西北地区电力系统低碳转型探索——打造零碳电力系统的青海样本-RMI.pdf-solarbe文库

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2022.11 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本rmi.org / 2 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本关于落基山研究所（RMI）落基山研究所RMI，是一家于1982年创立的专业、独立、以市场为导向的智库。我们与政府部门、企业、科研机构及创业者协作，推动全球能源变革，以创造清洁、安全、繁荣的低碳未来。落基山研究所致力于借助经济可行的市场化手段，加速能效提升，推动可再生能源取代化石燃料的能源结构转变。落基山研究所在北京、美国科罗拉多州巴索尔特和博尔德、纽约市、加州奥克兰及华盛顿特区设有办事处。rmi.org / 3 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本作者与鸣谢作者落基山研究所陈梓浩，高硕，刘雨菁，刘子屹，周勤北京清大科越股份有限公司陈燮明其他作者落基山研究所李婷，姚远北京清大科越股份有限公司程翠，倪晖作者姓名按姓氏首字母顺序排列。联系方式刘雨菁，yujingliurmi.org；刘子屹，zliurmi.org 版权与引用刘雨菁，刘子屹，周勤等. 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本，落基山研究所，2022 鸣谢本报告作者特别感谢以下来自企业和研究机构的专家对报告撰写提供的洞见与建议。李洛，中国电建集团青海省电力设计院有限公司李剑，国家电网青海省电力公司李明全，北京航空航天大学经济管理学院李宁君，中国水电工程顾问集团有限公司金建祥，浙江可胜技术股份有限公司章颢缤，浙江可胜技术股份有限公司特别感谢 ClimateWorks Foundation 对本报告的支持。本报告所述内容不代表以上专家和所在机构，以及项目支持方的观点。rmi.org / 4 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本导言 . 6 一、青海省建设零碳电力系统的雄心与优势 . 8 1.1 青海电力系统转型目标 8 1.2 青海电力系统转型的供给侧优势 11 1.3 青海连续绿电试点的经验及潜力 11 二、建成零碳电力系统的挑战 . 14 2.1 实现大规模可再生电力的生产消纳和外送 14 2.2 满足高比例可再生电力系统的灵活性需求 14 2.2.1 时间维度灵活性不足 14 2.2.2 空间维度灵活性不足 16 2.3 高比例可再生电力系统的运行挑战 17 三、建成零碳电力系统的技术路径 18 3.1 技术趋势与情景设计 18 3.1.1 新型零碳调节技术的现状与展望 19 3.1.2 模型情景设计 . 23 3.2 仿真结果分析与对比 25 3.2.1 基准政策情景下的潜在挑战 25 3.2.2 不同储能配比情景 26 3.2.3 光热规模化开发情景 28 3.2.4 氢能替代零碳情景 30 3.2.5 外购电碳强度的敏感性分析 33 3.3 总结与建议 34 3.3.1 波动性和调节型新能源需均衡发展 . 34 3.3.2 建设多元储能体系是保障系统灵活性的关键 35 3.3.3 寻求外送曲线的主动权和调整灵活性 . 38 3.3.4 积极引导煤电角色转变降低资产搁浅风险 39 目录rmi.org / 5 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本四、支撑零碳电力系统的电力市场建设 40 4.1 建设电力市场的必要性 40 4.2 完善中长期交易市场 42 4.2.1 新增交易品种及交易周期 . 42 4.2.2 完善中长期市场交易机制 . 42 4.3 加速建设省内现货市场 43 4.3.1 现货市场模式设计 43 4.3.2 现货市场主体 . 44 4.3.3 现货市场网络模式 44 4.3.4 现货市场价格机制 45 4.4 多元化发展省内辅助服务市场 45 4.4.1 调整及丰富省内辅助服务市场机制 . 