西北地区电力系统低碳转型探索.pdf

2022.08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rmi.org/4西北地区电力系统低碳转型探索导言.51.西北地区与陕西省电力系统低碳转型背景.72.陕西省电力系统特点.12 2.1 负荷与资源分布.12 2.2 电网结构与运行.14 2.3 电力市场改革进度.153.陕西省2021-2030电力系统低碳转型路径分析.16 3.1 路径设计与假设.16 3.2 电力供给结构.17 3.3 各类机组运行状态.18 3.4 电力系统运行特点.21 3.5 电力系统潜在投资规模.22 3.6 电力系统碳达峰与碳排放总量.234.陕西省电力系统低碳转型的挑战与机遇.24 4.1 分阶段、分类型，识别煤电安全稳步转型的时间表.24 4.1.1 煤电阶段性角色转变.24 4.1.2 积极探索燃料替代.25 4.1.3 布局煤电备用与退出.26 4.2 创造市场与监管条件，保障可再生能源的可持续大规模发展.28 4.2.1 完善新能源投资回收机制.28 4.2.2 充分发挥分布式可再生电源潜力.31 4.3 大力发展多样化的低碳系统灵活性资源，提高可再生能源消纳能力.32 4.3.1 充分挖掘省内灵活性资源.32 4.3.2 加速推动省内储能科学发展.33 4.4 背靠西北电网，面向中东部地区，增强省间互济与外送清洁化.36 4.4.1 加强西北地区省间互济.36 4.4.2 提高陕西外送电量清洁比例.37 4.5 统筹考虑系统性转型，积极谋求新增长动力.385.结论与建议.406.附录.44 6.1 模型介绍.44 6.2 REMI模型介绍.457.参考文献.46目录rmi.org/5西北地区电力系统低碳转型探索导言2020年9月，中国宣布了2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的国家战略目标。这一目标的提出，不仅为中国实现低碳发展进一步明确了阶段性目标，也意味着中国的能源革命将进一步深化，此举在国内国际社会引发强烈关注与反响，关于具体实施路径的讨论也在各行业领域广泛展开。电力是确保社会经济繁荣发展的基础行业，同时也是碳达峰、碳中和目标下能源系统转型的排头兵和主力军。一方面，电力系统在我国碳排放中占比最大，但也已经初步具备了技术成熟、成本可控的低碳替代方案；另一方面，工业、交通、建筑等终端用能部门的低碳转型也需要进一步提高电气化率和低碳电力的使用比例。电力系统的低碳转型需要在确保电力系统安全稳定运行的前提下稳步提升零碳排放电源容量和电量的占比。2021年4月，习近平在出席领导人气候峰会等讲话中提出，中国将严控煤电项目，“十四五”期间严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少；10月，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 指出要“构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力”。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。省级研究对电力系统低碳转型尤为重要，因为省级电网一直以来都是中国电力系统运行的核心单元，是电力系统规划、系统频率控制与供需平衡和电力市场建设的最主要模块。与此同时，我国地域辽阔，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，必须从实际出发，识别阶段性抓手，在区别讨论的同时形成可复制推广的经验，从而高效且有序推进低碳转型工作。落基山研究所自2019年末在 中国2050：一个全面实现现代化国家的零碳图景 中展示了国家层面碳中和宏观图景后，一方面持续深入探讨电力系统零碳化增长所面临的技术与机制上的挑战和应对措施，发布了 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 等系列报告；另一方面也持续致力于区域和省级电力系统系统转型，针对各个典型地区和省份开展深入分析，发布了 西北地区碳中和：路径与系统性转型探索 等系列报告。西北地区对我国电力系统至关重要，是我国能源资源聚集地之一，不仅拥有大量以煤炭为代表的传统能源和其他矿产资源，也具备领先全国的风力和光照资源。在电力系统低碳转型的大趋势下，西北地区面临着从大规模高比例煤电向新能源逐步过渡的挑战。