二十届三中全会提出要“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。能源系统中，电力系统对于社会生产和居民生活都至关重要，新型电力系统构成新型能源体系的核心部分，是确保新能源能够被高效且可靠地接纳与利用的重要平台。碳中和目标下，中国正在努力推动能源结构的清洁化转型，电力系统也面临着低碳转型的压力。中国拥有世界上体量最庞大的电力系统，且电力需求仍在不断增长。为贯彻落实二十届三中全会精神，中国的电力系统需要在满足不断增长的电力需求的同时，完成由以煤电为主转向风光等可再生电力为主的颠覆性供给侧改革，这一过程中存在着电力供给可靠性、安全性，转型效率及成本等诸多需要考虑的问题。
电力系统低碳转型过程中面临的供给侧风险
为了积极响应二十届三中全会所提出的“加快规划建设新型能源体系”要求，中国的电力结构在面临不断增长的电力需求的同时，亟待将整个电力供给结构进行根本性的转型与调整，实现由当前的煤电为主向以风光等可再生能源为主的电力供给体系转变。就中国目前的实际情况而言，想要顺利实现“双碳目标”，需要严格控制煤电使用，逐步推动煤电退出主力供电，将清洁能源作为主要电力供给。在可用的大规模清洁能源中，水电的开发基本已经成型，未来虽然仍有部分水电资源增长空间，但总体装机增长空间有限；核电在中国受制于选址等因素，发展有限，难以在电力需求不断增长的情况下成为主力电力供给。
风、光发电目前已经基本确定为中国未来的主要电力供给来源。目前我国电力供给以煤电为主，风电光伏近年来增长迅速，但装机量快速增长的同时，实际发电量占比仍然较低。2023年中国的电力装机结构中，火电装机容量1390GW，占电力装机总量的48%；风电、光电的装机容量分别为441GW和609GW，分别占比15%和21%。而发电结构中，火电发电量6266TWh，占总发电量的66%；风电、光电发电量分别为886TWh和584TWh，占比分别为9%和6%。未来需要进一步大规模发展风电光伏，还要在增加装机的同时，提高风电光伏的发电量占比，真正实现电力系统的低碳转型。
电力系统低碳转型过程中面临的供给侧风险主要来自风电光伏等可再生能源的不可控和不稳定性。风电光伏的发电方式决定了天气因素对其出力水平的影响，风电光伏的发电出力曲线具有明显的日夜差异、季节差异，且其出力峰谷区间与电力需求的峰谷区间也不一致，极端气候等因素也会对风电光伏的出力带来严重的影响。从发电小时数来看，火电年发电小时数约为4421小时，风电光伏则分别为2090小时和1089小时，风电光伏的可靠性和稳定性远低于火电。风电光伏在电力系统中占比较低时，由于电力系统自身具有一定平衡能力，其带来的风险能够被电力系统消纳。未来随着风电光伏占比逐渐提高，电网将面临越来越高的供需不匹配问题。为了保证电力系统的安全稳定，保证电力供给的可靠，需要提高电力系统的灵活调节能力，将灵活电源作为高比例风光发电的风险对冲。
灵活电源扮演着重要角色
为了满足新能源高占比下电力系统对整体灵活性和稳定性的需求，积极响应二十届三中全会所提出的进一步“完善新能源消纳和调控政策措施”的号召，灵活电源在其中扮演着至关重要的角色。灵活电源已经成为中国电力系统低碳转型过程中的重要需求，目前较为成熟且能够大规模部署的清洁灵活电源方案主要有两种：储能和经过灵活性改造并搭配CCS（碳捕获封存及利用）的煤电。灵活电源不作为主力发电角色，而是在高比例可再生能源的电力系统出现供给波动时，灵活电源能够投入使用保证电力供给的安全稳定，提高电力系统可靠性的同时降低电力系统整体的运营调度成本。
不经意间其中一个大哥，他问我，我的系统好像没有问题，但为何不能盈利。
二十届三中全会指出，要“加强关键共性技术、前沿引领技术、现代工程技术、颠覆性技术的创新”。储能系统在电力负荷调节、电网辅助服务等方面能够发挥重要作用，因此，战略性储能关键技术的研发能够为电力系统低碳转型提供重要的技术支撑。储能系统根据技术方式主要分为抽水蓄能，压缩空气储能，飞轮储能，电化学储能等。
在未来风、光发电会逐渐成为电力供给主力的趋势下，电化学储能由于没有太大地理条件约束，将会是最具潜力的储能方式。电化学储能系统可以在电力需求较低供给较高时充电，在需求较高供给较低时放电，实现电力负荷峰谷调节的功能。同时，电化学储能系统拥有出色的快速响应能力，可以有效参与调频等电网辅助服务中。相较于抽水蓄能等传统储能方式，电化学储能在选址和建设上也更为方便，能够更好地配合风光发电开展大规模部署。各地政府也已经开始重视电化学储能的配置，中国很多地区已经出台相关政策要求新建风光发电要配置一定比例的电化学储能设施以解决新能源电网消纳问题，随着电化学储能的成本逐渐降低，其商业化运营也会逐渐成熟，未来电力市场中，电化学储能也一定会更深入地参与其中。
