北大能源研究院：新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的內(nèi)涵與展望

北京大學(xué)能源研究院氣候變化與能源轉(zhuǎn)型項目電力系統(tǒng)的內(nèi)涵與展望北京大學(xué)能源研究院2022年7月系列報告氣候變化與能源轉(zhuǎn)型項目北京大學(xué)能源研究院于2021年3月啟動了氣候變化與能源現(xiàn)2030年前碳達(dá)峰和2060年前碳中和的目標(biāo)。該項目通北大能源研究院氣候變化與能源轉(zhuǎn)型項目系列報告新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的內(nèi)涵與展望報告編寫人員執(zhí)行摘要 1◎第一章構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的戰(zhàn)略意義 3 3 4◎第二章新型電力系統(tǒng)的定義、特征與展望 7(一)現(xiàn)有能源電力系統(tǒng)的主要特征 7(二)新型電力系統(tǒng)的主要特征 8(三)新型電力系統(tǒng)的遠(yuǎn)景展望 9(四)新型電力系統(tǒng)的發(fā)展路徑 (一)前瞻性技術(shù)突破 (二)經(jīng)濟(jì)性 (三)市場機(jī)制建設(shè) (四)安全可靠性 (五)供應(yīng)鏈安全 (一)加速推動煤電的優(yōu)化和退出 (三)充分發(fā)揮電力多元轉(zhuǎn)換(Power-to-X)的互補(bǔ)效應(yīng) (四)強(qiáng)化分布式能源與微電網(wǎng)的發(fā)展格局 (五)加強(qiáng)新一代發(fā)電與供熱技術(shù)的推廣應(yīng)用 (一)建立現(xiàn)代化的能源管理體系 (二)構(gòu)建高效運轉(zhuǎn)的電力批發(fā)市場 (三)構(gòu)建多樣化的電力零售市場 (四)高度重視科技研發(fā)與創(chuàng)新 (五)完善碳市場和可再生能源消納責(zé)任制 (六)大力推動公正轉(zhuǎn)型和加強(qiáng)宣傳教育 表2-1:新型電力系統(tǒng)下我國電力發(fā)展路徑 表3-1:全球風(fēng)光發(fā)電價格變化(2010-2020) 表3-2:我國“十三五”電力規(guī)劃完成情況 表3-3:2020年我國關(guān)鍵礦產(chǎn)資源情況 表4-1:2020年國網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域尖峰負(fù)荷特性指標(biāo) 圖2-1:我國電力行業(yè)碳排放展望 圖2-2:兩種電力需求增長情景下非化石能源發(fā)電量替代情況 圖3-1:不同儲能類型儲能容量對比 圖3-2:我國太陽能光熱累計裝機(jī)情況 圖3-3:目前我國不同制氫成本比較 圖3-4:我國CCUS項目分布 圖3-5:2021年中國不同電源平均度電成本 圖3-6:我國市場化交易電量的變化情況 圖3-7:2020年我國與其他國家電價比較 圖3-8:各發(fā)電資源礦產(chǎn)資源使用量對比 圖3-9:傳統(tǒng)汽車和電動汽車所需礦產(chǎn)資源量對比 圖4-1:我國煤電機(jī)組發(fā)展展望 圖4-2:Power-to-X的生產(chǎn)與利用方式 圖4-3:微電網(wǎng)的發(fā)展模式 圖4-4:甘肅省通渭縣“光伏+農(nóng)業(yè)”發(fā)展模式 的市場機(jī)制(有效市場)和科學(xué)健全的監(jiān)管體系(有為政府),與新一代數(shù)字信息技術(shù)在新型電力系統(tǒng)建成后，我國電能在終端用能的比重在70%以上，非化石能源發(fā)電量占總發(fā)電量的比重在95%以上，電力系統(tǒng)和能源系統(tǒng)之間的界線逐漸模糊，即我國電力系統(tǒng)趨近于能源系統(tǒng)。我國構(gòu)建新型電力系統(tǒng)分為兩個階段。第一階段到2035年，稱為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的1.0階段；第二階段為2036年到2060年，稱為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的2.0階段。在新型電力系統(tǒng)1.0階段，電力在我國能源系統(tǒng)中的地位得到持續(xù)加強(qiáng)，增量能源增長，光伏、光熱、陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電的總裝機(jī)到2025年和2035年分別達(dá)11.2億干瓦和26.8億干瓦，非化石能源發(fā)電量占總發(fā)電量的比重分別達(dá)43%和61%。