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

• 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。