推动源网荷储灵活性资源协调发展
我国是能源消费大国，也是碳排放大国，电力行业占能源行业二氧化碳排放总量的42%左右。加快推进电力行业绿色低碳转型，破解日益增长的电力需求和环境约束之间的矛盾，关键之举在于构建新型电力系统。
构建新型电力系统面临多重挑战
从源的方面看，灵活性发电资源调节能力不足。近年来，我国可再生能源发展迅猛，其中风电、光伏增速最快。2010~2022年间，风电装机量年复合增长率达23.31%，光伏装机量年复合增速达84.27%；风电发电量年复合增速达25.5%，光伏发电量年复合增速达84.4%，发电量增速与装机量增速基本保持同步。然而，风光属于波动性很大的不稳定电源。构建新型电力系统面临的首要问题就是解决灵活性电源不足。可再生能源亟需灵活电源作为辅助，而水电（含抽水蓄能）和天然气是最佳灵活性调节资源，但受资源禀赋所限，发展规模均相对有限，目前只能依靠煤电灵活性改造。虽然煤电灵活性改造技术成熟，但存在机组灵活性改造后长期低负荷运行导致的安全性和经济性问题。
从网的方面看，跨区域输电通道不足及互济能力不足。可再生能源装机占比不断提高，但受气候影响大。伴随着新能源大基地陆续开工建设，西北地区新能源装机规模已超过煤电，反调峰特性突出，“夏丰冬枯、日盈夜亏”情况不断加剧，负荷高峰时期电力供需紧张；西南地区虽是世界上规模最大的水电基地，但具有年调节及以上能力的水电站比重低，跨季调节能力差，电力供需丰枯、峰谷矛盾长期存在。当前的跨区域输电通道以单向外送功能为主，双向互济能力偏弱。其中，西部地区作为“西电东送”大基地，除重庆、西藏之外，外送电量占发电量的比重均在20%以上。其次，可再生能源送出通道重载，电网承接能力不足。由于新能源时间上出力的不确定性和空间上装机分布的不均匀性，电网重要断面日内潮流变化剧烈、反转频繁，有可能导致一些通道重载、过载。
从荷的方面看，负荷侧资源参与调节的市场机制及基础设施不完善。一是辅助服务补偿力度小。辅助服务补偿费用偏低，现阶段我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的1.5%；成本向用户侧疏导不畅，辅助服务费用主要由发电企业分摊。二是提升系统调节能力的电价机制尚未形成。尚未形成促进新型储能发展的价格机制，电网侧替代性储能电价政策尚处于研究探索阶段；负荷侧资源主动参与调节积极性不高，通过价格信号调动需求侧资源的机制还未形成。三是负荷侧新能源微网和高可靠性数字配电系统发展缓慢，用户侧分布式电源与新型储能资源智能高效配置与运行优化控制水平尚有待提高。
从储的方面看，储能经济性与安全性不足。新能源电力间歇性、随机性、波动性的特征十分明显，因此储能成为新型电力系统的必要环节。但储能技术受制于经济性、安全性，商业化应用有待进一步开发。首先，当前储能成本较高，限制了其大规模推广应用。其次，当前储能容量普遍较小，难以满足大规模能源储存需求。再次，储能技术在能量转化和存储过程中存在一定的能量损失，限制了储能系统的综合效率。最后，部分储能技术存在一定的安全隐患。
多措并举推动新型电力系统建设
一要充分挖掘灵活性资源潜力。重点持续推进煤电灵活性改造，制定合理的成本疏导机制，提高煤电灵活性改造的经济性。未来，抽水蓄能电站、天然气发电、储能、电网互济需发挥更大的调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造，因地制宜发展天然气调峰电站，引导分布式能源微网积极主动参与系统调节；抓紧完善储能产业政策体系、健全投资回报机制、研发关键核心技术等。丰富电力需求侧产品种类，如鼓励负荷集成商将需求侧资源作为产品在容量市场、辅助服务市场、零售市场上参与竞价交易；挖掘需求侧响应能力，引导电动汽车有序充放电，发展多元灵活性负荷。
