（圖表33）。2023-2030年向上爬坡缺額時間在向上爬坡需求的時段中占比始終在2%以內，且在向上爬坡缺額發生時段平均缺額率在11%-19%。其中，2029-2030年向上爬坡缺額得到改善，全年存在向上爬坡缺額的小時數僅分別為12小時和6小時。00000000181818181818181816161616161616166666666644444444222222221212121212

144、1212121010101010101010222222222025203022222222242420202020202020208888888814141414141414142520151050-5-10-15-20-256050403020100-10-20-30-40-50-60GWGW三月六月20252030九月十二月rmi.org/41高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表33 既有政策情景下廣東省2023-2030年系統靈活性充裕度指標雷達圖（模擬結果）來源：落基山研究所從資源靈活性參數類指標來看（圖表34），廣東省源側可調機組裝機容量在2023-2030年間始終

145、能滿足超過86%的最高負荷，成為從裝機容量角度支撐最高負荷的主要來源?！笆奈濉蹦┢谝慌烧{機組建成投產使得源側指標在2023-2025年不斷增長，達到0.92；而“十五五”期間，隨著可調機組裝機增速放緩但最高負荷繼續保持一定幅度的增長，源側指標不斷下降到2030年的0.86。儲側和省間的資源靈活性參數類指標始終低于0.14。從儲能側看，預計“十五五”末期投產的云浮市水源山抽水蓄能電站、肇慶浪江抽水蓄能電站、惠州中洞抽水蓄能電站等抽水蓄能電站將提高儲能容量，并將儲側參數類指標從2025年的0.08提升到2030年的0.13。從省間看，預計藏東南至粵港澳大灣區特高壓直流輸電工程將在“十五五”期間

146、建成，并將采用柔性直流技術，從而提高省間輸電通道可調節容量，進而提高省間參數類指標至2026年達到0.14。圖表34 既有政策情景下廣東省2023-2030年資源靈活性參數類指標雷達圖（模擬結果）來源：落基山研究所供電可靠性可再生能源消納率向上缺額時間占比向下缺額時間占比向上平均爬坡缺額率向下平均爬坡缺額率2023202420252026202720282029203020232024202520262027202820292030源側參數省間參數儲側參數rmi.org/42高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源從資源靈活性可利用空間類指標來看（圖表35），源側指標在2023-203

147、0年不斷提高，這主要是由于新能源在電力結構中占比不斷增加，可調機組全年等效利用小時不斷下降。2023年源側靈活性能力指標為0.54，而到2030年提高到0.63。省間的靈活性能力主要考慮省間交流和柔性直流外購輸電通道的阻塞情況，既有政策情景模擬下2023-2030年廣東省省間外購特高壓交流阻塞率和柔性直流的滿載率不斷升高，導致省間靈活能力指標從2025年的0.79下降到2030年的0.72。由于儲能在2023-2028年期間利用系數和運行系數均不斷上升，儲側靈活性能力從2023年的0.97不斷下降到2028年的0.90，但由于“十五五”末期一批抽水蓄能電站建成投產，該指標有小幅回升。圖表35

148、既有政策情景下廣東省2023-2030年資源靈活性可利用空間類指標雷達圖（模擬結果）來源：落基山研究所從1小時向上調節和向下調節能力看（圖表36），儲側向上調節能力和向下調節能力在2023-2030年間始終都在0.98以上，這表明在廣東省電力系統中儲測有充足的容量在充分調用的情況下滿足系統向上調節和向下調節需求。省間外購輸電通道由于自身容量有限，且受到跨省區聯絡線15分鐘輸電功率變化幅度不超過600MW的限制，向上調節能力在0.09-0.13間，向下調節能力在0.22-0.29。源側向下調節能力充裕，2023-2030年間向下調節能力指標始終在0.97以上，而向上調節能力在0.50-0.55范

