构建新型电力系统路径研究.pdf

专题报告构建新型电力系统路径研究电力圆桌项目课题组2023年8月电力圆桌项目 电力圆桌（全称电力可持续发展高级圆桌会议）项目于 2015 年 9 月启动，旨在紧扣应对气候变化、调整能源结构的国家战略，邀请业内专家和各利益方参与，共同探讨中国电力部门低碳转型的路径和策略。通过建立一个广泛听取各方意见的平台机制，电力圆桌将各方关心的、有争议的、目前决策困难的关键问题提交到平台讨论，选出核心问题委托智库开展高质量研究，并将研究成果和政策建议提交到平台征求意见，从而支持相关政策的制定和落地，推动中国电力行业的改革和可持续发展，提高电力行业节能减排、应对气候变化的能力。项目课题组中国能源研究会于 1981 年 1 月成立，是由从事能源科学技术的相关企事业单位、社会团体和科技工作者自愿结成的全国性、学术性、非营利性社会组织。接受业务主管单位中国科学技术协会、社团登记管理机关民政部的业务指导和监督管理。中国能源研究会坚持“围绕中心、服务大局，研究、咨询、交流、服务”的宗旨，团结能源领域的科技工作者，发挥能源科技高端智库的作用，服务能源科技进步和体制机制创新，积极开展能源领域的决策咨询服务和重大政策与课题研究，以及能源科技评估、团体标准制定、科学普及等工作，推动国内外的学术交流与合作，成为国家能源管理部门与企业联系的桥梁和纽带，是中国能源领域最具影响力的学术团体之一。中国能源研究会是国家能源局首批 16 家研究咨询基地之一，为政府决策、部署能源工作发挥了积极作用。自然资源保护协会（NRDC）是一家国际公益环保组织，成立于 1970 年。NRDC 拥有 700 多名员工，以科学、法律、政策方面的专家为主力。NRDC 自上个世纪九十年代起在中国开展环保工作，中国项目现有成员 40 多名。NRDC 主要通过开展政策研究，介绍和展示最佳实践，以及提供专业支持等方式，促进中国的绿色发展、循环发展和低碳发展。NRDC 在北京市公安局注册并设立北京代表处，业务主管部门为国家林业和草原局。更多信息，请访问：。构建新型电力系统路径研究Pathways for the Construction of a New Power System 中国能源研究会 2023 年 8 月|i|构建新型电力系统路径研究目 录报告摘要 011 实现“双碳”目标对重塑能源体系的要求 0511 碳中和要求减排 100 亿吨以上的二氧化碳0512 重塑能源体系是碳减排的必由之路 062 重塑能源体系对构建新型电力系统的要求 0721 能源系统电气化 0722 电力系统低碳化 0823 构建新型电力系统是实现高水平电气化低碳化的本质要求 083 新型电力系统的形态与发展趋势 1031 新型电力系统的形态 1032 新型电力系统的发展趋势 134 构建新型电力系统的六大路径 1541 大力发展风电、太阳能发电等新能源 1542 积极有序发展水电、核电 1843 加速传统火电转型 2044 积极推动多时间尺度储能规模化应用 2445 加强电力需求侧管理与需求响应 2946 努力提升电力系统数智化水平 31参考文献 33构建新型电力系统路径研究|01|报告摘要一、研究背景在“双碳”目标约束下，重塑能源体系是实现碳减排的必由之路，其核心在于大规模高比例开发利用非化石能源。后者的实现则要求推进能源系统电气化和电力系统低碳化，构建以新能源为主体的新型电力系统。2023 年 6 月，国家能源局发布了新型电力系统发展蓝皮书，制定了新型电力系统“三步走”的发展路径。2023 年 7 月 11 日召开的中央全面深化改革委员会第二次会议强调，要科学合理设计新型电力系统建设路径。在自然资源保护协会（NRDC）的资助下，课题组启动了“构建新型电力系统路径研究”课题，该课题是中国能源研究会主办的“电力圆桌”框架下 2022-2023 年度重点研究课题，同时也是 2021-2022 年度课题“构建新型电力系统研究”的后续与深化。在 2021-2022 年度的研究中，课题组着重开展了构建新型电力系统的战略研究，提出了“五四三45678”的能源转型战略构想和分“三步走”构建新型电力系统的战略构想。为进一步细化构建新型电力系统的实施路径，尤其是结合新型电力系统发展蓝皮书制定的框架性发展路径，本期课题重点探索具体的实现路径，刻画未来电力产业发展图景及路线图。