與之對平臺期，緩慢下降到2035年的10.6億干瓦，其中約一半為利用小時數(shù)只有3000多小在新型電力系統(tǒng)2.0階段，以光伏、風(fēng)電為主的新能源開始大規(guī)模替代存量化石能緊急情況下的安全保供作用。到2060年，光伏、光熱、陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電的總裝機(jī)達(dá)56.3億千瓦，包括地?zé)?、氫電、海洋能等在?nèi)的新興清潔發(fā)電機(jī)組總量接近3億千瓦，非化石能源發(fā)電量占總發(fā)電量的比重達(dá)95%。屆時我國淘汰所有燃煤基荷機(jī)組和調(diào)在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的發(fā)展路徑下，我國電力行業(yè)二氧化碳排放于2025年左右達(dá)峰，峰值約45億噸，2025-2028年碳排放處于峰值平臺期，到2030年仍約42億噸。2030年之后，我國電力行業(yè)二氧化碳排放呈加速下降趨勢，若不考慮CCUS技術(shù)在電力行業(yè)的利用，到2035年我國電力行業(yè)碳排放約39億噸，到2050年約20億噸，到2060年約3億噸。若考慮CCUS(包括BECCS和直接空氣捕捉)技術(shù)在電力行業(yè)的利用，到2035年我國電力行業(yè)碳排放約35億噸，到2050年約7億噸，到2060年實現(xiàn)負(fù)排放。生品技術(shù)和新一代發(fā)電與供熱技術(shù)，以及促進(jìn)循環(huán)經(jīng)濟(jì)和“新能源+”的發(fā)展上。但兩第一章構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的戰(zhàn)第一章構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的戰(zhàn)我國是世界上最大的碳排放國，2020年二氧化碳排放總量超過110億噸'。2020年9月我國鄭重向國際社會承諾要在2030年前實現(xiàn)碳達(dá)峰，努力爭取在2060年前實的目標(biāo)(雙碳目標(biāo)),事關(guān)中華民族永續(xù)發(fā)展，關(guān)乎人類前途命運。當(dāng)前我國能源消費能源行業(yè)的碳排放約占我國碳排放總量的90%左右'。構(gòu)建以新能源為主體的新型電占比從2020年的45%提升至2035年的100%,助力全國在2045年前實現(xiàn)碳中和2。英國則有全世界最激進(jìn)的退煤政策，英國于2021年宣布將在2024年10月1日前1IEA.AnenergysectorroadmaptocarbonneutralityinChina[R].20212Ember.Globalelectricityreview2021[DB/OL].https///project/global-electricity-review-2021.關(guān)閉所有燃煤電廠，在2050年前實現(xiàn)碳中和3。我國作為世界上和大國擔(dān)當(dāng)，助力全球?qū)崿F(xiàn)《巴黎協(xié)定》溫升控制在2攝氏度乃至1.5攝氏度以內(nèi)的目加速建成能源強(qiáng)國2021年12月初召開的中央經(jīng)濟(jì)工作會議明確地提出“要深入推動能源革命，加快國在2035年前實現(xiàn)“美麗中國”目標(biāo)，到2050年成為人與自然和諧共生的現(xiàn)代化強(qiáng)3GovernmentofUK.EndtocoalpowerbroughtforwardtoOctober2024[EB/OL].,uk/government/news/end-to-coal-power-brought-forward-to-october-2024#:~text=From%201%20October%202024%20Great,(Wednesday%2030%20June%202021).(三)驅(qū)動我國經(jīng)濟(jì)社會高質(zhì)量發(fā)康社會的第一個百年目標(biāo)。2021年我國經(jīng)濟(jì)總量超過110萬億元，是世界第二大經(jīng)濟(jì)展電子計算機(jī)技術(shù)、航天技術(shù)、原子能技術(shù)等，引領(lǐng)了自20世紀(jì)四五十年代開始的第實可持續(xù)發(fā)展目標(biāo)我國電力行業(yè)人才還將通過“人文外交”,在官方和非官方場合與他國人民開展有第二章新型電力系統(tǒng)的定義、第二章新型電力系統(tǒng)的定義、特征與展望化石能源資源稟賦方面，煤炭是我國最豐富的化石能源，2020年我國煤炭探明儲量約1430萬噸，位居世界第四，僅次于美國、俄羅斯和澳大利亞。石油和天然氣探明儲量為35億噸和8.4萬億立方米，分別位居全球第十三和第六5。