与此同时，西北地区作为我国重要的能源电力基地，总发电量中超过28%外送到区域外的其他省份，其电力系统低碳转型还将拥有显著的外部效应，为国家的能源转型提供支撑、打造最佳实践。本报告聚焦西北区域内GDP最高、人口最多、煤电装机比例最大的的陕西省，以其电力系统现状及2030电力需求预测及电力发展规划为基础，以科学计算和仿真分析为手段，在借鉴国际和国内经验的基础之上，通过深入的研究提出了符合陕西省电力发展改革的政策建议。陕西省煤炭资源禀赋高，同时风光资源水平也处于全国平均之上。在过去几年，陕西省已经形成了可再生电源高速发展、占比迅速提高的良好发展格局。基于这样的现状，本项目设计了基础情景、稳步减排情景、加速减排情景三个不同的量化分析情景，从而探索未来十年陕西电力系统低碳转型的路径。研究结果显示，陕西省应该遵循能源系统低碳转型“先立后破”的原则，在“十四五”期间通过政策和市场双重手段，加速推进零碳电源发展、积极部署零碳系统灵活性资源，为“十五五”期间碳达峰及之后的安全稳步转rmi.org/6西北地区电力系统低碳转型探索型打下坚实基础。在此思路下，陕西省完全可以在技术可行、成本可控的前提下，在2030年前进一步提速发展，达到稳步减排场景中的目标，即含水可再生消纳（含外购清洁电力）比例从2021年的35%上升至2030年的43%，煤电发电比例从2021年的64%下降到2030年的57%，并在2028年实现煤电发电量达峰。在此基础上，若能进一步从以下几个方面推动政策和市场的双轨支撑，将可以进一步接近加速减排情景，使得煤电发电达峰年份提早到2025，从而成为重煤省份中的电力系统低碳转型排头兵：推动电力价格机制改革，为可再生能源可持续大规模发展保驾护航：结合电力市场改革发展阶段，近期加速完善以多年拍卖机制和购电协议为代表的可再生电源投资回收机制，并积极探索分布式可再生电源的规模化开发模式和分布式电力交易。大力发展省内低碳的系统灵活性资源，提高可再生能源消纳能力：短期内，加速推进存量火电灵活性改造，结合省内产业结构对不同类型的负荷进行灵活性摸底调查、形成有针对性的激励措施、促进需求侧成为电力市场的关键主体，尽早开动新一轮抽水蓄能项目的评审和建设，并充分结合省内电力系统运行特征，从而科学、高效地推动化学储能发展。在加速发展低碳替代方案的前提下，分阶段、分类型地识别煤电安全稳步转型的发展时间表：“十四五”期间，陕西电力系统对煤电依赖度的降低应该先从电量替代入手，大力发展以可再生能源为主的零碳电源。与此同时，煤电仍将担负着重要的系统灵活性角色，如何加速推广零碳短时灵活性替代方案将是未来十年的重要任务。在“十五五”期间，煤电的主要角色应集中在满足长时灵活性与供热需求,并可以逐步启动部分机组转向备用或者退役。完善跨省跨区电力交易机制，提高新建特高压线路的清洁外送水平：背靠西北电网、面向中东部地区，陕西可以从两个层面积极参与省间互济，一个是从“硬件”层面持续推进基础设施建设，配合新能源电源的发展加强配套电网和灵活性资源的规划建设，全面提升区域内大电网平衡能力及系统外送能力。二是强化电力市场机制的“软件”支撑，通过多层次、多维度的竞争性市场价格信号，促使电力系统多个环节协调发展、积极互动，从而提升系统灵活性和互济程度。加速推进经济增长与煤电投资的脱钩，积极谋求新增长动力：增加可再生能源部署，在风电、光伏、储能等可再生发电方面，加快步子、加大投资，激励省内经济发展和就业，尽快实现经济增长与煤电投资的完全脱钩。同时，考虑到煤电转型对煤炭行业本身仍会有一定影响，建议利用好省内资源优势，加快煤化工产业及煤制品加工业的布局和发展，为平稳转型提供支撑。本报告希望以陕西省为典型，展示煤电依赖度较高的省份或地区如何加速建设新型电力系统，为推进电力系统低碳转型提供思路和方案，从而切实支撑国家气候目标，也为其他省份乃至其他国家与地区的电力行业低碳转型提供借鉴。rmi.org/7西北地区电力系统低碳转型探索1.西北地区与陕西省电力系统低碳转型背景2020年9月22日，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宣布：“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”。中国碳达峰、碳中和目标的提出，在国内国际社会引发强烈关注与反响，关于具体实施路径的讨论也在各行业领域广泛展开。在国家中长期目标的定位之下，各地区、省份（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。