45 4.4.2 辅助服务市场设计主要原则 48 4.5 探索容量补偿机制及容量市场 49 4.6 积极参与省间现货市场 51 4.7 零碳电力系统市场机制的实施路径 54 4.7.1 “十四五” 时期全面建设适应高比例清洁电力的市场机制 . 56 4.7.2 “十五五” 时期进一步完善青海电力市场体系 . 56 五、结语 58 参考文献 .60rmi.org / 6 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本导言随着2021年中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见和2030年前碳达峰行动方案的出台，“双碳”工作完成了政策层面的顶层设计，各地区、各行业陆续出台具体的实施意见和实施方案，推动了碳达峰和碳中和工作进程从理念探索转向具体行动。在地区层面，西北地区幅员辽阔，风、光等可再生能源资源丰富，是国家风电与光伏基地开发的重点地区。“ 十四五”期间重点发展的七个新能源基地中，新疆、黄河上游、河西走廊、黄河几字弯共四个新能源基地地处西北地区，凸显了西北地区在“双碳”进程中的区位优势和重要性。在行业层面，电力行业在“双碳”进程，尤其是碳中和进程中扮演着至关重要的作用。在电力、工业、交通、建筑等重点碳排放行业中，电力行业向近零碳、零碳方向转型的路径相对清晰，技术成熟度也相对较高。同时，低碳电力的大规模发展也为其他终端用能部门通过电气化迈向碳中和提供了可行的路径支撑。落基山研究所在近期的研究中，已经针对西北地区和电力行业的低碳转型进行了诸多探讨。电力增长零碳化（2020-2030）中国实现碳中和的必经之路和电力市场与电价改革通向零碳电力增长和新型电力系统的必由之路两份报告在全国层面探讨了零碳电力增长在技术与机制方面面临的挑战和应对措施。西北地区碳中和路径与系统性转型探索和西北地区电力系统低碳转型探索以陕西省2021-2030年转型路径为例两份报告分别就西北地区的中远期能源转型路径和重点省份的近中期电力转型路径进行了分析阐释和仿真模拟。在西北地区电力系统低碳转型探索以陕西省2021-2030年转型路径为例报告中，我们聚焦于西北区域煤炭资源禀赋高、煤电装机比例最大的陕西省，基于现状与预测，依靠仿真分析等量化手段，借鉴国内外电力行业发展的经验，阐释了2020年代陕西省电力系统转型情景，探讨了政策与市场双轨支撑的关键方面，同时为煤电依存度较高省份和地区的“先立后破”转型路径提供思路和方案。与之相对，本报告将重点关注西北地区乃至全国范围内清洁能源发展水平最高的省份青海省，探索高比例可再生能源电力系统向零碳电力系统转型中的挑战与解决方案。青海是全国清洁电力发展的领跑者。青海2021年清洁电力发电电源占比已达90.8，电量占比已达到85.5，在各省、自治区中位列第一，也处于全球领先水平。自2017年起，青海在每年的丰水期都开展了全清洁能源供电示范，供电时间不断延长，从最初的“绿电7日”，逐渐发展至2022年的连续35日清洁供电。青海建设零碳电力系统具有得天独厚的优势。依托优异的清洁电力资源，青海省在开发风力发电、太阳能发电电源方面有着巨大潜力，水电在中短期内进一步开发的潜力也相当可观。青海省在过去几年的全清洁能源连续供电示范，也帮助西北电网和青海省网积累了在超高比例可再生能源条件下调度运行的宝贵经验。得益于此，青海省人民政府会同国家能源局提出将青海打造成为国家清洁能源产业高地，并在全国范围内率先提出了“打造零碳电力系统”“实现煤电电量清零”等目标，成为了碳中和目标下电力系统零碳转型的先行者。青海的零碳电力转型实践不仅有利于本地区低碳发展，更会通过大规模清洁电力外送，帮助中东部省份实现电力消费低碳化。行百里者半九十，虽然青海省清洁电力装机与发电量占比均已达到九成左右，但在实现完全脱碳的道路上仍需应对诸多更具挑战性的难题。事实上，无论从经济角度还是技术角度，未来十年打造零碳电力系统的过程都将rmi.org / 7 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本比既往高比例可再生能源发展过程更具复杂性和挑战性，这也凸显了青海打造零碳电力系统样本对全国乃至全球的意义。