149、圍內波動。圖表36 既有政策情景下廣東省2023-2030年資源靈活性爬坡類指標雷達圖(左側：1小時向上爬坡；右側：1小時向下爬坡)（模擬結果）來源：落基山研究所源側可利用空間省間可利用空間儲側可利用空間源源儲儲省間省間2023202420252026202720282029203020232024202520262027202820292030rmi.org/43高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源（3）需求響應情景降通過負荷削減減少系統向上調節需求和向上爬坡缺額，并且減少火電發電量，降低系統碳排放和總系統成本需求響應情景在系統仿真模擬中設置了每年最大負荷5%的削峰能力，隨著最大

150、負荷的逐年增加，需求響應能力也不斷提高。仿真結果顯示，以2030年為例（圖表37），負荷削減主要發生在用電負荷較高的夏季和秋季，并以5月-9月為主。以2030年5月為例，從全月各小時平均需求響應情況來看，負荷削減主要發生在晚高峰16時-19時，減少了系統晚高峰時期的向上調節需求。從需求響應調用程度來看，2023-2030年平均功率占最大響應能力的占比在50%-66%，且2028-2030年有超過25%的響應時段需求響應能力全部釋放。圖表37 廣東省需求響應情景下2030年各月需求響應電量（模擬結果）來源：落基山研究所需求響應情景增加了荷測的向上調節能力，從而減少了向上爬坡缺額。一方面，向上缺額

151、時間顯著降低，需求響應情景下2023-2030年各年向上缺額時間在8小時以內。另一方面，2023-2030年各年發生向上缺額時的平均向上缺額率也都降低了，降幅為0.002-0.15不等（圖表38）。圖表38 廣東省需求響應情景和既有政策情景向上爬坡缺額對比（模擬結果）來源：落基山研究所60040020009080706050403020100202320242025202620272028202920300.200.150.100.050向上缺額時間/h平均向上缺額率MW2030年5月各小時平均需求響應電量2,4002,0001,6001,2008004000GWh01816642121022

152、 2420814654321121110987向上缺額時間-既有政策情景平均向上缺額率-既有政策情景平均向上缺額率-需求響應情景向上缺額時間-需求響應情景rmi.org/44高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源需求響應情景減少了部分尖峰時段的頂峰需求，減少了火電發電量和儲能的利用。其中火電發電量的減少以煤電和氣電為主，生物質發電量變化較小。2023-2030年每年火電發電量減少1,800GWh以上，其中煤電占比30%-52%（圖表39）。由于氣電在電力系統中主要承擔調峰作用，其頂峰作用在需求響應情景下的優先被替代，氣電發電量在多數年份減量大于煤電。需求響應情景下電化學儲能和抽水蓄能

153、的發電量也較既有政策情景減少，其中2030年電化學儲能和抽水蓄能分別減少9%和10%（圖表40）。圖表39 廣東省2023-2030年需求響應情景較既有政策情景煤電和氣電發電量減少量（模擬結果）來源：落基山研究所圖表40 廣東省需求響應情景和既有政策情景儲能發電量對比 （左：電化學儲能；右：抽水蓄能）（模擬結果）來源：落基山研究所0-500-1,000-1,500-2,000-2,500-3,00020232025202720292024煤電氣電202620282030GWh202320232025202520272027202920292024202420262026202820282030

154、2030既有政策情景需求響應情景-9%-10%8,5008,0007,5007,0006,5006,0005,5005,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,00050008,5008,0007,5007,0006,5006,0005,5005,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000GWhGWhrmi.org/45高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源荷側靈活性資源的加入降低了對源側可調機組和儲側調節能力的依賴，進一步減少了電力系統碳排放和總系統成本。碳排放的減少量與火電發電量的減少直接