產(chǎn)消費結(jié)構(gòu)。2020年，我國煤炭、石油、天然氣實現(xiàn)產(chǎn)量39億噸、1.95億噸、1925economicsstatisticalreviewofworldenergy進(jìn)程加速，但化石能源仍占我國一次能源消費總量比重的80%以上。在電力系統(tǒng)中，我國仍呈現(xiàn)“一煤獨大”,煤電的發(fā)電量占總發(fā)電量的比重超過60%。(三)新型電力系統(tǒng)的遠(yuǎn)景展望在新型電力系統(tǒng)建成后，我國電能在終端用能的比重達(dá)到70%以上，非化石能源發(fā)電量占總發(fā)電量的比重達(dá)到95%以上，電力系統(tǒng)和能源系統(tǒng)之間的界線逐漸模糊，即我99在需求側(cè)，電力消費者成為電力“產(chǎn)銷者”,與供應(yīng)側(cè)實現(xiàn)新型電力系統(tǒng)建成后，我國電力行業(yè)軟實力大幅提升。我國電力系統(tǒng)有效形成了本報告根據(jù)發(fā)達(dá)國家人均用電量的達(dá)峰時間和達(dá)峰規(guī)模，結(jié)合新冠疫情對我國近中期電力需求的影響，預(yù)測了我國中長期的全社會用電量和最大負(fù)荷。在此基礎(chǔ)上，報告在結(jié)合各資源發(fā)展?jié)摿Α⒉煌l(fā)電機(jī)組組合、技術(shù)進(jìn)步、市場機(jī)制、商業(yè)模型發(fā)展等因素，利用綜合資源規(guī)劃模型提出了構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的發(fā)展路徑及其所需的投資成本。由于未來四十年經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展、技術(shù)創(chuàng)新水平、混合技術(shù)的使用和國際地緣政治存在相當(dāng)大的不確定性，報告給出發(fā)展路徑將僅作為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的一種簡單預(yù)測和參考。碳排放約束：的利用小時數(shù)；Et為t年的全社會用電量。電力平衡：為儲能類型s在t年的最大新增總裝機(jī)容量；RD,lim為需求響應(yīng)類型d的最大容量； (2)規(guī)劃結(jié)果一階段到2035年，稱為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的1.0階段，第二階段為2036年到2060在新型電力系統(tǒng)1.0階段，電力在我國能源系統(tǒng)中的地位得到持續(xù)加強(qiáng)，增量能源在新型電力系統(tǒng)1.0階段，我國新能源裝機(jī)快速增長，光伏上風(fēng)電的總裝機(jī)到2025年和2035年分別達(dá)11.2億干瓦和26.8億干瓦，非化石能源發(fā)電量占總發(fā)電量的比重分別達(dá)43%和61%。與之對應(yīng)的是煤電裝機(jī)的加速下降，2025年我國煤電裝機(jī)達(dá)到峰值11.7億干瓦，隨后進(jìn)入峰值平臺期，緩慢下降到2035年的10.6億干瓦，其中約一半為利用小時數(shù)只有3000多小時的調(diào)峰機(jī)組。我國終端用能電氣化率和需求響應(yīng)開發(fā)利用量得到規(guī)模化提升，需求響應(yīng)到2025年和2035年分別達(dá)到最大負(fù)荷的4%和7%。電氣化率到2025年和2035年分別達(dá)到在新型電力系統(tǒng)2.0階段，以光伏、風(fēng)電為主的新能源開始大規(guī)模替代存量化石能到2060年，光伏、光熱、陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電的總裝機(jī)達(dá)56.3億千瓦，包括地?zé)?、氫電、海洋能等在?nèi)的新興清潔發(fā)電機(jī)組總量約2.7億干瓦，非化石能源發(fā)電量占總發(fā)電量的比重達(dá)95%。屆時我國淘汰所有燃煤基荷機(jī)組和調(diào)峰機(jī)組，僅在東中部高負(fù)荷地區(qū)保留約2億千瓦的安全備用機(jī)組。我國氣電裝機(jī)在2050年左右達(dá)到峰值，約4.3億干瓦，隨后到2060年緩慢下降至3.7億千瓦。在新型電力系統(tǒng)2.0階段，以電化學(xué)儲能為主的短周期儲能技術(shù)和以氫儲能為主的中周長期儲能技術(shù)實現(xiàn)關(guān)鍵突破，發(fā)揮對電力系統(tǒng)削峰填谷的關(guān)鍵作用。到2060年，我國新型儲能裝機(jī)超過5億干瓦。微電網(wǎng)得到爆發(fā)式增長，在局部地區(qū)扮演關(guān)鍵的自平衡作用，到2060年的總規(guī)模超過2億干瓦。