尺口C自然資源保護(hù)協(xié)會(huì)簡版報(bào)告負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源潛力研究版權(quán)說明版權(quán)歸自然資源保護(hù)協(xié)會(huì)（NRDC）、中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）所有，轉(zhuǎn)載或引用請注明來源。對報(bào)告如有建議或疑問,請聯(lián)系hhuang@或esresearch@。項(xiàng)目單位及研究人員中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟：岳芬、寧娜、孫佳為、陳靜自然資源保護(hù)協(xié)會(huì)：黃輝、林明徹、王楊、吳婧涵N尺口C自然資源保護(hù)協(xié)會(huì)以科學(xué)、法律、政策方面的專家為主力。NRDC自上個(gè)世紀(jì)九十年代中起在中國開展環(huán)保工作，中國項(xiàng)目現(xiàn)有成員40多名。NRDC主要通過開展政策研究，介紹和展示最佳實(shí)踐，以及提供專業(yè)支持等方式，促進(jìn)中國的綠色發(fā)展、循環(huán)發(fā)展和低碳發(fā)展。NRDC在北京市公安局注冊并設(shè)立北京代表處，業(yè)務(wù)主管部門為國家林業(yè)和草原局。中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）創(chuàng)立于2010年3月，是中國第一個(gè)專注于儲(chǔ)能領(lǐng)域的非營利性行業(yè)社團(tuán)組織，致力于通過影響政府政策的制定和儲(chǔ)能技術(shù)的應(yīng)用推廣，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)的健康有序可持續(xù)發(fā)展。聯(lián)盟聚集了優(yōu)秀的儲(chǔ)能技術(shù)廠商、新能源產(chǎn)業(yè)公司、電力系統(tǒng)以及相關(guān)領(lǐng)域的科研院所和高校，覆蓋儲(chǔ)能全產(chǎn)業(yè)鏈各參與方，共有國內(nèi)、國際800余家成員單位。同時(shí)，聯(lián)盟還負(fù)責(zé)承擔(dān)中國能源研究會(huì)儲(chǔ)能專業(yè)委員會(huì)秘書處的相關(guān)工作。聯(lián)盟在支撐政府主管部門研究制定中國儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略、倡導(dǎo)產(chǎn)業(yè)發(fā)展模式、確定中遠(yuǎn)期產(chǎn)業(yè)發(fā)展重點(diǎn)方向、整合產(chǎn)業(yè)力量推動(dòng)建立產(chǎn)業(yè)機(jī)制等工作中，發(fā)揮著舉足輕重的先鋒作用。請?jiān)L問網(wǎng)站了解更多詳情http://www./所使用的方正字體由方正電子免費(fèi)公益授權(quán)封面圖片｜圖源：Freepik 第一章東部負(fù)荷中心區(qū)域電力供需情況分析 第二章東部負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源潛力分析 2.1東部負(fù)荷中心低碳靈活性資源現(xiàn)狀與調(diào)用機(jī)制 2.2低碳保供與靈活性資源需求優(yōu)化模型 第三章東部負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源發(fā)展路徑研究 3.4低碳保供與靈活性資源發(fā)展路徑 第四章東部負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源配套政策與機(jī)制分析 第五章結(jié)論及建議 參考文獻(xiàn) 高比例新能源并網(wǎng)在滿足能源需求增長和碳排放要求的同時(shí)，也導(dǎo)致電源端出力可控性逐漸降低，甚至威脅電力系統(tǒng)安全可靠運(yùn)行，從而推動(dòng)電力系統(tǒng)對靈活性資源的需求快速攀升。此外，近年來電動(dòng)汽車、算力中心等沖擊性負(fù)荷增多，再加上極端天氣突發(fā)頻發(fā)，不僅造成電力負(fù)荷大幅攀升，也影響了可再生能源出力，電力安全供應(yīng)壓力大大增加。迎峰度夏、度冬期間負(fù)荷中心地區(qū)電力供需形勢偏緊，時(shí)有發(fā)生有序用電的情況，影響了經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)活動(dòng)。為此，多數(shù)省份安排了較多煤電項(xiàng)目作為調(diào)節(jié)支撐性電源，然而，高峰時(shí)電力存在缺口的時(shí)間一年中往往也就幾十小時(shí)，若僅僅通過增加煤電機(jī)組提高支撐能力，不僅會(huì)加重環(huán)境負(fù)擔(dān)，也會(huì)造成資源的浪費(fèi)。在實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和及構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的目標(biāo)下，東部四省一市（江蘇、浙江、安徽、福建、上海）作為我國經(jīng)濟(jì)最發(fā)達(dá)、能源需求最集中的區(qū)域之一，電力系統(tǒng)的低碳轉(zhuǎn)型尤為關(guān)鍵。在此背景下，分析東部負(fù)荷中心地區(qū)低碳電力保供和靈活性資源的潛力，研究支撐該類資源發(fā)展的配套機(jī)制，對實(shí)現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化、保障電力供應(yīng)安全和推動(dòng)綠色低碳發(fā)展具有重要意義。