中國儲能網訊：
一、前言
黨的二十大報告指出，要積極穩(wěn)妥推進碳達峰、碳中和（“雙碳”）。2020年，我國電力行業(yè)的碳排放量約占碳排放總量的41%，“雙碳”目標下電力部門將承擔更多的減排責任，發(fā)展新能源是電力部門低碳轉型的重要舉措，但必須審慎面對電力安全穩(wěn)定供應問題。在新形勢下需加快落實全面提升電力系統調節(jié)能力和靈活性等要求，構建適應新能源占比逐漸提高的新型電力系統。
近年來，新能源發(fā)電得到長足發(fā)展。截至2023年年底，全國風能和太陽能（以下簡稱“風光”）發(fā)電總裝機達到1.05×109 kW，占電力總裝機的36%，發(fā)電量達到1.47×1012 kW·h，占全年總發(fā)電量的15.8%。然而，風光發(fā)電固有的隨機性、波動性和間歇性特點對保障電力系統供需平衡和穩(wěn)定性帶來嚴峻挑戰(zhàn)，電力系統靈活性資源不足的矛盾正在顯現，而且隨著低碳轉型的深入，這一矛盾還會進一步加劇，原因在于：首先，隨著風光發(fā)電量占比提升和氣候變化導致的極端天氣事件的日益頻繁，電力系統對復雜多變氣象條件的敏感性增加；其次，隨著電氣化水平提升，電動汽車、電鍋爐、電解槽等一系列新型負荷以及傳統冷、熱負荷不斷增加帶來的負荷不確定性日益增強；第三，疊加電力資源和負荷在空間上呈逆向分布、跨區(qū)電網互聯傳輸容量不足、高比例電力電子裝備接入電網等原因，電力系統凈負荷（系統負荷與風光出力的差值）日峰谷差增大，季節(jié)不平衡、系統慣量降低等問題逐漸顯現，系統靈活性將面臨滿足更多時間尺度、更大變化幅度、更高變化速度的需求。由此可見，必須發(fā)展多樣化的靈活性資源，以保障電力系統安全穩(wěn)定運行。
電力系統靈活性資源是指電力系統中可穩(wěn)定調度的、能夠快速提供或者吸收功率以應對電力系統供需變化的各種資源。這些資源可以幫助克服風光的間歇性和不確定性以及實現電力系統峰谷負荷的調節(jié)，保障系統頻率穩(wěn)定。電力系統靈活性資源主要分布在電源側、電網側和負荷側，并且隨著技術的發(fā)展，儲能也成為重要的靈活性來源。具體來說，靈活性資源的例子包括但不限于：可調節(jié)出力的煤電、氣電、常規(guī)可調節(jié)水電、光熱機組，電網互聯互濟、靈活的電網運行和控制技術，需求側管理，電池儲能、抽水蓄能、飛輪儲能、壓縮空氣儲能等。這些資源能夠在不同時間尺度下增加或減少電力供應及電力需求，確保電力系統的穩(wěn)定性。關于靈活性資源發(fā)展策略及路線，現有研究從單一的靈活性資源發(fā)展路線（抽水蓄能、儲能、配電網、微電網等）拓展至多元靈活性資源系統發(fā)展規(guī)劃，并在考慮技術成熟度及經濟性、不同時間尺度下靈活性需求差異等因素的基礎上，展望了我國未來靈活性資源發(fā)展路線，但有關碳達峰前后對靈活性資源需求差異的研究尚不多見。隨著“雙碳”目標的推進以及風光發(fā)電量比例的提升，發(fā)展與我國中長期電力結構變化趨勢相匹配的靈活性資源是滿足高比例風光電力系統的靈活性需求、保障電網安全穩(wěn)定運行、構建新型電力系統的迫切任務，有必要對靈活性資源中長期發(fā)展路線開展更深入的研究。
本文首先對不同研究機構提出的我國“雙碳”目標下電力需求及電源結構發(fā)展路線進行綜述，分析不同風光發(fā)電量占比下電力系統對靈活性資源需求的差異，并對比不同靈活性資源的技術特性。在此基礎上，結合國外電力系統發(fā)展靈活性資源的經驗，針對我國靈活性資源發(fā)展存在的問題，提出我國電力“雙碳”目標下靈活性資源發(fā)展的基本原則和路線。最后，從電源、電網、負荷、儲能、市場5個方面提出保障我國靈活性資源發(fā)展的重點舉措，以期為電力結構低碳轉型背景下靈活性資源中長期發(fā)展策略提供參考。
二、我國中長期電力低碳發(fā)展路線及電力系統靈活性需求
（一）我國中長期電力低碳發(fā)展路線綜述
