日本一道一区二区视频,国产午夜亚洲精品国产成人,国产精品国产三级国产av主播 ,99热久久这里只精品国产99,99热久久这里只精品国产99

碳中和加速電力增長零碳化進程

2020年9月22日舉行的聯(lián)合國大會上，習近平主席承諾中國將在2030年前實現(xiàn)碳排放達峰，并在2060年前實現(xiàn)碳中和。1 這 是全球應對氣候變化工作的一項重大進展，顯示了中國作為 負責任大國承擔起全球領導力的決心。

我們認為，中國能夠在2060年前，甚至有可能在2050年實現(xiàn)碳中和，并全面發(fā)展成為一個發(fā)達經(jīng)濟體。正如我們近期發(fā) 布的兩部報告（分別討論了全球和中國經(jīng)濟全面脫碳的可行 性2 ）所示，技術先進的經(jīng)濟體以非常低的經(jīng)濟成本在本世紀 中葉實現(xiàn)零碳，其可行性是毫無疑問的。

實現(xiàn)這一碳中和目標的關鍵在于應盡早完成盡可能多部門的電氣化，并確保幾乎所有電力來源于零碳資源。全球越來越多 的國家都極為重視電力系統(tǒng)低碳轉型的需求與機遇，并制定了相應的目標：

英國現(xiàn)在已通過立法正式承諾將于2050年實現(xiàn)凈零溫室氣 體排放，并計劃在2035年實現(xiàn)零碳或近零碳電力系統(tǒng)。

美國當選總統(tǒng)拜登提議美國將在2035年前實現(xiàn)電力系統(tǒng)零 碳并在2050年前實現(xiàn)全社會凈零排放。 清華大學氣候變化與可持續(xù)發(fā)展研究院近期發(fā)布的一份研究 顯示，中國可以在2060年或更早完成碳中和目標，與將全球溫 升幅度控制在1.5℃的路徑保持一致。

在所有國家可實現(xiàn)的全面脫碳情景中，電力的脫碳都必須先 于更大范圍的整體經(jīng)濟脫碳。因此，中國電力系統(tǒng)在未來十 年的發(fā)展對于其在2030年前實現(xiàn)達峰和在2060年或更早時間 實現(xiàn)碳中和目標至關重要。要完成習主席提出的目標，中國必 須大幅提高零碳發(fā)電資源的投資速度，而任何新建煤電投資 形成的資產(chǎn)都有可能阻礙這一目標的實現(xiàn)，或必須被迫在遠 早于其使用壽命結束的時間關停，這不但將造成投資資源的 浪費，更對電力系統(tǒng)脫碳帶來更多挑戰(zhàn)。

因此，符合中國長期碳中和目標的合理策略，應確保中國所有 新建發(fā)電裝機基本為零碳清潔能源。但是，目前中國仍在繼 續(xù)建設新的燃煤電廠，僅2020年1-6月間，新批復的煤電裝機即 達20 GW，比過去4年中任何一年的全年核準裝機量都高。

這是不同關切和利益訴求綜合作用的結果。首先，由于各省具 備不同的資源稟賦和經(jīng)濟發(fā)展特征，在考核與激勵措施實施 上可能各有側重。同時，一些偏頗的觀點認為，在不增加更多 新增煤電的前提下增加可再生能源上網(wǎng)和消納，這在技術上 存在難度，甚至是不可能的。另一些觀點認為，零碳電力供應 的增長速度是有限的，難以滿足未來十年的電力需求增長，而 煤電是必然選擇。在本報告中，將闡述為何這些觀點并不準 確，并證明幾乎所有新增發(fā)電均來自零碳能源的策略是可行且 具備經(jīng)濟效益的。

到2050年，中國經(jīng)濟體將大部分完成脫碳化—如地面運輸和住宅供暖等目前主要使用化石燃料的部門活動基本將接近完 全電氣化，總耗電量將達到約15萬億千瓦時，大約是當前水平 的2倍。研究表明，到2030年，隨著經(jīng)濟的繼續(xù)增長和電氣化 范圍擴大到新的部門，中國的電力需求將達到10-12萬億千瓦 時（圖1）。

在本報告中，我們設定了一個與2050年完成中國電力部門脫 碳相一致的2030情景，并將其稱為“零碳投資情景”。如圖2 所示，該情景包括了以下假設：

2030年，電力需求約達到11萬億千瓦時，在當前水平基礎上 增長54%，年均增長率約4%；

將煤電裝機控制在2019年1041 GW的裝機水平，但通過提 高現(xiàn)有裝機的使用率少量提高煤電發(fā)電量；

非水可再生能源發(fā)電裝機平均年增長約110GW，從2019年 的408 GW增長到2030年的1650GW，非水可再生能源發(fā)電 量占當年發(fā)電總量的比例達到28.5%；

非化石燃料發(fā)電占比達到53%，略高于中國政府在2016年 提出的50%的目標。

在該情景時間節(jié)點之后，從2030到2050年，零碳發(fā)電供應比 例應繼續(xù)快速提高，并逐漸減少存量燃煤機組（除非配合碳 捕集與封存）。實現(xiàn)這一情景將有助于實現(xiàn)“2030年前達峰” 的目標，并確保中國處于實現(xiàn)2060年碳中和目標的正確發(fā)展 路徑上。

本報告通過以下四個章節(jié)展示了用零碳發(fā)電資源來滿足未來十年用電增量的可行性，以及要實現(xiàn)這一目標所需的政策支持：

1.零碳電力增長的經(jīng)濟性日益顯著

2. 瞬時電力平衡管理技術已然成熟

3. 時-日-季節(jié)電力供需平衡可實現(xiàn)

4. 未來10年電力零碳增長政策建議

2.零碳電力增長的經(jīng)濟性日益顯著

在全球各地，可再生能源發(fā)電成本持續(xù)下降并逐漸開始低于 化石燃料發(fā)電成本，中國也不例外。但中國需調整政策以確保 可再生能源成本能持續(xù)快速下降，并且零碳電源投資也能滿 足未來電力需求增長。

全球可再生能源成本都在下降

過去10年，可再生能源的發(fā)電成本降幅巨大。據(jù)測算，全球 光伏和陸上風電的平準化發(fā)電成本(LCOE)分別下降了85%和 60%，海上風電成本如今也開始快速下降，僅過去五年就下降 了60%。5 在可再生能源資源豐富地區(qū)，可再生能源競價甚至 更低。目前全球光伏LCOE平均水平大約是每千瓦時0.35元，但美國加利福尼亞州、葡萄牙和中東已經(jīng)出現(xiàn)了每千瓦時 0.14元甚至更低的報價。全球海上風電的LCOE目前為每千瓦 時0.63元左右，英國最新的中標價格大約每千瓦時0.36元。

在許多國家，光伏與風電目前已經(jīng)能夠與作為基荷的化石燃料 發(fā)電競爭。甚至在一些國家，可再生能源加儲能已經(jīng)成為比燃 氣輪機更具經(jīng)濟性的調峰方式?；诿绹袌龅难芯匡@示， 在稅收減免政策的支持下，光伏或風電成本在所有州都已低 于基荷燃氣發(fā)電（圖4），許多州也取消了新建燃氣調峰電廠計 劃，為光伏加電池儲能方案提供發(fā)展空間。

展望未來，可再生能源發(fā)電成本下降趨勢必將持續(xù)下去。因 此，光伏和風電成本很快就將在一些國家降至低于現(xiàn)有燃煤 或燃氣電廠邊際運營成本。未來十年，許多國家的光伏與風電 成本都將陸續(xù)達到這一轉折點，而可再生能源的優(yōu)勢也將隨 時間推移愈加顯著。圖5展示的美國發(fā)電成本變化趨勢顯示， 可再生能源的競爭力正在超過新建煤電項目和許多現(xiàn)有燃煤 電廠，給這些電廠及投資者帶來了越來越大的經(jīng)濟性壓力。

中國可再生能源和其他零碳發(fā)電成本 全球范圍的大趨勢在中國也在同步發(fā)生。中國的光伏發(fā)電成 本已經(jīng)低于燃煤發(fā)電成本，而陸上風電也將很快達到這一水 平。海上風電成本很可能將在未來十年具備競爭力，而中國的 核電成本目前已經(jīng)基本可以與煤電競爭。

光伏成本已經(jīng)低于新建煤電

據(jù)彭博新能源財經(jīng)預計，中國光伏發(fā)電目前的LCOE在每千瓦 時0.2-0.41元之間，在多數(shù)地區(qū)已經(jīng)具備了與新建燃煤發(fā)電競 爭的能力（圖6）。2018年以前，中國通過煤電標桿上網(wǎng)電價加 固定度電補貼形式支持光伏項目發(fā)展，且補貼水平逐年降低。 而在2019年，中國開始啟用了補貼競價模式。最新的核準與競 價結果已經(jīng)在很大程度上確認了彭博新能源財經(jīng)的預測：光 伏目前已經(jīng)能夠與新建煤電競爭，并將逐漸具備與現(xiàn)有煤電競 爭的能力。

2019年的競價結果顯示，光伏上網(wǎng)電價與2018年的標桿電價 相比已下降30%，而2020年的結果在2019年的基礎上進一步

下降20%，這與彭博新能源財經(jīng)預計的26%的LCOE降幅相 近。iv 因此，雖然2020年仍有近20個省份申請了光伏補貼，但 平均補貼金額已經(jīng)下降至每千瓦時0.033元v ，最低補貼金額僅 為每千瓦時0.0001元（圖7）。13 成本下降是必然趨勢，這意味 著2021年可實現(xiàn)的上網(wǎng)電價將在幾乎所有省份顯著低于標桿 煤電電價（圖8），在許多省份甚至低于煤電市場化交易價格 （圖9）。vi 這也與行業(yè)預測相一致，即2021年起光伏補貼或將 全面取消。

