2022.12先立后破

邁向零碳電力探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑關于落基山研究所（RMI）落基山研究所(RMI)，是一家于1982年創立的專業、獨立、以市場為導向的智庫。我們與政府部門、企業、科研機構及創業者協作，推動全球能源變革，以創造清潔、安全、繁榮的低碳未來。落基山研究所致力于借助經濟可行的市場化手段，加速能效提升，推動可再生能源取代化石燃料的能源結構轉變。落基山研究所在北京、美國科羅拉多州巴索爾特和博爾德、紐約市、加州奧克蘭及華盛頓特區設有辦事處。先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

2作者與鳴謝先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

3作者陳梓浩

高碩

李婷

劉雨菁

劉子屹

姚遠

周勤其他作者李潔*

彭麗楠*

周鋒*作帶除非者另姓有名說按明姓氏，所首有字作母者順均序來排自列落。基山研究所。*的作者來自能源基金會。聯系方式高碩，sgao@版權與引用高碩,周勤,劉雨菁,李婷等，先立后破,邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑，落基山研究所，2022年12月，/insights/new_power_system_report/鳴謝本報告作者特別感謝以下來自企業和研究機構的專家對報告撰寫提供的洞見與建議。（按姓氏拼音排序）丁振華

東方電子股份有限公司韓雪 國務院發展研究中心資源與環境政策研究所李寧君

中國水電工程顧問集團有限公司王春森

華能集團市場營銷部王曉波

California

Independent

System

Operator

（CAISO）魏昭峰

中國電力企業聯合會楊宇 國網電力科學研究院（南瑞集團）袁家海

華北電力大學張永平

百度智能云本報告所述內容不代表以上專家及其所在機構觀點。RMI感謝能源基金會對“構建新型電力系統—從成功實驗到加速實踐”項目的支持。目錄執行摘要

7第一章

應對全球氣候變化與實現電力脫碳

10先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

41.1

電力脫碳是全球應對氣候變化的切入點

10碳中和已成為全球主要經濟體的重要戰略目標，其核心是實現能源系統轉型

10能源系統轉型的關鍵是電力生產零碳化和終端用能電氣化

101.2

構建新型電力系統，實現電力系統脫碳

12新型電力系統支撐高比例可再生能源的生產、輸送與消納

12構建新型電力系統是全球各國都面臨的嶄新課題

12中國的探索與實踐將提供具有普遍借鑒意義的方案

14第二章

構建中國特色新型電力系統

–

特征與難題

152.1

新型電力系統理念的詮釋

172.2

構建新型電力系統亟需攻克的四大難題

18第三章

破解構建新型電力系統難題的八項建言

203.1

長周期性交易機制是促進可再生能源投資的重要抓手

21新型電力系統中，可再生電源需實現市場化發展

21傳統電力市場經濟學理論與實踐的局限

22利用拍賣或競爭機制形成長期合同，對沖短期電力市場價格波動風險，為可再生能源規模發展提供更強的確定性

23盡快推出并不斷優化省間綠電直購模式，明晰環境外部性權屬與認證，發揮用戶參與碳中和實踐的意愿

253.2

就近開發與“西電東送”相輔相成是可持續發展的最佳模式

27通過市場化機制提升“西電東送”能力

27完善激勵機制以優先就近集中開發海上風電

28以分布式市場化交易及綠色屬性認證為激勵，推廣以光伏為代表的分布式能源就地開發

.

303.3

有的放矢，因地制宜的輔助服務市場設計是充分利用靈活性資源的最有效手段

32高比例可再生能源的開發與消納大幅度增加了對系統靈活性能力的需求

32建立輔助服務市場是充分利用資源以滿足系統靈活性需求的當務之急

32輔助服務市場與價格機制設計需秉持有的放矢，因地制宜的理念

363.4

氫能是具有綜合優勢的系統靈活性技術選擇

37實現電能的大規模存儲是解決系統靈活性需求的革命性手段

37氫能是具有綜合優勢的儲能技術選擇，掌握具有自主知識產權的核心技術是關鍵

383.5

擴大電力平衡區域與區域市場化調度應是電網優化資源以消納可再生能源的范式

41電網大規模消納可再生能源的能力取決于其對資源的調度能力與方式

41擴大電力平衡區域邊界以提升可再生能源的消納能力

41打破省間壁壘的區域現貨市場可實現電力資源在更大地理尺度下靈活優化配置

43一體化的電能量與輔助服務市場才能實現可再生能源消納系統成本的最優

443.6

數智技術的廣泛應用才能大幅增強電網應對供需劇烈變化的能力

46采用數字孿生技術實現電網全天候360度掌控

46基于機器學習技術提升電網的實時運行能力

47發揮大數據技術優勢應對電網運行的安全風險

483.7

模塊化的可觀可控是需求側彈性化的理想技術形態

49實現需求側的可觀可控是電力用戶、分布式能源及儲能參與電力平衡的必須條件

49大力推動微電網是實現需求側可觀可控且多能互補的理想方式

49發展虛擬電廠是短期內加速挖掘需求側靈活性的有效手段

533.8

全方位成為市場主體是需求側能彈性地參與電力平衡的前提

55缺乏市場參與的機遇嚴重制約了需求側參與電力平衡的能力

55全面放開用戶側參與電力市場準入資格

56建立更通暢的價格傳導機制

57培育用戶側參與電力市場的能力

57第四章

構建新型電力系統的探索與實踐

594.1

可再生能源大規模消納與輸送

-

國家電網風光儲輸一體化試點實踐

604.2

數智技術助力的電網運行與調度

-

南方電網建設數字電網的嘗試

624.3

大范圍電力資源的市場化優化配置

-

WEIM區域電力平衡市場

644.4

需求側參與電力市場的實踐

-

德國TSO需求側響應機制設計

66先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

5第五章

結語與展望

685.1

政策、市場、技術合力驅動新型電力系統構建

705.2

立足國情，著眼全球，探索零碳電力發展之路

70設計差異化的省/區域電力系統轉型路線圖是構建適合中國國情的電力系統的關鍵舉措...