|02|构建新型电力系统路径研究二、研究内容本课题以“三步走”构建新型电力系统战略为基础和总体框架，从定量分析的角度，锚定非化石能源发电比重，细分各种非化石能源的发电比重，分析新能源占比逐步提高以及传统化石能源转型的发展路径，进而从以新能源为主体的视角分析构建新型电力系统总体路线图。在“三步走”路线图的总基调下（如图 1），本课题进一步从高比例新能源、水电核电、传统火电转型、储能氢能、电力需求侧和电力系统数智化等六个方面探索在不同阶段构建新型电力系统的有效路径。47.5%6.7%7.5%13.3%22.5%2.5%煤电气电核电水电风光发电生物质发电2030年23.4%5.5%11.7%12.4%43.4%3.4%2045年2060年4.0%4.0%14.7%12.0%62.0%3.3%图 1 分阶段的电源结构（发电量占比）第一阶段：2020-2030 年，新能源占比逐步提高但仍以煤电为主体。风电、太阳能发电等新能源发展快速，但煤电仍然占据主体地位，预计风光发电占比将从 2020 年的 9.3%提高到 2030 年的 22.5%；而煤电占比将从 2020 年的 61.3%降低到 2030 年的47.5%。构建新型电力系统路径研究|03|在这一阶段，风电开发建设仍以大型风电基地建设为主；光伏发电技术进入加速部署期，继续采取集中式与分布式、外送消纳与就地消纳并举的模式，通过风电光伏带动光热发电进入快速降本通道；严控煤电发电量，存量煤电进行灵活性改造；进一步推动分布式气电发展，并替代部分煤电实现碳减排；在不同场景中多样化发展储能，全力加快抽水蓄能建设；数字技术在电力系统各环节广泛应用，推动传统电力发输配用向全面感知、双向互动、智能高效方向逐步转变，能源数字化智能化新模式新业态持续涌现。第二阶段：2030-2045 年，初步建成以新能源为主体的新型电力系统。2030 年之后我国进入总量减碳阶段，新能源发电占比进一步提升，电力系统将进入系统变革阶段。预计风光发电占比将从 2030 年的 22.5%提高到 2045 年的 43.4%，煤电占比将从 2030 年的 47.5%降低到 2045 年的 23.4%。在这一阶段，风电发展逐步转向以区域内就地消纳利用为主，支持海上风电实现跨越式发展；光伏发电逐步转向光储充一体化供电、光伏直流微网供电等就地利用方式；煤电进入加速低碳转型阶段，推动“煤电+CCUS”、燃煤耦合生物质发电等技术产业化；气电容量和发电量达到峰值，探索气电与风-光-氢耦合发展；储能成本逐渐得到控制；数字技术在电力系统各环节广泛应用、有效融合，支撑电网向柔性化、数字化、智能化方向稳步升级，推动能源产业新生态加速形成。第三阶段：2045-2060 年，新型电力系统逐步成熟。2045 年之后，新能源主体地位不断加强，新型电力系统地位逐渐成熟。预计风光发电占比将从 2045 年的 43.4%提高到 2060 年的 62.0%，传统火电加速退出，煤电占比将从 2045 年的 23.4%降低到 2060 年的 4.0%。在这一阶段，形成陆上大型风电机组集中式开发、小微型风电机组分散式开发利用和海上风电集群开发与多能转换利用格局；光伏发电全面融入终端能源消费场景中，光伏发电“产销者”模式成熟；完成改造的煤电机组与其他灵活性资源共同承担系统灵活调节任务，未改造煤电机组完全退出；气电全部加装 CCUS，风-光-气-氢耦合发展逐渐成熟；多类型储能协同运行，能源系统运行灵活性大幅提升；数字革命与能源革命深度融合发展，支撑电力系统实现深度数字化、高度智能化，各类主体深度参与、高效协同、共建共治共享的能源互联网生态圈全面建成。|04|构建新型电力系统路径研究构建新型电力系统是当前能源转型和实现碳中和的重要任务之一。基于“三步走”路线图，应分阶段、有步骤地推进新型电力系统建设，可从以下六个方面推进新型能源系统建设：1)高比例新能源发展路径：坚持技术创新，促进风电、太阳能发电持续降本增效；推进风电产业链协同发展，巩固提升风电产业竞争力；强化统筹，务实推进海上风电融合发展；推动城乡配电网改造升级，支持分布式光伏持续发展；做好资源普查和规划布局，支持和促进光热发电规模化发展。2)水电、核电发展路径：加快推动水利基础设施建设，强化工程质量管理；完善水电定价政策与投资政策；统筹兼顾安全性和经济性，核准建设沿海地区三代核电项目；适时推进沿海核电机组实施热电联产，实现核电合理布局与可持续均衡发展。3)传统火电转型发展路径：建立煤、电产业联动机制，缓解煤电运营压力；支持燃煤电厂与风光储联合发展，创新源网荷储一体化商业模式；完善市场机制设计，丰富煤电获利场景；完善气电参与电力市场机制设计，实现气电的灵活性价值和容量价值；保障气源供应，协调供气和发电两个系统。