本研究對有關我國中長期電力發(fā)展路線的研究進行了梳理，包括：國網能源研究院有限公司的零碳情景，南方電網科學研究院有限責任公司的電力安全供應目標，清華大學氣候變化與可持續(xù)發(fā)展研究院的1.5 ℃情景，美國馬里蘭大學的1.5 ℃情景，北京理工大學的技術突破情景等。相關研究總結如下：一是全國電力需求自2030年起從中速增長轉變?yōu)榈退僭鲩L，2030年前年均增速為4%左右，到2030年全社會用電量為1×1013~1.2×1013 kW·h，由于經濟增長模式轉變、能效標準提升、人口老齡化和人口增長放緩等原因，2030年后年均增速將變緩，到2060年全社會用電量為1.55×1013~1.87×1013 kW·h。二是遠期非化石發(fā)電裝機占比將超過90%（見表1）。到2030年，我國的電源裝機容量預計將達3.3×109~4×109 kW，其中風光占比為44%~50%，煤電占比為30%左右；到2060年，我國電源裝機容量預計達7.1×109~1.19×1010 kW，風光占比為58%~80%，煤電裝機占比為5%~12%。三是遠期風光發(fā)電量占比逐漸提升（見圖1）。2030年預計風光發(fā)電量占比為23%~50%，2060年將提升至50%~65%。在高比例風光電力系統中，風光機組利用率（機組在一定時間內實際發(fā)電量與其最大可能發(fā)電量的比率）不斷變化，導致系統凈負荷變化幅度更大、速度更快，對靈活性資源需求上升。
表1 我國2030年和2060年的發(fā)電裝機結構
圖1 我國2030年和2060年發(fā)電量結構
注：國網指國家能源研究院有限公司
（二）不同風光發(fā)電量占比對電力系統的靈活性需求
日內靈活性資源發(fā)揮電力調節(jié)作用的原理如圖2所示。在時段1，由于“風光+常規(guī)電源”電力供給大于負荷需求，因此存在“降低供給、增加負荷”的靈活性調節(jié)需求；而在時段2，由于“風光+常規(guī)電源”供給小于負荷需求，存在“增加供給、減少負荷”的靈活性調節(jié)需求。
圖2 靈活性資源滿足日內靈活性需求的原理示意圖
隨著風光發(fā)電量占比不斷升高，日內、日間、年內和年間尺度上對靈活性資源需求的特點也在發(fā)生變化。在日內和日間尺度上，隨著凈負荷的峰谷差不斷加大，對靈活性資源的需求表現為更大范圍的出力和更高的響應速度，但對靈活性資源發(fā)電量的需求并不大。
在年內尺度上，由于風光資源的季節(jié)性差異，低谷季節(jié)的風光發(fā)電減少，導致靈活性資源不僅要發(fā)揮日內和日間調節(jié)的作用，還要補足風光季節(jié)性發(fā)電量的差異，因此具有“出力又出量”的特點，在煤電或者氣電擔當這一任務條件下，“出量”也意味著碳排放的同時增加。
在年間尺度上，隨著風光發(fā)電量占比的進一步提高，電力行業(yè)碳排放將在達峰之后實現絕對下降，此時所需要的靈活性資源，不僅需要滿足日內調峰和季節(jié)性調峰的要求，還要同時滿足低碳甚至零碳排放的要求，這要求擔任靈活調峰任務的火電機組持續(xù)改換低碳燃料或者利用碳捕集、利用與封存（CCUS）技術以減少碳排放，同時需要面向碳中和發(fā)展新型跨季節(jié)儲能技術，實現可再生能源的季節(jié)性平移。
結合上述有關日內和日間、年內和年間不同時間尺度對靈活性資源需求的分析，以及電力低碳發(fā)展路線的要求，2030年前、2030—2050年、2050—2060年3個階段不同風光發(fā)電量占比對電力系統靈活性需求的具體分析如下。
在電力部門碳達峰前（2030年前），風光發(fā)電量占比低于30%，火電發(fā)電量仍占據主導地位。隨著風光發(fā)電量占比的提升，風光資源的隨機性和波動性對電力系統的影響逐漸加大，局部時段（日出及日落）源荷不平衡矛盾凸顯，凈負荷相鄰時段差值增大，電力系統需要配置一定比例的靈活性調節(jié)資源。由于電力部門碳達峰前碳排放仍存在一定的增長空間，系統靈活性可以通過火電機組變負荷運行來實現。此階段，電力系統靈活性調節(jié)主要考慮如何以最低代價調度火電機組的啟動與運行，同時兼顧風光出力精準預測和抽水蓄能等靈活性資源的發(fā)展，以確保日內和年內靈活性調節(jié)需求得到滿足。
