2024年新能源可靠替代促进全球碳中和研究报告

GlolulEnerjyInlercun全球能源互联网发展合作组织新能源可靠替代促进全球碳中和全球能源互联网发展合作组织二O二四年十一月DevelopmentandCoope新能源可靠替代促进了评估，并分析了对于促进全球实现碳中和的价值作用，展示了基于新能源可靠替代的能源电力发展图景，对全球六大洲新能源可靠替代发展程度进行量化评估，并因地制宜设计可靠替代实现路径与主要模式。第五章是新能源可靠替代的创新实践，着眼于综合影响大、创新价值高、转化推广好、工程示范强，从国内外数百个案例中筛选12个模式及技术创新案例，为全球各方提供先进经验。第六章是新能源可靠替代全球倡议。123序言全球新能源发展的形势与挑战0011.3全球新能源发展新挑战012新能源可靠替代的理论框架0202.1理念内涵0212.3发展阶段0342.4理论体系036新能源可靠替代的实现路径038基于可靠替代的全球碳中和方案0764.1模型方法 077 082 0834.4方案特色 全球创新实践 1235.1模式创新实践 新能源可靠替代全球倡议 /全球新能源发展的形势与挑战包括全球新能源发展新形势、新目标、新挑战等三方面内容。本章在探讨全球新能源发展最新形势的基础上，系统阐述了在应对气候变化和推动可持续发展背景下全球新能源发展的新目标，以及新能源进入倍增式发展阶段的新特征。最后，本章深入剖析新型电力系统在并网消纳、电力可靠供应、电网运行安全、系统成本上升、投资不足和产业链供应链稳定等方面所面临的新挑战。各国加速推进风电、光伏技术的创新与应用，全球新能源发展进入前所未有的快车道，装机容量不断攀升，增长速度屡创新高，在全球能源结构中的比例不断提升，进一步增强了各国以新能源、可再生能源发展应对气候变化的共识和信心。未来，随着技术不断突破和政策支持的持续加强，新能源有望在更大范围内实现普及应用，为全球应对气候变化、实现绿色低碳发展作出更大贡献。1.1.1全球应对气候变化形势要求全球各国不断提高应对气候变化自主贡献目标，以推动可再生能源发展实现温控目标成为全球共识。各国通过《巴黎协定》框架下的行动，制定并实施了更严格的减排目标。迄今，几乎所有国家都批准了《巴黎协定》并提交了国家自主贡献，且已有108个缔约方强化了其国家自主贡献目标，这些缔约方覆盖了全球84%的温室气体排放量。根据现有承诺，预计全球温升将被控制在2.6-2.8摄氏度之间°,在已提交的195份国家自主贡献中，有184份提到了可再生能源，以推动可再生能源发展来实现温控目标已经成为全球各国共识。图1.1按目标和全球排放份额分列的国家自主贡献日标(截至2023年10月底》0资料来源：RENA,NDCsandranewatiecnagytargatsn20近年来，风光新能源发电量占比迅速提升，从2000年的0.2%跃升至2023年的13.4%。2023年，风光新能源发电量达到创纪录的3.935万亿干瓦时，相量为1.631万亿干瓦时，相比2022年增长了3070亿千瓦时，增速23%,在全球电力结构中占比从4.6%增长到5.5%。风力发电量为2.304万亿千瓦时，相比2022年增长了2060亿千瓦时，增速9.8%,在全球电力结构中占比达到图1.32000-2023年可再生能源在全球发电量中所占比重1.1.3中国欧洲引领新能源发展中国新能源新增装机占全球比重超过6成，贡献引人瞩目。2023年，全球风光新能源发电装机相比2022年增加4.62亿千瓦，增长近四分之一。其中，光伏发电增加3.46亿千瓦，占新增容量的75%,风电增加1.16亿千瓦，占比25%。中国2023年风光装机总量约10.5亿千瓦，占全球总量的43%,风光装机相比2022年增加了2.9亿干瓦，占全球增量的63%。从发电量看，中国贡献了全球新增太阳能发电量的51%和全球新增风力发电量的60%。欧洲率先推动新能源发展，是全球能源转型政策和技术引领者。欧洲是最早推动新能源大规模发展的地区，在政策引领和早期技术推广方面具有领先地位。欧洲对新能源的早期重视可以追溯到1970年代的石油危机，当时欧洲意识到对化石燃料的依赖可能带来的经济和安全风险，于是欧洲开始探素风能、太阳能和核能等替代能源。政策方面，欧盟发布《欧洲绿色新政》,并不断提高可再生能源发展目标。2023年欧盟提出到2030年将可再生能源占比提升至42.5%的目标，这些政策制定在全球具有标志性意义，引导了全球许多国家的能源转型行动。技术方面，丹麦在1980年代就开始研发风力发电，并于1991年建成了世界上第一个海上风电场。0资科来源：EMBER.2024年全球电力评论，2024.全球新能源资源充足，新能源大规模发展资源条件具备。经测算，全球风能理论蕴藏量超过2000万亿干瓦时/年，适宜集中式开发的装机规模超过1300亿千瓦，主要集中在亚洲西部、欧洲北部、非洲北部、北美洲北部、南美洲南部及大洋洲西部等区域，年发电量347万亿千瓦时，是当前全球年用电量的10余倍。全球太阳能光伏发电资源理论蕴藏量超过20.8亿亿干瓦时/年，适宜集中式开发的装机规模约2.647万亿干瓦，主要分布在亚洲西部与中部、非洲北部与南部、北关洲西南部、南关洲西部，以及大洋洲澳大利亚中部和北部地区，年发电量5002万亿干瓦时，是当前全球年用电量水平的200余倍，远远超过人类全部能源需求。新能源技术创新高度活跃，成本显著降低。2023年，光伏发电的平均LCOE为0.044美元/干瓦时，相比2010年0.46美元/干瓦时水平大幅下降90%,2010年时，光伏发电成本比化石燃料高414%,而2023年已下降到比化石燃料发电成本低56%。陆上风电发电的平均LCOE为0.033美元/干瓦时，相比2010年0.111美元/干瓦时的水平下降70%,从比化石燃料发电成本高23%下降到比化石能源燃料成本低67%。海上风电发电的平均LCOE为0.075美元/干瓦时，相比2010年0.203美元/干瓦时水平下降63%,从比化石燃料成本高126%的水平下降至比化石能源燃料成本低25%。技术进步使得新能源发电在经济性上具备了明显优势，进一步巩固了其在全球能源市场中的竞争力。在COP28上，133个国家提出力争到2030年可再生能源装机容量增至三倍，达到110亿干瓦，相当于从当前到2030年每年新增水风光装机超过10亿干瓦。这一目标旨在大幅提升可再生能源在全球能源结构中的比例，显著减少温室气体排放，进而有效应对气候变化。目标令人鼓舞，但距离实现差距很大。目前各国已设定的可再生能源发展目标之和，距离这一全球目标仍然存在约30亿千瓦差距。美、中等主要国家一致支持全球可再生能源三倍发展目标，为新能源发展描绘了明确蓝图。2023年9月，二十国集团(G20)领导人第十八次峰会在印度新德里召开，峰会通过《二十国集团领导人新德里峰会宣言》,提出追求并鼓励通过现有目标和政策，到2030年全球可再生能源装机容量提高至三倍。2023年11月，中美在《加强合作应对气候危机的阳光之约》声明中表示，两国支持到2030年全球可再生能源装机容量增至三倍的目标。在COP28大会上，133个国家和地区共同签署《全球可再生能源和能源效率目标承诺》,承诺到2030年将全球可再生能源装机容量提升至110亿千瓦，并考虑不同国家的现状及实际情况，体现了国际社会应对气候变化的坚定决心。