#看北京非凡十年#【北京：已基本建立起现代能源体系】#共同关注二十大# 全市供电可靠率达99.995%、130多万户农村居民通过“煤改电”“煤改气”等实现清洁安全取暖、平原地区基本实现管道天然气“镇镇通”……北京青年报记者从市发改委获悉，党的十八大以来，本市全面打响污染防治攻坚战，经过不懈努力，基本建立起多源多向、清洁高效、覆盖城乡的现代能源体系，有力促进了城市空气环境质量持续改善和人民生活品质显著提升。
130多万户农村居民
实现清洁采暖
本市全面推进燃煤压减，先后建成四大燃气热电中心，淘汰燃煤机组272.5万千瓦，新增燃气机组724.2万千瓦，实现本地电力生产清洁化。实现31座新城集中供热中心、中心城区63座大型燃煤锅炉房清洁能源改造，累计完成约4万蒸吨燃煤锅炉清洁替代，基本实现城镇供暖和工业用煤清洁替代，平原地区基本实现“无煤化”。全市130多万户农村居民通过“煤改电”“煤改气”等实现清洁安全取暖。
同时，大力推动化解煤炭产能，全市600万吨煤炭产能全部退出，随着2020年大台煤矿关停，结束北京千年采煤史。全市煤炭消费量由2012年的2179.6万吨大幅削减到2021年的131万吨，占全市能源消费比重由2012年的25.2%下降到不足1.5%。据专业机构测算，压煤措施对PM2.5直接减排量贡献占五成以上（54%）、对SO2减排量贡献占八成以上（84%），能源结构加速优化有力支撑了全市空气环境质量持续显著改善。
平原地区基本实现
管道天然气“镇镇通”
本市突出分类推进，全面增强清洁能源设施能力建设。2021年，全社会用电量1233亿千瓦时，较2012年增长41%。最大电力负荷2564万千瓦，较2012年增长62.2%。本地电源装机总容量1339.8万千瓦，比2012年提高95.6%。全市外受电通道13条28回路，输送能力3400万千瓦，输送能力比2012年增长54.5%。500千伏和220千伏变电站达到12座、101座，比2012年分别增加3座、39座,全市供电可靠率99.995%，核心区和城市副中心行政办公区供电可靠率达到世界一流。累计建成充电桩26万个、换电站230座，平原地区社会公用桩平均充电服务半径小于5公里，重点区域小于0.9公里。
本市多源多向燃气供应体系不断完善，16个区全部连通管道天然气，平原地区基本实现管道天然气“镇镇通”。修订发布《北京市燃气管理条例》，燃气供应管理进一步规范。2021年，全市天然气消费量约190亿立方米，居民用户736.6万户。“‘1+4+N’+X”的供热格局不断完善，形成以热电联产、燃气供热为主导，多种能源、多种供热方式相结合的清洁供热体系。全市城镇供热面积9.19亿平方米，基本实现清洁供热。建成以四大燃气热电中心为主力热源、7座燃气尖峰锅炉房为调峰热源的城市热网，供热面积2.09亿平方米。完成31座新城燃煤集中供热中心清洁能源改造。建成海淀山后、通州运河核心区和昌平未来科学城等区域能源中心。
高耗能、高排放企业
累计淘汰退出2100多家
以能源消费革命为主线持续提升能源利用效率，本市不断强化能源消费总量和消费强度“三级双控”目标考核制度，落实分级管理责任，规范实施节能评估和节能监察，本市连续14年超额完成国家下达的节能目标任务，2021年万元地区生产总值能耗降至0.18吨标准煤/万元（可比价），较2012年累计下降38%，始终保持全国省级地区最好水平。节能减排工作深入推进，制定新增产业的禁止和限制目录，累计淘汰退出2100多家高耗能、高排放企业。
本市紧紧抓住“国际科技创新中心”功能定位，围绕储能、氢能、能源互联网等领域开展技术攻关。未来科学城“能源谷”聚集效应逐步显现，京津冀氢燃料电池汽车示范城市群获批，城市副中心国家绿色发展示范区建设加快推进。建成延庆能源互联网综合示范区、北京经开产业园“互联网+”智慧能源项目等国家首批“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目，推动国家区块链创新应用试点项目“区块链和工业互联网融合的燃气行业能源服务平台”建设，为北京能源转型和高质量发展注入新的强劲动力。
老旧小区供热管线
改造约5000多公里
据介绍，本市统筹城乡清洁能源设施建设，持续推进实施一批能源惠民工程，城乡居民生活用能品质显著提升。2012年以来，累计完成70多万户农宅抗震节能保温改造，老旧小区供热管线消隐改造约5000多公里，惠及老旧小区1700余个；完成300多个老旧小区配电网改造，惠及居民约17万户；完成燃气管网更新改造约300公里，更新燃气表、加装安全阀，惠及居民200多万户；完成电力架空线改造260余公里。
