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电力系统调节将从“义务劳动”走向“稀缺商品”
以火电灵活性改造、抽水蓄能电站建设为代表的电力系统调节能力，今后将不再是“义务劳动”或“赔钱的生意”，而将以稀缺商品的身份登上电力市场的舞台。这是2018年3月23日，由国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（简称《指导意见》）所传递出的强烈信号。
近年来，“三弃”问题引发社会关注。在绿色清洁能源替代传统化石能源的趋势已成定局的当下，清洁能源消纳依然是能源发展面临的最突出的矛盾。
作为我国电力系统调节能力的第一份产业政策性文件，《指导意见》直指清洁能源消纳顽疾。“其意义在于首次赋予了调节能力在电力市场中的商品属性，强调用市场的手段解决我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实问题。”该业内人士指出，通过提高电力系统的调节能力及运行效率，保障电力安全供应和民生用热需求，实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标。
该业内人士认为，《指导意见》的出台对新能源未来的高质量发展具有重要的导向作用。一方面，《指导意见》将调节能力参与主体扩展至整个电力系统而非单一侧面。从“加快推进电源侧调节能力提升”到“科学优化电网建设”，从“提升电力用户侧灵活性”到“加强电网调度的灵活性”，《指导意见》覆盖负荷侧、电源侧、电网侧，多措并举增强系统灵活性、适应性；另一方面，用市场的手段提升电力系统调节能力是《指导意见》释放出的强烈信号。《指导意见》明确，要建立健全支撑体系，从电力辅助服务补偿（市场）机制、鼓励社会资本参与电力系统调节能力提升工程、加快推进电力市场建设、建立电力系统调节能力提升标准体系等方面予以推进。
激发调节能力将成为电力市场化改革所要关注的一个新的角度。由辅助服务过渡到电力现货市场，无疑是提升电力系统调节能力的一个重要支撑。通过现货交易的方式体现电力灵活调节的价值，这也是发达国家通用的方式。另外，在电改试点先行区，调节能力所激发出的新的业态已经呈现。如广东地区将储能电池用于系统调峰，高峰时电池充电获取调峰收益，其他时段释放电量实现售电收益。未来，新的业态、新的技术还将层出不穷。
业内人士相信，这不是简单的零和游戏，通过调节能力的提升，可以创造更大的社会福利，当调节能力得到最大限度的释放提升后，电力系统便可以在更大规模上实现新能源的消纳。
记者注意到，《指导意见》将“推动新型储能技术发展与应用”作为推进电源侧调节能力提升的三大方式之一，与“实施火电灵活性提升工程”、“推进各类灵活调节电源建设并行”二者并列，给予了储能技术突破与应用的高度重视，并对其发展路径做以具体阐述。
“电力系统调节能力建设将是一个长期的过程，关键还是电源结构的整体优化。”业内人士表示，虽然提升系统调节能力当前最大的关注点在火电灵活性改造、抽水蓄能建设方面，但需求侧管理、电动汽车、储能技术的发展都需要加速推进。具有足够强大的电力系统调节能力，才能支撑起我国中长期能源转型的目标。
新能源未来或将成主导能源
国家电网公司曾在2010年举行新能源与智能电网协调发展研讨会，创新性提出新能源与智能电网协调发展协调度指标，并运用该指标体系，分析智能电网适应新能源发展的重点领域和优先次序。新能源并网发电也被列入课题。“当前，新能源尤其是风电、光伏迅猛发展的情况下，研究新能源与智能电网协调发展问题具有重要的现实意义，对于我国新能源发电并网、消纳以及智能电网建设都有较高的参考价值。”该业内人士认为。
通过我国与发达国家发电装机、发电量、能耗的对比，结合国内各省电价等相关数据，分析当前中国电力工业发展中存在的主要问题，建议利用接入费价格杠杆调整电源合理布局；加快特高压电网建设，提高电网跨大区资源配置能力；发展核电、风电等新能源发电，降低煤电比例；运用价格弹性，大力促进节能降耗；完善电价形成机制，使电价正确反映成本、调节市场需求，促进电力工业协调健康发展。
进入“十三五”中后期，能源低碳转型何去何从？业内人士认为，“规模化开发、集中式并网”是我国风电等可再生能源开发利用的主要模式。“十三五”后期是新能源由补充能源上升为替代能源乃至主导能源的过渡期，将以能源体制革命为中心，稳妥推进新能源高质量发展。我国能源技术创新需要多措并举，破解能源技术创新面临的问题。
可再生能源发电当前处于全面增量替代、部分地区存量替代阶段。2018年1～10月，我国非化石能源新增装机达0.65亿千瓦、占比73%，可再生能源新增0.61亿千瓦、占比68%，非水可再生能源新增0.54亿千瓦、占比60%。对于更长远的发展趋势，业内人士指出，风电、光伏等可再生能源在“十四五”或“后平价”时代，仍需要考虑产业健康、持续发展，降低成本还是发展方向。
“十四五”新能源产业将呈现出“源—网—荷—储”统筹考虑，协调发展。在发电侧，做好各类电源开发建设、运营管理，不断提高能力和水平；在电网侧，加强输电通道，推进送出工程与项目建设协同规划和推进；在用户侧，做好消纳和市场研究，使各类电源建得成、送得出、用得掉。
目前，我国煤电、核电、煤炭、油气、可再生能源和电网等领域已经形成了从研发、设计、制造、建设、运维到检测认证的具有较强国际竞争力的完整产业链，众多领域的科技创新工作已经或正在走向世界前沿。我国能源领域已形成具有较强国际竞争力的完整产业链，但与世界能源科技强国相比、与引领能源革命的要求相比，我国能源技术创新还有较大的差距。突出表现为：一是基础研究薄弱，氢能、燃料电池、碳排放等前沿技术和投入及研究有限，实现跨越式发展的技术储备不足；二是一些关键核心技术长期受制于人，燃气轮机及高温材料、海洋油气勘探开发等尖端技术长期被国外垄断；三是原创性成果不足，新能源、页岩气等新兴技术还是以引进消化吸收为主；四是创新环境有待进一步完善，科技创新与产业发展结合不够紧密，对创新的激励不足，科技对经济增长的贡献率还不够高。
为了有效破解能源技术创新面临的问题，国家发改委、国家能源局联合有关部门先后发布了《能源技术革命创新行动计划(2016～2030年)》、《能源发展“十三五”规划》等一系列文件，明确将高效太阳能利用、大型风电、氢能与燃料电池、生物质能、海洋能、地热能、先进储能、现代电网、能源互联网、节能与能效提升等领域作为“十三五”乃至中长期中国能源技术创新的主攻方向，提出了相关创新目标、重点任务和创新行动。
“未来，需要进一步优化布局，加快推动分布式光伏、分散式风电的开发建设，激励用户开发分布式新能源就地消纳，节约输配电投资；推进多能互补示范、微电网示范、可再生能源综合应用示范工程，完善相关标准和保障机制；开展新能源与储能技术结合的试点示范，提升系统运行效率。”该业内人士表示。
本文刊载于《中国电力企业管理》2019年03期，作者系本刊记者。
