西北：全環節挖掘潛力，完善價格政策與市場機制
靈活調節資源，即短期內能快速響應電力系統中的負荷變化、提供或吸收系統的功率負荷的資源，這種資源存在于源網荷儲各個環節，如發電側的煤電、電網側的大型輸電通道、負荷側的充電設施和電動汽車、儲側的傳統抽水蓄能和電化學新型儲能。
西北地區的靈活調節資源主要包括火電、水電、電化學儲能及可調節負荷。截至2023年4月，西北電網火電靈活性改造規模已達9617萬千瓦，并將力爭在2025年實現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能力穩定，“豐年送、枯年購”策略可平抑龍頭水庫上游來水近50%的數量波動，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，西北地區的靈活調節能力提升在電源側、電網側和負荷側仍面臨一些挑戰。第一，電源側成本偏高、挖掘不足。常規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，抽蓄等靈活調節電源建設緩慢，存在成本疏導和生態環境風險，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，電網側的靈活調節資源種類少、技術要求高，跨區域輸電通道靈活調節能力及互濟不足。現行調度模式普遍遵循分調度區獨立的原則，未能充分發揮大電網資源優化配置作用。特高壓直流通道一定程度上參與受端區域調峰，但調節頻次和幅度基本固定，且基本不考慮送端調峰需求。第三，負荷側實施規模偏小，實現方式單一，需求側響應沒有完全激活。現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方式尚處于試點階段，電力市場資金有限，負荷資源和發電資源形成零和博弈，不利于激勵整個系統的靈活性提升。
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潛力。電源側推進煤電靈活性改造，加快建設抽蓄，優化流域梯級水電調度的同時，適當發展光熱電站，發揮其發電兼具儲能的作用，引導新能源積極參與調節，綜合考慮技術經濟性，合理確定新能源利用率目標;電網側規劃跨省跨區輸電通道，探索直流輸電通道多階梯運行，加強送受端省份對接協作;負荷側發展自動需求響應、負荷聚集等技術，提升大工業高載能負荷靈活性，推動電動汽車納入調節，因地制宜發展多元負荷;儲能側根據系統需要合理定位儲能發展方向，多元化推進儲能技術研發應用，優化儲能布局場景，合理確定發展規模、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，調節市場主體參與靈活性調節的積極性。針對源網荷儲各環節，分別完善容量補償機制、跨省跨區電能交易機制、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，長期實現多元資源優化
廣東省靈活調節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靈活調節能力的主要手段。其中，煤電提升效果稍弱，但成本優勢明顯;而氣電啟停快、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實現了對95%以上電力設備的實時監控;與周邊省區的電力互聯互通能力不斷提升，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，年發電量超100億千瓦時，可聚合形成規模化調節能力，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1200萬千瓦的調節能力;獨立儲能迎來加速發展，備案項目一般儲能時長為2小時。
預測在2025年，廣東省的靈活調節需求將呈現調峰需求增加、快速響應需求提升、輔助服務需求擴大、需求側響應規模擴大、區域電力交換增加等特點。該省提升靈活調節能力主要存在五大挑戰：一是春節期間調峰困難;二是汛期調峰困難;三是臺風、寒潮等特殊天氣系統調節困難;四是局部時段西電超計劃送電給省內系統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，廣東在靈活調節性資源發展方面具備優勢，但也面臨挑戰。電力市場起步早、市場化程度高，靈活調節性資源類型多樣，但發展缺少系統性規劃且價值評估體系不夠完整，現階段系統優化配置能力有所欠缺，需在源網荷儲四個環節同時發力，進一步挖掘靈活調節能力。