落基山研究所在2021年发布的 西北地区碳中和路径及系统性转型探索 报告1中指出，西北地区是中国能源资源的聚集地之一，不仅拥有大量的煤炭等传统能源和其他矿产资源，也具备丰富的风力资源和充足的光照环境。在能源转型大趋势的推动下，西北地区面临着从大规模高比例传统能源为依托的高耗能产业向新能源逐渐过渡的挑战，与此同时，由于西北地区地广人稀，且可再生能源资源丰富，不但自身具备高质量达峰和碳减排、早日实现碳中和的潜力，还能够作为国家新能源的主要基地，为东部地区的碳减排提供支持，从省级和区域的层面为国家系统性转型提供支撑、打造最佳实践。从地理范畴的角度划分，西北地区主要包括陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔自治区和内蒙古自治区6个省份。从电力系统运行结构而言，内蒙古并不属于西北电网，但其资源禀赋与西北电网内大部分省份类似，因此我们也将内蒙古纳入西北地区的比较研究范畴。由于深居中国西北部内陆地区，西北省份具有面积广大、干旱缺水、荒漠广布、风沙较多、生态脆弱、人口稀少、资源丰富、开发难度较大等特点。该地区总国土面积约为426.2万平方公里，占全中国的约44%。截至2020年底，西北6个省份的总人口达到了1.14亿，占全国总人口的约8%。从产业结构看，其经济结构仍然是以资源型工业和传统农业为主，其中工业结构以煤炭开采、石油开采和有色金属冶炼为主，主要集中在新疆、内蒙古、陕西、甘肃等地；农业结构以灌溉农业、绿洲农业和畜牧业为主，主要集中在青海、宁夏、内蒙古和新疆等地。聚焦到西北地区电力系统低碳转型，我们认为西北地区大部分省份具有以下几个特征：拥有全国最优的风速、光照资源。以温带大陆性气候为主的西北地区，以其晴日多、降雨少、风速大的气候特点。国家发展和改革委划分的光伏资源分区和风能资源分区中，光伏一类资源区全部位于西北地区的宁夏、青海、甘肃、新疆、内蒙古等5个省区，风能资源全部一类资源区和二类资源区（除河北的张家口、承德地区以外）也全部位于西北地区。目前，该地区各省风电和太阳能发电的装机比例也普遍高于全国平均（图表1）。水电资源禀赋不足。除了青海和甘肃以外，区域内其他省份的水电（含抽水蓄能）装机及发电量比例显著低于全国平均水平（图表1）。随着风电、光伏为代表的间歇性可再生电源大规模发展，对于系统灵活性的要求将逐步提升。目前，在缺少水电资源的省份，电源端的系统灵活性仍然以煤电为主。煤电依赖度高。除了青海和甘肃以外，区域内其他省份火电（绝大部分为煤电）的装机比例与发电量比例普遍高于全国平均水平（图表1），煤电担任着提供电量、提供系统灵活性、供热等多重角色。rmi.org/8西北地区电力系统低碳转型探索图表 1 西北六省2021装机结构和发电结构 发电量增速领先全国（图表2）。一方面，西北地区仍有相当部分省市仍然处在从农业化向工业化发展的过程中，而且逐渐承接中东部高耗能产业的转移，切实促进本地全社会用电量的快速增加。另一方面，西北各省都拥有较高的电力外送比例（图表3），为我国中东部地区提供大量的电力，随着跨区输电线路以及电源大基地的不断建成和新增规划，未来这一趋势也将持续甚至提升。图表 2 西北六省发电量年度增速数据来源：中国电力企业联合会数据来源：中国电力企业联合会火电水电风电核电太阳能发电装机结构发电结构全国新疆宁夏青海甘肃陕西内蒙古0%.20%.40%.60%.80%.100%0%.20%.40%.60%.80%.100%.其他35%30%25%20%15%10%5%02017.2018.2019.2020.2021陕西内蒙古青海甘肃新疆宁夏全国rmi.org/9西北地区电力系统低碳转型探索图表 3 2021年西北六省发电自用和外送比例(%)在西北地区六省当中，陕西省拥有最大的GDP和人口规模、最高的火电装机和发电占比、相对偏弱的风光资源、以及十分紧缺的水电资源。此外，陕西省还拥有规模较大的煤矿产业，在低碳转型的目标之下也面临着更多的挑战。因此，本报告选取陕西省作为西北地区的典型，展示煤电依赖度较高的省份或地区如何加速建设新型电力系统，为推进电力系统低碳转型提供思路和方案，从而切实支撑国家气候目标，也为其他省份乃至其他国家地区的电力行业低碳转型提供借鉴。回顾过去十年，陕西在生态文明建设方面取得高质量发展，能源消费增速显著低于GDP增速（图表4），单位GDP能耗、单位GDP排放强度等指标都有了超出目标的大幅下降，单位GDP能耗也已经接近全国平均水平（图表5）。