4)储能氢能发展路径：科学制定抽水蓄能电价政策；建立反映抽水蓄能的碳减排价值的配套机制；合理疏导储能成本，调动储能投资积极性；明确氢能产业发展重点任务，集中力量进行技术攻关。5)电力需求侧发展路径：充分调动需求侧资源在新型电力系统发展过程中的重要作用，激发用户参与的主动性；积极推进技术创新，整合“聚合+智能调度技术”、“储能+分布式电源”等需求侧资源。6)电力系统数智化发展路径：提升发电侧新能源并网友好性，强化新型电力系统绿色属性；充分激活用户侧资源的灵活互动潜力，强化新型电力系统调节柔性；提升电网安全防御能力和资源配置能力，强化新型电力系统安全韧性；支撑新型电力系统市场化变革，助力新型电力系统市场机制创新。构建新型电力系统路径研究|05|1实现“双碳”目标 对重塑能源体系的要求1.1 碳中和要求减排 100 亿吨以上的二氧化碳虽然碳中和的内涵存在争议，但业内基本认同的是，碳中和情景下，人类活动引起的二氧化碳排放量应当与二氧化碳人为消除量相抵消。二氧化碳排放主要有两大来源，八成多来自于煤炭、石油、天然气等化石能源消费的碳排放，其余部分来自于水泥生产、石灰生产、玻璃、纯碱、氨水、电石和氧化铝等工业过程碳排放。人为消除主要包括两类：一是碳汇，即通过植树造林等措施，利用植物光合作用吸收大气中的二氧化碳，并将其固定在植被和土壤中；二是碳捕获、利用与封存技术（CCUS），即将 CO2从相关排放源中分离出来，输送到封存地点，并长期与大气隔绝。其中，碳汇受国土自然条件的约束而具有有限性，我国通过植树造林等方式农林业碳汇总量预计在 1015 亿吨左右1。据测算，为在 2060 年之前实现碳中和，要求全社会二氧化碳排放量从 2020 的 113亿吨左右减少到碳中和情景下的 15 亿吨左右，其中能源消费二氧化碳排放量相应的从100 亿吨减少到 10 亿吨左右2。考虑到从 2020 年到碳达峰这一阶段，能源消费二氧化碳排放量还会有一定的增加空间，预计从碳达峰到碳中和，我国能源消费二氧化碳的减排量将超过 100 亿吨。|06|构建新型电力系统路径研究1.2 重塑能源体系是碳减排的必由之路能源领域要实现碳中和目标，必须建立净零排放的能源体系，主要有三大路径，即节能、调整能源结构和 CCUS 技术。学术界关于碳中和情景有多种表述，中国能源研究会在综合业内研究成果以及去年课题研究3的基础上提出一种碳中和情景：到 2060 年，能源消费总量 50 亿吨标准煤左右，其中非化石能源消费比重 85%左右，煤炭、石油和天然气消费比重分别 5%左右。能源消费产生的二氧化碳排放量 15 亿吨左右，CCUS 吸收 5 亿吨左右，能源消费排放的二氧化碳 10 亿吨左右，通过碳汇实现碳中和。57%8%16%19%煤炭天然气非化石能源石油5%5%85%5%煤炭天然气非化石能源石油20202060图 2 2020-2060 年能源消费结构变化构建新型电力系统路径研究|07|2重塑能源体系对构建 新型电力系统的要求2.1 能源系统电气化碳中和愿景下能源革命的核心是零碳、低碳能源对高碳能源的逐步替代，是非化石能源1消费比重的大幅度提高，而非化石能源大规模高比例开发利用将深度改变未来能源体系。非化石能源主要是通过转化为电能供终端使用，即提高能源系统的电气化水平：一方面，一次能源电能转化的比重趋于提高；另一方面，电能占终端能源消费的比重趋于提高。“十三五”期间，随着非化石能源消费比重从 12.1%提高到 15.9%，一次能源电能转化比重从 40%提高到 45%，电能占终端能源消费的比重从 21%提高到 26%4。碳中和愿景下能源系统绿色低碳转型一方面需要加快调整一次能源结构，大幅度提升非化石能源消费的比重，另一方面需要加快改变终端部门用能方式，实施电能替代。假定到2060年，煤炭和天然气用于发电的比重分别提到 95%和 35%，非化石能源通过电能转化的比重维持在 95%左右，结合碳中和下的一次能源消费结构，预计到 2060 年一次能源电能转化比重将提升到 88%左右，电能占终端能源消费（含电能再转化为氢能等三次能源）的比重将提高到 70%左右。电力将在能源供应中占据绝对主导地位。1非化石能源开发利用主要包括水电、风电、光电、生物质发电、核电等电能开发利用，和地热供暖、生物质供暖、生物质燃料、太阳能热利用等非电开发利用。