为了更好地助力青海电力系统向近零碳和零碳方向转型，本报告立足于青海电力系统发展现状，以既有的政策目标为导向，系统性地识别了可再生能源电力生产消纳、电力供需的时空间灵活性和高比例可再生电力系统安全稳定运行的三个层面的挑战。本报告借助定量化系统建模与场景仿真和结构化的定性分析方法，综合技术、市场、政策和社会经济视角，重点从电源发展和电力市场发展两个维度，面向上述挑战提出针对性的解决方案。在电源和储能发展方面，本研究结合青海实际，充分考虑青海可再生能源的资源优势，依托年度8760小时仿真运行模拟，对光热发电、氢电耦合和大规模储能等具有地方发展潜力的解决方案进行了前瞻性分析。在电力市场方面，本报告以2025年和2030年作为标志性时间节点，勾勒了电力市场建设和完善两个阶段的着力点和关键内容，并重点阐释了辅助服务和容量价格机制的多元化发展在高比例可再生能源电力系统中的应用方式与意义。综合定量与定性的分析与讨论，我们认为从现在到2030年，以下四个方面有的放矢的举措，将帮助青海更经济、更可靠地构建零碳电力系统。充分发挥自身优势，均衡发展波动型与调节型新能源在既有风电、光伏波动性电源发展的基础上，结合自身气候和土地优势，推进包括光热在内的调节型新能源电源建设，依托地方补贴、优惠或试点激励等措施，引导调节型新能源电源的投资，促进其规模化应用，提升系统灵活性。建立多元化储能体系，兼顾不同时间尺度的差异化灵活性需求适度提高电化学储能规模，提升风电、光伏日内调节能力，降低弃风弃光水平，平滑日内电力生产曲线；引导发展氢能技术，依托氢作为分子燃料的储运优势，借助绿氢制备技术和氢燃机技术，支持长时间、跨季度的灵活性需求。推动省内电力价格机制改革，建设与零碳电力系统需求相匹配的电力市场构建“中长期交易现货辅助服务容量”的市场体系，基于新能源电源的投资与运营特性，重点推进多年中长期交易合约、辅助服务（调频、备用、转动惯量、灵活爬坡）交易和技术中性的容量交易机制以支持新能源发展、系统灵活性和系统充裕性。优化省间电力交换机制，充分激发零碳电力跨省流动活力汇集政策、技术、市场的合力，寻求灵活主动的外送协议、推进零碳电力输电通道建设、参与和优化省间电力市场，全方位提升青海与外部电力交换的弹性，助力零碳电力在更大地理尺度的优化利用。本报告希望以青海电力系统发展为样本，探索近零碳和零碳能源条件下支持电力系统安全、经济运行的解决方案，为实现全国电力系统低碳发展、支撑国家和省区新型电力系统建设提供有益的经验，助力国家 “双碳” 目标的实现，同时也为全球电力系统转型提供可借鉴的 “中国方案” 。rmi.org / 8 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本 1.青海省建设零碳电力系统的雄心与优势 2020年9月，中国国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，在2021年3月的中央财经委员会第九次会议提出“实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”，对能源及电力行业的发展提出了更深入且具体的要求。在国家中长期目标的定位之下，各省（自治区/直辖市）的计划与行动是切实推动碳达峰、碳中和目标落实的重要保障。一方面，省级电网是中国电力系统运行的核心单元，是电力系统规划、系统供需平衡、频率控制和电力市场建设的最主要模块。另一方面，各地区或省份拥有不同的经济结构、增长动力、资源禀赋等条件，在电力系统低碳转型的共同目标下面临着差异显著的挑战与机遇。青海省作为我国清洁电力发电占比最高的省份之一，率先提出了打造国家清洁能源产业高地的雄心，特别明确了要在2030年前 “基本建成零碳电力系统”、“煤电电量清零”等目标。若该目标达成，青海电网将是国内率先实现煤电电量清零的省级电网之一，这不仅为青海省自身的能源系统转型打下坚实基础，也将通过跨省区的外送通道为我国中东部地区省份提供更强有力的清洁能源支撑。青海省建设零碳电力系统具有得天独厚的资源禀赋，也已经积累了初步的系统和市场运行经验。从电力供给侧看（详见1.2部分），依靠优异的清洁电力资源，目前青海省清洁电力的装机和电量比例已经遥遥领先于全国平均水平。展望未来，青海进一步开发以光伏及风电为代表的可再生电源的潜力仍然巨大，水电中短期内进一步开发的潜力也比较可观。