双碳目标的挑战与电力结构调整趋势展望

2021-10-09蔡绍宽

南方能源建设 2021年3期

蔡绍宽

（中国海洋工程咨询协会海上风电分会，北京100161）

继2020年12月12日，中共中央总书记习近平于联合国气候雄心峰会上庄严宣告中国将力争在2030年前实现碳达峰，努力争取2060年前实现碳中和的“双碳目标”之后，2021年4月30日，习近平总书记在中共中央政治局第二十九次集体学习会上强调，实现碳达峰、碳中和是中国向世界作出的庄严承诺，也是一场广泛而深刻的经济社会变革，绝不是轻轻松松就能实现的。各级党委和政府要拿出抓铁有痕、踏石留印的劲头，明确时间表、路线图、施工图，推动经济社会发展建立在资源高效利用和绿色低碳发展的基础之上。

面临伟大而又艰巨的双碳目标，中国将面对怎样的挑战呢？这个目标究竟向中国社会提出了什么要求呢？笔者认为，归纳起来共有两大要求：一是能源需求侧节能，二是能源供给侧零碳化。

双碳目标是一个庞大的覆盖全社会多行业多学科的课题，本文仅仅从能源供给侧的角度，分析研判能源行业在双碳目标使命下的挑战与对策，即逐步全部实现“一次能源零碳化，二次能源电力化”的零碳能源直接使用和电力化二次使用。

以下，笔者力图立足于宏观层面从双碳目标的本质、双碳目标下中国电力负荷发展趋势、从资源禀赋看可能的解决方案、电力系统储能和其他改善供给侧与需求侧运行特性的主要解决方案、结论共五个方面论述揭示双碳目标的挑战与电力结构调整趋势。

1 双碳目标的本质：零碳能源代替排碳能源

首先，我们来罗列一下已经发现的一次零碳能源：水能、风能、光能、核能、地热能、潮汐能、波浪能、洋流能、温差能等［1］。其中，当前已经发现的可以直接进行热利用的一次零碳能源只有地热和光热两种。一次能源热直接利用的特点是使用方式和应用场景单一，故其对于完成双碳目标的贡献率较小，本文暂不将其列入研究范围。真正对全社会实现双碳目标贡献率最大的是零碳能源的电力化利用。因此，我们可以得到一个结论：双碳目标的本质，就是零碳能源全部替代排碳能源，零碳能源的主要利用途径是一次零碳能源电力化。

因此，可以把讨论的范围收缩到为实现双碳目标下电能结构调整面临的挑战及对策两个方面。只要能够分析研究清楚未来全社会各阶段对电力负荷的需求总量、一次零碳能源资源是否能与各阶段需求实现平衡、电力系统中的电源、储能、供给侧调节能力与需求侧调节能力共同作用能否实现电力系统的实时平衡，就能够全面揭示双碳目标任务进程的本质规律。

要能在非常复杂的能源认知中梳理清楚正确的研究途径，必须在以下三个方面有正确的认知。

1.1 一次零碳能源资源满足需求的可能性判断

前已述及，天然存在可直接无碳使用且能相对规模化应用的一次能源只有两种：地热、光热。现已发现可规模化转换为无碳电能的一次能源只有四种：水能、风能、光能、核能。可以转换为无碳电能但难以规模化开发的一次能源主要有：地热能、潮汐能、波浪能、洋流能、温差能等。

当前电力系统正在使用的一次排碳能源主要有：燃油、燃煤、燃气（包括LNG）、燃生物质（包括垃圾发电），这些都是需要纳入以下讨论需要退役被替代的火电电力类型。

这里，我们还必须界定规模化开发的“规模”，否则将引发出若干无谓的争议。笔者暂时把可以实现经济性开发的一次能源发电电量总规模可能达到同期电力能源生产总量的1%视为规模化开发的划分界线。

1.2 氢能不是能源

氢在天然情况下不能独立存在，不属于一次能源，生产过程必然耗能，故其不是“能源”。灰氢，由于碳排放属于双碳目标下必须逐步归零的技术路线而前景黯淡。蓝氢，由于看不到可以市场化经济性前景应暂不考虑。绿氢，必须“绿色电能、绿色制氢（电解水）”两头绿才是当之无愧的绿氢，“排碳电能、电解水”生产的氢不能视为绿氢。由于通过“绿色能源—电—绿氢—电”技术路径，制备氢发出的“氢电”属于四次能源，需经三次能源形式的转换，每一次转换都要付出“损耗+经济代价（产业成本）”，必然呈现耗能特性和经济性差两大特点，所以氢能不是“能源”，应划入负荷侧，即需求侧；氢能经济性差，不得已才使用。氢能在电力系统中的作用是“储存、调节”，特点是“昂贵、低效”，这里说的“低效”讲的是能源转换效率低。