需求響應(yīng)得到進(jìn)一步開發(fā)利用，在2060年達(dá)到最大負(fù)荷的12%。我國還將引領(lǐng)全世界終端用能的電氣化進(jìn)程，電氣化率在2060年超過70%。表2-1:新型電力系統(tǒng)下我國電力發(fā)展路徑全社會用電量(億千瓦時)煤電裝機(jī)(億千瓦)(基荷+調(diào)峰+備用)氣電裝機(jī)(億千瓦)光伏裝機(jī)(億千瓦)光熱裝機(jī)(億千瓦)陸上風(fēng)電裝機(jī)(億千瓦)海上風(fēng)電裝機(jī)(億千瓦)常規(guī)水電裝機(jī)(億千瓦)抽水蓄能裝機(jī)(億千瓦)核電裝機(jī)(億千瓦)生物質(zhì)裝機(jī)(億千瓦)年份微電網(wǎng)裝機(jī)(億千瓦)其他裝機(jī)(億千瓦)新型儲能裝機(jī)(億千瓦)需求響應(yīng)(億千瓦)在新型電力系統(tǒng)的2.0階段，各種新型技術(shù)實現(xiàn)百花齊放、百家爭鳴。全國各地區(qū)例如，在西北與東北地區(qū)，集中式風(fēng)電與光伏、光熱、地?zé)?、煤?CCUS等將扮演主到2060年我國需累計投資超過90萬億元用于新型電力系統(tǒng)建設(shè)。在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的發(fā)展路徑下，我國電力行業(yè)二氧化碳排放于2025年左右達(dá)峰，峰值約45億噸，2025-2028年碳排放處于峰值平臺期，到2030年仍約42億噸。2030年之后，我2035年我國電力行業(yè)碳排放約39億噸，到2050年約20億噸，到2060年約3億噸。若考慮CCUS(包括BECCS和直接空氣捕捉)技術(shù)在電力行業(yè)的利用，到2035年我國電力行業(yè)碳排放約35億噸，到2050年約7億噸，到2060年實現(xiàn)負(fù)排放。圖2-1:我國電力行業(yè)碳排放展望報告還針對我國高低兩種情景的電力需求增速，非化石能源對我國增量電力消費的替代情況做了分析。在低情景下，我國電力需求在2025年、2035年、2050年和2060年分別為9.2萬億干瓦時、11.2億千瓦時、14.5億千瓦時和14.3億千瓦時。在高情景下，我國電力需求在2025年、2035年、2050年和2060年分別為9.7萬億干瓦時、13.7億千瓦時、16.8億千瓦時和16.0億千瓦時。在低情景下，根據(jù)報告提出的發(fā)展路徑，我國增量電力消費在2025年后便可實現(xiàn)全部由非化石能源替代；在高情景下，我國增量電力消費到2040年后才能實現(xiàn)全部由非化石能源替代。由此可見，我國未來電力需求增速變動情況將對我國的能源清潔轉(zhuǎn)型進(jìn)程產(chǎn)生重大影響。我國在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的過程中要時刻跟蹤電力需求變化的影響因素，動態(tài)調(diào)整和不斷完善相應(yīng)的頂層設(shè)計。低情景下年均用電需求增量高情景下年均用電需求增量非化石能源年均發(fā)電增量圖2-2:兩種電力需求增長情景下非化石能源發(fā)電量替代情況第三章構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的難第三章構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的難點與挑戰(zhàn)我國要如期實現(xiàn)雙碳目標(biāo)，能源行業(yè)約40%的累積減排量依賴于目前還處于原型或作用。在2.0階段，隨著新能源制造成本和消納成本的持續(xù)下降，以及市場機(jī)制建設(shè)的(1)新型儲能在新型儲能領(lǐng)域，目前我國電化學(xué)儲能(主要為鋰電池)占據(jù)絕對主導(dǎo)地位，占總裝機(jī)的比重在90%以上。其他儲能形式如物理儲能、電磁儲能和熱儲能仍未得到商業(yè)化目前市場應(yīng)用最廣泛的電化學(xué)儲能的度電成本仍高達(dá)0.6元/干瓦時以上，而規(guī)?；瘧?yīng)用需要其成本降至0.3-0,4元/干瓦時?。為了平抑新能源的波動性，保障電力系統(tǒng)點突破熱儲能和化學(xué)儲能。在熱儲能領(lǐng)域，2021年我國光熱裝機(jī)總量僅約54萬千瓦8,不足全球總裝機(jī)比重的8%,與我國光伏累計裝機(jī)連續(xù)7年位居全球首位的發(fā)展規(guī)模相比圖3-1:不同儲能類型儲能容量對比°(2)光熱光熱發(fā)電由于其自帶大規(guī)模、安全性高的儲能系統(tǒng)，不僅是清潔穩(wěn)定的電源，而20%,爬坡速度快，升降負(fù)荷速率可達(dá)每分鐘3%-6%額定功率，冷態(tài)啟動時間1小時左右、熱態(tài)啟動時間約25分鐘?。