数据来源：中国电力企业联合会自用净外送新疆宁夏青海甘肃陕西内蒙古0%.20%.40%.60%.80%.100%rmi.org/10西北地区电力系统低碳转型探索左-图表 4 陕西省主要经济与能源指标的年度变化率（2011-2020）右-图表 5 全国及各省能源强度（吨标煤/万元GDP，2019）在“十四五”规划与2035远景规划中2，陕西明确提出了“单位能耗降至全国平均水平”、“2030年前二氧化碳排放达峰之后稳中有降”、“2025年非化石能源占能源消费比重达到16%”等目标。展望未来，陕西省完成这些目标的挑战与机遇并存：陕西是煤炭大省，煤炭产量稳居全国第三，是我国重要的能源化工基地。陕西过去十年的煤炭产量几乎翻番，能源生产中的原煤占比也呈上升趋势、在2020年突破80%（图表6）。本省丰富的煤炭资源使得煤炭的获取成本比大部分其他省份低廉，比起其他能源品种长期拥有成本优势，加大了经济驱动能源转型的难度。虽然陕西煤炭总产量中超过75%运往外省，但本省的煤炭消费量也在过去十年增长了74%，高于同期本省能源消费总量增速的63%。本省能源消费结构中，原煤的占比也稳步攀升，在2020年突破75%，反应了能源结构中对煤炭的依赖度仍然居于高位（图表7）。过去十年，陕西非化石能源消费量增长了接近四倍，目前已经超过油品，成为继煤炭和天然气之后的第三大能源消费类别。非化石能源消费集中在发电领域，以陕北地区丰富的风光资源、陕南地区丰富的水电资源为主要代表。值得一提的是，陕北地区的风电光伏在近年高煤炭价格的背景之下，也逐步有了成本竞争力。20162017201820192020生产总值能源消费总量能源生产总量25%20%15%10%5%0%-5%201020112012201320142015数据来源：陕西省统计局2.521.510.50宁夏内蒙古海新疆辽宁湖北肃黑龙江贵州吉林天津东云南陕全国平均四川海南河南湖南江湖北重庆安徽浙江江苏福建东上海北京数据来源：中国能源统计年鉴rmi.org/11西北地区电力系统低碳转型探索左-图表 6 陕西能源生产结构（按万吨标煤折算）右-图表 7 陕西能源消费结构（按万吨标煤折算）在陕西的煤炭消费结构中，发电和供热占比历年都接近50%，为所有行业中最高。因此，电力部门在陕西的能源转型中应发挥领头示范作用。加速发展可再生电源，逐步减缓煤电装机和发电增速，争取在2030年前二氧化碳排放达峰。2021年10月发布的 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3已经为电力行业低碳转型明确指出了主要方向，也立下了具体目标。2021年4月22日，习近平在出席领导人气候峰会等讲话中提出，中国将严控煤电项目，“十四五”期间严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。国务院印发的2030年前碳达峰行动方案4中针对电力系统低碳转型也提出了多方面抓手，在煤电转型方面，提出了严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造等目标；在可再生能源的发展上，指出了要大力发展新能源，全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地；在电力体制改革的层面，明确了要深化电力体制改革，加快构建全国统一电力市场体系。在这些国家大方向下，陕西省需要进一步探索适合自身情况的具体路径与时间表。本项目聚焦于2021-2030年达峰前的关键时期，旨在挖掘陕西省既有煤电机组和可再生能源资源潜力，切实推进陕西省电力系统低碳转型。具体而言，课题组以陕西系统现状及2030电力需求预测及电力发展规划为基础，以科学计算和仿真分析为手段，在借鉴国际和国内经验的基础之上，通过深入的研究提出了符合陕西省电力发展改革的政策建议。原煤原油天然气水电、风电、及其他能发电100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0数据来源：陕西省统计局数据来源：陕西省统计局2010.2011.2012.2013.2014.2015.2016.2017.2018.2019.20202010.2011.2012.2013.2014.2015.2016.2017.2018.2019.2020rmi.org/12西北地区电力系统低碳转型探索2.陕西电力系统特点2.1.负荷与资源分布陕西省的全社会用电需求以及外送的需求都将在未来十年保持相对高速增长。根据对陕西省相关政府部门、电力计划和设计单位的访谈，我们预计陕西省内全社会用电量将从2021年的198.9TWh（1,989亿千瓦时）增长至2030年的290TWh（2,900亿千瓦时），省内年最高用电负荷将从2021年的38GW（3,800万千瓦）增长至2030年的54GW（5,400万千瓦）。