2030—2050年，風光發(fā)電量占比為30%~50%。電源側，部分時段甚至100%的電力由可再生能源提供，氣象條件變化導致的電源波動將成為系統不確定性的主要來源，發(fā)生棄電和缺電的風險逐漸增加；電網側，高比例風光并網對電網頻率和運行慣性的沖擊進一步增強，風光出力與用電負荷區(qū)域不匹配導致跨區(qū)域輸送通道容量需求進一步增加；負荷側，電動汽車、電熱工業(yè)設備、農業(yè)電氣化機械、電解槽等一系列新型不確定負荷大規(guī)模出現在電力系統中，日內及年內不平衡矛盾更加突出。此階段，在構建近零排放電力系統的過程中，靈活性資源運行所產生的碳排放也將受到限制，低碳靈活性資源將更加重要，無CCUS的火電廠逐漸減少，電力系統靈活性調節(jié)主要考慮在深度減排目標約束下，如何協同發(fā)展具備不同特性的新型低碳靈活性資源，以滿足更長時間尺度、更大調節(jié)幅度、更迅速變化的靈活性調節(jié)需求。
2050—2060年，風光發(fā)電量占比提升至50%以上，可再生能源發(fā)電量可能出現較長時間富余或空缺，全年富余電量時段風光出力有可能達到負荷峰值的2~5倍，而短缺電量時段風光出力有可能不到負荷峰值的10%。此階段，電力系統對季節(jié)性供需平衡的需求迅速上升，在靈活性資源滿足日內及年內電力供需平衡的基礎上，在碳排放受限的前提下，系統靈活性調節(jié)主要考慮如何通過CCUS火電、零碳燃料火電、氫燃料電池、跨季節(jié)儲能技術等靈活性資源實現能量的季節(jié)性轉移來滿足較高的年內高峰負荷需求。
三、靈活性資源的服務能力及技術特性
（一）靈活性資源的服務能力
綜合考慮不同風光發(fā)電量比例下電力系統對靈活性資源的需求，電力系統靈活性資源組合應具有以下服務能力：一是高峰能力（充足性），即確保有足夠的能力來滿足一年中最高的預期負荷需求；二是爬坡靈活性，即在短時間內（數分鐘到數小時內）快速改變電力輸出以保持供需平衡的能力；三是穩(wěn)定性，即當系統頻率因突然失去輸出或需求激增而出現較大偏差時，迅速減少需求或增加供給的能力；四是慣性，即系統克服供給或需求的瞬間擾動而不引起電網連帶故障的能力。
（二）靈活性資源的技術特性
前文所述，不同靈活性資源滿足不同的靈活性調節(jié)需求，這取決于各類靈活性資源的技術特性。為此，本文梳理了多家研究機構關于“源網荷儲”不同類型靈活性資源的技術特性，將高峰能力（充足性）、爬坡靈活性、穩(wěn)定性和慣性四個重要指標整理如表2所示。
表2 各類靈活性資源的技術特性比較
高峰能力主要包括調節(jié)容量范圍及調節(jié)時間尺度。調節(jié)容量范圍主要指該靈活性資源最小技術出力到最大技術出力的功率范圍。調節(jié)時間尺度指靈活性資源可參與調節(jié)的時間長度，分為短時（秒、分鐘）、中時（小時、日內、多日）和長時（周、月、季度）三類，可滿足不同幅度和不同時間長度的高峰調節(jié)需求。同時容量充足性是高峰能力的重要體現，到2060年，可用來滿足全國高峰負荷的靈活調節(jié)容量需求接近2.8×109 kW，火電、核電、水電、風光發(fā)電、清潔燃料和其他可再生能源、儲能（含電動汽車）、需求響應分別占比約為23%、7%、14%、4%、13%、34%、5%，其中火電、核電、水電將提供長周期高峰能力，而電化學儲能將成為系統短期靈活性的重要來源。
爬坡靈活性主要包括啟動時間和爬坡速度，啟動時間指靈活性資源接收到調度信號至靈活性資源開始響應的時間；爬坡速度指單位時間可調機組最大爬坡功率占額定功率的百分比。啟動時間分為秒級、分鐘級和小時級三類，定義Pn為額定功率，則爬坡速度可分為10% Pn/min以下、10%~20% Pn/min和瞬時爬坡三類。不同靈活性資源的啟動時間和爬坡速度能滿足不同凈負荷的波動速度需求。需求側響應作為靈活性資源通過快速增加或減少負荷可做到秒級響應，2060年預計占爬坡靈活性需求的50%以上；靈活性電源及抽水蓄能啟動時間為分鐘級及小時級，但爬坡較慢，主要滿足中長期規(guī)律變化的靈活性需求；儲能（含電動汽車）啟動時間為分鐘級，且能做到瞬時爬坡，主要滿足日內靈活性需求。
