广东灵活调节能力现状及提升路径分析
——《新型电力系统下广东灵活调节能力分析及提升举措》摘编
王雪辰/整理
（中能传媒能源安全新战略研究院）
在构建新型电力系统进程中，电力系统的运行特性发生了根本性的变化。新能源大规模接入电网，导致电力系统的灵活调节需求急剧攀升，传统电力系统的灵活调节能力主要依赖于火电、水电等常规电源的调峰调频功能，已经难以满足系统运行和调节需求。
广东是我国经济最发达的省份之一，也是能源消费大省，同时还是西电东送的受端省份，其新型电力系统建设具有典型意义，受到广泛关注。近年来，广东的新能源发展取得显著成绩。以海上风电和分布式光伏为代表的新能源大量接入电网，新能源出力的不确定性和波动性加大了系统压力和消纳难度；其他类型电源（煤电、气电）项目的规划和投建在确保电力供应的同时，也可能推高碳排放；广东电力负荷类型多样且受时间、季节、天气等多种因素影响，特性复杂，灵活调节资源在需求端仍有潜力可挖。广东将分两个阶段不断提升系统灵活性资源调节能力。
一、广东电力供需基本情况
近年来，广东新能源发展迅猛。其中，风电与光伏发电的发展尤为突出，不仅装机容量持续攀升，发电渗透率也显著提高。从2018年至2024年，广东新能源装机规模与发电量均呈现出显著的增长趋势。在装机规模方面，从2018年的586.9万千瓦逐步攀升至2024年的6212万千瓦，其占比也从5.10%提升至30%。同时，新能源发电量也在逐年增加，2018年发电量为83.8亿千瓦时，到2023年已达到501亿千瓦时，占比从1.30%上升至6.10%。2025年春节期间，广东新能源电力渗透率超过50%。
截至2024年6月底，广东电源装机2.054亿千瓦，同比增长15.3%，其中燃煤、燃气、生物质、水电、核电、蓄能（含储能）、风电、光伏、其他的装机容量占比分别为35.1%、21.1%、2.2%、4.6%、7.9%、4.9%、8.1%、15.6%、0.6%。截至2025年第一季度，广东累计发电装机容量达2.27亿千瓦，同比增长14.1%。广东发电装机电源类型涵盖传统与新兴能源，煤电、气电、水电、核电、风电、光伏、生物质发电、储能电源等多元互补。
作为国内最大的省级电网，2024年广东统调最高负荷达1.567亿千瓦，同比增长6.25%，稳居全国省级电网首位，也是全国首个用电负荷突破1.5亿千瓦的省级电网。广东电力负荷整体呈现“三峰三谷”的特点。三峰：早峰（约11时）、午峰（15—17时）、晚峰（19—20点）；三谷：凌晨（4—6时）、中午（12—13时）、下午（18—19时）。
二、广东灵活调节资源现状
（一）电源侧调节资源
煤电灵活性改造技术成熟、成本低、施工周期短，是短期提升系统灵活调节能力的较优选择。在能源转型初期，煤电机组仍是广东电力主力，其灵活性改造乃提升系统调节能力关键。截至2024年6月底，广东煤电装机规模7217.9万千瓦，占比35.1%。改造后的煤电机组可快速启停、深度调峰且在较宽的负荷范围内稳定运行。
燃气发电机组具有启停迅速、运行灵活等特点，启停速度远快于传统燃煤机组，能够迅速响应电网的需求变化。一是功率调节能力优异，可以在30%～100%的额定功率范围内连续调节，且爬坡速率高，可达每分钟额定容量的8%～12%；二是频率调节特性显著，能够快速响应电网频率的变化，提供一次调频和二次调频服务。广东是我国气电装机容量最大的省份，到2024年底统调燃气机组装机容量超5000万千瓦。省内燃气发电厂主要集中在珠江三角洲地区，包括广州、深圳、佛山、东莞、珠海等城市，这些地区经济发展迅速且电力需求量大，同时又接近LNG接收站和跨省天然气管道，易于获取天然气资源。