从系统运行上看（详见1.3部分），自2017年以来，青海省已经逐步积累了全清洁能源连续供应的电力系统运行经验，成功地不断延长供应时长和扩大供应范围。 1.1 青海电力系统转型目标 2021年7月，青海省人民政府与国家能源局联合发布了青海打造国家清洁能源产业高地行动方案（2021-2030 年）（以下简称“2030行动方案”），之后在2022年2月青海省人民政府印发了青海省“十四五”能源发展规划，两份文件都旨在充分挖掘和发挥青海省清洁能源优势，服务全国碳达峰、碳中和的目标。“2030行动方案”和青海省“十四五”能源发展规划都对青海省2025及2030年能源供给和能源消费双侧的发展目标做了细致规划，并分别从电力供给侧、电力系统层面、用电侧、储能系统等方面提出了行动计划和实施方案（图表1）。能源供给侧目标目前，青海省清洁能源总装机量3,929万千瓦（含储能），占青海电源总装机量的91，在全国属于领先水平。清洁能源发电装机总量要在10年内增长约3.4倍，其中光伏装机增速最为显著（图表 2）。抽水蓄能、储能工厂、电化学储能等储能装机总量在10年内增长58倍。清洁能源发电量（含天然气发电）占比要从2020年的89上升到2030年的100。rmi.org / 9 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本图表 1 青海 “2030行动方案” 和 “十四五” 能源发展规划总结行动方向推动清洁能源开发构建新型电力系统加速清洁能源替代打造储能多元化示范推动相关产业升级行动方向推动清洁能源开发打造黄河上游水电基地进一步推进光热电站加强省内骨干电网建成西北区域电力调蓄中心加速推进电力外送通道推进电能替代工程建设清洁取暖工程建设绿色交通工程建设黄河上游梯级电站大型储能项目推进抽水蓄能电站发展新型电储能壮大清洁能源产业体系打造低碳循环产业体系具体方案在海南州、海北州、海西州打造新能源园区，实施源网荷储一体化、多能互补项目加快推进黄河上游已建水电站扩机改造，提高灵活电源调节比例和供电保障能力充分发挥水电调压调相功能，提高新能源消纳及电网安全稳定运行水平创新技术发展模式，示范推进光热与光伏一体化友好型融合电站到2030年，青海光热电站装机规模达到300万千瓦以上加强750千伏骨干电网建设，优化调整330千伏电网结构 “十四五 ”期间，建成郭隆至武胜第三回750千伏线路推进羚羊至若羌双回750千伏线路，实现青海与新疆电网互联建成投产青海至河南±800千伏特高压直流工程二期配套清洁电源推进海南州第二条特高压外送通道建设规划方案积极开展第三条特高压直流输电工程研究论证工作在终端能源消费中加大电能替代力度，积极拓宽清洁电力应用领域完善峰平谷电价，争取国家北方地区清洁供暖政策支持构建以可再生能源供暖、地热供暖、电供暖为主导的清洁供暖体系，大力实施去煤供暖建立换电充电相结合的基础设施体系推动设区市公务用车、公交车、出租车、市政用车新增车辆电动化引导鼓励长途客车、货车、矿山用车、家庭用车电动化替代充分挖掘水电调节潜力，实现水电二次开发利用推动常规水电、可逆式机组、储能泵站协同开发模式推动玛尔挡、茨哈峡等水电站可逆式机组梯级电站储能项目建设运行完成新一轮抽水蓄能中长期规划，推动抽水蓄能电站建设 “十四五” 期间，开工建设贵南哇让抽水蓄能电站，推动格尔木南山口抽水蓄能电站、玛尔挡抽水蓄能电站前期工作围绕海南州、海西州千万千瓦级清洁能源基地建设，发挥电化学储能在电力系统中多功能优势，完善电力市场和补偿机制在电源侧、电网侧同时布局储能电站，提升电力系统灵活性积极推进绿氢终端应用。发挥青海光伏发电成本低的优势，推动光伏发电制氢产业化发展，打造规模化绿氢生产基地。依托前沿技术应用，形成绿色技术和标准体系加强技术攻关，推动清洁能源技术及设备提质增效加强产业园区规划布局，完善产业集群，提升产业附加值参与全国碳市场交易，开展低碳零碳工业产品，打造绿色零碳产业园rmi.org / 10 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本图表 2 青海2021现状以及2025/2030电源装机目标能源消费侧目标青海省2021年发电量为989亿千瓦时，其中省内用电量约占总发电量的87，外送电量约占总发电量的13。 “2030行动方案”预测，2030年青海全省发电量较2021年将增长160至2,460亿千瓦时（图表3），其中本省需求增长34至1,150亿千瓦时。在产业转移驱动下，本省用电需求可能进一步增加。2021年，青豫直流实际输送电量为152亿千瓦时，仅为设计值400亿千瓦时的38，未来青海外送需求在现有通道及新建外送通道利用率提高的推动下将增长10倍。另外，全省一次能源消费总量增长30，达到5,600万吨标煤，当中清洁能源消费比重也将从大约60的水平上升至80。图表 3 青海2021发电量现状以及2025、 2030发电量目标 GW 70 60 50 40 30 20 10 0 2021实际 2025规划 2030规划煤电光伏气电光热水电抽蓄和储能工厂风电电化学储能生物质 2021 2025 2030 TWh 300 250 200 150 100 50 0 数据来源青海省人民政府 1 数据来源青海省人民政府 1 CAGR 16.15 CAGR 7.63 13 92 145 86 88 115 跨省外送电量省内全社会用电量rmi.org / 11 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本 1.2 青海电力系统转型的供给侧优势青海省位于青藏高原东北部，地处三江源地区、水资源丰富，平均海拔在3,500米以上、太阳能资源可观，同时是我国重要的生态安全屏障，也是全球气候的重要调节器和敏感区。截至2021年底，青海省境内黄河上游已经建成12座梯级水电站，总装机约11.1GW，占全省水电总装机约82。无弃电情况下，光伏年利用小时数1,600 小时左右，其中海西地区甚至可以达到1,700小时左右，在全国属于一流水平，风电年利用小时数也在1,650小时左右，在国内属于第IV类资源区。在这样的资源禀赋之下，截至2021年青海清洁电源装机占比达到90.8，发电量占比达86.1，其中新能源装机占比达到61.5，均居全国省域电网首位 2 。根据青海省“十四五”能源发展规划，全省新能源开发可利用荒漠土地面积约10万平方公里，光伏技术可开发容量为3,500GW、目前已开发量约占0.5、2030规划开发量占2，风电技术可开发容量75GW以上、目前已开发量约占12、2030规划开发量占40，尚有大量可开发空间。此外，即使是开发已经相对成熟的黄河流域水电资源，在2020年到2030年期间仍然会迎来26的装机增长，该期间也将有更多抽水蓄能和储能工厂项目建成投运。图表 4 青海2016-2021年发电量占比 1.3 青海连续绿电试点的经验及潜力在2017年到2022年的六年时间里，青海在每年的丰水期（6-7月）都开展了全清洁能源供电示范（以下简称“ 绿电示范” ）。虽然青海清洁电力装机比重高，但要在兼顾安全、可靠、成本可控的条件下，实现长时间连续性全清洁电力，仍然需要额外的技术和市场手段来支撑，这些手段也为青海进一步延长全清洁电力供应时段提供了宝贵的经验。图表 5 青海2017-2022年间绿电示范 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 火电光伏水电风电时间持续天数区域范围 2017 7 全省 2018 9 全省 2019 15 全省 2020 31 三江源地区 2021 31 全省 2022 35 全省数据来源青海省工业和信息化厅 2 数据来源青海省人民政府 1 2016 2017 2018 2019 2020 2021rmi.org / 12 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本在电源端，提高水电的充裕性和灵活性是最重要的措施。青海省的水电站普遍调节性能优良、具有日以上的调节能力，其中龙羊峡水电站还具备年调节能力。从2015年左右开始，黄河上游青海境内的水电站已经开始日内配合全省新能源发电补偿运行，主要体现为日内光伏电站发电出力较大的1000-1700期间，水电站出力明显降低，而在光伏出力较弱以及夜晚时段，水电站出力再度提升。与此同时，在新能源高发时段持续下压火电出力、提高间歇性可再生电源超短期功率预测等手段，对新能源消纳亦有显著帮助。展望未来，我们认为青海省内电源端的灵活性的发展有以下几个趋势 ◆ 水电仍然会是电源端最重要的灵活性来源。