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，輔以新型儲能發展、發揮用戶側資源應用等措施提升系統靈活調節能力。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性凸顯，發揮氣電作用、擴大抽蓄應用、深化煤電靈活性改造、實現需求側儲能規模化應用、發展電動汽車與電網V2G技術、通過多元化資源的協調優化提升系統靈活調節能力。
全國：多措并舉提升靈活調節能力
基于西北和廣東靈活調節能力提升的研究分析，結合全國其他地區的實踐，本文對貫徹落實國家發展改革委、國家能源局文件要求，提升全國靈活調節能力的方向和措施提出五個方面的建議。
1、加強靈活調節能力規劃布局
科學測算需求：結合新能源增長規模和利用率目標，精準測算不同地區、不同時間段的調節能力需求，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能力的具體規模。
統籌資源建設：將調節能力建設方案納入能源電力發展規劃并編制建設方案，合理優化各類調節資源的建設目標、布局和時序，加強調節能力規模與新能源發展的銜接。
優化電源結構：統籌各類電源規模和布局，確保可靠發電能力滿足電力電量平衡需要，并留有合理的裕度;增強常規電源調節支撐能力，如新建煤電機組全部實現靈活性改造，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;積極布局系統友好型新能源電站，因地制宜建設光熱電站，鼓勵生物質發電發揮調節能力。
提升電網配置能力：加快跨省跨區輸電通道建設，建立跨省跨區備用共享機制，提高電力應急供應能力。充分考慮區域間、省間電力供需互補情況，合理提出區域間、省間調節資源優化配置方案，優化運行方式，健全跨省跨區市場機制，實現各類調節資源的共享調配。
大力發展儲能：在合理規劃發展抽水蓄能電站的同時，科學安排新型儲能發展規模，加快實現其規模化應用，并完善調用和市場化運行機制;在電網關鍵節點、電網末端科學布局新型儲能，提高電網靈活調節能力和穩定運行水平;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展模式。
激發需求側響應：開展典型地區高比例需求側響應，依托新型電力負荷管理系統促進供需協同運營;推動工業負荷、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，推動其參與系統靈活調節運行，減少系統峰谷差;建立需求側靈活調節資源庫，優化調度運行機制，完善市場和價格機制，充分激發需求側響應活力。
2、提升靈活調節資源調用水平
完善分級調度：立足現行調度體系，結合各類調節資源功能定位，科學確定調度關系，強化各級調度優化銜接，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：綜合考慮系統需要、調度安全性、調節經濟性等因素，研究提出各類調節資源的合理調用序位表，明確資源調用原則、優先級等，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先調度新型儲能，實現日內應調盡調。同時，建立需求側靈活調節資源庫，制定需求側資源常態化參與系統調節方案。
3、完善靈活調節資源參與市場機制
建立市場體系：完善體現靈活調節價值的市場體系和價格機制，使新型儲能及各類調節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，建立以調節效果為導向的市場機制，完善區域級輔助服務市場，鼓勵建立區域內負荷側可調節資源的跨省調用和交易機制。
優化市場出清模型：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合出清的方式，實現兩個市場整體成本的最小化。
4、加強靈活調節能力經濟性評估
開展長周期測算：基于電力市場供需形勢、市場電價水平、系統凈負荷曲線等，開展長周期仿真測算，評估調節能力經濟性和對電價水平的影響，為調節能力的建設與優化提供經濟依據。
動態評估與調整：定期對已投運的調節資源如抽水蓄能電站、新型儲能等的調用情況進行評估，確保其充分發揮系統調節能力。同時，根據評估結果和市場變化，及時調整調節資源的建設規模、布局和時序。
5、強化靈活調節資源建設和調用情況監管
明確監管責任：明確能源主管部門、能源監管部門、電力調度機構等在靈活調節資源建設和調用監管中的職責，建立協同監管機制，確保各項政策措施落實到位。
加強過程監管：對調節資源的規劃、建設、并網接入等全過程進行監管，確保項目按照規劃要求和標準規范實施，及時發現和解決建設過程中出現的問題。
強化調用監管：監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，確保各類調節資源公平、合理、高效地參與系統調節，防止出現調度不公、資源閑置或過度調用等問題。