70提供具有普遍借鑒意義的零碳電力實踐與方案是中國對人類應對全球氣候變化的貢獻

71參考文獻

72先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

6如何應對日益加劇的氣候變化是各國共同關心的全球性問題，也是人類社會必須協力合作才能解決的挑戰。在人類活動中，能源活動是溫室氣體排放的最主要貢獻者，目前，能源轉型已成為減緩全球氣候變化的首要議題。碳中和作為全球主要經濟體應對氣候變化的重要戰略目標，其核心是實現能源系統轉型。而在這一轉型過程中，電力系統的脫碳無疑十分關鍵，電力生產的零碳化和終端用能的電氣化將是全球應對氣候變化的首要切入點。電力系統運行的核心任務是要安全可靠、經濟高效地實現電力的供需平衡。在過去一百多年內發展起來的傳統電力系統，以化石能源作為主要一次能源，為社會經濟發展與生產生活提供兼具安全性與經濟性的支撐。在全社會碳中和的目標下，電力系統需要以可再生能源作為主要一次能源，實現安全、經濟、綠色的電力供應。但考慮到由電力生產、輸送與消費共同構成的電力系統的復雜性，實現零碳電力絕非是以可再生能源替代化石能源發電這么簡單。可再生能源（特別是非水可再生能源）發電技術與化石能源發電技術截然不同，前者的供應表現出高度的波動性與不確定性，而后者則可以實現穩定供應和靈活調節。此外，可再生能源發電依靠大量的電力電子設備，這將明顯改變以同步發電機為主體的傳統電力系統的元件構成與運行特性。因此，構建與“雙高”特性（高比例可再生能源、高比例電力電子設備）相適應的新型電力系統勢在必行。基于上述洞察，本報告旨在探索如何構建適合中國國情的新型電力系統，以期實現“先立后破，邁向零碳電力”的最終目標。構建新型電力系統的起點在于建立起對中國電力現狀的充分認識。目前，電力供需現狀表現為：持續增長的用電需求，以化石能源為主的發電量結構，由于資源稟賦原因形成的“西電東送”“北電南供”的長距離送電格局，以及亟待成熟的電力供需市場化機制。未來，適合中國國情的新型電力系統應具備“可再生能源的高比例與均衡發展”，“大規模儲能條件下靈活的電力平衡”，“數智技術助力的電網智能化”，“以及富有彈性的電力需求側”四個鮮明的特征。因此，構建新型電力系統將面臨如何確保可再生能源的可持續發展，如何化解煤電占比減少與系統靈活性需求日益增加的矛盾，如何提升電網大規模消納可再生能源的能力，以及如何賦能需求側彈性以實現安全可靠、經濟高效、綠色低碳的電力平衡這四個棘手的難題。破解構建新型電力系統的四大難題需要有的放矢地協調利用政策、市場、技術等多方面工具。本報告從電源側、電網側、負荷側各相關方的差異化視角和訴求入手，以問題為導向，以解決方案為目標，從全局性的視角出發，有針對性地提出了以下八項核心建言，并結合

“十四五”“十五五”及2030年之后三個發展階段提出了相應的行動建議與目標（圖表ES1）。先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

7執行摘要圖表

ES1構建新型電力系統的四大難題與八項建言資料來源：落基山研究所如可何再確生保能源續的發可展持？長是周促期進性可交再易生機能制源投資的重要抓手就送”近相開輔發相與成“西是電可東持續發展的最佳模式煤如何化解比統減少靈與活系性增需求加日的矛益盾？的有輔的助放服矢務、因市地場制設宜計是充源分的利最用有靈效活手性段資氫系能統是靈具活有性綜技合術優選勢擇的電如何提升規再模消生納能可源的能力？擴區電大域電市力場平化衡調區度域應與是可網再優生化能資源源的以范消式納數能智大技幅術增的強廣電泛網應用對才供需劇烈變化的能力如求實何側現賦彈安能性全需以可靠效、、經綠濟色高低碳衡？的電力平模側彈塊化性的化可的觀理可想控技是術需形求態全體方位成為市場主性地參與前電提力平衡的主要難題 核心建言目標推廣基于拍賣或競爭機制的長期（多年）電力合同優

綠色電力直接交易，建立制度化、標準化的省間綠電直接易機制通過市場機制提升西電東送能力對海上風電等靠近負荷側的零碳電源提供優惠分布式可再生能源的綠色屬性認證完善以頻率穩定為目標的省級輔助服務市場完善以電壓穩定為目標的本地化輔助服務價格機制掌握氫燃機、氫燃料電池等產業鏈和產品的核心技術，培育氫能社會化應用在有條件的電地力方現建貨設市跨場地域的區域大數據平臺 于大數據分析技的電網運行與維護業務應用在省級電網的全面落地發展虛擬電廠以在短期內加速挖到2020年代末，成為全球第一大綠電交交 易市場近海海上風電全面實現平價全面建設區域輔助服務市場擴大電力平衡區邊界數于字多孿數生省技級術電應網用推動微電網作為低零碳技術廣泛應用全面放開需求側與市場和價格傳導靠近負荷中心的海上風電和分布式能源 供給側的重要組成部分氫燃機等技術在電力系統內實現規模化、商業化利用電實力現系非統人設工備化和和運自行動維化護實現“主干+模塊化”的新型電網形態現貨市場與輔助服務市場由分級出清向聯合出清轉型掘靈活性逐步完善電格能傳量導和機輔制助服務等價加快培育成熟的需求側市場主體行動“十四五”期間20252030“十五五”期間“碳中和”實踐期各輔助服務品種市場成熟先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

8運行推動規范化、制度化的隔墻售電推廣電力分布式交易先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

9展望未來，電力脫碳的成功離不開政策、市場與技術三大驅動力。精準的政策扶持、完善的市場化機制、大膽的技術創新將形成合力，支持構建符合中國國情的新型電力系統。政策層面：過去、現在和將來，可再生能源的可持續發展、新型電力系統的構建都離不開國家相關政策的引導與扶持，應在國家與省級地方政府層面繼續提供精準而又有差異化的政策扶持與激勵措施，特別是針對一些潛力巨大，但短期內尚且難以實現經濟效益的核心零碳電力技術的發展與應用。市場層面：在今后的五至十年內，加快和深化電力市場改革對優化電力系統的安全、經濟運行和確保可再生能源的高效利用至關重要。具體行動方向包括全面建設省級電能量現貨市場與輔助服務市場，拓展多年尺度長期電能量交易，盡快試點建立區域電力市場，落實跨省輸電電價機制優化和保證條件成熟的用戶全方位參與電力市場等。技術層面：中國的電網已經儲備了較為成熟的大規模消納可再生能源的技術能力及解決方案。在已經廣泛應用的特高壓交直流輸電技術基礎上，應推動柔性直流電網技術、風光儲輸一體化系統調度技術、多元化儲能技術、數智技術、基于模塊化理念的多能互補型微電網與虛擬電廠技術等已經進行試點和示范的項目，進入規模化發展與應用階段。在探索零碳電力的實踐之路上，一方面要立足國情，以地方為抓手，從地方實際出發，因地制宜，設計本地化、差異化的新型電力系統建設方案；另一方面要著眼全球，引領全球氣候治理與新型電力系統建設，依托中國電力系統“海納百川”的多元化特征，為世界各國，特別是發展中國家，提供具有重要借鑒意義的中國方案。希望本報告的研究成果，能夠為全球各國電力脫碳的利益攸關者洞察零碳電力的政策走向、市場規律與技術趨勢，設計電力系統脫碳最佳路線圖，提供有價值的思路與可借鑒的方案，從而支撐全社會乃至全球更好地完成應對氣候變化行動目標。第一章

