碳中和加速电力增长零碳化进程

2020年9月22日举行的联合国大会上，习近平主席承诺中国将在2030年前实现碳排放达峰，并在2060年前实现碳中和。1 这 是全球应对气候变化工作的一项重大进展，显示了中国作为 负责任大国承担起全球领导力的决心。

我们认为，中国能够在2060年前，甚至有可能在2050年实现碳中和，并全面发展成为一个发达经济体。正如我们近期发 布的两部报告（分别讨论了全球和中国经济全面脱碳的可行 性2 ）所示，技术先进的经济体以非常低的经济成本在本世纪 中叶实现零碳，其可行性是毫无疑问的。

实现这一碳中和目标的关键在于应尽早完成尽可能多部门的电气化，并确保几乎所有电力来源于零碳资源。全球越来越多 的国家都极为重视电力系统低碳转型的需求与机遇，并制定了相应的目标：

英国现在已通过立法正式承诺将于2050年实现净零温室气 体排放，并计划在2035年实现零碳或近零碳电力系统。

美国当选总统拜登提议美国将在2035年前实现电力系统零 碳并在2050年前实现全社会净零排放。 清华大学气候变化与可持续发展研究院近期发布的一份研究 显示，中国可以在2060年或更早完成碳中和目标，与将全球温 升幅度控制在1.5℃的路径保持一致。

在所有国家可实现的全面脱碳情景中，电力的脱碳都必须先 于更大范围的整体经济脱碳。因此，中国电力系统在未来十 年的发展对于其在2030年前实现达峰和在2060年或更早时间 实现碳中和目标至关重要。要完成习主席提出的目标，中国必 须大幅提高零碳发电资源的投资速度，而任何新建煤电投资 形成的资产都有可能阻碍这一目标的实现，或必须被迫在远 早于其使用寿命结束的时间关停，这不但将造成投资资源的 浪费，更对电力系统脱碳带来更多挑战。

因此，符合中国长期碳中和目标的合理策略，应确保中国所有 新建发电装机基本为零碳清洁能源。但是，目前中国仍在继 续建设新的燃煤电厂，仅2020年1-6月间，新批复的煤电装机即 达20 GW，比过去4年中任何一年的全年核准装机量都高。

这是不同关切和利益诉求综合作用的结果。首先，由于各省具 备不同的资源禀赋和经济发展特征，在考核与激励措施实施 上可能各有侧重。同时，一些偏颇的观点认为，在不增加更多 新增煤电的前提下增加可再生能源上网和消纳，这在技术上 存在难度，甚至是不可能的。另一些观点认为，零碳电力供应 的增长速度是有限的，难以满足未来十年的电力需求增长，而 煤电是必然选择。在本报告中，将阐述为何这些观点并不准 确，并证明几乎所有新增发电均来自零碳能源的策略是可行且 具备经济效益的。

到2050年，中国经济体将大部分完成脱碳化—如地面运输和住宅供暖等目前主要使用化石燃料的部门活动基本将接近完 全电气化，总耗电量将达到约15万亿千瓦时，大约是当前水平 的2倍。研究表明，到2030年，随着经济的继续增长和电气化 范围扩大到新的部门，中国的电力需求将达到10-12万亿千瓦 时（图1）。

在本报告中，我们设定了一个与2050年完成中国电力部门脱 碳相一致的2030情景，并将其称为“零碳投资情景”。如图2 所示，该情景包括了以下假设：

2030年，电力需求约达到11万亿千瓦时，在当前水平基础上 增长54%，年均增长率约4%；

将煤电装机控制在2019年1041 GW的装机水平，但通过提 高现有装机的使用率少量提高煤电发电量；

非水可再生能源发电装机平均年增长约110GW，从2019年 的408 GW增长到2030年的1650GW，非水可再生能源发电 量占当年发电总量的比例达到28.5%；

非化石燃料发电占比达到53%，略高于中国政府在2016年 提出的50%的目标。

在该情景时间节点之后，从2030到2050年，零碳发电供应比 例应继续快速提高，并逐渐减少存量燃煤机组（除非配合碳 捕集与封存）。实现这一情景将有助于实现“2030年前达峰” 的目标，并确保中国处于实现2060年碳中和目标的正确发展 路径上。

本报告通过以下四个章节展示了用零碳发电资源来满足未来十年用电增量的可行性，以及要实现这一目标所需的政策支持：

1.零碳电力增长的经济性日益显著

2. 瞬时电力平衡管理技术已然成熟

3. 时-日-季节电力供需平衡可实现

4. 未来10年电力零碳增长政策建议

2.零碳电力增长的经济性日益显著

在全球各地，可再生能源发电成本持续下降并逐渐开始低于 化石燃料发电成本，中国也不例外。但中国需调整政策以确保 可再生能源成本能持续快速下降，并且零碳电源投资也能满 足未来电力需求增长。

全球可再生能源成本都在下降

过去10年，可再生能源的发电成本降幅巨大。据测算，全球 光伏和陆上风电的平准化发电成本(LCOE)分别下降了85%和 60%，海上风电成本如今也开始快速下降，仅过去五年就下降 了60%。5 在可再生能源资源丰富地区，可再生能源竞价甚至 更低。目前全球光伏LCOE平均水平大约是每千瓦时0.35元，但美国加利福尼亚州、葡萄牙和中东已经出现了每千瓦时 0.14元甚至更低的报价。全球海上风电的LCOE目前为每千瓦 时0.63元左右，英国最新的中标价格大约每千瓦时0.36元。

在许多国家，光伏与风电目前已经能够与作为基荷的化石燃料 发电竞争。甚至在一些国家，可再生能源加储能已经成为比燃 气轮机更具经济性的调峰方式。基于美国市场的研究显示， 在税收减免政策的支持下，光伏或风电成本在所有州都已低 于基荷燃气发电（图4），许多州也取消了新建燃气调峰电厂计 划，为光伏加电池储能方案提供发展空间。

展望未来，可再生能源发电成本下降趋势必将持续下去。因 此，光伏和风电成本很快就将在一些国家降至低于现有燃煤 或燃气电厂边际运营成本。未来十年，许多国家的光伏与风电 成本都将陆续达到这一转折点，而可再生能源的优势也将随 时间推移愈加显著。图5展示的美国发电成本变化趋势显示， 可再生能源的竞争力正在超过新建煤电项目和许多现有燃煤 电厂，给这些电厂及投资者带来了越来越大的经济性压力。

中国可再生能源和其他零碳发电成本 全球范围的大趋势在中国也在同步发生。中国的光伏发电成 本已经低于燃煤发电成本，而陆上风电也将很快达到这一水 平。海上风电成本很可能将在未来十年具备竞争力，而中国的 核电成本目前已经基本可以与煤电竞争。

光伏成本已经低于新建煤电

据彭博新能源财经预计，中国光伏发电目前的LCOE在每千瓦 时0.2-0.41元之间，在多数地区已经具备了与新建燃煤发电竞 争的能力（图6）。2018年以前，中国通过煤电标杆上网电价加 固定度电补贴形式支持光伏项目发展，且补贴水平逐年降低。 而在2019年，中国开始启用了补贴竞价模式。最新的核准与竞 价结果已经在很大程度上确认了彭博新能源财经的预测：光 伏目前已经能够与新建煤电竞争，并将逐渐具备与现有煤电竞 争的能力。

2019年的竞价结果显示，光伏上网电价与2018年的标杆电价 相比已下降30%，而2020年的结果在2019年的基础上进一步

下降20%，这与彭博新能源财经预计的26%的LCOE降幅相 近。iv 因此，虽然2020年仍有近20个省份申请了光伏补贴，但 平均补贴金额已经下降至每千瓦时0.033元v ，最低补贴金额仅 为每千瓦时0.0001元（图7）。13 成本下降是必然趋势，这意味 着2021年可实现的上网电价将在几乎所有省份显著低于标杆 煤电电价（图8），在许多省份甚至低于煤电市场化交易价格 （图9）。vi 这也与行业预测相一致，即2021年起光伏补贴或将 全面取消。