这一目标与合作组织对2030年全球可再生能源装机预期相符，根据合作组织研究，到2030年可再生能源装机预计将增至129.5亿干瓦。各国可再生能源发展承诺与三倍目标差距显著,亟需提出实现目标的可行方案。在已提交的194份国家自主贡献中，有184份提到了可再生能源，93份量化了2030年的可再生能源目标，但仅有14份明确提出了2030年可再生能源发电装机目标，目标总计13.2亿干瓦，其中12亿干瓦来自中国，仅能支撑全球三倍目标承诺的12%。虽然各国宣布的可再生能源发展目标和计划远远超过它们在国家自主贡献中提出的目标，但仍不足以支撑110亿千瓦的三倍目标。通过对150个国家和地区的现有政策和计划进行分析(这些国家和地区占全球能策下2030年可再生能源目标总计约79.03亿干瓦°,距离三倍目标差距仍超过30亿干瓦，主要原因在于目前缺乏推动可再生能源倍增发展的可行方案。实现可再生能源三倍发展目标，意味着全球新能源将进入倍增式发展新阶段，在这一阶段，新能源的发展将呈现出大规模、高比例、高可靠、数智化、市场化和融合化等多方面的新特征。大规模。新能源发电装机容量倍增式增长，预计到2030年，全球风能和太阳这一数字将进一步增至337.2亿千瓦，达到2023年的13.8倍。新能源大规模发展不仅体现在装机容量的迅速攀升，也体现在新能源项目的区域覆盖和投资规模都将呈现出前所未有的大规模特征。研究表明，未来在北非和东非沿海地区、南关洲的阿根廷南部地区、亚洲中部高原和西亚部分地区适宜建设大规模陆上风电基地，在欧洲北海、波罗的海、印度南部、东南亚的浅海区域适宜建donifyngpcfcestobrdgethegap,2024.denityngpolc0stobrdgehegap,20设大规模海上风电基地，大型风电基地总投资约8500亿美元。在非洲北部和南部、南美洲阿塔卡玛沙漠周边地区、西亚地区适宜建设大规模光伏发电基地，大型光伏发电基地总投资约4800亿美元。高比例。随着技术不断进步和成本显著下降，新能源在全球电力结构中的比例将逐步提升，预计到2030年、2050年，风能和太阳能等可再生能源将在全球电力供应中占据更加重要的位置。预计到2030年，全球风电发电装机占比将上升到26.7%,而到2050年，这一比例将进一步增加到35.3%。风电的发电量占比也将显著提升，从2030年的24.9%增加到2050年的43.3%。太阳能发电也将迎来快速发展。预计到2030年，太阳能发电装机容量的占比将达到34.8%,而到2050年，这一比例将进一步提升至44.6%。太阳能发电量占比则从2035年的17.9%提升到2050年的31.7%。风能和太阳能这两大新能源的装机容量和发电量的渗透率将逐步提高，呈现高比例特征。高可靠。未来新能源系统可靠性大幅提升，具备更高安全标准和故障预防能力和更加稳定的电力供应性能，即时在极端天气条件下也能够确保供应的稳定性和安全性。在系统层面，储能系统能够在风能和太阳能不足时提供电力支持，智能调度系统可以根据天气预报和实时负载情况，自动调整发电策略，确保电力供应的连续性和稳定性。在技术层面，电力气象支撑技术、新能源发电技术、构网型技术、先进输电技术等取得突破性进展，能够大幅提高新能源出力置信水平，增强系统抗扰动能力，提升电力系统安全性和可靠性。数智化。利用大数据、人工智能和物联网等数智化技术，实现对新能源系统的智能化监控和管理，逐步提升系统的运行效率和安全性。在技术层面，“大云物移智链”等现代信息技术与能源电力技术深度融合，新能源发电、多能转换、系统控制等领域新技术层出不穷。在设备层面，传统能源电力设备与信息物理系统相融合，逐步实现数字化智能化，可靠性和运行效率不断提高。在产业层面，综合能源服务、平台业务、能源聚合商等新业务、新业态、新模式持续涌现，产业链格局和生态不断发生新变化。市场化。新能源市场化程度将不断提高，各国将通过政策和市场改革，推动新能源产业从依赖政府补贴向市场竞争转型。未来新能源项目将更多依靠市场机制配置资源，提升竞争力。政府将逐步减少直接补贴，转而通过制定合理的市场规则、优化电力交易机制和完善碳排放交易体系等手段，促进新能源行业的健康发展。市场化改革将激励企业提高技术水平和管理效率，推动行业的自主创新和可持续发展。融合化。新能源与传统能源以及其他行业的融合发展趋势将更加显著,促进能源系统实现高效协同和资源优化配置。新能源将与传统化石能源、核能以及储能技术深度融合，形成多元化能源供应体系。此外，新能源将与工业、交通、建筑等领域实现跨行业融合，如通过电动汽车的普及推动交通电气化，通过V2G技术提升需求侧响应能力，通过分布式光伏系统与智能建筑的结合提升能源利用效率等。1.3全球新能源发展新挑战新发展阶段下，新能源将成为电力系统主体电源，这一转变将引发并网消纳、电力可靠供应、电网运行安全、系统成本上升、投资不足和产业链供应链稳定等方面的重大挑战。需要解决如何在保障电力供应、系统安全的前提下，实现大规模新能源的经济性消纳和可持续发展问题。1.3.1并网消纳挑战电网发展与新能源空间布局不协同阻碍新项目接入电网，新能源并网消纳面临挑战。2010至2023年，全球可再生能源投资翻倍，但电网投资自2015年以来一直维持在3000亿美元，直至2024年才有所增加，导致输电容量不足，大量新能源项目等待并网。截至2023年，全球有30亿干瓦的风光项目等待并网。以美国为例，可再生能源项目从提出并网申请到实际运营的平均等待时间以握出井同申清到度不返官的等持时问(月以握出井同申清到度不返官的等持时问(月■第25到第75百分位一中位数InercornectionasoftheEndor2023,2从2005年的不到20个月延长到2023年的近60个月，电网拥堵管理成本也从2019年的60亿美元上升至2022年的210亿美元，相当于每兆瓦时4美元。险，导致全球每年损失至少1000亿美元(占全球GDP的0.1%)。发电是电力供应的主体，2023年，全球化石能源发电量占比仍在60%以上，2017.37(1):8.看，2018年国家电网最大负荷达到8.4亿kW,而当时的风电、光伏出力分别为2263万kW、4993万kW,风光合计仅占负荷电力的9%。迎峰度夏期间，新能源最小出力为1099万kW,仅占当时负荷的1.8%。在负荷高峰和新能源图1.11美国加利福尼亚独立系统运营商鸭型曲线1.3.3电网运行安全挑战2019202120232019202120232019202120图1.122019-2023年不同电力系统中风能和光伏年发电份额和平均惯性火电100%过去电网火电100%过去电网常规机组精火电<70%当的及末来电同新能源>30%火电100%东火电<70%直流>30%华东西北图1.13高比别清洁能理电力系统的低惯性1.3.4系统成本上升挑战源，大大增加系统整体成本。OECD和NEA研究表明，当新能源渗透率为10%时，相比于只有传统机组的情景，系统总成本上涨约5%;当新能源渗透率超过30%,系统总成本大幅上涨，新能源渗透率为30、50%和75%时对应的系统总成本将分别上涨约21%、42%和100%。以新能源渗透率较高的德步增加。