|08|构建新型电力系统路径研究2.2 电力系统低碳化未来随着电气化水平持续提升，电力需求不断增加，电力系统在能源转型和碳减排中的作用将尤为凸显。在能源生产侧，由于非化石能源主要通过发电进行转化，非化石能源对煤炭等传统化石能源的清洁替代将有效作用于电力系统，电源结构将逐渐优化，电力系统将趋于绿色低碳化。电力系统的低碳化程度可以用非化石能源发电量占比进行衡量2，即主要取决于非化石能源消费比重和一次能源电能转化比重的变化。以 2020 年为例，非化石能源消费比重为 15.9%，一次能源电能转化比重约为 45%，非化石能源电能转化比重 94%，则推算出非化石能源发电比重为 33%左右。未来非化石能源消费比重和一次能源电能转化比重都将趋于提高，非化石能源发电比重也将随之提高。预计到 2060 年碳中和情景下，非化石能源发电比重将提高到 90%以上，电力系统实现深度低碳化。2.3 构建新型电力系统是实现高水平电气化低碳化的本质要求大规模高比例开发利用非化石能源是实现“双碳”目标的必然要求，而由于大部分的非化石能源都是通过电能转化，大规模高比例开发利用非化石能源必然会使能源系统高度电气化，同时电力系统深度低碳化。按照碳中和的目标约束测算，一次能源电能转化比重将从当前的 45%左右提到高 2060 年的 88%左右，电能消费（包括电能转化为氢能等）比重将从当前 27%左右提高到 2060 年的 70%左右，非化石能源发电比重由当前的 36%提高到 90%以上。而构建新型电力系统的本质就是为了实现如此高水平的电气化和低碳化，进而实现碳中和目标，构建新型电力系统势在必行。2021 年 3 月 15 日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上对能源电力发展作出了系统阐述，首次提出构建新型电力系统。二十大报告强调加快规划建设新型能源体系，为新时代能源电力发展提供了根本遵循。2023 年 6 月，国家能源局发布新型电力系统蓝皮书指出新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发2非化石能源发电比重=（非化石能源消费比重*非化石能源电能转化比重）/一次能源电能转化比重构建新型电力系统路径研究|09|展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体。新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。2023 年 7 月 11 日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过的关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见提出要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。|10|构建新型电力系统路径研究3新型电力系统的形态与 发展趋势3.1 新型电力系统的形态新型电力系统建设不是一蹴而就，需要分阶段、有节奏地构建。报告提出“三步走”构建新型电力系统：第一阶段：2020-2030 年，新能源占比逐步提高但仍以煤电为主体按照“双碳”战略部署，2020-2030 年是碳达峰阶段。在这一阶段，随着风电、太阳能发电等新能源的快速发展，新能源发电在总发电量中所占的比重将逐步提高。预计新能源发电量将从 2020 年的 8600 亿千瓦时左右5增加到 2030 年的近 3 万亿千瓦时，新能源发电比重从 2020 年的 10.6%提高到 2030 年的 25%左右，并带动非化石能源发电比重从 2020 年的 34.6%提高到 2030 年的 45%左右，进而实现 2030 年非化石能源消费比重提高到 25%左右的能源转型和“双碳”战略的阶段性目标。但是，在这一阶段煤电仍然占据主体地位。碳达峰阶段的十年间，非化石能源发电增量占电力需求增量的比重为三分之二左右，其余的三分之一仍需要由化石能源发电提供。化石能源发电比重预计将从 2020 年的 66%下降到 2030 年的 55%左右，考虑到气电的发展和比重的稳步提高，预计煤电发电比重将从 2020 年的 61.3%下降到 2030 年的50%以下。总体上看，在 2020-2030 年这阶段煤电仍将是主体电源。