155、相關，由于2028-2030年的火電發電量減少量增加，這三年的碳排放減量也較2023-2027年更高，每年減量超過167萬噸（圖表41）。需求響應情景與既有政策情景的總系統成本差異主要體現在變動成本不同，其中2028年總系統成本減量最多，為5.4億元（圖表41）。圖表41 廣東省2023-2030年需求響應情景較既有政策情景碳排放減少量(左)和總系統成本減少量(右)（模擬結果）來源：落基山研究所（4）嚴控煤電情景在不影響系統靈活性充裕度的同時減少了電力系統碳排放，提升了荷側和儲側等低零碳靈活性資源的利用率嚴控煤電情景在需求響應情景的基礎上減少了2025-2030年的煤電裝機容量，到2030年煤

156、電累計裝機容量較需求響應情景減少了13%。仿真模擬結果顯示，嚴控煤電情景并未降低2025-2030年系統供電可靠性和可再生能源消納率，且每年向上爬坡缺額時間和向上爬坡缺額率與需求響應情景基本相同。盡管嚴控煤電情景減少了煤電裝機，但廣東省可調機組裝機容量基數大，模擬結果顯示，在該情景下可調機組依然能滿足80%以上的最大負荷。同時，煤電利用率較需求響應情景提高，支撐了用電需求，降低了煤電裝機減少帶來的影響。隨著嚴控煤電情景與需求響應情景煤電裝機容量間差距的逐年增加，嚴控煤電情景煤電發電量的減少量也呈上升趨勢。與此同時，煤電容量因子在嚴控煤電情景下也較需求響應情景更高，并且在2025-2030年間增

157、幅不斷加大（圖表42）。0-20-40-60-80-100-120-140-160-1800-0.5-1-1.5-2-2.5-3-3.5-4-4.5-5-5.52023萬噸億元202320252025202720272029202920242024202620262028202820302030rmi.org/46高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表42 廣東省嚴控煤電情景和需求響應情景煤電發電量和容量因子對比（模擬結果）來源：落基山研究所省間外購的清潔能源資源成為煤電項目減少之后電量補充的主要來源。廣東省在其“十四五”能源規劃中提出要“推動西電東送可持續發展”，“促進西部清潔

158、能源電力消納”，尤其是藏東南清潔能源基地送電大灣區輸電通道建成后，廣東省可獲取的外省清潔能源資源將進一步提升，這也有助于提升廣東省電力系統的清潔能源比例。仿真模擬結果顯示，嚴控煤電情景與需求響應情景相比，2025-2030年省間外購電量增加且增幅不斷加大，到2030年外購電量增幅達2%。從日內來看，省間外購電量的增加主要發生在夜間，尤其在晚高峰時提供電量支撐（圖表43）。圖表43 廣東省嚴控煤電情景較需求響應情景省間外購電量年度變化（模擬結果）來源：落基山研究所9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000215210205200195190185

159、18000.60.50.40.30.20.10電量/GWh容量因子2025嚴控煤電情景煤電發電量減少量容量因子-需求響應情景容量因子-嚴控煤電情景20272029202620282030202520272029需求響應情景嚴控煤電情景202620282030+2%TWh3230282624222018160GW2030年兩種情景下日內平均外購電量018171665432112111021 22 232019987151413rmi.org/47高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源嚴控煤電情景還大幅激發了需求響應能力，使得“十五五”期間各年需求響應電量翻倍。仿真模擬結果顯示，2030

160、年嚴控煤電情景下需求響應電量為5.9TWh，而需求響應情景下僅為2.5TWh。以2030年需求響應主要發揮作用的5月-10月為例，嚴控煤電情景下需求響應能力的增加主要發生在負荷較高的早高峰和晚高峰時段，其中在全天需求響應電量最高的晚高峰時段增量更大（圖表44）。圖表44 廣東省嚴控煤電情景和需求響應情景下需求響應電量對比（模擬結果）來源：落基山研究所（5）4小時電化學儲能與廣東省電力系統靈活性需求適配性較高，抽水蓄能則能有力支持更長時間尺度的靈活性需求本報告在對儲側的仿真模擬中設置了抽水蓄能和電化學儲能，其中電化學儲能設置了2小時電化學儲能和4小時電化學儲能，4小時電化學儲能在2024年納入系

