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，电力系统将具备足够的灵活性满足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%。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%。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。
• 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。
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。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
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。
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