构建新型电力系统路径研究|11|47.5%6.7%7.5%13.3%22.5%2.5%煤电气电核电水电风光发电生物质发电图 3 2030 年电源结构 第二阶段：2030-2045 年，初步建成以新能源为主体的新型电力系统按照“双碳”战略部署，2030 年之后我国进入总量减碳阶段，必然要求非化石能源加快替代化石能源。经过第一阶段的技术创新和体制机制改革，电力系统将进入系统变革阶段，进一步提升新能源发电比重。预计 2030 年之后，非化石能源发电将在存量上替代煤电，这意味着煤电不仅在比重上将进一步下降，在绝对量上也将逐步减少。到 2040 年非化石能源发电比重将超过 60%，即煤电和气电发电比重将降低到 40%以下。预计 2040年煤电发电比重将降低到三分之一左右，而风电和太阳能发电比重将提高到 35%左右。到 2040 年，风光电发电比重将超过煤电成为第一大主体电源，这标志着我国将基本建成以新能源为主体的新型电力系统。预计到 2045 年，非化石能源发电比重将超过 70%，煤电发电比重将降低到四分之一以下。新能源发电进一步提升，到 2045 年新能源发电占比达到了 46.8%，是煤电发电占比的两倍左右。|12|构建新型电力系统路径研究47.5%6.7%7.5%13.3%22.5%2.5%煤电气电核电水电风光发电生物质发电23.4%5.5%11.7%12.4%43.4%3.4%煤电气电核电水电风光发电生物质发电图 4 2045 年电源结构 第三阶段：2045-2060 年，新型电力系统逐步成熟2045 年之后，新型电力系统将在初步建成以新能源为主体的基础上逐步成熟，其标志是新能源的主体地位不断加强。预计到 2050 年风电和太阳能发电比重将超过 50%；到2060 年风电和太阳能发电比重将超过 60%，新能源发电比重提高到 65%左右。这意味着，从发电量占比的角度看，到 2060 年新能源发电在电力系统中的地位和当前的煤电、气电等传统火电相当。在新能源主体地位不断加强的同时，传统火电将从电量市场中加速退出，预计煤电和气电发电量将从 2045 年的 4.2 万亿千瓦时左右减少到 2060 年碳中和情景下的1.2 万亿千瓦时左右，传统火电发电比重将从2045 年的近30%降低到2060 年的10%以下。47.5%6.7%7.5%13.3%22.5%2.5%煤电气电核电水电风光发电生物质发电23.4%5.5%11.7%12.4%43.4%3.4%煤电气电核电水电风光发电生物质发电4.0%4.0%14.7%12.0%62.0%3.3%煤电气电核电水电风光发电生物质发电图 5 2060 年电源结构构建新型电力系统路径研究|13|3.2 新型电力系统的发展趋势（1）清洁化预计到 2060 年碳中和情景下，总发电量为 15 万亿千瓦时左右，其中风光发电 9.3 万亿千瓦时，煤电 0.6 万亿千瓦时。在非化石能源发电中，水电、核电和生物质发电受资源、生态和安全等方面因素的制约，其发展具有“天花板”，因此，水电、核电和生物质发电量的峰值分别为 1.8 万亿千瓦时、2.2 万亿千瓦时和 5000 亿千瓦时。（2）柔性化柔性灵活是构建新型电力系统的重要支撑。新型电力系统中，电源侧与负荷侧都出现新的变化，共同促使新型电力系统的波动性、不稳定性增强。对于电源侧而言，风光等新能源发电具有明显的间歇性、波动性、随机性。特别是遇到连续、大范围阴雨天气等极端情况，风光出力将严重不足进而威胁电力系统安全稳定。对于负荷侧而言，能源系统电气化将使得电力负荷提升且更加复杂多变。我国电气化水平逐年升高，2020 年电能占终端能源消费比重达 27%左右3，预计 2050 年电能终端能源消费比重可能上升至 60%左右。由电气化形成的新能源汽车等新型柔性负荷将进一步增加电力系统负荷的复杂性。为应对源荷两侧带来的挑战，必须从源网荷储出发，共同增强新型电力系统的灵活性和柔性化，使其具备平抑出力波动、充分调峰调频的能力，有效应对电源电网及负荷的波动性和不稳定性。（3）分散化新能源分布式开发、就地转化和就近消纳是新型电力系统的一大特征，而分布式可再生能源具有单机容量较小、数量众多、布点分散、特征多样等特点，海量的可再生能源直接接入主干电网将对电力系统调度形成巨大负担，威胁电力系统平衡稳定。因此，新型电力系统将建设以分布式电源、配电设施、控制设备、储能装置等构成的互联互通的微电网以实现局部电力的供需平衡，自发自用、余量上网、从而减少电力系统的调度负担。