161、統，并且在整體電化學儲能中的占比不斷增加。在既有政策情景下對比2小時儲能和4小時儲能利用情況（圖表45），2024-2030年間隨著靈活性需求的增加，電化學儲能的利用系數和運行系數vii均不斷增加，這表明電化學儲能的充放電電量和充放電時長均不斷增加。其中，4小時儲能的利用系數和運行系數始終高于2小時儲能，且差異逐年增加。廣東省1小時靈活性需求特征表明其通常在4小時或以上的時段需要持續的向上調節能力或向下調節能力，因而4小時儲能與廣東省電力系統靈活性需求之間適配性更好。vii電化學儲能利用系數是指統計期間實際傳輸電量（包括充電量和放電量）折合成額定功率時的運行小時數與統計期間小時數的比值，電化學

162、儲能運行系數是指統計期間運行小時數與統計期間小時數的比值。定義來源：中國電力企業聯合會。4,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000MW2030年5月-10月兩種情景下日內平均需求響應電量018171665432112111021 22 232019987151413202520272029202620282030需求響應情景嚴控煤電情景8,0006,0004,0002,0000GWhrmi.org/48高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源圖表45 廣東省既有政策情景下2024-2030年儲能利用系數和運行系數（模擬結果）來源：落基山研究所抽水蓄能

163、作為目前長時儲能技術中較成熟的技術，其在仿真模擬運行中也體現了長時儲能的特性。以2023-2030年既有政策情景模擬的各小時平均抽水蓄能充放電情況為例（圖表46），抽水蓄能主要在日內2時-10時和12時-13時表現為抽水充電狀態，在14時-22時表現為放電狀態。抽水蓄能能長時提供單一方向（向上或向下）的調節能力，在支撐1小時靈活性調節的同時能夠滿足更長時間尺度的靈活性調節需求。圖表46 廣東省既有政策情景下抽水蓄能2023-2030年平均每小時充放電情況（模擬結果）來源：落基山研究所需要注意的是，本報告針對廣東省采用的系統仿真模型未考慮省內電網的拓撲結構，因此實際運行中若出現輸電通道阻塞，將可

164、能降低系統靈活性充裕度，從而帶來靈活性缺額風險。此外，本報告并未考慮實際運行中可能存在的突發事件以及其帶來的靈活性需求的增加。為應對突發事件，電力系統需保障一定裕度來維持電力穩定可靠供應，而這一不確定性并未涵蓋在本報告的研究范圍內。0.240.200.160.120.080.0405,0004,0003,0002,0001,0000-1,000-2,000-3,000-4,000-5,000MW202520242小時儲能-利用系數2小時儲能-運行系數4小時儲能-運行系數4小時儲能-利用系數20272029203020262028018171665432112111021222320199871

165、5141320232025202720292024202620282030rmi.org/49高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源3.3 小結青海省和廣東省分別作為新能源大省和負荷大省，負荷曲線和電力結構都存在差異，在電力系統靈活性問題上也面臨不同的挑戰。兩個省的既有政策情景仿真模擬結果顯示，青海省主要面臨向下爬坡缺額帶來的新能源消納問題，而廣東省則在尖峰時段面臨向上爬坡能力不足帶來的供應安全風險。低零碳靈活性資源的開發與利用將有助于改善系統爬坡缺額，提升電力系統靈活性，推動這兩個省高質量建成新型電力系統。本報告仿真模擬情景分析結果顯示，源側、荷側、儲側靈活性資源顯著改善了系統靈活

166、性不足的問題。其中：在情景分析中，本報告對青海省設置了光熱發電機組替代氣電機組的情景，對廣東省設置了嚴控煤電裝機的情景。針對青海省探討了使用光熱發電這種低零碳靈活性技術對電力系統靈活性的影響，仿真模擬結果顯示，光熱發電機組的增加提高了系統調節能力，從而減少棄風棄光量。針對廣東省探討了減少煤電這種高碳靈活性技術對電力系統的影響，仿真模擬結果顯示，在未采用其他機組替代減少的煤電機組裝機容量的情況下，系統靈活性能力也并沒有降低，并且提高了其他低零碳靈活性資源的利用率，例如需求響應和省間外購清潔能源，來實現對煤電裝機減少帶來的靈活性供應能力的替代，使得低零碳靈活性資源的調節能力得到更加充分的發揮。儲側