鑒于此，課題組開展研究，著眼于東部五省市電力系統(tǒng)的低碳保供與靈活性資源潛力挖掘及市場機(jī)制優(yōu)化，通過分析東部電力供需情況、低碳靈活性資源的利用現(xiàn)狀和發(fā)展?jié)摿?，建立低碳保供與靈活性資源需求優(yōu)化模型，探索各類資源發(fā)展路徑并提出配套政策與機(jī)制實(shí)施建議。負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源潛力研究——第一章東部負(fù)荷中心區(qū)域電力供需情況近年來，隨著江蘇、浙江、安徽、福建、上海負(fù)荷增長及新能源裝機(jī)占比提升，東部區(qū)域面臨夏冬季節(jié)高峰保供和春秋季節(jié)新能源消納壓力，供需平衡及運(yùn)行調(diào)節(jié)問題突顯。江蘇電源多元，新能源裝機(jī)和發(fā)用電量規(guī)模為區(qū)域前列，高負(fù)荷體量下存在季節(jié)性晚高峰受電需求，存在時(shí)段調(diào)峰、調(diào)頻壓力。浙江電源均衡，新能源發(fā)電利用有限，電力電量缺口依靠跨區(qū)受電支撐，交直流互聯(lián)受端大電網(wǎng)疊加氣象因素，實(shí)時(shí)調(diào)控運(yùn)行復(fù)雜。安徽電源豐富，光伏發(fā)展迅速，作為東部電力交換樞紐，省內(nèi)關(guān)鍵斷面阻塞明顯，午間低谷調(diào)峰壓力大。福建清潔電源占比高，電力供應(yīng)總體富余，有余力外送區(qū)內(nèi)鄰省和南網(wǎng)，水電大發(fā)季節(jié)，新能源有較大的跨省跨區(qū)送出消納需求。上海電源有限，以火電為主，電力電量平衡依賴市外來電，交直流混聯(lián)且多直流饋入，抗直流失卻能力低，備用壓力較大?！督K省“十四五”可再生能源發(fā)展專項(xiàng)規(guī)劃》規(guī)劃》規(guī)劃》《福建省“十四五”能源發(fā)展專項(xiàng)規(guī)劃》規(guī)劃》截至2024年底，東部區(qū)域電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)多樣化，包括風(fēng)、光、水、火、核電等。其中調(diào)度口徑火電裝機(jī)占比50%、年發(fā)電量占用電量55%，調(diào)度口徑清潔能源裝機(jī)近45%，電源結(jié)構(gòu)清潔轉(zhuǎn)型進(jìn)程加速。下圖所示為截至2024年底的東部發(fā)電裝機(jī)構(gòu)成，其中水電裝機(jī)包含抽蓄。3630363020700827513545856031350500010000150002000025000裝機(jī)容量/萬千瓦東部區(qū)域擁有我國最大、電壓等級最高的區(qū)域電網(wǎng)，呈現(xiàn)以長三角都市群為負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源潛力研究—中心的網(wǎng)格狀受端大電網(wǎng)格局。2024年，全網(wǎng)調(diào)度口徑最高用電負(fù)荷超4.2億千瓦，高峰時(shí)段電力保供形勢緊張。下表為2024年東部發(fā)用電概況。區(qū)內(nèi)聯(lián)絡(luò)：以1000kV特高壓交流骨干網(wǎng)和500kV環(huán)網(wǎng)為主干實(shí)現(xiàn)省際互聯(lián)，開設(shè)省間電力互濟(jì)交易品種，跨省互濟(jì)成為常態(tài)化的保供手段。隨著清潔電源增長、煤電退役，系統(tǒng)消納、備用壓力增大，現(xiàn)有聯(lián)絡(luò)線難以滿足更頻繁、更大規(guī)模的跨省電力互濟(jì)需求?？鐓^(qū)聯(lián)絡(luò)：通過跨區(qū)直流與五大區(qū)域電網(wǎng)相連，是跨區(qū)電力優(yōu)化配置的主要落地區(qū)域，區(qū)外來電緩解了度夏度冬保供壓力。現(xiàn)有跨區(qū)聯(lián)絡(luò)通道理論上可提供最高超8000萬千瓦的區(qū)外來電，滿足東部區(qū)域最高用電負(fù)荷近20%需求。但隨著區(qū)域經(jīng)濟(jì)進(jìn)一步增長、電源清潔化轉(zhuǎn)型加快，疊加干旱年份水電不足等因素導(dǎo)致的區(qū)外來電不穩(wěn)定性，現(xiàn)有跨區(qū)聯(lián)絡(luò)線仍然難以滿足迅速增長的用電需求。江蘇：中長期交易品種包括電能量、發(fā)電權(quán)、合同電量轉(zhuǎn)讓、綠電交易；日前電能量市場初期采用發(fā)電側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)、用戶側(cè)不報(bào)量不報(bào)價(jià)、全電量申報(bào)、集中優(yōu)化出清的模式，根據(jù)節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)形成分區(qū)電價(jià)，實(shí)時(shí)電能量市場采用日前封存信息或?qū)崟r(shí)申報(bào)信息、結(jié)合日內(nèi)邊界出清。截止2024年底，已完成現(xiàn)貨第六次結(jié)算試運(yùn)行；輔助服務(wù)設(shè)有調(diào)峰、調(diào)頻和短期可調(diào)負(fù)荷輔助服務(wù)等交易。浙江：中長期交易品種包括電能量、綠電交易；日前電能量市場采用發(fā)電側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)、用戶側(cè)報(bào)量不報(bào)價(jià)、全電量申報(bào)、集中優(yōu)化出清、節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)定價(jià)的模式。截至2024年底，已完成現(xiàn)貨第六次結(jié)算試運(yùn)行；輔助服務(wù)設(shè)有調(diào)頻交易，允許獨(dú)立輔助服務(wù)提供者參與。