1.3 双碳目标的根本出路

综上所述，从当前的能源利用技术水平和可以预测的未来判断：能够规模化转换为无碳电能，可以作为完成双碳目标的主力能源只有四种：水能、风能、光能、核能。双碳目标任务的本质，就是要全力开发利用“水能、风能、光能、核能”，以实现对排碳能源的“增量需求”和“存量”的逐步全面替代。

2 需求预测：双碳目标下中国电力负荷发展趋势预判

现在，我们应该清楚地认识到了：未来世界，除了少量的直接利用地热和光热之外，所有的一次零碳能源利用都必须转化为电力化利用。这样，就必然产生了三大问题：各个目标阶段的电力负荷是多少？无碳能源资源是否满足需求？在新的电力能源结构发生根本性重大变化后，电力系统电源与负荷间的实时平衡如何实现？本节重点讨论双碳目标的电力需求发展趋势。

2.1 双碳目标下的中国2020年度等效发电量构成分析

在双碳目标约束下，电力负荷的增长将呈现和以往完全不同的规律，因为除了以往社会经济发展形成的电力负荷自然增长外，还必须计入由于排碳能源的渐次退出带来的电力替代下的电力负荷替代性增长，即等效电力能源替代。这种替代性增长，包括各个时段存量的渐次替代和增量的全部替代产生的电力替代性需求增长。

按照用途，可以把排碳能源分为三个大类：火电、交通运输燃油燃气、生活及工业燃料。因此，电力负荷在新环境下的增长主要由四个种类构成：传统电力负荷的常规自然增长，燃油运输替代性增长，生活及工业燃料的替代性增长，燃油、燃气、燃生物质等火电退役的替代性增长。

在把天然气发电归入清洁能源的条件下，2020年，全国天然气发电、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量24.3%［2］。根据中国电力企业联合会2021年7月8日发布的《中国电力行业年度发展报告2021》［3］，各发电量构成详见表1；相比之下，如果把天然气归入排碳能源，清洁能源发电占比为32.1%，超7.8个百分点。可见电能发展、替代空间还很大。

表1 中国2020年度发电量构成Tab.1 Composition of China，s electricity generation in 2020

由表1可知：（1）水电370.28 GW，比上年增长3.42%，其中抽水蓄能装机31.49 GW，比上年增长3.96%；（2）并网风电281.65 GW，比上年增长34.66%（3）并网太阳能发电253.56 GW，比上年增长24.12%，其中分布式光伏装机78.31 GW，占光伏总装机比重30.9%。2020年并网的光热发电累计装机容量达到538 MW（含兆瓦级以上规模项目，其中首批太阳能热发电示范项目并网容量达到450 MW，共7座）；（4）除燃煤和燃气外，火电中还包括余热/余压/余气发电以及燃油发电等。

2.2 计算方法探讨与选择

根据以上分析，双碳目标下最终的一次零碳能源使用方式只有两类：直接热利用、发电电力利用。因此，除了少量直接热利用之外，所有能源的利用几乎都以电力负荷的形式存在，电力负荷的测算几乎可以等同于双碳目标下全社会能源需求的测算。

本文预设以下约束条件开展2020年、2030年、2060年三个水平年的负荷预测工作。

1）各类能耗都归算到等效电耗进行分类统计。

2）预测2020年至2030年的GDP增长指标，预判各类能耗折算成电耗以后的电力弹性系数，然后计算2030年和2060年两个水平年的全社会用电负荷，再加上10%的厂用电和网损，得到全电力系统必需的发电负荷电量。

3）根据零碳能源资源禀赋，预测各类零碳电源发展指标。

4）预设到2030年，中国电力系统火电退役替代为2020年已有存量的10%，对应火电10年间新增电量需求的100%全替代；2020年交通运输燃油存量10年间替代7%、增量全替代；2020年工业和生活燃料存量10年间替代5%、增量全替代。到2060年，实现对排碳能源全替代。