167、靈活性資源同時擁有向上調節和向下調節能力，因而儲能裝機容量的增加，尤其是一批抽水蓄能電站在“十五五”末期的建成投產，分別改善了青海省的向下爬坡缺額和廣東省的向上爬坡缺額，提高了兩個省電力系統的靈活性調節能力。荷側靈活性資源包括負荷轉移和負荷削減兩類，青海省可以通過負荷轉移減少新能源大發時的向下調節需求，而廣東省可以通過負荷削減減少尖峰時刻的向上調節需求，從而改善了系統爬坡缺額情況。rmi.org/50高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源四、政策建議1.科學評估電力系統靈活性供需 建議國家能源主管部門組織相關單位深入研究電力系統靈活性評價體系，差異化評估不同時間尺度系統上下靈活性。在

168、傳統可靠性相關指標和可再生能源利用率指標的基礎上，增設靈活性缺額時間、預期爬坡不足等靈活性針對性指標。建議國家能源主管部門在保證全國整體新能源利用率目標的基礎上，考慮各省資源稟賦和發展實際，兼顧新能源消納邊際成本，差異化設置各省利用率目標。明確各類型棄電的統計方式，對于配建設施、通過臨時方案接入、調試期等因素引起的棄電，考慮不納入棄電統計。建議各級能源主管部門，充分考慮電源結構、新能源占比、送出受入特性、負荷特性、網絡斷面等關鍵因素，周期性評估雙碳目標下本系統當前及未來的靈活性供需，考察源網荷儲各要素各技術類型對靈活性的邊際提升效應。2.高度重視低碳靈活性相關技術的研發示范 建議各級能源與科技

169、主管部門加大投入開展源網荷儲各方面的低碳靈活性技術的研發工作。在近期，繼續大力支持對低碳高效火電靈活性改造技術、光熱發電技術、靈活輸配電技術、需求側響應技術、電化學儲能、壓縮空氣儲能、熔鹽儲能的研發與示范工作。在遠期，推動靈活生物質發電技術、構網型新能源發電技術、車網互動技術、算力-電力協同調度技術、結合工業流程的負荷靈活性技術的科技攻關。建議各級環境、能源與科技主管部門繼續大力支持電力系統發輸變配儲用全環節的碳計量、碳流計算工作。推進用電側與儲能的碳計量方法學研究與相關標準的制定工作，提高電網邊際/平均碳排放因子的時空顆粒度，鼓勵電力系統靈活性技術對邊際碳排放因子的積極響應。3.統籌規劃部署

170、低碳靈活性技術 建議各級能源主管部門牽頭，加強政府間及各建設主體間的溝通協作，統籌進行源網荷儲協同優化。兼顧安全、成本、環境影響，在電力系統規劃過程中將系統靈活性與碳排放作為目標或約束納入規劃評價過程，設定穩妥的新能源規劃并嚴格執行。建議各級能源主管部門和建設主體重視電網對靈活性（調節能力）的平臺作用。在強化網架結構過程中考慮對電力系統靈活性的提升作用。在靈活性電源規劃過程中注意識別網絡阻塞斷面并統籌考慮網絡阻塞對靈活性可交付性的影響，權衡區域間靈活互濟與高度依賴電力互聯帶來的系統脆弱性。建議大力開展低碳靈活性技術資源稟賦勘探，包括但不限于光熱、生物質、地熱等，因地制宜規劃部署低碳靈活性技術。