安徽：中長期交易品種包括電能量、合同轉(zhuǎn)讓、綠電交易；日前電能量市場采用發(fā)電側(cè)多方式申報(bào)、用戶側(cè)報(bào)量不報(bào)價(jià)、全電量申報(bào)、集中優(yōu)化出清的模式；實(shí)時(shí)電能量市場采用日前封存信息、結(jié)合日內(nèi)邊界出清。截至2024年底，已轉(zhuǎn)入現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行；輔助服務(wù)設(shè)有調(diào)峰、調(diào)頻交易，現(xiàn)貨運(yùn)行時(shí)融合調(diào)福建：中長期交易品種包括電能量、合同轉(zhuǎn)讓、綠電交易；日前現(xiàn)貨電能量市場采用發(fā)電側(cè)多方式申報(bào)、用戶側(cè)不報(bào)量不報(bào)價(jià)、全電量申報(bào)、集中優(yōu)化出清的模式，初期用戶側(cè)參與實(shí)時(shí)市場結(jié)算。截至2024年底，已開展轉(zhuǎn)為集中式市場之后的結(jié)算試運(yùn)行；輔助服務(wù)設(shè)有調(diào)頻、調(diào)峰交易，現(xiàn)貨運(yùn)行時(shí)融合調(diào)峰上海：中長期交易品種包括電能量、合同調(diào)整、綠電交易；日前電能量市場采用發(fā)電側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)、用戶側(cè)報(bào)量不報(bào)價(jià)、全電量申報(bào)、集中優(yōu)化出清、節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)定價(jià)的模式，實(shí)時(shí)電能量市場采用日前封存信息、結(jié)合日內(nèi)邊界出清。截至2024年底，已完成現(xiàn)貨首次結(jié)算試運(yùn)行；輔助服務(wù)設(shè)有調(diào)峰交易，現(xiàn)貨運(yùn)行時(shí)融合調(diào)峰市場。省間市場：區(qū)內(nèi)省間市場包括中長期、調(diào)峰、備用、富余新能源消納互濟(jì)和富余需求側(cè)可調(diào)節(jié)資源互濟(jì)市場。其中，調(diào)峰為負(fù)備用市場，備用為正備用市場，分日前、日內(nèi)開展；富余新能源消納互濟(jì)交易、富余需求側(cè)可調(diào)節(jié)資源互濟(jì)交易在日前開展，分別滿足消納資源、保供資源的省間互濟(jì)需求。各類市場有序從發(fā)電側(cè)情況來看，截至2024年底，東部電源裝機(jī)及發(fā)電量以火電為主，同時(shí)清潔能源比例也加速提升。從用電側(cè)情況來看，區(qū)內(nèi)供需偏緊，電力電量存在15%~20%的缺口，的跨省電力交換需求大，外來電受入規(guī)模較高。隨著清潔電源轉(zhuǎn)型加速，區(qū)域系統(tǒng)調(diào)峰及備用壓力逐步增大，區(qū)內(nèi)聯(lián)絡(luò)通道難以支撐區(qū)內(nèi)跨省互濟(jì)需求，跨區(qū)直流通道也難以匹配區(qū)外受電需求。亟需充分挖掘區(qū)內(nèi)低碳靈活性資源潛力，通過跨省跨區(qū)聯(lián)絡(luò)線規(guī)劃、低碳靈活性資源跨省互濟(jì)等手段，推動(dòng)?xùn)|部負(fù)荷中心低碳轉(zhuǎn)型下的可持續(xù)高質(zhì)量發(fā)展。55|負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源潛力研究——東部區(qū)域第二章東部負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源潛力分析按資源稟賦、響應(yīng)特點(diǎn)、容量規(guī)模等技術(shù)經(jīng)濟(jì)特性，課題組研究了東部地區(qū)需求側(cè)資源、抽水蓄能電站和網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能三大類低碳靈活性資源，探索跨省跨區(qū)聯(lián)絡(luò)通道的規(guī)劃建設(shè)需求。對于需求側(cè)資源，各省市已基本建立涵蓋虛擬電廠、可調(diào)節(jié)負(fù)荷或可中斷負(fù)荷的需求側(cè)響應(yīng)資源庫，預(yù)計(jì)2021-2025年的末期，需求側(cè)靈活資源量可達(dá)到年最大負(fù)荷5%以上。對于抽蓄電站，按國家和省市能源專項(xiàng)規(guī)劃，預(yù)計(jì)至2025年底抽蓄裝機(jī)超2000萬千瓦，2030年再翻一番。對于網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能，省市層面陸續(xù)發(fā)布專項(xiàng)發(fā)展規(guī)劃，實(shí)際發(fā)展速度已超過預(yù)期目標(biāo)。在調(diào)用機(jī)制方面，省市層面已建立需求側(cè)資源響應(yīng)激勵(lì)機(jī)制，費(fèi)用疏導(dǎo)方式各有不同，包括政府補(bǔ)貼、尖峰電價(jià)增收資金、政府列支財(cái)政專項(xiàng)資金、工商業(yè)用戶分?jǐn)偟刃问?；區(qū)域?qū)用?，華東能源監(jiān)管局2024年6月發(fā)布《長三角省市間富余需求側(cè)可調(diào)節(jié)資源互濟(jì)交易規(guī)則（試行）》，并于7月31日-8月1日開展第二輪調(diào)電試運(yùn)行，覆蓋江蘇、浙江、安徽和上海，共計(jì)34家需求側(cè)經(jīng)營主體參與，最大成交電力30萬千瓦，利用省市間最高負(fù)荷的時(shí)空差異，安徽支援上海、江蘇、浙江高峰電力各10萬千瓦。抽蓄電站調(diào)用受投資主體比例和現(xiàn)狀容量電費(fèi)疏導(dǎo)方式限制，暫未參與省間市場交易。