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随着能源结构清洁化转型的持续推进，以及负荷侧波动性的增加，电力系统的平衡特征和方式正在发生深刻变化，维持系统平衡的难度不断加大，系统调节资源缺乏的问题日益凸显。
“十三五”期间，我国新能源发电装机规模保持快速增长，电力系统的灵活性建设则相对滞后，源网荷各环节的调节能力有待进一步提升。“十四五”期间，新能源装机规模快速增长和负荷峰谷差持续拉大将成为趋势，应进一步提高电力系统调节能力建设，满足经济社会发展和能源转型的需求。
煤电灵活性改造方面，截至2019年年底，“三北”地区约5800万千瓦机组完成灵活性改造，不到规划目标的30%。天然气发电方面，“十三五”期间天然气发电装机增长缓慢，新增燃气电站主要分布在价格承受能力较强的北京、上海、江苏、浙江和广东等地。抽水蓄能方面，截至2019年年底，我国抽水蓄能装机规模达3029万千瓦，占电源总装机的1.5%，比规划目标低900万千瓦。
“十三五”是电网跨省跨区送电通道建设高峰期。截至2019年年底，全国跨省跨区输电能力达2.6亿千瓦，预计到2020年年底达2.8亿千瓦，基本实现国家规划目标。我国现行电力市场交易主要以送受端政府间“网对网”框架协议为基础，跨省跨区清洁能源消纳常面临受端市场对外来电曲线和价格的高要求。双方关于调峰需求难以达成一致，跨省区跨通道运行曲线存在较大优化空间。
“十三五”期间，我国需求响应取得了较大进展，但目前需求侧响应主要以“削峰”为主，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定时段，转移负荷“填谷”能力不足。实时电价机制尚未建立，现行峰谷电价存在价差和峰谷时段划分调整不及时等问题，难以充分引导用电行为。
“十四五”我国电力需求将持续增加，预计2025年全社会用电量将达9.8万亿千瓦时，对电源建设仍有较大需求。同时，随着我国进入新发展阶段，产业结构由中低端向中高端提升是长期趋势，我国用电侧峰谷差将随之扩大，对调节性电源建设的需求将持续增加。
新能源发电具有随机性和波动性，多呈现“反调峰特性”。新能源机组大规模替代常规发电机组使电力系统总体惯量不断减小，容易影响全网频率稳定和电压稳定。此外，在技术标准、操作规范、运行经验等方面，国内核电机组还无法参与系统调峰，未来核电的发展将给电网带来更大调峰压力。
“十四五”电力市场化改革的重点之一就是公平公正地维护市场体系中各个主体的市场利益，促进灵活性资源的效益在电力系统中得到充分体现和利用。
混合所有制改革将为灵活调节资源发展注入活力。“十四五”期间，电力企业不再是电力系统灵活性资源投资的唯一主体，煤电灵活性改造、抽水蓄能等灵活性资源将吸引更多社会资本和各类市场主体投资。
从电源侧来看，与电网间实现友好发展是新能源技术的趋势。一方面，新能源发电功率预测正向高精度、高分辨率、中长期时间尺度方向发展，将降低新能源出力预测的不确定性给电网运行带来的风险；另一方面，虚拟同步机技术能模拟同步发电机的有功调频及无功调压等特性，增加系统惯性，提升风电、光伏发电上网的稳定性。
从电网侧来看，柔性直流输电、灵活交流输电等技术能够实现电力系统功率快速、灵活调节，提高电力系统稳定性，解决送端电压波动、受端频率系数降低和换相失败等问题；大电网调度控制技术将提高系统运行信息的全面性、快速性和准确性，提高新能源全网统一消纳水平。
从需求侧来看，数字技术与需求侧管理深度融合，一方面可以优化存量资源，通过改变传统“以下达指令”为主的调控模式提升需求侧响应的质量；另一方面可以挖掘增量资源，通过聚合用户侧新能源汽车和分布式储能并实施有序管理，使海量的分散式资源也能参与电力系统调节。
3、多方面入手让未来电力系统更灵活
结合我国经济社会发展需求和能源转型的趋势，未来提升电力系统调节能力应从哪些方面入手？
一是提高煤电机组灵活调节能力。对于存量机组，持续推进灵活性改造，推进“十三五”规划明确的、尚未完成改造的煤电机组在“十四五”期间加快改造，其他煤电机组能改尽改。
二是加快开发抽水蓄能电站。重点推动目前已开工的抽水蓄能项目投产运行，尽早发挥系统调节作用；考虑把有条件改造的水电站建成混合式抽水蓄能电站，作为常规抽水蓄能电站的有益补充。
三是气价承受能力强、煤电建设受控的负荷中心持续加大气电建设力度。华北、华东地区在满足电力增长和用热需求的基础上，提供一定的调峰支援。
“十四五”期间应加强电网统一调度，促进灵活性资源在全国范围内实现优化配置，在送端地区调节能力不足时及时优化调整送电曲线。
东北和西北地区需求侧响应的重点是高载能产业。高载能负荷对电价的敏感度高，具备较大灵活运行的空间。“三华”地区需求侧响应的重点是新能源汽车等分布式能源，合理的价格信号可以吸引海量的分布式能源用户参与系统调节。
另一层面，需要在源网荷储协同发展层面开展布局优化和市场建设，并深化研究灵活性资源效益形成机制，为电力系统调节能力建设提供保障。
一是各利益相关方共同承担系统为满足新能源高效利用所增加的系统成本。为配合新能源波动而附加的灵活性资源成本显著上升，建议根据“谁受益，谁承担”原则，合理分摊新能源接入后所增加的系统成本。
二是建立煤电灵活性改造的配套机制。因地制宜推广成熟的改造技术，建立适应市场化进程的煤电机组调峰补偿机制和调峰辅助服务成本分摊机制。
三是完善跨省跨区调峰辅助服务市场机制。建立健全对资源优化配置发挥决定性作用的电力市场体系，持续推动跨省跨区调峰辅助服务市场机制建设，打破省间壁垒，更好地发挥“大电网、大市场”作用。
四是引导用户侧资源参与调节。明确政府、电力企业、用户责任，形成用户侧资源利用的顶层设计和相关规范，完善基础设施建设，提升用户侧资源管理水平；加大对实时需求响应的支持力度，鼓励引导大工业用户参与实时需求响应改造。
五是巩固完善抽水蓄能电站“两部制”价格形成机制。将容量电费纳入电力市场辅助服务费用并向用户侧疏导，将电量电费通过电能量市场回收。
六是运用数字化技术推动源网荷储协调运行。统筹加强源网荷储大数据建设，基于统一平台实现源网荷储各环节数据与数字化技术广泛共享，通过虚拟电厂、基于车联网的绿电交易等激发电力用户在调峰等方面的潜力，推动各方共同提升电力系统调节能力。