3电能占终端能源消费的比重=（一次能源电能转化比重 电能转化效率）/（一次能源电能转化比重 电能转化效率+一次能源非电能转化比重 加工转化效率）|14|构建新型电力系统路径研究由于能源系统的深度电气化，用电侧可调节、可控的柔性负荷将不断增加。对于负荷侧而言，能源系统电气化将使得电力负荷提升且更加复杂多变。随着我国经济社会快速发展、城市化进程加速和居民消费水平不断提升，电气化水平已经逐年升高。2020 年一次能源电能转化比重和电能占终端能源消费比重分别达 45%和 27%左右。然而，随着新能源逐渐成为电力系统能源供应的主体，终端部门进行电能替代并削减煤炭等化石燃料消费将有效减少二氧化碳排放。因此，未来生产侧和消费侧电气化水平将进一步提升。此外，由电气化形成的新能源汽车等新型柔性负荷将进一步增加电力系统负荷的复杂性。数量增大且愈发复杂多变的电力负荷将促使负荷峰谷差增大，电力系统负荷侧将呈现出更强的波动性和不稳定性。（4）数智化智慧融合是构建新型电力系统的必然要求。新型电力系统以数字信息技术为重要驱动，呈现数字、物理和社会系统深度融合特点。为适应新型电力系统海量异构资源的广泛接入、密集交互和统筹调度，“云大物移智链边”等先进数字信息技术在电力系统各环节广泛应用，助力电力系统实现高度数字化、智慧化和网络化，支撑源网荷储海量分散对象协同运行和多种市场机制下系统复杂运行状态的精准感知和调节，推动以电力为核心的能源体系实现多种能源的高效转化和利用。构建新型电力系统路径研究|15|4构建新型电力系统的 六大路径4.1 大力发展风电、太阳能发电等新能源我国风能、太阳能资源储量大。我国风电、光伏发电技术可开发量分别为 109 亿千瓦和 456 亿千瓦，风、光潜在年发电量 95 万亿千瓦时以上，约为 2020 年全国用电量的13 倍，大规模开发资源保障能力足，能够有力支撑我国能源安全和转型发展。我国风电、光伏发电正进入大规模、高比例、市场化、高质量发展阶段，发展基础扎实，技术水平全球领先，装备制造体系完备，发电经济性好。以陆上大型风电光伏项目为例，十年来，风电项目单位千瓦造价从 8200 元降至目前的 4000 元左右，光伏发电项目单位千瓦造价从 12000 元降至目前 3500 元左右，降幅分别达到 50%、70%；集中式风电、光伏发电上网电价从十年前的0.50.6元/kWh和0.91.0元/kWh，下降到目前的0.200.40元/kWh，降幅分别达到 60%、80%。开发成本快速下降有力推动我国风电、光伏发电全面实现无补贴平价上网，未来还有下降空间，为保障全社会用电成本奠定基础。（1）风电发展规模预期与发展路径 第一阶段（当前-2030 年），风电仍以陆上集中式大规模开发为主。风电技术进步主要集中在机组大型化方面，大型海上风电机组、漂浮式海上风电机组陆续示范应用，|16|构建新型电力系统路径研究为海上风电向深远海发展打基础。中东部陆上风电发展因涉林、用地问题遇到瓶颈，近海风电空间有限，深远海风电起步，风电发展仍以“三北”地区集中式发展为主。预计2030 年前，风电年均新增装机 40005000 万千瓦。到 2030 年底，我国风电累计装机容量达到 7.5 亿千瓦左右，理论小时数提升与利用率略有下降，使得风电年利用小时数基本与目前持平，年发电量达到 1.53 万亿千瓦时。第二阶段（2030 年-2045 年），海上风电加速部署期。风电产业努力破解影响风电发展的用地限制、固有特性约束、规律性预测能力差等问题，乡村风电等近负荷侧风电得到较好发展。海上风电规模化发展降本效果明显，同时东部沿海地区区外来电能力基本到顶，本地区完成阶段性碳中和任务需求紧迫，催生深远海海上风电大发展。期间，风电年均新增装机达到 6000 万千瓦左右。到 2045 年，我国风电发电累计装机容量达到 16 亿千瓦左右，其中海上风电累计装机容量达到 3 亿千瓦以上，风电年平均利用小时数略有提升，年发电量达到 3.44 万亿千瓦时。第三阶段（2045 年-2060 年），风电成为第一大电量供应主体。具有全新形态的电力系统基本建成，风电调度运行高度智慧化、数字化，风电通过大电网和区域配电网调度运行潜能被充分挖掘，陆上风电集中式供电、分散式供电、海上风电供电与就地再制氢燃料等共同构成风电开发格局。到 2060 年，我国风电累计装机容量达到 24 亿千瓦左右，年利用小时数随 2040 年前风电机组批量退役更新等有所提升，年发电量达到 5.52 万亿千瓦时，是第一大电量供应主体。（2）光伏发电发展规模预期与发展路径 第一阶段（当前-2030 年），光伏发电成熟模式加速部署期。