西北：全環(huán)節(jié)挖掘潛力，完善價格政策與市場機制
靈活調節(jié)資源，即短期內能快速響應電力系統(tǒng)中的負荷變化、提供或吸收系統(tǒng)的功率負荷的資源，這種資源存在于源網荷儲各個環(huán)節(jié)，如發(fā)電側的煤電、電網側的大型輸電通道、負荷側的充電設施和電動汽車、儲側的傳統(tǒng)抽水蓄能和電化學新型儲能。
西北地區(qū)的靈活調節(jié)資源主要包括火電、水電、電化學儲能及可調節(jié)負荷。截至2023年4月，西北電網火電靈活性改造規(guī)模已達9617萬千瓦，并將力爭在2025年實現(xiàn)公網主力火電機組平均深調能力達到25%。水電的長周期和日內調節(jié)能力穩(wěn)定，“豐年送、枯年購”策略可平抑龍頭水庫上游來水近50%的數(shù)量波動，水電日均調整480萬千瓦，相當于10臺60萬千瓦的火電機組同時深度調峰。電化學儲能裝機2110萬千瓦，西北全網儲能最大放電電力可達771萬千瓦、最大充電電力947萬千瓦。就可調節(jié)負荷而言，已接入電動汽車、充電樁、高載能負荷等1300萬千瓦。
當前，西北地區(qū)的靈活調節(jié)能力提升在電源側、電網側和負荷側仍面臨一些挑戰(zhàn)。第一，電源側成本偏高、挖掘不足。常規(guī)火電靈活性改造推進滯后。30萬—60萬千瓦純凝汽式火電機組最小穩(wěn)定出力由50%降至30%的單位千瓦改造成本在125元/千瓦左右，按單位千瓦靈活性調節(jié)容量折算為625元/千瓦，大型熱電廠改造成本為444元/千瓦。電化學儲能建設一次性投入大，抽蓄等靈活調節(jié)電源建設緩慢，存在成本疏導和生態(tài)環(huán)境風險，且清潔能源可提供的靈活性資源存在較強的不確定性，導致靈活性資源供應結構問題突出。第二，電網側的靈活調節(jié)資源種類少、技術要求高，跨區(qū)域輸電通道靈活調節(jié)能力及互濟不足?，F(xiàn)行調度模式普遍遵循分調度區(qū)獨立的原則，未能充分發(fā)揮大電網資源優(yōu)化配置作用。特高壓直流通道一定程度上參與受端區(qū)域調峰，但調節(jié)頻次和幅度基本固定，且基本不考慮送端調峰需求。第三，負荷側實施規(guī)模偏小，實現(xiàn)方式單一，需求側響應沒有完全激活?，F(xiàn)行峰谷電價難以充分引導用電行為，且需求側響應基礎設施仍未全面普及，虛擬電廠等新型用能和調節(jié)方式尚處于試點階段，電力市場資金有限，負荷資源和發(fā)電資源形成零和博弈，不利于激勵整個系統(tǒng)的靈活性提升。
要解決這些問題，可從兩個方面入手。一方面，從源網荷儲四端挖掘拓展靈活性資源的調節(jié)潛力。電源側推進煤電靈活性改造，加快建設抽蓄，優(yōu)化流域梯級水電調度的同時，適當發(fā)展光熱電站，發(fā)揮其發(fā)電兼具儲能的作用，引導新能源積極參與調節(jié)，綜合考慮技術經濟性，合理確定新能源利用率目標;電網側規(guī)劃跨省跨區(qū)輸電通道，探索直流輸電通道多階梯運行，加強送受端省份對接協(xié)作;負荷側發(fā)展自動需求響應、負荷聚集等技術，提升大工業(yè)高載能負荷靈活性，推動電動汽車納入調節(jié)，因地制宜發(fā)展多元負荷;儲能側根據(jù)系統(tǒng)需要合理定位儲能發(fā)展方向，多元化推進儲能技術研發(fā)應用，優(yōu)化儲能布局場景，合理確定發(fā)展規(guī)模、設施布局、接入范圍和建設時序。另一方面，完善交易機制和價格政策，調節(jié)市場主體參與靈活性調節(jié)的積極性。針對源網荷儲各環(huán)節(jié)，分別完善容量補償機制、跨省跨區(qū)電能交易機制、需求側響應的成本疏導機制、面向抽蓄和新型儲能的容量補償與市場參與機制;針對不同市場交易品種，在輔助服務市場完善對提供短時靈活性資源的補償和激勵機制，在現(xiàn)貨市場開展更靈活的市場交易、允許更短期的交易時間尺度等，在容量市場中，激勵市場主體投資建設長時間尺度靈活性資源。
廣東：短期靠水火，長期實現(xiàn)多元資源優(yōu)化