應對全球氣候變化與實現電力脫碳1.1

電力脫碳是全球應對氣候變化的切入點碳中和已成為全球主要經濟體的重要戰略目標，其核心是實現能源系統轉型應對日益加劇的氣候變化是各國共同關心的全球性問題，也是人類社會必須協力合作才能解決的挑戰。自工業化以來，與人類活動相關的溫室氣體排放已經將全球平均氣溫提高了超過1攝氏度。近年來，全球氣候變化引發的極端天氣事件（高溫熱浪、暴雨洪水、干旱等）頻發，強度也越發猛烈，直接影響到人們的生產生活和生命安全。海平面上升、海水升溫、冰川融化和海水酸化等變化，正深刻影響著陸地與海洋的生態系統和大氣環流。面對氣候變化這一共同的挑戰，自上世紀90年代開始，全球各國在政府間氣候變化專門委員會（IPCC）和聯合國氣候變化框架公約（UNFCCC）下開展了一系列合作，并達成了《京都議定書》《巴黎協定》等具有里程碑意義的合作文件。自《巴黎協定》簽署以來，碳中和逐漸成為全球各主要經濟體的重要目標。2015年，全球各國代表在巴黎氣候大會上通過《巴黎協定》，提出將本世紀全球氣溫升幅i限制在2℃以內，同時尋求將氣溫升幅進一步限制在1.5℃以內的措施。2018年，歐盟委員會提出了“建立繁榮、現代、有競爭力且氣候中和的歐盟經濟體長期戰略愿景”，提出到2050年實現氣候中和，成為首個提出碳中和目標的發達經濟體。2020年，中國作為全球最大的發展中經濟體，提出2060年前實現碳中和，成為全球氣候行動的重要支撐。包括美國（2050年）、印度（2070年）等在內的主要發達和發展中經濟體，也陸續提出各自的碳中和目標，支持全球共同的氣候行動。在人類活動中，能源活動是溫室氣體排放的最主要貢獻者，能源轉型是減緩全球氣候變化的首要議題。IPCC第六次評估報告1顯示，自工業化以來，全球溫室氣體（二氧化碳、甲烷等）排放幾乎都來自于化石燃料燃燒和土地利用變化。在過去十年，約86%的二氧化碳排放來自于化石燃料燃燒。能源活動在溫室氣體排放中的壓倒性占比，使得擺脫化石燃料依賴成為氣候變化行動的重中之重。第六次評估報告指出，降低溫室氣體排放需要能源全行業實現重大轉型。可喜的是，能源轉型正在如火如荼的快速推進，能效技術、可再生能源電力、電動汽車、氫能汽車、氫冶金等技術的發展與推廣為能源轉型提供了技術選項，全球非化石能源一次能源消費量從2010年的65

EJ增長到2020年的94

EJ,

在一次能源中占比達到約17%。2但能源轉型也同樣存在難點。歷史上，還沒有任何經濟體依托非化石能源實現工業化和現代化。作為全球最大的發展中經濟體，中國需要回答如何在經濟、社會高質量發展的情況下實現能源轉型這一極具挑戰性的問題，為實現經濟增長與能源消費和溫室氣體排放的脫鉤提供有代表性、經濟性和可行性的實施方案。能源系統轉型的關鍵是電力生產零碳化和終端用能電氣化電力行業二氧化碳排放占全球能源活動二氧化碳排放的約40%，它在能源系統轉型中占有舉足輕重的地位。同時，相比于工業（重化工業等）、交通（航運、航空、公路貨運等）、建筑（大規模供暖等）等行業，電力也是現有能源轉型解決方案規模化發展較為成熟的行業。電力行業在能源轉型中的角色可以用兩個要點來概括，即電力供給側的生產零碳化和電力消費側的終端電氣化。在中國，從碳達峰到碳中和，電力生產零碳化和終端用能電氣化將分別貢獻約31%和16%的二氧化碳減排量，是實現凈零碳排放的兩大重要策略。3i 指21世紀末相對前工業化時期的全球氣溫變化。先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

10電力行業在能源系統轉型中的首要任務是電力生產的零碳化，即通過大規模發展零碳排放的可再生能源發電技術，替代傳統的高碳排放的化石能源發電技術，從而最終實現電力供應的零碳化。未來30年，全球主要經濟體的零碳電源（風電、太陽能發電、水電等）裝機容量將普遍上升至80%以上，從而大幅降低電力系統的碳排放水平（圖表1.1）。圖表

1.12050年零碳電源裝機占比情景模擬數據來源：IEA

World

Energy

Outlook4,

Canada

Energy

Regulator5在電力碳排放下降的基礎上，大幅改變終端能源消費模式，實現用能電氣化則是能源轉型另一個重要的風向標。在工業、建筑、交通等領域，終端用能電氣化都是各自領域減排的關鍵手段。目前，全球終端能源電氣化率僅為19.6%6，主要經濟體的終端能源電氣化率普遍處于20%-25%的區間7。隨著未來終端用能電氣化的迅速提高，電力系統將承接更高比例的工業、建筑、交通等領域轉移的能源消費。到本世紀中葉，中國等主要經濟體的終端電氣化水平將上升到50%左右（圖表1.2）。結合屆時的高比例零碳化電力生產水平，整個能源系統的碳排放水平將因電力脫碳而發生根本性的變化。圖表

1.2終端能源電氣化率情景模擬數據來源：IPCC

AR6

Scenario

Database8，Enerdata9中國印度巴西美國歐盟加拿大60%30%10%0%中國巴西歐盟印度美國2020203020402050加拿大70%60%50%40%30%20%10%0%70%20%80%40% 50%90%100%先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

111.2

構建新型電力系統，實現電力系統脫碳新型電力系統支撐高比例可再生能源的生產、輸送與消納電力系統運行的核心任務是要安全可靠、經濟高效地滿足電力的供需平衡。過去一百多年發展起來的傳統電力系統，以化石能源作為主要一次能源，安全、經濟地支撐了社會經濟發展與生產生活。在全社會碳中和的目標下，電力系統需要以可再生能源作為主要一次能源，實現安全、經濟、綠色的電力供應。但電力的生產、輸送與消費構成了一個復雜的電力系統，實現零碳電力絕非是簡單的以可再生能源替代化石能源發電即可實現。可再生能源發電技術（特別是非水可再生能源）與化石能源發電技術截然不同，前者的供應表現出高度的波動性與不確定性，而后者則可以穩定供應和靈活調節。此外，可再生能源發電依靠大量的電力電子設備，將明顯改變以同步發電機為主體的傳統電力系統的系統元件的構成與系統的運行特性。例如，高比例的采用電力電子技術的發電設備將降低電力系統中同步發電機的占比，使得電力系統整體轉動慣量減少，這將影響電力系統運行的穩定性。因此，高比例可再生能源電源與高比例的電力電子設備的這種“雙高”特性，意味著與其相適應的電力系統理論、系統結構、運行模式與技術手段將發生革命性的改變，構建新型電力系統勢在必行。新型電力系統將以可再生能源等非化石能源作為主要一次能源，提供安全可靠、經濟高效、綠色低碳的電力供應。未來，新型電力系統將呈現模塊互聯、彈性互動、剛柔兼濟、和諧發展的形態：在供給側，集中式可再生能源、大容量儲能、氫能發電等的協調互動，將提供安全、穩定的綠色電力；在電網側，堅強而高效的特高壓與高壓電網，依托電力電子、規模化儲能、數智技術等前沿技術而堅韌智能地有效支撐綠色電力的安全與經濟的輸送；在需求側，分布式可再生能源與儲能、微電網、虛擬電廠，以及需求側響應的應用，將構建可觀、可控的模塊化綠色電力產消合一者。構建新型電力系統是全球各國都面臨的嶄新課題到目前為止，全球單位發電量碳排放強度仍處于高位的狀態。設立近中期電力系統目標，推動電力行業向低碳和零碳方向轉型，是各經濟體實現碳中和目標的重要一步（圖表1.3）。圖表