網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能在各省市已有市場化調(diào)用規(guī)則，且允許參與省間市場，但由于并網(wǎng)規(guī)模有限，實(shí)際參與程度有待提高。2.2低碳保供與靈活性資源需求優(yōu)化模型以水電、氣電、核電、抽蓄電站規(guī)劃裝機(jī)為邊界條件，以系統(tǒng)總成本（含投資、運(yùn)行、碳排放成本）最小為優(yōu)化目標(biāo)，在裝機(jī)規(guī)模投資決策、系統(tǒng)平衡、輸電容量、抽蓄儲(chǔ)能充放電平衡、常規(guī)機(jī)組發(fā)電特性等運(yùn)行模擬約束下，課題組統(tǒng)籌優(yōu)化東部負(fù)荷中心電力低碳保供所需的新能源、新型儲(chǔ)能、需求側(cè)響應(yīng)、省間電力互濟(jì)和煤電等資源規(guī)劃容量。低碳保供與靈活性資源需求優(yōu)化模型如圖2-1輸入電源裝機(jī)信息電源規(guī)劃信息跨區(qū)跨省輸電信息負(fù)荷出力特性曲線新能源出力特性曲線輸入電源裝機(jī)信息電源規(guī)劃信息跨區(qū)跨省輸電信息負(fù)荷出力特性曲線新能源出力特性曲線各類資源技術(shù)成本輸出風(fēng)電容量需求光伏容量需求跨區(qū)輸電容量需求新型儲(chǔ)能容量需求需求側(cè)資源容量需求 目標(biāo)函數(shù)總成本最小投資成本投資成本儲(chǔ)能投資成本需求側(cè)資源投資成本火電運(yùn)行成本需求側(cè)資源運(yùn)行成本碳排放成本新能源運(yùn)行約束儲(chǔ)能運(yùn)行約束需求側(cè)響應(yīng)約束輸電容量約束約束條件新能源運(yùn)行約束儲(chǔ)能運(yùn)行約束需求側(cè)響應(yīng)約束輸電容量約束約束條件投資決策約束電力平衡約束系統(tǒng)備用約束火電運(yùn)行約束低碳保供與靈活性資源需求優(yōu)化模型對各類邊界和關(guān)鍵參數(shù)設(shè)定如下：各類電源裝機(jī)：以東部四省一市2021-2025年能源發(fā)展規(guī)劃、可再生能源發(fā)展專項(xiàng)規(guī)劃為基準(zhǔn)，結(jié)合政策文件更新和實(shí)際建設(shè)進(jìn)展，綜合設(shè)定近中期（2035年前）規(guī)模。典型負(fù)荷曲線：以國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的2019年省級電網(wǎng)典型電力負(fù)荷曲線為基準(zhǔn)，結(jié)合電力需求增長情況和用電負(fù)荷特性變化趨勢研判，通過比例拉伸進(jìn)行設(shè)定?？鐓^(qū)直流輸電曲線：以跨區(qū)直流輸電通道功率限額及負(fù)載水平為基準(zhǔn)，考慮通道規(guī)劃和投產(chǎn)期限對未來跨區(qū)輸電能力進(jìn)行設(shè)定。區(qū)內(nèi)省間輸電容量：以東部電網(wǎng)省間斷面的電力交換能力的相關(guān)文獻(xiàn)資料為基準(zhǔn)，考慮實(shí)際運(yùn)行約束進(jìn)行設(shè)定。新能源出力曲線：以區(qū)域內(nèi)某省7月和2月的典型風(fēng)電、光伏出力曲線為基準(zhǔn)，根據(jù)東部區(qū)域?qū)嶋H總裝機(jī)規(guī)模進(jìn)行近似處理。技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)：各類電源投資造價(jià)參數(shù)以電規(guī)總院《火電工程限額設(shè)計(jì)參考造價(jià)（2022年水平）》為基準(zhǔn)，考慮近年造價(jià)變化趨勢進(jìn)行設(shè)定；輸電通道投資造價(jià)參考實(shí)際工程統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)設(shè)定；網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能、需求側(cè)資源和抽蓄電站的經(jīng)77|負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源潛力研究——東部濟(jì)技術(shù)參數(shù)，參考文獻(xiàn)資料和工程實(shí)際應(yīng)用情況進(jìn)行設(shè)定。碳市場價(jià)格：參考全國碳市場每日綜合收盤價(jià)和國際碳市場價(jià)格上漲趨勢進(jìn)第三章東部負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源發(fā)展路徑研究以2030年和2035年煤電等規(guī)劃裝機(jī)為邊界，按前述關(guān)鍵參數(shù)設(shè)定求解風(fēng)電、光伏和各類低碳靈活性資源的容量需求，作為基準(zhǔn)場景。測算結(jié)果如下表（a）煤電、氣電、抽蓄、常規(guī)水電裝機(jī)容量取基于規(guī)劃值的預(yù)估值，在算例中作為測算邊界，此處需求分析模型僅對二者開機(jī)容量及出力曲線進(jìn)行優(yōu)化。（b）風(fēng)電、光伏的建設(shè)運(yùn)營綜合成本較之于其他靈活資源有顯著優(yōu)勢，因此風(fēng)光裝機(jī)能增即增，在可建容量（c）由于東部區(qū)域在迎峰度夏期間僅有5%尖峰負(fù)荷需要頂峰資源支撐，且持續(xù)需求不超過2小時(shí)，因此電網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能最大可持續(xù)充放電時(shí)長配置為2小時(shí)即可滿足保供需求。2025年、2030、2035年的需求響應(yīng)容量需求分別達(dá)到最大負(fù)荷值的5%、6%、8%。99|根據(jù)資源需求優(yōu)化模型，輸出2025年、2030年和2035年各類資源在7月、2月典型日的出力情況。其中，負(fù)荷與源側(cè)出力的差值功率需求，由抽蓄、新型儲(chǔ)能及需求側(cè)資源共同響應(yīng)滿足。