市场竞争激烈促进光伏发电产品成本快速下降，成熟的集中式与分布式并举开发模式驱动光伏发电年均新增装机规模保持在 9000 万千瓦以上。到 2030 年底，我国光伏发电累计装机容量达到 11 亿千瓦左右，理论小时数提升与利用率略有下降，使得光伏发电年利用小时数基本与目前持平，年发电量达到 1.16 万亿千瓦时。第二阶段（2030 年-2045 年），光伏发电技术接替发展部署期。光伏发电发展不仅追求降本增效，也对光伏发电的弱光性、发电连续性等提出更高要求，光伏制氢、光伏构建新型电力系统路径研究|17|建筑一体化、光储直流供用电等创新模式逐步成熟，更加丰富的应用场景使得光伏发电保持蓬勃发展活力。期间光伏发电年均净增装机规模保持在 80009000 万千瓦。到 2045 年，我国光伏发电累计装机容量达到 24 亿千瓦左右，多元化场景例如屋顶光伏（BAPV）、建筑光伏（BIPV）、光储直流负荷供电等，主要受到场景、用途所限制，以及经济性很好等鼓励，不是由发电量最大化驱动，因此将使得光伏发电利用小时数相较理论水平有所降低，年利用小时数仍保持在目前水平，年发电量达到 2.76 万亿千瓦时。期间，光伏发电成为我国第一大装机电源。第三阶段（2045 年-2060 年），光伏发电与终端能源电力消费全面融合期。最适合作为电力用户“产消者”主体的光伏发电技术，在新型电力系统构网控制、虚拟同步、精准预测、智慧集控等关键技术取得创新突破的支持下，与终端各类用电、用热（冷）、用燃料场景深度融合，形成无处不在的光伏发电应用格局。到 2060 年，我国光伏发电累计装机容量达到 35 亿千瓦左右，光伏发电利用小时数随着光伏系统更新和系统运行环境改善有所提升，年发电量达到 4.2 万亿千瓦时。（3）光热发电发展规模预期与发展路径 第一阶段（当前-2030 年），光热发电主要作为大型风电光伏发电基地配建设施，通过风电光伏带动光热发电进入快速降本通道。考虑适宜发展光热发电的主要是新疆、甘肃、青海、内蒙古以及西藏部分地区，基于该地区风电、光伏发电已经实现低价，可以在区域特高压外送、多能互补等大型风电光伏发电基地中持续安排一定容量的光热发电装机，通过低价的风电、光伏发电项目平衡消化光热发电的成本，充分发挥光热电站储热可控输出作用，实现风电、光伏、光热等多种可再生能源互补的平价上网就地消纳或平价远距离外送消纳。结合面向 2030 年规划的特高压输电通道部署，预测 2030 年我国光热发电装机规模将达到 1000 万千瓦左右，年发电量 400 亿千瓦时左右。通过风电光伏和光热一体化发展，保持光热发电产业一定的市场规模，促进光热发电降本增效，为产业后续实现市场化发展提供基本条件。第二阶段（2030 年-2045 年），光热发电支撑调节价值得到充分发挥，与风电、光伏发电解绑实现独立发展。2035 年前，西北华北地区大型风电光伏基地仍需配套一定的光热发电项目，维持光热发电相对稳定的市场预期，加快降本增效。到 2035 年，光热|18|构建新型电力系统路径研究发电初始投资成本较 2025 年下降 50%以上，在较完善的电力市场中，以支撑调节能力评价，基本具备与火电机组相当的市场竞争力，可以与风电、光伏发电解绑，实现独立发展，发展模式仍以大容量机组、集中式布局为主，蝶式光热等适合多场景应用的光热发电技术在此阶段快速进步。此后，光热发电在竞争中逐步替代部分退役煤电机组。到 2045 年，我国光热发电累计装机容量达到 5000 万千瓦左右，年发电量 2000 亿千瓦时。第三阶段（2045 年-2060 年），光热发电在适宜区域有更丰富的应用场景，适合分布式部署的光热发电技术得到广泛应用。在具备条件的西北和华北局部地区，光热发电一是替代到期退役火电机组；二是电、热、调节能力一并供应，是有热负荷的工业园区、区域新能源微能网的重要供能主体。为适应终端灵活的用电用能消费需求，蝶式发电等适合分布式部署的光热发电技术取得突破，小容量光热发电与调节装置逐步走入生产生活环境，得到广泛应用。到 2060 年，我国光热发电累计装机容量达到 1.5 亿千瓦左右，年发电量 6000 亿千瓦时。4.2 积极有序发展水电、核电（1）水电的资源特点和发展路径水电作为清洁能源之一，具有可再生、运行灵活、运行费用低的特点，能够发挥发电、调峰、填谷、储能的作用。中国作为全球水电资源最丰富的国家，理论蕴藏量为6.76亿千瓦，水电发电量、装机容量均高居全球第一。