“中国灵活性电源发展将会变得更加多样化，从之前只有煤电、气电和抽水蓄能，到2050年囊括了包括电池储能和氢能在内的新兴灵活性调节电源。”

7月25日，标普全球大宗商品电力与可再生能源研究分析副总监韩冰在“2023北京大宗商品市场洞察论坛”上表示。

标普全球大宗商品是标普全球（S&P Global）旗下部门之一。

“十四五”规划是国内首次对灵活性电源作出详细部署的五年规划，其中选定了煤电、气电、抽水蓄能和电池储能做作为中国灵活性电源主要的发展方向。

电力系统的灵活性是指系统适应不确定性和负荷波动性的能力。韩冰表示，根据不同的时间尺度来划分，电力系统的灵活性可以分为小时级爬坡的灵活性、日内削峰填谷的灵活性，以及跨季调节的灵活性。

“随着新能源比例的持续增加，这三类不同时间尺度的系统灵活性的需求，将从几百吉瓦增加到1000吉瓦以上。”韩冰称，“十四五”期间，电力系统主要靠煤电及煤电的灵活性改造来满足系统调节的需求。

标普全球大宗商品的团队针对江苏、广东、甘肃、河南四个典型省份来分析煤电改造的成本并指出，由于煤电利用小时数不同，省与省之间成本差距很大，综合来看各省单个煤电灵活性改造每年新增的成本约为几千万元。

韩冰指出，以江苏和广东为例，煤电机组在电力辅助服务市场中的收益两极化严重，绝大多数机组赚不到钱。按照所有参与辅助服务市场的煤电机组的收益从高到底排列，市场前25%的机组赚到了60%-70%的收益，而这部分机组恰好是已经完成了煤电灵活性改造的机组，即使考虑到改造的成本，也有非常可观的收益。

“综合考虑，预计'十四五'和'十五五'期间，中国煤电灵活性改造的步伐将明显提速，但是仍然无法达到'十四五'200吉瓦煤电灵活性改造的目标。”韩冰解释称，这主要是由于近两年煤价高企，煤电企业经营压力大，在做投资决策时相对谨慎。

2021年，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》要求，“十四五”期间完成200吉瓦存量煤电机组灵活性改造，实现煤电机组灵活制造规模150吉瓦。

标普全球大宗商品预计，到2030年，灵活性煤电机组将占到中国煤电机组的一半，其中六成来自于现有煤电灵活性改造，四成来自于新增的煤电。

该机构同时预计，到2030年，抽水蓄能将凭借其较大的调节范围和快速的出力调节速率，成为实现日内削峰填谷灵活性的主要电源。

抽水蓄能电站建设周期较长，通常需要6-7年的时间。

“目前全国已有接近130吉瓦的抽水蓄能机组处于核准或者是已经开工的状态，储备项目规模是足够的。”韩冰说，这主要得益于2021年国家引入了抽水蓄能的两部制电价，2022年中国抽水蓄能的市场规模就实现了翻番。

标普全球大宗商品预计，到2040-2050年，电化学储能将凭借其快速的调节响应速率以及较低的成本，实现小时级的灵活性调节。

“预计电化学储能的市场拐点将发生在2030年附近。”韩冰解释称，届时市场机制将变得更加灵活，无论是新能源配置的储能，还是独立储能或是工商业储能，到2030年附近都将获得一个相对公平的市场主体地位，能够参与各种电力交易。

此外，韩冰认为，到了2030年附近，6小时充放电时长的电池储能均衡充电成本（LCOC）基本可以实现和抽水蓄能平价，后续电池储能的成本优势将更为明显。

韩冰还表示，远期最重要的灵活性电源是氢能，氢能将能提升整个中国电力系统所容纳风电和光伏装机上限。

“二季度是全年电力需求最低的时候，也是决定中国市场消纳风电、光伏装机规模的季度，如果装机规模超过了该季度需求，就要面临弃风弃光的风险。”韩冰称，氢能的引入就可以利用这部分多余的电量制作绿氢，用于用电高峰期供电，并压减跨季节灵活性需求对煤电、气电的依赖。

韩冰表示，通过引入氢能，到2050年可以将中国化石能源的装机压减接近600吉瓦，同时把新能源的装机水平提升800吉瓦左右。