最近出台的《“十四五”现代能源体系规划》在发展目标“能源系统效率大幅提高”中，首次提出“到2025年，灵活调节电源占比达到24%”的电源结构优化调整的目标，标志着灵活调节电源占比成为保障电力系统运行效率的重要指标，意味着灵活调节电源规划将成为适应高比例新能源的电力规划的新内容。

（来源：微信公众号“ 电联新媒 ” 作者：李琼慧 宋春燕）

灵活性及灵活调节电源

电力系统的灵活性是指系统适应不确定性和负荷波动性的能力，表现为满足不同时间尺度维持系统运行性能要求的能力。随着新能源发电占比的提高，电源波动性成为系统灵活性需求的主要因素。传统电力系统适应负荷波动的需求主要表现为调峰能力需求，而电力系统灵活性需求的提出已经受到广泛关注，其主要与风电、光伏发电等波动性电源大规模接入电力系统密切相关。

国际能源署（IEA）是最早系统性开展电力系统灵活性研究的机构之一，2011年，该机构发布《驾驭波动性可再生能源》（《Harnessing Variable Renewables》）研究报告，该报告将电力系统灵活资源分为四类，分别为可调节的电源、储能电站（包括抽水蓄能电站等）、互联电网和需求侧灵活资源等；提出电力系统接纳风电、光伏发电等波动性新能源的能力取决于电力系统的灵活性，提高传统电源的灵活调节能力、增加储能电站、加强电网互联、提高需求侧响应能力是提高电力系统波动性电源接纳能力的重要途径。

灵活调节电源通常指电源侧灵活调节资源，包括具备调节能力的水电、抽蓄、新型储能电站、燃气轮机和具备灵活调节能力的煤电。反映电源灵活性的指标不仅包括可调节能力（向上调节和向下调节），还包括爬坡速率和启停时间等。

高比例新能源需要与之匹配的灵活调节电源

我国开展灵活调节电源的研究可以追溯到2011年。2011年，我国风电发电量占比不足2%，而当年中国代表团到西班牙考察时了解到，西班牙风电瞬时出力比重达到54%，引起业内热议。在研究西班牙风电运行消纳的经验时，我国开始了对系统灵活调节电源占比与系统风电运行消纳能力的关系的研究。当时的研究发现，2010年，西班牙抽蓄、具备启停调峰能力的燃气机组等灵活调节电源占比达到34.3%，灵活调节电源装机约为风电的1.7倍，高比例灵活电源是西班牙风电瞬时出力比重达到54%的重要条件。研究得出结论，风电等波动性新能源开发，客观上需要一定规模的灵活调节电源与之相匹配，充裕的灵活调节资源是高比例新能源电力系统高效运行（新能源保持较高利用率）的必要条件。

2011年，IEA发布的《驾驭波动性可再生能源》提出，电力系统接纳风电、光伏等波动性电源的能力取决于系统的电源侧灵活资源、需求侧响应能力以及电网互联能力，不同电力系统接纳能力存在差异。报告基于当年各国电力系统进行了模拟计算，结果表明，丹麦、美国西部电网、加拿大、日本电力系统接纳波动性电源的能力（以波动电源发电量占本国用电量比例）分别为63%、45%、37%和19%。

截至2020年底，考虑可调节水电、抽蓄、煤电灵活性改造规模、燃气轮机和新型储能，我国灵活电源装机占比约为20%，与德国、西班牙、美国等国家相比还处于较低水平。按照“十四五”规划，到2025年底，我国发电装机容量超过30亿千瓦，其中风电和光伏发电装机有望达到10亿千瓦，实现我国灵活调节电源占比达到24%的目标难度还是相当大的。考虑抽蓄以及具备调节能力的大型水电建设周期长、气电受诸多因素制约、新型储能还只是杯水车薪，煤电灵活性改造仍然是重中之重。

强化灵活调节电源规划

高比例新能源是新型电力系统的重要特征，提高灵活调节电源占比、提高系统灵活性是新能源利用率保持较高水平、实现电力系统高效运行的重要保障。

传统电力规划仅仅考虑电力电量平衡，主要通过新建发电厂满足负荷增长及充裕度需求，对电源灵活性的需求并不迫切。随着风电、光伏发电等新能源比例的增加，满足新能源运行消纳的灵活性需求激增，仅考虑负荷需求的电力规划已经不适应新型电力系统运行要求，迫切需要开展系统灵活性专项评估和灵活调节电源专项规划。

对于高比例新能源电力系统而言，灵活性需求已成为除负荷需求之外最重要的需求，灵活性也是电力系统安全稳定运行的关键和核心。灵活调节电源规划应考虑系统整体经济性，基于系统灵活性需求、综合考虑电力需求侧响应能力和电网互济能力，合理配置灵活调节电源。

灵活性是构建新型电力系统的基础，在今后的电力系统规划中，一方面要继续推进存量常规电源的灵活性改造，另一方面需要增加对新增电源的灵活调节能力要求，最终实现除风电、光伏外，系统中其他电源均成为灵活调节电源。此外，适应构建新型电力系统的需要，未来，风电、光伏等波动性电源也需要具备提供灵活调节的能力，成为灵活调节电源中的一员。

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年04期，作者供职于国网能源研究院。