新型电力系统如何应对短时平衡挑战？

应充分调动源侧、荷侧灵活性资源。

1.从中外对比来看我国灵活性资源现状和可能的提升路径

海外高新能源渗透率地区如何应对灵活性不足的问题？负电价的频繁出现是电力系统整体 供过于求或者日内不平衡加剧（灵活性资源）不足的一种显性的体现。我们认为，在电力 市场化的国家或者区域，负电价意味着机组倒贴钱卖电，会出现这样的情况意味着：1. 机 组降产出或者负荷提升的机会成本高于负电价本身，或相应的反馈机制、调节技术不完善， 导致机组和负荷出力无法灵活响应负电价；2. 机组有卖电价格以外的收益机制，使得其在 负电价时段的综合收益并不为负，有持续发电的激励。我们横向对比我国和欧洲各国的市 场情况可以看到，我国日内供需灵活性资源不足正在导致新能源消纳瓶颈出现早于海外国 家，我国新型电力系统的转型需求更为迫切。

1. 欧洲内部对比可以明显看到，光伏渗透率高的电力市场更容易出现负电价。以 2023 年 为例，欧洲部分国家全年负电价小时数从高到低分别为德国 301 小时、丹麦 280 小时、 法国 149 小时、瑞士 75 小时、爱尔兰 49 小时，与上述国家的光伏渗透率由高到低（德 国 12%、丹麦 10%、法国 4%、瑞士 8%、爱尔兰 1%）基本对应，其中法国由于无灵 活性的核电占比高，在低新能源渗透率的情况下引发了更高频的负电价情况。 2. 对比我国和欧洲，以山东电力市场为例在较低的光伏渗透率下出现了成倍于欧洲的负 电价频次，或侧面反映出日内供需灵活性资源尚未得到充分的挖掘。我们以 2023 年山 东电力市场表现为例，全年山东光伏渗透率 10%，较德国低 2pct，而全年电力日前市 场负电价小时数我们估算达到了 747 小时，为德国的 1.5 倍。 3. 我们认为造成国内电力日内灵活性不足、负电价更频发的可能原因包括：1）电力供给 侧灵活性不足，2023 年德国传统电源 90.5GW 装机中气电占到 38%，而山东 123.7GW 传统电源装机中气电不到 1%。2）电力需求侧灵活性不足，根据 TenneT，2020 年德 国 13%的负荷参与各类负荷管理机制，其中~30%已得到实际调度，相当于负荷管理占 负荷的~4%，国内负荷管理机制还在较为早期；3）新能源发电在负电价时段的负反馈 不足，一方面德国可再生能源法（EEG）允许在分布式光伏返送电网出力超过其容量的 70%时由电网限制其返送功率，且根据德国联邦网络局分布式光伏配储率 2023 年已经 达到 78%，分布式自发调峰能力更高；另一方面德国限制了新能源在以负电价卖电超 过 4 小时后的度电补贴额度，进一步削弱了新能源电站在负电时段的发电积极性。而国 内无论是分布式配储率还是机制上均与德国情况差异较大。以上几点也为我国电力日内 灵活性的发展方向提供了一些指引。