隨著光伏成本競爭力的增強，光伏項目的補貼也逐漸退出， 平價項目將越來越普遍。2020年，33GW新建平價項目得到 核準，近50GW平價光伏項目正在建設當中，橫跨中國20個省份。

v 價格降幅計算基于國家能源局公布的競價結果。 v 補貼是指在標桿煤電價格基礎上支付的價格溢價。 vi 市場化交易價格是中長期合同的價格，通常介于邊際運營成本和全成本之間，一定程度上可以反映電廠的運行成本。

陸上風電成本即將低于煤電，海上風電也在未來十年達 到這一水平 自2010年以來，中國陸上風電成本已下降約40%，彭博新能源 財經(jīng)預計，2020年成本范圍在每千瓦時0.29-0.43元之間，與新 建煤電相比已具備了很強的競爭力?；谌绱司薮蠼捣?，政府 在2019年提出2021年后停止向陸上風電提供補貼（圖10）。

但是，政策框架的重大變化增加了近期成本分析的不確定性:

2019年執(zhí)行了風電競價的省市（如天津與重慶）的競價結 果顯示，補貼范圍在每千瓦時0.08-0.17元水平，遠高于2019 年光伏競價每千瓦時0.065元的平均值。

2020年已獲核準的新增平價項目裝機總量較低，僅有 11GW。

值得注意的是，發(fā)電成本將會受裝機速度的影響出現(xiàn)短時內(nèi) 的動態(tài)波動，但并不影響其長期趨勢。短期內(nèi)，在補貼退出 的壓力下，出現(xiàn)了項目搶裝和風機訂單的激增，受到行業(yè)產(chǎn) 能的限制，暫時提高了項目建設成本；而一旦裝機恢復常態(tài) 化穩(wěn)步增長，成本仍將出現(xiàn)大幅下降。彭博新能源財經(jīng)預計 到2025年，平均成本還將下降30%，在2025年和2030年分別 降至每千瓦時0.25元左右和0.21元，而多數(shù)具備資源優(yōu)勢的 地區(qū)的發(fā)電成本將遠低于這一水平（圖11）。考慮到未來政 策將會繼續(xù)支持行業(yè)發(fā)展以實現(xiàn)2030年裝機量大幅增長目 標（如圖2），預測中國風電成本將在2020年代后期低于煤電 交易價格。

到目前為止，海上風電在中國發(fā)展規(guī)模有限，截至2019年的 裝機容量僅為6GW。據(jù)估計，當前新建海上風電裝機的成本遠 高于新建煤電成本。隨著全球范圍內(nèi)成本的快速下降和海上 風電產(chǎn)業(yè)在中國的快速發(fā)展，海上風電將在2025年以后具備與新建煤電項目競爭的能力。明確的量化目標（如廣東省目標 在2030年建成30GW海上風電裝機）將有助于推動這些成本 的下降。

可再生能源成本的進一步下降將對現(xiàn)有煤電產(chǎn)生威脅

光伏和風電已經(jīng)或即將成為中國最具經(jīng)濟性的的新建發(fā)電電 源。此外，據(jù)彭博新能源財經(jīng)估計，到2020年代末，新建風電 和光伏的發(fā)電成本將低于許多現(xiàn)有燃煤電廠（或聯(lián)合循環(huán)燃 氣輪機）的運行成本，使現(xiàn)有煤電資產(chǎn)不再具備經(jīng)濟效益（圖 12）?，F(xiàn)有燃煤發(fā)電的產(chǎn)能過剩更加劇了這一風險——目前中 國燃煤發(fā)電廠的平均利用率僅為56%。這一風險已經(jīng)在可再 生能源資源較為豐富的中國西北和西南等地區(qū)成為了現(xiàn)實， 當?shù)氐娜济弘姀S的平均利用率僅為35%，造成了巨大的經(jīng)濟 損失和資產(chǎn)擱淺。

核電和水電成本具備競爭力

彭博新能源財經(jīng)預計，中國核電成本可以達到每千瓦時0.36- 0.48元，而當前的實際上網(wǎng)電價也符合這一估算。這使得核電 作為基荷電力完全具備與煤電競爭的能力。中國水力發(fā)電成 本同樣非常具有競爭性。水電的邊際成本低，其市場化交易價 格通常在每千瓦時0.3元左右，有些甚至低至每千瓦時0.2元。 在中國，水電是普遍認為成本最低的發(fā)電方式。

明確的量化目標可進一步提速成本下降

中國過去的零碳電力發(fā)展成果矚目：現(xiàn)有風電和光伏裝機總 量已超過400GW，引領全球可再生能源項目開發(fā)。這反映了過 去政策的成功，即早期補貼與量化目標促進了產(chǎn)業(yè)的快速擴 張，并推動成本大幅下降。通過明確量化裝機增長速度，實現(xiàn) 了規(guī)模經(jīng)濟和學習曲線效應，促成了中國乃至全球成本的大 幅下降。 然而，零碳電力目前的并網(wǎng)速度并不足以達到2030目標，尤其是風電部署的速度。據(jù)估算，要實現(xiàn)2030目標，中國仍必 須新增大約650GW光伏、600GW陸上風電、60GW海上風 電、113GW水電和66GW核電裝機（圖2）。 2020年，中國核準的光伏項目裝機總量目前是59GW，達到 了實現(xiàn)2030年目標所需的年新增量，其中平價項目裝機量為 33GW。核電方面，考慮到目前大約12GW正在建設中，以及 約22GW已確定開工日期——66GW的新增目標看起來是可以 實現(xiàn)的。約40GW的在建項目和超過20GW的計劃項目也是提供了實現(xiàn)110GW新建水電裝機目標的可能性。但是，相對于 2030年目標水平，目前新增風電項目的速度還達不到要求。隨 著風電補貼的逐步退坡，已獲核準的的11GW平價風電的開發(fā) 速度顯然無法滿足未來電力需求。

如果合適的政策得到落實，每年55GW新增風電的投資速度無 疑是可以實現(xiàn)的：在2016和2017年，各有30GW新增風電裝機 獲得核準，提前實現(xiàn)十三五規(guī)劃目標。未來幾年，隨著風電開 發(fā)商和風機制造商逐漸完成積壓的項目訂單，新項目申報和 核準的速度大概率會加快。但依然存在的主要風險在于，未來 幾年的投資速度過于緩慢，新增煤電投資會填補這一空缺， 從而造成不必要的成本投入，導致未來的資產(chǎn)擱淺。

合適的政策制定需要明確風電（和光伏）項目新增裝機數(shù)量， 從而確保實現(xiàn)成本和價格的下降。其他國家的經(jīng)驗表明，隨 著光伏和風電成本接近或低于化石燃料發(fā)電成本并消除對補 貼的依賴后，為可再生能源發(fā)電企業(yè)提供大部分發(fā)電量的價 格保障依然是十分重要的，因為這可以降低可再生能源項目 的開發(fā)風險，從而降低成本和所需的價格收益要求。

實現(xiàn)這些的途徑可以是設定可再生能源占總電量比例的目標 （如中國的可再生能源配額制），和/或繼續(xù)根據(jù)預先確定的 可再生能源發(fā)電裝機規(guī)模進行競價。在競價機制引導下，未來 一到兩年內(nèi)可再生能源競價報價就有望低于火電發(fā)電價格。

例如，英國首相最近宣布英國將在2030年前建造40GW海上 風電項目viii，并將通過競價機制確保采購到最低成本的電力 供應。這些競價將以“差價合約”和批發(fā)市場電力價格進行核 算，在某些情況下可能造成可再生能源發(fā)電企業(yè)向電網(wǎng)支付 費用的情況（如果競價價格低于未來批發(fā)電價）。但由于這種 合約提供了價格確定性，對于發(fā)電企業(yè)仍然非常具有吸引力。

本報告第四章節(jié)將深入討論推動快速發(fā)展所需的政策。只要 這些政策得到落實，可再生能源發(fā)電成本將保持快速下降 勢頭，不但能夠以低于新建煤電項目的成本提供新增電力供 應，還能在2030年前下降至低于許多現(xiàn)有燃煤電廠運營成本 的水平。

與全球許多其他市場一樣，中國目前面臨的關鍵問題已不再 是可再生能源和其他零碳發(fā)電技術是否具備成本競爭力，而是 電網(wǎng)接納高比例非水可再生能源面臨的技術和經(jīng)濟性挑戰(zhàn)。

3.瞬時電力平衡管理技術已然成熟

中國非水可再生能源裝機目前占總裝機容量的21%，貢獻了 10.2%的發(fā)電量。這些比例都將繼續(xù)上升，并且如第二章節(jié)所 述示，其電力供應的成本也將更具競爭力。但中國電力系統(tǒng)一 直以來存在的觀點和顧慮是，從某種意義上說，將可再生能 源比例在當前基礎上大幅提高，在技術上是不可能的，或者說 其高昂的成本是系統(tǒng)無法承擔的。

放眼全球許多其他國家，當非水可再生能源增長到類似階段 時往往也出現(xiàn)同樣的顧慮。但是有些國家的非水可再生能源 占能源供應的比例在一些時候已經(jīng)超過了50%，峰值時段占 比甚至更高。