随着光伏成本竞争力的增强，光伏项目的补贴也逐渐退出， 平价项目将越来越普遍。2020年，33GW新建平价项目得到 核准，近50GW平价光伏项目正在建设当中，横跨中国20个省份。

v 价格降幅计算基于国家能源局公布的竞价结果。 v 补贴是指在标杆煤电价格基础上支付的价格溢价。 vi 市场化交易价格是中长期合同的价格，通常介于边际运营成本和全成本之间，一定程度上可以反映电厂的运行成本。

陆上风电成本即将低于煤电，海上风电也在未来十年达 到这一水平 自2010年以来，中国陆上风电成本已下降约40%，彭博新能源 财经预计，2020年成本范围在每千瓦时0.29-0.43元之间，与新 建煤电相比已具备了很强的竞争力。基于如此巨大降幅，政府 在2019年提出2021年后停止向陆上风电提供补贴（图10）。

但是，政策框架的重大变化增加了近期成本分析的不确定性:

2019年执行了风电竞价的省市（如天津与重庆）的竞价结 果显示，补贴范围在每千瓦时0.08-0.17元水平，远高于2019 年光伏竞价每千瓦时0.065元的平均值。

2020年已获核准的新增平价项目装机总量较低，仅有 11GW。

值得注意的是，发电成本将会受装机速度的影响出现短时内 的动态波动，但并不影响其长期趋势。短期内，在补贴退出 的压力下，出现了项目抢装和风机订单的激增，受到行业产 能的限制，暂时提高了项目建设成本；而一旦装机恢复常态 化稳步增长，成本仍将出现大幅下降。彭博新能源财经预计 到2025年，平均成本还将下降30%，在2025年和2030年分别 降至每千瓦时0.25元左右和0.21元，而多数具备资源优势的 地区的发电成本将远低于这一水平（图11）。考虑到未来政 策将会继续支持行业发展以实现2030年装机量大幅增长目 标（如图2），预测中国风电成本将在2020年代后期低于煤电 交易价格。

到目前为止，海上风电在中国发展规模有限，截至2019年的 装机容量仅为6GW。据估计，当前新建海上风电装机的成本远 高于新建煤电成本。随着全球范围内成本的快速下降和海上 风电产业在中国的快速发展，海上风电将在2025年以后具备与新建煤电项目竞争的能力。明确的量化目标（如广东省目标 在2030年建成30GW海上风电装机）将有助于推动这些成本 的下降。

可再生能源成本的进一步下降将对现有煤电产生威胁

光伏和风电已经或即将成为中国最具经济性的的新建发电电 源。此外，据彭博新能源财经估计，到2020年代末，新建风电 和光伏的发电成本将低于许多现有燃煤电厂（或联合循环燃 气轮机）的运行成本，使现有煤电资产不再具备经济效益（图 12）。现有燃煤发电的产能过剩更加剧了这一风险——目前中 国燃煤发电厂的平均利用率仅为56%。这一风险已经在可再 生能源资源较为丰富的中国西北和西南等地区成为了现实， 当地的燃煤电厂的平均利用率仅为35%，造成了巨大的经济 损失和资产搁浅。

核电和水电成本具备竞争力

彭博新能源财经预计，中国核电成本可以达到每千瓦时0.36- 0.48元，而当前的实际上网电价也符合这一估算。这使得核电 作为基荷电力完全具备与煤电竞争的能力。中国水力发电成 本同样非常具有竞争性。水电的边际成本低，其市场化交易价 格通常在每千瓦时0.3元左右，有些甚至低至每千瓦时0.2元。 在中国，水电是普遍认为成本最低的发电方式。

明确的量化目标可进一步提速成本下降

中国过去的零碳电力发展成果瞩目：现有风电和光伏装机总 量已超过400GW，引领全球可再生能源项目开发。这反映了过 去政策的成功，即早期补贴与量化目标促进了产业的快速扩 张，并推动成本大幅下降。通过明确量化装机增长速度，实现 了规模经济和学习曲线效应，促成了中国乃至全球成本的大 幅下降。 然而，零碳电力目前的并网速度并不足以达到2030目标，尤其是风电部署的速度。据估算，要实现2030目标，中国仍必 须新增大约650GW光伏、600GW陆上风电、60GW海上风 电、113GW水电和66GW核电装机（图2）。 2020年，中国核准的光伏项目装机总量目前是59GW，达到 了实现2030年目标所需的年新增量，其中平价项目装机量为 33GW。核电方面，考虑到目前大约12GW正在建设中，以及 约22GW已确定开工日期——66GW的新增目标看起来是可以 实现的。约40GW的在建项目和超过20GW的计划项目也是提供了实现110GW新建水电装机目标的可能性。但是，相对于 2030年目标水平，目前新增风电项目的速度还达不到要求。随 着风电补贴的逐步退坡，已获核准的的11GW平价风电的开发 速度显然无法满足未来电力需求。

如果合适的政策得到落实，每年55GW新增风电的投资速度无 疑是可以实现的：在2016和2017年，各有30GW新增风电装机 获得核准，提前实现十三五规划目标。未来几年，随着风电开 发商和风机制造商逐渐完成积压的项目订单，新项目申报和 核准的速度大概率会加快。但依然存在的主要风险在于，未来 几年的投资速度过于缓慢，新增煤电投资会填补这一空缺， 从而造成不必要的成本投入，导致未来的资产搁浅。

合适的政策制定需要明确风电（和光伏）项目新增装机数量， 从而确保实现成本和价格的下降。其他国家的经验表明，随 着光伏和风电成本接近或低于化石燃料发电成本并消除对补 贴的依赖后，为可再生能源发电企业提供大部分发电量的价 格保障依然是十分重要的，因为这可以降低可再生能源项目 的开发风险，从而降低成本和所需的价格收益要求。

实现这些的途径可以是设定可再生能源占总电量比例的目标 （如中国的可再生能源配额制），和/或继续根据预先确定的 可再生能源发电装机规模进行竞价。在竞价机制引导下，未来 一到两年内可再生能源竞价报价就有望低于火电发电价格。

例如，英国首相最近宣布英国将在2030年前建造40GW海上 风电项目viii，并将通过竞价机制确保采购到最低成本的电力 供应。这些竞价将以“差价合约”和批发市场电力价格进行核 算，在某些情况下可能造成可再生能源发电企业向电网支付 费用的情况（如果竞价价格低于未来批发电价）。但由于这种 合约提供了价格确定性，对于发电企业仍然非常具有吸引力。

本报告第四章节将深入讨论推动快速发展所需的政策。只要 这些政策得到落实，可再生能源发电成本将保持快速下降 势头，不但能够以低于新建煤电项目的成本提供新增电力供 应，还能在2030年前下降至低于许多现有燃煤电厂运营成本 的水平。

与全球许多其他市场一样，中国目前面临的关键问题已不再 是可再生能源和其他零碳发电技术是否具备成本竞争力，而是 电网接纳高比例非水可再生能源面临的技术和经济性挑战。

3.瞬时电力平衡管理技术已然成熟

中国非水可再生能源装机目前占总装机容量的21%，贡献了 10.2%的发电量。这些比例都将继续上升，并且如第二章节所 述示，其电力供应的成本也将更具竞争力。但中国电力系统一 直以来存在的观点和顾虑是，从某种意义上说，将可再生能 源比例在当前基础上大幅提高，在技术上是不可能的，或者说 其高昂的成本是系统无法承担的。