抽水蓄能作为一种大规模储能方式，具有启停时间短、调节速度快、工况转换灵活的特性。抽水蓄能调节速度快于部分储能技术，不仅可以调节电网电压，还可以通过对电网频率的调节来提高电网稳定性。此外，抽水蓄能凭借其快速灵活的运行特点，是承担电力系统紧急事故的备用容量。截至2024年6月底，广东抽水蓄能（含储能）装机容量1004.0万千瓦，占比4.9%。全省目前已投运的抽水蓄能电站总装机容量约900万千瓦，每年可提供约80亿千瓦时的调峰电量。
（二）电网侧调节资源
电网侧储能能够有效缓解局部电网压力，提高电网的稳定性。在平衡电网负荷方面，电网侧储能可以在负荷集中区域的用电高峰时释放电能，用电低谷时储存电能；在辅助服务方面，可以为电网提供调频、电压支撑等多种服务。电网侧主要通过独立储能、智能控制和西电东送来提升电网的灵活调节能力。
广东新型储能技术得到快速发展和应用。2024年广东省投产、新开工和前期预备的新型储能项目共43个，总装机规模超过23吉瓦时。截至2024年11月，广东新型储能装机规模达312万千瓦/492万千瓦时，已经大幅超过《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》设计要求。
智能电网技术具有信息化、自动化、互动化的特点。智能电网技术涵盖发电、输电、配电、用电等各个环节，实现了对整个电力系统的智能化管理。广东已建成覆盖全省的智能电网调度控制系统，实现了对95%以上电力设备的实时监控，智能变电站的覆盖率达到80%。
跨区域电力交换发挥跨省区电网互济能力，扩大平衡区域范围，实现时间和空间上的扩展和互补。一定程度上可减少因系统灵活调节能力不足导致的弃电现象，同时也能有效解决新能源由于多日、周时间尺度出力不稳定而导致的供需失衡问题。广东与周边省份的电力互联互通能力不断提升。
（三）用户侧调节资源
广东用户侧资源主要包括工业负荷、建筑负荷、电动汽车、分布式发电、分布式储能等。2024年，广东电网接入需求响应资源已超过最大负荷的5%，并推出灵活避峰需求响应，筛选完成负荷控制改造的用户作为响应储备，提升应对日内临时缺口的能力。预计到2025年，可参与需求响应的负荷规模可能达到1000万千瓦以上。
工业灵活调节资源主要有可转移与可削减负荷，工业负荷需求侧管理尚处探索示范阶段。建筑负荷主要包括工商业建筑、居民建筑等，智能家居和楼宇是需求响应的重要场景，可借智能控制系统远程操控、优化管理用电设备，根据电力系统需求自动调整用电行为。2024年1—10月，广东建筑业用电量87.12亿千瓦时，第三产业用电量1804.56亿千瓦时，同比增长9.62%，城乡居民生活用电量1358.02亿千瓦时，同比增长7.93%。
电动汽车主要凭借其移动储能特质同电网之间进行交互。南方电网公司探索V2G技术，利用电动汽车移动储能特性促进其与电网互动。2024年上半年广东电动汽车渗透率超50%。
工业园区和商业中心分布式发电可以实现能源的自给自足，提高能源利用效率，降低用电成本。2024年5月、6月广东储能项目备案数量共计318个，用户侧工商业储能居多。从2024年6月储能项目备案类型来看，用户侧（包含工商业/分布式）储能数量有166个，占比接近95%。国家能源局数据显示，2024年上半年，广东光伏发电新增光伏装机容量752.7万千瓦，累计光伏装机容量3274万千瓦。其中，工商业分布式光伏新增360.1万千瓦，位列全国第三。
（四）各类调节资源调节性能及经济性能比较