二要加快推进跨省跨区输电通道建设，提升电网互济能力。规划建设跨省跨区输电通道，提升资源大范围优化配置能力。充分利用邻近省区调节能力，提升地区整体的新能源消纳水平；建立送受端地区协作机制，最大程度发挥远距离大规模送电的效率效益。加快配电网改造和智能化升级。满足分布式电源、电动汽车充电设施、新型储能、数据中心等多元化负荷的灵活接入需求，推进新能源就地开发、就近消纳。优化调度运行机制，共享储能资源。构建多层次智能电力系统调度体系，电网统一调度“共享储能”，实现储能在不同场站间共享使用。
三要完善各类灵活调节资源相关市场机制。健全电力辅助服务市场机制，适当增加爬坡类、系统惯性等交易品种，满足系统不同时段的灵活需求；完善辅助服务补偿机制，加大补偿力度，有效引导企业提升系统调节能力。完善需求侧电价政策，激发需求侧资源参与系统调节的潜力；完善跨省跨区电能交易机制，促进跨省区电力通道能源互济；出台并完善面向新型储能的电价政策及市场化机制。丰富辅助服务参与者，如储能、配售电公司、微电网、虚拟电厂甚至独立电力用户。从电源侧、电网侧、用户侧多措并举，充分调动挖掘各类灵活性资源潜力，以系统最优的电力规划理念引导源网荷储灵活性资源协调发展。
四是突破支撑新型电力系统构建的重大技术。我国适应新能源消纳需要的电网调度运行新机制尚未建立，现有信息化手段不能充分满足新能源功率预测与控制、可控负荷与新能源互动等需要，多能协调控制技术、新能源实时调度技术、送电功率灵活调节技术等新能源消纳平衡技术亟待加强。建议进一步加强先进的发电预测及调度运行技术，提高新能源接入系统运行水平。积极研发高效率低成本可再生能源发电装备、大功率柔性输变电装备、长时储能、燃料电池、高温材料、关键元器件等支撑新型电力系统构建的技术、装备、材料，提高构建新型电力系统的技术支撑能力。
（作者单位：国网【北京】综合能源规划设计研究院）
我国是能源消费大国，也是碳排放大国，电力行业占能源行业二氧化碳排放总量的42%左右。加快推进电力行业绿色低碳转型，破解日益增长的电力需求和环境约束之间的矛盾，关键之举在于构建新型电力系统。
构建新型电力系统面临多重挑战
从源的方面看，灵活性发电资源调节能力不足。近年来，我国可再生能源发展迅猛，其中风电、光伏增速最快。2010~2022年间，风电装机量年复合增长率达23.31%，光伏装机量年复合增速达84.27%；风电发电量年复合增速达25.5%，光伏发电量年复合增速达84.4%，发电量增速与装机量增速基本保持同步。然而，风光属于波动性很大的不稳定电源。构建新型电力系统面临的首要问题就是解决灵活性电源不足。可再生能源亟需灵活电源作为辅助，而水电（含抽水蓄能）和天然气是最佳灵活性调节资源，但受资源禀赋所限，发展规模均相对有限，目前只能依靠煤电灵活性改造。虽然煤电灵活性改造技术成熟，但存在机组灵活性改造后长期低负荷运行导致的安全性和经济性问题。
从网的方面看，跨区域输电通道不足及互济能力不足。可再生能源装机占比不断提高，但受气候影响大。伴随着新能源大基地陆续开工建设，西北地区新能源装机规模已超过煤电，反调峰特性突出，“夏丰冬枯、日盈夜亏”情况不断加剧，负荷高峰时期电力供需紧张；西南地区虽是世界上规模最大的水电基地，但具有年调节及以上能力的水电站比重低，跨季调节能力差，电力供需丰枯、峰谷矛盾长期存在。当前的跨区域输电通道以单向外送功能为主，双向互济能力偏弱。其中，西部地区作为“西电东送”大基地，除重庆、西藏之外，外送电量占发电量的比重均在20%以上。其次，可再生能源送出通道重载，电网承接能力不足。由于新能源时间上出力的不确定性和空间上装机分布的不均匀性，电网重要断面日内潮流变化剧烈、反转频繁，有可能导致一些通道重载、过载。