放眼全球许多其他国家，当非水可再生能源增长到类似阶段 时往往也出现同样的顾虑。但是有些国家的非水可再生能源 占能源供应的比例在一些时候已经超过了50%，峰值时段占 比甚至更高。

在德国，可再生能源电力占净电力供应的比例在2019年4月22 日当天高达70%，其中风电40%，光伏20%，其他17%。18 在 整个欧盟，可再生能源电力占总发电量比例在2020年5月11日 和24日分别达到了54%和55%。19 在美国加利福尼亚州，风电 和光伏发电量占电力需求总量的比例在2017年3月23日上午 11:20时刻达到了49.2%。20 而英国在2020年8月26日凌晨 1:30，风力发电占电力供应总量的比例几乎达到了60%。

这些例子充分说明运行一个非水可再生能源比例远高于中国 当前水平，甚至高于“零碳投资情景”下28%水平的电力系统 在技术上是完全可行的。同时，这也有力地证明了当前有足够 的方案来解决以下在讨论提高非水可再生能源比例问题时经 常被提起的四大技术性挑战：

频率控制

电压控制

故障穿越

远距离高压直流输电线路的利用

频率控制

一些中国行业专家表示的最大担忧是，非水可再生能源比例 的不断上升将增大频率控制的难度。但其他国家已经开发了一 系列解决方案来确保高比例非水可再生能源电力系统的稳定 运行。

稳定的系统运行需要供需的瞬时平衡以维持频率在可接受的 范围内。如果供需严重不平衡，频率偏差就会导致发电机组脱 网。在传统以火电为主的系统中，转动惯量提供了一种灵活的 手段来减缓频率波动，直调电厂也可以灵活地快速调整出力 以跟踪负荷变化。

相反，非水可再生能源不具备随意调度的能力，并且无法准确 预测其未来出力。因此，随着非水可再生能源比例的上升，频 率控制的难度会越来越大。但这些挑战可以通过以下四种方式的结合来解决：

1.提高对可再生能源出力的预测

非水可再生能源出力的不确定性越大，对备用容量和灵活性 资源的需求就越大，这样才能应对预料之外的出力波动。如果 能够提高预测的准确性，即便非水可再生能源比例增加，对 “调节能力”（即快速增加或减少出力的能力）或备用容量的 需求也会降低。

以加利福尼亚州独立系统运营商（CAISO）为例，非水可再生 能源发电比例在2015-2019年间从12.2%上升到了20.9%，22 但 由于日前和实时预测的平均绝对百分误差（MAPE）显著改善， 对调节能力和备用容量的需求基本上没有发生变化（图13）。

中国目前的日前预测平均绝对百分误差（约10%-20%）远高 于CAISO（4%-6%）。因此，提高预测准确性是当前的优先任 务。

以下信息框A 提供了一些关键的最佳实践做法。

2. 预测并减少短期可再生出力极端变化 即便预测准确性得到改善，但突发性或不可预知的天气变化仍 会造成非水可再生能源发电量的迅速变化，特别是对风电而 言。这种情况对频率控制造成的危险可通过以下方式规避：

大规模功率变化事件的探测与预测。例如，德克萨斯州电 力管理委员会（ERCOT）开发了ERCOT大型功率变化警报系 统（ERLAS），生成不同严重程度和不同持续时间的功率变 化事件的概率分布，可每15分钟提供未来六小时内区域性 和整个系统范围的天气预测。这可以用来警告系统运营商 风电发电量可能发生大幅度快速变化。

降低风电功率变化产生的影响。可以通过调整风机的设计 和操作方式来避免因风速的瞬间变化而造成出力同等幅度 的突然变化。多家系统运营商都要求风电场限制风机功率 变化的最大速度（图14）。

3. 使用非水可再生能源和其他非火电资源来提供频率

控制服务

包括中国在内的许多国家，非水可再生能源提供一次频率调 节已成为一种常见要求，但中国目前仍依赖火电厂提供二次 频率调节（也称为自动发电控制服务）。然而，在其他国家，逆 变器或管理系统的变化现在已经使非水可再生能源能够提供 自动发电控制。例如，美国科罗拉多州的Xcel Energy公司现 在要求风机具备自动发电控制能力，而在该公司运营的地区 内，有三分之二的风电场已经具备了这种能力。电厂的经验还表明，光伏电站可以通过结合使用智能逆变器和先进的控制策略来提供自动发电控制。CAISO已对此进行了测试，并证明是可行的。

飞轮和电池储能也可以提供调频服务：事实上，它们对频率控 制信号的响应速度比传统的火电机组快17倍。因此，使用电池 进行频率控制越来越普遍：

在澳大利亚，电池储能目前可提供6秒、60秒和300秒调频 服务。2017年12月和2018年1月澳大利亚发生的两次发电机 组脱网事件中，电池快速响应显著缩短了恢复时间。

在美国，联邦电力监管委员会从2013年起允许与电网相连 的电池可作为小型发电机组提供电力供应服务。到2015 年，PJM、CAISO、纽约独立系统运营商（NYISO）、中部电力 系统运营商（MISO）和新英格兰电力系统运营商（ISONE） 地区的调频市场均在使用电池储能。 同时，在德克萨斯州ERCOT市场中，一些满足分时计量和遥 测等特定要求的工业负荷可以作为受控负荷资源（CSR）提供 调频服务。

4.提高系统惯量监控并应用新的监控方式

系统惯量的监测和预测越准确，对惯量资源的需求就越低。 因此，德克萨斯州ERCOT开发了一种惯量监测工具，它可以计 算所有在线同步发电机的总惯量贡献，并通过循环滚动方式 预测未来七天的惯量情况。然后，系统操作人员可以在必要时 调度同步发电机来增加惯量，进而降低对额外惯量的需要。

此外，系统惯量还可以通过非火电资源提供，例如：

同步调相机或同步补偿器

带有旋转设备的储能，如飞轮储能 ?

光热发电（CSP）

具备能提供该功能逆变器的风机、太阳能光伏和电池

需求侧旋转机械

电压控制

电压控制有时会被认为是非水可再生能源比例上升的潜在挑战，但技术解决方案已经存在。其中，无功功率和电压谐波是 需要解决的两大问题：

无功功率必须立即得到局部补偿，以保持功率因数在允许 的范围内。与其他国家类似，中国对非水可再生能源的功率 因数的要求在-0.95 至 +0.95之间。这可以通过部署静止无 功补偿器（SVC）、静止无功发生器（SVG）、静止同步补偿 器（STATCOM）或晶闸管控制串联电容器（TCSC）等设备 来实现。

电压需要保持在安全范围内，以确保系统的稳定性。谐波 不可避免地会影响电压的稳定性。应采用滤波器处理电压 中的谐波，提高电能质量。 因此，应在非水可再生能源电源侧和电网侧部署电压控制装 置。即使是在非水可再生能源比例非常高的情景下，也将会有 充足的资源来提供电压控制。

因此，应在非水可再生能源电源侧和电网侧部署电压控制装 置。即使是在非水可再生能源比例非常高的情景下，也将会有充足的资源来提供电压控制。

故障穿越

短期电压变化是电力系统中常见现象，如果系统突然失去一台发电机组，这种变化会被放大。在系统恢复正常之前，发电 机组必须具备穿越电压扰动的能力，这一点至关重要。非水可 再生能源发电机组的耐受电压范围常常比传统的火电机组要窄，更容易脱网，一旦脱网，电压波动将进一步增加，甚至导 致连锁故障。

然而，这种危险可以通过要求非水可再生能源机组配备高电 压穿越（HVRT）能力来规避。对于现有电厂来说，这可以通过 改造逆变器来实现。因此，大多数发达国家现在都在其电网 规范中明确了高电压穿越要求。图15展示了一些案例。

