电力系统灵活性体现为电力系统的各类资源快速改变自身发用电特性以维持系统有功功率平衡的能力。电力供需平衡是电力系统的核心，不论是传统电力系统还是新型电力系统都需要灵活性资源支撑，但传统电力系统下灵活性资源是单一的、独立的，而新型电力系统需要以更广泛的资源类型、更强大的调节性能保障实时动态供需平衡与安全稳定，逐步形成源网荷储多元灵活性资源库。
01 新型电力系统灵活性资源的重要性
新型电力系统大规模、高比例使用可再生能源，电源结构将从以可控煤电装机为主导转变为以强不确定性、弱可控的新能源为主体。由于新能源的间歇性、波动性、反调峰性和低可调度性，新能源发电需通过可靠支撑能力提升转变为主体电源。同时，叠加需求侧用电特性显著变化，电力平衡难度显著加大，系统对电力供需调节速率及调节幅度的要求明显提高，各类资源需要更为灵活地调节发电出力或用电需求以满足电力系统实时供需平衡。因此，新型电力系统核心在于提升灵活性，建立友好的、能保障新能源消纳和电力安全稳定供应的电力系统。
从电力商品属性来讲，电力商品有电量、平衡、调节和可靠性四个属性，其中电量是一般商品属性，后三者是由于电网无法储存电能带来的特殊商品属性。新能源仅能替代火电的电能电量价值，仍需要大量的、多类型、多时间尺度的灵活性资源协同运行，给系统提供平衡、调节和可靠性支撑，这种情况下，灵活性资源将变得更稀缺。
02 灵活性资源现状及对比分析
（一）灵活性需求分析
电力系统灵活性需求划分主要有两种维度，一个是电量供需平衡维度，按调节方式的不同分为供给和需求的向上和向下灵活性。供给向上灵活性和需求向下灵活性分别通过电源提高出力和需求侧资源降低需求来实现，如增加火电出力、储能放电、抽水蓄能发电以及需求响应转移负荷需求，侧重于保障电力供应安全；供给向下灵活性和需求向上灵活性与之相反，侧重于提升新能源利用率。
另一个维度是由于系统供需起始状态所跨的时间尺度和调节持续时间不同，灵活性需求表现出短、中、长等不同尺度的时间特性。其中短时间尺度灵活性调整电力系统短时功率波动，对应当前电力市场辅助服务中的二次调频。风光高度波动性影响下系统瞬时功率变化更为频繁且幅值增加，短时间尺度灵活性能够更好地调整功率波动，保证系统频率稳定，发挥功率价值。中时间尺度灵活性主要解决小时级、跨日的有功功率平衡问题，高比例风光并网后，系统易出现峰谷时段供需不匹配的情况，通过转移电量电力实现功率的连续改变和电能量时移的双重价值；长时间尺度灵活性，尤其是供给向上和需求向下的长时间尺度灵活性，可经济地发挥跨周、跨月乃至跨季度的容量价值。
表1：不同时间尺度灵活性资源特点
（二）灵活性资源对比分析
我国已面临电力系统灵活性整体不足的困境，灵活性资源将处于长期紧缺状态。《“十四五”现代能源体系规划》明确提出了2025年灵活调节电源占比达到24%左右、电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%—5%的目标。但实际上，就电源侧而言，不同于一些国家把气电作为最主要的灵活性调节电源，我国富煤、贫油、少气的基本国情决定了灵活性煤电将成为近中期主流灵活性电源，然而火电灵活性改造进展难以满足快速增长的新能源发展需要。据不完全统计，2023年底全国发电装机容量29.2亿千瓦，其中灵活性电源装机容量约为4.96亿千瓦[1]，灵活性电源占比远低于欧美国家的18%—50%，距离“24%”的灵活性调节电源目标仍有约2.05亿千瓦的装机缺口。需求侧灵活性主要通过需求响应等方式提供，及时性和规模性欠佳，目前各地政府已在着手推动虚拟电厂等新技术的应用。
总体而言，当前电力系统灵活性提升主要依靠煤电灵活性改造、抽水蓄能、天然气发电以及电化学储能等。随着技术进步，未来还将有氢能等更多形式和手段。在源网荷储各环节上，电源侧灵活性资源主要包括煤电灵活性改造、热电解耦、天然气发电、常规水电和抽水蓄能发电等；需求侧灵活性资源是用户侧快速发展的产物，主要通过可调节负荷、用户侧储能、电动汽车车网协同等方式提供；新型储能、储氢等都是十分重要的储能侧灵活性资源；电网侧灵活性资源来源包括互联互济、柔性输电、微电网等。源荷储各环节灵活性调节资源需要通过电网互联互济实现电力在更大时空范围内的调配，从“源随荷动”过渡到“源网荷储”协同发展。
上述各类资源提供灵活性的技术特点存在明显差异，经济成本也各不相同。国内煤电现阶段灵活性改造成本为500—1500元/千瓦，具有较大经济优势，改造后适合进行小时级、跨日的出力调整，可参与深度调峰，但受限于较弱的调节速率，难以满足新能源发电对于短时功率调节的需求。气电出力较快，适合进行秒级和分钟级的功率调整，可缓解或消除风光出力的瞬时变化对电网的冲击，但气电以热电联产机组为主，频繁启停对机组损害较大，且爬坡速度较慢，调节能力仅为额定容量的10%—15%。水电机组在电力系统中起到调频、调峰和备用作用，响应时间较短，其中抽水蓄能的单位投资成本为6300—7200元/千瓦，成本略高，但对于满足短、中、长时间尺度的灵活性需求都具有明显的技术优势。新型储能单位造价成本总体随着技术突破和建设成本压缩而降低，不同类型的储能技术可分别满足短、中、长时间尺度的灵活性需求，其中，飞轮储能和电池储能的响应时间尤其短，2023年电化学储能EPC成本已低至0.9元/Wh，而长时技术的成熟还需要投入更多时间和资金。
