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一、新发展阶段系统调节面临新挑战
超短周期（毫秒至秒级）调节方面，新能源出力快速波动且频率电压耐受能力不足、稳定难度加大。风电、光伏采用电力电子装备接入电网，大规模接入将使电力系统转动惯量减小，降低系统抗扰动能力，导致系统故障时频率、电压波动加剧。此外，电力电子装备本身抗干扰能力也弱于常规机电设备，系统故障时风电、光伏机组易大规模脱网，引发严重连锁故障。
短周期（分钟至小时级）调节方面，新能源短时出力随机性和波动性易造成系统频率和潮流控制困难。据统计，单个新能源场站小时级最大功率波动可达装机容量的15%～25%，2小时最大波动可高达40%；考虑整体区域新能源功率波动率，以广东为例，2小时最大波动仍可达20%～35%。高比例新能源接入电网后，常规电源不仅要跟踪负荷变化，还要平衡新能源出力波动，大大增加了系统调节难度。
日内调节方面，新能源发电特性与用电负荷日特性匹配度差，增加系统调峰压力。风电反调峰特性显著，凌晨时系统负荷较低而风电出力处于较高水平，午时或晚间系统负荷较高而风电出力处于较低水平，导致系统净负荷峰谷差增大，加剧系统调峰难度。以广东海上风电为例，单个风电场反调峰深度可达50%，海上风电机群反调峰平均深度达22%。此外，在部分光伏渗透率较高地区，也出现了午间腰荷时段的调峰问题。
多日、周时间尺度调节方面，新能源发电“靠天吃饭”特征明显，加大系统供需失衡风险。受气象条件影响，新能源出力可能出现较长时间偏低的情况，如长时间阴雨天气导致光伏出力持续偏低；台风来袭时，风机会自动处于停转顺桨状态以降低叶片受损风险；极寒天气条件下，新能源设备耐受能力脆弱导致出力受限甚至停机。
二、多措并举提升新型电力系统灵活性
（一）供给侧
我国灵活性调节电源装机占比不足6%，远低于欧美国家水平。提高灵活性调节电源占比是提升新型电力系统灵活性的关键。
新型储能响应速度最快可以达到毫秒级，持续放电时间在分钟至小时级，充放电转换较为灵活，适用于解决新能源短时波动性问题，提高新能源并网性能。超短周期调节方面，按照行业技术标准规定，新能源场站应满足具备≥10%额定负荷调节能力的要求，若新能源场站按装机容量的10%配置储能，可从源头解决新能源出力快速波动问题，提升系统一次调频能力。短周期调节方面，为满足平抑新能源分钟至小时级最大波动幅度的要求，新能源场站宜按装机容量的15%～20%配置储能。
抽水蓄能技术经济优势明显，可进行大规模能量充放，放电时间达小时及以上，适合长时间尺度电网调峰及电力平衡场景，根据库容大小，可以发挥日内调峰甚至周调节作用。大力发展抽水蓄能，有助于解决新能源间歇性问题，提升系统调峰能力、系统安全性以及特殊天气场景下电力供应保障能力。
煤电原则上具备秒级以上全时间尺度调节能力，通过煤电灵活性改造，可以进一步挖掘日内调峰能力。当前，煤电灵活性改造技术成熟、成本低、施工周期短，是短期提升系统灵活性的较优选择。南方五省区具备改造条件的煤电装机超过1亿千瓦，全部改造完成后可增加1500万千瓦以上的调峰能力，改造潜力大。
水电扩机主要通过对拥有调节水库的已建水电站进行扩建，具有投资少、造价低、工期短的优点。南方区域澜沧江、金沙江、乌江、红水河等流域部分调节能力较好的水电站均具备扩机条件，积极推进水电扩机，不仅可以提高水能利用率，增强系统日内调峰能力，还有助于保障电网安全稳定运行，提高电力系统整体效率。