中国自2012年起实施低电压穿越（LVRT）改造，系统的可靠性 得到了显著提高。虽然当前也已经制定了严格的高电压穿越标 准，但是该标准尚未作为现有非水可再生能源机组并网的强 制性要求。

因此，对现有电厂进行改造以满足高电压穿越标准，以及对所 有未来的非水可再生能源机组落实这些标准，应该是目前的首要任务。

高压直流输电的利用

中国拥有丰富的太阳能和风能资源，但其中一些与主要负荷 中心的距离非常遥远。高压/特高压输电线路能够将可再生电 力远距离传输到负荷中心，而高压直流传输在远距离送电上 的成本优势更明显。因此，高压直流线路在中国广泛部署，对 支持偏远地区非水可再生能源发展发挥了关键作用。

仅靠非水可再生能源自身并不能保证高压直流输电的高效和 稳定运行，因此在某些情况下，可能需要在可再生能源电厂周 边建设火电厂，以便在非水可再生能源出力较低时，可以用火电来“填满线路”。

不过，对于此类火电厂的实际需求其实远小于当前的假设，并 将随着其他可行方案的出现而继续下降：

高压直流线路并不需要以固定的功率运行，目前中国部署 的主要高压直流输电形式——基于电网换相整流器高压直 流输电——在运行时要求技术利用率必须高于最小值，而 该数值通常仅为铭牌容量的10%。因此，并不存在需要火电机组“填满线路”的技术需求。低于100%的利用率显然 会增加每度电的传输成本，但考虑到偏远地区非水可再生 能源具备的显著成本优势，即使高压直流线路没有得到充 分利用，其开发也仍具备经济可行性。此外，风能和光伏组 合打捆可以提高平均利用率，且随着时间的推移，储能（如 电池或氢能）成本的下降将创造出新的替代方式来稳定并 提高输电线路的平均利用率。因此，尽管现有火电装机在 将利用率保持在10%以上方面可以发挥有益的作用，但没有必要通过新建煤电投资来匹配大规模非水可再生能源项目投资。

 “换相失败”的技术挑战也可以在以非水可再生能源为主的 电力系统中得到解决。扰动会增加直流电流并导致电力传 输的暂时中断，这时就会出现换相失败。目前，火电机组为 系统提供调节和惯量，以降低任何换相失败时的瞬态传输 中断的影响。但是，在高比例非水可再生能源系统中，适用 于提供频率调节和电压调节的同一套技术解决方案（例如， 同步调相机、电池储能、非火电的转动惯量提供者和无功功 率补偿器等）也可以降低换相失败的影响。

此外，现在的新一代电压源换流器高压直流输电（VSC – HVDC）技术能够提供很好的电压调节能力，消除了换相失 败风险，并简化了对发电和用电省份的技术要求。虽然这会 造成容量下降产生经济性损失，但在许多地区仍可确保偏 远地区非水可再生能源发电和高压直流输电的经济性，特 别是可进行VSC-HVDC技术改造的现有线路。

总而言之，高压直流输电的所有技术挑战都可以得到解决，且 不需要任何新增煤电装机来匹配非水可再生能源的投资。 综上所述，只要中国实施必要的政策以鼓励创新解决方案， 那些可能阻碍非水可再生能源比例增长至远高于目前水平的 技术性管理问题就会得以解决。剩下的问题是，如何在一个 高比例非水可再生能源电力系统中，确保电力在一年中的每 一天、每一小时的供需平衡。本报告的下一章节就将讨论这个问题。

4.时-日-季节电力供需平衡可实现

非水可再生能源在有太阳照射和有风的时候发电，但这些资 源并不总与用电负荷形态相匹配。这就给当前以火电和水电 为主的电力系统带来了巨大的平衡挑战。

然而，在全球许多国家/地区的非水可再生能源发电比例都已 超过了图2中国2030零碳投资情景中所示的28%。例如，非水 可再生能源在德国和西班牙电力系统中的占比已经分别达到 了33%和37%。许多国家都规划到2030年实现零碳电力占全 年总发电量的50%以上，甚至超过70%，并在之后的10-20年 里将零碳电力比例增加到接近100%，其中非水可再生能源的 比例将高达80%（图16）。

本章节总结了全球多个国家的经验，并讨论了如何将这些经 验运用于中国的具体情况中。其结论是明确的，即中国完全可 以实现图2所示的非水可再生能源发电量占比达到28%的目 标，并且未来最终实现零碳的电力系统总成本将不会高于，甚 至可能低于当前以化石燃料为主的系统成本。

全球经验

图16展示的这些计划显示，各国都有信心通过兼具技术性和 经济性的解决方案，来满足短期和长期供需变化产生的不同 灵活性需求。对于目前常见的可再生能源渗透率水平（20%- 30%），大部分问题是可以通过现有火电（燃气或燃煤）更灵 活的运行来解决的。但随着可再生能源比例进一步增加，则需 要更多元的解决方案。

（1）日内供需平衡 在大多数国家，由于工厂和办公室的大量用能需求，系统对电 力的需求常在中午或下午早些时候达到峰值，而在凌晨前后 几小时下降到低谷。因此，即使在可再生能源增长之前，系统 也必须灵活地应对这种用电需求的变化，而这主要是通过改 变燃煤或燃气电厂的出力来实现的。

在某种程度上，可再生能源的增长有可能减小这种日内灵活 性的挑战，因为光伏发电量在白天更高，正好与此时的高需求 相吻合。但在光伏发电占比很大的电力系统，往往会在傍晚时 候出现对非光伏资源需求的突然增加，这是因为光伏发电在 这段时间迅速下降，但用电需求下降的速度慢很多。

每日风力发电的状态随地方天气条件变化而波动更大；在一 些地区（但不是所有地区），风力发电往往在夜间更高，而且在一些面临气旋和反气旋天气系统交替的地区，每天和每周风力发电量形态的波动都比光伏更大。

在当前常见的可再生能源渗透率水平下，这些日内灵活性挑战 可以轻易地通过灵活运行燃气或燃煤电厂来解决。在美国加 利福尼亚州，为了平衡光伏发电，燃气发电的出力在一天中不 断变化，在傍晚的时候迅速增加，在晚上7-9点左右时达到气 电供应峰值（图17）。

在德国，天然气、硬煤和褐煤发电量的变化可满足灵活性的 需要。虽然天然气是最灵活的发电资源——图19显示了燃气 出力在一周内的变化形态，从最低的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之间波动（79%），甚至褐煤发电功率也在3.5GW到 12.0GW间波动（71%）（图18）。

随着可再生能源比例的提高，系统对灵活性的需求也会增加。 在燃气发电装机占比高的国家，仍有很多调峰燃气电厂可以 满足这一增长的灵活性要求。但其他灵活性资源也将发挥越 来越大的作用，并且在某些情况下，更具经济性。尤其是在提 供日内灵活性方面：

抽水蓄能可能会发挥越来越重要的作用。如图18所示，德 国已经使用少量抽水蓄能来满足在早晨光伏出力较低时快 速增高的用电需求，并在下午晚些时候弥补光伏发电的迅 速下降。

电池价格的大幅下跌（在过去10年里下降了85%）使电池储 能成为了一种经济性越来越高的选择，一些美国电网纷纷 取消了与燃气调峰电厂的合约，转而支持可再生能源发电 加电池储能的方案。考虑到成本的进一步下降（图19），电 池的使用将会在2030年前持续扩大，并在此后随着非水可 再生能源比例升高而迅速增长。

需求侧管理在平衡可再生能源供应和电力需求的短时偏差 方面也具有巨大潜力，如果部署得当，将是最具经济性的 灵活性资源。在一天的时间尺度内，主要存在三类需求侧 资源：