5）考虑到未来电力系统对稳定发电基荷及为了维持电力系统动态稳定对转动惯量的需要，预设2030年中国电力系统火电退役替代10%的部分和对应火电10年新增电量的100%全替代的需求部分，全部由新增核电替代。预设到2060年，核电占比为50%。

6）在电力电量平衡的基础上，预判系统储存调节（储能调峰）可能的措施安排。

2.3 2020年度全国能耗统计分析

国家统计局发布了2020年国民经济和社会发展第十四个五年规划统计公报。公报中显示，2020年中国能源消费总量为49.8亿吨标准煤。其中：煤炭消费40.4亿吨，石油消费6.6亿吨，天然气消费3 288亿m³，非化石能源消费7.9亿吨标煤。国家能源局发布的2020年全社会用电量数据为75 110亿度。

根据多年的统计规律，煤炭消费中约有50%用于发电；石油消费中，约有55%用于交通运输；天然气消费中，15%用于发电，15%用于化工，32%用于城市燃气，38%用于工业燃料；非化石能源100%为零碳能源发电；在75 110亿度用电量中，其中的火力发电51 700亿度已包含50%的用煤的燃煤发电。

为了便于与电能替代对比分析，我们进一步把能源消费整理为四个大类：（1）非电煤耗；（2）交通运输用油；（3）生活及工业燃料；（4）非化石能源发电及火电。把现存发电类（火、水、风、光、核）归在一起，是为了用传统电力自然增长计算预测对应的未来电力负荷发展水平。

假设2020年全中国现状已实现零碳电能对排碳能源全替代，中国2020年度需要等效发电负荷主要构成测算如下：

1）电力系统实际总发电量为76 264亿度。

2）交通运输燃油粗略按电力系统60%估算等效电能电量，约为45 758亿度。

3）生活及工业燃料粗略按电力系统35%估算等效电能电量，约为26 692亿度。

4）火电需要退役替代电能电量51 770亿度。

2020年等效零碳能源电能电量累计为148 714亿度。其中，电力系统发电量占比为51.28%；124 220亿度等效电能电量及其发展增量就是需要我们用零碳电能完全替代的，占比为83.53%。由此可见，双碳目标任务是非常艰巨的。

2.4 中国2030年度发电负荷主要构成预测

首先，预测现有电能电量的自然增长。参考部分经济学家的预测，预设预测条件：2021年至2030年的10年时段，中国GDP平均递增率为7%；2030年至2060年的30年时段，中国GDP平均递增率取4%。

根据中国的发展阶段、电网覆盖率、用电结构变化趋势，按照经典的电力弹性系数法预测2030年、2060年两个水平年的负荷需求是合适的。根据电力弹性系数与社会经济发展不同时期对应关系的规律［4］，即从重型工业化经济结构向轻型产业化经济结构逐步变化规律，前10年：取传统电力的弹性系数为0.7，交通燃油替代部分电力弹性系数取0.6，生产及生活燃料替代部分的电力弹性系数取0.5；后30年，所有等效和传统的电力负荷的电力弹性系数都取0.5。

按照以上两个粗略预测分析，测算出2030年、2060年两个预测水平年的全等效电能电量需求，再将2030年按照部分替代进行拆分，预测该年度排碳能源存留量和零碳能源替代量。

2.5 中国2030年零碳电能发电负荷指标预测

传统动力系统部分电力增长率为4.9%，2020年基数为76 264亿度，2030年为117 300亿度。

交通运输燃油等效电能电量部分，递增率为4.2%，2020年为45 758亿度，2030年没有被替代条件下为66 264亿度。

生活及工业燃料等效电能电量部分，递增率为3.5%，2020年基数为26 692亿度，2030年在没有被替代条件下为36 378亿度。

按照以下原则测算2030年的替代量：火电，2020年基数51 770亿度存量替代10%（1995年以前投产机组全部退役，含当时的在建项目完建后的容量替代）、增量全替代；交通运输燃油存量2020年基数45 758亿度替代7%、增量全替代；工业和生活燃料存量2020年基数26 692亿度替代5%、增量全替代。计算2030年各项指标预测量。