调峰气电具有启停速度快、运行灵活的优点，原则上同样具备全时间尺度调节能力。但受碳减排目标、气源供应和气价高等影响，气电发展空间相对有限。
（二）需求侧
电力需求响应速度可达到秒级，具有优异的调节能力，是提升新型电力系统灵活性的强有力支撑。
电力负荷是最主要的需求侧资源，可分为工业负荷、商业负荷及居民负荷。其中，工业负荷响应意愿取决于调节收益与生产成本增加间的权衡；商业负荷资源潜力较为可观且灵活易控，是提升需求侧灵活调节能力的基础资源；居民负荷空间分布过于分散、控制难度大，目前仍缺乏关键技术和设备支撑，调节潜力有待挖掘。
用户侧储能因其响应速度快、调控灵活的特点，可在促进新能源高效消纳、增强用户互动响应能力等方面发挥突出作用。此外，考虑氢能制备与存储技术的更新突破，氢储能未来有望以低成本的方式在需求侧大规模应用，并通过电-氢间的灵活转换进一步增强需求侧多能互补能力。
电动汽车可视为移动式储能装置，是调节潜力巨大的需求侧资源。
据统计，2020年全国电动汽车保有量400万辆，按每辆28千瓦时计，电池储能容量1.12亿千瓦时。未来依托车网互动技术以及成熟的电动汽车储能商业模式，可充分调动电动汽车储能特性。
虚拟电厂通过协同控制的方式聚合电力负荷、用户侧储能、电动汽车以及用户侧电源等需求侧资源，以满足内部用能需求、响应外部系统变化，使电力系统的需求侧由传统的“消费者”向“产消者”过渡，将是新型电力系统需求侧资源整合的重要平台。
我国需求响应尚处于试点阶段，目前已在广东、江苏、上海等地试点推广，2021年广东开展市场化需求响应交易结算试运行，日最大响应容量达到100.7万千瓦。总体而言，需求响应实施的范围和规模仍较小，需求侧可调节潜力亟待开发挖掘。近中期，按照需求响应规模达到最大用电负荷的5%左右考虑，南方五省区需求响应能力将超过1500万千瓦。
（三）电网侧
电网作为资源优化配置的支撑平台，是提升新型电力系统灵活性的重要补充。通过建设跨省区电力互联通道，提高存量输电通道利用率，可进一步发挥跨省区电网互济能力，扩大平衡区域范围，实现时间和空间上的扩展和互补，一定程度上可减少因系统灵活性不足导致的弃能现象，同时也能有效解决新能源在多日、周时间尺度出力不稳定引起的供需失衡问题。
三、提升新型电力系统灵活性的相关建议
大力推动存量煤电灵活性改造。煤电在未来电能供给体系中将发挥兜底保障作用，建议加大力度推动具备改造条件的煤电机组“应改尽改”，同时加快完善辅助服务市场建设，明确补偿机制，调动企业实施灵活性改造的积极性。
积极推广应用“新能源+储能”模式。加快建立新型储能价格形成机制，推动“新能源+储能”激励机制落地，提高新能源发电企业配置储能积极性。针对高比例新能源短时波动特性引起的系统稳定和电网安全问题，建议从源头解决，按照新能源场站装机容量15%～20%配置储能。
统筹布局建设抽水蓄能电站。抽水蓄能电站建设周期较长，建议做好中长期抽水蓄能选点规划和站址保护，优化抽水蓄能电站布局和投产时序，优先在新能源集中开发地区和负荷中心布局建设。推进大容量高水头抽水蓄能机组科技创新，开展中小型、可变速抽水蓄能技术研究。
健全完善电力需求响应政策机制。通过峰谷电价、尖峰电价、可中断负荷电价等电价政策引导需求侧资源参与系统调节。遵循公平合理的原则，建立“谁受益、谁出资”的长效激励机制，实现需求响应从临时性、紧急性的举措逐渐转变为常态化调节手段。大力发展自动需求响应、负荷聚集、节约电力测量与验证等关键技术，开展试点建设和应用示范，支撑需求响应推广应用。
