“面对分布式光伏、电动汽车、储能、虚拟电厂等电力新生态，配电网形态业态发生重大转变，系统运行面临的不确定性因素更多、程度更强，要深挖配网端灵活性资源，开展配电网投资优化，增强电力系统柔性调节能力，提升电网投资综合效益。”国网浙江经研院资产评价中心室主任刘福炎表示。

刘福炎说，新能源高比例渗透和新型负荷广泛接入电力系统形势下，深化理论与技术创新支撑电力系统安全高效运行，保障国家能源电力安全稳定作用愈发显著。配电网作为构建新型电力系统的重要基础，运行特性逐步由“源随荷动”向源网荷储多元协同互动转变，电网企业深化配电网建设，推动加快构建新型电力系统意义重大。

如何深入挖掘灵活性资源潜力，助力配电网投资优化，推动新型配电网高质量发展？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。

新型电力系统安全稳定运行需多元发展灵活性资源

只讲“富煤贫油少气”，已不能准确描述我国的能源资源禀赋，丰富的可再生能源资源也是我国能源资源禀赋的重要组成部分，能够为能源低碳转型奠定丰厚的资源基础。

“可以预见，未来可再生能源将从能源绿色低碳转型的生力军成长为碳达峰碳中和的主力军。”中国能源研究会理事长史玉波说。

由于风电、光伏具有波动性、间歇性特征，随着电力系统中风、光接入比例显著增加，系统的可控性降低，安全风险增加。国网能源研究院能源战略与规划研究所所长鲁刚表示，高比例新能源随机性带来电力系统运行特性、稳定机理、平衡控制等一系列变化，亟需多元化发展灵活性资源。

杜祥琬表示，构建以新能源为主体的新型电力系统，要加快纵向源网荷储一体化、横向多能互补建设，把新能源特别是风能、太阳能和智能电网以及各种储能等灵活性资源相集成，使电力系统具备柔性、平衡功能，实现优质电力输出。

此外，随着新能源装机比重增加、发电渗透率提高，包括灵活性资源的投资及改造成本、系统调节运行成本也将随之增加，或抬升电力系统转型成本。业内人士认为，未来电力系统的稳定运行需要发电企业与电网企业、用户侧共同承担责任。专家建议引导社会各方对绿色价值的全面认识，推进能源治理能力现代化，贯通国家、地方、行业、企业多方主体的责任链条。

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。

国网浙江经研院资产评价中心研究专责应琪提出四方面建议：

一是要深度辨识灵活性资源。以灵活性资源多元化类型、多样化场景典型行为特征为切入，挖掘灵活性资源信息数据，设计灵活性资源多类型、多场景潜力测算方法，综合评估多元灵活资源互动响应能力，全面深入挖掘灵活性资源潜力与资源价值。

二是要考虑灵活性资源优化配电网规划。从灵活资源耦合角度出发，融合灵活性资源渗透特征，面向新型配电网系统规划提升资源耦合价值与灵活互动性，创新构建电力平衡与功率平衡分析方法，设计配电网站线布局优化技术，深化提升配电网规划统筹考量。

三是要多目标统筹优化配电网投资。统筹兼顾“安全-经济-低碳”三元目标，依托配电网投资项目目标驱动，结合投资能力与限额约束，融合配电网投资项目组合优选与价值驱动综合效应，构建配电网投资项目组合优化模型，切实反映配电网投资项目目标导向与约束场景，为科学决策投资项目组合方案提供技术指导与决策参考。

四是要定制化评估配电网投资成效。综合考量灵活性资源要素多元化发展驱动下配电网投入产出实施差异，依托配电网画像分类技术，凝练配电网投资成效评估指标，建立配电网投入产出成效评估模型，构建配电网画像差异化投资成效评估闭环管理体系，形成面向灵活性资源耦合下配电网投资优化提升为目标的新型配电网投资关键环节优化与支撑技术。

文章来源： 风能专委会CWEA，人民网，新华社