在此期间，本地用电量年化增长率与省内最高负荷年化增长率都约为3.9%。陕西外送需求（包含点对网通道的外送电量）在同期内也将呈现出总体增长的趋势。外送需求激增的主要原因包括新增线路投运和线路利用率提升。从时间分布来看，陕西省日内峰谷差大约在20%左右，与大部分中东部省份相比峰谷差偏小，在西北地区各省之中偏大，且晚高峰较为显著，年内呈现冬夏双高峰（图表8、图表9）。这样的负荷曲线形状反映了陕西省内用电结构中第二产业占比较中东部省份偏大的特点，且冬季取暖需求较高。5左-图表 8 陕西省工作日典型负荷曲线（2020）6右-图表 9 陕西省全年日最高、最低负荷曲线（2020）7数据来源：国家发展改革委、国家能源局最高最低1月1日.3月1日.5月1日.7月1日.9月1日.11月1日数据来源：国家发展改革委、国家能源局25201510500:00.3:00.6:00.9:00.12:00.15:00.18:00.21:00.负荷（GW）rmi.org/13西北地区电力系统低碳转型探索从空间分布来看，陕西省内的用电负荷集中于中北部地区。位于陕西省中部，覆盖西安、宝鸡、咸阳等城市的关中地区是全省人口及工商业活动最为集中的地区，其电力需求约占全省用电量的50%；覆盖延安、榆林的陕北地区是陕西经济的重要增长点，也是国家重要的能源化工基地，其电力需求约占全省的38%；陕南地区发展围绕丰富的稀有金属矿产开发、水资源开发，以及依靠生态环境资源优势，发展生态旅游、生态产业，形成绿色产业经济体系，其约占全省的12%。陕西省的可再生资源分布和负荷中心存在地理差异。陕西省内，太阳能辐射资源以北部最优、南部最弱，高风速地区也更多集中在北部，因此陕北地区风电光伏条件最为优越。陕南地区依靠黄河水系，拥有较为丰富的水电资源。从区域而言，陕西北部风光资源都要好于南部。电力需求最大的关中地区集中了较多的煤电项目，其可再生资源水平虽然不如陕北地区，但也基本处于全国平均水平之上（图表10）。图表 10 陕西本地负荷电量、可再生以及煤电装机的空间分布（2021年）100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0全社会用电量光伏风电水电煤电陕北关中陕南数据来源：落基山研究所，西安交通大学rmi.org/14西北地区电力系统低碳转型探索*新线路运行方式的规划方案更新截止至2021年12月序号线路名称电压等级(kV)容量(GW)计划配套电源(GW)终点运行方式建成年份煤电(GW)新能源(GW)1榆-冀南500106.243河北南网点对网已建成2榆横-潍坊10006.64/5.32潍坊点对网已建成3陕豫 5001.1河南网内已建成4德宝3四川网内已建成5陕湖 800886武汉网内已建成6榆林-华东 800868华东点对网2027-2028建成7榆林-华东 800868华东点对网2027-2028建成2.2.电网结构与运行陕西电网处于西北电网的最东部，以750kV为骨干网架，各级电网协调发展，整体呈现“北电南供、西电东送、关中强网、陕南强联”的格局。在省内，本项目将陕北、关中、陕南视为三个节点并考虑已经投运及规划中的750kV联络线。陕北和关中之间目前有2条750kV线路，容量为7GW，“十四五”还将新增一条4GW（400万千瓦）的750kV线路。关中和陕南现有联络线主要为三条330kV线路，总容量为3.63GW（363万千瓦）,“十四五”和“十五五”期间计划新建两条750kV线路，总容量增加至6.5GW（650万千瓦）。对于跨省通道，本项目的量化分析考虑了从四川、青海外购的清洁电量。陕西电网外送的主要通道有7条（图表11），本项目的量化分析中将考虑已经投运的三条网内通道。对于点对网模式的四条通道将做定性讨论。图表 11 陕西电网外送通道数据*数据来源：落基山研究所，西安交通大学rmi.org/15西北地区电力系统低碳转型探索2.3.电力市场改革进度我国电力市场发展一般遵循以下五个步骤，包括建立中长期市场、辅助服务市场、现货市场、容量市场或补偿机制、以及金融市场（图表12），但每个省份电改的进度不尽相同。图表 12 中国电力市场发展五个步骤与省级电改进程目前，陕西的中长期市场相对成熟，煤电在2021年已有约60%的发电量参与市场化的交易。根据国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（1439号文）8，除了供热或其他个别机组会保留优先发电，陕西煤电发电量有望在短期内基本全部进入市场。