青海省内水电站等开发和运行除了要尽量配合新能源发展规划和出力特性以外，还需要综合考虑灌溉、供水、防洪、防凌等需求。青海省除了可以进一步开发新建常规水电、抽水蓄能以外，还可以对现有水电站进行多种形式的扩建，比如扩建常规水电机组、增建可逆机组或抽水泵等方式来建设“储能工厂”，从而综合提高省内水电站调节能力。 ◆ 火电灵活性发展以及作用都相对受限。一方面，现有火电机组总规模较小（占2021年底省内总装机 9、可调节电源25），即使充分进行灵活性改造，在2030逐步退出或转备用之前，能发挥的作用也有限 i 。另一方面，青海正在考虑新建一批气电机组，主要支撑省内系统调峰需求，但天然气本身仍具有碳排放，而且我国天然气资源相对紧张，这批气电机组能在多大程度上发挥作用也将受到气源供给的限制（详见第三章讨论）。 ◆ 光热将是增长最快的可调节可再生电源。储热型光热发电机组具备良好的调节性能，可以迅速响应电网的调节需求，快速调节机组出力，具备参与调峰、一次调频、二次调频的能力。值得一提的是，与燃煤发电相比，储热型光热电机组具有负荷调节范围更大（稳态最低出力更低）、负荷调节速率更快、热态或冷态启动时间更短等优势（详见3.1部分）。在电网端，利用西北电网进行跨省平衡电力供需和备用共享，也是青海确保连续绿电供应的重要手段。青海电网目前已经通过多回线路，形成了东联甘肃、南接西藏、西接新疆的多端枢纽、交直流混合电网格局。在过去几年的“绿电示范”中，青海仍然需要在部分晚高峰时段通过从西北邻省购买清洁电力来满足全清洁用电。展望未来，青海计划加强省际电网通道建设，2021年已建成投运青海郭隆至甘肃武胜第三回 750千伏线路，“十四五”期间继续推进青海羚羊至新疆若羌的电网直接互联。但西北各省在未来5到10年对青海的支持力度未必可以同步增长，主要原因包括两个方面。第一，西北其他省份也都规划新的特高压直流输电通道，再加上自身负荷增长、火电新增装机减速，传统以火电为主的调节能力普遍吃紧。第二，西北乃至全国各省在未来都会迎来光伏渗透率提高、午间光伏消纳空间不足、晚高峰时段清洁电力供给不足的问题，未必能在区域之间形成有效的时空互补。图表 6 青海电网3年 “绿电示范” 典型日曲线比较 i 青海省有计划恢复重启 “上大压小” 项目，计划在2025年前投运桥头3x66万千瓦机组。虽然有新的火电机组上线，但是火电机组总规模仍然较小。 P /MW 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 00 12 00 12 00 12 00 12 00 12 00 12 00 12 00 12 00 12 00 （a） “绿电7日” （b） “绿电9日” （c） “绿电15日” 全网总负荷送出火电消纳省外新能源光伏水电风电来源董凌等，区域全清洁能源供电的发展路径与实践以青海省为例 3rmi.org / 13 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本在负荷侧，青海省从2018年的“绿电9日”试点开始进行负荷侧调峰机制，鼓励铁合金行业、储热式电锅炉设备等在白天时段根据新能源出力情况进行避峰或增加产能，从而扩大新能源消纳空间。目前，青海需求侧灵活性的发展规模仍然较小，主要原因是在传统的工艺流程下，主要工业负荷所包含的产业都需要较为稳定地开工运行。未来，进一步挖掘主要产业、特别是电解铝行业的需求侧灵活性潜力，推进必要的设备改造、工艺调整、生产排期，是青海省进一步提高可再生消纳能力的重要手段。在储能方面，青海省从2019年开始探索共享储能（仅包括电化学储能）调峰辅助服务，已经在该领域积累了全国领先的经验。目前，各省普遍通过强制新建可再生项目按一定比例配置储能的方式来推动储能装机的增长，但该模式存在储能资产分散、彼此独立、总体利用率低的情况。青海电网率先尝试以电网为枢纽，将省内储能资源在全网范围内优化配置、联合调度，较为明显地提高了省内电化学储能资产的利用率和收益水平。展望未来，进一步提高储能资产利用率至关重要，一方面，应该充分发挥储能的作用支撑可再生电力渗透率的进一步提高；另一方面，形成合理的收益率才能激发社会资本积极性、促进对储能的投资。与此同时，青海省也应该意识到电化学储能在长时灵活性上的局限，加快抽水蓄能的规划与建设，提早布局和发展氢能等长时储能技术。从电力市场运行上看，青海电力市场改革一直在稳步推进。