结合我国国情和各项灵活性资源的发展潜力，我们认为具备“量大管饱”属性的灵活性资 源主要包括：供给侧向下灵活性主要来自煤电改造（包括 30%深度调峰，以及极热态/热态 启停）、以及抽水蓄能；需求侧向上灵活性可以来自充电桩和大工业等负荷管理；此外各类 新型储能技术可以提供向上以及向下灵活性。我们根据灵活性资源响应速度、维持时间、 资源量、调度成本四维度对上述资源进行对比和排序： 1. 新型储能技术（以锂离子储能为代表）当前由于电池造价高、调用率低等因素，电化学 储能度电成本我们估算在 0.43~0.63 元/度，在各类灵活性资源中偏高，但作为灵活性 资源新型储能具备响应快、持续时间长、资源潜力不受限等明显的优势，这也意味着储 能若实现进一步技术降本至 0.3 元/度以下（我们测算认为随着利用率提升、配储时长 提升、单位投资成本降低，电化学储能度电成本有望下降至 0.25 元/度），将成为中长 期主力的灵活性资源； 2. 抽水蓄能和充电桩响应综合优势其次，其中充电桩响应具备低成本（仅 0.03 元/度，几 乎无额外成本）、快响应优势，但劣势在于可维持时间较短（尤其是快充）；而抽水蓄能 在各维度表现均属中上（响应成本 0.15 元/度）、主要限制在于总资源潜力受地理条件 制约； 3. 煤电灵活性整体响应速度偏慢，中时（日内、多日）灵活性价值更大，其中煤电深度调 峰成本具备优势（约 0.12 元/度），但总体资源量最小（新增煤电机组的最小出力还会 消耗系统中的灵活性资源）；煤电启停调峰资源量可观，主要限制在于技术成熟度和安 全性仍待产业实践检验，此外启停调峰过程中维持并网状态以及重新启动过程均会带来 额外汽耗油耗、煤耗以及系统损耗，显性和隐性成本在各灵活性资源中偏高（高于 0.3 元/度）。 4. 需求侧尤其是工业负荷响应资源潜力可观、与充电响应相当，但工业负荷响应目前在响 应速度和响应成本上市场争议较大。主要由于工业负荷一般较为稳定，变负荷响应涉及 到对工业生产既定流程的调整，因此前后准备时间较长、响应速度较慢、用户侧需要额 外激励；此外由于系统负荷变化对产品生产反应过程的影响限制了其负荷管理可以维持 的时间，我们估算其响应成本在 0.41 元/度上下（具体区间取决于响应维持时长，具体 测算详见下一章节）。

2.供给侧：火电深调改造政策升级，目标到 2027 年存量煤机“应改尽改”

煤电机组通过灵活性改造可以实现对最小出力的压降，从而释放相当于额定功率的 20%的 向下调峰资源。根据中电联，传统煤电机组在不经由改造的情况下一般具备最小出力降至 50~60%（纯凝机组）和 75~85%（冬季热电联产机组），经灵活性改造后可最小出力可以 进一步压降至 30~35%（纯凝机组）和 40~50%（热电联供机组），从而释放灵活性空间。 其中，纯凝机组的最小出力取决于锅炉燃烧稳定性以及汽轮机和主要辅机的适应性，需要 进行多项灵活性技术改造以保证降负荷过程中的安全性和高效性，包括但不限于：1）燃料 供应系统（磨煤机）运行振动、高温、安全性等改造；2）锅炉送风机失速、喘振等安全问 题解决；3）炉膛低负荷不投油稳燃技术升级；4）烟气处理旁路改造，解决低负荷脱硝反 应效率下降等环保问题改造；5）发电机和汽轮机频繁负荷变化带来机械性能和金属疲劳问 题等。此外，若要进一步实现最小出力降至 30%以下，则还需涉及煤电机组的干湿态转换， 由于操作变化和耗时较长，目前应用案例相对较少。而热电联产灵活性改造则主要涉及蓄 热调峰技术等，若进行热电解耦改造则可以将最小出力压降至 40%以下。

若进一步推动煤电启停调峰，煤电实现“日内热启停”，则有望进一步释放相当于额定功率 的 30%的向下调峰资源。以上煤电灵活性改造可以释放火电机组出力从 50%名义功率向 30% 名义功率压降带来的约 20%输出功率灵活性空间，而煤电启停调峰则可以进一步释放从 30% 名义功率向 0%名义功率压降带来的约 30%输出功率灵活性空间。与往常的印象不同，煤 电厂不仅可以通过冷启停实现跨周度、月度、季度的长时灵活性能力，日度极热态、热态 启停从技术能力和海外实践来看也具备可行性。根据电联新媒，与冷态启停相比，热态启 停一方面响应速度更快（锅炉还有 1000 多度，可以在半小时内实现启动到并网；而冷态启 动需要 9~10 小时），另一方面设计寿命更长（由于冷启停使得金属经受低温到高温膨胀引 起金属疲劳，导致一般锅炉设计寿命内仅允许承受上百次冷态启停，而热启停次数可支撑 数千次）。

