隨著光伏的大量接入，電力系統爬坡需求快速增加，東北等部分省區(qū)爬坡能力不足風險已初步顯現。尤其是春秋季小負荷期間、抽水蓄能大規(guī)模投運前的系統爬坡缺口問題需要重點關注。從困難時段看，下午至傍晚光伏出力下降與負荷增長形成“剪刀差”導致爬坡需求大幅增加。從季節(jié)特性看，春秋小負荷期間煤電機組以小開機方式開機，能夠釋放的爬坡能力有限，而這一時期爬坡需求較大，兩者存在季節(jié)上的錯位。從關鍵年份看，根據國家相關規(guī)劃，抽水蓄能建成投產時間將主要集中在2027年之后，在此之前投產規(guī)模有限，難以發(fā)揮其調節(jié)能力強的優(yōu)勢。

　　針對光伏大規(guī)模發(fā)展背景下電力系統出現的爬坡不足問題，本文開展系統爬坡分析方法和爬坡供需態(tài)勢分析研究，并提出提升系統爬坡能力的相關建議，以及對加強電力系統調節(jié)能力建設的建議。

　　電力系統爬坡問題分析方法

　　爬坡速率和里程是表征瞬時和持續(xù)爬坡需求及能力的核心指標。爬坡是指為應對可再生能源發(fā)電波動等不確定因素帶來的系統凈負荷短時大幅變化，具備較強負荷調節(jié)速率的并網主體根據調度指令調整出力，以維持系統功率平衡所提供的服務，可分為上、下爬坡兩類。上爬坡需求難以滿足時可能引發(fā)切負荷或頻率越限等問題，下爬坡需求難以滿足時可能導致棄風棄光。本文針對系統瞬時和持續(xù)爬坡問題分別從爬坡速率和爬坡里程兩方面開展分析，其中爬坡速率需求是指凈負荷每分鐘變化的最大值，爬坡里程需求則是指凈負荷日內最大連續(xù)上升/下降值。

　　系統爬坡能力需基于各類型爬坡資源技術經濟特性開展分析。從爬坡速率和里程等調節(jié)性能看，電化學儲能和抽水蓄能普遍優(yōu)于煤電、氣電等火電電源，可調節(jié)水電枯水期的調節(jié)能力優(yōu)于豐水期;從調節(jié)成本看，煤電基本調峰和常規(guī)水電調節(jié)成本較低，氣電調峰次之，抽水蓄能與電化學儲能的成本取決于抽發(fā)電價差與轉換效率，煤電深度調峰成本較高。

　　各區(qū)域爬坡供需態(tài)勢分析

　　各區(qū)域理論最大爬坡能力均可滿足其爬坡需求，東北區(qū)域爬坡充裕度相對較小。華北區(qū)域爬坡速率需求為74萬千瓦/分鐘，爬坡里程需求約為1.04億千瓦，僅依靠煤電即可滿足爬坡速率和里程需求。分省(市、區(qū))來看，河北、山西等省份僅依靠煤電能滿足爬坡里程需求，其余各省份均需其他調節(jié)資源配合。華東區(qū)域爬坡速率需求為70萬千瓦/分鐘，爬坡里程需求為1.25億千瓦，僅依靠煤電即可滿足爬坡速率需求，但無法滿足爬坡里程需求，需其他資源配合。分省來看，上海、江蘇、浙江等省(市)僅依靠煤電難以滿足爬坡里程需求，爬坡充裕度相對較小。華中區(qū)域爬坡速率需求為51萬千瓦/分鐘，爬坡里程需求約為8164萬千瓦，僅依靠煤電即可滿足爬坡速率需求，與水電配合后，可滿足爬坡里程需求。分省(市、區(qū))來看，河南爬坡充裕度相對較小。東北區(qū)域爬坡速率需求為26萬千瓦/分鐘，爬坡里程需求為3458萬千瓦，從區(qū)域層面看，東北依靠煤電可滿足爬坡速率和里程需求。但分省(市、區(qū))來看，各省僅依靠煤電均難以滿足爬坡里程需求。其中蒙東即便考慮水電、儲能等資源，依然存在130萬千瓦的爬坡里程缺口。西北區(qū)域爬坡速率需求為70萬千瓦/分鐘，爬坡里程需求約為8589萬千瓦，僅依靠煤電即可滿足爬坡速率和里程需求。分省(市、區(qū))來看，甘肅、青海、寧夏等省(區(qū))僅依靠煤電難以滿足爬坡里程需求，需要其他調節(jié)資源配合。西南區(qū)域爬坡速率需求為21萬千瓦/分鐘，爬坡里程需求為3138萬千瓦，僅依靠水電即可滿足爬坡速率和里程需求。分省(市、區(qū))來看，重慶僅依靠水電難以滿足爬坡里程需求，爬坡充裕度相對較小。

　　但從實際運行情況看，理論最大爬坡能力與實際爬坡能力差距較大，各類型爬坡資源均存在受阻因素。2024年10月，東北區(qū)域風光同時快降，疊加負荷增長，使得東北區(qū)域上爬坡需求大幅增加。期間，東北區(qū)域火電、水電、儲能開機容量分別為5150萬、840萬、60萬千瓦，理論連續(xù)爬坡能力足以滿足爬坡需求。但由于火電機組在深調狀態(tài)下爬坡能力嚴重受限、水電/抽蓄/儲能快速全開滿發(fā)后無持續(xù)爬坡能力，導致實際爬坡能力不足引發(fā)東北電網頻率持續(xù)偏低。綜合分析，東北區(qū)域各類型爬坡資源存在如下受阻因素：