穩(wěn)定性未來主要由電池儲能、常規(guī)可調節(jié)水電和氫能提供，2060年三者可滿足90%的穩(wěn)定性?；痣娞峁┓€(wěn)定性的能力將逐漸減弱，原因是配備CCUS會阻礙火電機組做出快速響應。
慣性未來主要由核電、配備CCUS的火電和機械儲能提供，核電和配備CCUS的火電在2060年分別滿足慣性需求的60%和30%。未來，虛擬同步發(fā)電技術也可以彌補系統中旋轉慣量的缺失。
四、我國靈活性資源發(fā)展存在的問題
（一）我國不同類型靈活性電源發(fā)展均存在困境
截至2023年年底，全國累計完成靈活性改造煤電約3×108 kW ，加上“十四五”以來建成的已考慮靈活性的煤電約8×107 kW，以及氣電、常規(guī)水電分別為1.3×108 kW、3.7×108 kW，累計裝機8.8×108 kW，超額完成2025年靈活調節(jié)電源占比達到24%左右（約8.4×108 kW）的目標，但靈活性機組裝機容量并不等于可以提供靈活性調節(jié)的容量，如660 MW的煤電機組最小出力可降低到30%，提供462 MW的調節(jié)容量。不同靈活性電源發(fā)展存在如下問題：煤電作為靈活性調節(jié)的重要手段，其頻繁調節(jié)過程中尤其是進入深度調峰區(qū)間時，機組運行安全性降低、排放增加、效率下降（見圖3），這將對機組安全性和經濟性提出更高要求，所增加的額外成本需要有合理的分攤模式或補償方案保障其可持續(xù)發(fā)展。氣電受困于氣價與電價的不協調，發(fā)展規(guī)模及潛力較小。水電作為具有優(yōu)異特性的靈活性調節(jié)電源，頻繁調節(jié)將加速機組磨損并損害發(fā)電量收益，還將導致下游水位陡增 / 陡降進而影響生態(tài)環(huán)境，且受氣候變化影響不確定性較大。核電尚不具備日跟蹤調節(jié)能力，無法頻繁參與系統調峰。光熱發(fā)電、氫燃料電池、天然氣摻氫發(fā)電等其他靈活性電源技術成熟度相對較低、成本較高、市場規(guī)模較小。
圖3 不同煤電技術變負荷運行時的發(fā)電煤耗
（二）近期儲能仍不是主要靈活性資源
截至2023年，全球和我國已投運的電力儲能容量分別為2.89×108 kW和0.87×108 kW，占風光發(fā)電裝機容量的比例分別為11.8%和8.3%；預計到2030年我國電力儲能容量至少將達到3.41×108 kW（其中抽蓄容量為1.2×108 kW），占風光發(fā)電裝機容量比例將提升到17.8%~20.9%。儲能近期不是主力靈活性資源的主要原因是：抽水蓄能對地理條件要求較高、建設周期長，我國大規(guī)模投運將在2030年以后；新型儲能利用率較低，2023年電網側、用戶側、新能源配儲項目儲能平均利用率指數分別為38%、65%、17%，原因是新型儲能自身成本依舊較高，市場成熟度較高的磷酸鐵鋰電池的度電成本為0.62~0.82元/kW·h，是抽水蓄能的3倍；另外配套的市場機制和盈利機制仍不健全，現貨市場的峰谷價差較小且無其他成熟的盈利模式。
（三）跨區(qū)域輸電通道靈活性不足
西北地區(qū)風光資源豐富、西南地區(qū)水電資源豐富且調節(jié)能力強，負荷需求集中在中部及東南沿海地區(qū)，需通過特高壓線路與負荷側電網互聯，充分利用不同地區(qū)資源稟賦和負荷特性，優(yōu)化電力資源配置，有效保障電力供需。隨著未來新能源外送需求增大，電網輸送功率、運行方式和安全穩(wěn)定特性將更為復雜多變，聯絡線傳輸計劃和省網發(fā)電計劃的制定與新能源跨區(qū)消納需求不相匹配表現得更為突出，省間壁壘仍然存在。
（四）電力市場機制不健全
新能源特別是中西部水風光清潔能源基地跨省跨區(qū)交易電價機制不盡合理，未充分考慮送受兩端的供需特點，造成送受端電價“倒掛”，影響開發(fā)積極性；目前電源側調峰補貼資金主要由新能源機組或未參與調節(jié)機組分攤，調節(jié)資金來源及規(guī)模受限，不利于激發(fā)市場活力，甚至出現火電機組因參與分攤調峰成本總調峰收益為負的情況；負荷側通過虛擬電廠等作為主體聚合分布式資源及靈活負荷參與電力市場交易仍處于起始階段，交易品種較少，盈利模式單一。
