加快發展零碳靈活性資源是構建新型電力系統的迫切任務

為了充分釋放新型短時靈活性資源潛力，推進多主體、多品種的輔助服務市場建設應是電力市場改革的重點方向。

為激勵中時靈活性資源發展，應利用現貨市場發現不同時間維度的電量價值，以此激勵靈活性資源響應電網需求。

長時靈活性資源的發展仍需推動以氫能為代表的技術突破，加快其在未來十年的試點、示范與早期市場化應用。

2023年6月，國家能源局發布《新型電力系統發展藍皮書》，明確了我國構建新型電力系統的方向，即“推動新能源成為發電量增量主體”，“電力供給結構以化石能源發電為主體向新能源提供可靠電力支撐轉變”。然而，在可再生能源大規模開發的背景下，電力系統面臨更高的靈活性需求，這已成為新型電力系統建設過程中面臨的主要挑戰之一。

近些年，電力系統供需雙方的不確定性帶來的電力系統靈活性缺口凸顯。一方面，我國風、光、水等可再生能源滲透率不斷提高，2022年年底裝機占比已達47.3%。由于可再生能源出力受到天氣、季節影響顯著，電力供給端不確定性增加。例如，2022年7―8月受汛期來水偏枯影響，四川省的水電出力減少，水電利用小時數較前一年同期下降12%，19個市（州）采取了工業側限電措施。另一方面，伴隨經濟發展、終端電氣化和極端天氣頻發等多重因素影響，電力負荷側波動性愈發強烈。多年來，我國的電力需求持續增長。2015―2022年全社會用電量年復合增長率達6.1%，最大用電負荷增速更高，年復合增長率為7.1%。此外，極端高溫和嚴寒等天氣會造成電力負荷的短期劇烈波動。例如，2022年夏季我國平均氣溫升高1.2℃，最大負荷同比增長7992萬千瓦，其中的80%來自空調制冷負荷。

在此背景下，如何加速發展清潔靈活性資源、保障高比例可再生能源電力系統的靈活性需求，已成為構建新型電力系統的迫切任務。本文重點關注源側和網側靈活性資源，在短時、中時、長時三個時間尺度上探討對應的重點零碳靈活性技術、發展現狀與未來展望。短時靈活性是在分鐘級及以下的時間尺度上維持系統安全可靠，如維持頻率和電壓穩定等；中時靈活性是在小時至多日的時間尺度上，來應對如非水可再生能源與負荷波動引發的系統電力平衡需求；長時靈活性是在周至季節的時間尺度上應對系統平衡需求，如應對用電負荷和水電的季節性變化。

短時靈活性：完善輔助服務市場是釋放電化學儲能等靈活性資源潛力的破局之道

可提供短時靈活性（分鐘級以下）的技術多樣且成熟，包括煤電、氣電、常規可調節水電、抽水蓄能和電化學儲能。其中，以鋰離子為代表的電化學儲能是目前商業化成熟且適合快速大規模部署的資源。與抽水蓄能、煤電等傳統調節手段相比，電化學儲能響應時間最短、調節速率最高。憑借極佳的技術特性，電化學儲能應當成為提供短時輔助服務的主力資源之一，可為電網提供調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務。

隨著新能源配儲等政策的實施，電化學儲能裝機規模迅速擴大，但利用率仍低于預期。2020―2022年，電化學儲能年復合增長率為34%，2022年的裝機容量達到853萬千瓦。據中關村儲能產業技術聯盟預測，到2025年年底，電化學儲能累計裝機規模將達到5500萬千瓦。電化學儲能規模化蓬勃發展，但整體利用率偏低，平均等效利用系數為12.2%，新能源配儲系數僅有6.1%。這意味著已建儲能電站調用情況較差，其靈活調節能力未能被充分利用，進而導致電化學儲能投資收益低于預期。

