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?隨著能源結構清潔化轉型的持續推進，以及負荷側波動性的增加，電力系統的平衡特征和方式正在發生深刻變化，維持系統平衡的難度不斷加大，系統調節資源缺乏的問題日益凸顯。
“十三五”期間，我國新能源發電裝機規模保持快速增長，電力系統的靈活性建設則相對滯后，源網荷各環節的調節能力有待進一步提升。“十四五”期間，新能源裝機規模快速增長和負荷峰谷差持續拉大將成為趨勢，應進一步提高電力系統調節能力建設，滿足經濟社會發展和能源轉型的需求。
煤電靈活性改造方面，截至2019年年底，“三北”地區約5800萬千瓦機組完成靈活性改造，不到規劃目標的30%。天然氣發電方面，“十三五”期間天然氣發電裝機增長緩慢，新增燃氣電站主要分布在價格承受能力較強的北京、上海、江蘇、浙江和廣東等地。抽水蓄能方面，截至2019年年底，我國抽水蓄能裝機規模達3029萬千瓦，占電源總裝機的1.5%，比規劃目標低900萬千瓦。
“十三五”是電網跨省跨區送電通道建設高峰期。截至2019年年底，全國跨省跨區輸電能力達2.6億千瓦，預計到2020年年底達2.8億千瓦，基本實現國家規劃目標。我國現行電力市場交易主要以送受端政府間“網對網”框架協議為基礎，跨省跨區清潔能源消納常面臨受端市場對外來電曲線和價格的高要求。雙方關于調峰需求難以達成一致，跨省區跨通道運行曲線存在較大優化空間。
“十三五”期間，我國需求響應取得了較大進展，但目前需求側響應主要以“削峰”為主，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定時段，轉移負荷“填谷”能力不足。實時電價機制尚未建立，現行峰谷電價存在價差和峰谷時段劃分調整不及時等問題，難以充分引導用電行為。
“十四五”我國電力需求將持續增加，預計2025年全社會用電量將達9.8萬億千瓦時，對電源建設仍有較大需求。同時，隨著我國進入新發展階段，產業結構由中低端向中高端提升是長期趨勢，我國用電側峰谷差將隨之擴大，對調節性電源建設的需求將持續增加。
新能源發電具有隨機性和波動性，多呈現“反調峰特性”。新能源機組大規模替代常規發電機組使電力系統總體慣量不斷減小，容易影響全網頻率穩定和電壓穩定。此外，在技術標準、操作規范、運行經驗等方面，國內核電機組還無法參與系統調峰，未來核電的發展將給電網帶來更大調峰壓力。
“十四五”電力市場化改革的重點之一就是公平公正地維護市場體系中各個主體的市場利益，促進靈活性資源的效益在電力系統中得到充分體現和利用。
混合所有制改革將為靈活調節資源發展注入活力。“十四五”期間，電力企業不再是電力系統靈活性資源投資的唯一主體，煤電靈活性改造、抽水蓄能等靈活性資源將吸引更多社會資本和各類市場主體投資。
從電源側來看，與電網間實現友好發展是新能源技術的趨勢。一方面，新能源發電功率預測正向高精度、高分辨率、中長期時間尺度方向發展，將降低新能源出力預測的不確定性給電網運行帶來的風險；另一方面，虛擬同步機技術能模擬同步發電機的有功調頻及無功調壓等特性，增加系統慣性，提升風電、光伏發電上網的穩定性。
從電網側來看，柔性直流輸電、靈活交流輸電等技術能夠實現電力系統功率快速、靈活調節，提高電力系統穩定性，解決送端電壓波動、受端頻率系數降低和換相失敗等問題；大電網調度控制技術將提高系統運行信息的全面性、快速性和準確性，提高新能源全網統一消納水平。
從需求側來看，數字技術與需求側管理深度融合，一方面可以優化存量資源，通過改變傳統“以下達指令”為主的調控模式提升需求側響應的質量；另一方面可以挖掘增量資源，通過聚合用戶側新能源汽車和分布式儲能并實施有序管理，使海量的分散式資源也能參與電力系統調節。
3、多方面入手讓未來電力系統更靈活
結合我國經濟社會發展需求和能源轉型的趨勢，未來提升電力系統調節能力應從哪些方面入手？
一是提高煤電機組靈活調節能力。對于存量機組，持續推進靈活性改造，推進“十三五”規劃明確的、尚未完成改造的煤電機組在“十四五”期間加快改造，其他煤電機組能改盡改。
二是加快開發抽水蓄能電站。重點推動目前已開工的抽水蓄能項目投產運行，盡早發揮系統調節作用；考慮把有條件改造的水電站建成混合式抽水蓄能電站，作為常規抽水蓄能電站的有益補充。
三是氣價承受能力強、煤電建設受控的負荷中心持續加大氣電建設力度。華北、華東地區在滿足電力增長和用熱需求的基礎上，提供一定的調峰支援。
“十四五”期間應加強電網統一調度，促進靈活性資源在全國范圍內實現優化配置，在送端地區調節能力不足時及時優化調整送電曲線。
東北和西北地區需求側響應的重點是高載能產業。高載能負荷對電價的敏感度高，具備較大靈活運行的空間。“三華”地區需求側響應的重點是新能源汽車等分布式能源，合理的價格信號可以吸引海量的分布式能源用戶參與系統調節。
另一層面，需要在源網荷儲協同發展層面開展布局優化和市場建設，并深化研究靈活性資源效益形成機制，為電力系統調節能力建設提供保障。
一是各利益相關方共同承擔系統為滿足新能源高效利用所增加的系統成本。為配合新能源波動而附加的靈活性資源成本顯著上升，建議根據“誰受益，誰承擔”原則，合理分攤新能源接入后所增加的系統成本。
二是建立煤電靈活性改造的配套機制。因地制宜推廣成熟的改造技術，建立適應市場化進程的煤電機組調峰補償機制和調峰輔助服務成本分攤機制。
三是完善跨省跨區調峰輔助服務市場機制。建立健全對資源優化配置發揮決定性作用的電力市場體系，持續推動跨省跨區調峰輔助服務市場機制建設，打破省間壁壘，更好地發揮“大電網、大市場”作用。
四是引導用戶側資源參與調節。明確政府、電力企業、用戶責任，形成用戶側資源利用的頂層設計和相關規范，完善基礎設施建設，提升用戶側資源管理水平；加大對實時需求響應的支持力度，鼓勵引導大工業用戶參與實時需求響應改造。
五是鞏固完善抽水蓄能電站“兩部制”價格形成機制。將容量電費納入電力市場輔助服務費用并向用戶側疏導，將電量電費通過電能量市場回收。
六是運用數字化技術推動源網荷儲協調運行。統籌加強源網荷儲大數據建設，基于統一平臺實現源網荷儲各環節數據與數字化技術廣泛共享，通過虛擬電廠、基于車聯網的綠電交易等激發電力用戶在調峰等方面的潛力，推動各方共同提升電力系統調節能力。