光熱還與常規(guī)火電機(jī)組同樣具備轉(zhuǎn)動慣量和無功功然而，目前我國光熱電站平均度電成本接近1元/千瓦時，在國家能源局2016年批復(fù)的首批20個太陽能熱發(fā)電示范項目中，截至2021年年底僅有7個項目并網(wǎng)發(fā)電?。圖3-2:我國太陽能光熱累計裝機(jī)情況(3)氫能我國目前雖已是全球最大的制氫國，2020年我國氫氣產(chǎn)量達(dá)2500萬噸，但氫氣制取方式仍是以化石能源為主、工業(yè)副產(chǎn)氫為輔?；茉粗茪涞谋戎馗哌_(dá)80%以上，而電較為成熟的堿性電解槽制氫的成本約2.5-4元/立方米，而煤制氫和天然氣制氫的成本僅在0.6-1.5元/立方米之間"。未來在新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的框架下，我國勢圖3-3:目前我國不同制氫成本比較僅約100千米，遠(yuǎn)低于美國的2500千米和歐洲的1500千米12。目前我國已投運或建設(shè)中的CCUS項目僅約40個，總碳捕集能力達(dá)300萬噸/年，約占全球在運和建設(shè)捕集能力總量的8%3。該技術(shù)總體來看在我國仍處于示范或商業(yè)化前期階段，目前碳捕集、壓縮液化和運輸?shù)某杀具_(dá)510-990元/噸4,遠(yuǎn)高于2021年全國碳市場平均碳價42.85元/噸的水平。捕集方面，我國只有約5%捕集的碳現(xiàn)階段具備技術(shù)和經(jīng)濟(jì)可持續(xù)性。我國當(dāng)前燃燒前捕集、燃燒后捕集、富氧燃燒捕集的成本分別在250-430元/噸、300-450元/噸和300-400元/噸之間'。在第一代碳捕集技術(shù)漸趨成熟的背景下，我國未來需重點突破能耗低、成本低的第二代捕集技術(shù)，如新型膜分離技術(shù)、新型吸收/吸附技術(shù)、增封存方面，我國陸地盆地和海上盆地理論封存容量分別在3250億噸和770億噸以存等，其成本約為60元/噸、50元/噸和300元/噸”。未來我國需持續(xù)尋找地質(zhì)條項目、化學(xué)利用技術(shù)(二氧化碳生產(chǎn)甲醇、有機(jī)碳酸酯、可降解聚合物等化學(xué)產(chǎn)品)、生物利用技術(shù)(二氧化碳生產(chǎn)食品、飼料、生物肥料和生物燃料),以及超臨界CO?發(fā)電技術(shù)等仍處于研究階段或示范階段，這些領(lǐng)域也是未來二氧化碳利用需要重點突破的領(lǐng)域。COCO,甲烷大規(guī)模重整-銅渣及除塵灰直接礦化利用煙氣CO二鋼鐵渣綜合利用實驗室項目國家能源集團(tuán)煤制油CCS項目新霍油田EOR項目準(zhǔn)東CO,忍水封存野外先導(dǎo)性試驗四華銀界電廠燃熵后CO,通集與封存全流程示范項目延長石油煤化工CO,崩集與據(jù)油示范項目中聯(lián)煤CO,驅(qū)煤層氣項目(柳林)長慶石油EOR項目na電石渣礦化利用CO中聯(lián)煤CO,驅(qū)煤層氣項目(柿莊)中電投重慶雙模電廠碳捕集示范項目-保狀銀建關(guān)鍵技術(shù)與萬種級工業(yè)試驗華中科技大學(xué)35MW面氧燃能技術(shù)研究與示范距油★成水層封存驅(qū)煤層氣累計封存/利用量捕集(包括化工利用)>100萬噸地漫采鈾<2萬噸北京巰璃河水泥密屬氣碳捕集項目華能天然氣電廠煙氣燃燒后肺集裝置華能高確店電廠捕集項目大慶油田EOR項目中石油吉林油田EOR項目CO,基生物降解塑料項目一華能長春熱電廠挑集項目透遼CO,地浸采鈾項目華能燥色煤電IGCC電廠碳捕集項目國電集團(tuán)天津北墻熱電廠碳輔集項目u中石化勝利油田EOR項目中石化齊魯石油化工EOR項目清潔能源動力系統(tǒng)IGCC電廠捕生項目中石化中原油田EOR項目中石化華東油田EOR項目華能石瀾口電廠捕集示范項目安徽海螺集國水泥窯煙氣CO,捕集純化示范項目300Nm'/h煙氣CO,化學(xué)吸收中試平臺中海油的水36-1氣田CO,分離項目蘋物海豐電廠味捕集式平臺-CO,加氫制甲醇t圖3-4:我國CCUS項目分布(5)生物質(zhì)與終端電氣化技術(shù)生物質(zhì)利用方面，在新型電力系統(tǒng)的框架下，利用生物質(zhì)合成的氣體燃料(如沼氣、甲烷等)、液體燃料(乙醇、氨等)、化工產(chǎn)品等將發(fā)揮重要的供電、供熱和儲能作用。然而目前我國72%的終端生物質(zhì)利用仍然是以傳統(tǒng)生物質(zhì)的形式1,這不僅造成了嚴(yán)重工業(yè)生產(chǎn)等領(lǐng)域的廣泛應(yīng)用，要重點突破超高溫高壓生物質(zhì)鍋爐、費托合成等生物質(zhì)能此外，由于新型電力系統(tǒng)要大幅度提高我國終端用能電氣化率，相關(guān)電氣化設(shè)備和技術(shù)的發(fā)展將格外重要。在工業(yè)生產(chǎn)領(lǐng)域要加大電鍋爐、電窯爐、電動力等的應(yīng)用與推廣。