二十届三中全会明确提出，要“健全煤炭清洁高效利用机制”。当前，煤电在电力系统中主要担任供电主力，经过灵活性改造后的煤电能够以更低的成本更快进行变负荷运行，实现灵活电源的功能，煤电的碳排放问题则能够通过CCS技术来解决。“煤电+CCS”组合不仅能够满足电力系统的灵活电力需求，同时对中国的碳中和道路也具有更多的意义。中国拥有世界上最庞大最先进的煤电系统，同时目前的煤电机组很年轻，平均服役年限仅十余年，仍然有很长的生命周期，碳中和目标要求煤电逐步退出，但如果直接废弃目前拥有的大量年轻煤电机组，将产生巨大的成本及产业相关问题。灵活性改造和CCS为煤电提供了新的生存机遇，让煤电能够清洁地作为灵活电源继续在电力系统中发挥作用，这对于煤电产业和整个中国的碳中和进程来说都更经济可行更合理。另一方面，煤电注定退出意味着其固定成本“归零”，煤电搭配CCS作为灵活电源的方案，在可再生能源占比较高时，受益于中国大量现存煤电机组，其成本也将相对更低。
成本上来看，短期内，可再生能源在发电侧的占比仍然较低，对电网带来的不稳定性冲击不大，且碳排放目标仍然有较大的空间，此时电力系统对于灵活性电源的需求可以由少量的电化学储能系统满足，电力供给也仍然以煤电为主，搭配了储能系统的风光等可再生能源为辅。CCS系统由于尚未形成较为成熟的产业链和市场环境，短期内成本相对储能系统来说更高，且由于灵活电力需求不大，“煤电+CCS”组合的规模优势并不能发挥出来。
长期来看，风光等可再生能源将会逐渐成为电力供给侧的主力，大量的风光接入将会为电网带来极大的电力供给波动和安全稳定威胁，电力系统对灵活性电源的需求会大大增加，此时如果仅仅依靠电化学储能系统，将会极大地增加储能系统的配置规模，且作为电化学储能系统核心的电池也会在长期中面临不断的更新淘汰问题，会使储能方案的整体成本快速上升。而依托现存大量煤电系统建立的“CCS+煤电”的灵活性电源方案将会受益于煤电固定成本“归零”的优势，整体成本在长期内相较“储能+风光”的组合更低，且也能在长期内为中国的大量煤电机组提供新的出路。简而言之，成本上讲，短期内电化学储能作为灵活电源更便宜，但随着可再生能源占比越来越高，“煤电+CCS”组合的成本将会在长期中显著低于电化学储能方案。
在成本之外，在二十届三中全会提出的“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”的背景下，“煤电+CCS”和电化学储能的部署显得尤为必要。“煤电+CCS”能够作为备份电源为电力系统托底，保证极端气候等情况下电力供给的安全稳定；电化学储能则能够将多余的风电光伏资源存储起来，同时也能更好地参与到电网辅助服务中，提高电力系统整体效率。因此，“煤电+CCS”和电化学储能的应用，有利于提升新能源消纳能力，并为能源安全供应提供兜底保障。
灵活电力的相关建议
根据目前的实际情况及未来发展趋势，在中国电力系统低碳转型背景下提出中国灵活电力相关的政策建议如下：
其一，二十届三中全会要求“推动能源、铁路、电信、水利、公共事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，健全监管体制机制”。为促进电力系统低碳转型，在全面开展电化学储能系统配置的同时，也应尽早推动CCS的整体产业发展，及时建立完整成熟的产业链和市场环境及相关政策法规体系。从而在“煤电+CCS”组合的成本优势到来时，能够较快实现大规模启用，保证电力系统低碳转型的整体经济性和高效性。
其二，并重发展电化学储能系统和“煤电+CCS”，明确二者在电力市场中的定位，为二者发展营造合适的市场环境和政策环境，给予适当补贴以激励灵活电源的部署。
其三，为积极响应二十届三中全会提出的“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场，优化油气管网运行调度机制”，应当进一步推动电力市场化改革与电力统一大市场体系建设进程，建立容量电价机制，增加市场中灵活电源的激励，实现电力资源在全国范围的优化配置与高效利用。
其四，推动供给侧改革的同时，注重电力需求侧管理，降低电力系统低碳转型的压力。
（作者系厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长。本文是教育部哲学社会科学研究重大课题攻关项目“‘双碳’目标对生产率的中长期影响测度与动态监测研究”的阶段性成果）
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林伯强
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