住宅供暖电气化后，可通过智能温控或微型储能技术实 现该部分负荷调节。

电动汽车可以通过调节充电时间，或作为储能资源向电 网供电来实现巨大需求调节潜力。如果2050年全球使 用中的电动汽车数量达到15亿辆，每辆车配备50kWh电 池，这将能够提供750亿千瓦时储能容量，即使在全球年 耗电量从当前的27万亿千瓦时增长到90万亿千瓦时的情 况下，也相当于全球日用电量的30%。

此外，工商业需求响应也潜力巨大，在分钟级、小时级和 日间进行调节有望得到提高，包括零售制冷系统、农业环 境控制电解铝和电解水制氢等其他新兴应用领域。

要释放这些潜力的关键在于更细致的分时电价机制。考虑到多种选项的存在，即便非水可再生能源比例上升到远高于 50%的水平，并最终达到80%或更高，越来越多的人也相信日 内平衡挑战能够通过低成本手段来解决。

（2）季节性供需平衡 季节性平衡指的是在数周或数月时间范围内的电力平衡供需 需求。这一需求又可细分为两个类别，即：

可预测的长期不平衡，这来源于季节性需求的大幅变化与 供应能力变化不匹配。以未来的英国电力系统为例，住宅供 暖电气化可能导致冬季需求峰值比夏季水平高80%。幸运 的是与之相匹配，英国冬季的风力资源（英国最丰富的可再 生能源资源）也远比夏季丰富。但在其他国家，冬季可能存 在更高的用电需求，但风力发电量的增加并不足以弥补光 伏发电量的季节性减少。

更加难以预测的每周波动。即使系统供给和需求的季节性 变化正好一致，但天气的变化仍然可能造成每周出力出现 明显波动。如果欧洲西北部地区出现反气旋天气，常常会造 成冬季风电供应出现数日的骤减（极端情况下甚至会延续 数周），而这将成为英国未来最大的供需平衡挑战。

随着非水可再生能源比例上升到“零碳投资情境”所示的28% 水平，以上两种季节性挑战仍可通过现有火电厂的灵活使用 来轻松解决。甚至在可再生能源比例较低的电力系统中，这些 季节性挑战常常比日内挑战更易于管理，因为它们不会出现下 午晚些时候因光伏发电供给下降（即使在光照水平中等情况 下）造成的需求量激增的情况。燃煤电厂可以通过调节运行水 平来满足不同季节、月或周的需求变化，甚至在需求过低时关 闭部分电厂，这比日内调频调峰的问题更容易解决。

然而，在更长时间范围，随着非水可再生能源比例达到比图2 所示的28%甚至更高，季节性平衡挑战将更艰巨，成本也会更 高。不过，在那之前，系统就已经出现经济可行的解决方案， 具体包括：

使用火电厂满足季节性变化，但运行小时数保持较低水平。 如果这些电厂通过提供的容量和峰荷时期的电量得到补 偿，这也是经济可行的。要实现完全零碳电力系统，长期来 看这些资产还需要配备碳捕捉与封存设施。

燃气机组改造后可以燃烧氢能（或投资改造此类机组），而 这部分氢能可以利用低价的过剩可再生能源通过电解技术 生产。

抽水蓄能可以满足多日时间尺度的灵活性需求，例如1-3天 的供应短缺。

季节性/周的灵活性管理。与日内不同，这种管理不会过多 关注住宅供暖或电动汽车充电转移带来的潜力，而是更关 注如何让检修停机与工业生产计划相匹配以及根据预测的 季节性供需及电价变化来优化利用率。

（3）总系统成本估算 在某些情况下，应用上述灵活性选项将会导致系统运行成本 的增加。但是这些额外的成本也将很大程度被低成本的零碳 电力所抵消。

根据可再生能源资源分布的不同，各地电力系统的具体构成 将有很大的差别。在能源转型委员会的研究中（图20），针对 不同资源禀赋和气候特点的地区，对2035年建立几乎完全使 用可再生能源的电力系统的成本进行了测算。结果显示，大部 分系统都能实现约每千瓦时0.35-0.4元水平的总发电成本。但 在一些空间资源有限的国家，较高的发电成本会将总成本提 高至每千瓦时0.56元；而在资源有利地区，丰富的风能和太阳 能资源、低廉的发电成本和有限的季节性灵活性需求会使总 成本降低至每千瓦时0.22元。在多数国家，这些成本都会比继 续主要依赖于煤炭或天然气的电力系统的成本更低。

因此，各国可以致力于更快地增加可再生能源和其他零碳发 电技术，相信在长期来看，系统总成本造成的影响将微不足 道，而减排的潜力则是巨大的。

中国的具体挑战与解决方案

在上文描述的全球背景下，每个国家发电结构和负荷特性不 同，面临的具体挑战也不同。在中国，用能特性并没有造成很 大的挑战，但中国能源禀赋和发电结构的两个明显特点会带 来一些挑战：一是对于煤电的依赖很高，而非天然气；二是水 电灵活性不足。但是，这些挑战是可以解决的。

对标其他国家，中国的非水可再生能源渗透率也可以轻松达 到28%的目标（图2所示），并且不需要新建任何燃煤电厂。参 考其他国家的经验，即使中国实现了系统脱碳且非水可再生 能源比例远远超过50%，其长期系统总成本很可能会低于当 前以化石燃料为主的系统。

（1）中国当前和2030年的用电需求形态 相较于一些非水可再生能源渗透率已经达到20%-35%的国 家，中国的日负荷和季节性负荷特性都相对稳定，并不会显著 增加供需平衡的难度。

图21列出了甘肃、湖南和广东三省的典型日负荷曲线。以甘肃 为例，用电需求中大部分来自工业负荷（78%），因此负荷曲线 比较平缓。但在湖南和广东，由于商业办公和住宅用电需求比 例更高，它们的负荷曲线与图17和图18所示的情况更相似。用 电需求通常在午夜最低，上午7点至10点左右迅速上升，傍晚 迅速下降。

然而，即使在这些省份，总体最大负荷与最小负荷的比值也低 于一些发达经济体。以英国为例，冬季和夏季典型日最大负 荷与最小负荷之比均约为1.71，而该比值在广东和湖南则分别 只有1.57和1.5。

中国不同省份之间的季节性负荷特性也存在显著差异 （图22）。在某个典型的北方省份，季节性变化并不明显。但 南方省份通常会出现因空调负荷造成的夏季用电高峰，而中部 和东部省份经常同时出现夏季空调和冬季供暖的双高峰。南 方省份夏季高峰月份的用电需求比冬季用电需求平均高出约 30%，其负荷曲线形状与加利福尼亚州相似（图23）。但东部/ 中部省份的变化则会更大一些。

中国地域范围广阔且有包含多种气候带，因此相较于单个省 份，全国整体的负荷特性则更为平缓。如图24所示为全国的季 节性负荷特性，8月的全国用电峰值与5月和10月的全国用电 低谷差约30%。

随着电气化进程的推进，中国的负荷特性也将随着时间的推 移而发生变化。基于对2030年用电需求增长的预测，商业和住宅建筑的用电比例将不断上升（主要受供暖、空调和计算机 设备的影响），这可能会在一定程度上增大日负荷、季节性负 荷的变化。但在一些有着更高非水可再生能源发展目标的国 家，也面临着季节性负荷波动更大的问题。例如，英国计划实 现大部分住宅供暖的电气化，同时其夏季空调需求量却很有 限， 那么到2050年，冬季与夏季平均日用电量的比例将从现在的1.5:1上升到1.7:1。