2.5.1 火电退役10%存量替代

火电退役10%存量的替代量=51 770亿度×0.1=5 177亿度。火电对应增量替代为：［51 770×（1+0.049）9-51 770］亿度=（79 626-51 770）亿度=27 856亿度。火电对应应替代负荷总量为：（27 856+5 177）亿度=33 033亿度。按照预设条件，这部分从量上全部由核电替代。替代后，2030年火电存量为46 593亿度。

2.5.2 交通运输燃油存量7%部分替代

交通运输燃油存量7%部分替代量=45 758亿度×0.07=3 203亿度，交通运输燃油增量替代量为=［45 758×（1.042）9-45 758］亿度=（66 264-45 758）亿度=20 506亿度。交通运输燃油对应应替代负荷总量=（20 506+3 203）亿度=23 709亿度。替代后，2030年交通运输燃油存量等效电量为42 555亿度。

2.5.3 生产生活燃料存量5%部分替代生产生活燃料存量5%部分替代量=26 692亿度×0.05=1 335亿度。生产生活燃料增量替代量为=［26 692×（1.035）9-26 692］亿度=（36 378-26 692）亿度=9 686亿度。生产生活燃料对应应替代负荷总量=（1 335+9 686）亿度=11 021亿度。替代后，2030年生产生活燃料存量等效电量为25 357亿度。

综上，三大零碳电能替代排碳能源等效电能电量总量=［33 033（火电）+23 709（交通运输燃油燃气）+11 021（生产生活燃料）］亿度=67 763亿度。

2.5.4 2030年全社会需要零碳能源电能电量

水风光自增到2030年存量为32 037亿度，需要替代交通运输燃油能源等效电量为23 709亿度，需要替代生产生活燃料能源等效电量为11 021亿度，三项合计共66 767亿度。

核电自增到2030年存量为5 632亿度，需要替代火电10年期间增量和期间退役机组替代电量分别为27 856亿度、5 177亿度，三项合计共为38 665亿度。

2030年火电存量为46 593亿度。

三项合计152 025亿度。其中电力能源结构各项占比为：水风光43.92%，火电30.65%，核电25.43%，零碳电能已经接近电能总量的70%。

2030年，能源需求总量为以上四个大项累加后的等效电能电量为219 937亿度，主要能源结构中，水风光电占比30.36%，火电占比为21.18%，核电占比为17.58%，燃油燃气占比为19.35%，生产生活燃料占比为11.53%。零碳能源已经接近能源消耗总量的50%。

2.6 中国2060年零碳电能发电负荷需求指标预测

根据前述预测，2030年，全社会等效年电力负荷为219 937亿度。电力部分为152 025亿度。其中：火电存量46 593亿度，装机存量1.246 24 TW；核电需要38 665亿度，按年利用小时为8 000 h考虑，需要装机483.31 GW，减去存量49.89 GW后，10年间须新增装机433.42 GW；水电按2030年装机达到425 GW，年利用小时预设为4 250 h，年发电量为18 063亿度；风光电需要48 704亿度，在不考虑弃风限光的条件下，按平均年利用小时2 550 h（陆上风电平均3 300 h，海上风电4 000 h，光伏平均1 600 h）考虑，需要装机容量为1.909 96 TW，减去存量535.21 GW，10年间须新增1.374 75 TW。综上所述，2030年装机规模为4.064 51 TW，年发电量152 025亿度，平均利用小时为3 740 h。

预设2030－2060年30年时段中国GDP年均递增率取4%，电力弹性系数取0.5，即30年间电力平均递增率取2%，计算得到2060年全社会需要零碳电能（水风光核电）电量总量=219 937亿度×（1.02）29=390 574亿度。其中：核电占比50%，年发电195 287亿度，按年利用小时8 000 h计算，需要装机2.441 09 TW；水电按2060年装机达到500 GW，年利用小时预设为4 500 h，年发电量为22 500亿度；扣除前述两项所发电量之后尚余172 787亿度，属于风光发电的供电任务，参考光伏组件转换效率提升至平均28%、海上风电在风电中的占比提高至30%，按风光发电设备平均利用小时2 850 h考虑，需要装机为6.062 70 TW。2060年，中国全社会电力系统发电侧总需求为：年发电量390 574亿度，对应装机容量为9.003 79 TW，平均年利用小时为4 338 h。