五、我國靈活性資源發(fā)展思路
（一）國際靈活性資源發(fā)展的成功經驗
德國2023年風光裝機占比為62%，風光發(fā)電量占比為41%，其電力系統運行穩(wěn)定，靈活性資源發(fā)展經驗成熟，本節(jié)結合德國情況介紹國際靈活性發(fā)展的成功經驗。
一是發(fā)展應用安全、靈活、低碳的可調峰電源。在保障電力系統安全的前提下，德國以降低最小出力、快速升降負荷、減少啟停時間為目標對煤電機組進行靈活性升級。同時建立戰(zhàn)略備用機制，將部分煤電機組納為戰(zhàn)略備用資源，在電力系統常規(guī)運行時，戰(zhàn)略備用機組將不被調用，在冬季或當光伏發(fā)電不足、電力市場無法提供充足電力的時段，備用機組由運營商激活調用，防止電力系統出現電力供應缺口。通過“鹽穴儲氫+氫能發(fā)電”滿足中長期煤電退出后剩余負荷用電及冬季供暖需求，預計到2035年氣電發(fā)電量占比將達到9%（氫氣占比為7%），以及推動“分布式光伏+家庭儲能”建設，家庭儲能可提供約一半的需求側靈活性潛力。
二是歐洲通過“物理互聯+市場一體化”的互聯模式實現電量余缺互濟。一方面歐洲具備建立一體化電力市場的物理條件，20世紀中葉已初步建立跨國互聯電網，且各國根據自身資源稟賦形成了具有互補優(yōu)勢的電源裝機結構，如法國多核電、丹麥風電占比高、挪威水電豐富；另一方面歐洲具備電力市場一體化的現實需要及市場條件，各國在產業(yè)結構及地理位置上的差異使各國的負荷需求和發(fā)電出力時空上具備互補特性，而跨國電網的運營及市場聯合出清機制將多國電力市場聯結在一起，并通過競價分區(qū)機制，推動電力從能源生產富余區(qū)以低廉成本送至高負荷消費區(qū)。德國通過與周邊11國進行跨國電力交易，滿足其逐時電力供需平衡，根據調研，2023年德國調出電力中奧地利、法國、瑞士3國共占比52%，德國冬季（12月—次年2月）風電發(fā)電量占比達37%，奧地利僅占比17%，且該時段德國調出電力平均為103 €/MW·h，而奧地利國內現貨市場電價平均為119.98 €/MW·h，冬季取暖電力需求、價格、電力供給能力的不同共同促進奧地利成為德國最大的電力出口國；德國調入電力主要依賴于丹麥、法國、挪威等國，最大可滿足其國內51%的電力需求。
三是充分調度多元靈活性負荷。德國建立了平衡責任單元機制，全國現已形成約1.1×104個平衡責任單元。平衡責任單元不受地域結構限制但隸屬于同一調度區(qū)域，每個電力市場成員必須加入一個單元，且單元內必須包含一個平衡責任主體，并接受輸電系統運營商管理。平衡責任單元負責預測本單元內的整體負荷與出力，并通過協調單元內成員交易和單元間交易來降低系統的不平衡性。平衡責任主體由售電公司、發(fā)電企業(yè)、負荷聚合商承擔，但需接受不平衡電量考核和付費機制，若平衡責任主體無法實現單元內平衡，則由輸電系統運營商調動資源確保系統總體平衡，并對單元內的不平衡電量進行清算。
（二）我國靈活性資源發(fā)展的基本原則
借鑒發(fā)達國家的先進經驗，結合電力系統對靈活性資源的需求，我國靈活性資源發(fā)展基本原則如下。
一是保障安全原則?！霸淳W荷儲”各環(huán)節(jié)靈活性資源在時空尺度協調發(fā)展和布局，確保靈活性電源容量、電網互濟容量、儲能容量和需求側可響應的容量，在共同作用下能滿足全年最大用電負荷需求，保障極端條件下的系統電力電量平衡和安全運行。
二是低碳發(fā)展原則。在確保電力安全的前提下，科學有序規(guī)劃加裝CCUS的靈活性火電、常規(guī)可調節(jié)水電、核電、氣電、抽水蓄能、電化學儲能、氫能等清潔低碳靈活性資源。
三是經濟最優(yōu)原則。綜合考慮各類靈活性資源的技術特性及發(fā)展?jié)摿?，根據不同風光發(fā)電量占比對靈活性資源的需求，優(yōu)先發(fā)展技術成熟度高、投資或改造成本低、運行維護時間少的靈活性資源。