因此，相比于其他同样在进行电力系统清洁转型的国家，中国 的负荷特性并不会造成系统平衡中明显的困难和挑战。

（2）中国电力供应灵活性的两大重要特点 在供给侧，中国电力供应的两大特点将会给提高非水可再生 能源比例带来挑战：

 对煤电的依赖程度高，煤电发电量约占总供电量的62%。如 前文所述，在向高比例非水可再生能源电力系统转型的早 期阶段，火电灵活运行是平衡电力供需的重要手段。由于 燃气电厂更加灵活，以燃气发电为主的国家（如美国加利福 尼亚州和英国，2019年燃气发电占发电总量的比例分别为 42.97%和39.65%34）面临的挑战往往小于以煤电为主的国 家。当然，这个挑战也是可以克服的。如图18所示，燃煤电 厂的灵活运行在德国发挥着重要的作用。而目前以燃气发 电为主的国家也正在计划到2050年时，仅保留少量或者完 全没有燃气机组，可见火电机组在未来电力系统灵活性方 面的作用并非是不可替代的。中国正处于初始阶段，对煤电 的依赖度高，在这种情况下，提高煤电灵活性就变得尤为重 要，尤其是热电联产机组。

 中国的水电灵活性不高。在许多地区/国家（如斯堪的纳维 亚、瑞士、奥地利），水电被认为是最具灵活性的发电资源， 可以满足日内和季节灵活性的双重需求。但目前，中国的水电在系统灵活性上并未发挥主要作用。其原因包括物理因 素和合同（发电计划）因素。

在中国，从资源条件和电站形式上，水电的灵活性就不如其 他国家。中国径流式水电站较多而坝式水电站较少，水库 容量小且落差小。相比于欧洲，中国的水库大坝还承担着更 多防洪、船运和灌溉的责任。由于降雨分布的影响，中国冬季和夏季的水电发电能力差别较大。此外，发电计划的刚性 执行也造成了一定的影响，使一些可以灵活运行的水电厂只 能按照平稳的方式运行，但此类问题很容易解决。

即便面临上述挑战，2030年实现非水可再生能源发电占比 28%对中国来说也并非是高不可攀的目标，并且有潜力继续提 高。如果从经济性出发，中国需要提高其煤电和水电的灵活 性，并解决电网调度运行管理分散带来的挑战及缺乏市场价 格信号等问题。

（3）全国层面供需平衡 如果电力系统能够作为一个整体统一调度，省与省之间充分 互连，中国很容易实现零碳投资情境中28%的非水可再生能 源渗透率目标。

图25展示了2030年模拟的夏季和冬季典型的全国日负荷曲 线，并根据情境中设定的风电和太阳能装机容量获得整体典 型出力。对核电和水电出力做出了最保守的假设，即在日内完 全不具备灵活性。尽管在实际运营中，水电还有很大的灵活性 潜力。总负荷曲线减去这些非灵活性资源出力后剩余的部分， 就是需要火电等可调节资源出力去满足的空间（图25负荷曲 线下的空白部分）。

图26对图25中灵活性出力需求部分进行了单独展示，以明确 对火电灵活性的需求。可看出在夜晚所需火电出力较高，而下 午三点左右达到低谷。抽水蓄能作为调节资源能部分减少这 种需求的波动和所需的火电灵活性。考虑已经建成、正在建设 和已经规划的项目，2030年将有约81GW抽水蓄能为系统提供 平衡服务。灵活性较高的燃气发电也可以满足晚上和夜间的 部分调峰需求，并在下午三点左右完全关闭。在此基础上，剩 余的部分就是对煤电的出力要求：

日内对煤电出力变化的需求较小，不足20%。这个数值远小 于火电厂正常可达到的40%-50%调节范围。

傍晚时分出现最大爬坡需求，约为每分钟1GW，也远低于现 有可用火电机组每分钟铭牌容量 1%-2%的爬坡能力。 即便以当前燃煤电厂的灵活出力能力，也是完全可以平衡的： 在实际操作中，风电和光伏出力的随机性（即便是将全国所有 风光出力整合）会增加系统对短时灵活性的需求。但同样，在 现实中水电是可以实现短时快速调节的，尽管在较长时间尺 度的调节能力相对有限。 因此，从“全国统一调度”理论体系的角度来看，在非水可再 生能源比例达到28%的电力系统中，供需平衡是可以轻松实现 的，且无需对煤电或水电灵活性做重大改造。

（4）省级供需平衡的复杂性与挑战 上述基于全国统一调度的理论性分析提供了有价值的信息参 考。但在现实中，中国电力系统目前的调度运行方式是分散化 的，通常以省份为主体。虽然同一地域辖区内的省份之间已经 可以通过省间互济解决短时发电余缺问题，但日常调度决策者 主要还是省级调度中心。同时，全国范围内的省间送电计划都 是以年为单位制定，并在制定日计划时采用较为平稳、缺乏灵 活性的固定曲线。这种分散式的机制限制了灵活性资源的潜 力，提升了非水可再生能源增加带来的系统风险。

图27和图28展示了2030年情景下，典型送端省和受端省份面 临的灵活性挑战。和上文类似，该情景中，假设水电出力是较 为固定的，且省间外送/受入电力曲线也是固定的。 ? 在图27显示的受端省份，光伏出力的增加有效地降低了午间 高峰用电期间对火电出力的需求。但由于外来电和水电缺 乏灵活性，基于目前燃煤电厂的灵活性能力，还不能满足夜 间平衡的需求。同时在春秋两季，外来电和水电出力的相对 固化甚至会导致火电厂在晨间时段完全没有出力空间。

在图28显示的送端省份，正午时间光伏大发，欠灵活的电力 外送计划无法完全送出过剩的光伏发电量（导致弃光），而 傍晚风电出力较大，会将火电出力空间压缩为零。这将要求 每日频繁启停火电机组来平衡系统，这样的做法显然是不经济的。

虽然这里使用的仅为说明性假设，对现实情况进行了简化，但它们足以反映出基本问题。即受缺乏灵活性的省间送电计划 及水电出力的影响，可再生能源比例越高，对煤电灵活性的需 求就越高，甚至会导致成本过高或者完全不切实际。如果可以合理解决省间送电及水电不灵活的问题，电力系统将具备足 的灵活性满足2030年的发展目标。而在此之后，则将需要继 续开发更多的灵活性资源，包括：

1）更灵活的跨省交易

目前，大多数利用远距离高压直流线路送电的省间合同都是年度合同，提前制定好了整体的送电计划曲线，日间的变化幅度很小。为了满足这种相对固定的送电需求，也为了确保特高 压直流线路更高的利用率，通常要求火电与可再生能源捆绑 出力。同时这也能满足送出省提高送电量以带动当地经济发展的需求。

但如本报告第三章节所述，从技术角度高压直流线路并不需 要保持很高且恒定传输功率，灵活的省间送电计划是技术可 行的。它既能够与送端省份可再生能源出力曲线更匹配，也能 够与受端省份用电需求曲线更匹配。例如，如果在如图27所 示的典型受端省份的外来电计划可以根据负荷曲线的形状变 化，如在上午7-10点增加送电，并在夜间逐渐降为零。就可以 同时降低受端省份的灵活性需求和平衡难度，也可以减少送 端省白天的弃光（如图29）。

2）提高燃煤电厂灵活性 燃煤电厂的灵活性受多个因素影响，包括装机容量、市场机制 及相关激励机制。建议政策从以下两角度出发，提高火电灵活 性，满足系统平衡需求：

? 推进技术改造，提高火电物理灵活性。燃煤电厂的灵活性 天然不如燃气电厂，一是爬坡速度慢，二是“热启动”及“冷 启动”的时间长。最小技术出力也是影响灵活性的重要因 素。新的技术正在持续从这三个方面提升火电灵活性——逐 渐降低最小技术出力，提高爬坡速率，缩短热启动和冷启 动时间。图30展示了中国当前常规机组和先进机组之间的 差距。