為充分釋放以電化學儲能為代表的新型短時靈活性資源潛力，推進多主體、多品種的輔助服務市場建設應是電力市場改革的重點方向。首先，應給予符合靈活調節能力要求的各類資源同等的市場主體地位。近些年，我國多地輔助服務市場實現了供給主體擴維，納入了更多類型、更低裝機規模、更低調度等級的靈活性資源。例如，華東區域于2022年更新電力輔助服務管理實施細則，將輔助服務擴展至接入電壓等級35kV及以上的風電、光伏、自備電廠、抽水蓄能等發電側并網主體、可調節負荷和新型公用儲能電站。接下來，應不斷擴充輔助服務交易品種，完善市場化交易機制。目前，各省份（二次）調頻輔助服務多采用市場化交易，而備用、轉動慣量、無功補償、爬坡輔助服務主要通過“兩個細則”進行固定補償。

從國際經驗來看，電力市場發展較為成熟且新能源占比較高地區的輔助服務，正朝著細分品種更多、市場化交易定價的方向發展。例如，美國加利福尼亞州電力輔助服務市場有4個響應速度與方向不同的輔助服務品種，即向上調頻、向下調頻、旋轉備用和非旋轉備用。英國電力市場擁有3種調頻服務、5種備用服務、2種無功支持服務和黑啟動服務，其中的2種為無償強制服務，其余均通過雙邊協商或集中競價等市場化方式確定交易價格，市場設計者會根據系統需求不斷推出新的服務品種或更替現有品種。

中時靈活性：全面推動新能源和抽水蓄能等靈活性資源參與現貨市場，以現貨價格信號促進移峰填谷

儲能型光熱發電、壓縮空氣儲能、抽水蓄能等技術均可以為電力系統提供中時靈活性（小時級至多日），但它們的應用在不同程度上受到技術成熟度、建造成本和地理位置等因素的限制。

相比之下，抽水蓄能是目前最具大規模發展潛力的中時靈活性資源。抽水蓄能可為電網提供調峰、填谷、事故備用等多種功能，儲能時長通常為8~12小時，循環效率在75%~80%。抽水蓄能可以在短時間（5分鐘）內響應調度信號迅速啟動，僅需10分鐘即可完成從滿負荷抽水到滿負荷發電的過程，調節范圍在±100%。據《抽水蓄能產業發展報告2022》統計，截至2022年我國抽水蓄能總裝機容量達到4600萬千瓦，已納入規劃的抽水蓄能站點資源總量約8.23億千瓦，已建和核準在建的裝機規模達到1.7億千瓦，項目覆蓋全國28個省（區、市）。

為激勵中時靈活性資源發展，應充分利用現貨市場發現不同時間維度的電能量價值，以電價波動激勵靈活性資源響應電網需求。現貨市場設計一般以15分鐘作為最小出清時段，交易品種包括日前、日內和實時市場，即對應著中時靈活性的時間范圍。目前，山西、山東、廣東、甘肅、蒙西等地現貨市場發展走在全國前列，已進入長周期連續試運行階段。“十四五”期間，應全面建成省級現貨市場，推動新能源、核電、水電等優先發電的電量更高比例進入電力市場，充分發揮現貨市場實時發現電量價值的能力。同時，應進一步放寬現貨市場限價幅度，這有助于應對新能源比例上升帶來的發用電平衡難度增加，通過現貨市場提供的價格信號促進靈活性資源的優化調配。

具體來說，推動抽水蓄能進入電力現貨市場，可以合理疏導抽水蓄能成本，增加其盈利能力，激發抽水蓄能電站投資熱情。2021年，國家發展改革委印發的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》明確提出，要逐步推動抽水蓄能電站進入電能量市場。2022年，山東省開始探索推動抽水蓄能電站享受新型儲能相關政策，推動抽水蓄能電站進入電力市場，平等參與電力中長期交易、現貨市場交易及輔助服務市場。今年8月，青海省發展改革委就《青海省抽水蓄能項目管理辦法（試行）》公開征求意見，明確推動抽水蓄能電站作為獨立主體參與電力市場交易，逐步實現電站主要通過參與市場回收成本、獲得收益。同月，山西省已經有首座抽水蓄能電站參與電力現貨市場。抽水蓄能進入電力現貨市場后，對保障當地的電力供應、電網安全，推動能源綠色低碳轉型具有重要的意義。