（三）我國靈活性資源發(fā)展路線
借鑒國際經驗，靈活性電源、儲能技術、靈活負荷、電網互聯互濟將共同保障電力系統的靈活性，我國靈活性資源的發(fā)展將從目前以靈活性電源為主向“源網荷儲”協同的低碳靈活性資源保障體系演變。根據上文對不同階段靈活性資源需求的分析，結合我國中長期電力結構變化趨勢以及煤電資產豐富、電網技術先進、儲能及新能源汽車行業(yè)發(fā)展迅速的實際情況，在對各種靈活性資源技術的進入時間、發(fā)展規(guī)模以及成本進行綜合研判的基礎上，提出了對我國電力系統靈活性資源發(fā)展路線的建議（見圖4）。
圖4 我國電力系統靈活性資源發(fā)展路線
注：V2G表示車對網技術
在電力部門碳達峰前，電力部門凈排放將增長至4×109 t以上?？紤]成本因素，可以優(yōu)先發(fā)展應用靈活性煤電（2030年為5×108~7×108 kW）、區(qū)域內靈活調度、智能微電網等成本相對較低的靈活性資源，重點解決電網中可能存在的響應能力和日內高峰能力不足等問題。同時，可輔以氣電、抽水蓄能、工商業(yè)負荷需求響應等靈活性資源，這些技術需要付出相對較高的經濟成本，可起到一定的輔助支撐作用。除此之外，提前擴大跨區(qū)電網互聯傳輸容量，提高區(qū)域間電網互聯互濟能力，到2030年，跨區(qū)電力交換功率總容量達到2020年的1.8~2.7倍。
電力部門碳排放達峰后，排放量將逐漸下降，到2050年，凈排放量將下降至0~1×109 t。此階段，對日內及年內高峰能力的需求迅速上升，且部分時段調節(jié)幅度需求較大，同時對能提供系統慣量的靈活性資源需求上升。此階段，通過借助成本較低的儲氣、儲熱、蓄冷等儲能設備以及分布式電源與微電網、虛擬電廠深度結合，可平抑風光日內的波動性；當上述技術不能滿足需求時，可進一步考慮工業(yè)領域大工業(yè)用戶負荷中斷、交通領域電動汽車車網協同（2030年千萬千瓦級以上）、建筑領域智能家居控制優(yōu)化等需求側響應技術，以及加裝CCUS的火電、高比例摻氫氣電、光熱發(fā)電、氫燃料電池、壓縮空氣儲能、液流電池儲能、超級電容儲能等成本較高的資源。
到2060年，凈排放量將下降至-3.4×108~-2.5×108 t，該階段火電幾乎全部為加裝CCUS的摻燒生物質及氨煤電、摻氫氣電、生物質發(fā)電等零碳或負碳火電技術。此階段，對靈活性資源更大的調節(jié)容量范圍、更長的調節(jié)時間尺度、更多樣的慣量提供需求達到巔峰。一方面需要通過虛擬同步發(fā)電技術、火電、機械儲能調頻等措施增強系統的慣量，提高系統的穩(wěn)定能力；另一方面，可通過跨季節(jié)儲熱、蓄冷、鹽穴儲氫等季節(jié)性儲能技術實現季節(jié)性的能量轉移，解決季節(jié)性不平衡的問題；應用電制氫（P2H），電制氣（P2G）、電制熱（P2H）、電制冷（P2C）等電轉其他能源（P2X）技術，實現電力部門和其他能源部門的耦合平衡，解決富余風光電力消納問題。
（四）靈活性資源發(fā)展路線可行性分析
根據前文介紹的靈活性調節(jié)原理，結合表2總結的各類靈活性資源技術特性，本節(jié)選取發(fā)展路線中的2060年靈活性資源組合為研究對象，對其電力、電量安全保障能力進行分析。
從電力保障來看，2060年風電、光伏裝機容量均為3×109 kW，全國最高用電負荷為2.6×109 kW；根據圖4中梳理的2060年靈活性資源裝機容量的預測范圍，以及表2中的靈活性資源調節(jié)容量范圍，其平均值分別是煤電為3×108 kW（70%可調節(jié)容量）、氣電為2.1×108 kW（80%可調節(jié)容量）、生物質發(fā)電為1.1×108 kW（70%可調節(jié)容量）、抽蓄為5.1×108 kW、新型儲能為1.12×109 kW，需求側響應容量為3.9×108 kW，累計可調節(jié)容量為2.64×109 kW。根據國網區(qū)域風電和光伏的日內最大波動率（全部風光裝機輸出總功率的日內最大變化幅度）約23%和54%，可以得出日內風光最大波動量之和約為2.31×109 kW，小于累計可調節(jié)容量（2.64×109 kW），結合全國特高壓交直流輸電網絡及相應市場機制的完善，靈活性資源可保障電力供應安全。從可調節(jié)容量的響應速度來看，儲能、需求側響應能在瞬時進行出力或削減負荷，煤電爬坡速度為3%~6% Pn/min，氣電的爬坡速度為8%~15% Pn/min，均可在1 h內提升至最大出力狀態(tài)，可滿足日內風光最大波動率下的電力缺口。