不同调节资源在性能、成本和配置要求等方面存在差异。单纯就经济性而言，煤电灵活性改造和需求侧资源成本较低，气电、抽水蓄能等资源投资成本高，而电化学储能尽管成本已降至较低水平，但受制于锂电池等短时储能技术持续放电能力不强及储能收益机制不完善，以电化学储能为代表的短时储能技术整体经济性不佳。此外绿氢、其他新型储能仍处于推广或试点阶段，技术成熟度不高。需要综合考虑各类调节资源特点和应用场景需求，因地制宜合理配置。
广东在电源侧、电网侧和用户侧都建立了多元化的灵活调节资源体系。然而，随着可再生能源占比的不断提高，未来仍需进一步扩大灵活调节资源的规模，并不断优化其局部调节能力。
三、广东灵活调节提升路径及具体举措
当前广东灵活调节能力整体未见明显短缺。长期来看，随着电气化提速，广东用电量持续维持较高增速。到2030年，广东用电量预计将突破1万亿千瓦时，如不采取措施，工作日调峰缺口约1000万千瓦。广东计划2025年可再生能源装机比重超35%，2030年将达45%左右。为应对其快速波动，预计2025年1分钟内快速响应需求或超1000万千瓦。电力市场化改革深入推进，预计2025年广东电力市场化交易电量占比超70%，调频、调压等辅助服务需求大增，2025年AGC调频容量需求或超500万千瓦。
在未来新能源大规模发展，系统灵活需求急剧增加的发展形势下，灵活调节资源能力不足仍将是广东新型电力系统建设的主要挑战。面对春节调峰、汛期调峰、特殊天气、西电东送影响和新能源消纳等诸多难题，广东仍需进一步挖掘其调节潜力。
在新型电力系统中，灵活调节能力需要被重新定义，其“能力”特征变得尤为重要，涉及的不仅是单一环节的优化，而是需要“源——网——荷——储”全方位的协同，共同提高系统整体的调节能力和充裕性。结合广东灵活调节资源禀赋条件及其功能定位，源侧在较长时间内仍将作为灵活调节能力的主要手段，需持续加强其能力建设；网侧亟待提升智能化手段，包括预测、监测、调控能力；荷侧将是重点挖掘领域，在系统平衡中发挥更大作用，潜力有待激发；储侧建设发展迅速，一般作为新能源发电的重要辅助设施，平滑新能源出力，作为新能源发展的重要支撑。
综合广东经济社会发展与新型电力系统建设推进情况，将广东系统灵活调节能力提升路径分为2025——2030年、2030——2035年两个发展阶段。
在2025——2030年这一发展阶段：
一是推动煤电灵活性改造。综合《新型电力系统发展蓝皮书》中新型电力系统建设“三步走”发展路径中对煤电机组发展规划和广东煤电发展实际情况，2025——2030年广东煤电定位为基荷电源，逐步向支撑性兼调节性电源转变，在2027年或稍后实现煤电装机、发电量和碳排放的“三达峰”。2025——2030年，广东可通过推动具备改造条件的煤电机组“应改尽改”、推动存量煤电机组灵活性改造、探索煤电机组深度调峰等举措，持续推动煤电灵活性改造，计划“十五五”内完成约3000万千瓦的煤电灵活性改造目标。
二是加快抽水蓄能建设发展速度。通过增强大容量高水头机组科技创新，研究中小型及可变速抽水蓄能技术，落实在建项目投产，力争2025年抽水蓄能装机超1000万千瓦，力争2030年末装机容量达1588万千瓦。
三是加强新型储能发展规划，加快项目布局。考虑“十五五”期间新增煤电和调峰气电规模，抽水蓄能建设提速及积极推动煤电灵活性改造等因素，2025——2030年广东新型储能整体建设规模有限，主要针对系统削峰填谷能力、顶峰支撑能力、新能源调节消纳能力等局部场景发挥作用，包括为局部断面提供顶峰支撑、提高暂态电压稳定性、改善电网末端电能质量和为新能源送出通道提供能量时移。