以鋼鐵行業(yè)為例，我國當(dāng)前年粗鋼產(chǎn)量超過10億噸，占全球的比重超56%,但基于“廢鋼-電爐”的短流程煉鋼的比重僅10%,遠(yuǎn)低于美國70%、印度56%、歐洲41%、日本25%的水平16。未來要提高鋼鐵行業(yè)的電氣化率，勢必要在加強(qiáng)廢鋼資源的在新型電力系統(tǒng)的1.0階段，我國新能源度電成本不斷下降，但消納成本不斷上風(fēng)電的初始成本較2010年水平分別下降了81%、50%、31%、32%,平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)相較2010年水平分別下降了85%、68%、56%和48%"。表3-1:全球風(fēng)光發(fā)電價格變化(2010-2020)初始投資成本(USD/KW,2020年價格)利用小時數(shù)(h)平準(zhǔn)化度電成本(USD/KW,2020年價格)變化率變化率下降率光伏光熱陸上風(fēng)電海上風(fēng)電47063185-32%332835046%0.1620.084-48%性配置指導(dǎo)價和無補(bǔ)貼上網(wǎng)三個階段。2021年，我國陸上風(fēng)電、光伏的LCOE分別為31-59美元/兆瓦時和31-61美元/兆瓦時，低于燃煤電價56-76美元/兆瓦時，風(fēng)光已在2021年實現(xiàn)了全面平價上網(wǎng)。圖3-5:2021年中國不同電源平均度電成本靈活性電源的投資與改造成本包括煤電、核電等傳統(tǒng)基荷電源的改造成本，和氣本約在500-1500元之間，一臺30萬干瓦的煤電機(jī)組增加20%的最小出力的改造成本總共約6000萬元。系統(tǒng)調(diào)節(jié)運行成本包括煤電深度調(diào)峰增加的運行成本以及抽水蓄導(dǎo)致煤耗增加、能效下降。煤電機(jī)組每降低負(fù)荷10%、煤耗約增加5%、度電成本約上放式燃?xì)鈾C(jī)組相當(dāng)。裝機(jī)規(guī)模20%、儲能時間2小時的電化學(xué)儲能將導(dǎo)致光伏和風(fēng)電企業(yè)初始投資成本分別提高8%-10%和15%-20%2。另外兩者為大電網(wǎng)和配電網(wǎng)的改造和在新型電力系統(tǒng)1.0階段，當(dāng)新能源的滲透率超過10%以后，系統(tǒng)整體消納成本將快速增長，有關(guān)研究預(yù)計2025、2030年的消納成本約為2020年的2.4倍和4倍2。由企業(yè)和消費者承擔(dān)。但在我國剛剛完成全面脫貧、還有6億人口月收入不足1000元在新型電力系統(tǒng)1.0階段，我國市場機(jī)制建設(shè)的滯后阻礙了轉(zhuǎn)。中共中央國務(wù)院于2015年發(fā)布的《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(9號文)的出發(fā)點和指導(dǎo)思想是理順價格形成機(jī)制，并通過市場化競爭的方式努力降低電交易電量達(dá)3.78萬億干瓦時，占全社會用電量的45.5%22。但我國中長期交易為主，占總交易電量的比重超過80%?，F(xiàn)貨市場和輔助市場的不完善導(dǎo)致新21國網(wǎng)能源研究院.2021中國新能源發(fā)電分析報告[R].202122中電聯(lián)，中電聯(lián)發(fā)布《20212022年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》[EB/OL].https///s/圖3-6:我國市場化交易電量的變化情況23福建、四川、蒙西),完成了短周期和長周期的結(jié)算試運行工作。第二批六個試點省份正加緊完善交易規(guī)則(上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北)。目前我國未建立起全多挑戰(zhàn)。例如，參與各地現(xiàn)貨市場的機(jī)組包括電量、電價由市場決定的市場化機(jī)組(主要為煤電、自備電廠等)和“保量保價”的非市場化機(jī)組(主要為新能源、核電、跨省跨區(qū)外送電等),尤其是目前新能源仍需依靠帶有很強(qiáng)計劃經(jīng)濟(jì)色彩的“合理利用小時輔助市場方面，我國雖自2019以來陸續(xù)啟動了區(qū)域和省級電力輔助服務(wù)市場，初火電和水電機(jī)組。方案規(guī)定火電機(jī)組的出力系數(shù)為40-50%時，競價在0-0.4元/干瓦時之間，出力系數(shù)小于40%時，競價在0.4-1元/干瓦時之間。