自2016年11月国家发改委、国家能源局同意青海省开展电力体制改革综合试点以来，青海已经稳步推进了中长期交易和辅助服务交易，也进一步在2021 年10月印发青海省2021年可再生能源电力消纳保障实施方案从而明确了可再生能源电力的消纳方案。电力市场在过去五年的“绿电示范”中扮演了重要角色，青海省设计并实施了如停备火电与新能源的发电权交易、负荷侧大用户与新能源双边交易、储能电站与新能源场站双边或竞价交易等市场机制，通过市场信号为可再生消纳进一步创造空间。综合来看，青海电力市场改革的步伐在全国各省当中并非走在最前列，主要体现为辅助服务市场交易品种单一、省内现货市场仍未起步。未来十年需要进一步依据本省的情况，充分吸收其他省份和国际经验，从而进一步通过价格信号来引导零碳电力系统所需的投资、保障系统运行灵活性需求、落实高比例可再生电力系统的建成（详见第四章）。综上所述，青海不仅在供给侧具备丰富的清洁能源开发潜力，而且在多次绿电示范中积累了高比例可再生电力系统运行经验，为进一步建设零碳电力系统奠定了独特优势。rmi.org / 14 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本 2. 建成零碳电力系统的挑战从2022年丰水期的“绿电35天” ，到2030年前“基本建成零碳电力系统” ，这中间仍存在着多方面、多层次、多阶段的挑战。实际上，在青海省目前全国领先的可再生电源渗透率背后，也背负着多年来全国最高的可再生电源弃电率，并且在近年来并无显著改善，体现了青海一方面仍然在某些时段依赖煤电、另一方面又在某些时段不得不大量弃掉可再生电力的矛盾，凸显了青海省内电力系统对可再生的消纳能力已经遇到了一系列瓶颈。展望未来十年，青海基本建成零碳电力系统的挑战主要来自于三大层面，其彼此之间既相互关联，又有所侧重。 2.1 实现大规模可再生电力的生产消纳和外送根据青海省政府“2030行动方案” ，从2020到2030年间，全省发电量将维持约10的年平均增长率，其中含水可再生能源发电量占比将从目前的90左右提高到接近100；省内全社会用电量将保持4.5的年平均增长率，外送电量会累积增长至5倍以上。在青海省目前的规划当中，到2030年，其总发电量中将有超过一半的电量跨省外送。从青海省的角度，若能提高新能源高发时段的外送能力、降低晚高峰外送任务，将大幅缓解本省的新能源消纳和系统平衡压力。但从受端省份的角度，同样亦会希望青海能够配合自身的净负荷曲线来安排送电。如何平衡供需双方的时段要求，将显著影响青海省内电力系统的调度与运行，也将影响外送线路的利用率，从而影响青海省内电源的发电利用率。目前，受支撑电源建设进度滞后及电网安全稳定约束等因素影响，青豫直流输送新能源的能力一直未达到设计值，受限明显，也制约了省内新能源消纳水平的提升。未来，第二条特高压能否尽快完成论证、配套电源能否尽早开工投运，都将显著影响新能源消纳水平。 2.2 满足高比例可再生电力系统的灵活性需求青海“零碳电力系统”的基本建成，需要大量间歇性新能源并网运行，意味着系统灵活性资源也要同步快速增长，为电力系统平稳安全运行提供技术保障。青海省对于电力系统灵活性资源的需求是多样化的，一方面，从时间维度而言，从毫秒到季节性的灵活性都需要加速发展；另一方面，从空间分布的维度而言，青海省内负荷、清洁电源、系统灵活性资源的分布格局也将对系统运行带来一定挑战。 2.2.1 时间维度灵活性不足日内调节能力有待提高在负荷侧，青海的工商业用电占全社会用电量的比例常年维持在90左右，高于全国约85的水平。其中，电解铝占全社会用电量约50-60，铁合金、钢铁、电石一共占比约20，产业集中度非常高。因为电解铝、钢铁、电石行业的传统运行模式需要连续平稳生产，所以青海负荷侧曲线无论是日内还是全年，峰谷差都显著小于国内大部分省份。日内峰谷差维持在10左右的水平，且高峰时段多见于晚上7-10 点。在供给侧，随着光伏装机比例增加，午间光伏出力过剩、日落后出力不足的问题愈发显著，凸显了增强日内调节能力的重要性。rmi.org / 15 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本图表 7 青海典型日负荷曲线枯水期清洁调节能力缺口明显可调节水电是青海省电力系统调节能力的中流砥柱，这也意味着进入枯水期（通常为每年11月到次年4月）后，由于来水减少，水电发电量和对应向上调节能力都大幅减少。