截止 2022 年底，我国水电装机规模 4.1 亿千瓦，占全球水电总装机的 30%左右。我国水电资源集中在四川、重庆、云南和西藏地区，这些地区约占我国水电资源总量的三分之二。截至目前，长江上游、黄河上游、澜沧江干流、大渡河、南盘江、红水河流域已基本完成开发；未来水电开发的重点区域为川、滇、藏地区，待开发水电资源主要集中于西南地区大江大河上游。水电站的成本主要包括征地移民、设备购买、土建安装工程及其它。根据 IRENA 统计，2020 年度电成本最低的清洁能源发电方式是水力发电，为 0.262 元/kWh4。水力发电成本低廉使得水电上网电价具有竞争优势。4根据 2020 年的汇率，1 美元约合人民币 6.92 元，因此 0.038 美元按照 2020 年的汇率兑换成人民币约为0.26216 元（保留 5 位小数）。构建新型电力系统路径研究|19|“双碳”目标下，水电的定位和功能不断发生变化。受限于水电自然和地理条件，水电在中国电源结构中的比例将逐步降低，水电定位逐渐从提供电量为主转变为容量支撑为主，满足电力系统调峰调频需求，其灵活性作用将不断增加。在“电源供应者”的定位阶段，水电以提供电量为主：积极稳妥推进西南水电基地建设。着力打造藏东南“西电东送”接续能源基地；挖掘东中部地区水能资源潜力，对现有水电工程进行扩容改造，并严格控制中小流域、中小水电开发。引导解决“弃水”问题，改善水电利用时长。自 2014 年以来，以云南为代表的西南地区，出现了较为严重的弃水现象。一方面要加快水电送出通道建设，鼓励富余水电通过参与受电地区市场竞价扩大外送比例等措施；另一方面要建立流域统一协调的调度管理机制，打破行政区划界限和壁垒。加快河流龙头水库的建设。我国当前的水电电能质量不高，主要原因是由于各流域的开发程度还不够高，龙头水库建设普遍滞后，水库的调节能力不足。加快建设有调节性的龙头水库，调节河流丰枯变化，保证水资源和能源安全。在“电源供应者+调频调峰”的定位阶段，水电以容量支撑为主：推进水风光综合基地开发建设。利用水电梯级和水电送出通道，实现水风光互补一体化开发，集约化利用清洁能源，通过资源优势互补，提升送出通道的利用率。一方面整体协调利用多方资源。充分考虑建设时序，分析水风光合理配比，统筹规划布局水电与光伏、风电等清洁能源电源，实现整体效益；另一方面创新建立水风光一体化运行、一体化统筹送出、一体化参与市场竞争的体制机制，保障流域清洁能源综合基地健康和有序发展。改造传统水电站和发电机组的功能，对有调节能力的流域和电站增建抽水蓄能电站、水泵或可逆式机组，实现发电、用电的一体化集成：在消纳受限时，利用风光资源将下游河道水量抽至上游水库，提高水资源利用效率；在通道充裕时，将水风光等异质能源集中打捆外送，提高电能质量。|20|构建新型电力系统路径研究（2）核电的资源特点和发展路径核电是清洁、低碳、安全、高效的优质能源，在构建我国现代能源体系、实现碳达峰碳中和目标，保护生态环境、应对气候变化，促进科技进步、提高国家综合实力和保障国家能源安全等方面都将发挥重要作用。经过近 40 年的发展，我国核电装机已位列全球第三位，形成了完整的研发设计、设备材料制造、工程建设、运营维护、核燃料生产保障等全产业链体系。2022 年，全国运行核电机组累计发电量为 4177.86 亿千瓦时，比 2021 年同期上升了 2.52%，约占全国总发电量的 4.7%，核能发电量达到世界第二。积极推进核能产业高质量发展，是贯彻落实我能源安全新战略、推动能源电力向清洁低碳发展的重要举措，也是建设核电强国、实现碳达峰碳中和目标的必然要求。应充分发挥核电运行稳定、安全可靠等特点，作为基荷电源，推动核电与波动性强、不易于调配的风电光伏等清洁能源协调互补发展。加大核能在我国“十四五”及中长期清洁能源消费中的比重，确保我国能源安全，推动能源消费高质量发展。统筹兼顾安全性和经济性，核准建设沿海地区三代核电项目，做好内陆与沿海核电厂址保护。根据市场需求，适时推进沿海核电机组实施热电联产，实现核电合理布局与可持续均衡发展。沿海核电多靠近经济发达地区，相比较与新能源基地送电，路径更短对区域安全发展支撑作用明显，建议对于已经纳入“十四五”规划的厂址，需要加快启动。建议尽快将规划、预留、建议新增机组推进纳入建设规划。小型堆作为新能源的创新技术可积极申请相关扶持政策。小堆在纯发电领域主要应用为：为数据中心供电、中小型电网、偏远地区供电和分布式发电。4.3 加速传统火电转型（1）煤电的资源特点和发展路径由于我国资源禀赋以及经