2011-2020年，德国居民电价上涨超过20%,其中发电部分稳中有降，输配电费上涨约40%,占比稳定在20%左右；可再生能源附加费几乎翻倍，占比由2011年的14%升至2020年的21%,成为居民电价增长的主要终端用户的体现。2021ztryacbg/202201/1763986.资金缺口大、融资成本高等阻碍欠发达地区新能源发展。新冠疫情以来，全球95%的清洁能源投资都流向了发达经济体。全球2/3的人口居住在新兴市场和发展中经济体地区，但流向这些地区的清洁能源投资仅占全球总量的1/5°。2024年，除中国以外的新兴市场和发展中经济体地区清洁能源投资仅占全球总量的15%,其中非洲清洁能源投资仅占全球总量的2%°。2022年非洲新增可再生能源产能仅占全球增量的1%°。发展中国家融资成本高昂，新兴市场和发展中经济体名义融资成本约是美国和欧洲的7倍，清洁能源投资领域投资吸引力进一步下降，很多国家充沛优良的可再生能源资源无法得到开发利用，例如，2021年新兴市场和发展中经济体建造一座太阳能光伏电站的成本是发达经济体的2~3倍，融资成本约占总平均成本的50%,显著高于发达经济体的andRengwablos,2019.图1.15全球各区域2019年和2024年年度能源投资产业链供应链不稳定制约新能源可持续发展，受冲击的传统能源产业公正转型同样存在挑战。虽然新能源行业潜力巨大，但目前其经济贡献尚未达到与传统能源行业同等的规模和稳定性。同时，新能源产业还面临新的资源和贸易制约，其对关键矿产资源的依赖可能导致新一轮全球资源竞争和供应链风险。铜、锂、镍、钴、稀土等是对新能源产业链建设产生战略性影响的关键矿产资源。新能源行业对矿产资源的需求量是传统能源的数倍，陆上风电的矿产资源需求量是天然气发电厂的9倍以上、煤电厂的4倍以上，电动汽车矿产资源的需求量是传统汽车的6倍以上，保障关键矿产资源的稳定安全供应是新能源产业长期可持续发展的重要前提。传统化石能源产业萎缩将对现有从业者和就业市场产生重大冲击，相关岗位减少可能引发大规模就业问题，影响社会稳定。国际贸易壁垒和产业链封锁不利于新能源相关合作的开展。欧关在2024年连续出台针对中国新能源产业的贸易政策，增加新能源产品贸易壁垒，抑制了全球新能源产业链发展。欧盟推行严格的“碳足迹”门槛和碳边境调节机制(CBAM),要求中国新能源设备在进入欧洲市场时必须满足严格的碳排放标准并缴纳碳税。美国对从中国进口的众多新能源产品加征关税，电动汽车税率从25%提高到100%、锂电池从7.5%提高到25%、光伏电池板从25%提高到共同努力，以产业链合作带动装备、技术、产品全方位合作，促进新能源产业交通(干克辆)交通(干克辆)图1.16清洁能理技术关键矿产需求对比新能源规模倍增过程中的并网消纳、电力可靠供应统成本高、投资不足、产业链供应链稳定等挑战，核全局和系统观念的新能源创新发展方式，实现念，通过“规模倍增+可靠替代”,为构建新型能0瓷科来源：EATheRolecrCnoaMnerasnCle本章主要包括理念内涵、评估体系、发展阶段、理论体系四方面内容，报告首次提出新能源可靠替代包括充裕、安全、经济和可持续四大内涵。根据新能源发展规模及对电力系统影响，可靠替代将先后经历电量替代、容量替代和全面替代三个阶段。基于围绕新能源可靠替代内涵和发展阶段特征要求，设计十三个衡量指标，构建了新能源可靠替代的综合评估体系，用于量化评估全球、各洲及重点国家新能源可靠替代发展阶段及进程。2.1理念内涵2.1.1全球能源互联网1全球能源互联网是清洁主导、电为中心、互联互通、多能融合的现代能源体系，包含以清洁能源为主导、“风光水火储”协同的生产系统，以互联大电网为主、氢能及其他品种能源输送网络为辅的配置系统，以绿色电力为中心、“电氢冷热气”互补转换的消费系统，能够推动能源生产清洁化、消费电气化、配置全球化，是促进绿色、低碳、可持续发展的重要途径，是引领产业升级、推动经济社会高质量发展的强大引擎。催电同会球股互取网电气化统电气互+补请清能为装机和电量主体。电为中心，即清洁电能替代煤、油、气，电成为能源消费的主体，电力系统成为能源体系的核心，全社会电气化水平大幅提升。互联互通，即以电网为主要载体推动能源网络广泛互联，利用时区差、季节差、资源差、电价差，实现清洁能源优化配置和高效利用。多能融合，即“风光水火核”多能互补、"电氢冷热气"互通互济、“源网荷储”协调联动，各类能源、各个环节协同融合发展。清洁能源取代化石能源清洁能源取代化石能源成为主导能源酒洁主导企电为中心清洁电能替化煤，油、气电成为能源门费的主体以电网为主要就体推动能源网络广泛互联互联互通多能融合各类能源、各个环节协同融合发展图2.2全球能源互联网形态特征1新能源°可靠替代是以系统现念和可持续发展理念为指导，以保障用户可靠用电和电力系统安全稳定为目标，统筹利用源网荷储全环节资源、充分发挥电网平台作用和多种创新技术综合集成优势，有效提升新能源对系统充裕、安全和经济三方面贡献的新能源转型发展模式。这种模式能够使新能源立起来、立得住，平稳有序替代化石能源，确保转型过程中电力系统始终保持良好的供电能力、服务功能和经济安全水平。新能源可靠替代不是简单的“新能源+储能”。新能源可靠替代实现路径依靠简单的“新能源配储”模式很难实现，储能在新能源发展初期发挥了保供应和促消纳的重要作用，但随着新能源渗透率进一步提升，电力系统在复杂性、长期性、系统性、多面性方面都将面临一系列的新挑战。届时单一的新能源配储很难实现“保供应、保安全、促消纳”多目标，需要多措并举提升系统灵活性为新能源可靠替代创造条件。因此，新能源逐步替代化石能源的过程将是一个能源体系长期、复杂、系统性变革的进程，涉及源网荷储全环节演进。新能源可靠替代不是简单的新能源与火电的“一代一”的电源替代关系。新能源可靠替代表面上是实现电源结构的优化，以新能源发电装机替代化石能源发电装机，而实际上新能源发展的目的是为经济社会高质量发展服务。因此，新能源与化石能源并非简单的“一代一”替代关系，而是涉及能源电力、经济社会发展方式的深刻转变。新能源除了满足传统化石能源提供的支撑保障能力外，通过新能源与传统化石能源协同发展，将推动电力与产业布局深度融合，探索形成新的经济社会产业发展范式。新能源可靠替代是全球能源互联网“两个替代”理论的深化发展，为全球加快“清洁替代”进程提供更具操作性的方案、路径。0新能原是划在新技术基础上开发利用的书常和能源，相话风能，太阳能，海洋能、地能、生物质能、氨能核聚交能，天然气冰合物等，本极告重点指的屈风能和太阳能(1)充裕其中，S,表示系统的充裕水平，a是电源置信出力水平(%),反映不同电源新能源具有高装机、低电量、弱保障特性，与同容量火电相比，可发电次能源保证电力供应；断能源长时间高出力则给系统消纳、安全和能源转储利用带来挑战。断能源各时间尺度的波动需要系统匹配相应时间尺度的灵活调节能力，需增加系统灵活调节能力，还需要电力系统、能源缺口不断T50■常现水电■核电■火电(煤、气、生物质等)图1中国电力平衡和各类电源可靠容量(单位：亿千瓦)0郭刻波，新型电力系统技术形态演进与发展路径。②资科来源：郭制波，新型电力系统肢术形态演进与发展路径空间尺度平衡方面，资源与负荷还向分布在全球各地区普遍存在。