具體來說，負(fù)荷大于源側(cè)出力部分由需求側(cè)資源減少用電、新型儲(chǔ)能與抽蓄放電進(jìn)行平衡；負(fù)荷小于源側(cè)出力部分，由新型儲(chǔ)能與抽蓄充電進(jìn)行平衡。為簡化圖示，抽蓄、新型儲(chǔ)能充放電曲線及需求側(cè)資源減功率曲線未在圖中示出。圖中，橫軸所示時(shí)段1~96對應(yīng)7月典型日功率曲線、時(shí)段97~192對應(yīng)2月典型日功率曲線的全天96個(gè)15分鐘時(shí)段的輸出結(jié)果。可以看出，7月典型日19:45-21:00有晚間尖峰調(diào)節(jié)需求，網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能和抽蓄電站以大功率短時(shí)放電緩解供電壓力。各目標(biāo)年份晚間頂峰持續(xù)不超2小時(shí)，2030、2035年的尖峰時(shí)段稍有后移，因儲(chǔ)能、需求側(cè)資源容量增加發(fā)揮了峰段時(shí)移作用。此外由于負(fù)荷增長，2030至2035年晚間尖峰電力需求增長約17%。2月典型日10:45-15:45有午間低谷調(diào)峰需求，因光伏大發(fā)和負(fù)荷低谷，網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能、抽蓄電站以大功率充電緩解光伏消納壓力。對比各目標(biāo)年份，2025年低谷調(diào)峰需求約1小時(shí)，2030、2035年增至3-4小時(shí)，部分時(shí)段有充放電交叉調(diào)節(jié)，主要是新能源并網(wǎng)容量擴(kuò)大引發(fā)的消納壓力波動(dòng)所致。在基準(zhǔn)場景基礎(chǔ)上，按百分比等差減少2030年和2035年煤電規(guī)劃裝機(jī)作為邊界、其他參數(shù)設(shè)定不變，逐次求解風(fēng)電、光伏和各類低碳靈活性資源的容量需求以及滿足系統(tǒng)安全約束的最小煤電容量，作為加速場景。最小煤電容量需求：在前述基準(zhǔn)場景下，煤電裝機(jī)在2030和2035年分別為29500萬千瓦、29000萬千瓦，為探討煤電規(guī)劃冗余程度，以上述裝機(jī)容量為基準(zhǔn)值按1%逐次減少，反復(fù)進(jìn)行仿真測算，分析東部區(qū)域滿足系統(tǒng)安全運(yùn)行前提下煤電最少需要部署多少裝機(jī)，即最小煤電容量需求。結(jié)果顯示，2030年最小煤電容量需求為94%基準(zhǔn)值，2035年最小煤電容量需求為95%基準(zhǔn)值，煤電規(guī)模進(jìn)一步下降則會(huì)導(dǎo)致超出運(yùn)行備用約束，根據(jù)最小煤電容量需求下各類資源的優(yōu)化結(jié)果建立加速場景進(jìn)行分析。煤電達(dá)峰分析：裝機(jī)方面，基于前述測得的最小煤電容量需求，考慮5%的容量裕度及2030年后煤電逐步減少，加速場景下2030-2035年間東部區(qū)域?qū)γ弘娧b機(jī)的最大需求實(shí)際為29117萬千瓦，低于基準(zhǔn)場景2030年前煤電規(guī)劃值。考慮現(xiàn)有煤電規(guī)劃按照線性、對數(shù)兩類增長情況，以實(shí)際發(fā)展規(guī)模達(dá)到仿真最大需求值為止，則煤電裝機(jī)預(yù)計(jì)在2027年（對數(shù)增長）或2028年（線性增長）達(dá)峰。發(fā)電量方面，在模型中將煤電裝機(jī)改為最小需求進(jìn)行測算，并考慮2030年后煤電發(fā)電量逐步減少，分析得出加速場景下2030-2035年間東部區(qū)域?qū)γ弘娔臧l(fā)電量的最大需求約14382億千瓦時(shí)，盡管煤電裝機(jī)減少，導(dǎo)致節(jié)點(diǎn)年典型月的煤電日均發(fā)電利用小時(shí)數(shù)有所增加，但全年通過擴(kuò)大低碳資源應(yīng)用，仍可較基準(zhǔn)場景最大煤電發(fā)電量降低約75億千瓦時(shí)，同樣考慮線性、對數(shù)兩類增長情況，煤電發(fā)電量預(yù)計(jì)在2026年（對數(shù)增長）或2027年（線性增長）達(dá)峰。煤電發(fā)電量較之于裝機(jī)的達(dá)峰時(shí)間點(diǎn)稍有超前，主要是電源建設(shè)相較于需求增長存在一定超對新型儲(chǔ)能的影響：在進(jìn)行2030年最小煤電容量需求分析時(shí)，發(fā)現(xiàn)在煤電裝機(jī)需求逐次降低過程中，新型儲(chǔ)能容量需求非線性增加并至飽和，保供資源總成本呈現(xiàn)非線性、非單調(diào)增減變化。當(dāng)煤電需求降至基準(zhǔn)值的98%至96%時(shí)，新型儲(chǔ)能可以約150萬千瓦新建容量，代替2%煤電減少容量（590萬千瓦）發(fā)揮保供作用，容量替代等效比為1:3.86，側(cè)面反映出2030年煤電基準(zhǔn)容量（規(guī)劃值）充裕度較高。當(dāng)煤電需求減少至基準(zhǔn)值的96%，系統(tǒng)對新型儲(chǔ)能需求飽和且達(dá)到峰值，主要是由于新型儲(chǔ)能對系統(tǒng)保供容量需求的支撐時(shí)長有限，無法完全替代煤電，即2030年后東部區(qū)域需重點(diǎn)發(fā)展應(yīng)用長時(shí)儲(chǔ)能技術(shù)。進(jìn)行2035年最小煤電容量需求分析時(shí)，發(fā)現(xiàn)煤電裝機(jī)需求逐次降低過程中，保供資源總成本按先緩后快趨勢增加，主要是由于煤電容量冗余度小，新型儲(chǔ)能對煤電容量的替代效應(yīng)下降、幾近飽和，后期只能由跨區(qū)輸電容量實(shí)施替代，因而成本增長相對較快。當(dāng)煤電需求降至基準(zhǔn)值的98%時(shí)，保供總成本最小，以其他資源替代煤電的經(jīng)濟(jì)效益最為顯著，進(jìn)一步減少煤電需求后，新型儲(chǔ)能對煤電容量的替代作用達(dá)到界限，煤電需求降至基準(zhǔn)值的97%時(shí)顯示出新型儲(chǔ)能需求飽和。