报告全文|电力增长零碳化（2020–2030）： 中国实现碳中和的必经之路

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。