從電量保障來看，根據2023年各機組平均發(fā)電利用小時數以及2060年火電機組低負荷運行的出力情況，2060年風電、光伏發(fā)電、水電、核電、火電平均利用小時數分別為2221 h、1337 h、3412 h、7616 h、800 h，則全年發(fā)電量達到1.6×1013 kW·h以上，能滿足全年電力需求。
六、我國靈活性資源發(fā)展的重點舉措
（一）保障煤電作為靈活調節(jié)的支撐性電源，因地制宜發(fā)展其他靈活性電源
保障煤電作為電力系統靈活調節(jié)的支撐電源。針對當前煤電企業(yè)靈活性改造積極性不足的問題，有必要加強政策公平性，提升煤電企業(yè)長遠收益的預期。在遵循“誰調峰、誰受益，誰改造、誰獲利”的原則下，充分考慮不同區(qū)域、機組類型以及改造投入和運營成本等多種因素，對于靈活性改造機組，完善容量電價、給予額外發(fā)電小時數補償、制定財政補助及稅收優(yōu)惠政策等措施分擔改造及調峰成本。同時，隨著風光發(fā)電量比例的增加，完善與推廣火電和新能源企業(yè)承擔調峰成本的機制及模式。研究存量煤電機組的區(qū)域分布，確保必要的轉動慣量以維持電力系統的安全穩(wěn)定水平。
因地制宜發(fā)展其他靈活性電源。在氣源有保障、氣價可承受、調峰需求大的地區(qū)，適當建設氣電，并逐步提升氣電中摻混氫氣比例。在西南地區(qū)，發(fā)展智慧水電，通過與風、光、儲等多種能源資源跨時空協同開發(fā)，實現大范圍互補互濟。在西北地區(qū)，逐步凸顯光熱發(fā)電的系統價值，在晚高峰時段發(fā)揮電力支撐作用。在東南地區(qū)，探索核電調峰，研究核電安全參與電力系統調節(jié)的可行性。在調峰時間比較集中的地區(qū)，研發(fā)并應用具備經濟競爭力的分布式氫燃料電池發(fā)電機組。
增加新能源出力的靈活性。綜合考慮高比例風光并網的經濟性及利用率，多途徑提升新能源并網友好性，適當情況下可以考慮棄風棄光。開發(fā)高精度新能源超短期功率預測技術，為電力系統靈活性調節(jié)提供關鍵信息。積極應用虛擬同步機技術，實現新能源電站具備類似火電廠同步發(fā)電機的一次調頻特性。
（二）規(guī)劃建設跨省跨區(qū)輸電通道，構建透明電網及電力人工智能系統
規(guī)劃建設跨省跨區(qū)輸電通道。持續(xù)開展電網運行的科學預測分析，超前規(guī)劃電網通道建設，加快特高壓等清潔能源送出通道的電網建設步伐，以確保清潔能源的高效傳輸和利用。支持發(fā)展基于電壓源型換流器的柔性直流輸電技術，加強區(qū)域間、省間輸電線路聯絡線建設，提高跨區(qū)域輸電通道運行方式靈活性，有效挖掘并利用不同區(qū)域間的凈負荷時序互補特性，降低各區(qū)域凈負荷波動。
建設可見、可知、可控的透明電網，構建電力人工智能系統。依托透明電網，采用智能控制算法優(yōu)化調度有功、無功潮流，提高電網靈活性運行水平。結合先進人工智能技術開發(fā)電力系統專用大模型，建設電力人工智能系統，實現動態(tài)感知、精準控制，實現系統電力電量實時平衡，保障新能源最大程度消納。
（三）發(fā)展多元靈活性負荷，深入挖掘需求側靈活性資源利用價值
發(fā)展多元靈活性負荷。因地制宜發(fā)展電制氫、電轉氣、電鍋爐、電制甲烷、電制冷等靈活用電負荷，推動其參與系統靈活調節(jié)運行，減少系統峰谷差。調動大的高載能工業(yè)用戶參與需求響應，實現源隨荷動逐漸向源荷互動轉變。持續(xù)引導電動汽車有序充放電，構建完善車網互動與換電相結合的靈活調節(jié)體系。