值得一提的是，本市还以能源合作为契机，持续拓宽区域能源合作范围。协同推动一批跨区域电力、燃气、供热重点项目建设。其中，张家口—北京可再生能源±500千伏柔性直流输电示范工程建成投运，创造12项世界第一，形成北京电网交直流混联新格局。此外，建成南蔡—房山、蔚县—门头沟等500千伏送电工程。实现中俄东线向北京供气。投运涿州热电长输供热管线工程，实现涿州向房山跨区域供热。累计疆电入京36亿千瓦时，带动当地218个家庭1190人脱贫。北京市与河北省、天津市、内蒙古自治区、山西省等周边省区市多层次能源交流合作取得新进展。
文/北京青年报记者 武文娟
130多万户农村居民
实现清洁采暖
本市全面推进燃煤压减，先后建成四大燃气热电中心，淘汰燃煤机组272.5万千瓦，新增燃气机组724.2万千瓦，实现本地电力生产清洁化。实现31座新城集中供热中心、中心城区63座大型燃煤锅炉房清洁能源改造，累计完成约4万蒸吨燃煤锅炉清洁替代，基本实现城镇供暖和工业用煤清洁替代，平原地区基本实现“无煤化”。全市130多万户农村居民通过“煤改电”“煤改气”等实现清洁安全取暖。
同时，大力推动化解煤炭产能，全市600万吨煤炭产能全部退出，随着2020年大台煤矿关停，结束北京千年采煤史。全市煤炭消费量由2012年的2179.6万吨大幅削减到2021年的131万吨，占全市能源消费比重由2012年的25.2%下降到不足1.5%。据专业机构测算，压煤措施对PM2.5直接减排量贡献占五成以上（54%）、对SO2减排量贡献占八成以上（84%），能源结构加速优化有力支撑了全市空气环境质量持续显著改善。
平原地区基本实现
管道天然气“镇镇通”
本市突出分类推进，全面增强清洁能源设施能力建设。2021年，全社会用电量1233亿千瓦时，较2012年增长41%。最大电力负荷2564万千瓦，较2012年增长62.2%。本地电源装机总容量1339.8万千瓦，比2012年提高95.6%。全市外受电通道13条28回路，输送能力3400万千瓦，输送能力比2012年增长54.5%。500千伏和220千伏变电站达到12座、101座，比2012年分别增加3座、39座,全市供电可靠率99.995%，核心区和城市副中心行政办公区供电可靠率达到世界一流。累计建成充电桩26万个、换电站230座，平原地区社会公用桩平均充电服务半径小于5公里，重点区域小于0.9公里。
本市多源多向燃气供应体系不断完善，16个区全部连通管道天然气，平原地区基本实现管道天然气“镇镇通”。修订发布《北京市燃气管理条例》，燃气供应管理进一步规范。2021年，全市天然气消费量约190亿立方米，居民用户736.6万户。“‘1+4+N’+X”的供热格局不断完善，形成以热电联产、燃气供热为主导，多种能源、多种供热方式相结合的清洁供热体系。全市城镇供热面积9.19亿平方米，基本实现清洁供热。建成以四大燃气热电中心为主力热源、7座燃气尖峰锅炉房为调峰热源的城市热网，供热面积2.09亿平方米。完成31座新城燃煤集中供热中心清洁能源改造。建成海淀山后、通州运河核心区和昌平未来科学城等区域能源中心。
高耗能、高排放企业
累计淘汰退出2100多家
以能源消费革命为主线持续提升能源利用效率，本市不断强化能源消费总量和消费强度“三级双控”目标考核制度，落实分级管理责任，规范实施节能评估和节能监察，本市连续14年超额完成国家下达的节能目标任务，2021年万元地区生产总值能耗降至0.18吨标准煤/万元（可比价），较2012年累计下降38%，始终保持全国省级地区最好水平。节能减排工作深入推进，制定新增产业的禁止和限制目录，累计淘汰退出2100多家高耗能、高排放企业。
本市紧紧抓住“国际科技创新中心”功能定位，围绕储能、氢能、能源互联网等领域开展技术攻关。未来科学城“能源谷”聚集效应逐步显现，京津冀氢燃料电池汽车示范城市群获批，城市副中心国家绿色发展示范区建设加快推进。建成延庆能源互联网综合示范区、北京经开产业园“互联网+”智慧能源项目等国家首批“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目，推动国家区块链创新应用试点项目“区块链和工业互联网融合的燃气行业能源服务平台”建设，为北京能源转型和高质量发展注入新的强劲动力。
老旧小区供热管线
改造约5000多公里
据介绍，本市统筹城乡清洁能源设施建设，持续推进实施一批能源惠民工程，城乡居民生活用能品质显著提升。2012年以来，累计完成70多万户农宅抗震节能保温改造，老旧小区供热管线消隐改造约5000多公里，惠及老旧小区1700余个；完成300多个老旧小区配电网改造，惠及居民约17万户；完成燃气管网更新改造约300公里，更新燃气表、加装安全阀，惠及居民200多万户；完成电力架空线改造260余公里。
