1、储能灵活性资源主要为抽水蓄能和电化学储能。水电发展“十三五”规划(2016 - 2020 年)中指出，“十三五” 期间全国新开工抽水蓄能电站 6000 万千瓦左右，2020 年抽水蓄能装机容量达到 4000 万千瓦 28。然而，此前规划兴建的 6000 万千瓦抽水蓄能电站至今仍有大部分未能完成。截至 2018 年底，中国抽水蓄能装机容量为2999 万千瓦，仅占当年电源总装机的 1.6%29。累计的储能装机中，电化学储能容量 107.3 万千瓦，其他储能容量 23.7 万千瓦。目前，中国已经在张家口、内蒙古等地开展了多个电源侧大型新能源与储能联合的示范项目。项目具备风、光、储联合发电七种组态运行

2、方式，通过可再生能源加储能，实现功率波动小于 5%/10min，计划跟踪偏差小于 3%，AVC 合格率大于 95%，可以达到一定的平滑出力、削峰填谷以及电网调频调压目的。近些年，中国部分地区为了解决尖峰时段电力短缺问题已经开始在电网侧建设储能项目。2017 年 9 月，江苏镇江 3 台燃煤机组退役，补缺口的 2 台燃气机组无法按计划建成投运，因此采用了建设电网侧储能“充电宝” 的方式来填补夏季用电高峰时段的电力缺口，最大限度地保障生产和生活用电。虽然储能成本还比较高，但在时间紧、任务重、新建电源来不及的情况下，采用建设储能的方式既可以保障尖峰短时用电需求，同时也可以减少煤电装机需求，并提高全系

3、统运行效率。中国目前开展的电力交易以省间中长期交易为主，不能准确实时地反映市场中灵活性资源的需求量和价格。目前新疆、甘肃、内蒙古、吉林等多个省份通过低于上网电价的交易价格开展新能源与火电打捆、发电权置换等方式向外输送新能源电量，一定程度上缓解了弃风弃光问题。但是这种电力中长期交易时间尺度大、跨度长，交易通常按月进行，容易出现新能源出力预测与实际发电不符的现象，不能在价格和时间上更准确地体现消纳新能源所需要的灵活性。国外的许多电力市场将交易时间频率提高到了五分钟，通过实时新能源发电监测，对实时电力价格进行最佳预测，从而降低电力市场的总运行成本，也更适合整合高渗透率的可再生能源。现有的“三公”电力

4、调度机制不再适应能源转型下的电力系统需要。电网调度机构主要以年、月、周、日为周期制定电力运行计划，优化日前、日内和实时调度运行的潜力还没有充分挖掘，而风电、光伏发电的大规模接入，极大增加了日内调度计划调整的频次和工作量，需要优化调度运行、提高风光消纳的技术手段和管理措施 30。完善的电力市场机制可以进一步释放灵活调节能力，并减少新建煤电机组需求，提升可再生能源消纳水平。中国电力辅助服务包括调频、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等多个品种，但目前在市场建设初期，各地主要围绕调峰、部分地区辅以调频开展辅助服务市场建设。目前较为成熟的是调峰辅助服务市场和调频辅助服务市场。国外成熟的电力市场一般通过现

5、货市场中的实时平衡市场或平衡机制实现调峰。通过实时电价变化自然引导发电企业主动参与调峰，这一过程在能量市场出清中完成。为了增强电力系统的灵活性，减小峰谷负荷差，中国在 2006年提出了一种新的电力辅助服务产品“调峰”。在中国，用电高峰时需要投入在正常运行以外的发电机组以满足需求，这是常规调峰。传统的调峰手段主要分水电机组调峰和火电机组调峰两大类。一般火电机组最小出力为额定出力的 70%，燃气电厂最小出力为额定出力的 50%。系统的调峰是调频之外的向上与向下的出力变化(15 分钟到小时级)，以保持系统的实时平衡。而深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力、发电机组超过基本调峰范围