在德國，可再生能源電力占凈電力供應的比例在2019年4月22 日當天高達70%，其中風電40%，光伏20%，其他17%。18 在 整個歐盟，可再生能源電力占總發(fā)電量比例在2020年5月11日 和24日分別達到了54%和55%。19 在美國加利福尼亞州，風電 和光伏發(fā)電量占電力需求總量的比例在2017年3月23日上午 11:20時刻達到了49.2%。20 而英國在2020年8月26日凌晨 1:30，風力發(fā)電占電力供應總量的比例幾乎達到了60%。

這些例子充分說明運行一個非水可再生能源比例遠高于中國 當前水平，甚至高于“零碳投資情景”下28%水平的電力系統(tǒng) 在技術上是完全可行的。同時，這也有力地證明了當前有足夠 的方案來解決以下在討論提高非水可再生能源比例問題時經(jīng) 常被提起的四大技術性挑戰(zhàn)：

頻率控制

電壓控制

故障穿越

遠距離高壓直流輸電線路的利用

頻率控制

一些中國行業(yè)專家表示的最大擔憂是，非水可再生能源比例 的不斷上升將增大頻率控制的難度。但其他國家已經(jīng)開發(fā)了一 系列解決方案來確保高比例非水可再生能源電力系統(tǒng)的穩(wěn)定 運行。

穩(wěn)定的系統(tǒng)運行需要供需的瞬時平衡以維持頻率在可接受的 范圍內(nèi)。如果供需嚴重不平衡，頻率偏差就會導致發(fā)電機組脫 網(wǎng)。在傳統(tǒng)以火電為主的系統(tǒng)中，轉動慣量提供了一種靈活的 手段來減緩頻率波動，直調電廠也可以靈活地快速調整出力 以跟蹤負荷變化。

相反，非水可再生能源不具備隨意調度的能力，并且無法準確 預測其未來出力。因此，隨著非水可再生能源比例的上升，頻 率控制的難度會越來越大。但這些挑戰(zhàn)可以通過以下四種方式的結合來解決：

1.提高對可再生能源出力的預測

非水可再生能源出力的不確定性越大，對備用容量和靈活性 資源的需求就越大，這樣才能應對預料之外的出力波動。如果 能夠提高預測的準確性，即便非水可再生能源比例增加，對 “調節(jié)能力”（即快速增加或減少出力的能力）或備用容量的 需求也會降低。

以加利福尼亞州獨立系統(tǒng)運營商（CAISO）為例，非水可再生 能源發(fā)電比例在2015-2019年間從12.2%上升到了20.9%，22 但 由于日前和實時預測的平均絕對百分誤差（MAPE）顯著改善， 對調節(jié)能力和備用容量的需求基本上沒有發(fā)生變化（圖13）。

中國目前的日前預測平均絕對百分誤差（約10%-20%）遠高 于CAISO（4%-6%）。因此，提高預測準確性是當前的優(yōu)先任 務。

以下信息框A 提供了一些關鍵的最佳實踐做法。

2. 預測并減少短期可再生出力極端變化 即便預測準確性得到改善，但突發(fā)性或不可預知的天氣變化仍 會造成非水可再生能源發(fā)電量的迅速變化，特別是對風電而 言。這種情況對頻率控制造成的危險可通過以下方式規(guī)避：

大規(guī)模功率變化事件的探測與預測。例如，德克薩斯州電 力管理委員會（ERCOT）開發(fā)了ERCOT大型功率變化警報系 統(tǒng)（ERLAS），生成不同嚴重程度和不同持續(xù)時間的功率變 化事件的概率分布，可每15分鐘提供未來六小時內(nèi)區(qū)域性 和整個系統(tǒng)范圍的天氣預測。這可以用來警告系統(tǒng)運營商 風電發(fā)電量可能發(fā)生大幅度快速變化。

降低風電功率變化產(chǎn)生的影響?？梢酝ㄟ^調整風機的設計 和操作方式來避免因風速的瞬間變化而造成出力同等幅度 的突然變化。多家系統(tǒng)運營商都要求風電場限制風機功率 變化的最大速度（圖14）。

3. 使用非水可再生能源和其他非火電資源來提供頻率

控制服務

包括中國在內(nèi)的許多國家，非水可再生能源提供一次頻率調 節(jié)已成為一種常見要求，但中國目前仍依賴火電廠提供二次 頻率調節(jié)（也稱為自動發(fā)電控制服務）。然而，在其他國家，逆 變器或管理系統(tǒng)的變化現(xiàn)在已經(jīng)使非水可再生能源能夠提供 自動發(fā)電控制。例如，美國科羅拉多州的Xcel Energy公司現(xiàn) 在要求風機具備自動發(fā)電控制能力，而在該公司運營的地區(qū) 內(nèi)，有三分之二的風電場已經(jīng)具備了這種能力。電廠的經(jīng)驗還表明，光伏電站可以通過結合使用智能逆變器和先進的控制策略來提供自動發(fā)電控制。CAISO已對此進行了測試，并證明是可行的。

飛輪和電池儲能也可以提供調頻服務：事實上，它們對頻率控 制信號的響應速度比傳統(tǒng)的火電機組快17倍。因此，使用電池 進行頻率控制越來越普遍：

在澳大利亞，電池儲能目前可提供6秒、60秒和300秒調頻 服務。2017年12月和2018年1月澳大利亞發(fā)生的兩次發(fā)電機 組脫網(wǎng)事件中，電池快速響應顯著縮短了恢復時間。

在美國，聯(lián)邦電力監(jiān)管委員會從2013年起允許與電網(wǎng)相連 的電池可作為小型發(fā)電機組提供電力供應服務。到2015 年，PJM、CAISO、紐約獨立系統(tǒng)運營商（NYISO）、中部電力 系統(tǒng)運營商（MISO）和新英格蘭電力系統(tǒng)運營商（ISONE） 地區(qū)的調頻市場均在使用電池儲能。 同時，在德克薩斯州ERCOT市場中，一些滿足分時計量和遙 測等特定要求的工業(yè)負荷可以作為受控負荷資源（CSR）提供 調頻服務。

4.提高系統(tǒng)慣量監(jiān)控并應用新的監(jiān)控方式

系統(tǒng)慣量的監(jiān)測和預測越準確，對慣量資源的需求就越低。 因此，德克薩斯州ERCOT開發(fā)了一種慣量監(jiān)測工具，它可以計 算所有在線同步發(fā)電機的總慣量貢獻，并通過循環(huán)滾動方式 預測未來七天的慣量情況。然后，系統(tǒng)操作人員可以在必要時 調度同步發(fā)電機來增加慣量，進而降低對額外慣量的需要。

此外，系統(tǒng)慣量還可以通過非火電資源提供，例如：

同步調相機或同步補償器

帶有旋轉設備的儲能，如飛輪儲能 ?

光熱發(fā)電（CSP）

具備能提供該功能逆變器的風機、太陽能光伏和電池

需求側旋轉機械

電壓控制

電壓控制有時會被認為是非水可再生能源比例上升的潛在挑戰(zhàn)，但技術解決方案已經(jīng)存在。其中，無功功率和電壓諧波是 需要解決的兩大問題：

無功功率必須立即得到局部補償，以保持功率因數(shù)在允許 的范圍內(nèi)。與其他國家類似，中國對非水可再生能源的功率 因數(shù)的要求在-0.95 至 +0.95之間。這可以通過部署靜止無 功補償器（SVC）、靜止無功發(fā)生器（SVG）、靜止同步補償 器（STATCOM）或晶閘管控制串聯(lián)電容器（TCSC）等設備 來實現(xiàn)。

電壓需要保持在安全范圍內(nèi)，以確保系統(tǒng)的穩(wěn)定性。諧波 不可避免地會影響電壓的穩(wěn)定性。應采用濾波器處理電壓 中的諧波，提高電能質量。 因此，應在非水可再生能源電源側和電網(wǎng)側部署電壓控制裝 置。即使是在非水可再生能源比例非常高的情景下，也將會有 充足的資源來提供電壓控制。

因此，應在非水可再生能源電源側和電網(wǎng)側部署電壓控制裝 置。即使是在非水可再生能源比例非常高的情景下，也將會有充足的資源來提供電壓控制。

故障穿越

短期電壓變化是電力系統(tǒng)中常見現(xiàn)象，如果系統(tǒng)突然失去一臺發(fā)電機組，這種變化會被放大。在系統(tǒng)恢復正常之前，發(fā)電 機組必須具備穿越電壓擾動的能力，這一點至關重要。非水可 再生能源發(fā)電機組的耐受電壓范圍常常比傳統(tǒng)的火電機組要窄，更容易脫網(wǎng)，一旦脫網(wǎng)，電壓波動將進一步增加，甚至導 致連鎖故障。

然而，這種危險可以通過要求非水可再生能源機組配備高電 壓穿越（HVRT）能力來規(guī)避。對于現(xiàn)有電廠來說，這可以通過 改造逆變器來實現(xiàn)。因此，大多數(shù)發(fā)達國家現(xiàn)在都在其電網(wǎng) 規(guī)范中明確了高電壓穿越要求。圖15展示了一些案例。

中國自2012年起實施低電壓穿越（LVRT）改造，系統(tǒng)的可靠性 得到了顯著提高。雖然當前也已經(jīng)制定了嚴格的高電壓穿越標 準，但是該標準尚未作為現(xiàn)有非水可再生能源機組并網(wǎng)的強 制性要求。