顶层设计看煤电灵活性改造从十三五启动、十四五加码、十五五收官。我们梳理国内火电 灵活性改造政策脉络和目前实际进展，可以看到火电灵活性改造在十三五期间启动试点， 但实际改造低于预期；十四五改造目标提速，并且提前完成；预计到十五五期间 2027 年是 存量煤电灵活性改造“应改尽改”的最后期限。 1. 十三五期间：2016 年 6 月由国家能源局首次提出“启动提升火电灵活性改造示范试点 工作”，针对可再生能源消纳问题较为突出地区的 15 个典型项目进行灵活性改造试点， 目标效果热电机组最低负荷压降至 40~50%，纯凝机组压降至 30~35%。随即，在 2016 年末国家发改委、能源局出台的《电力发展“十三五”规划》 中首次给出灵活性改造 规模目标：“十三五”期间“三北”地区热电机组灵活性改造约 1.33 亿千瓦，纯凝机 组改造约 8200 万千瓦；其它地区纯凝机组改造约 450 万千瓦；改造完成后，增加调 峰能力 4600 万千瓦，其中“三北”地区增加 4500 万千瓦；其他地区增加 100 万千 瓦。2018 年 3 月国家发改委、能源局在《关于提升电力系统调节能力的指导意见》中 再次重申了上述改造目标。到 2020 年，全国煤电灵活性改造实际完成不到 7000 万千 瓦，目标完成率仅 50%。 2. 十四五期间：火电灵活性改造政策要求提速， 2021 年 11 月国家发改委、能源局在《全 国煤电机组改造升级实施方案》首次提出存量煤电“应改尽改”，首次提出十四五目标 完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000—4000 万千瓦；上述目标在 2023 年 9 月国 家发改委能源局《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》再次重申。2021-23 年全国煤电灵活性改造完成 3 亿千瓦以上，提前完成十四五目标并填上了十三五目标缺 口。此后，在 2024 年 2 月，国家发改委、能源局在《关于加强电网调峰储能和智能化 调度能力建设的指导意见》中首次明确存量煤电“应改尽改”的时间期限为 2027 年， 此外对于改造后的最低负荷率要求纯凝机组从此前的 30~35%首次提出压降到 30%以 下（在新能源占比较高、调峰能力不足的地区，在确保安全的前提下进行深度调峰探索）。

基于上述政策目标，我们估算全国煤电机组每年灵活性改造规模还将稳中有增。我们基于 2023 年末全国煤电装机 11.6 亿千瓦，在 2018 年以前建成 10 亿千瓦（根据电力规划设计 总院，包括十三五后半段和十四五以来建成煤电项目多数已经考虑灵活性运行需要，我们 假设无需额外进行改造），其中我们结合电规院和国家能源局披露历年数据估算已累计完成 改造 3.7 亿千瓦，意味着 2024-27 年还需完成累计 6.4 亿千瓦、年均 1.6 亿千瓦的煤电机组 灵活性改造，以实现到 2027 年“应改尽改”的政策目标。基于 2022/23 年全国每年实际改 造 1.6、1.1 亿千瓦，意味着未来几年整体改造节奏起码持平、甚至略有加速。（上述计算暂 未考虑无法改造的特殊燃料、特殊炉型机组，且假设供热机组均可进行热电解耦改造降至 30%最小出力）。随着到 2027 年煤电灵活性改造收官，我们认为电力系统中煤电机组的最 小出力有望从 2023 年末的 477GW 进一步压降至 421GW，释放 56GW 的供给侧向下灵活 性空间。 针对煤电日内热启停调峰，尚无相关政策要求。

从成本角度计算，煤电深度调峰成本较低约 0.12 元/度，基于国电投和 NRDC 数据灵活性 改造资本开支 100 元/千瓦，对应度电折旧增加 0.01 元/度，以及低负荷运行煤单耗提升 70 克标煤/度，对应燃料成本增加 0.11 元/度；煤电热态启停调节成本更高约 0.33 元/度，主要 系维持短时并网状态所消耗的煤耗、气耗等成本。因此，综合看政策力度和成本水平，煤 电深度调峰是现阶段释放较为确定的供给侧向下灵活性资源，而煤电热态启停调峰资源量 大、释放节奏将取决于技术和示范情况。

