“电力协调运行能力不断加强，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%。”近日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》），其中围绕提高能源系统效率，提出两个明确指标。

　　提高能源系统效率、合理配置能源资源涉及现代能源体系建设的方方面面，如何高质量完成两组发展指标提出的要求，业内专家给出他们的看法。

　　《规划》中除对2025年灵活调节电源占比指标提出“占比达到24%左右”要求外，还在“专栏三：能源绿色低碳转型工程”中，单独列出灵活调节电源一项，就实现路径给出建议。

　　其中提及将推进桐城、磐安、泰安二期、浑源等抽水蓄能电站建设，开工大雅河、尚志、滦平等28个抽水蓄能电站，开展黄河上游梯级电站大型储能项目研究等工作。

　　“与火电相比，水电是可以压负荷到零并随时启动的优质调峰电源。高效开发水电的灵活调节作用，抽水蓄能电站的推进建设是第一步，常规水电增加抽水调蓄功能是第二步。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭表示。

　　针对《规划》中提到的“开展黄河上游梯级电站大型储能项目研究”，张博庭指出，在纯抽水蓄能无法保证长时间供电的情况下，应加快研究此类将梯级电站改造成混合式抽水蓄能电站的项目，“混合式抽水蓄能电站是一种非常理想的‘长时蓄能’方式，可以更好的应对新能源发电波动性、间歇性特征带来的挑战。”

　　《规划》发布不久之前，国家能源局印发《关于开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作有关事项的通知》，指出将以已建、在建和规划的大型水电基地为支撑，统筹推进可再生能源一体化综合开发基地建设，明确将新能源规划置于可再生能源的大系统中考虑，以调节电源来统筹布局。

　　“可再生能源一体化规划突出的就是水风光的资源特性互补。常规水电、抽水蓄能电站具有规模大、长周期储能和快速响应的显着特点。”水电水利规划设计总院规划部正高级工程师韩冬表示，通过常规水电、抽水蓄能电站的灵活调度平抑风电和光伏发电的日内随机波动或日间周期波动，可以发挥风光电源的季节性补偿效益，增加水电基地枯期出力。

　　针对规划中提出的要“重点对30万千瓦及以下煤电机组进行灵活性改造，对于调峰困难地区研究推动60万千瓦亚临界煤电机组灵活性改造”，中国电力技术市场协会副会长赵风云强调，要进一步完善市场化电价机制，体现电能的时间价值，煤电厂主要靠调峰辅助服务获得收益。

　　“储热型太阳能热发电与风电、光伏同场建设时，在实现低廉储能的同时，也能够发挥调峰能力，下一步要根据风电、光伏、光热发电的特性，分析多种能源在时间上的互补性，解决风光热储的布置及控制策略难点。”可胜技术董事长兼总工程师金建祥表示，同时需要进一步完善电价政策，充分体现出光热发电的调峰价值。

　　“力争到 2025 年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%，其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的 5%左右。”《规划》明确指出，要大力提升电力负荷弹性。

　　“电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%这一发展指标可以说是向国际先进水平看齐，以美国电力批发市场为例，需求侧响应容量占高峰负荷的比例约5%。”清华大学电机系副教授钟海旺表示。

　　《规划》中提出，要引导大工业负荷参与辅助服务市场，鼓励电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷改善生产工艺和流程，发挥可中断负荷、可控负荷等功能。

　　“与电源侧、电网侧相比，用户侧的情况更加复杂和多元化，每一类用户的生产方式、负荷特性都不一样，比如电解铝企业和铁合金企业的负荷特性就不一样。”钟海旺指出，提升电力需求侧响应能力，除了解决技术方面的问题，还需要注重机制方面的问题，在不影响用户正常生产、生活的情况下，以合理的激励机制引导用户主动参与需求侧响应，削减尖峰负荷，从而提升电力系统整体运营效率。

　　有效整合分散需求响应资源，亟需通过市场化方式调动负荷侧资源积极性。事实上，我国多个省份已明确需求侧响应资源的市场主体地位，下一步，电力需求响应将在辅助服务市场、现货市场中进行交易。

　　以电力需求响应的实践规模、次数位居国内前列的江苏省为例，该省根据调控时间、通知时间和响应速度为用户制定了不同的激励标准。举例来说，某家企业参与削峰需求响应，如果提前一天通知，响应时段是13时至14时，那么响应速度系数就为1，如果调控时长不超过1小时，那每千瓦就按10元计算，用户在该时段降低负荷2万千瓦，预计获得激励20万元。

　　“源荷双方不要说源就是源，说荷就是荷，要改变原有的不同能源品种、不同供应环节单独规划、单独设计、单独运行的传统模式。”赵风云建议，要通过综合智慧能源项目，实现横向能源品种之间、纵向“源网荷储用”能源供应环节之间的协同和互动。