長時靈活性：探索以氫能為代表的多樣化技術路線，突破核心技術自主研發瓶頸

目前，火電和大型水電依然是提供長時靈活性（周至季節）的主要來源，適應未來新型電力系統的零碳長時靈活性技術路線尚不明確。在碳中和的背景下，煤電將面臨更嚴格的發展約束；氣電需要解決本土氣源不足、供應安全風險等問題，難以在全國范圍成為主要過渡手段；水電存在地理局限性強、資源分布不均的發展約束。為解決長時靈活性資源短缺的矛盾，應鼓勵綠電制氫-氫能發電、火電+捕集、利用與封存（CCUS）等多樣化創新技術發展。火電廠搭配CCUS技術是化石能源發電近零排放的唯一技術選擇，但捕集源二氧化碳濃度較低，技術成本高，火電廠加裝CCUS技術后的發電成本會升高60%（參考：張賢，楊曉亮，魯璽，等. 中國二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）年度報告（2023）[R]. 中國21世紀議程管理中心，全球碳捕集與封存研究院，清華大學. 2023.），CCUS技術的大規模應用仍需要低成本、低能耗的關鍵技術研發。而氫能憑借其可零碳循環、可規模化、可存儲、可運輸等特性，有望成為在電力、工業、交通等多個領域中極具潛力的零碳技術。

實現氫能在電力系統的推廣和大規模應用，必須打通制氫-儲氫-運氫-氫能發電的全產業鏈。在制氫與儲氫環節，我國從核心設備到制備工藝方面都與國際水平存在較大的差距。例如，目前國內對高壓氣態儲氫技術僅掌握35MPa儲氣，而70MPa儲氣技術主要依賴從國外引進。在氫能發電環節，我國尚未掌握大型燃氣輪機的核心技術，在燃氫型燃氣輪機研發方面遠遠落后于國外廠家，市場主要的燃氫型燃氣輪機均為國外廠家設計研發。因此，暫時缺乏核心技術導致推廣氫能發電需要進口昂貴的國外設備，在燃氣機組壽命期內進行摻氫改造的整體經濟性差，阻礙了其大規模應用。

由此可見，長時靈活性資源的發展仍需推動以氫能為代表的技術突破，通過更具系統性的政策措施加快其在未來十年的試點、示范與早期市場化應用。以氫能為例，在“十四五”期間應著重掌握制氫、儲氫、氫能發電（如氫燃機領域）的核心技術，從而大幅降低綠氫發電應用的全供應鏈成本。“十五五”期間應大范圍推廣利用風、光、水等可再生能源發電制氫技術，長期存儲與長距離運輸技術，并在電力供應短缺、需要靈活性支持的時間與空間點開展利用氫能發電提供電力的試點與商業化應用示范。

政策、市場、技術合力促進零碳靈活性資源規模化發展

我國的資源稟賦決定了傳統電力系統主要依靠煤電與水電作為可靈活調節的電源，但在構建新型電力系統的進程中，如何加速發展零碳靈活性資源、保障多時間尺度的系統靈活性已成為迫切任務。從技術維度看，傳統的煤電、氣電、水電等技術受到碳排放、燃料供應安全、地理位置等發展約束，亟需大力發展以電化學儲能、抽水蓄能、氫能為代表的多樣化電能存儲技術。

目前，電化學儲能、抽水蓄能等技術發展最為成熟，但還需完善電力市場機制以充分釋放其靈活調節能力，通過合理的市場激勵促進靈活性資源大規模投資。當務之急便是加速建設和運行省級電能量現貨市場與輔助服務市場，推動多元主體平等參與電力市場，從而充分利用市場手段優化調配靈活性資源，保障系統運行安全穩定，促進可再生能源消納。

相比之下，氫能、儲能型光熱發電等創新技術尚處于商業化初期，且部分技術存在自主研發瓶頸。國家與省級地方政府宜提供差異化、精細化的政策扶持與激勵措施，鼓勵這些靈活性潛力巨大，但短期內難以實現經濟效益的零碳靈活性技術的發展與應用，推動試點示范應用，促進相關產業集群發展。
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