該成本由風(fēng)電、光伏、再例如，2022年南方區(qū)域新版“兩個細(xì)則”雖擴(kuò)大了輔助服務(wù)的參與主體(包括傳統(tǒng)能源機(jī)組、新能源機(jī)組、儲能電站等),增加了輔助服務(wù)的穩(wěn)定切機(jī)、穩(wěn)定切負(fù)荷、轉(zhuǎn)動慣量、快速爬坡等),但輔助服務(wù)仍采用固定補(bǔ)償機(jī)制，2021年12月國家能源局印發(fā)的《電力輔助服務(wù)管理辦法》和2022年1月國家發(fā)另一方面，9號文明確提出要有序向社會資本放開配售電業(yè)務(wù)，鼓勵以混合所有制我國平均工業(yè)電價和居民電價分別為0.087美元/千瓦時和0.08美元/千瓦時，僅為OECD國家的70%和40%,甚至低于經(jīng)濟(jì)發(fā)展程度不如我國的新型工業(yè)化國家2。炭現(xiàn)貨價格一度突破2000元/噸，煤電廠僅燃料成本就超過了0.6元/千瓦時，加上2021年7月和2021年10月分別出臺的《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善分時電24國網(wǎng)能源研究院.2021國內(nèi)外能源與電力價格分析報告[R].2021圖3-7:2020年我國與其他國家電價比較新型電力系統(tǒng)2.0階段將呈現(xiàn)“高比例新能源+高比例電力電子裝備”的雙高特為5-15%和O-15%,而火電、核電等傳統(tǒng)機(jī)組的置信系數(shù)達(dá)90%以上。2021年9月底面，新能源的日波動性大。國網(wǎng)區(qū)域風(fēng)電和光伏的最大波動率約23%和54%左右25。以歇性方面，2021年我國并網(wǎng)風(fēng)電、光伏的利用小時數(shù)分別為2232小時和1281小時2,與火電機(jī)組設(shè)計利用小時數(shù)5500小時相距甚遠(yuǎn)。此外，風(fēng)、光等波動性電源都通過電同比增長17.8%和7.3%2,占我國全社會用電量比重達(dá)30%。但是與發(fā)達(dá)國家60%以峰谷差將進(jìn)一步被拉大。當(dāng)前全國用電峰值負(fù)荷和用電低谷負(fù)荷相差已達(dá)30%,廣東和然而，當(dāng)前我國電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力欠缺，導(dǎo)致系統(tǒng)難以完全適應(yīng)新形勢要性電源發(fā)展遠(yuǎn)未達(dá)到預(yù)期。2020年我國煤電靈活性改造機(jī)組、氣電、抽水蓄能分別為8000萬千瓦、9972萬千瓦和3149萬千瓦，全都未能完成“十三五”規(guī)劃提出的2.2億千瓦、1.1億千瓦和4000萬千瓦的發(fā)展目標(biāo)。即便長期以來我國電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃中表3-2:我國“十三五”電力規(guī)劃完成情況電源類型"十三五"規(guī)劃目標(biāo)2020年實際情況完成情況靈活性電源氣電1.1億千瓦9972萬千瓦未完成抽水蓄能4000萬千瓦3149萬千瓦未完成靈活性煤電2.2億千瓦8000萬千瓦未完成隨機(jī)性電源風(fēng)電2.1億千瓦2.81億千瓦超額完成光伏1.1億千瓦2.53億千瓦超額完成在新型電力系統(tǒng)2.0階段，以光伏、風(fēng)電為主的新能源實現(xiàn)爆發(fā)式增長，預(yù)計到2060年風(fēng)光等波動性可再生能源發(fā)電占總發(fā)電量的比重將超過55%。在某些時刻，波27洛基山研究所.電力增長零碳化(2020-2030):中國實現(xiàn)碳中和的必經(jīng)之路[R].2021電的礦產(chǎn)資源需求量是天然氣發(fā)電廠9倍以上、煤電廠的4倍以上，電動汽車礦產(chǎn)資源已上升了50%。在滿足《巴黎協(xié)定》2攝氏度溫控目標(biāo)的情景下，預(yù)測到2040年鋰的絕對需求量增長最快，將是2020年的40倍以上。石墨、鈷和鎳也將是2020年需求量的20-25倍，錳和稀土資源的需求量達(dá)目前的7-8倍28。我國目前已是全球第一大風(fēng)銅鎳錳鈷■鉻■鉬■鋅■稀土■硅■其他圖3-8:各發(fā)電資源礦產(chǎn)資源使用量對比圖3-9:傳統(tǒng)汽車和電動汽車所需礦產(chǎn)資源量對比但鋰、鈷、鎳、錳資源匱乏，對外依存度大。我國鋰資源儲量約150萬噸，占世界總儲量的比重僅約7%。2019年我國鋰資源產(chǎn)量7500噸，是世界最大的鋰資源消費國和進(jìn)口國，對外依存度約80%。我國鈷資源儲量8萬噸，僅約占世界總儲量的1%。2019年我國鈷消費量達(dá)7萬噸，是世界最大的鈷消費國，但鈷資源產(chǎn)量僅2000噸，對外依存度超過97%。我國鎳、錳資源儲量分別為280萬噸和5400萬噸，僅占世界總儲量的3%-4%。2019年我國鎳、錳資源的對外依存度高達(dá)90%以上29.30。電和光伏裝機(jī)分別需要8000干克、2900千克和2822千克的銅。每兆瓦風(fēng)電和光伏分別還需要5500千克的鋅和3948千克的硅2。