　　煤電方面，一是煤質不達標。低熱值煤種或含硫量超標燃料與機組設計值存在偏差，導致燃燒效率下降，影響煤電機組調節(jié)速率。二是輔助設備故障：磨煤機、鼓引風機等輔助設備故障，影響煤粉的充分燃燒，進而導致機組爬坡能力降低。三是深調運行。煤電機組運行處于深調狀態(tài)時，鍋爐蒸汽壓力、爐膛溫度等參數偏低，調節(jié)速率僅為理論值的60%~70%，部分機組爬坡能力僅為理論值的三成。四是高負荷率運行。部分機組受檢修方式安排影響停運，在運機組負荷率高，調節(jié)空間小，連續(xù)爬坡能力弱。

　　水電方面，一是單站逐臺開機時間限制。常規(guī)水電調節(jié)速率較快，但考慮單站逐臺開機的時間限制(約2~7分鐘/臺)，機組啟停時間是影響常規(guī)水電爬坡能力的主要因素之一。二是來水影響。在枯水期，水頭較低，到達死水位后無法開機，機組調節(jié)能力受限;在豐水期，受水庫汛期泄流、防洪調度要求，水電機組均需滿發(fā)運行，期間基本無調節(jié)能力。三是功能定位制約。部分水電主要功能定位為滿足城市用水、灌溉等需求，其出力計劃固定，調節(jié)能力較弱。四是小水電設備條件制約。受機組本身設備老化、技術條件等因素制約，部分10萬千瓦以下的小水電調節(jié)能力較差。

　　抽水蓄能方面，一是開機時間限制。與常規(guī)水電類似，抽水工況因靜止變頻器設備數量及設計工況限制，只具備逐臺拖動抽水條件，單臺機組從備用到發(fā)電需要6~8分鐘。二是運行狀態(tài)切換時間限制。抽蓄機組在工況轉換期間需經歷換相刀閘調整、變頻器啟動等啟機流程，每次狀態(tài)切換需3~5分鐘，影響機組實際調節(jié)能力。三是低負荷運行。抽水蓄能機組低負荷運行時處于振動區(qū)，對機組損害較大，為保障機組安全，單臺35萬千瓦抽蓄機組，一般只能運行在25萬~35萬千瓦區(qū)間，調節(jié)能力有限。

　　新型儲能方面，東北區(qū)域網側儲能較少，且價格機制尚不完善，經濟效益不好，較少進行調度。源側儲能服務新能源基地且分布較為分散，調度難度較大。目前東北地區(qū)新型儲能發(fā)揮作用較為有限，隨著獨立儲能規(guī)模增加和市場機制逐步完善，預計未來新型儲能可以發(fā)揮較好的爬坡作用。

　　網架約束方面，電磁環(huán)網制約和局部電網送出能力不足是制約各類型資源爬坡能力的共性受阻因素。吉林西部和蒙東中部地區(qū)存在網架受阻相對嚴重的斷面，使得各類型電源調節(jié)能力難以在全網發(fā)揮作用。

　　提升系統爬坡能力的相關建議

　　加強系統爬坡能力建設

　　常規(guī)資源建設方面，持續(xù)推動煤電靈活性改造，加強煤電機組深調運行時的安全性;在爬坡能力不足區(qū)域重點布局調峰氣電，提升系統快速啟停和爬坡能力;持續(xù)優(yōu)化水庫運用策略，提升多流域水能優(yōu)化利用水平;推動獨立儲能和服務系統需求的抽水蓄能電站規(guī)劃建設，提升網側調節(jié)能力。

　　網架結構補強方面，強化省間互濟能力，提升局部電網送出能力和資源優(yōu)化配置水平，為各類型資源爬坡能力在全網發(fā)揮作用創(chuàng)造條件。

　　新型主體挖潛方面，鼓勵虛擬電廠聚合分布式光伏、分散式風電、新型儲能、可調節(jié)負荷等資源，支持具備條件的工業(yè)園區(qū)等開展智能微電網建設，為電力系統提供靈活調節(jié)能力;引導新型主體公平承擔電網平衡及安全義務，發(fā)揮新型主體調節(jié)能力。

　　優(yōu)化系統爬坡資源管理

　　調度運行管理方面，加強火電性能管理，常態(tài)化開展火電機組爬坡性能測試，并對不達標者進行嚴肅考核和通報;完善系統爬坡能力監(jiān)視校核機制，建立調節(jié)資源動態(tài)數據庫，量化評估各類資源的爬坡速率、爬坡里程等調節(jié)能力指標，優(yōu)化調節(jié)資源調用;建立系統爬坡能力不足應急處置規(guī)范，并常態(tài)化開展專項應急演練。

　　市場價格機制方面，建立健全輔助服務市場體系，鼓勵各地區(qū)因地制宜設置備用、爬坡、轉動慣量等輔助服務品種，建立以調節(jié)效果為導向的市場機制;推動國家市場與省(區(qū)、市)/區(qū)域市場實現聯合運行，中長期交易、現貨和輔助服務市場實現高效銜接，全面提升調節(jié)資源的市場化配置成效;加強調節(jié)困難時段分時電價價差，引導用電企業(yè)抑制晚高峰用電需求，降低調節(jié)需求。

　　本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2025年7期，作者：孫廣增單位：國網能源研究院有限公司