1.3部分經濟體碳中和以及電力系統目標經濟體碳中和目標年近中期電力系統目標發展濟中體經中國2060到2030年，風電、太陽能發電總裝機容量達到1,200GW以上印度2070到2030年，實現500GW非化石能源裝機巴西2050到2031年，可再生能源裝機占比約83%發達經濟體美國2050到2035年，實現電力系統零排放歐盟2050到2030年，可再生能源總裝機達到1,236

GW加拿大2050到2035年，實現電力系統零排放數據來源：中國國務院新聞辦公室10，The

EconomicTimes11,Ministério

de

Minase

Energia

doBrasil

12,

The

WhiteHouse13,

EuropeanCommission14,

Government

of

Canada15先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

12設立明確的零碳電力目標無疑是良好的開端，但選擇什么樣的路徑、采取什么樣的技術路線與行動方案以實現這些目標，目前尚無清晰的答案。全球的主要經濟體中，除個別水電資源特別豐富的國家如加拿大、巴西等外，多數國家的可再生能源發電量比例均在30%或更低的水平，其中非水可再生能源發電量的占比則更低（圖表1.4）。電力的生產、輸送及消費在很大程度上仍是沿襲傳統電力系統的運行模式。而要實現各國所設定的高比例可再生能源電力的目標，電力系統應如何構建，無疑對各國都是一個沒有先例、需要“摸著石頭過河”的探索。圖表

1.4G20成員國2021年可再生能源發電量占發電總量的比例可再生能源發電占比非水可再生能源發電占比巴西77.5%22.0%加拿大67.2%7.8%德國40.5%37.2%意大利39.9%24.9%英國39.3%37.7%土耳其35.5%18.8%澳大利亞28.9%22.9%中國28.7%13.5%阿根廷24.2%11.3%墨西哥22.2%11.8%法國22.1%11.5%日本20.4%12.8%美國20.0%14.2%印度19.4%10.0%俄羅斯19.0%0.5%印度尼西亞18.2%10.2%南非7.3%6.8%韓國7.2%6.7%沙特阿拉伯0.2%0.2%數據來源：Our

World

in

Data

16以美國為例，美國在《中美關于在21世紀20年代強化氣候行動的格拉斯哥聯合宣言》宣布了2035年實現零碳電力這一非常雄心勃勃的目標，比美國政府之前宣布的2050年零碳電力目標提前了15年。但主流媒體、研究機構、行業組織普遍質疑這一目標的可能性和可行性，相當一部分觀點認為白宮公布的信息缺乏具體的落實計劃，所設立的零碳目標在現有的政策與電力系統的現狀條件下難以實現。例如，在系統靈活性方面，在2035實現零碳電力的目標下，太陽能加風電的發電量需要在短短15年間從10%提升至74%，如此高比例的間歇性可再生能源發電勢必形成對現有電網運行與調度靈活性的巨大挑戰。同時，與中國類似，美國可再生能源電源與負荷中心的地理分布同樣需要大規模、長距離輸送可再生能源，這亟需對現有的輸電系統進行現代化升級改造，預期將累計花費超過一萬億美元17。但是，如何保障有足夠資金實現電網現代化，又如何在缺乏儲能等系統靈活性資源量化發展目標的情況下解決電網的靈活性要求，許多疑問都缺乏明確可行的解決方案。先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

13先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

14雖然一些國家已經實現了接近100%的可再生能源電力供應，但其經驗對主要經濟體電力轉型的指導作用有限。目前，包括阿爾巴尼亞、冰島、巴拉圭、哥斯達黎加、塔吉克斯坦、挪威、烏拉圭等十余個國家和地區已經實現可再生能源在電力中占比超過90%，甚至達到100%。但是，這些國家的電力系統中水電的占比極高，因此難以被定義為新型電力系統：在這些國家中，水電占比最低的國家也達到了六成，阿爾巴尼亞、巴拉圭、塔吉克斯坦、挪威等國占比甚至達到或接近100%。同時，一些得天獨厚的資源條件也是這些國家實現零碳的主要支撐：由于優越的地熱資源，冰島和哥斯達黎加的電力供應體系中地熱發電占比10%-30%，與水電互為有效補充，支撐零碳電力系統運行。這些零碳電力系統的建設與運行實踐與經驗固然有利于電力和能源系統轉型，但對于應對高比例可再生能源接入和新型電力系統構建的挑戰，仍缺乏普遍的借鑒意義。國際實踐與爭論給我們的有益提示是，如何在電力系統的轉型進程中遵循電力運行和市場規律，順應低碳技術發展趨勢，推動形成適合各國資源稟賦和社會經濟發展需求、具備高比例新能源消納能力的新型電力系統，將是全球各國共同面臨的課題。中國的探索與實踐將提供具有普遍借鑒意義的方案全球各國的電力系統的運行都遵循同樣的物理規律，擔負著為社會經濟發展與人民生活提供安全可靠、經濟高效、綠色低碳的電力供應這一共同的核心的任務。但是，每個電力系統因其電源的類型與組合比例、電網的結構與互聯方式、負荷的構成與特性及運行調度與控制方式和技術的差異而各有其自身的特點。中國的國情使得中國的電力系統“海納百川”，包含了全球許多國家電力系統具備的不同的特點。中國廣闊的地域與經濟的蓬勃發展使得其不同地區的電力系統呈多元化的特征：在電源側，從西北部的大型風電、光伏、光熱基地，到西南部的大型水電站，再到東部海域的海上風電場，以及部分農村地區的生物質發電，中國的可再生能源發電資源品種豐富多樣；在電網側，由于電源與負荷中心的地理逆向分布，中國的電網呈現出多種形式（交直流）的系統互聯以支撐電力長距離輸送的形態；在需求側，高比例的工業負荷、快速的城鎮化及分布式能源的整片開發，使得需求側體現出多種不同的電力消費與生產模式。因此，中國構建新型電力系統的探索與實踐，特別是在可再生能源的可持續開發、長距離輸送與消納、高比例煤電順利轉型、大規模互聯電網的智能化演進、需求側彈性參與電力平衡等領域給出的中國方案，將對世界各國具有非常重要的借鑒意義。第二章