本研究針對跨區(qū)輸電容量受限，新型儲(chǔ)能成本下降和煤電容量前置建設(shè)三方面因素進(jìn)行敏感性分析，探討不同因素變化下對東部區(qū)域低碳保供的影響。1、跨區(qū)輸電容量受限：跨區(qū)容量需求測算按規(guī)劃值上浮20~30%作為上限約束，另外考慮跨區(qū)輸電受限情況，即設(shè)定最大跨區(qū)輸電容量不超過20%最高負(fù)荷。針對不同跨區(qū)輸電能力下對各類資源的需求分析，可以看出在跨區(qū)輸電受限場景下，新型儲(chǔ)能可以替代一部分跨區(qū)輸電容量的保供作用。2030年新建新型儲(chǔ)能容量對跨區(qū)輸電容量的等效比為23.5%，新型儲(chǔ)能通過充放電進(jìn)行峰谷電量時(shí)移發(fā)揮的保供效用更強(qiáng)；2035年新建新型儲(chǔ)能容量對新建跨區(qū)輸電容量的等效比為103.1%，跨區(qū)輸電容量的保供效用更好、成本更低。2、新型儲(chǔ)能成本下降：相較其他幾類資源，新型儲(chǔ)能仍然具有較大的成本下探空間，通過模型測算不同儲(chǔ)能成本下降比例情況下對其他資源的替代能力和對總成本的影響，結(jié)果如表3-2所示?？梢钥闯?，隨著新型儲(chǔ)能成本下降，其對跨區(qū)輸電容量的等效替代能力提升，但替代作用呈現(xiàn)邊際遞減效應(yīng)，表明其保供能力存在客觀上限，主要是由于新型儲(chǔ)能是不可自發(fā)電設(shè)備，無法替代電源成為電力電量供應(yīng)主體。同時(shí)隨著儲(chǔ)能成本下降，系統(tǒng)保供成本也進(jìn)一步下降，在相同保供需求下，若新型儲(chǔ)能成本減少20-30%，可減少保供總成本約0.20-0.37%。表3-2不同儲(chǔ)能成本下降比例對資源替代和總成本的影響3、煤電容量前置建設(shè)：在加速場景基礎(chǔ)上，考慮將煤電容量需求峰值前置于2025年底前建設(shè)完成，測算對其他資源及保供資源總成本的影響，假定未來五年期東部區(qū)域不再新增煤電，仿真測算發(fā)現(xiàn)，煤電容量前置場景下：（a）從各類資源容量需求變化來看，相較于加速場景，2025年東部區(qū)域?qū)︼L(fēng)電、光伏和新型儲(chǔ)能的容量需求減少，新能源配儲(chǔ)對煤電的容量等效比約為4.4:1；2030年煤電裝機(jī)減少，風(fēng)電光伏裝機(jī)和新型儲(chǔ)能容量需求快速增加，但由于系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力隨風(fēng)光裝機(jī)非線性倍增，新型儲(chǔ)能對煤電的容量等效比上升至6.0:1；2035年煤電裝機(jī)同樣有所減少，但煤電退坡速率下降，風(fēng)電光伏裝機(jī)和新型儲(chǔ)能容量需求繼續(xù)增加，新型儲(chǔ)能對煤電的容量等效比繼續(xù)拉大至11.1:1，替代效應(yīng)進(jìn)一步下降。（b）從綜合成本變化量來看，相較于加速場景，2025年煤電前置可使保供資源總成本減少約近百億元，而2030年、2035年保供資源總成本分別增加約66億元、27億元。這種差異主要是由于當(dāng)前新能源和新型儲(chǔ)能建設(shè)運(yùn)行成本和系統(tǒng)成本較高，考慮未來技術(shù)進(jìn)步將帶來新能源和儲(chǔ)能造價(jià)下降、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升及碳排放成本攀升，將煤電前置建設(shè)或反而有助于節(jié)省長周期內(nèi)的綜合總成本。根據(jù)加速場景下煤電最小容量需求，量化測算出各目標(biāo)年份東部區(qū)域?qū)π滦蛢?chǔ)能、需求側(cè)資源及跨區(qū)輸電三類低碳靈活性資源的發(fā)展規(guī)模需求，基于不同資源特性和發(fā)展階段，報(bào)告提出東部區(qū)域低碳保供與靈活性資源發(fā)展路徑，如圖3-2。36003600單位：萬千瓦1200儲(chǔ)能需求側(cè)跨區(qū)輸電900技術(shù)路徑l推動(dòng)煤電發(fā)電量達(dá)峰，最小煤電容量需求以外項(xiàng)目審慎研判緩建；需求以內(nèi)項(xiàng)目前置建設(shè)、有序投產(chǎn)l按年最大負(fù)荷5%-8%構(gòu)建需求側(cè)資源庫l跨區(qū)輸電建成前，以新型儲(chǔ)能過渡性支撐保供l以需求側(cè)資源、新型儲(chǔ)能替代最小需求外煤電保供機(jī)制路徑l建立保供消納能力評估標(biāo)準(zhǔn)，擴(kuò)大需求側(cè)資源池；l完善權(quán)責(zé)對等下的費(fèi)用疏導(dǎo)方式，體現(xiàn)保供資源價(jià)值分時(shí)和用電主體責(zé)任分時(shí)單位：萬千瓦單位：萬千瓦290015401780儲(chǔ)能需求側(cè)跨區(qū)輸電技術(shù)路徑l推動(dòng)煤電發(fā)電量下降l按年最大負(fù)荷8%-10%構(gòu)建需求側(cè)資源庫l尋求低碳靈活資源對煤電的經(jīng)濟(jì)穩(wěn)妥保供等效方案l以機(jī)組資源和跨區(qū)輸電容量保供基本用電需求l以需求側(cè)資源、新型儲(chǔ)能保供波動(dòng)用電需求機(jī)制路徑l逐步放開靈活資源參與電力互濟(jì)交易的價(jià)格上限，反映保供資源的真實(shí)價(jià)值，提高主體收益空間，激勵(lì)系統(tǒng)靈活性資源投資建設(shè)資源增量資源增量圖3-2低碳保供與靈活性資源發(fā)展路徑低碳靈活性資源一定程度上可發(fā)揮等效于煤電的保供調(diào)節(jié)作用，為充分激發(fā)低碳靈活性資源潛力，建議：1）結(jié)合加速場景下的最小煤電容量需求，并考慮合理充裕度如5%-10%，審慎核準(zhǔn)新建煤電。