四是推动需求侧资源建设和应用。积极开发电动汽车调节资源；推动柔性负荷资源接入，积极开发智能空调调节资源；积极开发分布式光伏、风电等调节资源；完善负荷管理机制和标准，研究多元负荷市场化机制，促进柔性负荷参与需求侧主动调节。2030年，预计广东接入需求响应资源占最大负荷比例将超过10%，有序用电资源占最大负荷比例将超过50%，负荷控制能力占比同步提升。
在2030—2035年中长期发展阶段，广东电力系统因可再生能源渗透率攀升，灵活调节挑战加剧，需具备更系统、更强的短时间尺度（秒级到分钟级）和长时间尺度（小时级到天级）的调节能力。
一是发挥气电的重要作用。第一，加强燃气管网建设，加快建成应急调峰储气库；第二，加强天然气调度与电力调度协同，统一气量计划申报与电力市场出清时间，提高气量计划申请的准确性；第三，加快调峰气电项目建设，提升系统短时顶峰和深度调节能力；第四，严格把关供热机组审核流程，定期抽查供热机组热电比，动态调整机组供热资质；第五，探索并推动天然气发电与新能源因地制宜融合；第六，逐步提高气电的容量电价水平，合理回收气电固定成本；第七，提出适应新型电力系统的同台竞价机制，加强气电联动，实现一次能源价格有效向电力市场传导。整体来看，广东燃气项目投产带动全省发电用气量持续增长，到2030年，发电用气预计将达340亿立方米，超过广东省天然气消费量的60%。结合广东省内电源项目建设的实际进度，预测2035年气电运行规模约5600万～6800万千瓦。
二是扩大抽水蓄能的应用。2030——2035年，在前期规划和建设的基础上，更多的抽水蓄能电站将投入使用，2035年广东抽蓄装机总规模预计将达到1980万～2200万千瓦，相比2024年倍增。
三是深化煤电灵活性改造。在前期改造的基础上，煤电机组的灵活调节能力将进一步提升。通过先进的控制技术和运行策略，使煤电在保证效率的同时，能够更好地配合可再生能源的出力特性。“十五五”后，广东新增电力需求主要将由新能源满足，原则上不再新建煤电机组。届时煤电定位为系统调节性电源为主，基础保障性为辅。预计2030——2035年，煤电机组将加速完成存量机组灵活性改造，发电小时数稳步下降。
四是加大需求响应的规模化应用。随着系统对负荷的监测电压等级继续下沉，监测频度增加，实现分钟级的监控成为可能。广东电网接入更多可控用户，提升可控负荷，实现更高水平的有序用电，为灵活调节释放更多的需求侧资源。通过持续开发需求响应交易品种、设计差异化的收益机制、扩大需求响应补偿资金来源、拉大电力现货市场峰谷价差等措施，激励大规模的工业、商业和居民用户积极地参与到电力系统的调节中。
五是加大新型储能应用。新型储能与区域电力系统发展相结合，以需求为导向，分层分区布局，在区域内调节发挥更多作用。同时，在电力市场规则的不断优化下，独立储能将在新能源密集地区和负荷中心地区迎来更多发展机遇，并大幅提升区域灵活调节能力。要完善新型储能相关标准，提升并网设备质量与建模精度，探索构网型新型储能应用；优化完善新型储能运行调用机制，逐步建立健全新型储能参与现货市场及各类辅助服务市场规则，优先以市场化方式提升新型储能调用率；持续完善新型储能参与市场化交易机制，推动其市场化交易。
2030—2035年，广东将着力构建多元化、协同化的灵活调节资源体系。通过先进的能源管理系统和市场机制，实现气电、抽水蓄能、煤电、需求响应、储能和电动汽车等多种资源的优化配置和协调运行。
原标题：广东灵活调节能力现状及提升路径分析