構建中國特色新型電力系統

–

特征與難題在探討中國特色新型電力系統理念與特征之前，需要清晰地了解與認識中國電力系統的現狀。中國電力系統具備以下四個主要的特征。一是持續增長的用電需求：預期到2030年，電力需求約達到11萬億千瓦時，年均增長率約4%（圖表2.1）。二是“富煤，貧油，少氣”的能源資源稟賦和以煤電為主的發電資源：2020年煤電發電量占全部發電量比例約為60%。三是逆向分布的電源與電力負荷：以“胡煥庸”線ii為界，中國的煤電、水電、風電與太陽能發電資源主要集中在西北部地區，而負荷中心則集中在東南部沿海地區（圖表2.2-2.3），東南部地區占全國用電量的85%以上，人口占94%以上，GDP占95%以上。四是任重道遠的電力市場化改革進程：過去二十年中國的電力行業在市場化方向上進行了許多有益的嘗試，積累了大量寶貴的經驗，也取得了顯著的成果，但同時也還面臨許多的困難和挑戰，集中體現在“體系不完整、功能不完善、交易規則不統一、跨省跨區交易存在市場壁壘等問題”。同時，與發達國家所經歷的先完成電力市場化改革、后進入電力脫碳進程不同，中國將需要同步地推進電力市場化改革與電力脫碳進程。圖表

2.1中國電力需求增長預測圖表

2.2

中國內地電力需求地理分布數據來源：國家統計局，落基山研究所18數據來源：中國電力企業聯合會19，落基山研究所ii 胡煥庸線是中國經濟地理重要分界線，是北起黑龍江黑河，南至云南騰沖的地理連線。2000201020202030

(預計）復合年均增長率4%11,0006%7,52112%4,1931,347先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

15圖表

2.3中國風能、太陽能發電資源地理分布資料來源：中國氣象局風能太陽能中心20先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

16先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

17實現“雙碳”目標，電力的零碳化是必然選擇。《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》提出到2060年，非化石能源在能源消費中的占比至少達到80%。考慮到電力脫碳在全社會低碳發展中的角色，電力消費中非化石能源占比可能更高。到2060年，可再生能源，特別是非水可再生能源，將是電力系統電源的主力軍。但可再生能源發電的大規模發展將給電力系統增添一個新的“特色”，即非水可再生能源輸出的波動與不確定性給電力系統的實時調度帶來額外挑戰。此外，以風電與太陽能發電為代表的綠色電力供應曲線與電力需求曲線在日內乃至季節之間的變化上往往失配，這意味著“要時沒電、不要時太多”場景的出現，將在多個時間尺度上給電力系統的核心任務，即保障安全可靠的電力與電量平衡，提出重大的難題。因此，電力系統需從當前主要以化石能源為一次能源的電力系統，向適應大規模高比例可再生能源的新型電力系統方向演進。2.1

新型電力系統理念的詮釋盡管電力相關領域的專家和機構對新型電力系統理念展開了諸多討論與實踐，但在詮釋理念和判斷電力系統發展態勢方面，尚沒有形成全行業共識。我們認為，新型電力系統至少應具備下述四個基本特征。綠色電力將高比例、均衡發展可再生能源需要大規模開發。與大多數發達國家的電力需求增長緩慢甚至持平不同，中國在未來的幾十年中必須新增足夠的發電能力以跟上電力需求增長的速度。這意味著中國需要比發達國家更大規模地開發可再生能源，一方面滿足未來的需求增長，另一方面取代大部分由煤電組成的現有發電能力。新型電力系統不僅僅是指高比例可再生能源的開發與消納，更重要的是保障可再生能源的均衡與可持續的發展，而均衡發展有多個維度的體現，一是集中式發電與分布式發電的均衡發展，如平衡大型集中式光伏基地建設與分布式光伏整縣開發，二是電源資源集中地區與負荷集中地區的可再生能源均衡發展，如西部地區陸上風電的開發與靠近沿海負荷中心的海上風電的開發，三是在不同類型的零碳能源（風電、光伏、光熱、水電、核電、生物質、海洋能等）資源之間的平衡發展，如波動性輸出的風電、光伏的開發與穩定的、可調節輸出的光熱、水電的開發。靈活的電力平衡將源于大規模儲能目前，電力尚不能大規模存儲，而電力需求隨時隨地變化，導致電力的生產必須能夠靈活地隨需求的變化即產即消，以保證電力供需的實時平衡。可再生能源大規模開發對電力系統靈活平衡電力供需的能力提出更高要求。傳統上電力系統的靈活性需求來自于依靠火電等可調節電源來實時平衡負荷的變化，而非水可再生能源則因其輸出具有強烈的波動、間歇與不確定性使其成為輸出不穩定的電源。新型電力系統需實現電能的大規模存儲。這將有效地平衡負荷與可再生能源造成的雙重波動性與不確定性，電力無需為實時供需平衡而即產即消，從而大大降低了電力生產與輸送的成本與風險。“儲能+”技術將在供給側保障可再生能源提供可控、穩定輸出的綠色電力，在電網側大幅提升電力系統在多時間尺度下的靈活調節能力，在需求側則賦能用戶的需求彈性。先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

18數智技術將助力電網的智能演進中國的可再生能源和負荷中心在地理位置上的逆向分布，意味著需要更長的輸電線路，更大容量、更靈活可靠的輸電技術，以及在更大范圍（跨省、區域）內調度電網資源的能力來實現可再生能源的大規模輸送與消納。此外，分布式可再生能源的整片開發與大規模接入配電網，將使得傳統的電力從電網單向流動至負荷的簡單形態，變成網荷之間電力雙向流動的復雜運行模式。數字化與人工智能技術的創新，將賦予電網剛柔兼濟的特性與靈活調度能力來實現可再生能源的大規模消納與輸送。新型電力系統的運行與調度模式將從傳統上被動的監測、調整與人工應對，演變為主動的預測、預警與自適應修復。在正常運行時能精準預測可再生能源的波動與不確定性，動態地最優配置資源并充分發揮網絡的能力，而在電網面臨風險、事故及極端災害時能先知先覺，提前預警、決策、行動，防患于未然。需求側將彈性地參與供需平衡長期以來，傳統電力系統的電力需求有著兩大特點：其一，缺乏對用戶電力消費按實時電力價格的收費結算，造成用戶不知何時“柴米”最貴；其二，用戶無需事先簽約即可消費電力，導致實時電力消費時用戶“愛用多少就用多少”。因此，在電力需求無彈性，或需求彈性無法反饋到供給側的時候，如果供應稀缺，電力生產的邊際成本會疾速攀升，甚至導致供需無法平衡。新型電力系統將賦能需求側，使其具備彈性，主動地參與電力的供需平衡過程。而需求的彈性特性包含了兩層含義：首先，需求側具備為響應供給與輸送條件變化而自動調整負荷的能力；其次，需求側將從單一的電力消費模式，向既需要消費電力又同時生產電力，特別是生產可再生能源電力的產消合一（Prosumer）模式轉化。2.2