3 从资源禀赋看可能的解决方案

3.1 关于核能资源禀赋

很明显，要实现双碳目标，核电的地位和作用将非常重要［5］，这就是要求我们首先分析核电资源禀赋状况。

核能中铀是最重要的天然核燃料。世界陆地铀矿的探明储量为145.55万吨（1983年），主要分布于美国、南非、澳大利亚、加拿大和尼日利亚等国。此外海水中含有核聚变燃料约45万吨。核裂变能的主要原料是铀，它在地壳中储量达几十亿吨。铀的储量虽然很大，但分布却十分分散，要找到比较集中的矿点比较困难。钚的来源比铀广泛，价格较便宜。

作为核聚变能原料的氢及其同位素氘和氚，在地球上储量十分丰富，海洋中还有氘约23.4万亿吨，足够人类使用几十亿年。对于人类来说，核聚变能将是一种取之不尽、用之不竭的“长寿能源”。

由于笔者不是核能方面的专家，不能预测核能尤其是可控核聚变的科技突破的进程，因此本文仅仅从最小需求的角度来安排核能在未来中国零碳电能能源的比例，假设到2030年可控核聚变技术尚未取得突破性进展，核电比例按预设需求达到25.43%，核电需要38 665亿度，按年利用小时为8 000 h考虑，需要装机483.31 GW，减去存量49.89 GW后，2020年至2030年10年间须新增装机433.42 GW。从资源条件方面是可以满足需求的。

在2030年至2060年30年间，笔者假定期间可控核聚变会取得突破性进展。这样，对于核电占比50%，年发电195 287亿度，按年利用小时8 000 h计算，需要装机2.441 09 TW的需求，核能资源是远远超出目标需求的。

3.2 中国水能资源禀赋

中国水能资源可开发极限容量500 GW，按平均利用小时4 500 h计算，年发电量22 500亿度。

3.3 中国陆上太阳能资源禀赋

据相关资料，中国属太阳能资源最丰富的国家之一，据初步分析，全国陆上太阳能技术可开发装机容量达到15.6 TW［6］。其中：新疆约为4.2 TW，青海3.4 TW，内蒙古2.615 TW；此外甘肃、西藏、宁夏以及山东等地太阳能技术可开发装机容量也比较可观。随着工作深度加深、光伏技术进步形成转换效率不断提高、应用场景不断扩展，中国的光伏可经济利用资源量正在大幅增加。2030年，预计陆上光伏装机650 GW，平均按利用小时1 600 h计算，年发电量10 400亿度；到2060年，即使按照最保守的总装机容量15.6 TW计入，如果暂按开发50%考虑，7.8 TW，预设在此期间光伏组件转换效率已提升至28%，平均按利用小时1 600 h计算，年发电量为124 800亿度。

3.4 中国陆上风能资源禀赋

由于受工作深度和资源普查分析时风电科技水平认识的局限，中国陆上风电资源一直没有一个较准确全面的权威禀赋数据。比如“迄今为止，比较权威的说法：中国陆上10 m高处的理论蕴藏量为3.226 TW，其中技术可开发量按10%推测，并考虑风轮扫掠面积，为253 GW”。但事实上是，根据2020年度国家电力统计资料［7］，中国2020年底，风电总装机已达281.53 GW，其中海上风电装机为9 GW，陆上风电装机272.53 GW。当前，陆上风电还正在以前所未有的速度发展，这种高速发展状况还将持续10年以上。单机容量越来越大、机组安装高度越来越高、风能资源利用高空越来越高、工作深度和广度越来越大等等，都使中国风电资源量越来越大到超越专家们的认知。因此，中国的陆上风电、海上风电、陆上光伏、海上光伏等资源禀赋都呈现出众说不一的状况，而只能以不同时期的模糊预测来作分析判断。

笔者根据海上风电海域面积和资源类比，作出以下的判断假定：陆上风电经济可开发容量5 TW，2030年开发率达到20%，装机1 TW，年利用小时平均取2 800 h，年发电量为28 000亿度；到2060年，开发率达到50%即2.5 TW，平均利用小时3 000 h，年电量75 000亿度。