6、进行调峰的一种运行方式。深度调峰的负荷范围通常低于电厂锅炉的最低稳燃负荷。在 2016 年，东北电力辅助服务市场专项改革试点方案、东北电力辅助服务市场运营规则(试行)陆续颁布，将火电深度调峰(即火电出力调节到额定出力 50% 以下)定义为“有偿调峰服务”。东北调峰辅助服务市场自 2014 年建成以来运行良好，华东、华北、西北调峰辅助服务市场已进入试运行，并推出了深度调峰辅助服务激励燃煤热电联产机组灵活运行。与 2016 年相比，2017 年东北地区的可再生能源发电量增长了22%，而装机容量仅增长了 2%，说明深度调峰辅助服务市场机制的建立实现了一定预期效果。2018 年，东北区域常态新挖掘火电

7、调峰潜力400 万千瓦以上，全网风电受益电量共计179 亿千瓦时，有效促进了风电消纳，缓解了东北电力系统低谷调峰困难局面，促进了电力系统安全稳定运行。中国将有偿调峰均纳入辅助服务市场是基于电力现货市场还没有建立完善的现状，深度调峰实际上是由燃煤发电机组提供的，却又需要所有电源分摊费用，这并没有体现市场的激励机制。同时，煤电机组增减出力的响应时间较长、爬坡速率较慢，难以充分满足系统灵活性的需求，需要引入新型的灵活性爬坡产品来应对系统需求。因此，完善辅助服务市场建设是改革过渡期推动系统灵活性提升的重要举措，而在未来竞争性电力市场中，有偿调峰应逐渐退出辅助服务市场，由于波动性可再生能源带来的系统可靠

8、性不足和灵活性不足可以通过电网经济调度、辅助服务市场的新产品来弥补。现有的五年期电力规划没有同步配置灵活性资源，一定程度上制约了能源转型下的可再生能源发展。依照电力发展“十三五”规划，“十三五”期间中国风电新增投产 0.79 亿千瓦以上，太阳能发电新增投产 0.68 亿千瓦以上，至 2020 年全国风电装机达到 2.1 亿千瓦以上，太阳能发电装机达到 1.1 亿千瓦以上 31。但是这种定量规划与电力行业所处的发展阶段并不相符。截至 2018 年底，风电已基本完成“十三五”规划装机目标;光伏发电经过 2017 年的爆发式增长后，也于 2018 年初完成了“十三五”规划目标。电源规划没有及时配套规

9、划输电通道和灵活电源，最终造成可再生能源基地不得不面临“弃风弃光”和煤机停运的局面，在一定程度上灵活性资源的缺乏拖缓了可再生能源发展进程。现有的电力规划没有实现电源侧、电网侧和用户侧的统一，没有整合分析灵活性资源现状和供需能力，不能够适应高比例可再生能源发展的需要。在目前中国的电力规划中，电源侧的灵活性资源配置落后于可再生能源的发展速度;电网侧需要继续完善配电网络接入分布式可再生能源的就地消纳利用，强化省际间电网联络，打破壁垒，最大化利用富余资源;用户侧需要挖掘需求响应资源，直接或间接削减负荷，以维持系统可靠性，增强实时系统灵活性。总体来说，“源网荷储”多时间尺度、多维度的一体化、协调化的“灵

10、活性平衡” 规划，必须成为未来的电力规划思路，以满足高比例可再生能源并网对系统灵活性的需求，进而促进电力系统成功转型。火电灵活性改造包括运行灵活性和燃料灵活性，如图 2-1 所示。运行灵活性主要是指深度调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力，其中深度调峰能力是指火电机组具有较大的变负荷范围(具体技术路径见附录)，对于热电机组是指通过热电解耦减少高峰热负荷时机组出力的能力。燃料灵活性是指使用适应力强的煤种，掺烧生物质例如秸秆、木屑等。中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造成了系统难以完全适应新形势要求，大型机组难以发挥节能高效的优势，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电用热矛盾突出。为实现中国提出的非化石能源消费比重目标，保障电力安全供应和民生用热需求，需着力提高电力系统的调节能力及运行效率。政府从负荷侧、电网侧、电源侧多措并举，提供政策指导和支持(见表 2-4)，重点增强系统灵活性、适应性，破解可再生能源消纳难题，推进绿色电力发展。