加快发展零碳灵活性资源是构建新型电力系统的迫切任务

为了充分释放新型短时灵活性资源潜力，推进多主体、多品种的辅助服务市场建设应是电力市场改革的重点方向。

为激励中时灵活性资源发展，应利用现货市场发现不同时间维度的电量价值，以此激励灵活性资源响应电网需求。

长时灵活性资源的发展仍需推动以氢能为代表的技术突破，加快其在未来十年的试点、示范与早期市场化应用。

2023年6月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，明确了我国构建新型电力系统的方向，即“推动新能源成为发电量增量主体”，“电力供给结构以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变”。然而，在可再生能源大规模开发的背景下，电力系统面临更高的灵活性需求，这已成为新型电力系统建设过程中面临的主要挑战之一。

近些年，电力系统供需双方的不确定性带来的电力系统灵活性缺口凸显。一方面，我国风、光、水等可再生能源渗透率不断提高，2022年年底装机占比已达47.3%。由于可再生能源出力受到天气、季节影响显著，电力供给端不确定性增加。例如，2022年7―8月受汛期来水偏枯影响，四川省的水电出力减少，水电利用小时数较前一年同期下降12%，19个市（州）采取了工业侧限电措施。另一方面，伴随经济发展、终端电气化和极端天气频发等多重因素影响，电力负荷侧波动性愈发强烈。多年来，我国的电力需求持续增长。2015―2022年全社会用电量年复合增长率达6.1%，最大用电负荷增速更高，年复合增长率为7.1%。此外，极端高温和严寒等天气会造成电力负荷的短期剧烈波动。例如，2022年夏季我国平均气温升高1.2℃，最大负荷同比增长7992万千瓦，其中的80%来自空调制冷负荷。

在此背景下，如何加速发展清洁灵活性资源、保障高比例可再生能源电力系统的灵活性需求，已成为构建新型电力系统的迫切任务。本文重点关注源侧和网侧灵活性资源，在短时、中时、长时三个时间尺度上探讨对应的重点零碳灵活性技术、发展现状与未来展望。短时灵活性是在分钟级及以下的时间尺度上维持系统安全可靠，如维持频率和电压稳定等；中时灵活性是在小时至多日的时间尺度上，来应对如非水可再生能源与负荷波动引发的系统电力平衡需求；长时灵活性是在周至季节的时间尺度上应对系统平衡需求，如应对用电负荷和水电的季节性变化。

短时灵活性：完善辅助服务市场是释放电化学储能等灵活性资源潜力的破局之道

可提供短时灵活性（分钟级以下）的技术多样且成熟，包括煤电、气电、常规可调节水电、抽水蓄能和电化学储能。其中，以锂离子为代表的电化学储能是目前商业化成熟且适合快速大规模部署的资源。与抽水蓄能、煤电等传统调节手段相比，电化学储能响应时间最短、调节速率最高。凭借极佳的技术特性，电化学储能应当成为提供短时辅助服务的主力资源之一，可为电网提供调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务。

随着新能源配储等政策的实施，电化学储能装机规模迅速扩大，但利用率仍低于预期。2020―2022年，电化学储能年复合增长率为34%，2022年的装机容量达到853万千瓦。据中关村储能产业技术联盟预测，到2025年年底，电化学储能累计装机规模将达到5500万千瓦。电化学储能规模化蓬勃发展，但整体利用率偏低，平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅有6.1%。这意味着已建储能电站调用情况较差，其灵活调节能力未能被充分利用，进而导致电化学储能投资收益低于预期。

为充分释放以电化学储能为代表的新型短时灵活性资源潜力，推进多主体、多品种的辅助服务市场建设应是电力市场改革的重点方向。首先，应给予符合灵活调节能力要求的各类资源同等的市场主体地位。近些年，我国多地辅助服务市场实现了供给主体扩维，纳入了更多类型、更低装机规模、更低调度等级的灵活性资源。例如，华东区域于2022年更新电力辅助服务管理实施细则，将辅助服务扩展至接入电压等级35kV及以上的风电、光伏、自备电厂、抽水蓄能等发电侧并网主体、可调节负荷和新型公用储能电站。接下来，应不断扩充辅助服务交易品种，完善市场化交易机制。目前，各省份（二次）调频辅助服务多采用市场化交易，而备用、转动惯量、无功补偿、爬坡辅助服务主要通过“两个细则”进行固定补偿。

从国际经验来看，电力市场发展较为成熟且新能源占比较高地区的辅助服务，正朝着细分品种更多、市场化交易定价的方向发展。例如，美国加利福尼亚州电力辅助服务市场有4个响应速度与方向不同的辅助服务品种，即向上调频、向下调频、旋转备用和非旋转备用。英国电力市场拥有3种调频服务、5种备用服务、2种无功支持服务和黑启动服务，其中的2种为无偿强制服务，其余均通过双边协商或集中竞价等市场化方式确定交易价格，市场设计者会根据系统需求不断推出新的服务品种或更替现有品种。

中时灵活性：全面推动新能源和抽水蓄能等灵活性资源参与现货市场，以现货价格信号促进移峰填谷

储能型光热发电、压缩空气储能、抽水蓄能等技术均可以为电力系统提供中时灵活性（小时级至多日），但它们的应用在不同程度上受到技术成熟度、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规模发展潜力的中时灵活性资源。抽水蓄能可为电网提供调峰、填谷、事故备用等多种功能，储能时长通常为8~12小时，循环效率在75%~80%。抽水蓄能可以在短时间（5分钟）内响应调度信号迅速启动，仅需10分钟即可完成从满负荷抽水到满负荷发电的过程，调节范围在±100%。据《抽水蓄能产业发展报告2022》统计，截至2022年我国抽水蓄能总装机容量达到4600万千瓦，已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿千瓦，已建和核准在建的装机规模达到1.7亿千瓦，项目覆盖全国28个省（区、市）。