構建新型電力系統亟需攻克的四大難題構建適合中國國情的新型電力系統無法一蹴而就，而將是一個充滿挑戰、歷經不斷探索、破解各種難題的過程。我們認為，在眾多難題中要抓住主要矛盾，亟需攻克四個主要難題。如何確保可再生能源的可持續發展？盡管可再生能源生產的邊際成本低，但投資成本高，需要長期穩定、可預期的的收益保障，而目前新增可再生能源開發項目的上網電價形成機制將帶來投資成本回收的不確定性，影響開發者的決策與意愿。鑒于中國可再生能源與負荷中心在地理上逆向分布的特征，大規模長距離輸送具有強波動性與不確定性的可再生能源電力，還將導致激增的輸電系統成本及對電網安全穩定運行的壓力。如何化解煤電占比減少與系統靈活性需求日益增加的矛盾？當可再生能源實現高比例，成為主力電源時，電力系統必須實時平衡負荷和可再生能源造成的供需雙重波動性與不確定性，這意味著對靈活性資源的需求大幅增加。而在缺乏氣電做為提供靈活性的過渡手段的情況下，煤電做為目前中國電力系統的主要安全支撐與靈活性資源，其占比卻需要逐步減少。如何提升電網大規模消納可再生能源的能力？消納可再生能源需要靈活配置電源與輸電通道資源，而目前電網的調度主要是以省為實體進行電力平衡，同時，缺乏市場價格信號的調度方式無法在更大范圍內基于電力生產與輸送的邊際成本實時配置資源。在必須實時平衡負荷與可再生能源造成的雙重波動性與不確定性的場景下，傳統電力系統以應對、調整事件發生后系統狀態為導向的調度方式難以適應電網規模的不斷擴大與互聯、系統監測采集信息海量增長、高比例電力電子設備條件下系統運行與調度的模式日趨復雜的新形勢。如何賦能需求側彈性以實現安全可靠、經濟高效、綠色低碳的電力平衡？當供應稀缺時，若負荷缺乏彈性，電力生產的邊際成本將疾速攀升，電力供需甚至可能無法平衡。同時，電力系統負荷高峰時段往往需要高碳排放電源的出力來承擔峰值負荷，這將潛在地影響煤電發展路徑。長期以來，由于缺乏對電力供應成本的實時感知，需求側尚缺少為響應電力生產與輸送條件的變化而自動調整其需求的能力。先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

19具有中國特色的新型電力系統將具備綠色電力高比例且均衡發展、電能大規模存儲、電網智能化、需求富有彈性這四個鮮明的特征，而構建新型電力系統將面臨保障可再生能源可持續發展、化解煤電占比減少與滿足系統靈活性需求的矛盾、提升電網大規模消納能力和賦能需求側彈性參與電力平衡這四個主要的挑戰。如何先立后破，探索適合中國國情的新型電力系統實施路徑，破解構建新型電力系統的難題，將是政府、電網公司、發電企業、能源用戶等所有利益攸關方的共同關切之處和攜手努力的方向。第三章

破解構建新型電力系統難題的八項建言有針對性地協調利用政策、市場、技術等多方面工具，是攻克構建新型電力系統四大難題的必然選擇。在本章中，我們綜合了電源側、電網側、用戶側各參與者的差異化視角與訴求，以問題為導向，以解決方案為目標，有針對性地提出了以下八項核心建言。我們將在本章中分八個小節對以下各建言進行詳細地分析和闡述。圖表

3.0.1

新型電力系統的四大難題與八大建言主要難題核心建言如何確保可再生能源的可持續發展？長周期性交易機制是促進可再生能源投資的重要抓手就近開發與“西電東送”相輔相成是可持續發展的最佳模式如求何日化益解增煤加電的占矛比盾減？少與系統靈活性需有的放矢，因地制宜的輔助服務市場設計是充分利用靈活性資源的最有效手段氫能是具有綜合優勢的系統靈活性技術選擇如的何能提力升？電網大規模消納可再生能源擴大電力平衡區域與區域市場化調度應是電網優化資源以消納可再生能源的范式數智技術的廣泛應用才能大幅增強電網應對供需劇烈變化的能力如經何濟賦高能效、需綠求色側低彈碳性的以電實力現平安衡全？可靠、模塊化的可觀可控是需求側彈性化的理想技術形態全方位成為市場主體是需求側能彈性地參與電力平衡的前提先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

203.1

長周期性交易機制是促進可再生能源投資的重要抓手新型電力系統中，可再生電源需實現市場化發展2010年代，全球可再生能源發電蓬勃發展，電源裝機容量連年保持高速增長，設備成本持續快速下降。可再生能源發展的背后，離不開的是政策和補貼的強力支持。在2010年代，中國為新能源電源發展提供了上網電價補貼政策，目前對這些既有補貼項目的財政補貼規模約為每年2,600億元（圖表3.1.1）。圖表

3.1.1 中國可再生能源補貼規模（既有補貼項目）iii數據來源：BloombergNEF在風電和光伏發電成本下降的大趨勢下，全球范圍內新能源發電裝機增長的驅動力正從財政補貼轉向市場驅動。數據顯示，新能源發電補貼正快速下降，能源方面的財政補貼正逐漸轉向交通、工業等難減排領域（圖表3.1.2）。在中國，2021年起，新建集中式光伏和陸上風電項目不再享受各級政府財政補貼；2022年起，新建海上風電、光熱發電項目不再享受國家層面財政補貼。伴隨著補貼退出，新能源市場化發展是政策的引導方向。2022年1月發布的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》中提出，到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統要求，新能源全面參與市場交易。iii 估計值不考慮電網公司發行債券融資的情形。風電光伏生物質發電年度可再生能源補貼需求(億元，名義值)3，0002，2501，50075002012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

2034

2036

2038

2040

2042先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

21圖表

3.1.2 能源領域財政補貼在REmap情景下的變化數據來源：國際可再生能源署（IRENA）21傳統電力市場經濟學理論與實踐的局限自上世紀八九十年代歐美部分地區開展電力市場化改革以來，電力市場設計與實踐長期服務于以可調度火力發電機組為主的電力系統，主要支撐邊際運行成本高的煤電、氣電等機組的投資與運行。但由于新能源電源投資和運行特性的改變，當前廣泛應用于歐美電力市場的價格形成方式，可能無法支持新能源快速發展和高比例新能源電網的運行。目前電力市場普遍以“優先次序”（Merit

Order）作為競價上網的基本規則，各發電機組按照邊際成本進行報價，所有機組按價格由低到高排序，價低者優先出清，邊際機組的報價即為所有出清機組共同的出清價格。新能源的快速發展帶來了“優先次序效應”（Merit

Order

Effect），即由于新能源邊際成本趨近于零，其大規模發展將顯著拉低出清邊際價格（圖表3.1.3）。由于各交易時段出清價格的下降，電力批發市場的平均價格也會相應走低。歷史數據表明，隨著新能源占比在2010年代提升，英國、德國、丹麥等歐洲國家的平均電力批發價格下降了13%-36%（圖表3.1.4），新能源接入水平提升是價格下降的部分原因。圖表

3.1.3

邊際成本出清示意圖資料來源：落基山研究所01,0006,000 7,0008,000邊際成本發電容量出清價格降低零邊際裝機增加2,000核能3,000化石能源補貼減少4,000 5,000億美元（2018