2）考慮低碳靈活性資源技術(shù)進(jìn)步和成本下降，對已獲批項(xiàng)目進(jìn)行階段性補(bǔ)充論證或緩建研判，在保證電力供應(yīng)安全的情況下給予低碳清潔資源一定的發(fā)展空間。3）合理有序安排煤電工程建設(shè)投產(chǎn)進(jìn)度，2030年以后逐步減少煤電，要在節(jié)約系統(tǒng)保供資源總成本的同時(shí)，避免增加社會(huì)經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)型成本以及高充裕度容量保障思路下的非必要碳排“攀高峰”，為碳中和奠定較好的第四章東部負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源配套政策與機(jī)制分析截至2024年底，區(qū)域省間電力市場已形成較完整的規(guī)則體系。主要文件.《華東區(qū)域跨省電力中長期交易規(guī)則》.《華東電網(wǎng)備用輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則（試行）》.《華東電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則（2024年修訂版）》.《長三角省市間富余新能源消納互濟(jì)交易規(guī)則（試行）》.《長三角省市間富余需求側(cè)可調(diào)節(jié)資源互濟(jì)交易規(guī)則（試行）》為應(yīng)對區(qū)域度夏度冬期間頂峰保供缺口、新能源消納困難的雙重困境，以“電力互濟(jì)、錯(cuò)峰互補(bǔ)、容量互備、供需互動(dòng)”為著力點(diǎn)，國家能源局華東監(jiān)管局于2024年6月發(fā)布《協(xié)同推進(jìn)長三角省市間電力互濟(jì)交易工作方案》（簡稱《工作方案》），明確重點(diǎn)機(jī)制如下：一是完善富余發(fā)電資源跨省互濟(jì)?；诂F(xiàn)有的區(qū)域中長期市場，完善各省市不同時(shí)段富余發(fā)電資源的互濟(jì)交易，建立以周為時(shí)間維度，按時(shí)段高頻連續(xù)交易的互濟(jì)機(jī)制。二是完善備用調(diào)峰輔助服務(wù)互濟(jì)?；诂F(xiàn)有的區(qū)域備用、調(diào)峰輔助服務(wù)市場，由日前向日內(nèi)擴(kuò)展，分別滿足各省市對日內(nèi)頂峰保供資源、日內(nèi)新能源消納資源的互濟(jì)需求。三是新建富余新能源消納互濟(jì)交易。在日內(nèi)調(diào)峰交易結(jié)束后、各省市發(fā)電側(cè)調(diào)節(jié)資源已用盡時(shí)，由仍然存在棄風(fēng)棄光可能的省份提出需求、啟動(dòng)新能源消納互濟(jì)交易。其他省份的可上調(diào)負(fù)荷資源在不影響本省消納的情況下，向消納困難省份跨省購買新能源電力。買賣雙方報(bào)量報(bào)價(jià)，負(fù)荷資源獲得了較低成本的用電，新能源則避免了棄風(fēng)棄光，通過更大范圍的資源優(yōu)化配置滿足買賣雙方對于經(jīng)濟(jì)性與清潔性的雙重需求。四是新建富余需求側(cè)可調(diào)節(jié)資源互濟(jì)交易。在發(fā)電側(cè)跨省互濟(jì)資源用盡的情況下，由仍然存在頂峰保供能力不足的省級調(diào)度提出需求、啟動(dòng)需求側(cè)互濟(jì)交易。保供有余力省份的可下調(diào)負(fù)荷側(cè)可調(diào)節(jié)資源，在不影響本省保供能力的情況下，降低用電以向買方省份送電。通過上述機(jī)制，明確靈活性資源建設(shè)成本疏導(dǎo)方式，提高資源建設(shè)積極性，并激勵(lì)分散式負(fù)荷資源主動(dòng)聚合，提供頂峰或消納服務(wù)。此外，《工作方案》規(guī)劃了網(wǎng)內(nèi)抽蓄電力互濟(jì)交易機(jī)制、常態(tài)化的跨省綠電交易機(jī)制的建設(shè)路徑，促進(jìn)東部省市資源全面共享互濟(jì)，有助于避免在大區(qū)電力資源規(guī)劃建設(shè)中各自為營導(dǎo)致的潛在冗余，促進(jìn)東部發(fā)達(dá)地區(qū)的能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型進(jìn)程。根據(jù)《工作方案》總體要求，2025年及未來五年的機(jī)制推行路徑為：2025年，實(shí)現(xiàn)中長期電力互濟(jì)高頻次的連續(xù)運(yùn)營，推動(dòng)各類調(diào)節(jié)性資源參與跨省交易，擴(kuò)大綠電跨省消納規(guī)模，促進(jìn)新能源高水平消納，培育負(fù)荷側(cè)可調(diào)節(jié)資源主體，擴(kuò)大負(fù)荷側(cè)資源跨省交易規(guī)模。未來五年，持續(xù)完善長三角電力互濟(jì)機(jī)制，形成規(guī)則體系完整、峰谷兼顧、運(yùn)行靈活的區(qū)域性電力資源互濟(jì)平臺(tái)，根據(jù)互濟(jì)規(guī)模、預(yù)留省間電網(wǎng)通道建設(shè)規(guī)劃空間，服務(wù)于經(jīng)濟(jì)社會(huì)高質(zhì)量發(fā)展。綜合來看，東部電力互濟(jì)體系的規(guī)劃實(shí)施方案，為低碳保供與靈活性資源的自發(fā)建設(shè)發(fā)展與盈利空間擴(kuò)大提供了良好的政策機(jī)制環(huán)境，同時(shí)也要注意到，機(jī)制實(shí)施層面還面臨統(tǒng)一資源評估標(biāo)準(zhǔn)、成本疏導(dǎo)權(quán)責(zé)對等、價(jià)格信號(hào)充分引導(dǎo)等方面的挑戰(zhàn)。課題組梳理了長三角省市間電力互濟(jì)交易機(jī)制的實(shí)施難點(diǎn)，提出相應(yīng)的應(yīng)對策略，如表4-1。