值得一提的是，本市还以能源合作为契机，持续拓宽区域能源合作范围。协同推动一批跨区域电力、燃气、供热重点项目建设。其中，张家口—北京可再生能源±500千伏柔性直流输电示范工程建成投运，创造12项世界第一，形成北京电网交直流混联新格局。此外，建成南蔡—房山、蔚县—门头沟等500千伏送电工程。实现中俄东线向北京供气。投运涿州热电长输供热管线工程，实现涿州向房山跨区域供热。累计疆电入京36亿千瓦时，带动当地218个家庭1190人脱贫。北京市与河北省、天津市、内蒙古自治区、山西省等周边省区市多层次能源交流合作取得新进展。
文/北京青年报记者 武文娟
#看北京非凡十年#【北京：已基本建立起现代能源体系】#共同关注二十大# 全市供电可靠率达99.995%、130多万户农村居民通过“煤改电”“煤改气”等实现清洁安全取暖、平原地区基本实现管道天然气“镇镇通”……北京青年报记者从市发改委获悉，党的十八大以来，本市全面打响污染防治攻坚战，经过不懈努力，基本建立起多源多向、清洁高效、覆盖城乡的现代能源体系，有力促进了城市空气环境质量持续改善和人民生活品质显著提升。
130多万户农村居民
实现清洁采暖
本市全面推进燃煤压减，先后建成四大燃气热电中心，淘汰燃煤机组272.5万千瓦，新增燃气机组724.2万千瓦，实现本地电力生产清洁化。实现31座新城集中供热中心、中心城区63座大型燃煤锅炉房清洁能源改造，累计完成约4万蒸吨燃煤锅炉清洁替代，基本实现城镇供暖和工业用煤清洁替代，平原地区基本实现“无煤化”。全市130多万户农村居民通过“煤改电”“煤改气”等实现清洁安全取暖。
同时，大力推动化解煤炭产能，全市600万吨煤炭产能全部退出，随着2020年大台煤矿关停，结束北京千年采煤史。全市煤炭消费量由2012年的2179.6万吨大幅削减到2021年的131万吨，占全市能源消费比重由2012年的25.2%下降到不足1.5%。据专业机构测算，压煤措施对PM2.5直接减排量贡献占五成以上（54%）、对SO2减排量贡献占八成以上（84%），能源结构加速优化有力支撑了全市空气环境质量持续显著改善。
平原地区基本实现
管道天然气“镇镇通”
本市突出分类推进，全面增强清洁能源设施能力建设。2021年，全社会用电量1233亿千瓦时，较2012年增长41%。最大电力负荷2564万千瓦，较2012年增长62.2%。本地电源装机总容量1339.8万千瓦，比2012年提高95.6%。全市外受电通道13条28回路，输送能力3400万千瓦，输送能力比2012年增长54.5%。500千伏和220千伏变电站达到12座、101座，比2012年分别增加3座、39座,全市供电可靠率99.995%，核心区和城市副中心行政办公区供电可靠率达到世界一流。累计建成充电桩26万个、换电站230座，平原地区社会公用桩平均充电服务半径小于5公里，重点区域小于0.9公里。
本市多源多向燃气供应体系不断完善，16个区全部连通管道天然气，平原地区基本实现管道天然气“镇镇通”。修订发布《北京市燃气管理条例》，燃气供应管理进一步规范。2021年，全市天然气消费量约190亿立方米，居民用户736.6万户。“‘1+4+N’+X”的供热格局不断完善，形成以热电联产、燃气供热为主导，多种能源、多种供热方式相结合的清洁供热体系。全市城镇供热面积9.19亿平方米，基本实现清洁供热。建成以四大燃气热电中心为主力热源、7座燃气尖峰锅炉房为调峰热源的城市热网，供热面积2.09亿平方米。完成31座新城燃煤集中供热中心清洁能源改造。建成海淀山后、通州运河核心区和昌平未来科学城等区域能源中心。
高耗能、高排放企业
累计淘汰退出2100多家
以能源消费革命为主线持续提升能源利用效率，本市不断强化能源消费总量和消费强度“三级双控”目标考核制度，落实分级管理责任，规范实施节能评估和节能监察，本市连续14年超额完成国家下达的节能目标任务，2021年万元地区生产总值能耗降至0.18吨标准煤/万元（可比价），较2012年累计下降38%，始终保持全国省级地区最好水平。节能减排工作深入推进，制定新增产业的禁止和限制目录，累计淘汰退出2100多家高耗能、高排放企业。
本市紧紧抓住“国际科技创新中心”功能定位，围绕储能、氢能、能源互联网等领域开展技术攻关。未来科学城“能源谷”聚集效应逐步显现，京津冀氢燃料电池汽车示范城市群获批，城市副中心国家绿色发展示范区建设加快推进。建成延庆能源互联网综合示范区、北京经开产业园“互联网+”智慧能源项目等国家首批“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目，推动国家区块链创新应用试点项目“区块链和工业互联网融合的燃气行业能源服务平台”建设，为北京能源转型和高质量发展注入新的强劲动力。
老旧小区供热管线
改造约5000多公里
据介绍，本市统筹城乡清洁能源设施建设，持续推进实施一批能源惠民工程，城乡居民生活用能品质显著提升。2012年以来，累计完成70多万户农宅抗震节能保温改造，老旧小区供热管线消隐改造约5000多公里，惠及老旧小区1700余个；完成300多个老旧小区配电网改造，惠及居民约17万户；完成燃气管网更新改造约300公里，更新燃气表、加装安全阀，惠及居民200多万户；完成电力架空线改造260余公里。