171、適當超前部署長時儲能、摻氫燃機等低碳靈活性技術，在市場機制不完備的情況下，根據靈活性、碳減排等效益設計容量補償機制。建議加強新能源、負荷預測的科技攻關工作，縮小預測誤差，從根本上降低靈活性需求。加強氣象數據在預測過程中的運用，開展計及場站間相關性的短期、超短期新能源出力及概率分布預測技術的研發，加強運行備用、調頻備用及其他輔助服務的采購量與新能源、負荷不確定性的聯動機制。rmi.org/51高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源4.充分釋放低碳靈活性技術效益 建議電力交易中心和電網調度部門加強新型主體參與市場的機制設計。加強對包括光熱、柔性負荷、新型儲能等新型低碳靈活性技術在調度系統

172、中的成本結構刻畫與建模，設計并完善相關技術的市場參與方式。建議加強政府間交流合作、減少新能源惜售，提高新能源省間流動性。將可再生能源消納權重的履約責任落實到電力用戶，以激勵相容原理減少政府干預新能源在省間市場外送的動機。建議進一步將政府間協議為主導的省間中長期交易物理合同轉化為金融性質的政府授權差價合約合同，放開電網調度部門在省間聯絡線、跨省跨區線路上因合同物理執行產生的潮流限制，充分釋放省間互濟靈活性。建議在現貨市場正式運行及試運行地區，進一步推廣旬交易、日滾動交易，并縮短調度和市場出清間隔，延長調度的前探時長。放松價格帽限制，增加價格波動幅度，適當加大峰谷價差，刺激儲能、需求側響應等主動提

173、供靈活性。設計針對靈活性的市場化輔助服務產品，如爬坡輔助服務。rmi.org/52高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源附錄一 確定型靈活性指標計算公式1.靈活性需求確定型指標：爬坡指標被廣泛運用。在詳述爬坡類指標之前，必須先了解兩個基本概念：凈負荷和爬坡。任意時刻的凈負荷是指該時刻的負荷減去不可控新能源的出力：而任意時刻的爬坡是在一定時間尺度內，凈負荷的變化值，即其中，上爬坡為下爬坡為2.靈活性供應確定型指標：決定各個機組調節能力有多個條件（圖表-附錄1）。圖表-附錄1 計算機組可調節能力所需數據viii名稱解釋運行狀態啟動狀態、出力狀態 和充放電狀態 運行范圍最大出力 和最小出力

174、 、最大充電狀態 和最小充電狀態 爬坡速率上爬坡速率 和下爬坡速率 響應時間冷熱啟動時間和需求側響應時間 開關機時間最小開機和最小關機時間其他特殊運行約束必開條件、聯合循環機組運行方式約束等viiii為機組序號rmi.org/53高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源例如，在計算機組 在 時刻，時間尺度范圍內的向上下調節能力時，參照圖表-附錄2：圖表-附錄2 傳統火電機組靈活性調節能力計算方式開關機狀態能否啟動向上靈活性 向下靈活性 關機不能及時啟動或處于最短關機時間之內00關機可以及時啟動用時 0開機不可關機，例如當前處于最短開機時間內，或者是必開機組 開機可關機 省間互濟靈活性、

175、儲能靈活性和需求側靈活性由于都可近似為系統內的虛擬機組，因此計算方式類似。此時，系統的上下靈活性為 針對特定資源類型的靈活性，計算方式同理，即加和所涵蓋機組的向上和和向下靈活性。3.靈活性充裕度確定型指標：靈活性缺額時間（Period of Flexibility Deficit,PFD）是指給定時間尺度，計算所有時刻的靈活性需求是否被滿足，并計算所有產生缺額的時刻數，計數結果即為靈活性缺額時間。預期爬坡不足（Expected Unserved Ramps,EUR）是靈活性缺額時間的簡單延伸，給定時間尺度，計算所有時刻的需求是否被滿足，并加和所有產生的缺額，即為預期爬坡不足。假設系統靈活性爬坡