抽水蓄能稳步发展，2026 年后或投产加速

预计 2025 年抽水蓄能装机容量较 2020 年翻一倍、2030 较 2025 年再翻一倍。我国抽水蓄 能电站发展起步较早，起初主要是为核电站做调峰配套，到 2015 年我国已累计建成 23GW 抽水蓄能电站。十三五、十四五期间我国抽水蓄能相关政策稳步推进，2016 年 11 月，国 家能源局《水电发展十三五规划（2016-2020 年）》提出到 2020 年我国抽水蓄能总装机达 到 40GW，2018 年 3 月国家发改委、能源局《关于提升电力系统调节能力的指导意见》中 再度重申了上述目标，实际 2020 年末抽水蓄能完成装机 31GW，不及政策目标，一方面原 因可能在于抽水蓄能电站电价形成机制不清晰、电价传导机制不顺畅。因此，我们在 2021 年 4 月看到国家发改委发文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确抽水蓄 能两部制电价政策，且允许其中容量电费部分纳入电网输配电价回收机制；2021 年 9 月国 家能源局紧接发文《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，明确到 2025 年抽水蓄 能投产总规模 6200 万千瓦以上、到 2030 年投产总规模 1.2 亿千瓦左右的中长期发展目 标（即 2025 年较 2020 年翻倍，2030 年较 2025 年再翻倍）。其后我们注意到国内抽水蓄 能电站装机投产有所加速，根据华泰公用环保组 2024 年 8 月 29 日报告《东方电气：设备 龙头，将受益于常态化装机增量》追踪预计抽水蓄能投产节奏将在 2026 年后开始加速。

作为一种电力系统灵活性资源，抽水蓄能具备较低的度电成本（我们根据水规院统计抽水 蓄能单位造价平均 5.49 元/瓦，度电运维 0.05 元/度，四十年折旧假设估算，抽水蓄能度电 调峰成本 0.15 元/度，与火电深调成本基本处于最低梯队），较好的灵活性性能（变负荷率 10~50%/分钟，仅次于电化学储能，好于火电灵活性和工业负荷灵活性）和维持时长（通 过库容和功率比设计，调峰维持时间可达 8~10 小时，满足日内和多日调节需求）。仅在总 资源潜力这一方面，抽水蓄能电站的建设选址受限于地理条件，根据水规院预计总开发潜 力约 200GW+，对应电力系统 200GW+的供给侧向下灵活性调节能力。

3.需求侧：充电桩响应和大工业等负荷管理灵活性资源潜力可观

除了上述供给侧灵活性资源，我们参考海外欧洲市场灵活性机制发展历程，可以预期负荷 侧灵活性也有望在电力系统灵活性当中扮演一定的角色。根据落基山研究所，TenneT 欧洲 输电系统运营商联盟统计显示，2020 年欧洲 6 个典型国家工业中，英国、荷兰和比利时的 工业需求响应潜力可以达到最高负荷的 17%、西班牙、德国可以达到 13%，法国也有 10%。 从实际参与需求响应的情况来看，目前英国、法国、荷兰的需求响应实际参与量已开发至 潜力的 60%左右，而德国和西班牙的开发程度相对较低也有 30%和 40%。电力负荷可以通 过负荷中断、负荷削减实现新能源出力不足时的负荷侧向下灵活性，或者通过负荷转移实 现新能源大发时的负荷侧向上灵活性调节，是具备较大潜力的资源。欧洲电力系统中配电 网密度和占比更高，且发电和用电市场化改革更早，需求侧灵活性资源已经得到一定程度 应用，为我国需求侧灵活性资源开发提供了对标的窗口。