为激励中时灵活性资源发展，应充分利用现货市场发现不同时间维度的电能量价值，以电价波动激励灵活性资源响应电网需求。现货市场设计一般以15分钟作为最小出清时段，交易品种包括日前、日内和实时市场，即对应着中时灵活性的时间范围。目前，山西、山东、广东、甘肃、蒙西等地现货市场发展走在全国前列，已进入长周期连续试运行阶段。“十四五”期间，应全面建成省级现货市场，推动新能源、核电、水电等优先发电的电量更高比例进入电力市场，充分发挥现货市场实时发现电量价值的能力。同时，应进一步放宽现货市场限价幅度，这有助于应对新能源比例上升带来的发用电平衡难度增加，通过现货市场提供的价格信号促进灵活性资源的优化调配。

具体来说，推动抽水蓄能进入电力现货市场，可以合理疏导抽水蓄能成本，增加其盈利能力，激发抽水蓄能电站投资热情。2021年，国家发展改革委印发的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确提出，要逐步推动抽水蓄能电站进入电能量市场。2022年，山东省开始探索推动抽水蓄能电站享受新型储能相关政策，推动抽水蓄能电站进入电力市场，平等参与电力中长期交易、现货市场交易及辅助服务市场。今年8月，青海省发展改革委就《青海省抽水蓄能项目管理办法（试行）》公开征求意见，明确推动抽水蓄能电站作为独立主体参与电力市场交易，逐步实现电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。同月，山西省已经有首座抽水蓄能电站参与电力现货市场。抽水蓄能进入电力现货市场后，对保障当地的电力供应、电网安全，推动能源绿色低碳转型具有重要的意义。

长时灵活性：探索以氢能为代表的多样化技术路线，突破核心技术自主研发瓶颈

目前，火电和大型水电依然是提供长时灵活性（周至季节）的主要来源，适应未来新型电力系统的零碳长时灵活性技术路线尚不明确。在碳中和的背景下，煤电将面临更严格的发展约束；气电需要解决本土气源不足、供应安全风险等问题，难以在全国范围成为主要过渡手段；水电存在地理局限性强、资源分布不均的发展约束。为解决长时灵活性资源短缺的矛盾，应鼓励绿电制氢-氢能发电、火电+捕集、利用与封存（CCUS）等多样化创新技术发展。火电厂搭配CCUS技术是化石能源发电近零排放的唯一技术选择，但捕集源二氧化碳浓度较低，技术成本高，火电厂加装CCUS技术后的发电成本会升高60%（参考：张贤，杨晓亮，鲁玺，等. 中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2023）[R]. 中国21世纪议程管理中心，全球碳捕集与封存研究院，清华大学. 2023.），CCUS技术的大规模应用仍需要低成本、低能耗的关键技术研发。而氢能凭借其可零碳循环、可规模化、可存储、可运输等特性，有望成为在电力、工业、交通等多个领域中极具潜力的零碳技术。

实现氢能在电力系统的推广和大规模应用，必须打通制氢-储氢-运氢-氢能发电的全产业链。在制氢与储氢环节，我国从核心设备到制备工艺方面都与国际水平存在较大的差距。例如，目前国内对高压气态储氢技术仅掌握35MPa储气，而70MPa储气技术主要依赖从国外引进。在氢能发电环节，我国尚未掌握大型燃气轮机的核心技术，在燃氢型燃气轮机研发方面远远落后于国外厂家，市场主要的燃氢型燃气轮机均为国外厂家设计研发。因此，暂时缺乏核心技术导致推广氢能发电需要进口昂贵的国外设备，在燃气机组寿命期内进行掺氢改造的整体经济性差，阻碍了其大规模应用。

由此可见，长时灵活性资源的发展仍需推动以氢能为代表的技术突破，通过更具系统性的政策措施加快其在未来十年的试点、示范与早期市场化应用。以氢能为例，在“十四五”期间应着重掌握制氢、储氢、氢能发电（如氢燃机领域）的核心技术，从而大幅降低绿氢发电应用的全供应链成本。“十五五”期间应大范围推广利用风、光、水等可再生能源发电制氢技术，长期存储与长距离运输技术，并在电力供应短缺、需要灵活性支持的时间与空间点开展利用氢能发电提供电力的试点与商业化应用示范。

政策、市场、技术合力促进零碳灵活性资源规模化发展

我国的资源禀赋决定了传统电力系统主要依靠煤电与水电作为可灵活调节的电源，但在构建新型电力系统的进程中，如何加速发展零碳灵活性资源、保障多时间尺度的系统灵活性已成为迫切任务。从技术维度看，传统的煤电、气电、水电等技术受到碳排放、燃料供应安全、地理位置等发展约束，亟需大力发展以电化学储能、抽水蓄能、氢能为代表的多样化电能存储技术。

目前，电化学储能、抽水蓄能等技术发展最为成熟，但还需完善电力市场机制以充分释放其灵活调节能力，通过合理的市场激励促进灵活性资源大规模投资。当务之急便是加速建设和运行省级电能量现货市场与辅助服务市场，推动多元主体平等参与电力市场，从而充分利用市场手段优化调配灵活性资源，保障系统运行安全稳定，促进可再生能源消纳。

相比之下，氢能、储能型光热发电等创新技术尚处于商业化初期，且部分技术存在自主研发瓶颈。国家与省级地方政府宜提供差异化、精细化的政策扶持与激励措施，鼓励这些灵活性潜力巨大，但短期内难以实现经济效益的零碳灵活性技术的发展与应用，推动试点示范应用，促进相关产业集群发展。
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