2030中国中东部地区分布式光伏可开发容量约为15~20亿千瓦，年发电量仅为1.9~2.5万亿千瓦时，远不能满足当地负荷用电需求；2060年西北地区约有1.6亿千瓦新能源电力外送需求(峰值电力可达2.2亿千瓦),而当前西北跨区外送直流规模为7071万千瓦，2060年时需扩充为当前的2~3倍。能源电力空间平街的需求和挑战大，需解决能源经济社会(2)安全新能源低压并网，支撑和调节能力弱。新能源机组动态无功、有功的支撑能力弱于常规电源，新能源发电由低压电网经逐级升压接入主网，与主网的电气距离是常规机组的2-3倍。随着新能源占比快速提高，系统“空心化”加剧，安全稳定运行保障压力持续增加，需要增强系统动态支撑能力。系统惯量降低，调频能力下降，频率越限风险增加。新能源大规模接入，挤占常规机组开机空间，系统转动惯量降低、调频能力下降。导致频率变化加快、波动幅度增大、稳态频率偏差增大，越限风险增加。新能源发电参与一次调频可缓解稳态频率偏差和暂态最大频率偏差，但因未改善系统惯量及频率变化率，低惯量系统越限风险仍然存在。要求新能源保持一定惯量水平、增强新能源调频能力，加强系统频率监测和优化提升。宽频振荡现象相继出现。基于电力电子装置的新能源发电设备具有快速响应特性，在传统同步电网以工频为基础的稳定问题之外(功角稳定、低频振荡等问题)会引发中频带、高频带的电力电子装置涉网稳定新问题。宽频振荡问题严重危害设备安全和电网达行安全，因此需要通过技术创新加强稳定机理研究和新型控制方法应用。围(0.96-1.05pu)相比，率二次族落0郭刻波，新型电力系统技术形态演进与发展路径。②资科来源：郭制波，新型电力系统肢术形态演进与发展路径。据为1.3,未来预计为1.6),控制新能源输配成本；调节方面，新型电力系统德国能源绿色转型推高市场电价电力系统的核心功能是提供可靠(持续可靠供电)、优质(频率电压等符合要求)、经济(价格可承受)的电能。新能源发电大规模接入，需过氢能发展增加能源-电力系统灵活性，通过常规电源、新能源及储能等提供快速动态响应服务，提供构网条件、参与辅相机应用在不发电的情况下提供惯量，通过构网型变能源电量占比的提高，常规火电效率效益随之下降。安全(保供应)-环境(促消纳)-经济矛盾更加突出。2020年德国可再生能源电量占比约46%,风电电量占比约20%(为第一大电源),德国电源装机2.14亿千瓦(风光占比约54%,常规电源约1亿千瓦),最高负荷约7600万千瓦。新能源大规模发展的补贴费用主要由用户承担，据报道2022年德国居民电价平均折合人民币超过32元/德国现阶段的能源绿色转型与能源电力供应的经济性矛盾较为突出。(4)可持续可持续主要从电力系统低碳、新能源投资、全球产业链供应链初性方面考主力军，电力系统尽早实现近零排放是经济社会环境可持续发展的基础；新能源投资方面，传统化石能源投资逐步减退，新能源投资比重是衡量新能源可靠替代成效的重要表征。全球产业链供应链韧性方面，依托本国生产及全球贸易的风光新能源产能供应链稳定将成为新能源可持续发展的重要制约批新的“从0到1”的技术突破和“从1到N”的模式创新应用，加快电力系全球关键矿产资源供需格局将更加突出，从传统化石能源发电的基础设施向关键矿产资源支火电的8倍；电动汽车对钢、锂等关键矿产需求量是燃油车的6倍；电池储能对镍、钴等关键矿产需求量是抽水蓄能的5倍。铜、锂、镍、钻、稀土等是对新型电力系统建设产生战略性影响的关键矿产资源。根据业内对新型电力系统的相关展望，预计到2050年，我国风电、太阳能发电总装机容量有望超过56亿千瓦，换流站、变电站数量达到当前的2倍，电动汽车保有量有望达到3.3亿辆，电化学储能达到6亿千瓦。据此测算，2050年我国关键矿产资源需求将是当前的6倍，其中新型电力系统建设将推动铜、锂、镍、钴、稀土等的需求激增(见表1)。从需求量看，铜的需求较大，预计到2050年全国累计需求达3.6亿吨；从增速看，钴、锂、镍、稀土增速较快，分别是当前需求的50倍、15借、10倍、4倍；从对外依存度看，钻、镍、锂供应风险较大，对外依存度分别为97%、92%、72%。全球低碳转型加深关键矿产资源供需矛盾。一是需求叔升。根据国际当前的4倍。其中，铜的增长绝对量大，从当前的600万吨提升至2050年的5300万吨；钴、锂、镍的增长倍数大，预计2050年需求分别达到当前的50倍、20倍、10倍。二是供应短缺。《自然》杂志研究表明，到2040年镍、钴等关键矿产需求将赶过供应能力。主要原因是关键矿产资源储量有限、分布不均，且受开采技术、环境法规影响全球关键矿产资源贸易博弃激烈。一是供应集中度过高造成垄断风险。锂、钻为例，澳大利亚和智利供应全球80%的锂，刚果(金)供应全球64%的钻。其中，刚果(金)颁布新法，要求境内所有钴矿石开采、加工、出口都必须通过唯一的国有钴业公司进行，企图地位并最终拥有定价权。二是多国形成同盟，争夺全球国、刚果(全)等国联合发布《能源资源治理倡议》,意图建立“全属北约",保障自身供应安全的同时提升对全球关键矿产资源的话语权和控制力；日本与美国在稀土供应链上建立“矿产安全伙伴关系”,寻求电力系统环节电力装备钢钻源24一一5955一网 一一 一一 荷电动汽车储电达储能3772图12050年中国源同荷储各环节主要关键金风需求(单位：万吨)新能源可靠替代进程评估体系新能源可靠替代进程评估体系安全可持续经济电源成本调节成本电网成本图2.3新能源可重替代评估体系充裕包括4个指标。通过新能源发电量占比衡量新能源发展阶段及对电力系统安全稳定运行的影响；零碳可调电源装机比重衔量电力系统低碳程度及灵活性调节能力，并满足最大负荷需求的能力；新能源参与电力平衡占比衔量新能源并网友好性及参与电力平衡的能力；可调节负荷占比衡量通过需求侧响应减低系统最大负荷的能力。安全包括3个指标。通过频率电压调节能力衡量电网安全稳定运行和促进新能源消纳的能力；系统抗扰动能力衡量整个系统在各种预定或非预定的扰动下(如短路、设备故障、负荷突变、天气影响等),能够保持稳定运行的能力；新能源主动支撑能力衡量新能源在电力系统稳定运行中主动提供频率、电压、电流故经济包括3个指标。通过电源成本是指新能源发电电源平准化度电成本，用于衡量新能源相对于化石能源发电竞争力水平；电网成本是指电力系统在接入和消纳新能源过程中的经济投入，用于衡量高比例新能源发展带来的输配成本变化程度；调节成本是指为高效消纳新能源而产生的频率调节、电压调节、调峰成本、备用容量、储能成本、灵活性辅助服务成本等额外成本，用于衡量电力系统在应对新能源波动性和不确定性时所需经济投入。可持续包括3个指标。通过电力系统碳排放强度衡量电力系统低碳程度及对能源系统减排影响；新能源投资占比衡量化石能源产业体系向新能源产业体系过渡程度；全球产业链供应链韧性衡量本地化生产及全球贸易下的新能源组件、关键矿产金属的产能供应程度。2.3发展阶段基于全球实现新能源可靠替代，总体可分为电量替代、容量替代、全面替代三个发展阶段。新能源对电力系统影响可控，能够全部并网消纳。新能源对电力系统有影响有限，典型运行参数保持不变，能够实现新能源全部并网消纳。这一阶段重点通过发握传统电力系统可调电源的能力和潜力，促进新能源电量消纳。充裕方面，新能源渗透率通常低于20%,可调装机主要由火电、抽水蓄能等传统电源组成。