176、的指標選做，那么預期爬坡不足則計算為 rmi.org/54高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源附錄二 青海省電力模型關鍵輸入、假設和結果情景設計既有政策情景需求響應情景源荷復合情景需求側全社會用電量及最高負荷“十四五”和“十五五”期間負荷增長率7-9%；2025年用電量1,211億千瓦時，最高負荷 1,500 萬千瓦；2030 年用電量1,636 億千瓦時，最高負荷 2,030 萬千瓦；負荷曲線參考 2020 年國家發展改革委公布的青海電網典型曲線初始設定與既有政策情景相同；但根據負荷類別設定不同的需求響應潛力，實際最高負荷為模型輸出結果外送電量2025年外送電量920億千瓦時，2

177、030年外送電量1,450億千瓦時；青豫直流外送電量穩步增加到2024年實現滿運（300億千瓦時）并維持到 2030 年，第二條特高壓直流 2025 年投產，外送電量在 2026 年實現滿載（300 億千瓦時），外送曲線均參考 2020 年國家發展改革委公布的中東部省份典型負荷曲線、送端新能源出力日內和季節性波動情況、線路功率調整限制；假設位于海西地區的特高壓直流假定在 2025 年投產，合計外送電量在 2030 年達到 600 億千瓦時；其他外送電量由青海-甘肅省間交流通道實現外送，外送曲線參考 2020 年國家發展改革委公布的陜西電網典型曲線（2025 年達到 300 億千瓦時，后續不變）

178、外購電量假設省間交流通道最大外購電量為 900 萬千瓦（根據省“十四五”能源規劃擴容后預估）電網側電網結構本研究基于青海省 青海省“十四五”能源發展規劃 中的750kV電網結構、青海省統計局公布的本地負荷和電源裝機的地理分布，將青海分為 3 個區域節點，省內分區間通道容量的近似估計主要參考了 750kV 網架結構和現有斷面限額情況；省間通道主要考慮了與甘肅省的聯絡線；特高壓直流通道容量默認均為 800 萬千瓦調度方式以成本最優為目標的經濟調度，不考慮優先發電等政策約束切負荷約束切負荷成本（VoLL）設置為 10,000 RMB/MWh發電側煤電機組根據 Global Energy Monito

179、r 的項目清單現有裝機輸入參數精確到機組；根據目前項目公開信息，在“十四五”期間將新增 3 臺 66萬千瓦機組，“十五五”期間新增 4 臺 66 萬千瓦機組燃氣機組2028-2030 年穩步投運達到 3GW 裝機量無燃氣機組投運光伏發電總裝機量2025年58.6GW，2030年83.4GW；每小時最大容量因子按照2022年無棄光利用小時數（海西1,708小時，其他地區1,446小時）和歷史平均光資源數據分解到全年 8,760 小時光熱發電根據 NREL 現有裝機輸入參數精確到機組；根據現有規劃和建設進度，預計裝機量2025 年達 1.2GW，2030 年達 3.2GW；蓄熱能力均為 9 小時2

180、028 到 2030 年在既有政策情景的基礎上穩步新增 3GW 裝機量每小時最大蓄熱量參考雙軸跟蹤光伏輻射數據乘以太陽倍數（假設為 1.5）陸上風電總裝機量 2025 年 15.6GW，2030 年 36.8GW；每小時最大容量因子按照 2015-2022 年平均無棄風利用小時數（1,685 小時）和歷史平均風資源數據分解到全年 8,760 小時常規水電根據 中國水力發電統計年鑒 現有裝機輸入參數精確到機組；新增裝機根據政策規劃和工程進度預計投產時間，到 2030 年總裝機達到 21.2GW；根據中國電力企業聯合會公布的 2017-2022 年平均水電發電量和歷史平均水資源數據設置每月最大容量