值得一提的是，本市还以能源合作为契机，持续拓宽区域能源合作范围。协同推动一批跨区域电力、燃气、供热重点项目建设。其中，张家口—北京可再生能源±500千伏柔性直流输电示范工程建成投运，创造12项世界第一，形成北京电网交直流混联新格局。此外，建成南蔡—房山、蔚县—门头沟等500千伏送电工程。实现中俄东线向北京供气。投运涿州热电长输供热管线工程，实现涿州向房山跨区域供热。累计疆电入京36亿千瓦时，带动当地218个家庭1190人脱贫。北京市与河北省、天津市、内蒙古自治区、山西省等周边省区市多层次能源交流合作取得新进展。
文/北京青年报记者 武文娟
130多万户农村居民
实现清洁采暖
本市全面推进燃煤压减，先后建成四大燃气热电中心，淘汰燃煤机组272.5万千瓦，新增燃气机组724.2万千瓦，实现本地电力生产清洁化。实现31座新城集中供热中心、中心城区63座大型燃煤锅炉房清洁能源改造，累计完成约4万蒸吨燃煤锅炉清洁替代，基本实现城镇供暖和工业用煤清洁替代，平原地区基本实现“无煤化”。全市130多万户农村居民通过“煤改电”“煤改气”等实现清洁安全取暖。
同时，大力推动化解煤炭产能，全市600万吨煤炭产能全部退出，随着2020年大台煤矿关停，结束北京千年采煤史。全市煤炭消费量由2012年的2179.6万吨大幅削减到2021年的131万吨，占全市能源消费比重由2012年的25.2%下降到不足1.5%。据专业机构测算，压煤措施对PM2.5直接减排量贡献占五成以上（54%）、对SO2减排量贡献占八成以上（84%），能源结构加速优化有力支撑了全市空气环境质量持续显著改善。
平原地区基本实现
管道天然气“镇镇通”
本市突出分类推进，全面增强清洁能源设施能力建设。2021年，全社会用电量1233亿千瓦时，较2012年增长41%。最大电力负荷2564万千瓦，较2012年增长62.2%。本地电源装机总容量1339.8万千瓦，比2012年提高95.6%。全市外受电通道13条28回路，输送能力3400万千瓦，输送能力比2012年增长54.5%。500千伏和220千伏变电站达到12座、101座，比2012年分别增加3座、39座,全市供电可靠率99.995%，核心区和城市副中心行政办公区供电可靠率达到世界一流。累计建成充电桩26万个、换电站230座，平原地区社会公用桩平均充电服务半径小于5公里，重点区域小于0.9公里。
本市多源多向燃气供应体系不断完善，16个区全部连通管道天然气，平原地区基本实现管道天然气“镇镇通”。修订发布《北京市燃气管理条例》，燃气供应管理进一步规范。2021年，全市天然气消费量约190亿立方米，居民用户736.6万户。“‘1+4+N’+X”的供热格局不断完善，形成以热电联产、燃气供热为主导，多种能源、多种供热方式相结合的清洁供热体系。全市城镇供热面积9.19亿平方米，基本实现清洁供热。建成以四大燃气热电中心为主力热源、7座燃气尖峰锅炉房为调峰热源的城市热网，供热面积2.09亿平方米。完成31座新城燃煤集中供热中心清洁能源改造。建成海淀山后、通州运河核心区和昌平未来科学城等区域能源中心。
高耗能、高排放企业
累计淘汰退出2100多家
以能源消费革命为主线持续提升能源利用效率，本市不断强化能源消费总量和消费强度“三级双控”目标考核制度，落实分级管理责任，规范实施节能评估和节能监察，本市连续14年超额完成国家下达的节能目标任务，2021年万元地区生产总值能耗降至0.18吨标准煤/万元（可比价），较2012年累计下降38%，始终保持全国省级地区最好水平。节能减排工作深入推进，制定新增产业的禁止和限制目录，累计淘汰退出2100多家高耗能、高排放企业。
本市紧紧抓住“国际科技创新中心”功能定位，围绕储能、氢能、能源互联网等领域开展技术攻关。未来科学城“能源谷”聚集效应逐步显现，京津冀氢燃料电池汽车示范城市群获批，城市副中心国家绿色发展示范区建设加快推进。建成延庆能源互联网综合示范区、北京经开产业园“互联网+”智慧能源项目等国家首批“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目，推动国家区块链创新应用试点项目“区块链和工业互联网融合的燃气行业能源服务平台”建设，为北京能源转型和高质量发展注入新的强劲动力。
老旧小区供热管线
改造约5000多公里
据介绍，本市统筹城乡清洁能源设施建设，持续推进实施一批能源惠民工程，城乡居民生活用能品质显著提升。2012年以来，累计完成70多万户农宅抗震节能保温改造，老旧小区供热管线消隐改造约5000多公里，惠及老旧小区1700余个；完成300多个老旧小区配电网改造，惠及居民约17万户；完成燃气管网更新改造约300公里，更新燃气表、加装安全阀，惠及居民200多万户；完成电力架空线改造260余公里。