安全方面，主要通过传统电源保障电力系统安全。经济方面，电力系统发电成本稳中有降，系统调节成本小幅上升，系统整体成本可接受。可持续方面，电源、储能、输电、关键矿产资源等新能源相关产业链建设初步成型。新能源参与电力平衡水平提升，主动提供容量支撑和安全贡献。新能源参与电力平衡比重逐步提升，在一定条件下可满足部分时段的全部电力需求。新能源对电力系统安全贡献由负转正，逐步成为系统安全的主要贡献者。这一阶段重点通过挖掘零碳调节资源潜力，推动电力系统调节能力得到有效提升，保障电力系统安全稳定运行。-负荷一光伏一风电—净负荷充裕方面，新能源发电量渗透率通常介于20%~50%,可调装机结构逐步优化，主要由转变定位的火电、抽水蓄能等传统电源和以电化学储能为代表的各类新型储能组成。以储氢、储热为代表的长时储能技术日益成熟。通过电力与气象累密融合，供应侧新能源出力预测精度将得到大幅提升；负荷侧电动汽车V2G技术，电制氢、电化工、电制热、电炉炼钢等基于柔性可调新型电气化技术的可调度负荷得到充分挖掘，可调装机占最大负荷比重转向由新能源满足。安全方面，通过提升新能源出力预测技术水平，新能源参与电力平衡水平得到大幅提升，同时通过推广以构网型技术为代表的新能源友好并网技术快速发展，提升新能源主动支撑能力，实现新能源部分时段可以满足全部电力需求。新能源在电力系统中的调频、调压性能与传统电源相当，电力系统安全可靠贡献全面由化石能源转向新能源。电网技术领域持续积累，不断推动并网友好性技术优势进一步显现，发电成本远低于传统化石能源发电成本，但调节成本小幅上升，整体来看系统成本略有上涨。可持续方面，电力碳排放强度快速下降，电源、储能、输电、关键矿产资源等新能源相关产业以及新能源相关预测技术、长时储能技术等产业进入规模化市场化发展阶段，新能源投资成为拉动全社会投资主导力量。2.3.3全面替代阶段源网荷储输多措并举，电力供应全部来自清洁能源。通过源网荷储输各环节多措并举，全面解决新能源在不同时间尺度下的短缺和过剩问题，以经济可接受的手段保障电力系统充格、安全要求。餐风光新能源化能+可调装机图2.6全面替代阶段源网荷储全面融合保降电力系统安全稳定运行示意图充裕方面，新能源发电量渗透率通常超过70%,进一步优化可调装机结构，包括零碳可控电源、储能、储氢、储热、电网灵活性、需求侧响应等。将传统电力系统中的化石调节电源全面转变为战略备用，主要用于极端天气和重大灾害下的电力保供。系统调节资源主要由水电、生物质发电、燃氢发电、新型核电等零碳可控电源和储能提供，瞬时、短时、长时等各时间尺度储能得到充分发展，成为提供系统调节资源主体。通过物理、信息、社会系统全方位协同，负荷侧灵活性资源潜力进一步释放。安全方面，借助数字化、智能化技术的长足发展，电力电子元件和传统机械电磁元件电力设备将实现融合协调，推动新能源成为电力系统安全保障主体。经济方面，风光等新能源发电成本将进一步降低，调节成本略有下降，系统整体成本稳中有降。产业链方面，建源、储能、输电、关键矿产资源等完整、低碳、可持续的产业链，本地生产与全球合作协同推进全球产业链供应链韧性全面提升，实现新能源产业及经济社2.4理论体系以“系统性、全面性、实践性”为原则，统筹短期与长期、局部与整体、自主与合作关系，在推进新能源可靠替代实施过程中针对具体困难和问题，在源网荷储输全环节协同发力，并充分利用市场机制、物理信息融合和国际能源合作，创新提出典型模式和关键技术应用，为各地区提出因地制宜、切实可行的新能源可靠替代思路。全球实现新能源可靠替代的理论体系包括十大领域、八大模八大程式六大技术su.su盟图2.7新能源可靠替代建论体系实现路径新能源可靠替代的实现路径包括新能源可靠替代的典型模式和关键技新能源可靠替代的实现路径包括新能源可靠替代的典型模式和关键技术等两方面内容。该部分基于新能源可靠替代十大领域和全球各区域实际情况，提出新能源可靠替代的八大典型模式和六大关键技术，分析典型模式和关键技术对于促进新能源可靠替代机理和价值作用，为全球实现新能源可靠替代提供具体可行的方案。1系统，同时导致降雨下降和蒸散增加，易形成复合型极端高温干早事件，导致地表径流不足、江河水位下降，从而影响水电出力。新能源资源多能互补是弥补风电、太阳能出力波动性、间歌性，促进新能源大规模开发利用的重要举措。通过大力开发风光新能源，与水电互补形成多元化的电源结构，提升零碳可调装机比重及新能源参与电力平衡水平。同时，水电可以在出力可调出力范围内灵活调整，从而能够平滑风光出力波动，降低系统调节成本。针对水资源开发利用，水电枯水期新能源出力大，丰水期新能源出力小，与风电具有很强的季节互补特性，与光伏具有一定的季节互补特性，比如巴西、意大利、日本水风光互补特性可以显著平滑出力波动。水电通常可以实现电站日内出力在可调出力范围内灵活调整，从而能够平滑风光出力波动，从充裕性和经济性两个方面提升新能源可靠替代水平，比如欧盟风光互补特性显著增强电力稳定供应。新能源资源评估及风光出力预测精度对于扩大资源多能互补优势也同样重要，通过合理布局新能源基地，可以更好利用新能源互补特性，提升新能源参与电力平衡水平。月一光伏发电一风电水电20232价值水风光综合开发利用支撑新能源倍增发展。以中国西南八大流域为例，2050年利用水电配套送出通道，在新能源利用率90%条件下，中国西南八大流域3.1亿千瓦水电可支撑开发新能源3.6亿千瓦，水电与可支撑新能源装机配比约1:12。送出通道利用率满足水电开发同时，促进风光新能源送出消纳。送出通道平均利用小时数超过6100小时，高于西南水电平均发电小时数4350小时，为风光提供1750小时消纳空间，支撑风电、光伏开发规模分别为0.8亿、2.8亿干瓦。实施水风光协同开发与联合外送降低系统成本。利用水电配套送出通道，2030、2050年西南水风光综合上网电价相比水电分别降低0.05、0.06元/千瓦时，外送通道输电价比单送水电降低0.02-0.03元/干瓦时。到网电价降低7~9分/干瓦时。专栏3.1专栏3.1水风光协同规划模型水风光协同规划模型以系统投资与运维费用之和最小为日标函数，综合考虑水电运行约来、风光出力特性约束、联络线约束、系统运行约束等，通过优化求解得到规划水平年风光装机规模、消纳电量、榆电通道利用率等决策评价指标，开结合具体开发条件形成流方案。针对水风光互补发电系统，规划模型以小时为内8760小时逐时段生产运行模拟。约束条件主要包括水电运行约束、风光出力特性约束、联络线约束、系统运行约束四类。因此，水电运行过程是一个具有时空耦合特征的复杂物理过程。(1)水电运行约束。水电站在运行过程中，在时间维度，相邻时刻的水库水位变化受入库流量和出库流量影响，需要满足水间维戾，上游水犀出犀流量影响下游水犀入犀流量，且具有电气联系的梯级水库需满足联络线约束。(2)风光出力特性约束。风电、光伏运行过程主要受发电能力、新能源(3)联络线约束。联络线运行过程中受输电容量限制。(4)系统运行约束。系统运行过程中需满足电力平街约束。输入输入层日标日标·决策评价指标：风光消纳电量、输电通道利用率等图1水风光协同促进新能源可靠替代模型柜架充裕性提升方面，在清洁能源富集区域，通过扩大送端电网互联范围，可以推动水风光等清洁能源协同开发，实现水电、抽蓄等调节资源大范围共享，促进新能源更大规模开发、稳定送出和高效利用，提高新能源发电量占比，捉升新能源参与电力平衡水平。