“随着交通、工业等行业电气化加速推进，预计到2030年中国的电气化率将达到34%。”中电联规划发展部副主任张晶杰在11月28日举办的国际能源署报告发布会上指出，“而供应侧的清洁转型节奏也在加快，‘十四五’以来中国新能源装机量保持每年2亿千瓦以上规模的增长。供需两端的变化对我国电力系统的灵活性要求将进一步增加。”
在今年10月末国家能源局召开的新闻发布会上，国家能源局发展规划司副司长董万成介绍，截至7月底，全国风电、太阳能发电装机达到12.06亿千瓦，提前6年完成我国“到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”的目标。
新能源发电具有强随机性、波动性和间歇性，随着国内新能源装机容量快速提升、大规模接入电网，电力系统的电力电量时空平衡难度将显著加大，对电力系统灵活性充裕度提出严峻挑战。
而同时，中国的电力需求仍呈刚性增长。国网能源研究院副院长王耀华在报告发布会上介绍，“十四五”期间，我国用电负荷加快增长，年均增量约8000万千瓦，相当于整个德国的负荷水平，若遇极端天气，更是呈现阶跃式增长。据他预测，“十五五”期间，我国用电负荷每年将增长1亿千瓦，每年将新增600亿千瓦时用电量。
未来如何满足国内巨大的用电负荷增长？电力系统如何应对需求刚性增长同时加快清洁转型的双重挑战？可以从哪些方面提升我国电力系统的灵活性？在这场报告会上，来自国际能源署、国家电投、中电联、清华大学、国网能源研究院的多位专家就上述问题提出见解。
从技术角度，与会嘉宾建议深化“源网荷储”协同互动提升电力系统灵活性。王耀华强调要充分挖掘各类资源的灵活性，例如通过技术或运行方式创新，使存量水电在同样发电量下提供更多顶峰能力；再如，针对煤电制定调频、爬坡等相关支持政策，使燃煤电厂从传统的主力能源供应商向灵活性系统服务商转变。他还建议在气源、气价可承受区域增设燃气电厂，以发挥气电机组电力和电量的双重保障作用，以及通过提升构网型技术、提高风光功率预测等手段，使新能源机组承担起作为未来主体电源的责任。
“电网要继续突破大规模资源跨区配置，包括大电网的平衡稳定运行，以及配电网对于分布式能源接入与协同技术的相关改造工作。”王耀华表示，近几年随着新能源消纳压力增加，迎峰度夏、冬季保供的压力也在增长，其间，电网频繁跨区互济，甚至挖掘出1-2小时的时差错峰，在保供中发挥重要作用。
与此同时，多名参会嘉宾强调，市场机制是核心支撑，否则想通过技术调整提升电力系统调节能力就是缘木求鱼。
国家电投中央研究院副院长杨朋朋举例介绍道，在风光资源丰富但调节性资源水电匮乏的中国北部地区，冬季多数省份弃风弃光率可达70%。这是因为，起主力调节性作用的煤电，在冬季还肩负供暖保供责任，且在传统电力市场计划经济体制下，煤电调峰仅执行标杆电价，没有经济账可算。即使配置新型储能进行调节，也面临赔钱的问题，火电厂改造意愿不强，到冬季调峰只能靠调度部门打电话下指令。
“我们只能通过市场化机制的启动，让火电厂能盈利、实现可持续发展。”杨朋朋表示，国内当前4个正式运行的省内现货市场中，有3个位于中国北部地区。随着现货市场的启动，煤电厂开始根据供需关系、价格曲线主动报价，并调节发电曲线，也愿意投资做火电灵活性改造，赚取补偿或容量电价。
市场机制亦能从需求侧提升电力系统的灵活性。杨朋朋指出，传统电力系统“重发轻输不管用”，但随着市场机制的建立，发电侧供需关系向用户侧传导，人们也会随之调整用电习惯，例如电动汽车在中午光伏发电量大发的时候充低价电，从而形成用电负荷转移。
