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一、新發展階段系統調節面臨新挑戰
超短周期（毫秒至秒級）調節方面，新能源出力快速波動且頻率電壓耐受能力不足、穩定難度加大。風電、光伏采用電力電子裝備接入電網，大規模接入將使電力系統轉動慣量減小，降低系統抗擾動能力，導致系統故障時頻率、電壓波動加劇。此外，電力電子裝備本身抗干擾能力也弱于常規機電設備，系統故障時風電、光伏機組易大規模脫網，引發嚴重連鎖故障。
短周期（分鐘至小時級）調節方面，新能源短時出力隨機性和波動性易造成系統頻率和潮流控制困難。據統計，單個新能源場站小時級最大功率波動可達裝機容量的15%～25%，2小時最大波動可高達40%；考慮整體區域新能源功率波動率，以廣東為例，2小時最大波動仍可達20%～35%。高比例新能源接入電網后，常規電源不僅要跟蹤負荷變化，還要平衡新能源出力波動，大大增加了系統調節難度。
日內調節方面，新能源發電特性與用電負荷日特性匹配度差，增加系統調峰壓力。風電反調峰特性顯著，凌晨時系統負荷較低而風電出力處于較高水平，午時或晚間系統負荷較高而風電出力處于較低水平，導致系統凈負荷峰谷差增大，加劇系統調峰難度。以廣東海上風電為例，單個風電場反調峰深度可達50%，海上風電機群反調峰平均深度達22%。此外，在部分光伏滲透率較高地區，也出現了午間腰荷時段的調峰問題。
多日、周時間尺度調節方面，新能源發電“靠天吃飯”特征明顯，加大系統供需失衡風險。受氣象條件影響，新能源出力可能出現較長時間偏低的情況，如長時間陰雨天氣導致光伏出力持續偏低；臺風來襲時，風機會自動處于停轉順槳狀態以降低葉片受損風險；極寒天氣條件下，新能源設備耐受能力脆弱導致出力受限甚至停機。
二、多措并舉提升新型電力系統靈活性
（一）供給側
我國靈活性調節電源裝機占比不足6%，遠低于歐美國家水平。提高靈活性調節電源占比是提升新型電力系統靈活性的關鍵。
新型儲能響應速度最快可以達到毫秒級，持續放電時間在分鐘至小時級，充放電轉換較為靈活，適用于解決新能源短時波動性問題，提高新能源并網性能。超短周期調節方面，按照行業技術標準規定，新能源場站應滿足具備≥10%額定負荷調節能力的要求，若新能源場站按裝機容量的10%配置儲能，可從源頭解決新能源出力快速波動問題，提升系統一次調頻能力。短周期調節方面，為滿足平抑新能源分鐘至小時級最大波動幅度的要求，新能源場站宜按裝機容量的15%～20%配置儲能。
抽水蓄能技術經濟優勢明顯，可進行大規模能量充放，放電時間達小時及以上，適合長時間尺度電網調峰及電力平衡場景，根據庫容大小，可以發揮日內調峰甚至周調節作用。大力發展抽水蓄能，有助于解決新能源間歇性問題，提升系統調峰能力、系統安全性以及特殊天氣場景下電力供應保障能力。
煤電原則上具備秒級以上全時間尺度調節能力，通過煤電靈活性改造，可以進一步挖掘日內調峰能力。當前，煤電靈活性改造技術成熟、成本低、施工周期短，是短期提升系統靈活性的較優選擇。南方五省區具備改造條件的煤電裝機超過1億千瓦，全部改造完成后可增加1500萬千瓦以上的調峰能力，改造潛力大。
水電擴機主要通過對擁有調節水庫的已建水電站進行擴建，具有投資少、造價低、工期短的優點。南方區域瀾滄江、金沙江、烏江、紅水河等流域部分調節能力較好的水電站均具備擴機條件，積極推進水電擴機，不僅可以提高水能利用率，增強系統日內調峰能力，還有助于保障電網安全穩定運行，提高電力系統整體效率。