目前，煤电在枯水期发挥着提供电量和系统灵活性的显著作用。在极端天气下，失去水电在电量上的支撑会给青海电网带来连续缺电的风险。在2030年煤电电量大幅减少的趋势下，青海亟需发展能替代煤电应对枯水期以及极端天气的系统灵活性资源。图表 8 2020年青海月度发电结构 MW 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 时段 1 0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 14 17 20 12 15 18 21 13 16 19 22 23 火电光伏水电风电 1 1 0 2 2 3 3 4 4 5 5 6 6 7 7 8 8 9 9 10 10 TWh 11 12 数据来源青海省人民政府 4 数据来源青海省工业和信息化厅 2rmi.org / 16 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本 2.2.2 空间维度灵活性不足电力供应与电力负荷分布不匹配青海的发电资源分布主要集中在西宁（火电为主）、海东（水电）、海南（水电和新能源）、海西（新能源）和黄南（水电），电力负荷需求主要分布在在西宁、海东和海西，目前电网的潮流运行模式一般为白天西电东送和南电北送，晚上东电西送，并且因为水电的季节性周期，丰水期青海向外省外送电力，在枯水期晚高峰出现电力缺口，需要外来电支援。用电负荷需求与电力供应的空间和时间分布不匹配，也造成了省内东西输电通道阻塞，加重了西部弃风弃光问题。未来新能源基地建设后又可能进一步加剧这一矛盾。图表 9 青海已公布的电源与电网规划来源青海省人民政府 4rmi.org / 17 西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本调节性电源与间歇性电源的空间分布不匹配。青海省的调节性电源主要包括可调节水电站、火电站、光热电站，除此之外储能（主要含抽水蓄能和电化学储能）也是重要的调节资源。在青海的规划中，到2030年，全省超过46.9的光伏和风电装机将落在风光资源条件更好、土地资源更丰富的海西地区，但该地区的抽水蓄能的规划容量仅占全省总装机量的3.13 1 。海西缺乏大型水电站和抽水蓄能的天然场址资源，目前的规划当中主要依靠光热电站以及天然气电站来进行区域内调节，出于成本、燃料供应等方面的限制，这两个技术的规划容量相对保守。未来，海西地区可再生能源弃电风险存在快速升高的可能性，亟待增加本地区调节性资源建设，或加强与省内其他地区甚至跨省的调节能力，对省内和省间通道的建设及调度都提出了更高要求。 2.3 高比例可再生电力系统的运行挑战惯量不足问题将愈发显著。青海风光高占比地区的新能源部分时段出力受限主要源于局部地区转动惯量能力不足的约束，而非电能量或有功的约束（系统电力平衡和输送通道的容量上限）。新能源发电的高比例并网将对电网必须的转动惯量产生负面影响，威胁电网的平稳运行。电压稳定问题将进一步威胁系统稳定运行。由于水电装机占比高，且背靠西北大电网，青海电网频率历来总体平稳，电压问题也只出现在局部区域。但随着电力电子接口的光伏和风电并网，加上大量发电量需要通过远距离输电线路送往负荷中心，青海电网已经逐步出现缺乏足够无功支撑的问题，稳态电压偏低问题也逐渐突出。同时，在负荷较低的时段，长距离线路也会造成稳态高电压。目前，青豫直流工程新能源装机规模大、占比高，电压支撑能力相对薄弱，导致了较为严重的暂态过电压问题，对电网设备设施的安全运行造成威胁，这也成为阶段性制约青豫直流工程送出能力的主要因素。新能源大规模接入和省内通道不足的矛盾日益突出。青海网架发展速度难以匹配新能源发展速度，制约了电网对新能源的消纳能力，2021年全省弃风率和弃光率分别达到10.7和13.8。尤其是海西至海东断面输送能力限制了海西新能源的送出，预计这一现象将伴随“十四五”期间海西州千万千瓦级清洁能源基地的建设而进一步加剧。从现行“绿电示范”到建成零碳电力系统之间仍存在着多重挑战，本研究将以综合技术、市场、政策和社会经济层面的视角，重点从电源规划（第三章）和电力市场设计（第四章）两个