从荷的方面看，负荷侧资源参与调节的市场机制及基础设施不完善。一是辅助服务补偿力度小。辅助服务补偿费用偏低，现阶段我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的1.5%；成本向用户侧疏导不畅，辅助服务费用主要由发电企业分摊。二是提升系统调节能力的电价机制尚未形成。尚未形成促进新型储能发展的价格机制，电网侧替代性储能电价政策尚处于研究探索阶段；负荷侧资源主动参与调节积极性不高，通过价格信号调动需求侧资源的机制还未形成。三是负荷侧新能源微网和高可靠性数字配电系统发展缓慢，用户侧分布式电源与新型储能资源智能高效配置与运行优化控制水平尚有待提高。
从储的方面看，储能经济性与安全性不足。新能源电力间歇性、随机性、波动性的特征十分明显，因此储能成为新型电力系统的必要环节。但储能技术受制于经济性、安全性，商业化应用有待进一步开发。首先，当前储能成本较高，限制了其大规模推广应用。其次，当前储能容量普遍较小，难以满足大规模能源储存需求。再次，储能技术在能量转化和存储过程中存在一定的能量损失，限制了储能系统的综合效率。最后，部分储能技术存在一定的安全隐患。
多措并举推动新型电力系统建设
一要充分挖掘灵活性资源潜力。重点持续推进煤电灵活性改造，制定合理的成本疏导机制，提高煤电灵活性改造的经济性。未来，抽水蓄能电站、天然气发电、储能、电网互济需发挥更大的调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造，因地制宜发展天然气调峰电站，引导分布式能源微网积极主动参与系统调节；抓紧完善储能产业政策体系、健全投资回报机制、研发关键核心技术等。丰富电力需求侧产品种类，如鼓励负荷集成商将需求侧资源作为产品在容量市场、辅助服务市场、零售市场上参与竞价交易；挖掘需求侧响应能力，引导电动汽车有序充放电，发展多元灵活性负荷。
二要加快推进跨省跨区输电通道建设，提升电网互济能力。规划建设跨省跨区输电通道，提升资源大范围优化配置能力。充分利用邻近省区调节能力，提升地区整体的新能源消纳水平；建立送受端地区协作机制，最大程度发挥远距离大规模送电的效率效益。加快配电网改造和智能化升级。满足分布式电源、电动汽车充电设施、新型储能、数据中心等多元化负荷的灵活接入需求，推进新能源就地开发、就近消纳。优化调度运行机制，共享储能资源。构建多层次智能电力系统调度体系，电网统一调度“共享储能”，实现储能在不同场站间共享使用。
三要完善各类灵活调节资源相关市场机制。健全电力辅助服务市场机制，适当增加爬坡类、系统惯性等交易品种，满足系统不同时段的灵活需求；完善辅助服务补偿机制，加大补偿力度，有效引导企业提升系统调节能力。完善需求侧电价政策，激发需求侧资源参与系统调节的潜力；完善跨省跨区电能交易机制，促进跨省区电力通道能源互济；出台并完善面向新型储能的电价政策及市场化机制。丰富辅助服务参与者，如储能、配售电公司、微电网、虚拟电厂甚至独立电力用户。从电源侧、电网侧、用户侧多措并举，充分调动挖掘各类灵活性资源潜力，以系统最优的电力规划理念引导源网荷储灵活性资源协调发展。
四是突破支撑新型电力系统构建的重大技术。我国适应新能源消纳需要的电网调度运行新机制尚未建立，现有信息化手段不能充分满足新能源功率预测与控制、可控负荷与新能源互动等需要，多能协调控制技术、新能源实时调度技术、送电功率灵活调节技术等新能源消纳平衡技术亟待加强。建议进一步加强先进的发电预测及调度运行技术，提高新能源接入系统运行水平。积极研发高效率低成本可再生能源发电装备、大功率柔性输变电装备、长时储能、燃料电池、高温材料、关键元器件等支撑新型电力系统构建的技术、装备、材料，提高构建新型电力系统的技术支撑能力。
（作者单位：国网【北京】综合能源规划设计研究院）