廣東省靈活調節(jié)資源的分布情況與西北存在一定差別。電源側包括煤電、氣電、抽水蓄能電站等資源，在較長時間內將作為提升電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力的主要手段。其中，煤電提升效果稍弱，但成本優(yōu)勢明顯;而氣電啟?？?、負荷適應性強、運行靈活，但成本較高。電網側的智能變電站覆蓋率達到80%，智能電網調度控制系統(tǒng)實現(xiàn)了對95%以上電力設備的實時監(jiān)控;與周邊省區(qū)的電力互聯(lián)互通能力不斷提升，清潔能源占比達到60%;2024年投產、新開工和前期預備的新型儲能項目總裝機規(guī)模超過23吉瓦。用戶側分布式光伏裝機容量超過1500萬千瓦，年發(fā)電量超100億千瓦時，可聚合形成規(guī)?；{節(jié)能力，作為獨立經營主體參與市場交易;2021年還啟動了日前邀約、可中斷負荷和直控型可調節(jié)負荷競爭性配置等需求響應。儲能側已投運抽蓄總裝機容量約900萬千瓦，每年可提供約80億千瓦時的調峰電量，2025年梅蓄二期投產后，將共提供約1200萬千瓦的調節(jié)能力;獨立儲能迎來加速發(fā)展，備案項目一般儲能時長為2小時。
預測在2025年，廣東省的靈活調節(jié)需求將呈現(xiàn)調峰需求增加、快速響應需求提升、輔助服務需求擴大、需求側響應規(guī)模擴大、區(qū)域電力交換增加等特點。該省提升靈活調節(jié)能力主要存在五大挑戰(zhàn)：一是春節(jié)期間調峰困難;二是汛期調峰困難;三是臺風、寒潮等特殊天氣系統(tǒng)調節(jié)困難;四是局部時段西電超計劃送電給省內系統(tǒng)安全運行控制帶來壓力;五是未來省內新能源消納存在困難。
作為我國經濟強省與西電東送受端，廣東在靈活調節(jié)性資源發(fā)展方面具備優(yōu)勢，但也面臨挑戰(zhàn)。電力市場起步早、市場化程度高，靈活調節(jié)性資源類型多樣，但發(fā)展缺少系統(tǒng)性規(guī)劃且價值評估體系不夠完整，現(xiàn)階段系統(tǒng)優(yōu)化配置能力有所欠缺，需在源網荷儲四個環(huán)節(jié)同時發(fā)力，進一步挖掘靈活調節(jié)能力。
實施路徑可分為兩個階段。第一個階段是2025-2030年。主要依靠煤電靈活性改造、新建抽水蓄能，輔以新型儲能發(fā)展、發(fā)揮用戶側資源應用等措施提升系統(tǒng)靈活調節(jié)能力。第二個階段是2030-2035年。隨著風光滲透率進一步提高，短時間尺度和長時間尺度靈活調節(jié)性凸顯，發(fā)揮氣電作用、擴大抽蓄應用、深化煤電靈活性改造、實現(xiàn)需求側儲能規(guī)?；瘧?、發(fā)展電動汽車與電網V2G技術、通過多元化資源的協(xié)調優(yōu)化提升系統(tǒng)靈活調節(jié)能力。
全國：多措并舉提升靈活調節(jié)能力
基于西北和廣東靈活調節(jié)能力提升的研究分析，結合全國其他地區(qū)的實踐，本文對貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局文件要求，提升全國靈活調節(jié)能力的方向和措施提出五個方面的建議。
1、加強靈活調節(jié)能力規(guī)劃布局
科學測算需求：結合新能源增長規(guī)模和利用率目標，精準測算不同地區(qū)、不同時間段的調節(jié)能力需求，明確新增煤電靈活性改造、氣電、水電、抽水蓄能、新型儲能、光熱、友好型新能源、電網側和負荷側調節(jié)能力的具體規(guī)模。
統(tǒng)籌資源建設：將調節(jié)能力建設方案納入能源電力發(fā)展規(guī)劃并編制建設方案，合理優(yōu)化各類調節(jié)資源的建設目標、布局和時序，加強調節(jié)能力規(guī)模與新能源發(fā)展的銜接。
優(yōu)化電源結構：統(tǒng)籌各類電源規(guī)模和布局，確?？煽堪l(fā)電能力滿足電力電量平衡需要，并留有合理的裕度;增強常規(guī)電源調節(jié)支撐能力，如新建煤電機組全部實現(xiàn)靈活性改造，存量煤電機組靈活性改造應改盡改;大力支持流域龍頭水庫電站建設，推進流域水電擴機增容等靈活性提升改造;積極布局系統(tǒng)友好型新能源電站，因地制宜建設光熱電站，鼓勵生物質發(fā)電發(fā)揮調節(jié)能力。
