深度报告|电力增长零碳化（2020–2030）：中国实现碳中和的必经之路-第4页-北极星火力发电网

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• 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。