研究机构指出，电网需求侧响应、挖掘电力系统灵活性，有助于双向调节负荷、缓解电网高峰压力以及促进新能源消纳。

　　7月19日，自然资源保护协会(NRDC)与华北电力大学合作举办研讨会，会上发布了名为《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》的报告(下称《报告》)，对新型电力系统建设、提升电力系统灵活性、保障安全稳定运行等议题进行了探讨，并给出了政策建议。

　　随着双碳目标的提出，国内风电、太阳能发电等新能源将迎来大规模的发展，高比例的新能源将成为未来电力系统的发展趋势和重要特征，这也为电力系统的发展带来了新的挑战。

　　在传统的以煤电为主的电力系统中，新能源比例较低且负荷特征相对稳定，需求与供给两端的不确定性和波动性较低，依靠增加可控电源装机的方式，就能够保障电力系统的供需平衡和安全稳定运行。

　　但随着集中式和分布式新能源大规模的并网，源、荷两端呈现高度不确定性，电力系统的供电安全与稳定运行机制也趋于复杂，高比例新能源电力系统的整体特征发生巨大改变。

　　《报告》指出，受限于灵活性资源的短缺等问题，国内电力系统灵活性明显不足，导致较长时期内存在新能源消纳问题；若不及时重视与提升，未来电力系统的灵活性困境将进一步加剧，届时将影响电力供给的安全性与经济性。

　　华北电力大学与NRDC的研究团队指出，电力系统的灵活性分析要考虑方向性和时间特性，从供需两端来进行调整。而在电力系统灵活性资源的选择上，要关注技术特点和经济性，需求响应和煤电灵活性改造成本优势明显，抽水蓄能和短时储能则在调节性能上占优。

　　《报告》提出了适用于国内电力系统的灵活性提升路线图，即“十四五”时期，电力系统灵活性提升主要依靠煤电灵活性改造、新建抽水蓄能等资源，重视需求侧资源建设和应用。

　　“十五五”时期，随着风光渗透率进一步提高，系统灵活性提升主要依靠气电、抽水蓄能、煤电灵活性改造和需求响应等，储能和电动汽车V2G(车网协同)作为辅助资源参与灵活性调节。

　　到“十六五”时期，电力系统灵活性需求将更加多样，电化学储能、抽水蓄能、气电、煤电和需求侧资源将共同成为保障电力系统灵活性的主力，其中灵活性提升贡献的主体将是储能和需求侧资源。

　　华北电力大学教授袁家海表示，“十四五”的首要重点是落实国家的煤电灵活性改造目标，确保达成既定的抽水蓄能投产目标，为实现2035年抽蓄中长期规划目标奠定基础。

　　袁家海预计，国内大电网建设的顶峰将在2035年左右，此后更多新能源将以本地开发、本地消纳为主；到2050年，电力系统需要基本实现脱碳，为2060年碳中和目标的实现奠定基础；届时，电力系统的形态更多表现为和交通、供热、天然气、氢等多能源多行业的耦合。

　　国家发改委能源研究所研究员周伏秋表示，电力系统中新能源电力装机占比不断提高是电源结构中一项重大基础性变化，为了适应这一变化，新型电力系统的各环节均需重塑、重构、重定位，协同提供维系系统安全、稳定、高效和绿色高质量运行不可或缺的综合调节能力。

　　周伏秋强调，新型电力系统综合调节能力建设，既要统筹规划、适度超前，也要因地制宜、优化组合开发利用各类系统调节资源。

　　近期以来，多地高温持续，电力供应与电网系统的稳定、安全运行等受到广泛关注。随着经济发展的持续，城市电网的峰谷差逐渐扩大，如果一味通过扩建电厂来满足尖峰时刻的用电需求，将会在用电低谷期产生巨大浪费，很多机构都开始强调挖掘电网灵活性，多地也在开展需求侧响应试点。

　　据国家发改委能源研究所高级工程师赵晓东介绍，2013年，上海成为国内首个电力需求响应的试点城市；此后，山东、天津、重庆、广东、陕西、河南等地，都陆续开展电力需求侧响应，并根据各地区域电网的不同特征及自身特点，发展出多元化的地方需求侧响应模式。

（文章来源：21世纪经济报道）