提升電網配置能力：加快跨省跨區(qū)輸電通道建設，建立跨省跨區(qū)備用共享機制，提高電力應急供應能力。充分考慮區(qū)域間、省間電力供需互補情況，合理提出區(qū)域間、省間調節(jié)資源優(yōu)化配置方案，優(yōu)化運行方式，健全跨省跨區(qū)市場機制，實現(xiàn)各類調節(jié)資源的共享調配。
大力發(fā)展儲能：在合理規(guī)劃發(fā)展抽水蓄能電站的同時，科學安排新型儲能發(fā)展規(guī)模，加快實現(xiàn)其規(guī)?；瘧?，并完善調用和市場化運行機制;在電網關鍵節(jié)點、電網末端科學布局新型儲能，提高電網靈活調節(jié)能力和穩(wěn)定運行水平;推動長時電儲能、氫儲能、熱(冷)儲能技術應用，結合應用場景構建儲能多元融合發(fā)展模式。
激發(fā)需求側響應：開展典型地區(qū)高比例需求側響應，依托新型電力負荷管理系統(tǒng)促進供需協(xié)同運營;推動工業(yè)負荷、空調負荷、用戶側儲能及分布式電源、電動汽車等多元用戶資源參與需求響應，推動其參與系統(tǒng)靈活調節(jié)運行，減少系統(tǒng)峰谷差;建立需求側靈活調節(jié)資源庫，優(yōu)化調度運行機制，完善市場和價格機制，充分激發(fā)需求側響應活力。
2、提升靈活調節(jié)資源調用水平
完善分級調度：立足現(xiàn)行調度體系，結合各類調節(jié)資源功能定位，科學確定調度關系，強化各級調度優(yōu)化銜接，嚴格按照“三公”原則實施調度和“兩個細則”考核管理。
明確調用序位：綜合考慮系統(tǒng)需要、調度安全性、調節(jié)經濟性等因素，研究提出各類調節(jié)資源的合理調用序位表，明確資源調用原則、優(yōu)先級等，盡量減少主力煤電機組頻繁深度調峰、日內啟停調峰。
創(chuàng)新調用手段：制定并完善新型儲能調度運行細則，在新能源消納困難時段優(yōu)先調度新型儲能，實現(xiàn)日內應調盡調。同時，建立需求側靈活調節(jié)資源庫，制定需求側資源常態(tài)化參與系統(tǒng)調節(jié)方案。
3、完善靈活調節(jié)資源參與市場機制
建立市場體系：完善體現(xiàn)靈活調節(jié)價值的市場體系和價格機制，使新型儲能及各類調節(jié)資源具有獨立市場主體地位，合理設置峰谷價差，完善輔助服務市場總體費用及分攤辦法，開展容量補償試點，推動新能源參與電力市場交易。
豐富輔助服務品種：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，完善區(qū)域級輔助服務市場，鼓勵建立區(qū)域內負荷側可調節(jié)資源的跨省調用和交易機制。
優(yōu)化市場出清模型：加強市場組織能力，投入算力確保電力市場高效運轉，提高市場出清精細化水平，借鑒典型市場建立輔助服務市場與能量市場聯(lián)合出清的方式，實現(xiàn)兩個市場整體成本的最小化。
4、加強靈活調節(jié)能力經濟性評估
開展長周期測算：基于電力市場供需形勢、市場電價水平、系統(tǒng)凈負荷曲線等，開展長周期仿真測算，評估調節(jié)能力經濟性和對電價水平的影響，為調節(jié)能力的建設與優(yōu)化提供經濟依據(jù)。
動態(tài)評估與調整：定期對已投運的調節(jié)資源如抽水蓄能電站、新型儲能等的調用情況進行評估，確保其充分發(fā)揮系統(tǒng)調節(jié)能力。同時，根據(jù)評估結果和市場變化，及時調整調節(jié)資源的建設規(guī)模、布局和時序。
5、強化靈活調節(jié)資源建設和調用情況監(jiān)管
明確監(jiān)管責任：明確能源主管部門、能源監(jiān)管部門、電力調度機構等在靈活調節(jié)資源建設和調用監(jiān)管中的職責，建立協(xié)同監(jiān)管機制，確保各項政策措施落實到位。
加強過程監(jiān)管：對調節(jié)資源的規(guī)劃、建設、并網接入等全過程進行監(jiān)管，確保項目按照規(guī)劃要求和標準規(guī)范實施，及時發(fā)現(xiàn)和解決建設過程中出現(xiàn)的問題。
強化調用監(jiān)管：監(jiān)督電力調度機構嚴格按照調用序位表和市場交易結果進行資源調度，確保各類調節(jié)資源公平、合理、高效地參與系統(tǒng)調節(jié)，防止出現(xiàn)調度不公、資源閑置或過度調用等問題。