深入挖掘需求側可響應資源利用價值。充分利用可調節(jié)負荷、分布式電源、儲能等資源潛力，支持通過負荷聚合商、虛擬電廠、微電網等主體聚合形成規(guī)?；{節(jié)能力，推動實施分鐘級、小時級需求響應，參與調峰、調頻等輔助服務市場。加速部署用戶側關鍵環(huán)節(jié)的信息交互設備，有序進行用戶側資源的挖掘、開發(fā)、聚合和交易等業(yè)務，實現需求側資源的自動化和智能化調用。開展不同類型用戶（居民、工業(yè)、建筑）的高精度負荷預測分析研究，借助高精度用戶級負荷數據，以及分時電價、有序充電、上網補貼等激勵政策，有效引導用戶錯峰用電、節(jié)約用電，提高電力系統的靈活性。
（四）多元化發(fā)展及應用儲能技術，重點研發(fā)示范跨季節(jié)儲能技術
多元化發(fā)展及應用儲能技術。高比例風光電力系統中的儲能技術需要具備高安全、大容量、低成本、長周期、響應迅速、多層次支撐等多種功能。充分發(fā)揮各類新型儲能的技術經濟優(yōu)勢，多元化推進抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、重力儲能等機械儲能，鈉離子電池、液流電池等電化學儲能，超級電容器，光熱儲能等技術的應用，結合電力系統發(fā)電側、輸電側、用戶側應用場景需求，合理選擇儲能技術類型，提高儲能利用率。
重點研發(fā)示范跨季節(jié)儲能技術。未來儲能技術將實現短時、長時、季節(jié)性多尺度發(fā)展，跨季節(jié)能滿足日以上時間尺度平衡調節(jié)需求，大幅提升電力系統中遠期靈活性。著力研發(fā)及試點示范鹽穴儲氫、氫燃料電池、跨季節(jié)儲熱等跨季節(jié)儲能技術，解決新能源大規(guī)模并網帶來的日以上時間尺度的系統靈活性調節(jié)需求。
（五）建立多元化的電力市場主體格局，完善保障靈活性資源發(fā)展的市場機制
建立多元化的電力市場主體格局。鼓勵發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)、售電企業(yè)、交易公司、儲能企業(yè)、電力用戶、政府相關監(jiān)管機構和市場管理委員會積極參與市場建設，形成全員參與的電力市場新格局。
健全容量成本回收機制。落實抽水蓄能和煤電容量電價機制，按照“誰承擔、誰收益，誰提供、誰獲利”的原則，探索建立新型儲能、氫燃料電池等靈活性資源參與容量市場的機制。
健全輔助服務市場的交易主體及品種。在交易主體方面，推動負荷聚合商、虛擬電廠、儲能等主體參與市場競爭，降低其準入條件。在交易品種方面，根據各地系統需求探索新增快速頻率響應、快速爬坡、備用、轉動慣量等輔助服務品種，積極應對高比例風光電力系統低慣性及無功支撐能力下降帶來的系統不穩(wěn)定性。同步建立跨省跨區(qū)的調峰輔助服務交易機制，提升靈活性資源的優(yōu)化配置能力。通過市場化手段，實現省間和區(qū)域間調峰能力的互濟，有效應對電力供需波動，確保電力系統的穩(wěn)定運行。
七、結語
在我國堅持走可持續(xù)發(fā)展道路，大力發(fā)展新能源，構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的新型電力系統背景下，需要著力推動我國靈活性資源的合理發(fā)展，確保電力供應安全。本文在綜述“雙碳”目標下電力低碳發(fā)展路線研究、分析不同比例風光發(fā)電量占比的靈活性需求基礎上，提出了與我國電源結構發(fā)展相匹配的靈活性資源發(fā)展基本原則和發(fā)展路線，進一步提出了保障靈活性資源發(fā)展的重點舉措。
展望后續(xù)研究，建議結合“雙碳”目標的推進情況、能源及電力行業(yè)的新發(fā)展態(tài)勢、不同靈活性資源的技術成熟度，前瞻性地開展技術和經濟評價，細化和深化我國靈活性資源發(fā)展的時間表、路線圖，形成支撐發(fā)展高比例風光電力系統的可行對策。
注：本文內容呈現略有調整，若需可查看原文。
