一是電源側靈活資源潛力挖掘不足，常規(guī)火電改造推進滯后，抽蓄等靈活調節(jié)電源建設緩慢，清潔能源可提供靈活性資源不確定性強，導致靈活性資源供應結構問題突出。

火電靈活性改造進度遲緩，嚴重滯后規(guī)劃規(guī)模。截至2019年底“三北”地區(qū)火電靈活性改造規(guī)模5775萬千瓦，僅完成電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃目標28%左右。受近兩年來新能源棄能限電情況好轉影響，火電靈活性改造后參與輔助服務市場邊際收益不斷下降，影響火電企業(yè)改造積極性；另一方面隨著國家連續(xù)兩年下調電價水平，降價壓力進一步傳導到發(fā)電側上網(wǎng)環(huán)節(jié)，同時受電煤價格波動影響，煤電企業(yè)生存壓力加劇，推動靈活性改造動力不足。

燃氣發(fā)電以熱電聯(lián)產(chǎn)為主，調節(jié)能力有限。截至2019年底，我國氣電規(guī)模9022萬千瓦，熱電聯(lián)產(chǎn)機組占比70%以上，調節(jié)能力僅為額定容量10%-15%。我國70%氣電布局在“三華”地區(qū)，其中華北地區(qū)以熱電聯(lián)產(chǎn)為主，實行“以熱定電”運行方式，華中、華東地區(qū)氣電發(fā)展早期以調峰為主，后期為滿足工業(yè)熱負荷需求，熱電聯(lián)產(chǎn)規(guī)?？焖偬嵘?，同時夏季工況還存在明顯出力受阻問題。

可調節(jié)水電比重低，調節(jié)能力受豐枯期影響大，流域梯級水電開發(fā)建設不協(xié)同。我國具有調節(jié)能力水電裝機規(guī)模小、比重低，水電調節(jié)能力受來水情況制約，存在明顯豐枯季差異，且梯級水電開發(fā)中龍頭水電站建設緩慢，流域綜合調節(jié)性能差。以四川為例，具有季、年調節(jié)能力水庫電站裝機僅占水電總裝機的36%，枯期調節(jié)能力較強，但豐期基本滿發(fā)，調節(jié)空間很小。同時水電站需考慮防洪、灌溉和航運需求，“以水定電”導致實際可發(fā)揮調節(jié)能力不如預期。

抽水蓄能電站存在成本疏導和生態(tài)環(huán)境風險。新修訂《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確提出抽水蓄能電站等不得計入輸配電定價成本，依托現(xiàn)有兩部制電價，可能面臨電費結算風險。此外，目前我國部分抽水蓄能規(guī)劃站點落在有關省份劃定生態(tài)紅線區(qū)內，存在重大環(huán)境敏感制約因素，直接影響項目可行性和核準工作進展。

核電尚不具備日跟蹤調節(jié)能力。我國核電機組承擔基荷，正常情況下一般保持額定功率運行，在節(jié)假日、惡劣天氣等特殊時段，調控機構依據(jù)并網(wǎng)調度協(xié)議安排核電機組停機或降功率運行配合電網(wǎng)調峰，但從技術標準、操作規(guī)范、運行經(jīng)驗等方面，國內核電還無法廣泛頻繁參與系統(tǒng)調峰，參與調峰頻次及深度仍不能完全滿足電網(wǎng)需要。

二是需求側靈活性資源潛在類型多，但受價格、激勵機制、基礎設施約束，實施規(guī)模偏小，實現(xiàn)方式相對單一。

目前以有序用電實現(xiàn)“削峰”為主要應用方式，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定時段，轉移負荷“填谷”能力不足。實時電價機制尚未建立，現(xiàn)行峰谷電價存在價差和峰谷時段劃分調整不及時等問題，難以充分引導用電行為。同時，智能傳感器等需求側響應基礎設施仍未全面普及，“虛擬電廠”等新型用能和調節(jié)方式尚處于試點示范階段。

三是電網(wǎng)側靈活性資源種類少、技術要求高，主要集中在跨區(qū)直流通道運行曲線靈活性方面。

特高壓直流通道運行曲線多采用分高峰—低谷的二段式，一定程度上參與受端區(qū)域調峰，但調節(jié)頻次和幅度基本固定，且基本不考慮送端調峰需求。隨著特高壓直流通道輸送風光等新能源電量訴求上升，傳統(tǒng)兩段式運行曲線不能夠有效實現(xiàn)跟隨送端配套新能源特性。

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