值得一提的是，本市还以能源合作为契机，持续拓宽区域能源合作范围。协同推动一批跨区域电力、燃气、供热重点项目建设。其中，张家口—北京可再生能源±500千伏柔性直流输电示范工程建成投运，创造12项世界第一，形成北京电网交直流混联新格局。此外，建成南蔡—房山、蔚县—门头沟等500千伏送电工程。实现中俄东线向北京供气。投运涿州热电长输供热管线工程，实现涿州向房山跨区域供热。累计疆电入京36亿千瓦时，带动当地218个家庭1190人脱贫。北京市与河北省、天津市、内蒙古自治区、山西省等周边省区市多层次能源交流合作取得新进展。
文/北京青年报记者 武文娟
从供需两端深挖电力系统灵活性资源
电力系统灵活性近年来受到越来越多的关注，成为一个热点话题。碳达峰、碳中和目标下，电力系统将向适应大规模高比例新能源方向演进，变得更加清洁、低碳的同时，也迎来源、荷两端随机化新特性所带来的诸多难题。
一方面，随着经济社会向高质量发展阶段迈进，第三产业和居民用电占比不断攀升，负荷“尖峰化”“季节性”特性显著，负荷侧大量分布式能源接入导致源、荷界限模糊，给电力供应增加了挑战。另一方面，风光发电固有的间歇性和随机性导致供应端的稳定性和可控性降低，叠加枯水期水电出力受阻，易引发高比例可再生能源电力系统结构性缺电。
近年来，极端天气频发，更是加速了供需两端的特性变化，加剧了供需矛盾，使得系统同时面临新能源消纳和电力安全供应的双重挑战。这就要求电力系统能够以更加灵活的形态运行，满足各种场景下的供需平衡，保障电力安全稳定供应，提升新能源利用水平。
“24%”目标明确?
受制于灵活性资源短缺和市场机制不够完善，我国电力系统灵活性充裕度水平明显较低，导致过去较长时期存在新能源消纳难题。近些年，由于新能源发电消纳保障措施的实施和灵活性资源投入的加大，新能源消纳难题有所缓解。随着新能源在电力系统中的占比不断提升，未来，电力稳定可靠供应面临的挑战不断增多，尤其是极端天气下可能会导致新能源出力不足，增加了系统电力供应短缺的风险。若不加以重视和提升，未来我国新型电力系统灵活性困境将进一步加剧，届时灵活性不足将从制约新能源消纳的经济性问题扩展至威胁系统安全性和经济性的双重问题。
“十三五”期间，虽然电力系统灵活性得到了一定重视，但灵活性资源的开发利用进度远不及预期。中国电力企业联合会的数据显示，截至2019年年底，煤电灵活性改造只完成5775万千瓦，仅为目标改造容量的1/4。国家能源局的数据显示，截至2021年年底，煤电灵活性改造规模超过1亿千瓦，但占比仍不到煤电总装机容量的1/10。天然气发电、抽水蓄能、新型储能等灵活性资源的开发利用水平同样不足，截至2021年年底，全国天然气发电装机容量为1.08亿千瓦、抽水蓄能装机容量为3639万千瓦、新型储能装机容量为570万千瓦。目前，国家电网有限公司经营区需求侧响应能力达到2990万千瓦，约占最大用电负荷的3%。
面对我国电力系统灵活性整体不足的困境，《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出要全面提升电力系统调节能力和灵活性；《“十四五”现代能源体系规划》提出“到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%”的明确目标。据调查，截至2020年年底，全国灵活性电源装机容量或为1.32亿～4.07亿千瓦，为完成“24%”的目标，需要5年内新增3.13亿～5.88亿千瓦灵活性电源，实现该目标并非易事。
科学组合，优势互补
在以煤电为主的传统电力系统中，可再生能源比例较低且负荷特性相对稳定，源、荷两端供需不确定性和波动性较弱，依靠增加可控电源装机的方式能够保障电力系统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并网，源、荷两端呈现高度不确定性，电力系统有功功率不平衡时电力供需两端相互匹配调节的速率需求及幅度需求都明显增加，需要更为灵活地调节发电出力或用电需求，以满足供需平衡。
电力系统灵活性按照调节方式的不同可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，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，主要通过电源减少出力和需求侧增加需求来实现，侧重于提升新能源利用率。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，灵活性需求还表现出短、中、长等不同尺度的时间特性。