面對我國與日俱增的相關(guān)礦產(chǎn)資源需表3-3:2020年我國關(guān)鍵礦產(chǎn)資源情況產(chǎn)量(噸)消費量(噸)對外依存度儲量(噸)儲量占全球的比重鋰鈷鎳精煉銅鋅錳4.15%稀土資源第四章構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重第四章構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重點支柱生品技術(shù)和新一代發(fā)電與供熱技術(shù)，以及促進(jìn)循環(huán)經(jīng)濟(jì)和“新能(一)加速推動煤電的優(yōu)化和退出供電煤耗在300克標(biāo)準(zhǔn)煤/千瓦時以上的煤電機(jī)組加快實施節(jié)能改造，包括汽輪機(jī)通流其次是發(fā)揮煤電作為我國近中期最重要的靈活性資源供應(yīng)主體的作用，對30萬-60將最小發(fā)電出力降至35%的額定負(fù)荷，同時加大對具備條件的純凝機(jī)組的供熱改造力約4500小時。隨后煤電進(jìn)入峰值平臺期，到2030年和2035年我國煤電裝機(jī)分別約圖4-1:我國煤電機(jī)組發(fā)展展望(二)綜合施策提升電力系統(tǒng)靈再生能源。通過精準(zhǔn)預(yù)測，爭取將我國風(fēng)光日前的預(yù)測平均絕對百分誤差從當(dāng)前的10-20%下降到2025年的10%左右、2035年的5%左右、2060年的1%以內(nèi)。在我國未來新能源大規(guī)模發(fā)展之后，不能再一味追求接近100%的新能源利用率，慮我國大部分地區(qū)最大負(fù)荷95%以上的尖峰負(fù)荷持續(xù)時間不超過100小時，分布天數(shù)僅在10天左右3,成本最優(yōu)解的需求側(cè)資源必須成為系統(tǒng)靈活性的重要來源。31國網(wǎng)能源研究院.2021中國電力供需分析報告[R].2021表4-1:2020年國網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域尖峰負(fù)荷特性指標(biāo)≥97%的最大負(fù)荷≥95%的最大負(fù)荷≥90%的最大負(fù)荷持續(xù)時間(h)天數(shù)(d)9最長連續(xù)小時數(shù)(h)57最長連續(xù)天數(shù)(d)4614新型儲能開發(fā)要做到“因地制宜”,實現(xiàn)“物盡其用”。在內(nèi)蒙古、新疆、青海等在新型電力系統(tǒng)的1.0階段，我國主要通過大力建造抽水蓄能、靈活氣電和煤電靈(三)充分發(fā)揮電力多元轉(zhuǎn)換在供熱方面，工業(yè)領(lǐng)域的電氣化的熱泵能提供約160度以上溫度的低品位熱源，而氫能和氫制衍生品則可以作為提供650度以上的高品位熱源滿足熟料煅燒、玻璃和陶瓷深度脫碳。綜合考慮熱值和轉(zhuǎn)化效率，1千克氫氣相當(dāng)于6-7升汽油、4-5升柴油或約20千瓦時電量的鋰電池"。爐+轉(zhuǎn)爐”長流程，降低粗鋼生產(chǎn)的煤炭消耗和碳強(qiáng)度。我國還可將綠氫替代煤炭、石在新型電力系統(tǒng)的1.0階段，加強(qiáng)我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的頂層設(shè)計，制定《氫能產(chǎn)業(yè)業(yè)為主，其他行業(yè)為輔。在新型電力系統(tǒng)的2.0階段，推動形成世界領(lǐng)先的氫能產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新體系和清潔能源制氫及供應(yīng)體系，氫能在電力、工業(yè)、民用、交通等領(lǐng)域廣泛應(yīng)用，氨苯風(fēng)能航天火箭燃料地?zé)峋G氫水能電解%圖4-2:Power-to-X的生產(chǎn)與利用方式(四)強(qiáng)化分布式能源與微電網(wǎng)的我國目前約70%的風(fēng)電裝機(jī)和60%的光伏裝機(jī)集中在“三北”地區(qū)，約50%的水電裝機(jī)集中在四川和云南兩地。截至2020年年底，我國通過已建成的185條330千伏及以上的跨區(qū)、跨省交流輸電線路和32條直流輸電線路將我國西北地區(qū)富余的風(fēng)電、32電力規(guī)劃設(shè)計總院.中國電力發(fā)展報告2020[R].2021然而，在國土資源規(guī)劃日趨加嚴(yán)(土地征用成本高、生態(tài)環(huán)境約束力強(qiáng))、輸電通道走廊資源愈加稀缺(河西走廊最窄處僅數(shù)公里)的情況下，我國“大電網(wǎng)+大基地”部負(fù)荷地區(qū)的能源消費者轉(zhuǎn)變?yōu)槟茉础爱a(chǎn)銷者”,降低對外部資源依賴，大幅度提高該在新