3.5 中国海上风能资源禀赋

海上风速高，风机单机容量大，部分海域年运行小时数最高可达4 000 h以上，海上风电效率较陆上风电年发电量多出20%～40%［8］。根据世界银行近期研究成果，中国5～50 m水深，理论装机容量1.4 TW；50～200 m水深漂浮基础海上风电理论装机容量1.582 TW，合计2.982 TW。因此，中国5 m至50 m水深、140 m高度海域低空的海上风电资源规模为1.4 TW，姑且暂按60%考虑，可开发装机规模不小于840 GW，平均年利用小时约3 500 h，年发电量为29 400亿度；50～200 m水深漂浮基础海上风电理论装机容量1.582 TW，暂按50%考虑，可开发装机规模为791 GW，按平均利用小时3 800 h计算，年发电量为30 058亿度.综上，固浮合计为1.631 TW，年发电量约59 458亿度。未来海上风电还具有“三高”特性：发电电量高、利用小时数高和高电能质量高。

笔者判断，到2030年，海上风电漂浮式基础还达不到具备市场化商业开发条件，暂不计入该阶段参与平衡。将840 GW可经济开发资源在此期间按开发投运50%即420 GW计入，平均利用小时3 800小时，年发电量为15 960亿度。

到2060年，具备固定基础施工条件的剩余420 GW均投运，平均利用小时取4 000 h，年发电量为16 800亿度。此时，总装机达到840 GW，平均利用小时为3 900 h，年发电量为32 760亿度。

3.6 中国海上光伏资源禀赋

中国海上太阳能资源禀赋的中期认识：根据相关粗略研究分析表明，如果海上光伏实现平价化开发，其发电量将略大于海上风电。本次讨论，只提示其规模化的存在，不纳入参加平衡。

3.7 双碳目标下电力结构调整结果

综上所述，得到实现双碳目标下2030年、2060年的电力结构调整结果如下：

2030年：核电发电量38 665亿度，装机483.31GW；水电年发电量18063亿度，装机425GW；陆上风电年发电量为28 000亿度，装机1 TW；陆上光伏年发电量10 400亿度，装机650 GW；海上风电年发电量为15 960亿度，装机420 GW。火电存量46 593亿度，装机存量1.246 24 TW。2030年六项累加年发电量为157 681亿度，装机4.224 55 TW，平均年利用小时为3 732 h，比预测需求152 025亿度略大。

2060年：核电年发电量195 287亿度，占比50%；按年利用小时8 000 h计算，需要装机2.441 09 TW的需求；水电年发电量22 500亿度，总装机500 GW；陆上风电75 000亿度，总装机2.5 TW；陆上光伏年发电量为124 800万亿度；总装机规模7.8 TW。预设在此期间光伏组件转换效率已提升至28%，平均按利用小时1 600 h；海上风电年发电量为32 760亿度；总装机达到840 GW，平均利用小时为3 900 h。2060年五项（火电全部退役）累加年发电量为450 347亿度，装机14.081 09TW，平均年利用小时为3 198 h。彼时，核电占比为43.36%，水电占比为5.00%，陆上风电占比为16.65%，陆上光伏占比为27.71%，海上风电占比为7.27%。由于最低利用小时的光伏装机比例大幅增加，次低利用小时的陆上风电装机比例也大幅增加，利用小时越来越低符合电力装机结构调整变化的规律。

这里，可能读者会质疑，预测需求量为390 574亿度，为什么安排的年发电量为450 347亿度，是预测需求量的115%？这里就会涉及笔者下一节会论述到的：为解决系统调节容量不足时的“冗余装机”解决方案问题。

以上论述，没有安排的海上光伏、海上漂浮式风电、地热发电，光热发电、潮汐能发电、波浪能发电、洋流能发电、温差能发电等等，可以作为辅助性零碳能源补充。未来能源结构的发展变化，既要有战略定力，又要有事物并不是完全以人们的意志为转移的需要与适当的变化相适应的灵活性。