2021年1月1日起，陕西省电力辅助服务市场从试运行转入正式运行，目前交易品种只有深度调峰，即煤电机组通过降低出力为其他电源提供更多发电和消纳空间，并从而获得一定的经济补偿。目前，陕西大部分煤电厂已经参与深度调峰交易，但只有小部分煤电机组可以从中盈利。与此同时，陕西也在积极地筹备现货市场，有望在1-2年内开启试运行并转入正式运行。相较于火电，目前陕西可再生能源参与市场化交易仍处于起步阶段。2021年1月20日，陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局印发了 陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案，其中提到2021年以多年、年度和多月为周期开展新能源市场化交易，主要采用双边协商、集中竞价、挂牌等方式进行。2021年，陕西光伏约有10%的电量参与市场，风电约20%的电量参与市场，因此消纳方式还是以电网主导的保障收购为主。2021年，陕西省内可再生参与市场化交易平均交易价格约为250-260元/MWh，低于煤电350-360元/MWh的平均交易价格。第一步中长期市场通常是指交易周期涵盖多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。目前年度和月度交易较为普遍。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)。中国许多服务类别与国际上通常定义辅助服务并不相同。目前已经有两批现货市场试点，包括14个省级电网开展现货市场建设尚未规划尚未规划中长期市场辅助服务市场现货市场容量市场/补偿机制金融市场第二步第三步第四步第五步处于当前步骤的省级电网截至2021年底，全国除西藏和港澳台地区外，各省级电网已经启动电力辅助服务市场。第二批现货市场试点：上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北第一批现货市场试点：南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃数据来源：落基山研究所rmi.org/16西北地区电力系统低碳转型探索.基准情景稳步减排情景.加速减排情景.电力需求省内需求用电量：按政府预测值/预测增速考虑 最高负荷：按政府预测值/预测增速考虑 省内需求曲线年负荷曲线按照2019年实际曲线及预测的年最大负荷值等比例放大计算外送需求按外送通道容量及配套电源的建设速度测算，不考虑点-点外送通道 外送需求曲线外送曲线各月存在一定的峰谷，月内按直线处理装机.供热煤电机组按现有装机+规划/在建项目考虑（不含点-点外送通道配套机组）非供热煤电机组.不考虑煤电退出“十四五”期间退出300MW以下非供热机组，“十五五”期间退出300MW非供热机组 非供热煤电机组逐步退出，2030年与2021年装机容量保持一致水电 按现有装机+规划/在建项目考虑抽水蓄能.考虑镇安抽水蓄能2022年建成投运镇安2023年投运，陕南一项目2028年投运，关中两项目2029年投运外购电考虑德-宝线每年购入定量水电电化学储能容量为风光新增装机容量的10%，充放时长为2小时“十四五”容量为风光新增装机容量的10%，充放时长为2小时；“十五五”容量为风光新增装机容量的20%，充放时长为4小时非水可再生到2025年按照“十四五”规划草案，到2030年按照陕西省非水可再生能源消纳权重计算考虑陕西历史的新能源新增装机速度的惯性由模型计算省内区域间联络线.联络线包括陕北，关中，陕南三个地区间现有及规划中的750kV线路，及关中至陕南现有330kV线路省间互济外购在模型中只考虑了德宝直流煤电灵活性.煤电根据机组大小的特性分类：其中煤电最小出力为其额定容量的30%-50%之间，供热机组采暖季最小出力在40%-60%之间，启停成本在10-150万元，煤电发电成本在335-385 元/MWh之间需求侧灵活性模型中暂不考虑需求侧灵活性3.陕西省2021-2030电力系统低碳转型路径分析3.1.路径设计与假设结合陕西的资源禀赋与电力系统的特点，本项目设计了基础情景、稳步减排情景、加速减排情景三个不同的量化分析情景，从而探索未来十年陕西电力系统低碳转型的路径。