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、常规水电等；负荷侧灵活性主要通过需求响应、电动汽车车网协同等方式提供；抽水蓄能、新型储能、储氢等长短时储能是十分重要的储能侧灵活性资源；而电网侧灵活性则主要通过电网互联互济实现灵活性资源在更大时空范围内的调配。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。例如，煤电灵活性改造的成本为125元/千瓦左右，成本优势明显，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；抽水蓄能的单位投资成本为6300～7200元/千瓦，虽然成本略高，但对于短、中、长时间尺度的灵活性需求都具有明显的技术优势。
源、网、荷、储各类灵活性资源存在优势互补，多种资源的科学组合能够吸收各灵活性资源的优势，扬长避短，兼顾灵活性提升效果和经济性。因此，应注重多元提升手段，充分挖掘源、网、荷、储各环节灵活性资源，实现各类灵活性资源的协调发展和有序衔接，促进电力系统灵活性的持续稳定提升。
立足国情，有序推进
煤电灵活性改造依然是近中期电力系统灵活性提升的主要手段。“十四五”时期，煤电可通过加装储热装置以及对锅炉和汽轮机本体进行改造，实现“热电解耦”和降低最小出力，一方面加速煤电转型，参与辅助服务市场，由电量型电源向电力型电源转变；另一方面，煤电可为新能源发电“让路”，促进新能源消纳。“十五五”时期，煤电灵活性改造进程放缓，但仍是主要的灵活性资源。“十六五”时期，煤电装机容量递减，在新能源高比例并网的情况下，煤电主要承担灵活性调节的任务。
预计在“十四五”和“十五五”时期，储能仍处于发展阶段，抽水蓄能配合常规水电在发电侧持续发力，电化学储能发展日趋成熟，氢储能等长时储能发展起步。“十六五”时期，由于新能源装机占比不断提高，电力系统长时间尺度的灵活性需求要求储能具备持续出力能力，因此长时储能快速发展，能够实现跨天、跨周乃至跨季节调节。
近中期，需求侧灵活性资源在系统平衡中发挥的作用逐渐扩大，大工业用户需求响应和公用交通车网协同积极参与电力辅助服务市场，但受制于市场机制完善程度和智能设备的普及度，发展规模有限。“十六五”之后，需求侧灵活性资源作用明显，更大范围的电动汽车参与需求响应，车网协同范围进一步扩大，分布式电源与微电网结合，加上负荷聚合商积极参与市场，电力系统的灵活性将大幅提高。
除积极推动源、荷、储侧各类灵活性资源的发展，还应重视电网建设，不断完善市场机制。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。
调节供需，释放潜力?
随着新能源占比逐步提升直至成长为电力装机的主体，依靠其他灵活性资源满足系统灵活性需求、保障高比例新能源的消纳，不再符合新型电力系统的发展理念，会造成系统整体效益的下降。新能源应基于其技术特点主动提供灵活性，通过配置储能调整自身出力曲线、依靠电力电子设备提供调节能力、区域内联合调度运行实现多能互补等方式，为系统灵活性需求的减少和灵活性供应能力的提升做出应有贡献。
对于需求侧而言，除了积极开发需求响应资源，还应充分借助需求侧管理手段优化用电曲线，实现灵活性“供增需减”。设计合理的电价机制以及提倡节能高效的生活方式等措施都能够引导负荷侧用户改变用电行为、自发优化负荷曲线，在电力规划和运行管理之前或期间减少部分峰谷差、平滑和整体降低负荷曲线，提升电力系统的灵活性，继而在运行管理时调度可调用的需求侧资源，多环节多层次通过需求侧管理降低电力安全稳定运行的难度和成本。
电力市场虽无法单独提供灵活性调节资源，但合理的市场机制设计可以通过价格传递灵活性价值信号，引导系统中已有的灵活资源性释放或激励灵活性资源投资建设。在辅助服务市场中，通过完善对提供短时灵活性资源的补偿和激励机制，有助于市场提供功能更匹配的辅助服务，释放短时间尺度的灵活性潜力。在现货市场中，开展更灵活的市场交易和允许更短期的交易时间尺度，给予市场参与主体进行出力或需求的近实时调整，以及系统对电厂近实时的调度的可能，能够减少系统灵活性需求，充分释放中时间尺度灵活性潜力。在容量市场中，基于合理的收益保障机制，激励市场主体投资建设长时间尺度灵活性资源，能够保障系统长期灵活性容量充裕度，维持未来较长时间内的灵活性资源充足供应。不同典型市场之间的交易机制相互配合衔接，能够联合提高灵活性资源的跨时空配置效率，有效释放电力系统多时间尺度灵活性。