不變價）新能源 建筑 交通 工業9,0002017

2104,4701,2803801,650530240

5901,3703,4103,9002030

2701,3902050

2101,6001,160280

原有邊際成本曲線零邊際裝機增加后的邊際成本曲線先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

22需求曲線圖表

3.1.4

波動性可再生能源發電量占比和批發電力價格數據來源：Energy

Transitions

Commission22與邊際運行成本高的火電機組相比，新能源等投資成本高、運行成本低的電源對穩定且足量的電價具有更強的偏好。而市場出清電價顯著下降的趨勢意味著新能源電源對投資者的吸引力下降，即既有電力市場規則下新能源發展速度潛在地受制于自身的普及程度。國際風能協會的研究顯示，在現有市場模式下，2030年全球風電市場化發展規模僅為碳中和情景下風電裝機需求的約2/3，不能支持全球氣候目標的實現。無論是已經有成熟電力市場運行的區域（如歐洲各國、北美部分地區、澳大利亞等），還是電力市場正在持續建設的地區（如中國、日本等），針對新型電力系統高比例新能源電源的發展需求，優化傳統電力市場理論與實踐，構建適應于“投資成本高、邊際成本低”特點的新能源電源大比例接入的電力市場機制，是全球電力系統轉型需要共同探索的課題。利規模用發拍賣展或提競供爭更強的機制確形成定性長期合同，對沖短期電力市場價格波動風險，為可再生能源在新能源電源“投資成本高、邊際成本低”的成本特點下，新能源電源發電量能否在長周期內持續、穩定地獲得合理水平的收入，會顯著影響新能源電源的開發決策。特別是對于非央國企的投資者而言，由于其承受市場和收入不確定性的能力更低，如果市場模式下的長期收入水平可以更具確定性，這部分投資者的意愿將被更好的激活和利用，助力新型電力系統的構建。我們認為，在政府預設的年度裝機目標下，開發商通過拍賣或競價機制確定開發權屬和成交價格，并形成長期電力合同，是確保新型電力系統中可再生能源平穩發展的支柱。雖然政府層面的財政補貼不再是集中式光伏和陸上風電發展的源動力，但市場條件下，政府在可再生能源發展中的引導作用仍不可或缺。在政府裝機目標缺位的情況下，現行投資環境下的投資量可能遠遠無法滿足新型電力系統建設和氣候目標實現的需要。全球風能理事會的分析顯示，在現有環境下，2020年代全球風電投資量僅達到1.5度溫升控制情景下本時段內實際投資需求量的1/4（圖表3.1.5）。而政府主導的年度裝機目標，可以有效確保各類可再生能源電源的發展速率與新型電力系統的需求相一致。先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

23圖表

3.1.5

全球風電裝機預期數據來源：全球風能理事會（GWEC）23依托拍賣或競價方式，形成長期電力合同，是為可再生能源發展提供確定性的核心。事實上，長期電力合約一直在可再生能源發展中扮演著重要的角色，在2010年代采用的新能源電價補貼政策（光伏、風電標桿上網電價）就是長期電力合同的一種形式：光伏和風電項目可以獲得20年或相當于20年（按電量核算）的電價補貼，以確保項目成本回收和合理收益。設計長期電力合同的目的是對沖短時電力市場波動，為可再生能源投資方提供具有確定性的收益預期。市場化趨勢下，長期電力合同的形成方式應當變得更加靈活。在上網電價補貼時代，長期電價的形成模式是固定的，即所有項目獲得同等條件的長期合約；而在市場化時代，長期電價的形成應當更加靈活，它一方面體現在價格的靈活性，即通過拍賣或競價來靈活地確定不同項目的收入水平，另一方面體現在時間維度的靈活性，即細化價格設計，對不同季節、日內不同時段的長期價格進行差異化競爭，反映不同時段電力的價值，從而支撐可再生電源裝機多元化發展，為海上風電、光熱發電等可以在枯水季、夜間時段出力的電源提供市場化發展的可能。（圖表3.1.6）需要特別注意的是，長期電力合同在設計時需與短期電力合同做好銜接，避免價格異常和市場扭曲。針對新能源出力與預測的特點，市場設計者應有針對性地調整和優化合同考核機制，更靈活地銜接長期合同與短期運行，從而助力新能源電源更有效地參與市場。新增全球裝機（GW）新增風電裝機（左軸）基于當前增長率的預測新增風電裝機（左軸）全球1.5℃溫升情景下年度裝機差距（左軸）全球1.5℃溫升情景下累計裝機需求（右軸）累計全球裝機（GW）先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

24圖表

3.1.6

長期電力合同及其靈活性資料來源：落基山研究所盡碳快中和推實出踐并的不意斷愿優化省間綠電直購模式，明晰環境外部性權屬與認證，發揮用戶參與隨著新能源成本的下降和全社會綠色消費理念的提升，越來越多的終端用戶認識并肯定綠色電力iv的氣候與環境價值，并有意愿參與到新能源的發展與消納中。2015年以來，以雙邊長期購電協議（PPA）為代表的綠色電力長周期直接交易方式，已逐漸發展成為國際上用戶側綠色意愿轉化的重要途徑。中國在2021年9月進行了首次全國范圍內的綠色電力直接交易，總成交量近80億千瓦時，支持了綠色電力附溢價消納，也為終端用戶提供了用電零碳化的選擇。2022年，北京電力交易中心和廣州電力交易中心分別發布了綠色電力交易實施細則或交易規則對綠電交易的參與方式、環境權益劃轉、定價等做出了指導，進一步明晰了綠電交易的流程。今年以來，國網和南網地區的交易量較去年9月試點實現成倍增長，環境溢價平均水平也有所上升。目前，絕大多數省份都已有實際綠電交易落地，其中部分省份還發布了省內的交易規則，并開展月度常態化交易。從綠色電力直接交易的現行實踐看，絕大部分交易是供用電雙方形成的年以內尺度交易合約，這一交易模式面向的是綠色電力在年以內尺度的供需平衡，著重于綠色電力高質量消納而非綠色電力裝機的擴增。從新型電力系統構建的實際需要來看，充分發揮用戶側的綠色意愿是必要的，而延長綠色電力直接交易的時間尺度，利用包括雙邊PPA在內的更長時間尺度的綠色電力直接交易形式，將為新型電力系統下可再生能源發展注入新的動力（圖表3.1.7）。iv 本文中的綠色電力一般指風電和太陽能發電。(

或相當于20年的等效電量

)長期 固定的上網電價補貼，補貼年限為20年電力合同的靈活性增強借助拍賣和競價手段，分配項目的開發權屬和成交價格，簽訂有約束力的長期（

如為期20年）電力合同。細化拍賣和競價模式，分季節、日內時段等時間維度，形成差異化的長期電力成交價，簽約有約束力的長期電力合同。先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