因此，對現(xiàn)有電廠進行改造以滿足高電壓穿越標準，以及對所 有未來的非水可再生能源機組落實這些標準，應該是目前的首要任務。

高壓直流輸電的利用

中國擁有豐富的太陽能和風能資源，但其中一些與主要負荷 中心的距離非常遙遠。高壓/特高壓輸電線路能夠將可再生電 力遠距離傳輸?shù)截摵芍行?，而高壓直流傳輸在遠距離送電上 的成本優(yōu)勢更明顯。因此，高壓直流線路在中國廣泛部署，對 支持偏遠地區(qū)非水可再生能源發(fā)展發(fā)揮了關鍵作用。

僅靠非水可再生能源自身并不能保證高壓直流輸電的高效和 穩(wěn)定運行，因此在某些情況下，可能需要在可再生能源電廠周 邊建設火電廠，以便在非水可再生能源出力較低時，可以用火電來“填滿線路”。

不過，對于此類火電廠的實際需求其實遠小于當前的假設，并 將隨著其他可行方案的出現(xiàn)而繼續(xù)下降：

高壓直流線路并不需要以固定的功率運行，目前中國部署 的主要高壓直流輸電形式——基于電網(wǎng)換相整流器高壓直 流輸電——在運行時要求技術利用率必須高于最小值，而 該數(shù)值通常僅為銘牌容量的10%。因此，并不存在需要火電機組“填滿線路”的技術需求。低于100%的利用率顯然 會增加每度電的傳輸成本，但考慮到偏遠地區(qū)非水可再生 能源具備的顯著成本優(yōu)勢，即使高壓直流線路沒有得到充 分利用，其開發(fā)也仍具備經(jīng)濟可行性。此外，風能和光伏組 合打捆可以提高平均利用率，且隨著時間的推移，儲能（如 電池或氫能）成本的下降將創(chuàng)造出新的替代方式來穩(wěn)定并 提高輸電線路的平均利用率。因此，盡管現(xiàn)有火電裝機在 將利用率保持在10%以上方面可以發(fā)揮有益的作用，但沒有必要通過新建煤電投資來匹配大規(guī)模非水可再生能源項目投資。

 “換相失敗”的技術挑戰(zhàn)也可以在以非水可再生能源為主的 電力系統(tǒng)中得到解決。擾動會增加直流電流并導致電力傳 輸?shù)臅簳r中斷，這時就會出現(xiàn)換相失敗。目前，火電機組為 系統(tǒng)提供調節(jié)和慣量，以降低任何換相失敗時的瞬態(tài)傳輸 中斷的影響。但是，在高比例非水可再生能源系統(tǒng)中，適用 于提供頻率調節(jié)和電壓調節(jié)的同一套技術解決方案（例如， 同步調相機、電池儲能、非火電的轉動慣量提供者和無功功 率補償器等）也可以降低換相失敗的影響。

此外，現(xiàn)在的新一代電壓源換流器高壓直流輸電（VSC – HVDC）技術能夠提供很好的電壓調節(jié)能力，消除了換相失 敗風險，并簡化了對發(fā)電和用電省份的技術要求。雖然這會 造成容量下降產(chǎn)生經(jīng)濟性損失，但在許多地區(qū)仍可確保偏 遠地區(qū)非水可再生能源發(fā)電和高壓直流輸電的經(jīng)濟性，特 別是可進行VSC-HVDC技術改造的現(xiàn)有線路。

總而言之，高壓直流輸電的所有技術挑戰(zhàn)都可以得到解決，且 不需要任何新增煤電裝機來匹配非水可再生能源的投資。 綜上所述，只要中國實施必要的政策以鼓勵創(chuàng)新解決方案， 那些可能阻礙非水可再生能源比例增長至遠高于目前水平的 技術性管理問題就會得以解決。剩下的問題是，如何在一個 高比例非水可再生能源電力系統(tǒng)中，確保電力在一年中的每 一天、每一小時的供需平衡。本報告的下一章節(jié)就將討論這個問題。

4.時-日-季節(jié)電力供需平衡可實現(xiàn)

非水可再生能源在有太陽照射和有風的時候發(fā)電，但這些資 源并不總與用電負荷形態(tài)相匹配。這就給當前以火電和水電 為主的電力系統(tǒng)帶來了巨大的平衡挑戰(zhàn)。

然而，在全球許多國家/地區(qū)的非水可再生能源發(fā)電比例都已 超過了圖2中國2030零碳投資情景中所示的28%。例如，非水 可再生能源在德國和西班牙電力系統(tǒng)中的占比已經(jīng)分別達到 了33%和37%。許多國家都規(guī)劃到2030年實現(xiàn)零碳電力占全 年總發(fā)電量的50%以上，甚至超過70%，并在之后的10-20年 里將零碳電力比例增加到接近100%，其中非水可再生能源的 比例將高達80%（圖16）。

本章節(jié)總結了全球多個國家的經(jīng)驗，并討論了如何將這些經(jīng) 驗運用于中國的具體情況中。其結論是明確的，即中國完全可 以實現(xiàn)圖2所示的非水可再生能源發(fā)電量占比達到28%的目 標，并且未來最終實現(xiàn)零碳的電力系統(tǒng)總成本將不會高于，甚 至可能低于當前以化石燃料為主的系統(tǒng)成本。

全球經(jīng)驗

圖16展示的這些計劃顯示，各國都有信心通過兼具技術性和 經(jīng)濟性的解決方案，來滿足短期和長期供需變化產(chǎn)生的不同 靈活性需求。對于目前常見的可再生能源滲透率水平（20%- 30%），大部分問題是可以通過現(xiàn)有火電（燃氣或燃煤）更靈 活的運行來解決的。但隨著可再生能源比例進一步增加，則需 要更多元的解決方案。

（1）日內(nèi)供需平衡 在大多數(shù)國家，由于工廠和辦公室的大量用能需求，系統(tǒng)對電 力的需求常在中午或下午早些時候達到峰值，而在凌晨前后 幾小時下降到低谷。因此，即使在可再生能源增長之前，系統(tǒng) 也必須靈活地應對這種用電需求的變化，而這主要是通過改 變?nèi)济夯蛉細怆姀S的出力來實現(xiàn)的。

在某種程度上，可再生能源的增長有可能減小這種日內(nèi)靈活 性的挑戰(zhàn)，因為光伏發(fā)電量在白天更高，正好與此時的高需求 相吻合。但在光伏發(fā)電占比很大的電力系統(tǒng)，往往會在傍晚時 候出現(xiàn)對非光伏資源需求的突然增加，這是因為光伏發(fā)電在 這段時間迅速下降，但用電需求下降的速度慢很多。

每日風力發(fā)電的狀態(tài)隨地方天氣條件變化而波動更大；在一 些地區(qū)（但不是所有地區(qū)），風力發(fā)電往往在夜間更高，而且在一些面臨氣旋和反氣旋天氣系統(tǒng)交替的地區(qū)，每天和每周風力發(fā)電量形態(tài)的波動都比光伏更大。

在當前常見的可再生能源滲透率水平下，這些日內(nèi)靈活性挑戰(zhàn) 可以輕易地通過靈活運行燃氣或燃煤電廠來解決。在美國加 利福尼亞州，為了平衡光伏發(fā)電，燃氣發(fā)電的出力在一天中不 斷變化，在傍晚的時候迅速增加，在晚上7-9點左右時達到氣 電供應峰值（圖17）。

在德國，天然氣、硬煤和褐煤發(fā)電量的變化可滿足靈活性的 需要。雖然天然氣是最靈活的發(fā)電資源——圖19顯示了燃氣 出力在一周內(nèi)的變化形態(tài)，從最低的1.6GW到最高的9.9GW （最大峰谷差等于峰值容量的84%），但硬煤出力也在1.4GW 到6.5GW之間波動（79%），甚至褐煤發(fā)電功率也在3.5GW到 12.0GW間波動（71%）（圖18）。

隨著可再生能源比例的提高，系統(tǒng)對靈活性的需求也會增加。 在燃氣發(fā)電裝機占比高的國家，仍有很多調峰燃氣電廠可以 滿足這一增長的靈活性要求。但其他靈活性資源也將發(fā)揮越 來越大的作用，并且在某些情況下，更具經(jīng)濟性。尤其是在提 供日內(nèi)靈活性方面：

抽水蓄能可能會發(fā)揮越來越重要的作用。如圖18所示，德 國已經(jīng)使用少量抽水蓄能來滿足在早晨光伏出力較低時快 速增高的用電需求，并在下午晚些時候彌補光伏發(fā)電的迅 速下降。

電池價格的大幅下跌（在過去10年里下降了85%）使電池儲 能成為了一種經(jīng)濟性越來越高的選擇，一些美國電網(wǎng)紛紛 取消了與燃氣調峰電廠的合約，轉而支持可再生能源發(fā)電 加電池儲能的方案?？紤]到成本的進一步下降（圖19），電 池的使用將會在2030年前持續(xù)擴大，并在此后隨著非水可 再生能源比例升高而迅速增長。

需求側管理在平衡可再生能源供應和電力需求的短時偏差 方面也具有巨大潛力，如果部署得當，將是最具經(jīng)濟性的 靈活性資源。在一天的時間尺度內(nèi)，主要存在三類需求側 資源：