为加快构建新型电力系统，促进可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展，应“有主次、分先后、能互补”地全方位提升系统灵活性。需着重关注：明确灵活性资源发展定位，加强规划统筹衔接，源、网、荷、储多维度协同提升新型电力系统灵活调节能力；提升电源侧灵活性资源建设与利用水平，分步骤紧密衔接电源建设和灵活性挖掘策略；加强电网基础设施建设及智能化升级，提升电网的灵活运行能力和灵活性资源优化配置能力；深挖负荷侧资源系统价值，作为应对电力系统灵活调节高边际成本问题的关键手段；完善电力市场机制，引导灵活性资源在不同市场中更大程度释放其灵活性潜力。
电力系统灵活性近年来受到越来越多的关注，成为一个热点话题。碳达峰、碳中和目标下，电力系统将向适应大规模高比例新能源方向演进，变得更加清洁、低碳的同时，也迎来源、荷两端随机化新特性所带来的诸多难题。
一方面，随着经济社会向高质量发展阶段迈进，第三产业和居民用电占比不断攀升，负荷“尖峰化”“季节性”特性显著，负荷侧大量分布式能源接入导致源、荷界限模糊，给电力供应增加了挑战。另一方面，风光发电固有的间歇性和随机性导致供应端的稳定性和可控性降低，叠加枯水期水电出力受阻，易引发高比例可再生能源电力系统结构性缺电。
近年来，极端天气频发，更是加速了供需两端的特性变化，加剧了供需矛盾，使得系统同时面临新能源消纳和电力安全供应的双重挑战。这就要求电力系统能够以更加灵活的形态运行，满足各种场景下的供需平衡，保障电力安全稳定供应，提升新能源利用水平。
“24%”目标明确?
受制于灵活性资源短缺和市场机制不够完善，我国电力系统灵活性充裕度水平明显较低，导致过去较长时期存在新能源消纳难题。近些年，由于新能源发电消纳保障措施的实施和灵活性资源投入的加大，新能源消纳难题有所缓解。随着新能源在电力系统中的占比不断提升，未来，电力稳定可靠供应面临的挑战不断增多，尤其是极端天气下可能会导致新能源出力不足，增加了系统电力供应短缺的风险。若不加以重视和提升，未来我国新型电力系统灵活性困境将进一步加剧，届时灵活性不足将从制约新能源消纳的经济性问题扩展至威胁系统安全性和经济性的双重问题。
“十三五”期间，虽然电力系统灵活性得到了一定重视，但灵活性资源的开发利用进度远不及预期。中国电力企业联合会的数据显示，截至2019年年底，煤电灵活性改造只完成5775万千瓦，仅为目标改造容量的1/4。国家能源局的数据显示，截至2021年年底，煤电灵活性改造规模超过1亿千瓦，但占比仍不到煤电总装机容量的1/10。天然气发电、抽水蓄能、新型储能等灵活性资源的开发利用水平同样不足，截至2021年年底，全国天然气发电装机容量为1.08亿千瓦、抽水蓄能装机容量为3639万千瓦、新型储能装机容量为570万千瓦。目前，国家电网有限公司经营区需求侧响应能力达到2990万千瓦，约占最大用电负荷的3%。
面对我国电力系统灵活性整体不足的困境，《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出要全面提升电力系统调节能力和灵活性；《“十四五”现代能源体系规划》提出“到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%”的明确目标。据调查，截至2020年年底，全国灵活性电源装机容量或为1.32亿～4.07亿千瓦，为完成“24%”的目标，需要5年内新增3.13亿～5.88亿千瓦灵活性电源，实现该目标并非易事。
科学组合，优势互补
在以煤电为主的传统电力系统中，可再生能源比例较低且负荷特性相对稳定，源、荷两端供需不确定性和波动性较弱，依靠增加可控电源装机的方式能够保障电力系统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并网，源、荷两端呈现高度不确定性，电力系统有功功率不平衡时电力供需两端相互匹配调节的速率需求及幅度需求都明显增加，需要更为灵活地调节发电出力或用电需求，以满足供需平衡。
电力系统灵活性按照调节方式的不同可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，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，主要通过电源减少出力和需求侧增加需求来实现，侧重于提升新能源利用率。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，灵活性需求还表现出短、中、长等不同尺度的时间特性。
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、常规水电等；负荷侧灵活性主要通过需求响应、电动汽车车网协同等方式提供；抽水蓄能、新型储能、储氢等长短时储能是十分重要的储能侧灵活性资源；而电网侧灵活性则主要通过电网互联互济实现灵活性资源在更大时空范围内的调配。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。例如，煤电灵活性改造的成本为125元/千瓦左右，成本优势明显，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；抽水蓄能的单位投资成本为6300～7200元/千瓦，虽然成本略高，但对于短、中、长时间尺度的灵活性需求都具有明显的技术优势。