25資料來源：落基山研究所在此基礎之上，由于可再生資源與用電負荷的空間異質性，著力優化省間、區域等更大地理尺度的綠色電力直接交易，是新型電力系統下綠色電力直接交易設計的另一個關鍵。在當前的綠色電力直接交易實踐中，省級電網公司仍扮演著綠色溢價傳遞者的角色。面對新型電力系統下跨省跨區輸電需求和電力輸送中綠電占比雙增長的情況，簡化交易中間流程，適度引入輸電權交易等支持性工具，讓不同地區的發用電方更直接、更透明地達成綠色電力交易，將更好地轉化用戶參與新型電力系統構建和碳中和實踐的意愿。作為促進可再生能源投資的重要抓手，長周期性交易機制需要盡快、全面的落地實施，以確保在政府補貼退坡的環境下可再生能源的大規模、可持續發展。在“十四五”期間應切實推廣基于拍賣或競爭機制的長期（多年）電力合同，從而有效對沖短時電力市場波動，為可再生能源開發投資提供確定性與可預期性。同時，應大力推廣與優化綠電直接交易，特別是電力用戶與可再生能源企業之間的跨省多年綠電直接交易，通過建立和完善制度化、標準化的省間綠電直接交易機制，促進綠色電力高質量消納與綠色電力裝機擴增。預期到“十五五”末期，中國將成為全球第一大綠電交易市場v。v 參見3.2節。圖表

3.1.7

電力交易時間尺度與綠色電力發展現貨、月度、年度綠色電力直接交易長期綠色電力直接交易（如15-25年）支持綠色電源投資，促進綠色電力裝機規模增長支持綠色電力消納，提升綠色電力利用水平先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

263.2

就近開發與“西電東送”相輔相成是可持續發展的最佳模式從電力供應高可靠、低損耗的角度而言，電源開發應當盡量靠近負荷中心。但中國資源稟賦和電力系統的特點及歷史發展原因決定了難以完全依靠這一方式大規模發展零碳電力。一方面，全國水電、風電及太陽能資源主要集中于“胡煥庸線”以西地區，但該線以東地區的電力負荷占全國用電量的比例常年維持在85%左右；另一方面，在過去幾十年，中國已經建成全球規模最大的長距離輸電系統，充分利用既有資產、進一步提高利用率是資源優化利用的必要手段。在這樣的既成格局之下，確保中國零碳電力可持續發展的最佳模式應為可再生能源就近負荷中心開發與“西電東送”相輔相成、均衡發展，以期在二者之間綜合平衡，特別是應重點關注下述三個方向上的相關扶持政策、市場化激勵機制及技術創新方案的推廣與落實。通過市場化機制提升“西電東送”能力通過建立跨省現貨市場、優化跨省輸電價格等市場機制，有望大幅提高現有西電東送通道利用率，減少并延緩大規模增加電網西電東送能力的成本。鑒于西部可再生能源資源最為豐富這一國情，可以預期目前的可再生能源西電東送的開發模式還將繼續，而相應所需的新增輸電通道容量將持續增加。如圖表3.2.1所示，“十四五”期間，國家電網規劃建設特高壓工程“24交14直”，共計38條特高壓線路，涉及線路3萬余公里，變電換流容量3.4億伏安，總投資3,800億元。圖表

3.2.1 2025年特高壓骨干網架示意圖資料來源：全球能源互聯網發展合作組織24先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

27海上風電擁有利用小時高、輸出比較穩定、用地資源少并且靠近負荷中心的優勢，在配套儲能與柔性直流后，還將提供穩定、可靈活調節的綠色電力解決方案。因此，有必要繼續采取補貼和疏導輸送線路投資成本等政府激勵性措施，以加快其規模化發展。海上風電是中國理想的可就近負荷中心大規模集中開發的可再生能源，全社會用電量排名前四的省份（廣東、江蘇、山東、浙江）的近海及遠海區域的風力資源豐富。圖表3.2.2顯示了近海風能資源分布，其中福建、浙江南部、廣東和廣西近海風能資源豐富，自福建向北近海風能資源逐漸減小，渤海灣的風能資源又有所加強。如圖表3.2.3所示，大部分沿海省份都制定了中遠期省級海上風電裝機規劃目標。按規劃目標，2030年全國海上風電累計裝機量有望在2021年的基礎上增加大約5倍。基于2021年5月南方電網數字電網推動構建新型電力系統專家研討會總結本文的區域市場，泛指省級市場以上的電力市場，不特指大區的（如東北、西北等）概念。郵票法指在一定區域內，輸配電價格按照電量計費，不考慮節點位置和輸配電距離。先立后破

邁向零碳電力——探索適合中國國情的新型電力系統實現路徑

/

28資料來源：國家發展和改革委員會能源研究所26除了合理規劃新的特高壓與高壓輸電線路滿足西部可再生能源的大規模開發的需求，還需要重點關注的是存量輸送能力的利用率提升問題。提升西電東送能力的重點應是首先提高現有輸電系統的利用率，在此基礎上再根據實際需求合理規劃建設新的輸電通道。根據全球能源互聯網發展合作組織、國家能源局披露的信息，在當前省間交易模式下，部分特高壓輸電工程的利用率較低：如酒泉—湖南特高壓通道、晉北—江蘇特高壓通道，它們的實際最大輸電功率均未超過線路容量的60%25。電力行業的專家也指出，多年來中國的電力系統的可靠性水平有了長足進步，但確實存在某種程度的線路低載運行的現象，即系統可靠但代價是犧牲了經濟性vi。為了提升輸電系統利用率，可從兩個方面入手促進電力跨區域流動、提升可再生能源消納水平。一是盡快建立區域電力現貨市場vii，以充分利用電網實時運行時輸電通道的富余容量，這方面美國西部區域電力平衡市場（Western

Energy

Imbalance

Market，

WEIM）是一個很好的借鑒。WEIM利用實時市場調度每5分鐘調度一次資源，以重新平衡即將到來的5分鐘區間和隨后幾個區間的供需。這種前瞻性的調度范圍對于確保平穩地跟蹤負荷和可再生能源的輸出變化非常重要。二是緩解輸電價格在可再生能源跨省消納時的壁壘效應，在近期可采用靈活向下調整輸電價格，在現貨交易中采用減征富余輸電通道費用的方式。在遠期，可選擇擴大“郵票法”viii體系下輸配電費統一核算的地理邊界或調整為按阻塞租金確定輸電收益的方式。完發海善上激風勵電機制以優先就近集中開 圖表

3.2.2 中國近海

5

～

20

米水深的海域、100

米高度年平均風功率密度分布圖表

3.2.3

省級海上風電累計裝機目標2021年海風裝機(GW)2025年目標(GW)2030年目標(GW)廣西07.5-江蘇11.831428廣東6.51830浙江2.257.93福建3.141050山東0.6512海南0311數據來源：落基山研究所，水電水利規劃設計總院（Netherlands

Ministry

of

Foreign

Affairs轉引）27海上風電提速發展的首要障礙在于成本,而未來海上風電的大規模開發需要從降低平準化度電成本以及輸配送出成本合理疏導兩方面入手。研究顯示，到2030年之前海上風電的平準化度電成本（LCOE）仍顯著高于煤電以及陸上風電，需要完善與補充差異化、精細化的政策扶持，尤其是對深海風電項目需要繼續提供補貼支持及舒緩投