住宅供暖電氣化后，可通過智能溫控或微型儲能技術實 現(xiàn)該部分負荷調節(jié)。

電動汽車可以通過調節(jié)充電時間，或作為儲能資源向電 網(wǎng)供電來實現(xiàn)巨大需求調節(jié)潛力。如果2050年全球使 用中的電動汽車數(shù)量達到15億輛，每輛車配備50kWh電 池，這將能夠提供750億千瓦時儲能容量，即使在全球年 耗電量從當前的27萬億千瓦時增長到90萬億千瓦時的情 況下，也相當于全球日用電量的30%。

此外，工商業(yè)需求響應也潛力巨大，在分鐘級、小時級和 日間進行調節(jié)有望得到提高，包括零售制冷系統(tǒng)、農(nóng)業(yè)環(huán) 境控制電解鋁和電解水制氫等其他新興應用領域。

要釋放這些潛力的關鍵在于更細致的分時電價機制?？紤]到多種選項的存在，即便非水可再生能源比例上升到遠高于 50%的水平，并最終達到80%或更高，越來越多的人也相信日 內(nèi)平衡挑戰(zhàn)能夠通過低成本手段來解決。

（2）季節(jié)性供需平衡 季節(jié)性平衡指的是在數(shù)周或數(shù)月時間范圍內(nèi)的電力平衡供需 需求。這一需求又可細分為兩個類別，即：

可預測的長期不平衡，這來源于季節(jié)性需求的大幅變化與 供應能力變化不匹配。以未來的英國電力系統(tǒng)為例，住宅供 暖電氣化可能導致冬季需求峰值比夏季水平高80%。幸運 的是與之相匹配，英國冬季的風力資源（英國最豐富的可再 生能源資源）也遠比夏季豐富。但在其他國家，冬季可能存 在更高的用電需求，但風力發(fā)電量的增加并不足以彌補光 伏發(fā)電量的季節(jié)性減少。

更加難以預測的每周波動。即使系統(tǒng)供給和需求的季節(jié)性 變化正好一致，但天氣的變化仍然可能造成每周出力出現(xiàn) 明顯波動。如果歐洲西北部地區(qū)出現(xiàn)反氣旋天氣，常常會造 成冬季風電供應出現(xiàn)數(shù)日的驟減（極端情況下甚至會延續(xù) 數(shù)周），而這將成為英國未來最大的供需平衡挑戰(zhàn)。

隨著非水可再生能源比例上升到“零碳投資情境”所示的28% 水平，以上兩種季節(jié)性挑戰(zhàn)仍可通過現(xiàn)有火電廠的靈活使用 來輕松解決。甚至在可再生能源比例較低的電力系統(tǒng)中，這些 季節(jié)性挑戰(zhàn)常常比日內(nèi)挑戰(zhàn)更易于管理，因為它們不會出現(xiàn)下 午晚些時候因光伏發(fā)電供給下降（即使在光照水平中等情況 下）造成的需求量激增的情況。燃煤電廠可以通過調節(jié)運行水 平來滿足不同季節(jié)、月或周的需求變化，甚至在需求過低時關 閉部分電廠，這比日內(nèi)調頻調峰的問題更容易解決。

然而，在更長時間范圍，隨著非水可再生能源比例達到比圖2 所示的28%甚至更高，季節(jié)性平衡挑戰(zhàn)將更艱巨，成本也會更 高。不過，在那之前，系統(tǒng)就已經(jīng)出現(xiàn)經(jīng)濟可行的解決方案， 具體包括：

使用火電廠滿足季節(jié)性變化，但運行小時數(shù)保持較低水平。 如果這些電廠通過提供的容量和峰荷時期的電量得到補 償，這也是經(jīng)濟可行的。要實現(xiàn)完全零碳電力系統(tǒng)，長期來 看這些資產(chǎn)還需要配備碳捕捉與封存設施。

燃氣機組改造后可以燃燒氫能（或投資改造此類機組），而 這部分氫能可以利用低價的過剩可再生能源通過電解技術 生產(chǎn)。

抽水蓄能可以滿足多日時間尺度的靈活性需求，例如1-3天 的供應短缺。

季節(jié)性/周的靈活性管理。與日內(nèi)不同，這種管理不會過多 關注住宅供暖或電動汽車充電轉移帶來的潛力，而是更關 注如何讓檢修停機與工業(yè)生產(chǎn)計劃相匹配以及根據(jù)預測的 季節(jié)性供需及電價變化來優(yōu)化利用率。

（3）總系統(tǒng)成本估算 在某些情況下，應用上述靈活性選項將會導致系統(tǒng)運行成本 的增加。但是這些額外的成本也將很大程度被低成本的零碳 電力所抵消。

根據(jù)可再生能源資源分布的不同，各地電力系統(tǒng)的具體構成 將有很大的差別。在能源轉型委員會的研究中（圖20），針對 不同資源稟賦和氣候特點的地區(qū)，對2035年建立幾乎完全使 用可再生能源的電力系統(tǒng)的成本進行了測算。結果顯示，大部 分系統(tǒng)都能實現(xiàn)約每千瓦時0.35-0.4元水平的總發(fā)電成本。但 在一些空間資源有限的國家，較高的發(fā)電成本會將總成本提 高至每千瓦時0.56元；而在資源有利地區(qū)，豐富的風能和太陽 能資源、低廉的發(fā)電成本和有限的季節(jié)性靈活性需求會使總 成本降低至每千瓦時0.22元。在多數(shù)國家，這些成本都會比繼 續(xù)主要依賴于煤炭或天然氣的電力系統(tǒng)的成本更低。

因此，各國可以致力于更快地增加可再生能源和其他零碳發(fā) 電技術，相信在長期來看，系統(tǒng)總成本造成的影響將微不足 道，而減排的潛力則是巨大的。

中國的具體挑戰(zhàn)與解決方案

在上文描述的全球背景下，每個國家發(fā)電結構和負荷特性不 同，面臨的具體挑戰(zhàn)也不同。在中國，用能特性并沒有造成很 大的挑戰(zhàn)，但中國能源稟賦和發(fā)電結構的兩個明顯特點會帶 來一些挑戰(zhàn)：一是對于煤電的依賴很高，而非天然氣；二是水 電靈活性不足。但是，這些挑戰(zhàn)是可以解決的。

對標其他國家，中國的非水可再生能源滲透率也可以輕松達 到28%的目標（圖2所示），并且不需要新建任何燃煤電廠。參 考其他國家的經(jīng)驗，即使中國實現(xiàn)了系統(tǒng)脫碳且非水可再生 能源比例遠遠超過50%，其長期系統(tǒng)總成本很可能會低于當 前以化石燃料為主的系統(tǒng)。

（1）中國當前和2030年的用電需求形態(tài) 相較于一些非水可再生能源滲透率已經(jīng)達到20%-35%的國 家，中國的日負荷和季節(jié)性負荷特性都相對穩(wěn)定，并不會顯著 增加供需平衡的難度。

圖21列出了甘肅、湖南和廣東三省的典型日負荷曲線。以甘肅 為例，用電需求中大部分來自工業(yè)負荷（78%），因此負荷曲線 比較平緩。但在湖南和廣東，由于商業(yè)辦公和住宅用電需求比 例更高，它們的負荷曲線與圖17和圖18所示的情況更相似。用 電需求通常在午夜最低，上午7點至10點左右迅速上升，傍晚 迅速下降。

然而，即使在這些省份，總體最大負荷與最小負荷的比值也低 于一些發(fā)達經(jīng)濟體。以英國為例，冬季和夏季典型日最大負 荷與最小負荷之比均約為1.71，而該比值在廣東和湖南則分別 只有1.57和1.5。

中國不同省份之間的季節(jié)性負荷特性也存在顯著差異 （圖22）。在某個典型的北方省份，季節(jié)性變化并不明顯。但 南方省份通常會出現(xiàn)因空調負荷造成的夏季用電高峰，而中部 和東部省份經(jīng)常同時出現(xiàn)夏季空調和冬季供暖的雙高峰。南 方省份夏季高峰月份的用電需求比冬季用電需求平均高出約 30%，其負荷曲線形狀與加利福尼亞州相似（圖23）。但東部/ 中部省份的變化則會更大一些。

中國地域范圍廣闊且有包含多種氣候帶，因此相較于單個省 份，全國整體的負荷特性則更為平緩。如圖24所示為全國的季 節(jié)性負荷特性，8月的全國用電峰值與5月和10月的全國用電 低谷差約30%。

隨著電氣化進程的推進，中國的負荷特性也將隨著時間的推 移而發(fā)生變化?；趯?030年用電需求增長的預測，商業(yè)和住宅建筑的用電比例將不斷上升（主要受供暖、空調和計算機 設備的影響），這可能會在一定程度上增大日負荷、季節(jié)性負 荷的變化。但在一些有著更高非水可再生能源發(fā)展目標的國 家，也面臨著季節(jié)性負荷波動更大的問題。例如，英國計劃實 現(xiàn)大部分住宅供暖的電氣化，同時其夏季空調需求量卻很有 限， 那么到2050年，冬季與夏季平均日用電量的比例將從現(xiàn)在的1.5:1上升到1.7:1。