在基础情景的量化分析中，本项目仅考虑了已经宣布或基本落实的政策目标，作为电力系统减排工作的基准线；稳步减排情景统筹考虑了未来的减排目标与历史转型速度，设定较为温和的目标，预计2030年底之前在陕西退出单机容量小、煤耗高、无供热任务的煤电机组；加速减排情景假设了2030年底之前的新增电力需求基本通过零碳电源满足，展示了陕西高比例可再生电力系统运行的特征与挑战（图10）。在本项目的量化分析模型中，以系统投资成本和运行成本之和最小为目标，优化电力系统中风电、光伏与储能的分区域容量配置方案。同时也综合考虑多种科技和政策约束，求解模拟各区域各机组生产运行的最优方式。具体模型的介绍请见附录6.1。需要强调的是，由于量化建模需要控制变量的个数，也需要翔实的实际数据，因此无法在量化模型中完整反映电力系统转型需要考虑的所有因素，这些部分也会以定性讨论的形式展示在本篇报告的第4部分。图表 13 模型主要假设数据来源：落基山研究所，西安交通大学rmi.org/17西北地区电力系统低碳转型探索3.2.电力供给结构从装机结构来看，在基准情景中，由于考虑了仍然处于在建和规划阶段的所有煤电机组且陕西目前没有明确的煤电退役规划，2030年煤电累计装机量将比2020年增加34%（11.7GW/1,170万千瓦）。在稳步减排情景中，同期煤电装机量增加21%（7.2GW/720万千瓦）。在加速减排情景中，煤电装机量在2026年达峰之后，在2030年回到了2021年的水平。煤电腾出的空间，主要由光伏、风电和储能来填补，在三个情景中，2021-2030年间，光伏装机分别增加209%（31GW/3,100万千瓦）、249%（37GW/3,700万千瓦）、548%（82GW/8,200万千瓦），风电装机分别增加分别增加82%（8GW/800万千瓦）、106%（10GW/1,000万千瓦）、283%（28GW/2,800万千瓦），储能容量分别增加761%（8GWh/800万千瓦时）、2532%（26GWh/2,600万千瓦时）、7362%（76GWh/7,600万千瓦时）。图表 14 陕西省装机结构（GW）300,000250,000200,000150,000100,00050,00002021203020302030煤电风电光伏储能水电抽蓄现状基础情景稳步减排情景加速减排情景数据来源：落基山研究所，西安交通大学rmi.org/18西北地区电力系统低碳转型探索煤电风电、光伏水电现状（2021）基础情景（2030）稳步减排情景（2030）加速减排情景（2030）9%23%68%7%29%64%7%34%59%6%57%37%从发电结构来看，在2021-2030年间，基础情景中省内含水可再生电量占比由32%增长到36%；稳步减排情景增长至41%；在加速减排情景中达到63%。省内非水可再生发电量占比由2021年的23%，到2030年分别增长到29%、34%和57%（图表15）。从煤电发电量达峰的情况来看，基础情景煤电发电量在2030年前未达峰，但增速逐年放缓;稳步减排情景煤电发电量2028年达峰;而加速减排情景煤电发电量在三个场景中最早于2025年达峰。图表 15 陕西省发电结构3.3.各类机组运行状态从全体煤电机组的平均水平而言，三个情景中煤电利用小时数基本都维持在3,500-5,000小时。加速减排情景中，由于可再生搭配储能的方式在2025年之后相比煤电更具经济性，因此模型选择新建可再生和储能来取代煤电，从而压低煤电利用小时数。具体到各类煤电机组，虽然在目前的现状中，机组实际小时数与其机组大小并无显著关系，总体而言仍然一定程度上受到计划发电政策惯性的影响。但展望未来，随着电力市场改革的推进，高煤耗的小机组获得更少小时数的趋势会愈发明显（详见4.1）。从煤电机组的启停频率来看，由于小规模机组及非供热机组有着较低的启停成本，而且没有供暖季的必开任务，因此这类机组也有着较高的启停频率。数据来源：落基山研究所，西安交通大学rmi.org/19西北地区电力系统低碳转型探索16a基础情景16b稳步减排情景8,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.2030Chart Title16c加速减排情景供热 600-1000MW供热 300-600MW煤电平均小时数供热 小于300MW非供热 小于300MW非供热 600-1000MW非供热 300-600MW8,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.20308,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.203010002000300040005000600070008000Chart Title2021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.20302021202220232024202520262027202820292030MW302520151050图表 16 左-陕西煤电年等效发电小时数（小时/年）.