安全性提升方面，通过扩大电网互联规模，不同区域间的电力系统能够形成更大的调度空间，可提升系统频率调节能力，增强整体系统抗扰动水平。经济性提升方面，加强跨区联网，可发挥错峰效益，降低系统整体最大负荷，平抑负荷波动，进而降低峰谷差率，减少基荷电源装机需求。通过跨区联网，优化系统整体电源装机结构，共享灵活性调节资源，可以提高零碳可调装机占最大负荷比重，减少调节性电源装机需求，从而降低调节成本。与煤电、燃气发电、储能及燃氢发电等灵活性电源相比，电网建设投资成本和运维费用相对更低，利用跨区联网共享调节资源可提升系统整体经济性，降低电源成本。从负荷侧来看，电网互联能够发挥跨地区负荷错峰效益，降低系统最大负荷和备用需求，促进新能源开发，提升系统整体充裕性。不同地区的负荷特性各异，日负荷和年负荷特性具有一定的错峰调峰效益。通过电网互联互通，可以有效降低日内负荷的峰谷差率和年最大负荷，实现跨地区负荷备用共享。以中国东西部联网为例，西部电网年最大负荷出现在冬季，日内最大负荷为夜间21时，峰谷差率为0.176;东部电网年最大负荷出现在夏季，日内最大负荷为午间11时，峰谷差率为0.204。东西部联网后，年最大负荷可减少6800万千瓦，日峰谷差率为0.199,日负荷特性曲线更为平滑，可以有效降低系统调节成本，降低下，2050年可促进可再生能源开发提升12%°,有效提升新能源开发规模，降低新能源开发成本。6800万干瓦6800万干瓦联网整体最大东电网最大负荷75360万西地网题大负荷54213万负荷205917万物11…………4到着，重同业。自着呢品重于犹一和身十上量，直臣用的■低成本有限制互联情报■低虚本无限制互联情量■标准成本无限制互联情量粉图3.4大范围联网模式促进可再生能源消纳和碳减胖FangYang,VokerKray,KawanRih,HanHuang,YuanbngZhou.Impkcasonsofnteroontnertadrenewatedectratytradetorenegysystemsandemssions,2022,机占比仅为总装机容量的14%,其中常规水电已基本开发完毕，抽水蓄能电站资源开发程度超过50%,待开发资源规模十分有限，无法满足系统对灵活性调网互联后，西部地区整体调节性电源占比约为总装机容量的37%,若考虑抽水兰即甲8842■生物质等其他水电■弃风■弃光■储能充电专栏3.专栏3.2欧洲电网互联及市场机制促进新能源大规模发展欧洲重视清沽发展，是应对气候变化的首倡者和清沽能源利用的推动者。为了推动应对气候变化，欧盟提出2050年80%电力来源于可再生能源，制定了2030年跨国电网互联水平达到15%以上的目标。欧洲电网整体发展水平较高，跨国互联紧密。当前，欧洲共有36个国家的43家运营商加入了欧洲榆电运营商联盟(Entso-E),形成世界最400千伏，波罗的海国家电网主网架为330千伏，相互之间通过直流互全球区域电力市场的实践者，有效促进新能源发展。欧盟各国于2000年前后相继推进电力市场化改革，推动统一电力市场建设，经过近20年发展，目前已形成全球最大的区域跨国电力市场，23个国家实现日前市场联合交易，14个国家实现日内市场联合交易，年跨国交易电量超过5000亿千瓦时。市场机制有效促进了清洁能源大规模开发及大范围配置，2016年，欧盟非水可再生能源发电量达到5798亿千瓦时，占总发电量的18%,与2000年市场化改革之前相比，非水可再生能源装机容量增长超过10倍，发电量增长了近11倍，市场交易电量提高了9倍。良好的电力市场环境与适应可再生能源发展的交易机制促使可再生能源获得较好的市场收益，也可以进一步带动欧洲可再生能源项目3.1.3风光电氢碳资源循环风光电氢碳资源循环模式是以风光新能源制氢为基础，联合电能、氢能以及破基化石能源，形成对外零碳排放，对内以碳、氢为能量载体的物质能量循环体系，可以有效提升系统全时间尺度调节能力，绿氢绿氨等有效提升低碳能源供应链韧性。氨醇电图3.6风光电氯碳协同模式示意图间尺度的季节性调节和储能，提升系统频率调节能力和系统抗扰动能力。同时，并发挥调节电源的作用，降低系统调节成本。乏、配套调节性煤电需要降碳等问题，能够提高发电出力稳定性和可控性。能源供应链韧性。高载能产业密集，提供了电氢碳产业协同发展的能源优化开发为例，未来中国80%的绿氢生产将集中在北部地区。通过电氢碳协同发展，预计2050年北部地区绿氢生产需求4800万吨，其中80%用于本地用氢，20%输送到中东部地区，将带动新能源基地开发93亿干瓦，以“风一光一电一氢一氨一醇”一体化产业将促进零破氢降低系统调节成本。绿电与绿氢之间的相互耦合可明显提高能源系统的灵活性。在短时间尺度(小时级到日级)上，电制氢是灵活的柔性负荷，既能与传统用电负荷互补，降低峰谷差，也能与波动性新能源发电较好匹配，显著提高新能源利用率。以西北和华东为例，在送端电制氢负荷与新能源出力同向变化，当新能源大发时，制氢用电明显增加，促进新能源消纳；在受端电制氢负荷与净负荷反向变化，降低系统波动。2060年，由于发展绿氢产业可减少电力系统短时储能需求1.15亿~1.4亿kW,可节省系统短时灵活性资源投资7400亿-8900亿。2060年，充分利用绿氢产业的储氢能力，可减少电力系统长时储能需求2340万KW,可节省系统长期灵活性资源投资约2500亿元。4名)量用4名)量用图3.8中国全年电力平街及储氯变化情况源网荷储一体化模式是将电源、电网、负荷、储能从规划、建设、运行各环节进行全方位一体化整合开发，实现新能源就地消纳利用，支撑局部电力系统安全稳定运行。源网荷储一体化模式可以柔性削减负荷，捉升系统充裕性和安全性。源网荷储一体化可以充分发挥负荷侧的调节能力，依托“云大物移智链”等技术，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，挖掘需求侧可调节负荷潜力，为系统提供充裕性。通过增加本地电源支撑，调动负荷响应能力，降低系统调节成本，并可降低对大电网的调节支撑需求，从而提高电力设施利用效率，实现新能源就地就近、电网灵活坚强发展。从电网侧看，能够服务电网安全稳定。通过资源动态聚合和集中协调优化参与削峰填谷，实现日内更短时间尺度响应，精准削减负荷高峰、填充低谷负荷，达到电网运行的全局最优。通过聚合电网侧和用户侧分布式储能资源，精确响应电网自动发电控制(AGC)调频指令信号，支撑区域电网快速频率响应。同时可以聚合灵活电力资源，作为负荷侧备用，待系统有需求时即可通过调度下令快速响应。从电源侧看，可以促进清洁电力消纳。通过大量分布式或小型发电机组、储能装置、可调资源，明显提升新能源消纳比重，并利用电源侧多能互补，提升新能源参与电力平衡比重，提升系统充裕性。从负荷侧来看，能够保证优质供电服务。发挥规模效应和平台作用，聚合海量小规模、无法独立参与电力市场的分布式资源，共同参与不同周期的电能量、辅助源网荷储一体化对调节电源结构产生深刻影响。从中国整体来看，近中期，系统平衡资源主要来自电源侧和电网侧。