十四五以来我国推动需求侧灵活性相关政策强度、频度明显提升。2015 年 4 月中共中央国 务院电改“九号文”（《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》）中首次提出“积极开展 电力需求侧管理和能效管理”，同年 11 月国家发改委、能源发布配套文件《关于有序放开 发用电计划的实施意见》中首次提出“逐步形成占最大用电负荷 3%左右的需求侧机动调峰 能力”。2022 年 3 月国家发改委、能源局《十四五”现代能源体系规划》中进一步明确需 求侧响应重点推进行业（电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷）并上调资源 开发目标（力争到 2025 年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的 3%～5%；其中华东、华 中、南方等地区达到最大负荷的 5%左右）。2024 年 7 月《加快构建新型电力系统行动方案 （2024-2027）》中需求侧灵活性目标再度加强，要求到 2027 年，实现典型地区需求侧响 应能力达到最大用电负荷的 5%或以上（原目标 3~5%）、着力推动具备条件的典型地区需 求侧响应能力达到最大用电负荷的 10%左右（原目标 5%左右，从前述欧洲案例可以看到， 这个目标是在可实现范围内的）。另一方面提到，要充分利用电动汽车储能资源，全面推广 智能有序充电，研究完善电动汽车充电分时电价政策，推动电动汽车参与电力系统互动。

我国需求侧充电桩响应、大工业等负荷管理灵活性资源具备可观空间。从理论潜力来看， 根据能源局数据，我们以中国夏季、冬季典型日负荷曲线估算，峰谷差约 21~23%，峰平 负荷差约 9~10%，平谷负荷差约 13~16%，其中在工业大省 24 小时负荷曲线相对更为平 坦，而三产大省午高峰晚深谷特征更加突出，需求侧灵活性资源尚有空间可以挖掘。

1. 充电桩：随着中国新能源电动车保有量快速提升，供需灵活性资源将自然增长。电动 车充电是推高我国电力需求和最高负荷的一股新力量。电动车充电作为一种频率和同 时率较为规律的电力需求形式（以上海为例，根据 NRDC 统计，2022 年接近 40%的 新能源私家车每周充电一次，接近 30%的私家车每周充电两次，平均数为每周充电 1.8 次；此外，新能源出租车充电时间分布在中午 11~16 点较为平均，同时充电率接近 6%， 而新能源私家车在晚间 22 点同时充电率达到 14%），通过分时电价、有序用电等机制 引导可以改变电动车充电时段分布，从而为电力系统贡献可观的需求侧向上和向下灵 活性。我们以新能源车保有量、充电频率、同时充电率和充电桩功率进行估算，预计 2025/30 年我国新能源车同时充电带动的电力负荷为 53GW/208GW，单年增长分别 15GW/42GW，这部分电力负荷通过有效的电价机制有望成为电力需求侧灵活性资源。 若分时电价机制引导充电同时率进一步提升，则有望进一步使得灵活性资源量增长。

2. 大工业：中国较海外更高的二产用电占比带来更为客观的工业负荷灵活性资源潜力。 与海外发达国家相比，我国二产用电占比更为突出（以 2023 年为例占全部用电量的 66%，vs 欧美国家一般至多 30~45%），其中四大高耗能产业占工业用电比重达到 41% （有色、黑色、化工、建材分别贡献 13%、11%、10%、7%），而二产高耗能企业具 备较强的电价敏感度，因此通过有效的电价信号引导工业负荷率调节有望带动可观的 工业负荷灵活性潜力。根据 RMI 统计分析，在政策、技术、补贴等理想条件下，各主要工业产业的负荷管理响应潜力约为其最大负荷的纺织行业~35%、电解铝~22%、钢 铁~20%、水泥/玻璃/设备 20%+；此外根据电科院，商业楼宇暖通空调设备、照明设 备等也可提供约为其最高负荷的 25%的负荷管理潜力。目前由于缺乏可持续的商业模 式和经济激励、工业生产设备信息化程度不足、技术标准缺失等，工业侧灵活性资源 开发尚不充分且较难以计量。我们基于政策目标估算，若我国负荷管理（需求侧响应） 2025/27/30 年分别达到最大负荷的 3%/5%/10%，对应灵活性资源总量释放 2025/30 年累计 46GW/187GW，单年新增量 17GW/37GW。

