研究背景与目标
高比例新能源并网导致电源端出力可控性降低，威胁电力系统安全可靠运行，推动对灵活性资源的需求快速攀升。东部负荷中心（江苏、浙江、安徽、福建、上海）作为我国经济最发达、能源需求最集中的区域之一，电力系统的低碳转型尤为关键。研究旨在分析东部负荷中心地区低碳电力保供和灵活性资源的潜力，研究支撑该类资源发展的配套机制。
东部负荷中心电力供需情况分析
- 电力系统概况：东部区域电源结构多样化，包括风、光、水、火、核电等，调度口径火电装机占比50%，清洁能源装机近45%。区域电网以长三角都市群为中心，呈网格状受端大电网格局，2024年最高用电负荷超4.2亿千瓦。
- 电力市场建设现状：五省市均已建立中长期、日前、实时电能量市场，并开展辅助服务市场交易。省间市场包括中长期、调峰、备用、富余新能源消纳互济和富余需求侧可调节资源互济市场。
- 区域供需形势分析：区域内供需偏紧，电力电量存在15%~20%的缺口，各省市的跨省电力交换需求大，外来电受入规模较高。清洁电源转型加速，系统调峰及备用压力逐步增大。
东部负荷中心低碳保供与灵活性资源潜力分析
- 低碳灵活性资源现状与调用机制：研究三大类资源，包括需求侧资源、抽水蓄能电站和网侧新型储能。各省市已基本建立需求侧响应资源库，预计2021-2025年的末期，需求侧灵活资源量可达到年最大负荷5%以上。抽蓄电站调用受投资主体比例和现状容量电费疏导方式限制，暂未参与省间市场交易。网侧新型储能在各省市已有市场化调用规则，且允许参与省间市场。
- 低碳保供与灵活性资源需求优化模型：以系统总成本最小为优化目标，统筹优化东部负荷中心电力低碳保供所需的新能源、新型储能、需求侧响应、省间电力互济和煤电等资源规划容量。
东部负荷中心低碳保供与灵活性资源发展路径研究
- 基准场景分析：以2030年和2035年煤电等规划装机为边界，测算结果显示，2025年、2030年、2035年需求侧资源容量需求分别达到最大负荷值的5%、6%、8%。
- 加速场景分析：在基准场景基础上，按百分比等差减少2030年和2035年煤电规划装机作为边界，结果显示，2030年最小煤电容量需求为基准值的94%，2035年为95%。煤电装机预计在2027年（对数增长）或2028年（线性增长）达峰。
- 敏感性分析：
- 跨区输电容量受限：新型储能可以替代一部分跨区输电容量的保供作用。
- 新型储能成本下降：随着新型储能成本下降，其对跨区输电容量的等效替代能力提升，但替代作用呈现边际递减效应。
- 煤电容量前置建设：煤电容量前置场景下，2025年东部区域对风电、光伏和新型储能的容量需求减少，2030年、2035年煤电装机减少，风电光伏装机和新型储能容量需求快速增加，但新型储能对煤电的容量等效比上升。
- 低碳保供与灵活性资源发展路径：建议审慎核准新建煤电，结合各类灵活资源建设核准规模、商运调用及成本下降趋势，寻求经济、稳妥的灵活资源保供替代方案，重点发展需求侧可调节负荷资源。
东部负荷中心低碳保供与灵活性资源配套政策与机制分析
- 政策机制现状：区域省间电力市场已形成较完整的规则体系，国家能源局华东监管局发布《协同推进长三角省市间电力互济交易工作方案》，完善富余发电资源、备用调峰辅助服务、新能源消纳和需求侧可调节资源跨省互济。
- 实施难点与应对策略：提出统一资源评估标准、完善费用疏导机制、促进市场价格信号真实反映灵活性资源的价值、建立抽蓄省间协调互济交易方案与利益共享机制等应对策略。
结论及建议
- 资源建设层面：审慎核准新建煤电，重点发展需求侧可调节负荷资源，新型储能可延缓保供电源和跨区输电容量的建设需求。
- 市场机制层面：提高灵活性资源参与省间富余需求侧可调节资源互济交易和新能源消纳互济交易的自主选择性，推动电力保供成本权责对等疏导分摊，促进市场价格信号真实反映灵活性资源的价值，建立以市场化交易为主要配置手段的抽蓄省间协调互济交易方案与利益共享机制。