表4-1長三角省市間電力互濟(jì)交易機(jī)制實(shí)施難點(diǎn)與應(yīng)對策略各省有各自的電力保供考核壓力和新能源消納指標(biāo)，現(xiàn)階段文件并未明確各省市保供能力和新能源保消納能力的評估標(biāo)準(zhǔn)，導(dǎo)致靈活資源參與跨力的評估標(biāo)準(zhǔn)，盡可能擴(kuò)大可參與省間互濟(jì)富余需求側(cè)可調(diào)節(jié)資源互濟(jì)交易中，買方省的省間購電量費(fèi)用通過代理購電量的形式結(jié)算，相應(yīng)損益向本省全體工商業(yè)用戶疏導(dǎo)，用電側(cè)在保供適時(shí)將買方省保供經(jīng)濟(jì)損益的疏導(dǎo)方式轉(zhuǎn)為由相應(yīng)時(shí)段未提供彈性響應(yīng)的主體承擔(dān)，體現(xiàn)保供資源的價(jià)值分時(shí)和用電主體的責(zé)任分富余需求側(cè)可調(diào)節(jié)資源互濟(jì)市場存在資源傾斜與價(jià)格上限問題。若設(shè)置報(bào)價(jià)上限，由于頂峰資源稀缺性，此限價(jià)實(shí)際上很可能就是出清價(jià)格，難第五章結(jié)論及建議本報(bào)告結(jié)合我國東部負(fù)荷中心的省市及區(qū)域的源荷概況、聯(lián)絡(luò)通道，開展東部區(qū)域的供需形勢分析；調(diào)研東部區(qū)域現(xiàn)有低碳靈活性資源容量及其調(diào)用機(jī)制，建立以綜合成本最小化為目標(biāo)的多類電源及低碳靈活性資源需求優(yōu)化模型；在現(xiàn)有規(guī)劃及工程核準(zhǔn)情況上，對2025年、2030年和2035年三個(gè)目標(biāo)年份的資源容量需求進(jìn)行仿真實(shí)驗(yàn)，通過場景測算東部區(qū)域最小煤電容量需求和達(dá)峰時(shí)間，量化低碳靈活性資源對于未來東部區(qū)域電力系統(tǒng)保供的重要意義。研究結(jié)論及相關(guān)建議如下：1、在東部全網(wǎng)最大負(fù)荷年增長率5%-7%情況下，煤電容量建設(shè)較于保供需求增長存在超前性，需研判區(qū)域電力系統(tǒng)對煤電裝機(jī)規(guī)模的實(shí)際需求。（1）未來五年，考慮合理充裕度，審慎核準(zhǔn)最小需求外的新建煤電項(xiàng)目。（2）結(jié)合各類靈活資源建設(shè)核準(zhǔn)規(guī)模、商運(yùn)調(diào)用及成本下降趨勢，尋求經(jīng)濟(jì)、穩(wěn)妥的靈活資源保供替代方案，對已獲批煤電項(xiàng)目進(jìn)行階段性補(bǔ)充論證或緩建研判，在保證電力供應(yīng)安全的情況下給予低碳清潔資源一定的發(fā)展空間。（3）合理有序安排煤電工程建設(shè)投產(chǎn)進(jìn)度，2030年以后逐步減少煤電，要在節(jié)約系統(tǒng)保供資源總成本的同時(shí)，避免增加社會(huì)經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)型成本以及高充裕度容量保障思路下的非必要碳排“攀高峰”，為碳中和奠定較好的基礎(chǔ)。2、新型儲(chǔ)能可延緩保供電源和跨區(qū)輸電容量的建設(shè)需求，但不能完全代替電源或輸電容量建設(shè)。技術(shù)革新和成本下降因素下，新型儲(chǔ)能對東部跨區(qū)受電容量需求的替代規(guī)模及效益更好。2026-2030年前期，新增跨區(qū)直流受電通道建成之前，可用新型儲(chǔ)能投資替代煤電最小需求之外的保供容量建設(shè)。3、需求側(cè)可調(diào)節(jié)資源保供潛力巨大，可按高于資源庫要求規(guī)模超前建設(shè)。未來五年，建議重點(diǎn)發(fā)展東部負(fù)荷中心的需求側(cè)可調(diào)節(jié)負(fù)荷資源，可按8%或更高比例來構(gòu)建資源庫，重點(diǎn)省市可進(jìn)一步提高建設(shè)目標(biāo)至10%，充分發(fā)揮需求側(cè)資源的頂峰保供作用。1、提高靈活性資源參與省間富余需求側(cè)可調(diào)節(jié)資源互濟(jì)交易和新能源消納互濟(jì)交易的自主選擇性。建議區(qū)域?qū)用娼y(tǒng)一省市保供能力或消納能力的評估標(biāo)準(zhǔn)，擴(kuò)大可參與省間互濟(jì)的需求側(cè)資源池。2、推動(dòng)電力保供成本權(quán)責(zé)對等疏導(dǎo)分?jǐn)?、減少補(bǔ)貼依賴，激勵(lì)靈活性資源參與市場化互濟(jì)。完善費(fèi)用疏導(dǎo)機(jī)制，建議保供經(jīng)濟(jì)損益由相應(yīng)時(shí)段未提供彈性響應(yīng)的主體共同承擔(dān)。3、促進(jìn)市場價(jià)格信號(hào)真實(shí)反映靈活性資源的價(jià)值，明確價(jià)格上限制定方法。視市場發(fā)展情況，階段性松弛省間互濟(jì)交易的價(jià)格上限約束，反映靈活資源的真實(shí)價(jià)值。4、建立以市場化交易為主要配置手段的抽蓄省間協(xié)調(diào)互濟(jì)交易方案與利益共享機(jī)制，探索基于現(xiàn)有投資關(guān)系和分配形式的抽蓄電力轉(zhuǎn)讓及費(fèi)用疏導(dǎo)機(jī)制，推動(dòng)抽蓄電站與其他調(diào)節(jié)資源同臺(tái)競價(jià)。1919|負(fù)荷中心低碳保供與靈活性資源潛力研究——東部區(qū)域|20參考文獻(xiàn)[2][3][4][5][6][7][8][9]江蘇電力交易中心，江蘇電網(wǎng)主要網(wǎng)絡(luò)通道示意圖[EB/OL].[2024-12-31]./px-settlement-infpubmeex/fileService/preview?fileId=n79779521181b4d4b93e6fe8715d61561浙江電力交易中心，浙江電網(wǎng)主要網(wǎng)絡(luò)通道示意圖[EB/OL].[2024-12-31]./zjpx/platform-tourist#/platform/tourist安徽電力交易中心，