調峰氣電具有啟停速度快、運行靈活的優點，原則上同樣具備全時間尺度調節能力。但受碳減排目標、氣源供應和氣價高等影響，氣電發展空間相對有限。
（二）需求側
電力需求響應速度可達到秒級，具有優異的調節能力，是提升新型電力系統靈活性的強有力支撐。
電力負荷是最主要的需求側資源，可分為工業負荷、商業負荷及居民負荷。其中，工業負荷響應意愿取決于調節收益與生產成本增加間的權衡；商業負荷資源潛力較為可觀且靈活易控，是提升需求側靈活調節能力的基礎資源；居民負荷空間分布過于分散、控制難度大，目前仍缺乏關鍵技術和設備支撐，調節潛力有待挖掘。
用戶側儲能因其響應速度快、調控靈活的特點，可在促進新能源高效消納、增強用戶互動響應能力等方面發揮突出作用。此外，考慮氫能制備與存儲技術的更新突破，氫儲能未來有望以低成本的方式在需求側大規模應用，并通過電-氫間的靈活轉換進一步增強需求側多能互補能力。
電動汽車可視為移動式儲能裝置，是調節潛力巨大的需求側資源。
據統計，2020年全國電動汽車保有量400萬輛，按每輛28千瓦時計，電池儲能容量1.12億千瓦時。未來依托車網互動技術以及成熟的電動汽車儲能商業模式，可充分調動電動汽車儲能特性。
虛擬電廠通過協同控制的方式聚合電力負荷、用戶側儲能、電動汽車以及用戶側電源等需求側資源，以滿足內部用能需求、響應外部系統變化，使電力系統的需求側由傳統的“消費者”向“產消者”過渡，將是新型電力系統需求側資源整合的重要平臺。
我國需求響應尚處于試點階段，目前已在廣東、江蘇、上海等地試點推廣，2021年廣東開展市場化需求響應交易結算試運行，日最大響應容量達到100.7萬千瓦?？傮w而言，需求響應實施的范圍和規模仍較小，需求側可調節潛力亟待開發挖掘。近中期，按照需求響應規模達到最大用電負荷的5%左右考慮，南方五省區需求響應能力將超過1500萬千瓦。
（三）電網側
電網作為資源優化配置的支撐平臺，是提升新型電力系統靈活性的重要補充。通過建設跨省區電力互聯通道，提高存量輸電通道利用率，可進一步發揮跨省區電網互濟能力，擴大平衡區域范圍，實現時間和空間上的擴展和互補，一定程度上可減少因系統靈活性不足導致的棄能現象，同時也能有效解決新能源在多日、周時間尺度出力不穩定引起的供需失衡問題。
三、提升新型電力系統靈活性的相關建議
大力推動存量煤電靈活性改造。煤電在未來電能供給體系中將發揮兜底保障作用，建議加大力度推動具備改造條件的煤電機組“應改盡改”，同時加快完善輔助服務市場建設，明確補償機制，調動企業實施靈活性改造的積極性。
積極推廣應用“新能源+儲能”模式。加快建立新型儲能價格形成機制，推動“新能源+儲能”激勵機制落地，提高新能源發電企業配置儲能積極性。針對高比例新能源短時波動特性引起的系統穩定和電網安全問題，建議從源頭解決，按照新能源場站裝機容量15%～20%配置儲能。
統籌布局建設抽水蓄能電站。抽水蓄能電站建設周期較長，建議做好中長期抽水蓄能選點規劃和站址保護，優化抽水蓄能電站布局和投產時序，優先在新能源集中開發地區和負荷中心布局建設。推進大容量高水頭抽水蓄能機組科技創新，開展中小型、可變速抽水蓄能技術研究。
健全完善電力需求響應政策機制。通過峰谷電價、尖峰電價、可中斷負荷電價等電價政策引導需求側資源參與系統調節。遵循公平合理的原則，建立“誰受益、誰出資”的長效激勵機制，實現需求響應從臨時性、緊急性的舉措逐漸轉變為常態化調節手段。大力發展自動需求響應、負荷聚集、節約電力測量與驗證等關鍵技術，開展試點建設和應用示范，支撐需求響應推廣應用。
