中国储能网讯：建设新型电力系统是实现“双碳”目标、构建新型能源体系的必由之路。随着新能源规模化发展，电动汽车、新型储能、大型数据中心等新型负荷不断涌现，新型电力系统源荷双重波动叠加风险快速攀升，亟须强化灵活性资源建设，以确保电力实时供需平衡和系统安全稳定运行。当前，灵活性资源发展在政策、市场、资源建设等方面仍存在诸多问题，需要多措并举，系统挖掘源网荷储各环节灵活性资源，支撑电力系统绿色低碳转型和高质量发展。
2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议首次提出构建新型电力系统，明确了电力绿色低碳转型的方向。2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，提出新型电力系统的五大特征，即清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同和灵活智能。其中，灵活智能旨在应对强波动性、随机性新能源高比例接入时，给电力供需平衡带来的严峻挑战。灵活性资源是新型电力系统建设的重要组成部分，也是传统电力系统向新型电力系统转型过程中，确保系统平稳过渡的关键。当前，我国灵活性资源建设缺乏系统性和协同性，迫切需要从政策、市场等多角度协同发力，激活源网荷储各环节资源潜力，全面提升电力系统灵活性，支撑新能源高效利用和电力系统安全稳定运行。
一、电力系统灵活性资源发展现状
电力系统的灵活性是指在一定时间尺度下，电力系统通过优化调配各类可用资源，以一定的成本适应发电、电网及负荷随机变化的能力[1]。在新能源规模化发展的背景下，提升电力系统灵活性已成为普遍共识。我国从政策机制、基础设施、技术创新等方面积极推动灵活性资源发展，并取得了显著进展。
（一）电力系统灵活性资源建设支持政策日臻完善
我国电力行业正加快绿色低碳转型进程，电力系统的形态结构和运行特性将发生深刻变化。在此背景下，国家从战略规划、市场机制、专项政策等方面出台了一系列文件，支持灵活性资源建设，引导电力系统平稳转型发展。在战略层面，新型电力系统建设是实现碳达峰碳中和目标的重要举措，灵活性资源在新型电力系统中的定位和作用至关重要。2021年，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》明确将建设新型电力系统作为能源绿色低碳转型行动之一，着重强调大力提升电力系统综合调节能力。在规划层面，《“十四五”现代能源体系规划》从电源侧、电网侧、负荷侧均提出要增强系统灵活性，并提出了电力协调运行能力的量化目标，即，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%—5%。在市场层面，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》等文件从不同维度强化电力市场建设，推动电力市场不断完善，并明确新型储能、虚拟电厂等主体地位，以体现灵活调节性资源的市场价值。在专项政策层面，国家相关能源主管部门针对源网荷储各环节均出台了支持政策，包括推动煤电灵活性改造、提升电网优化配置可再生能源能力、推进新型储能建设、挖掘需求侧灵活性资源等，着力激活各类型灵活调节资源，支撑新能源大规模高比例发展。
（二）源网荷储各环节灵活性资源建设水平不断提高
电力系统灵活性资源分布在源网荷储各个环节。其中，源侧以常规电源为主，包括具备调节能力的煤电、气电、大型水电等；网侧充分利用我国大电网优势，发挥跨省跨区互济能力，实现灵活调节资源在更大范围优化配置；负荷侧既包括传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷等，也包括电动汽车、虚拟电厂等新型负荷；储能侧包括抽水蓄能、新型储能等多种储能方式。近年来，各类灵活性资源建设不断推进，电力系统调节能力不断增强。
在电源侧，煤电灵活性是电力系统灵活性的重要组成部分，“十三五”以来，我国启动煤电灵活性改造工作，煤电机组最小发电出力从50%至60%额定容量可降至35%以下，部分机组甚至可低至20%。截至2022年底，煤电灵活性改造规模累计约2.57亿千瓦[2]。气电和水电也是我国重要的灵活调节电源，具有启停快、运行灵活等特点。截至2023年底，全国气电装机容量达到1.25亿千瓦，主要分布在长三角、珠三角和京津等地区，以热电联产机组为主、调峰机组为辅。我国水电装机位居全球首位，大型水电基地多采用一库多级或多库多级开发模式，可形成多年、年度、季度等不同时间尺度的调节能力。此外，水风光一体化开发模式也逐渐成为挖掘水电灵活性、促进新能源消纳的重要途径。
在电网侧，电网基础设施建设稳步推进，跨省跨区输电通道加速建设，为电力系统灵活调节奠定了坚实基础。截至2023年底，我国已建成“18交20直”38项特高压工程，全国电网220千伏及以上变电设备容量共54.02亿千伏安。省间电力交易规模稳步扩大，2023年全国省间交易电量合计11589.4亿千瓦时，有效促进电力资源在全国范围内的优化配置。