到2030年，中国将建成调峰电源共4.41.9亿kW,综合采用需求侧响应、电网互联等措施，提升系统平衡能力。远期，电源侧、电网侧、需求侧、储能侧协同发力。到2050年，通过扩大电网互联，充分调动需求侧响应资源，建设抽水蓄能、电化学储能和氢储能等，系统源、网、荷、储各环节平衡资源规模将达到35亿kW,进一步提升系统安全调节能力，保障系统安全稳定运行。2050年中国电力系统平衡中源、网、荷、储四个环节灵活性资源比重将由当前的以电源调节为主逐步演变为源网荷储共担的55%:20%:8%:17%。源网荷储一体化提升综合能源利用效率，降低用能成本。源网荷储一体化在解决工业园区、海岛供电等方面能够提供离网式、并网式等多元化的发展模式。以中国内蒙古“源网荷储”一体化项目为例，该项目建设4个6MW分布式光伏电站供应清洁能源，推动矿山绿电加速投产。通过“源网荷储”集约化用能管理和电-氢互补的模式，实现清洁能源自产自销，在负荷侧建设综合能源场站，灵活调整电力和氢气的生产与使用，提高了能源利用效率，进一步降低新能源重卡的用能成本。电图3.92050年中国系统平衡资源装机结构示意图前图3.10光储充协同开发示意图3.1.5电水土农粮深度结合“电-水-土-农-粮”典型代表是新型抽蓄，它联结“水系统”与“电系统”,具有调水和蓄能两个功能，可以增加零碳可调装机容量，提升电力系统灵活性，降低调节成本，同时可以助力偏远地区土地改善、农业提质和粮食安全。一是开发清洁电力。在水能资源丰富的地区，建设新型抽蓄机组，通过常规抽蓄提供调节能力，通过水能发电机组最大程度回收能量，同时将随机波动的新能源电力转换为稳定可控的水电电力。在满足调水的前提下，提供大量的灵活性资源，提供持续灵活的调节能力、促进更大规模新能源开发。二是增加水资源供应。基于新型抽蓄理念，建设调水工程实现跨流域水资源调配，同时为电力系统提供灵活性潜力，实现跨流域水资源优化配置与新型电力系统协同发展，形成水网电网有机互动的“电-水”协同发展新格局。三是优化土地利用。通过保护、修复和改进土地管理等基于自然的解决路径，增加缺水地区森林、湿地、草原和农业用地等生态系统的碳储存能力。水300亿立方米，可满足新增10万平方千米耕地的用水需求，提高粮食产量8700万吨。机容量6.5亿干瓦，水力发电装机容量1.9亿千瓦，储能效率达86%,超过常规抽水蓄能，满足15亿-20亿千瓦新能源灵活性调节要求。达到年调节的水平，可有效提高系统遭遇连续“小风寡照”天气条件时的安全保供能力。需求侧资源深度互动模式是通过政府、市场、电力用户等相关利益主体广泛参与，提升系统充裕性和安全性的系统性解决方案。极端工况时通过全社会动员，进行短时、大幅度削减负荷，以及跨区域紧急功率支援，保障电力系统安全稳定运行。11发挥政府和市场的双重作用是实现新能源可靠替代的有力保障。通过市场优化资源配置和政府发挥兜底保障作用，才能统筹解决电力充裕问题及新能源大范围、高效率、低成本开发利用。通过完善电量市场、容量市场、辅助服务市场，以价格信号引导需求侧响应，可以高效率聚合负荷侧灵活性资源，提高系统可调装机比重，提升系统充裕性和安全性。极端工况下，在电力公司主导、电力用户配合、政府兜底保障的紧密合作模式下，通过跨区域紧急功率支援可以增强系统抗扰动能力，避免大停电事故发生。在需求侧推广新型电气化可大幅提升新能源消纳空间，为电力系统提供灵活性。新型电气化是绿色的、深度的、广义的、智能的电气化，以绿色低碳、高效便捷为方向，以清洁能源开发利用为前提，以电动汽车、电采暖、电制燃料等新型用能技术创新突破为基础，以数字化、智能化为关键，以源网荷储高效互动、电热冷气氢灵活转换为特征，在各用能领域以电能深度代替化石能源，挖掘可参与调节负荷潜力，为系统提供灵活性，支撑系统供应充裕度，保障电网安全，并促进新能源消纳水平进一步提升。建立需求侧管理长效机制和全社会动员机制，高效调用负荷侧灵活性资源及可调节负荷。需求侧管理可以缓解高比例下新能源波动性引发的电力供需矛盾，但仅依靠电力公司及市场机制难以有效实施。在更大范围建立长效协同机制，形成电力公司主导、电力用户配合、政府兜底保障的紧密合作关系，对于电力安全保供和新能源高质量消纳具有重要作用。源需求。以中国为例，电动汽车、电制热(冷)、电制燃料原材料、信息用电等领域可参与调节的负荷最大功率分别为3.3亿、4亿、2.9亿、0.9亿千瓦，总和约11亿千瓦。柔性负荷共同参与系统调节时，净负荷最大值减小3.1亿干瓦，净负荷最小值提升4.3亿干瓦，净负荷峰谷差结小7.4亿干瓦，最大净负荷峰谷差下降约20%。电动汽车、电制热(冷)、电制燃料原材料、信息用电分别单独参与系统调节时，替代储能装机量分别为1.9亿、1亿、1.3亿、1500万干瓦，总和4.4亿。有序用电和互动响应负荷共同参与系统调节时，系统净负荷特性可以进一步得到优化。在电动汽车、电制热(冷)、电制燃料约22%。日一调节前净负药一调节后净负荷日大功库(相当储能)电动汽车(冷》电制氢全球各地区通过政府引导和市场激励有效保障了电力供应安全。市场激励方面，欧洲统一电力市场经过近30年的发展，完善了跨国联网容量管理、市场耦合、中长期和现货市场衔接以及可再生能源消纳等机制。2022年4月上句寒潮席卷欧洲多国时，受影响最大的法国电力批发市场价格飙升至500欧元/兆瓦时，通过电力市场交易及时从西班牙获取支援，避免了停电事故发生。2019年巴西由于干旱导致水电出力不足，造成全国电力短缺，政府通过对电力用户正确引导，发布了用电奖励方案，避免了停电事故发生。政府引导方面，美国加州建立了极端天气下电力预鳖系统，包括公众节约用电、工商业用户缩减负荷、轮流限电三级预警。2022年8月，美国加州预测了破纪录高温，制冷电力需求大幅增加，电力运营商发布全州范围第一级“公众节约用电”警报，呼吁电力用户在下午和傍晚采取自愿节电措施，帮助电网平衡供需。中国国家电网公司提出了“3334°管理模式°,有力保障了中国局部地区电力短缺时的电力供需平衡。基于构网型技术的局域电网和微电网允许分布式能源资源通过逆变器以一种自主和协调的方式形成局部电网，可在并网、离网运行模式间无缝切换。在脱离主网支撑的情况下，局部电网能够独立运行，实现新能源的就地消纳和平衡，促进电力系统整体稳定。0三用电是翠持需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力。三平街是翠持就地平街、就近平衡为要，跨区平衡互济。三防统是守住大电网安全生命线、民生用电就线，不碰拉闸限电红统。四主体包括各级政府、电力企业、电网企业、电力用户四大参与主体11装机91MW,变流器采用虚拟同步发电机控制，能够实现100%可再生能源的上可四FA1区a图3.13虚拟同步发电机控制柜图3.1.8系统友好型新能源电站应、一次调频、主动调压等系统关键指标，增强新能源参与电力平衡占比与系统的调节能力。优化整合分布式电源与储能资源，提升系能源可靠出力水平。系统友好型新能源电站整合风电、光伏等新能源发电资源，并配套多种类型储能系统，通过集成应用长尺度高精度功率预测、风光储智慧联合调控运行等技术，具备按曲线一体化调控运行、纳入电网调度平衡的能力，提高新能源可靠出力水平。促进实现新能源友好井网，支撑电力系统运行。