因此，相比于其他同樣在進行電力系統(tǒng)清潔轉型的國家，中國 的負荷特性并不會造成系統(tǒng)平衡中明顯的困難和挑戰(zhàn)。

（2）中國電力供應靈活性的兩大重要特點 在供給側，中國電力供應的兩大特點將會給提高非水可再生 能源比例帶來挑戰(zhàn)：

 對煤電的依賴程度高，煤電發(fā)電量約占總供電量的62%。如 前文所述，在向高比例非水可再生能源電力系統(tǒng)轉型的早 期階段，火電靈活運行是平衡電力供需的重要手段。由于 燃氣電廠更加靈活，以燃氣發(fā)電為主的國家（如美國加利福 尼亞州和英國，2019年燃氣發(fā)電占發(fā)電總量的比例分別為 42.97%和39.65%34）面臨的挑戰(zhàn)往往小于以煤電為主的國 家。當然，這個挑戰(zhàn)也是可以克服的。如圖18所示，燃煤電 廠的靈活運行在德國發(fā)揮著重要的作用。而目前以燃氣發(fā) 電為主的國家也正在計劃到2050年時，僅保留少量或者完 全沒有燃氣機組，可見火電機組在未來電力系統(tǒng)靈活性方 面的作用并非是不可替代的。中國正處于初始階段，對煤電 的依賴度高，在這種情況下，提高煤電靈活性就變得尤為重 要，尤其是熱電聯(lián)產(chǎn)機組。

 中國的水電靈活性不高。在許多地區(qū)/國家（如斯堪的納維 亞、瑞士、奧地利），水電被認為是最具靈活性的發(fā)電資源， 可以滿足日內(nèi)和季節(jié)靈活性的雙重需求。但目前，中國的水電在系統(tǒng)靈活性上并未發(fā)揮主要作用。其原因包括物理因 素和合同（發(fā)電計劃）因素。

在中國，從資源條件和電站形式上，水電的靈活性就不如其 他國家。中國徑流式水電站較多而壩式水電站較少，水庫 容量小且落差小。相比于歐洲，中國的水庫大壩還承擔著更 多防洪、船運和灌溉的責任。由于降雨分布的影響，中國冬季和夏季的水電發(fā)電能力差別較大。此外，發(fā)電計劃的剛性 執(zhí)行也造成了一定的影響，使一些可以靈活運行的水電廠只 能按照平穩(wěn)的方式運行，但此類問題很容易解決。

即便面臨上述挑戰(zhàn)，2030年實現(xiàn)非水可再生能源發(fā)電占比 28%對中國來說也并非是高不可攀的目標，并且有潛力繼續(xù)提 高。如果從經(jīng)濟性出發(fā)，中國需要提高其煤電和水電的靈活 性，并解決電網(wǎng)調度運行管理分散帶來的挑戰(zhàn)及缺乏市場價 格信號等問題。

（3）全國層面供需平衡 如果電力系統(tǒng)能夠作為一個整體統(tǒng)一調度，省與省之間充分 互連，中國很容易實現(xiàn)零碳投資情境中28%的非水可再生能 源滲透率目標。

圖25展示了2030年模擬的夏季和冬季典型的全國日負荷曲 線，并根據(jù)情境中設定的風電和太陽能裝機容量獲得整體典 型出力。對核電和水電出力做出了最保守的假設，即在日內(nèi)完 全不具備靈活性。盡管在實際運營中，水電還有很大的靈活性 潛力。總負荷曲線減去這些非靈活性資源出力后剩余的部分， 就是需要火電等可調節(jié)資源出力去滿足的空間（圖25負荷曲 線下的空白部分）。

圖26對圖25中靈活性出力需求部分進行了單獨展示，以明確 對火電靈活性的需求?？煽闯鲈谝雇硭杌痣姵隽^高，而下 午三點左右達到低谷。抽水蓄能作為調節(jié)資源能部分減少這 種需求的波動和所需的火電靈活性。考慮已經(jīng)建成、正在建設 和已經(jīng)規(guī)劃的項目，2030年將有約81GW抽水蓄能為系統(tǒng)提供 平衡服務。靈活性較高的燃氣發(fā)電也可以滿足晚上和夜間的 部分調峰需求，并在下午三點左右完全關閉。在此基礎上，剩 余的部分就是對煤電的出力要求：

日內(nèi)對煤電出力變化的需求較小，不足20%。這個數(shù)值遠小 于火電廠正常可達到的40%-50%調節(jié)范圍。

傍晚時分出現(xiàn)最大爬坡需求，約為每分鐘1GW，也遠低于現(xiàn) 有可用火電機組每分鐘銘牌容量 1%-2%的爬坡能力。 即便以當前燃煤電廠的靈活出力能力，也是完全可以平衡的： 在實際操作中，風電和光伏出力的隨機性（即便是將全國所有 風光出力整合）會增加系統(tǒng)對短時靈活性的需求。但同樣，在 現(xiàn)實中水電是可以實現(xiàn)短時快速調節(jié)的，盡管在較長時間尺 度的調節(jié)能力相對有限。 因此，從“全國統(tǒng)一調度”理論體系的角度來看，在非水可再 生能源比例達到28%的電力系統(tǒng)中，供需平衡是可以輕松實現(xiàn) 的，且無需對煤電或水電靈活性做重大改造。

（4）省級供需平衡的復雜性與挑戰(zhàn) 上述基于全國統(tǒng)一調度的理論性分析提供了有價值的信息參 考。但在現(xiàn)實中，中國電力系統(tǒng)目前的調度運行方式是分散化 的，通常以省份為主體。雖然同一地域轄區(qū)內(nèi)的省份之間已經(jīng) 可以通過省間互濟解決短時發(fā)電余缺問題，但日常調度決策者 主要還是省級調度中心。同時，全國范圍內(nèi)的省間送電計劃都 是以年為單位制定，并在制定日計劃時采用較為平穩(wěn)、缺乏靈 活性的固定曲線。這種分散式的機制限制了靈活性資源的潛 力，提升了非水可再生能源增加帶來的系統(tǒng)風險。

圖27和圖28展示了2030年情景下，典型送端省和受端省份面 臨的靈活性挑戰(zhàn)。和上文類似，該情景中，假設水電出力是較 為固定的，且省間外送/受入電力曲線也是固定的。 ? 在圖27顯示的受端省份，光伏出力的增加有效地降低了午間 高峰用電期間對火電出力的需求。但由于外來電和水電缺 乏靈活性，基于目前燃煤電廠的靈活性能力，還不能滿足夜 間平衡的需求。同時在春秋兩季，外來電和水電出力的相對 固化甚至會導致火電廠在晨間時段完全沒有出力空間。

在圖28顯示的送端省份，正午時間光伏大發(fā)，欠靈活的電力 外送計劃無法完全送出過剩的光伏發(fā)電量（導致棄光），而 傍晚風電出力較大，會將火電出力空間壓縮為零。這將要求 每日頻繁啟停火電機組來平衡系統(tǒng)，這樣的做法顯然是不經(jīng)濟的。

雖然這里使用的僅為說明性假設，對現(xiàn)實情況進行了簡化，但它們足以反映出基本問題。即受缺乏靈活性的省間送電計劃 及水電出力的影響，可再生能源比例越高，對煤電靈活性的需 求就越高，甚至會導致成本過高或者完全不切實際。如果可以合理解決省間送電及水電不靈活的問題，電力系統(tǒng)將具備足 的靈活性滿足2030年的發(fā)展目標。而在此之后，則將需要繼 續(xù)開發(fā)更多的靈活性資源，包括：

1）更靈活的跨省交易

目前，大多數(shù)利用遠距離高壓直流線路送電的省間合同都是年度合同，提前制定好了整體的送電計劃曲線，日間的變化幅度很小。為了滿足這種相對固定的送電需求，也為了確保特高 壓直流線路更高的利用率，通常要求火電與可再生能源捆綁 出力。同時這也能滿足送出省提高送電量以帶動當?shù)亟?jīng)濟發(fā)展的需求。

但如本報告第三章節(jié)所述，從技術角度高壓直流線路并不需 要保持很高且恒定傳輸功率，靈活的省間送電計劃是技術可 行的。它既能夠與送端省份可再生能源出力曲線更匹配，也能 夠與受端省份用電需求曲線更匹配。例如，如果在如圖27所 示的典型受端省份的外來電計劃可以根據(jù)負荷曲線的形狀變 化，如在上午7-10點增加送電，并在夜間逐漸降為零。就可以 同時降低受端省份的靈活性需求和平衡難度，也可以減少送 端省白天的棄光（如圖29）。

2）提高燃煤電廠靈活性 燃煤電廠的靈活性受多個因素影響，包括裝機容量、市場機制 及相關激勵機制。建議政策從以下兩角度出發(fā)，提高火電靈活 性，滿足系統(tǒng)平衡需求：

? 推進技術改造，提高火電物理靈活性。燃煤電廠的靈活性 天然不如燃氣電廠，一是爬坡速度慢，二是“熱啟動”及“冷 啟動”的時間長。最小技術出力也是影響靈活性的重要因 素。新的技術正在持續(xù)從這三個方面提升火電靈活性——逐 漸降低最小技術出力，提高爬坡速率，縮短熱啟動和冷啟 動時間。圖30展示了中國當前常規(guī)機組和先進機組之間的 差距。

中國火電機組的整體技術水平是較為先進的。大多數(shù)燃煤 電廠可以達到50%的最小技術出力，600兆瓦機組在不進 行改造的情況下甚至能夠達到40%。35 然而，改造后的火 電機組能達到30%-35%，有些先進的火電廠甚至能達到 15%-20%。36 如果機組需要供熱，受供熱約束影響，最小 技術出力將需要增加20%-30%左右。因此，整體上有很大 的提升空間。