中国火电机组的整体技术水平是较为先进的。大多数燃煤 电厂可以达到50%的最小技术出力，600兆瓦机组在不进 行改造的情况下甚至能够达到40%。35 然而，改造后的火 电机组能达到30%-35%，有些先进的火电厂甚至能达到 15%-20%。36 如果机组需要供热，受供热约束影响，最小 技术出力将需要增加20%-30%左右。因此，整体上有很大 的提升空间。

中国“十三五”规划制定了220GW的改造目标——纯凝机组 和热电联产机组的最低运行率分别从55%和70%-80%降 低到30%-40%和50%。这将额外释放约占铭牌总装机容 量20%的调节能力，即大约44GW。然而，到目前为止，这 220GW目标中只完成了58GW。继续完成“十三五”规划 目标，并继续尽可能提高煤炭机组的灵活性，应该被视为优先任务。

2030年图形仅为根据公共资源和基础假设绘制的说明性图形。数据与图形不代表真实情况。

 完善市场机制，提高火电灵活性。在2015年以前，中国的做 法是将发电量较平均地分配给每个火电厂，并按制定好的发 电计划执行。虽然超过30%的发电量已经进入市场（中长期 市场为主），但大多数发电量仍是按固定度电价格来获得发 电补偿，火电厂没有动力主动提供灵活性。如今，在缺乏电 能量现货市场的情况下，一些地区建立了调峰辅助服务市 场，通过价格激励燃煤电厂更灵活的运行。

随着电力系统向高比例非水可再生能源和其他零碳资转 型，火电比例将会持续下降。但未来一段时间内，火电厂仍 可作为灵活备用资源来使用。因此，在电力市场中需要提 高对灵活性的价格激励信号，同时需要为其提供的备用容 量服务进行补偿。

中国的辅助服务市场通常包括调频和深度调峰（机组通过以降低到一定出力以下而获利）。这些辅助服务市场是在没有电能量市场的情况下， 基于当前的调度机制设计出来的，主要目标是对发电机在默认/基荷出力外的其它贡献进行补偿。虽然同称为辅助服务，但中国许多服务类别与 国际上通常定义辅助服务并不相同。

3）提高水电灵活性

水电与煤电类似，也存在两大关键问题——中国水电受物理条 件约束的实际灵活性，以及发电计划和激励措施对水电灵活 性的影响。前者的改善需要进行大量的投资，而后者可以通过 电力市场改革得到快速改善。

中国国家发改委能源研究所2018年的分析表明，可以通过 电力市场改革和送电计划优化来挖掘水电在日内平衡中的 巨大灵活性潜力。39 如图31，在2020年，水电的日内出力在 100-200GW之间变化。该研究认为，到2035年，该范围可扩大 至60-300GW，并且在2050年前还有进一步提高的空间。如果 实现了上述的灵活性提升，将极大降低实现20%渗透率目标的 成本和难度。

因此，建议政策聚焦于：

识别出具有经济性的改造投资方案并予以落实，提高水电机组灵活性的物理可行范围。

通过市场改革和发电计划优化来提升水电资源的灵活运行。

4）未来中长期灵活性资源：电池、氢能、需求响应 通过有效利用和开发跨省输电、火电和水电这三种灵活性 资源，中国可以在2030年前轻松实现非水可再生能源渗透率 28%的目标，并有望在2035年左右达到更高的水平。中国国家 发改委能源研究所在2018年描述的2035年情景显示，绝大部分的灵活性将来自于火电厂和水电厂，电池储能在该阶段的作 用还比较有限（图32）。

随着可再生能源在2030年后的十余年继续快速增长，新的灵 活性资源将发挥越来越重要的作用。尤其在以下三个重点技 术领域，中国应在十四五规划中提前部署，积极支持和培育这 些技术的早期发展：

电池储能的重要性和经济性将不断提高。中国在电动汽车 行业处于领先地位，这将是推动电池成本继续下降的重要 因素；固定储能系统（ESS）的经济性也将越来越好。因此， 应将固定储能系统作为提供调频、爬坡和日常供需平衡服 务的替代方案。中国应为其引入竞价机制，以激励该行业的 早期发展。

需求响应也将在提供灵活性，尤其是在日内平衡中发挥重 要作用。中国国家发改委能源研究所报告显示，需求响应在 未来十年的作用会越来越重要，最终与电池储能都会发挥 关键作用。鉴于它的长期战略地位，未来十年内对于需求 响应的开发就显得至关重要。这包括将电动汽车充电时间 从早上转移到中午，与光伏出力特性匹配；以及对家用电器 智能控制和非工空调系统控制等（图33）。

鉴于中国在多种软件和网络应用方面的实力，以及作为全 球最大市场所具备的定义通用标准的机会，中国完全有能 力成为电池储能技术应用的领导者。对包括人工智能、5G 和智能电网等“新基建”的投资已经被确定为中国未来5年 的重点工作 。这些投资的具体实施应旨在确保智能需求侧 管理系统和相关市场的快速发展。

氢能

氢能主要通过电解水生产并在燃气轮机中燃烧或通 过燃料电池发电。从长期来看，将有望在季节性供需平衡 中发挥重要作用。在推动电解槽设备成本下降方面，中国已 经处于世界领先地位。中国应采用多种措施继续推动这一 行业的发展，如设定明确的量化目标，以及采取类似欧盟目 前正在实施的补贴形式等。这不仅为中国积累在成本上的 竞争优势，还将为未来实现低成本可再生能源电力存储创造机会。

（5）中国的电力系统总成本

尽管增加某些灵活性资源会增加系统成本，但合理利用需求 响应等低成本调节资源将有助于降低系统成本，并且随着时 间的推移，一些形式的灵活性资源（例如电池和氢能）的成本 也会逐渐下降。同时，未来可再生能源和其他零碳发电技术的 成本也将远低于火电。 图34中对中国发电总成本的情景研究也印证了上述发展趋 势，即低碳/零碳系统的系统总成本很可能将会低于目前以化 石燃料为基础的电力系统总成本。

“既定政策情景是指基于能源转型、气候政策和环境政策方面的当前和已公布的政策。与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、石油和天然气用量更高，终端应用领域的电气化水平也更低。”

5.未来10年电力零碳增长政策建议

毫无疑问，中国从现在开始不再建设新的燃煤电厂，并通过零 碳电源满足未来新增电力需求，这在技术和经济上都是可行 的。这一战略将推动中国按计划实现2060年碳中和目标。反 之，如果仍然投资煤电，新增煤电资产将很有可能在未来被迫 在使用寿命结束前关闭，造成投资浪费，带来重大资产搁浅 风险，增加实现碳中和目标的难度。因此，确保十四五规划等 政策与碳中和长期目标相一致至关重要，其关键在于：

提出明确的量化目标，允许更加多样的可再生能源电力采 购形式，为可再生电力开发主体提供长期确定性，推动成本持续下降。

通过进一步完善电力市场建设、提高技术规范要求以及加 大数据公开透明力度，高效地挖掘系统灵活性，实现瞬时、 日内和季节性供需平衡。

通过明确的量化指标与政策来确保目标的达成 在全球范围内，可再生能源发电的成本正降至低于火电的水 平，并且随着投资规模继续扩大，其成本还将进一步下降。因 此，对补贴（售电价格预计高于火电价格的部分）的需求已经 或即将消失。

但这并不意味着完全自由化的市场在现阶段是最合理的，因 为中国仍需要通过不断推动可再生能源投资的增长，降低相 关投资风险，确保项目投资回报，促进可再生能源成本持续、 快速下降。因此，有效的电力市场政策应将明确的量化指标 与能促进降低成本的机制相结合，并注重降低并网难度，鼓 励长期市场化合同。