181、因子抽水蓄能（含儲能工廠）抽蓄將在“十五五”期間大規模投入運行，“十五五”末期總裝機量達到 32.1GW電化學儲能總裝機量 2025 年 6.1GW，2030 年 16.8GW，儲能時長為 2 小時仿真參數設定時間尺度仿真范圍為 2023 年到 2030 年，運行模擬以小時為單位求解方法混合整數規劃（MIP），求解器 Gurobi，取解范圍在 0.05%區間內rmi.org/55高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源附錄三 廣東省電力模型關鍵輸入、假設和結果情景設計既有政策情景需求響應情景嚴控煤電情景需求側全社會用電量及最高負荷“十四五”和“十五五”期間全社會用電量增長率4-6%；2

182、025年用電量9,200億千瓦時，最高負荷 1.7 億千瓦；2030年用電量 11,410 億千瓦時，最高負荷2.27 億千瓦；負荷曲線參考 2020 年國家發展改革委公布的廣東電網典型曲線初始設定與既有政策情景相同；加入負荷削減的需求響應能力，且每年設置的需求響應能力為當年最大負荷的 5%外送電量考慮廣東向香港和澳門的電量外送，2025 年外送電量 230 億千瓦時，2030 年外送電量 263 億千瓦時；由于向香港的外送電量主要來源于核電和抽水蓄能，其外送曲線考慮核電和抽水蓄能的裝機容量；向澳門的外送曲線參考模擬的澳門本地負荷曲線外購電量假設省間通道 2025 年最大外購電量為 4,740

183、 萬千瓦，2030 年最大外購電量為 5,240 萬千瓦電網側電網結構將廣東省電網簡化為單一節點，未考慮省內電網的拓撲結構調度方式以成本最優為目標的經濟調度，不考慮優先發電等政策約束切負荷約束切負荷成本（VoLL）設置為 10,000 RMB/MWh發電側煤電機組根據 Global Energy Monitor 的項目清單現有裝機輸入參數精確到機組；根據目前項目公開信息，預計裝機量 2025 年達 87.3GW，2030 年達 97.9GW在既有政策情景的基礎上，假設 Global Energy Monitor 現有煤電項目清單中尚未開工建設的煤電項目不再建設，預計裝機量 2025-2030

184、年將保持 85.3GW燃氣機組根據 Global Energy Monitor 的項目清單現有裝機輸入參數精確到機組；根據目前項目公開信息，預計裝機量 2025 年達55.6GW，2030 年達 81.2GW核電根據 Global Energy Monitor 的項目清單現有裝機輸入參數精確到機組；根據現有規劃和建設進度，預計裝機量 2025 年達18.5GW，2030 年達 23.4GW生物質發電假設裝機量 2025 年達 5.7GW，2030 年達 8.0GW光伏發電總裝機量 2025 年 28.0GW，2030 年 50.2GW；每小時最大容量因子按照歷史平均光資源數據分解到全年 8,7

185、60 小時陸上風電總裝機量 2025 年 7.3GW，2030 年 9.0GW；每小時最大容量因子按照歷史平均風資源數據分解到全年 8,760 小時海上風電總裝機量 2025 年 18.0GW，2030 年 40.0GW；每小時最大容量因子按照歷史平均風資源數據分解到全年 8,760 小時常規水電根據中國水力發電統計年鑒現有裝機輸入參數精確到機組；預計 2023-2030 年間沒有新增機組；根據中國電力企業聯合會公布的 2017-2022 年平均水電發電量和歷史平均水資源數據設置每月最大容量因子抽水蓄能根據現有規劃和建設進度，預計裝機量 2025 年達 10.9GW，2030 年達 24.3G

186、W電化學儲能設置 2 小時儲能和 4 小時儲能；2 小時儲能裝機量 2025 年為 2.9GW，2030 年為 4.0GW；4 小時儲能裝機量 2025 年為 0.2GW，2030 年為 1.7GW仿真參數設定時間尺度仿真范圍為 2023 到 2030 年，運行模擬以小時為單位求解方法混合整數規劃（MIP），求解器 Gurobi，取解范圍在 0.05%區間內rmi.org/56高質量建成新型電力系統，加速發展低零碳靈活性資源參考文獻1 EPRI(2016),Electric Power System Flexibility:Challenges and Opportunities,EPRI,P

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