中國“十三五”規(guī)劃制定了220GW的改造目標——純凝機組 和熱電聯(lián)產(chǎn)機組的最低運行率分別從55%和70%-80%降 低到30%-40%和50%。這將額外釋放約占銘牌總裝機容 量20%的調節(jié)能力，即大約44GW。然而，到目前為止，這 220GW目標中只完成了58GW。繼續(xù)完成“十三五”規(guī)劃 目標，并繼續(xù)盡可能提高煤炭機組的靈活性，應該被視為優(yōu)先任務。

2030年圖形僅為根據(jù)公共資源和基礎假設繪制的說明性圖形。數(shù)據(jù)與圖形不代表真實情況。

 完善市場機制，提高火電靈活性。在2015年以前，中國的做 法是將發(fā)電量較平均地分配給每個火電廠，并按制定好的發(fā) 電計劃執(zhí)行。雖然超過30%的發(fā)電量已經(jīng)進入市場（中長期 市場為主），但大多數(shù)發(fā)電量仍是按固定度電價格來獲得發(fā) 電補償，火電廠沒有動力主動提供靈活性。如今，在缺乏電 能量現(xiàn)貨市場的情況下，一些地區(qū)建立了調峰輔助服務市 場，通過價格激勵燃煤電廠更靈活的運行。

隨著電力系統(tǒng)向高比例非水可再生能源和其他零碳資轉 型，火電比例將會持續(xù)下降。但未來一段時間內(nèi)，火電廠仍 可作為靈活備用資源來使用。因此，在電力市場中需要提 高對靈活性的價格激勵信號，同時需要為其提供的備用容 量服務進行補償。

中國的輔助服務市場通常包括調頻和深度調峰（機組通過以降低到一定出力以下而獲利）。這些輔助服務市場是在沒有電能量市場的情況下， 基于當前的調度機制設計出來的，主要目標是對發(fā)電機在默認/基荷出力外的其它貢獻進行補償。雖然同稱為輔助服務，但中國許多服務類別與 國際上通常定義輔助服務并不相同。

3）提高水電靈活性

水電與煤電類似，也存在兩大關鍵問題——中國水電受物理條 件約束的實際靈活性，以及發(fā)電計劃和激勵措施對水電靈活 性的影響。前者的改善需要進行大量的投資，而后者可以通過 電力市場改革得到快速改善。

中國國家發(fā)改委能源研究所2018年的分析表明，可以通過 電力市場改革和送電計劃優(yōu)化來挖掘水電在日內(nèi)平衡中的 巨大靈活性潛力。39 如圖31，在2020年，水電的日內(nèi)出力在 100-200GW之間變化。該研究認為，到2035年，該范圍可擴大 至60-300GW，并且在2050年前還有進一步提高的空間。如果 實現(xiàn)了上述的靈活性提升，將極大降低實現(xiàn)20%滲透率目標的 成本和難度。

因此，建議政策聚焦于：

識別出具有經(jīng)濟性的改造投資方案并予以落實，提高水電機組靈活性的物理可行范圍。

通過市場改革和發(fā)電計劃優(yōu)化來提升水電資源的靈活運行。

4）未來中長期靈活性資源：電池、氫能、需求響應 通過有效利用和開發(fā)跨省輸電、火電和水電這三種靈活性 資源，中國可以在2030年前輕松實現(xiàn)非水可再生能源滲透率 28%的目標，并有望在2035年左右達到更高的水平。中國國家 發(fā)改委能源研究所在2018年描述的2035年情景顯示，絕大部分的靈活性將來自于火電廠和水電廠，電池儲能在該階段的作 用還比較有限（圖32）。

隨著可再生能源在2030年后的十余年繼續(xù)快速增長，新的靈 活性資源將發(fā)揮越來越重要的作用。尤其在以下三個重點技 術領域，中國應在十四五規(guī)劃中提前部署，積極支持和培育這 些技術的早期發(fā)展：

電池儲能的重要性和經(jīng)濟性將不斷提高。中國在電動汽車 行業(yè)處于領先地位，這將是推動電池成本繼續(xù)下降的重要 因素；固定儲能系統(tǒng)（ESS）的經(jīng)濟性也將越來越好。因此， 應將固定儲能系統(tǒng)作為提供調頻、爬坡和日常供需平衡服 務的替代方案。中國應為其引入競價機制，以激勵該行業(yè)的 早期發(fā)展。

需求響應也將在提供靈活性，尤其是在日內(nèi)平衡中發(fā)揮重 要作用。中國國家發(fā)改委能源研究所報告顯示，需求響應在 未來十年的作用會越來越重要，最終與電池儲能都會發(fā)揮 關鍵作用。鑒于它的長期戰(zhàn)略地位，未來十年內(nèi)對于需求 響應的開發(fā)就顯得至關重要。這包括將電動汽車充電時間 從早上轉移到中午，與光伏出力特性匹配；以及對家用電器 智能控制和非工空調系統(tǒng)控制等（圖33）。

鑒于中國在多種軟件和網(wǎng)絡應用方面的實力，以及作為全 球最大市場所具備的定義通用標準的機會，中國完全有能 力成為電池儲能技術應用的領導者。對包括人工智能、5G 和智能電網(wǎng)等“新基建”的投資已經(jīng)被確定為中國未來5年 的重點工作 。這些投資的具體實施應旨在確保智能需求側 管理系統(tǒng)和相關市場的快速發(fā)展。

氫能

氫能主要通過電解水生產(chǎn)并在燃氣輪機中燃燒或通 過燃料電池發(fā)電。從長期來看，將有望在季節(jié)性供需平衡 中發(fā)揮重要作用。在推動電解槽設備成本下降方面，中國已 經(jīng)處于世界領先地位。中國應采用多種措施繼續(xù)推動這一 行業(yè)的發(fā)展，如設定明確的量化目標，以及采取類似歐盟目 前正在實施的補貼形式等。這不僅為中國積累在成本上的 競爭優(yōu)勢，還將為未來實現(xiàn)低成本可再生能源電力存儲創(chuàng)造機會。

（5）中國的電力系統(tǒng)總成本

盡管增加某些靈活性資源會增加系統(tǒng)成本，但合理利用需求 響應等低成本調節(jié)資源將有助于降低系統(tǒng)成本，并且隨著時 間的推移，一些形式的靈活性資源（例如電池和氫能）的成本 也會逐漸下降。同時，未來可再生能源和其他零碳發(fā)電技術的 成本也將遠低于火電。 圖34中對中國發(fā)電總成本的情景研究也印證了上述發(fā)展趨 勢，即低碳/零碳系統(tǒng)的系統(tǒng)總成本很可能將會低于目前以化 石燃料為基礎的電力系統(tǒng)總成本。

“既定政策情景是指基于能源轉型、氣候政策和環(huán)境政策方面的當前和已公布的政策。與2℃以下情景相比，既定政策情景在2020年以后的可 再生能源部署量更低，煤炭、石油和天然氣用量更高，終端應用領域的電氣化水平也更低?！?/p>

5.未來10年電力零碳增長政策建議

毫無疑問，中國從現(xiàn)在開始不再建設新的燃煤電廠，并通過零 碳電源滿足未來新增電力需求，這在技術和經(jīng)濟上都是可行 的。這一戰(zhàn)略將推動中國按計劃實現(xiàn)2060年碳中和目標。反 之，如果仍然投資煤電，新增煤電資產(chǎn)將很有可能在未來被迫 在使用壽命結束前關閉，造成投資浪費，帶來重大資產(chǎn)擱淺 風險，增加實現(xiàn)碳中和目標的難度。因此，確保十四五規(guī)劃等 政策與碳中和長期目標相一致至關重要，其關鍵在于：

提出明確的量化目標，允許更加多樣的可再生能源電力采 購形式，為可再生電力開發(fā)主體提供長期確定性，推動成本持續(xù)下降。

通過進一步完善電力市場建設、提高技術規(guī)范要求以及加 大數(shù)據(jù)公開透明力度，高效地挖掘系統(tǒng)靈活性，實現(xiàn)瞬時、 日內(nèi)和季節(jié)性供需平衡。

通過明確的量化指標與政策來確保目標的達成 在全球范圍內(nèi)，可再生能源發(fā)電的成本正降至低于火電的水 平，并且隨著投資規(guī)模繼續(xù)擴大，其成本還將進一步下降。因 此，對補貼（售電價格預計高于火電價格的部分）的需求已經(jīng) 或即將消失。

但這并不意味著完全自由化的市場在現(xiàn)階段是最合理的，因 為中國仍需要通過不斷推動可再生能源投資的增長，降低相 關投資風險，確保項目投資回報，促進可再生能源成本持續(xù)、 快速下降。因此，有效的電力市場政策應將明確的量化指標 與能促進降低成本的機制相結合，并注重降低并網(wǎng)難度，鼓 勵長期市場化合同。

2030年和十四五量化目標

量化目標將推動中國風電和光伏項目開發(fā)和產(chǎn)業(yè)鏈實現(xiàn)降低 成本的規(guī)模經(jīng)濟和學習曲線效應。未來十年和五年目標都很重要：

十年目標的重要性體現(xiàn)在，它可以避免在十三五后期多個 省份出現(xiàn)過的由于提前完成裝機目標，可再生能源發(fā)展速 度放緩的情況。因此，應確立“所有新建裝機都來自零碳電 源”的指導性方針，并將其轉化為零碳電力消納率的具體目 標，如圖2所示的53%。