从成本角度来说，充电桩优势最为明显，工业负荷调节成本取决于响应维持时长。一般电 力负荷管理的成本包含初始技术投资、响应者机会成本、组织者实施成本。对于电动汽车 而言，充电桩一般都已具备基本测量和通信功能，无额外初始技术投资成本，且有序充电 仅通过影响用户行为实现无机会成本，若通过第三方聚合商进行响应管理，根据 NRDC 数 据，我们假设组织者实施成本为聚合商平台建设成本约 500 元/桩几乎可以忽略不计，我们 按私家车慢充 7kW 功率、每周调峰 0.5 次计算对应度电成本仅 0.03 元/度，对于营运车高 频快充来说度电成本可能更低。若采用 V2G 充电桩价格，则单桩价格为是普通充电桩的 2-3 倍，根据 RMI 目前来看 V2G 仍在试点应用阶段，具备 V2G 功能的充电桩仅占全部的 0.025%， 我们预计成本相对较低的有序充电模式将是现阶段充电桩负荷管理的主要形式。对于工业 负荷而言，我们假设适应负荷侧响应所需的生产设备信息化、自动化及智能化改造成本根据 RMI 和 NRDC 在 200~400 元/kw 之间，基于单次调峰响应时长 0.5~4 小时不等，对应调 峰成本是0.1~0.8元/度之间，可见工业负荷响应的成本主要取决于调峰行为可维持的时间， 而这进一步取决于工业负荷本身的生产工序特征，以及生产安全、生产质量等因素对工业 负荷变化的外部约束，此外工业负荷灵活性响应较长的前后准备和恢复时间（根据 RMI， 需要 0.5~1hr，对应 2~3%的变负荷率）也使得工业灵活性更适合中时、长时而无法满足短 时灵活性需求。我们以电解铝和钢铁为例：

1. 以电解铝为例，根据 RMI，电解铝负荷包括主要生产负荷（占电解铝总负荷的 75~90%， 其中铝电解槽占生产负荷的 80%，是负荷主要来源）、安全保障负荷（3~10%）和辅助 生产负荷（5~10%）。电解铝生产在持续稳定电流供应条件下一般是维持 95~98%负荷 率的连续过程，采用冰晶石—氧化铝融盐电解法，通入直流电后在 950℃-970℃下在电 解槽内的两极上进行电化学反应。在经由整流器晶闸管（灵活性在 40%，此外在成本、 节能降碳、安全性能等方面具备优势）替代二极管（灵活性在 10%）改造后，电解槽 可以通过调节整流器输出端的电压或输入功率来调整负荷，从而提供系统灵活性。由于 生产原铝过程中的铝还原电池热惯性较大，维持时间通常能达数十小时，因此电源功率 的瞬时变化对铝还原电池的热平衡影响很小，短期中断铝还原槽生产不会使冰晶石凝固。 因此，根据 RMI 电解铝理论上可以提供持续 2hr、深度 20-30%的负荷侧灵活性能力。

2. 电炉钢工艺亦可提供一定的灵活性，根据 RMI，钢铁负荷主要包括生产负荷（占总负 荷的 65~75%，其中主要负荷为电炉和轧钢，分别占生产负荷的 40%和 15%）、辅助生 产负荷（5-10%）、安全保障负荷（10-15%）。而我国常用的高炉冶金工艺中的高炉和 转炉以煤和副产焦炉煤气为能量源，占总电力负荷比例并不显著。其中，轧钢属于持续 冲击型负荷，负荷的大小与受到轧制的钢板的型号影响显著，通过电价等信号调整生产 计划、实现错峰生产，实现小时级的灵活性响应。而电炉属于间歇冲击型负荷，加热运 行过程中以恒定挡位功率运行，在完成加热任务后会中断送电，电弧炉在不使得融化金 属重新冷却的前提下可以中断生产启停调节约 30 分钟（根据 RMI）。由于废钢熔点 1530 度，远高于铝的 660 度，且装置热惯性低，供电中断后钢水比铝水更容易冷凝，因此 电炉钢负荷可进行启停灵活性调节的时间会短于铝电解槽。 实际情况中，工业负荷的调动可能还需考虑设备损耗、排班变化等隐性成本，实际负荷响 应的成本可能高于、资源量可能低于我们的估算。