新能源发电与新型储能系统通过构网型逆变器并网，基于下垂控制、虚拟同步机控制等控制策略，使新能源发电设备能够模拟同步发电机的行为，能够实现对电力系统的惯性支撑和一次调频，并具备暂态电压支撑和宽频震荡抑制能力。系统友好型新能源电站具备故障穿越功能，在故障暂态期间能够保持并网运行，在故障清除后具备电压快速恢复及暂态过电压抑制等功能。同时，新能源电站还应具备通流过载能力，在故障期间能够通过短时增发无功电流来确保系统电压稳定，对系统故障暂态具有更强的主动支撑能力。系统友好型新能源电站可作为黑启动电源，在遭受自然灾害、重大事故或网络攻击导致电网全面停电后具备自启动功能，能够生成和促进新能源多能互补，提高新能源的消纳比例。系统友好型新能源电站高度整合各类源储资源，实现新能源多能互补、源储系统协同调控。根据不同时间、不同天气条件下的新能源发电特性，新能源电站能够灵活调整各种能源的出力比例，从而优化能源利用结构，提高整体能源利用效率。利用不同新能源之间的互补性，新能源电站可以降低单一能源出力波动对电力系统的影响，确保新能源电力输出的稳定与可靠，使新能源发电具备更加出色的电网适应性。系统友好型新能源电站能够最大化利用新能源发电资源，提高新能源的消纳比例，加速能源结构的转型和优化。预计2030年、2050年，全球新能源装机占比分别可达56%、80%。提升系统韧性，保障电网安全稳定运行。新能源电站能够模拟同步发电机的行为，为电力系统提供惯性支撑、一次调频、暂态电压支撑制等服务，在系统发12应用展望判断，预测预报准确率只有55%-60%。随着未来预测预报技术与人工智能、报产品风速预报误差约为0.63米/秒、均方根误差约为2.5米/秒，通过引入的业务应用，我国风能预测将实现24小时内100米高度风速预报均方根误差小于2米/秒。报。2024年7月，谷歌研究团队推出了NeuralGCM模型，30秒生成22.8专栏3.3专栏3.3盘古对台风预测的技术路线与提升效果数值天气预报作为日前最准确的预报系统，通过将大气状格，并求解描述状态转换的偏微分方程来进行预测。然而，这一行数小时。此外，数值天气预报方法依赖参数化捉未解决过程，可能引入误差。近年来，基于人速天气预报的潜力，但其预测精度一直未能超越数值天针对上述困难挑战，盘古主要有三方面创新。一是三维深度学习网络，项目引入了三雌深度学习网络，将大气状态的垂直高度信息作为独立雌度，以更全面地捕捉大气状态之间的复杂关系；二是地球特定的先验知识，通过设计三维地球特定变换器架构，将地球物理特性的先验知识整合进模型中，以提高模型对地球表面不同位置气象状态的敏感性和准确性；三是分层时间聚合策略：提出了一种贪心算法，根据最大可用预报时间调用深度网络，减少达代次数，降低中期天气预报中ERA5数据集上的测试结果表明，在所有测试变量上，其预报精度均优于ECMWF的运行IFS。特别是在5天Z500预报上，Pangu-Weather的均方根误差为296.7,低于ECMWF的333.7,显示出约10%的精度提升；二是预报速度的苹命性提高，盘古的推理速度极快，仅需1.4秒即可完成单次预报，相比ECMWF的运行IFS快10000倍以上，与现有的图1Pangu-Westher在早期气旋跟踪方面比ECMWF-HRES更准确应用展望2应用展望2计到2030年，晶硅电池组件转换效率达到26%,铜铟镓硒薄膜电池组件转换效率达到21%,平均度电成本预计降至2.2美分/千瓦时。预计到2060年，约45%。到2030年，光热电站传热及发电环节工作温度超过600℃,储热效率提高到90%左右，发电效率达到50%;平均度电成本降至8美分/干瓦时。预计平均风轮直径达到200米。陆上风电平均度电成本降至3.8美分/干瓦时，海上风电降至8美分/干瓦时。预计到2060年，陆上风机平均单机容量超总装机容量的比重约36%,发电量达到43万亿千瓦时，占总发电量的比重665432o202020302040图3.15陆上风电度电成本预测高可持续性。3.2.3构网型技术1概念电网技术领域持续积累，不断推动并网友好性技术从“跟随电网”、“支撑电网”走向“增强电网”。构网型技术是典型的并网友好性技术，是通过优化控制策略、型技术接入交流同步电网，可以近似模拟同步发电机动态特性，为电力系统提供一次调频调压、惯量阻尼等支撑功能，增强电力系统稳定性。制V细时间内(几砂)望电压源属性和电力系晚动定(PSS)的腔制 “跟踪”其他电源的相位信息V通过锁相环检测接入竹点的与压“刚度”“构建”电压幅值与系统频率步控制文减机型白间V通过控制开网点的电压，地来控V前维提供电压、*交痒，过数 图3.16同步发电机与眼网、构网型变流器的对比2应用展望设备渗透率达到50%,系统短路比降至2.5左右就将面临稳定性问题，即便部署同步调相机等设备，渗透率和短路比极限也只能捉升至75%和1.5左右，只··电间友好9置调相机等来用专出化增电力系统稳定性图3.17实现商比例新能源接入的关键技术构网型技术应用能够降低系统总成本。SMA、特斯拉、日立等长期大量研究和试验表明，电力电子设备从跟网型“升级”构网型主要涉及控制环节等软件改造和IGBT元件过流能力提升，与同步调相机等措施相比，构网型技术成本相对较低，并在建设周期上具备优势。在目前的电网条件下，配置构网型设备可以大幅减少电网基础设施投资，降低系统总成本。但过度依赖构网型设备，也会增加协同控制优化、安全测试等其他成本。构网型技术存在多场景示范应用潜力。构网型技术未来将主要应用于高新能源渗透率电力系统中，可在多场景下开展示范应用。例如，依托沙戈荒大型新能源基地开发外送，开展源-网-储构网型多主体协同规划与控制示范；通过构网型技术在超高比例新能源、弱电网系统示范应用，推动高海拔复杂环境地区工矿业供电；在东部海上风电基地，示范构网型风电经柔直或低频输电送出等。构网型技术通过三个阶段实现大范围应用。第一阶段电力系统电力电子设备渗透率低于30%,存量新能源及储能多以跟网型模式运行，通过示范工程验证构网型设备的支撑作用，跟网型“弱支撑、低抗扰”特性逐步威助到电力系统稳定运行，特别是严重限制末端新能源大基地的送出能力，影响新能源的进一步开发。第二阶段电力系统电力电子设备渗透率超过50%,系统惯量、阻尼水平大幅下降，“双高”电力系统运行在多时间尺度下出现稳定裕度明显不足，特别是故障暂态稳定问题和宽频振荡问题突出。借助电池储能的快速大规模部署，构网型技术进入快速发展期，通过合理的跟、构网比例，实现电力电子设备发挥与同步机相近的系统支撑能力。第三阶段电力系统电力电子渗透率超过70%,同步机占比显著下降，系统动态特性深刻演变，进入由电力电子设备控制方式主导的电力系统稳定新形态，构网型设备代替同步机成为交流电网构建、调节和支撑的主体，新能源所承担的系统安全责任与其贡献的电力电量相匹配。构网型设备主要承担调频调压等电网支撑调节服务，“电网友好型”跟网设备以最大发电效率为主要运行目标，两者依据经济性按最优比例进行配置，职责合理分工、协调运行。田电同70%*电力电子占比构网型量大功率够况选应性调榴等无劝种信，数忧化，癫低压穿越例新高比20402图3.18构网型变流器技术发展路径济性和可持续性。3.2.4先进输电技术11先进输电技术主要包括特高压交流输电技术、特高压直流输电技术、柔性直流输电