在负荷侧，随着居民消费水平和终端电气化率持续提高，电力负荷峰谷差不断拉大，负荷波动性显著增强。市场机制、价格机制等激励措施，能够激发需求侧灵活调节潜力，引导用户优化用电行为。相较于电源侧、电网侧等环节，挖掘需求侧资源潜力以提高电力系统灵活性是更为经济的选择。地方和企业积极推动电力需求响应发展，引导电力负荷削峰填谷，促进电力供需平衡和新能源消纳。截至2022年底，全国已有二十余个省市出台了需求响应实施细则，国网公司经营区培育需求响应资源库超4700万千瓦，南网公司经营区需求响应能力超1100万千瓦[3]。
在储能侧，抽水蓄能是最为成熟的长时储能技术，具备容量大、经济性好等特点，是电力系统中广泛应用的储能方式。截至2023年底，我国已建抽蓄装机规模达5000万千瓦、核准与开工规模达到1.6亿千瓦左右。新型储能以锂离子电池为主，近年来装机规模不断扩大，具有建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势。截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。
（三）数字技术与灵活性资源建设加速融合
当下，云计算、大数据、人工智能等数字技术正与电力领域深度融合，并在电力系统的各个环节得到广泛应用。借助数字技术能够实现对电力生产、传输、使用、存储和转换的全方位感知、数字化管理、精益化运维以及智能化决策，进而提升电力系统的运行效率和灵活性。在负荷方面，许多地区已借助数字化技术实现需求侧资源的聚合、协调、优化，形成规模化调节能力，为电力系统的安全运行提供支撑。例如，国网冀北电力公司打造的虚拟电厂，通过大数据和人工智能进行数据分析与挖掘，实现了用户资源聚合优化调控、交易结算、运营综合分析等功能。在系统运行方面，源网荷储一体化是新型电力系统的关键运行模式，而推动各环节数据要素高效流通，是助力源网荷储深度融合、多元主体优化运行的重要举措。全国多地已开展相关探索实践，例如湖南基于5G技术实现分布式光伏及园区用电数据高效采集，打造了园区源网荷储互动调控示范站，实现园区微网源网荷储互动调控的智能化与智慧化，提高了能量协同管控的精度与效率。
二、灵活性资源发展面临的问题挑战
新型电力系统建设加速推进，对灵活性资源建设的要求也不断提高，然而当前灵活性资源的发展仍难以满足新型电力系统发展的阶段性要求，主要存在系统性规划缺失、建设进度滞后、存量资源挖掘不充分、市场价格机制不完善四个方面的问题。
（一）灵活性资源建设缺乏系统性统筹规划
当前，国家和地方层面均出台了一些支持政策以推动灵活性资源的发展，但总体上缺乏统筹协调与全局谋划。从总量来看，无论是国家能源电力的总体规划还是专项规划，均对各类电源的装机设定了发展目标，但对于系统灵活性资源的建设目标，缺乏系统研究与统筹规划。随着新型电力系统建设进程不断推进，灵活性资源的地位将愈加重要，亟须从顶层设计角度对灵活性资源发展方向给予明确指导。从布局来看，全国各地资源禀赋不同、电源结构和负荷特性各异，对不同时间尺度的灵活性资源需求也各有不同。而目前各地的电力规划中，并未充分考虑灵活性资源的布局配置。从类型来看，源网荷储不同环节的电力系统灵活性资源挖潜空间、建设条件、资源特性、成本效益等都具有显著差异，对于不同类型灵活性资源的发展规划、建设进展、调度运行等缺乏统筹衔接，不利于各类型灵活性资源的价值最大化。
（二）灵活性资源建设滞后于新型电力系统建设需要
随着新能源装机迅速增长，负荷特性加速演化，电网季节性尖峰负荷持续攀升、新能源消纳问题日益突出、电力电量双缺现象频发，电力供需矛盾日益突出。灵活性资源建设是应对电力供需周期性紧张、确保电力供应平稳有序的重要手段。而当前，我国灵活性资源建设落后于风电、光伏发电等随机性、波动性的电源。“十三五”时期，我国煤电灵活性改造目标为2.2亿千瓦，而实际落地不到6000万千瓦，仅完成26%。相比之下，风电并网装机增长了70%，光伏装机容量增加了1.5倍，均超额完成“十三五”规划目标要求。“十四五”以来，新能源持续快速增长，据相关机构预测，2024年或将完成2030年12亿千瓦的装机目标。而根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》，到2030年抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦，其增长速度难以匹配新能源快速发展需要。现阶段，各地均不同程度出现新能源利用率下降的现象，未来新能源渗透率进一步加速提高，更多地区、更多时段面临的系统调控运行压力将不断增加。
（三）存量灵活性资源潜力尚未充分挖掘