源、网、荷、储各类灵活性资源存在优势互补，多种资源的科学组合能够吸收各灵活性资源的优势，扬长避短，兼顾灵活性提升效果和经济性。因此，应注重多元提升手段，充分挖掘源、网、荷、储各环节灵活性资源，实现各类灵活性资源的协调发展和有序衔接，促进电力系统灵活性的持续稳定提升。
立足国情，有序推进
煤电灵活性改造依然是近中期电力系统灵活性提升的主要手段。“十四五”时期，煤电可通过加装储热装置以及对锅炉和汽轮机本体进行改造，实现“热电解耦”和降低最小出力，一方面加速煤电转型，参与辅助服务市场，由电量型电源向电力型电源转变；另一方面，煤电可为新能源发电“让路”，促进新能源消纳。“十五五”时期，煤电灵活性改造进程放缓，但仍是主要的灵活性资源。“十六五”时期，煤电装机容量递减，在新能源高比例并网的情况下，煤电主要承担灵活性调节的任务。
预计在“十四五”和“十五五”时期，储能仍处于发展阶段，抽水蓄能配合常规水电在发电侧持续发力，电化学储能发展日趋成熟，氢储能等长时储能发展起步。“十六五”时期，由于新能源装机占比不断提高，电力系统长时间尺度的灵活性需求要求储能具备持续出力能力，因此长时储能快速发展，能够实现跨天、跨周乃至跨季节调节。
近中期，需求侧灵活性资源在系统平衡中发挥的作用逐渐扩大，大工业用户需求响应和公用交通车网协同积极参与电力辅助服务市场，但受制于市场机制完善程度和智能设备的普及度，发展规模有限。“十六五”之后，需求侧灵活性资源作用明显，更大范围的电动汽车参与需求响应，车网协同范围进一步扩大，分布式电源与微电网结合，加上负荷聚合商积极参与市场，电力系统的灵活性将大幅提高。
除积极推动源、荷、储侧各类灵活性资源的发展，还应重视电网建设，不断完善市场机制。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。
调节供需，释放潜力?
随着新能源占比逐步提升直至成长为电力装机的主体，依靠其他灵活性资源满足系统灵活性需求、保障高比例新能源的消纳，不再符合新型电力系统的发展理念，会造成系统整体效益的下降。新能源应基于其技术特点主动提供灵活性，通过配置储能调整自身出力曲线、依靠电力电子设备提供调节能力、区域内联合调度运行实现多能互补等方式，为系统灵活性需求的减少和灵活性供应能力的提升做出应有贡献。
对于需求侧而言，除了积极开发需求响应资源，还应充分借助需求侧管理手段优化用电曲线，实现灵活性“供增需减”。设计合理的电价机制以及提倡节能高效的生活方式等措施都能够引导负荷侧用户改变用电行为、自发优化负荷曲线，在电力规划和运行管理之前或期间减少部分峰谷差、平滑和整体降低负荷曲线，提升电力系统的灵活性，继而在运行管理时调度可调用的需求侧资源，多环节多层次通过需求侧管理降低电力安全稳定运行的难度和成本。
电力市场虽无法单独提供灵活性调节资源，但合理的市场机制设计可以通过价格传递灵活性价值信号，引导系统中已有的灵活资源性释放或激励灵活性资源投资建设。在辅助服务市场中，通过完善对提供短时灵活性资源的补偿和激励机制，有助于市场提供功能更匹配的辅助服务，释放短时间尺度的灵活性潜力。在现货市场中，开展更灵活的市场交易和允许更短期的交易时间尺度，给予市场参与主体进行出力或需求的近实时调整，以及系统对电厂近实时的调度的可能，能够减少系统灵活性需求，充分释放中时间尺度灵活性潜力。在容量市场中，基于合理的收益保障机制，激励市场主体投资建设长时间尺度灵活性资源，能够保障系统长期灵活性容量充裕度，维持未来较长时间内的灵活性资源充足供应。不同典型市场之间的交易机制相互配合衔接，能够联合提高灵活性资源的跨时空配置效率，有效释放电力系统多时间尺度灵活性。
为加快构建新型电力系统，促进可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展，应“有主次、分先后、能互补”地全方位提升系统灵活性。需着重关注：明确灵活性资源发展定位，加强规划统筹衔接，源、网、荷、储多维度协同提升新型电力系统灵活调节能力；提升电源侧灵活性资源建设与利用水平，分步骤紧密衔接电源建设和灵活性挖掘策略；加强电网基础设施建设及智能化升级，提升电网的灵活运行能力和灵活性资源优化配置能力；深挖负荷侧资源系统价值，作为应对电力系统灵活调节高边际成本问题的关键手段；完善电力市场机制，引导灵活性资源在不同市场中更大程度释放其灵活性潜力。
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