2030年和十四五量化目标

量化目标将推动中国风电和光伏项目开发和产业链实现降低 成本的规模经济和学习曲线效应。未来十年和五年目标都很重要：

十年目标的重要性体现在，它可以避免在十三五后期多个 省份出现过的由于提前完成装机目标，可再生能源发展速 度放缓的情况。因此，应确立“所有新建装机都来自零碳电 源”的指导性方针，并将其转化为零碳电力消纳率的具体目 标，如图2所示的53%。

但同样重要的是，为十四五制定可再生能源消纳和装机容 量增长目标，将其分解为每年的指标并对每个省份提出具 体的要求。 要实现“所有新建发电装机都来自零碳来源”这一目标，装机 容量目标应与图2所示的结果基本保持一致，包括：

风电和光伏装机都以每年50-60GW速度增长，到2030年各 自达到800GW以上；

核电与水电也按照现有计划继续增长，到2030年分别达到 120GW左右和440GW；

除已经在建的燃煤电厂外，停止新增煤电投资。

实现目标所需的政策 为了确保可再生能源的快速发展和成本的进一步下降，有必 要通过多样的采购形式继续为可再生能源发电企业的大部分 发电量提供长期稳定的价格保障。具体采购形式包括：

继续现行的平价制度以标杆煤电价为并网的光伏/风电项目 提供价格保证。随着风电和光伏发电经济性的不断改进，签 订标杆煤电价合约的陆上风电和光伏项目将获得越来越高 的溢价，激励短期内的快速部署。

沿用竞价机制来确保激烈的竞争。中国也应考虑对特定规 模的风电和光伏开发项目采用竞争性机制，给中标者相当 一部分发电量提供确定的固定价格。随着时间的推移，竞价 价格将逐步下降，渐渐低于目前标杆煤电电价。如果其他两 项政策下装机量不足以实现省级目标，就应启用此类竞价 机制。

鼓励长期市场化合同。在大多数国家，上述两类政府组织的 采购形式一直都是可再生能源发展的主要推动力。但在一 些国家，特别是美国，市场化的长期电力合同（PPA）也发 挥着较大作用。因此，最优政策也应激励大型市场化电力用 户直接与发电企业签订长期电力合同，作为公开竞价机制的 补充。可再生能源消纳责任制（通常称为“RPS”）将有助于 推动市场化长期电力合同机制在中国的发展。

以上所有建议均需结合明确可再生能源并网规则，优化并网 过程、降低并网成本。

通过市场和电网改革来支持灵活性电力供给

随着可再生能源发电成本的下降及其渗透率的提高，电力系 统面临的关键挑战已从降低发电成本转变为本报告第四章节 讨论的问题——如何在小时、日和季节时间范围内实现电力供 需平衡。在某种程度上，这是一个技术问题，可以通过技术创 新和投资来提高火电厂和水电厂的潜在灵活性。但最重要的 是市场和电网管理的改革，以及更透明的数据公开，以实现所 有资源的灵活使用。

推进实时能源批发市场建设。目前，实时价格信号缺失和经 济激励不足，导致火电和水电运行缺乏灵活性。时间精度 更高的日前和实时市场能发挥更大的作用，可以更好的将 可再生能源出力的变化在市场价格中体现出来，并刺激所 有系统资源通过跟踪价格信号来响应系统需求。国际经验 已证明了这一潜力，中国也自2019年6月起在8个省份开展 了现货市场试点。 但为了平衡众多利益相关方的利益和 减少阻力，很大一部分机组或电量仍然遵循着原有的计划 调度和标杆电价模式，这将会阻碍系统实现最优化和灵活 运行的目标，放缓低碳化的步伐。

向所有参与者公平开放市场。电力能量市场和辅助服务市 场也应面向所有技术类型的机组公平开放。xviii 仅涵盖部分 种类机组或部分电量的开放市场将可能破坏市场的有效 性，无法实现真正的优化调度。它还可能阻碍电力系统平衡 技术的创新发展，而随着2030年以后清洁能源发电比例增 长到较高水平，系统对这些技术的需求将越来越高。目前， 电池储能只能在少数省份获得辅助服务的补偿，需求响应 等需求侧资源能够日常参与的市场机制也尚未建立。

相互协调且灵活的跨省调度及区域市场。正如本报告第四 章所讨论的，如果中国作为一个统一的电力系统运行，到 2030年，实现零碳投资情景的电力平衡将不会面临巨大挑战；由于只有两家大型电网公司作为电力系统的主要运营 者，中国比起其他国家地区更具备建立区域市场或协调跨 省交易的优势。但目前缺乏灵活性的跨省年度交易和执行 方式，将大大增加高比例可再生能源系统实现平衡的难度。 要解决这一问题，应考虑：

短期内，在当前调度结构下要求跨省交易和调度能够更 好响应省级的价格信号，并与省级供需动态进行更加即 时的协调。而不是采用目前作为边界排出省级市场、以年 为单位固定价格和送电安排的方式。

在中长期，应坚持扩大调度平衡区域范围并发展高度协 调的跨系统调度。

对技术中性容量市场的潜在需求。良好运作的能量市场本 身就能够提供足够的激励来帮助系统获得灵活性 （这应是 发展的重点），灵活性不断增加的火电厂也可以通过容量费 用来获得补偿。尽管天然气电厂只在每年非常少的时间内才开启，能量市场将促进该领域的投资。但需要注意的一点 是，容量市场的必要性和合理性应基于能量市场的稳定运 行。同时，容量市场应面向所有可以提供所需服务和具备相 关功能的技术类型机组开放，包括未来需求会逐渐增加的 电池和氢能等。

数据披露及公开获取。多样化的市场参与和公平的竞争可 以提供低成本的灵活性资源并推动创新。保证市场参与主 体对重要基本信息（如负荷分布和负荷预测等）的平等访问 权，也是市场运行最重要的基础。目前只有少数几家主要公司拥有和控制专有数据，新的参与者很难有效参与竞争。因此，制定披露行业数据类型、精细度和频率的标准将是非常重要的。

优化电力规划流程以支持可再生能源项目的开发

更精细的预测和公开也是指导电网规划和引导投资所必须的。

全面且精细的负荷预测。电力公司/电网公司目前会发布电 力负荷分布和预测，但这通常只包括典型负荷曲线，和未来 最大负荷或年用电需求的增长。目前在美国也激发大量讨 论，认为这种只公布最大负荷预测，而不明确尖峰需求频率 和时长的方式，很可能会造成对火电投资的偏好而不利于其 他储能及需求侧调峰选项。公开全年实际每日负荷曲线的 详细数据，以及对这些数据将如何随需求增长而变化的预 测，将有助于推动清洁资源更高效的开发和布局。

电网规划与可再生能源装机增长协调发展。随着非水可再 生能源渗透率的增长，应确保输电级和配电级电网升级规 划都与长期可再生能源量化目标相协调。此外，透明地公开 评估未来可再生能源并网消纳能力的方法学，将使可再生 能源发电企业对未来的发展规划有更清晰的预判，从而制 定长期的发展计划，降低可再生能源开发的非技术成本。

支持电网瞬时平衡管理的技术方法和市场机制

如本报告第二章节所述，要在2030年实现非水可再生能源比例 远高于图2提到的28%，技术上显然也是可行的。但这将需要： 有效的辅助服务市场，如调频辅助服务。就如同能量现货 市场和容量市场，这些市场应都建立在“技术中性”的基 础上。

技术管理升级。本报告第三章描述的技术规范、并网要求和 管理流程对于保证系统稳定，支持可再生能源高速增长十 分重要，具体包括：

优化非水可再生能源出力预测，减少弃风弃光，同时减少 对系统备用的需求。

对风电出力施加严格的规定，控制风电出力的大幅变化， 减少对系统平衡的影响。

强制要求非水可再生能源机组具备高电压穿越能力，提升在系统发生扰动时的运行性能，进而避免连锁故障。

实现对系统惯性的量化和管理，保障可再生能源比例增 加时的系统可靠性。