此外，随着用户侧智能化、自动化程度逐步提高，需求侧资源可更大程度发挥可调节能力，但需求侧资源分散、规模不大、用户用能差异大且不具备主动参与调节能力，需通过聚合商代理、虚拟电厂等整合资源，提升灵活性。
03 需要多少灵活性资源？
新型电力系统到底需要多少灵活性资源？
为促进“双碳”目标实现，国家曾多次在顶层设计中提及非化石能源占比、电能消费占比等目标，比如到2030年非化石能源消费比重需达到25%以上、到2060年提高到80%以上。《新型电力系统蓝皮书》基于我国资源禀赋及区域特点，以2030年、2045年和2060年为重要时间节点制定了“三步走”发展路径，2030年新能源成为发电电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%；2045年前后用电需求达到饱和，长时储能技术攻关取得突破；2060年新能源逐步成为发电量结构主体电源。更有学者总结了“双80%”的概念，即2035年新增电量中新能源占比超过80%，2060年非化石能源消费比重超过80%。
根据经济社会发展需求，以及电力规划设计总院对能源转型和碳达峰相关预测，电力能源基本情况粗略估算如表2所示。2023年全国电源装机29.2亿千瓦，全社会用电量9.22万亿千瓦时，按十年为一个周期，2020—2060年平均电量增速分别以4%、3%、1%、0.5%测算，预计2040年、2060年电量分别为14.81亿千瓦时、17.19亿千瓦时。结合上述能源发展目标，届时电源装机规模初步预测将达到56.20亿千瓦、66.30亿千瓦，其中火电装机为16.6亿千瓦（气电2.7亿千瓦）、6亿千瓦（气电1.4亿千瓦），水电装机为6.9亿千瓦（抽蓄1.4亿千瓦）、8.4亿千瓦（抽蓄3.1亿千瓦），风电装机为14亿千瓦、22亿千瓦，光伏装机为16.7亿千瓦、26亿千瓦，核电装机为2亿千瓦、3.9亿千瓦。
表2：中国能源电力基本情况及灵活性资源规模预测
按照假定的三种灵活性调节电源配置比例，2030年、2040年、2050年及2060年灵活性调节电源规模需分别达到8.27亿千瓦—12.41亿千瓦、11.24亿千瓦—16.86亿千瓦、12.96亿千瓦—19.44亿千瓦及13.26亿千瓦—19.89亿千瓦。对照“24%”灵活性调节电源目标，2023年存在2.05亿千瓦的缺口，随着风光等新能源装机快速增长，对灵活性调节电源的需求比例将进一步扩大。考虑当前灵活性资源规模以及气电、储能的发展，按照电力规划设计总院测算的2030年、2040年及2060年新型储能装机达到1.7亿千瓦、4.3亿千瓦及12亿千瓦，预计2030年、2040年、2060年灵活性调节电源总装机可达到8.37亿千瓦、11.47亿千瓦、15.87亿千瓦、19.07亿千瓦，2030年—2040年，仅对照“24%”目标，灵活性调节电源都还存在缺口1.56亿千瓦—2.02亿千瓦。
04 全方位拓展灵活性资源
灵活性资源拓展应与新型电力系统发展、新型能源体系建设程度相匹配，充分考虑可行性和必要性，不能过度无序发展，须遵循优势互补、有序推进、适度提前的大原则，“有主次、分先后、能互补”全方位提升系统灵活性。
（一）科学组合、优势互补。源网荷储及短中长时间尺度各类灵活性资源在调节速度和时间上存在优势互补，应综合考虑灵活性资源经济成本和技术特点等，明确灵活性资源发展定位，科学组合、扬长避短，实现各类灵活性资源的协调发展。其中，需求侧灵活调节资源建设利用在成本上具有明显优势；对于新能源占比相对不高的省份，煤电灵活性改造既可以满足电力系统灵活性要求，也能促进新能源逐步替代煤电，经济成本适中；水电资源丰富的省份，推进水电机组调节能力建设，实现水光互补。新型储能对于当前的电力系统仍是“奢侈品”，少部分已建成的可作为补充灵活资源。
（二）立足实际、有序推进。紧密衔接电源建设和灵活性挖掘，根据我国以煤电为主体的电源结构，预计“十六五”之前煤电灵活性改造仍旧是提升电力系统灵活性的主要手段。“十六五”期间，储能将逐步发展成为主力，大规模抽水蓄能建设投运，配合常规水电在发电侧持续发力，电化学储能、氢储能等长时储能持续发力，实现跨天、跨周乃至跨季节调节。“十六五”之后，需求侧灵活性资源在系统平衡中逐渐发挥更大作用，大范围的电动汽车等可调节负荷参与需求响应，车网协同范围进一步扩大，分布式电源与微电网结合，加上虚拟电厂等技术，分散式资源的统一管理与调度将大幅提高电力系统的灵活性。
（三）促进电网与市场机制建设。成熟的电网互联互济系统、完善的市场机制以及合理的电力规划是充分释放和发挥电力系统灵活性的物理基础和机制保障。应加强电网基础设施建设及智能化升级，推进电网互联互通，提升电力系统的灵活运行能力。推进电力现货市场、辅助服务市场和容量机制的建设，形成充分反映成本的电价体系，利用市场机制最大限度发掘灵活性资源的价值。