右-单位机组年启停频率（次/年）Chart Title2021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.20303025201510502021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.2030302520151050数据来源：落基山研究所，西安交通大学rmi.org/20西北地区电力系统低碳转型探索可再生电源的利用率在三个情景中也有显著差异。对比基础与稳步减排情景的可再生弃电率，可以看到配置化学储能的作用比较明显，大幅提升的化学储能装机显著改善了弃风率与弃光率。但在可再生及化学储能装机都大幅提高的加速减排情景中，可再生弃电率有了大幅提高，主要原因是从总体系统成本角度而言，与其进一步增加化学储能投资来减少弃电，或者提高火电的利用率来减少新建可再生电源，所带来的系统成本都高于建设更多廉价可再生电源但降低利用率。因此，在高比例可再生的电力系统中，一方面应该尽量提供系统灵活性和消纳能力（详见4.3），另一方面也应将高弃电率视为电力系统的特点而非缺点。在三个情景中，可再生弃电都基本以弃光为主，主要原因是光伏装机体量大，而且光伏出力曲线与陕西负荷曲线重合度不高。此外，量化模型中只考虑了火电灵活性改造、储能、抽水蓄能、省内联络线，并没有考虑需求侧灵活性与省间互济等因素。在实际的电网运行中，以上未量化模拟的因素也将促进可再生的消纳，显著减少弃风弃光的比例。图表 17 可再生弃电率.弃风率（左）与弃光率（右）17a基础情景17b稳步减排情景17c加速减排情景可再生弃电率-陕南可再生弃电率-关中可再生弃电率-陕西省可再生弃电率-陕北2021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.20307%6%5%4%3%2%1%0%2021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.203025%20%15%10%5%0%2021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.20307%6%5%4%3%2%1%0%2021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.203025%20%15%10%5%0%2021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.20307%6%5%4%3%2%1%0%2021.2022.2023.2024.2025.2026.2027.2028.2029.203025%20%15%10%5%0%数据来源：落基山研究所，西安交通大学rmi.org/21西北地区电力系统低碳转型探索3.4.电力系统运行特点我们分析了加速减排情景中在三个不同年份（2021,2025,2030）的夏季以及冬季的典型日运行曲线（图表18）。图表中可以明显看出在光伏日间发电高峰时段，煤电需要进行出力下调。这个趋势在冬季更加明显，因为冬季正午的需求下降更为显著。而且由于供暖的需求，冬季煤电的平均出力也更高。不同的是，夏季的煤电在2030年已经基本维持在最低出力运行，因此日间时段出力下调的趋势反而不如冬季明显。同时，这个趋势随着光伏渗透率的提高也更为显著。随着时间的推移，储能（含电池与抽蓄）的出力不断增加，在中午光伏大发的时段储能更多的进行充电，与弃风弃光的时段重合，并在晚高峰大约19-22点进行放电。由于三个情景的典型日运行特点较为相似，因此图表18仅展示了趋势更为明显的加速减排情景作为例子。图表 18 加速减排情景典型日运行特点(GW).夏季（左）与冬季（右）18a2021年18b2025年18c2030年夏季冬季抽水蓄能水电煤电-供热煤电-非供热等效负荷光伏电化学储能风电706050403020100-101.2.3.4.5.6.7.8.9.10.11.12.13.14.15.16.17.18.19.20.21.22.23.24706050403020100-101.2.3.4.5.6.7.8.9.10.11.12.13.