4 关于电力结构调整带的系统运行特性问题的解决方案预判

虽然中国的零碳能源电力资源在发电量方面，在计入占比为50%的核电后，再考虑储能技术进步，电力系统在量、质两方面均能支撑中国社会经济永续发展的。

但是在新的电力能源结构发生根本性重大变化后，电力系统必须解决的面对电源与负荷间的实时平衡的难题，提出如何实现是摆在我们面前必须解决的这个最大难题的途径［9］。

关于电力系统运行特性调节的问题，不能仅仅看作是储能问题，这样看就显得过于肤浅。我们谈储能，本质上讨论的是：在电力系统中，实现由于供给侧的系统发电负荷出力特性与需求侧用电负荷的用电特性之间，必须实现实时平衡的问题，即本质上是在任何瞬间，电源与负荷特性匹配平衡问题。因此，问题的解决，应该从三个方面研究解决措施：一是供给侧即发电电源侧，二是需求侧即电力用户侧，三是二者之间的储能调节池。供给侧措施实际上是一直以来就在发生作用的用电源自身的调节能力调节与负荷之间的实时平衡关系，水电、火电等都有这类功能；需求侧措施最传统常用的是我们早些时候熟悉的“拉闸限电”，并且随着科学技术的发展，是通过自动控制技术实现的用户侧“分时用电”［10］，即把一部分负荷的使用时间自动分配到用户负荷水平最低时段使用；我们常说的“储能”是属于第三个方面的措施，如抽水蓄能电站［11］、化学电池储能电站等等［12-14］。在传统动力系统中，由于核电利用小时很高，可以提供大量的基荷，常规水电、火电所占比重较大，调节能力（火电最大调节能力可达到其出力装机容量的近50%）很强，匹配以少量的抽水蓄能电站，系统维持发电负荷与用电负荷的实时平衡是有保障的。但是在风电、光伏电占比很大而火电逐步退役其占比越来越小的双碳目标进程中，维护发用之间的实时平衡就越来越难，电力系统的调蓄能力不足的问题就越来越凸显。

出路何在？笔者通过长期全方位的分析研究认为，将来主要依靠储能调节、电源供电特性、负荷用电特性三大措施方面，电力发用特性实现实时平衡要求难题的解决的主要措施可能主要有三大类：

4.1 抽水蓄能

中国的自然资源成就了中国有大量的抽水蓄能建站资源，而且在当今社会技术水平条件下，抽水蓄能的技术成熟度和电力转换效率都是处于最高之列的，可开发规模巨大、转换效率高、技术成熟、经济指标适中，应该排在优先开发序列。

4.2 换电站

换电站是指：电动汽车的电池使用方式从传统的充电模式转化为换电（池）模式。根据前面已经探讨过的相关问题分析研究结论，未来在双碳目标指引下，交通运输燃油替代所需的电力能源规模巨大，在将来交通工具用电池实现“小体积、大容量、快充电、标准化”时，与所有加油站配套甚至彻底代替加油站是历史的必然。虽然每一个换电站容量较小，但是其总量巨大，必将成为未来电力系统储能的主力之一［15］。

一般情况下，每一个加油站都可以增设一个换电站，由于随着时间的推移，燃油交通工具逐步退出历史舞台，必将在不久的将来加油站逐步被换电站替代，换电站系统将成为最大的储能系统。据统计资料，2019年度中国拥有加油站总数为10万6 556座。随着社会经济的发展，到2030年，中国的加油站（换电站）在2019年基数上翻一番，到达20万座。而为了实现换电站最经济的运行模式，在科技进步的助力下，实现电力负荷低谷期和光伏发电最高峰期充电，可能需要设计3倍以上的倍比设置电池容量数量，如果平均1座换电站有10 MW高峰容量，系统总的调蓄容量就能得到2 TW。试问，还有什么储能措施的规模能与之相比？

4.3 冗余装机

冗余装机的定义：实际装机规模与需求装机规模之比大于1，甚至比1高很多。比如，某一电力系统在确定时间段需要风电装机为100 GW，把实际装机规模投产量达到130 GW，冗余装机的冗余比就是1.3∶1，这种冗余装机措施实施的前提，是该种类电源发电成本远低于平价水平。如：在中国某一省市，当地标杆电价为0.40元/kWh，而风电上网成本电价可以达到0.30元/kWh，为了改善风电系统发电出力特性，可将该地区风电冗余规模达到1.33∶1，这样，把保证出力增加三分之一，弃掉约三分之一的系统难以调度使用的尖峰电量，既能实现项目投资的经济投入产出平衡，又能使发电侧发电负荷出力特性得到大幅提升。这从当前已经显现出来的风光成本电价大幅降低的现实情况看，是完全具备规模化前景的。

其他储能方式因为很难具有经济性条件下的规模化，都仅仅只能是系统调蓄的补充辅助角色。

抽水蓄能和换电站两种储能调节方式，都是要消耗能源的，且其耗能水平还不能忽略不计，因为其转换效率为75%～80%，加之规模巨大，今后在实际的电力系统规划工作中，应把因储能调节消耗的电能加进预测负荷中。