当前，我国存量灵活性资源以电源侧为主，电网侧、负荷侧、储能侧的潜力尚未充分挖掘。电网侧，电力系统运行方式尚未从“源随荷动”向“源荷互动”转变。在跨省跨区电力互济方面，省间中长期交易以年度交易为主，而随着波动性电源占比不断提升、极端天气广发频发等因素影响，各地电力供需形势变化较快，现有的省间交易模式难以支撑小时级或更短时间尺度的灵活性需要。负荷侧，灵活性资源种类多样、潜力空间大，但由于资源较为分散、单体规模小，尚未形成规模化的调节能力。同时，目前各地需求响应以邀约型为主，仅在迎峰度夏、用电高峰期等电力供需紧张的情况下启动需求响应，并未形成常态化机制，不利于需求侧资源的持续培育和激励引导。在储能侧，当前电化学储能发展处于加速扩张期，但储能应用情况仍不理想。根据中国电力企业联合会发布的《2023年度电化学储能电站安全信息统计数据》，2023年，电化学储能平均利用率指数仅为27%，且在各场景下储能利用率差异明显，其中新能源配储利用率最低，仅为17%。
（四）灵活性资源市场和价格机制尚不健全
科学合理的市场机制和价格机制有助于引导电力资源有效配置，从而促进新能源消纳和电力的安全保供。但当前我国的电力市场机制和价格机制仍不完善，难以充分体现灵活性资源的价值。以负荷侧为例，各地的虚拟电厂等新型主体快速成长，但新型主体参与电力市场的机制不健全、参与市场的程度不足。虚拟电厂大多通过邀约型需求响应方式获取收益，在参与电力中长期市场、现货市场等方面交易规则不完善、交易品种较单一。此外，零售市场的峰谷电价存在价差和峰谷时段划分调整不及时等问题，导致批发侧电价难以及时传导至零售侧，使得用户对电力供需形势变化的感知明显滞后。
三、对策建议
构建新型电力系统是一场战略性、系统性、全局性变革，从长期看，为实现新型电力系统建设需要，适应新能源规模化发展的要求，亟需高度重视、提早谋划，大力推动源网荷储各环节灵活性资源统筹建设和合理布局，为新型电力系统建设运行提供坚实支撑。
（一）加强政策引导，强化电力系统灵活性资源系统布局
国家层面，建议由政府主导，企业、研究机构等广泛参与，针对新型电力系统不同发展阶段，科学研判不同时间尺度的灵活性需求，全方位提升电力系统灵活性。同时，在能源电力规划中，明确灵活性资源发展定位，将灵活性资源建设目标作为规划发展目标，加快各类灵活性资源开发建设。综合考虑技术、经济、安全等因素，推动源网荷储各环节灵活性资源协同优化和统筹衔接。地方层面，结合各地资源禀赋、负荷特性、电网架构等实际情况，动态评估近中远期本地电力系统灵活性资源需求，合理规划、配置不同类型灵活性资源，不断提高本地电力系统安全稳定运行能力。
（二）完善市场机制，推动灵活性资源常态化参与市场运行
随着电力市场建设不断推进，特别是在新能源加速全面进入市场交易、各类新型主体加速涌现的情况下，要进一步推动电力市场体系中各组成部分优化。持续完善电力中长期市场，持续缩短交易周期、提升交易频次，丰富交易品种，推动连续开市交易成为常态，提高交易灵活性，满足多主体参与市场后对高频次交易的需求。加快电力现货市场建设，强化中长期市场与现货市场的衔接，推动更多具备条件的试点省份从试运行转入连续运行，并根据市场运行情况进入正式运行。健全电力辅助服务市场，不断丰富适应可再生电力高频波动的爬坡、备用等辅助服务交易品种。此外，不断增强各类负荷聚合商、售电公司、综合能源服务公司等服务机构专业性和服务能力，进一步推动用户可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车等新型主体，通过代理聚合形式广泛参与各类电力市场交易。
（三）完善价格机制，充分释放灵活性资源价值
分时电价是引导电力用户优化用电行为的重要价格机制，随着新能源快速发展、电力供需形势加速转变，需持续完善分时电价机制，充分发挥电价信号作用，引导用户削峰填谷，提升电力系统运行效率。进一步提高峰谷时段划分的科学性，在零售市场中，优化零售套餐制定，推动批发市场与零售市场价格及时有效传导，准确反应短周期内的电力供需形势。同时，为激励灵活性资源投资建设，需持续完善容量电价机制，加快出台覆盖新型主体的容量补偿机制，结合具体尖峰负荷曲线形态、电源结构等系统特性，合理核算调节性新型主体的容量价值。
（四）强化模式创新，培育需求侧资源新业态
优化电力系统运行模式，积极推动源网荷储一体化、风光水火储一体化发展，并参与电力系统运行调节，提升分布式电源就地消纳能力和新能源基地整体调节性能。充分发挥经营主体活力和潜力，激发需求侧新业态新模式，广泛聚合分布式电源、可调节负荷、用户侧储能等资源打造虚拟电厂，强化对虚拟电厂的培育，鼓励引导更多中小微企业参与虚拟电厂建设运营。鼓励各地发挥财政资金引导作用，对建设运营虚拟电厂相关经营主体给予一定财政资金支持，并积极拓宽虚拟电厂投融资渠道，引入多元化资本，促进虚拟电厂商业模式创新，为虚拟电厂业态培育提供重要动能。