但同樣重要的是，為十四五制定可再生能源消納和裝機容 量增長目標，將其分解為每年的指標并對每個省份提出具 體的要求。 要實現(xiàn)“所有新建發(fā)電裝機都來自零碳來源”這一目標，裝機 容量目標應與圖2所示的結果基本保持一致，包括：

風電和光伏裝機都以每年50-60GW速度增長，到2030年各 自達到800GW以上；

核電與水電也按照現(xiàn)有計劃繼續(xù)增長，到2030年分別達到 120GW左右和440GW；

除已經(jīng)在建的燃煤電廠外，停止新增煤電投資。

實現(xiàn)目標所需的政策 為了確?？稍偕茉吹目焖侔l(fā)展和成本的進一步下降，有必 要通過多樣的采購形式繼續(xù)為可再生能源發(fā)電企業(yè)的大部分 發(fā)電量提供長期穩(wěn)定的價格保障。具體采購形式包括：

繼續(xù)現(xiàn)行的平價制度以標桿煤電價為并網(wǎng)的光伏/風電項目 提供價格保證。隨著風電和光伏發(fā)電經(jīng)濟性的不斷改進，簽 訂標桿煤電價合約的陸上風電和光伏項目將獲得越來越高 的溢價，激勵短期內(nèi)的快速部署。

沿用競價機制來確保激烈的競爭。中國也應考慮對特定規(guī) 模的風電和光伏開發(fā)項目采用競爭性機制，給中標者相當 一部分發(fā)電量提供確定的固定價格。隨著時間的推移，競價 價格將逐步下降，漸漸低于目前標桿煤電電價。如果其他兩 項政策下裝機量不足以實現(xiàn)省級目標，就應啟用此類競價 機制。

鼓勵長期市場化合同。在大多數(shù)國家，上述兩類政府組織的 采購形式一直都是可再生能源發(fā)展的主要推動力。但在一 些國家，特別是美國，市場化的長期電力合同（PPA）也發(fā) 揮著較大作用。因此，最優(yōu)政策也應激勵大型市場化電力用 戶直接與發(fā)電企業(yè)簽訂長期電力合同，作為公開競價機制的 補充。可再生能源消納責任制（通常稱為“RPS”）將有助于 推動市場化長期電力合同機制在中國的發(fā)展。

以上所有建議均需結合明確可再生能源并網(wǎng)規(guī)則，優(yōu)化并網(wǎng) 過程、降低并網(wǎng)成本。

通過市場和電網(wǎng)改革來支持靈活性電力供給

隨著可再生能源發(fā)電成本的下降及其滲透率的提高，電力系 統(tǒng)面臨的關鍵挑戰(zhàn)已從降低發(fā)電成本轉變?yōu)楸緢蟾娴谒恼鹿?jié) 討論的問題——如何在小時、日和季節(jié)時間范圍內(nèi)實現(xiàn)電力供 需平衡。在某種程度上，這是一個技術問題，可以通過技術創(chuàng) 新和投資來提高火電廠和水電廠的潛在靈活性。但最重要的 是市場和電網(wǎng)管理的改革，以及更透明的數(shù)據(jù)公開，以實現(xiàn)所 有資源的靈活使用。

推進實時能源批發(fā)市場建設。目前，實時價格信號缺失和經(jīng) 濟激勵不足，導致火電和水電運行缺乏靈活性。時間精度 更高的日前和實時市場能發(fā)揮更大的作用，可以更好的將 可再生能源出力的變化在市場價格中體現(xiàn)出來，并刺激所 有系統(tǒng)資源通過跟蹤價格信號來響應系統(tǒng)需求。國際經(jīng)驗 已證明了這一潛力，中國也自2019年6月起在8個省份開展 了現(xiàn)貨市場試點。 但為了平衡眾多利益相關方的利益和 減少阻力，很大一部分機組或電量仍然遵循著原有的計劃 調度和標桿電價模式，這將會阻礙系統(tǒng)實現(xiàn)最優(yōu)化和靈活 運行的目標，放緩低碳化的步伐。

向所有參與者公平開放市場。電力能量市場和輔助服務市 場也應面向所有技術類型的機組公平開放。xviii 僅涵蓋部分 種類機組或部分電量的開放市場將可能破壞市場的有效 性，無法實現(xiàn)真正的優(yōu)化調度。它還可能阻礙電力系統(tǒng)平衡 技術的創(chuàng)新發(fā)展，而隨著2030年以后清潔能源發(fā)電比例增 長到較高水平，系統(tǒng)對這些技術的需求將越來越高。目前， 電池儲能只能在少數(shù)省份獲得輔助服務的補償，需求響應 等需求側資源能夠日常參與的市場機制也尚未建立。

相互協(xié)調且靈活的跨省調度及區(qū)域市場。正如本報告第四 章所討論的，如果中國作為一個統(tǒng)一的電力系統(tǒng)運行，到 2030年，實現(xiàn)零碳投資情景的電力平衡將不會面臨巨大挑戰(zhàn)；由于只有兩家大型電網(wǎng)公司作為電力系統(tǒng)的主要運營 者，中國比起其他國家地區(qū)更具備建立區(qū)域市場或協(xié)調跨 省交易的優(yōu)勢。但目前缺乏靈活性的跨省年度交易和執(zhí)行 方式，將大大增加高比例可再生能源系統(tǒng)實現(xiàn)平衡的難度。 要解決這一問題，應考慮：

短期內(nèi)，在當前調度結構下要求跨省交易和調度能夠更 好響應省級的價格信號，并與省級供需動態(tài)進行更加即 時的協(xié)調。而不是采用目前作為邊界排出省級市場、以年 為單位固定價格和送電安排的方式。

在中長期，應堅持擴大調度平衡區(qū)域范圍并發(fā)展高度協(xié) 調的跨系統(tǒng)調度。

對技術中性容量市場的潛在需求。良好運作的能量市場本 身就能夠提供足夠的激勵來幫助系統(tǒng)獲得靈活性 （這應是 發(fā)展的重點），靈活性不斷增加的火電廠也可以通過容量費 用來獲得補償。盡管天然氣電廠只在每年非常少的時間內(nèi)才開啟，能量市場將促進該領域的投資。但需要注意的一點 是，容量市場的必要性和合理性應基于能量市場的穩(wěn)定運 行。同時，容量市場應面向所有可以提供所需服務和具備相 關功能的技術類型機組開放，包括未來需求會逐漸增加的 電池和氫能等。

數(shù)據(jù)披露及公開獲取。多樣化的市場參與和公平的競爭可 以提供低成本的靈活性資源并推動創(chuàng)新。保證市場參與主 體對重要基本信息（如負荷分布和負荷預測等）的平等訪問 權，也是市場運行最重要的基礎。目前只有少數(shù)幾家主要公司擁有和控制專有數(shù)據(jù)，新的參與者很難有效參與競爭。因此，制定披露行業(yè)數(shù)據(jù)類型、精細度和頻率的標準將是非常重要的。

優(yōu)化電力規(guī)劃流程以支持可再生能源項目的開發(fā)

更精細的預測和公開也是指導電網(wǎng)規(guī)劃和引導投資所必須的。

全面且精細的負荷預測。電力公司/電網(wǎng)公司目前會發(fā)布電 力負荷分布和預測，但這通常只包括典型負荷曲線，和未來 最大負荷或年用電需求的增長。目前在美國也激發(fā)大量討 論，認為這種只公布最大負荷預測，而不明確尖峰需求頻率 和時長的方式，很可能會造成對火電投資的偏好而不利于其 他儲能及需求側調峰選項。公開全年實際每日負荷曲線的 詳細數(shù)據(jù)，以及對這些數(shù)據(jù)將如何隨需求增長而變化的預 測，將有助于推動清潔資源更高效的開發(fā)和布局。

電網(wǎng)規(guī)劃與可再生能源裝機增長協(xié)調發(fā)展。隨著非水可再 生能源滲透率的增長，應確保輸電級和配電級電網(wǎng)升級規(guī) 劃都與長期可再生能源量化目標相協(xié)調。此外，透明地公開 評估未來可再生能源并網(wǎng)消納能力的方法學，將使可再生 能源發(fā)電企業(yè)對未來的發(fā)展規(guī)劃有更清晰的預判，從而制 定長期的發(fā)展計劃，降低可再生能源開發(fā)的非技術成本。

支持電網(wǎng)瞬時平衡管理的技術方法和市場機制

如本報告第二章節(jié)所述，要在2030年實現(xiàn)非水可再生能源比例 遠高于圖2提到的28%，技術上顯然也是可行的。但這將需要： 有效的輔助服務市場，如調頻輔助服務。就如同能量現(xiàn)貨 市場和容量市場，這些市場應都建立在“技術中性”的基 礎上。

技術管理升級。本報告第三章描述的技術規(guī)范、并網(wǎng)要求和 管理流程對于保證系統(tǒng)穩(wěn)定，支持可再生能源高速增長十 分重要，具體包括：

優(yōu)化非水可再生能源出力預測，減少棄風棄光，同時減少 對系統(tǒng)備用的需求。

對風電出力施加嚴格的規(guī)定，控制風電出力的大幅變化， 減少對系統(tǒng)平衡的影響。

強制要求非水可再生能源機組具備高電壓穿越能力，提升在系統(tǒng)發(fā)生擾動時的運行性能，進而避免連鎖故障。

實現(xiàn)對系統(tǒng)慣性的量化和管理，保障可再生能源比例增 加時的系統(tǒng)可靠性。