《中國-歐盟能源合作平臺：歐盟和中國的能源建模報告（79頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《中國-歐盟能源合作平臺：歐盟和中國的能源建模報告（79頁）.pdf（79頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、歐盟和中國的能源建模報告Energy Cooperation Platform中國-歐盟能源合作平臺EU-CHINA2021 年 11 月 歐盟資助項目本報告撰寫人：EA Energy Analysis Peter Brre Eriksen Lars Mllenbach Bregnbk Janos Hethey Lars Pauli Bornak發改委能源研究所（ERI）時璟麗國網能源研究院（SGERI）戴宏才中國電力企業聯合會（CEC）張 琳 雷曉蒙為本報告撰寫提供支持的專家學者還包括：發改委能源研究所 韓 雪 惠婧璇國網能源研究院 張 寧 菅泳仿 李江濤中國電力企業聯合會 董 博 李 藝

2、葉 靜 吳立強中歐能源合作平臺（ECECP）網站：http:/www.ececp.eu電子郵件：infoececp.eu 中歐能源合作平臺于 2019 年 5 月 15 日啟動，旨在支特落實關于中歐能源合作的聯合聲明中的舉措。中歐能源合作平臺的目標是遵循歐盟能源綠色新政，歐盟聯盟、全歐洲人共享清潔能源倡議、巴黎氣候變化協定和歐盟全球戰略，加強中歐能源合作。此次加強合作將增講中歐雙方理解互信，為全球清潔能源向可持續、可靠、安全的能源系統轉型做出貢獻。ECECP 第二階段項目由 ICF 國際咨詢公司和中國國家發展和改革委員會能源研究所共同組成的聯合執行機構共同實施。歐盟（DG ENER）和中國國家

3、能源局給予政策指導。法律免責聲明本報告所表達觀點和轉達的信息僅來自作者本人，而并不代表歐盟、中國國家能源局或中歐能源合作平臺的觀點。歐盟、中國國家能源局或中歐能源合作平臺并不保證研究所述數據的準確性。歐盟、中國國家能源局、中歐能源合作平臺或代其采取行動的所有的人均不對使用本文件所載信息負責。有關中歐能源合作平臺的更多信息，請訪問(http:/www.ececp.eu)2021 European Union.All rights reserved.中文編輯：赤潔喬，英文編輯：Helen Farrell。目 錄執行摘要 11.概 述 32.增強中歐能源系統建模能力 建議 62.1 概述 62.2

4、中國和歐盟現有的能源系統模型 62.3 能源系統模型的發展 92.4 對建模方法和目標達成共識 102.5 市場環境下的電力系統建模和規劃 132.6 模型的挑戰和警示說明 162.7 對高比例可變可再生能源的表示 183.對中國和歐盟未來建模的建議 203.1 加強部門耦合建模 203.2 以可變可再生能源和儲能為重點的加強建模方法 213.3 電力系統的互聯性日益增強，需要擴大建模范圍，即使是局部分析 223.4 數據獲取 224.中國和歐洲電力市場發展比較 234.1 中國電力市場發展 234.2 中國與歐洲電力市場發展和現狀的比較 275.中國當前的輸電規劃過程 295.1 中國電力系

5、統規劃 295.2 中國輸電規劃實踐 316.歐洲輸電系統規劃 356.1 歐洲輸電系統運營商網絡（ENTSO-E）概述 356.2 ENTSO-E 十年電網發展計劃（TYNDP）概述 366.3 TYNDP 結果-概述 366.4 共同利益項目（PCI）376.6 ENTSO-E 全系統成本效益分析（CBA）方法 407.情景設定 477.1 概述 477.2 SGERI 情景設定 477.3 ERI/CNREC 情景 49 598.模 型 628.1 簡介 628.2 候選模型和應用模型的選擇 628.3 SGERI 模型主要特性簡述 628.4 ERI/CNREC（EDO）模型的簡述 6

6、69.模型電網的描述 709.1 概述 709.2 SGERI 電網初始狀態 709.3 ERI/CNREC 電網初始狀態 7110.結 論 741執行摘要本報告是中歐能源合作平臺（ECECP）關于歐盟和中國能源系統建模的報告。對能源系統建模的能力要求在過去幾十年中不斷發展變化。隨著可再生能源（RES）份額的提高，出現了新的挑戰。巴黎協定的氣候目標和國家溫室氣體減排戰略均涉及國家能源系統的重構。為了實現氣候目標，需要適當的模型。本研究的主要目的是描述目前的建模挑戰和注意事項，并為中國和歐盟未來的能源系統建模提供建議。改進的未來模型將為在能源系統中整合更多可再生能源和其它新興技術鋪平道路，從而減

7、少溫室氣體排放，推進清潔能源轉型和應對氣候變化。改進能源系統建模的主要建議如下：加強部門耦合的建模：在應對氣候變化的過程中，需要利用不同能源部門和網絡（電力、天然氣、氫氣、熱能、工業過程、運輸）之間的協同效應。其相互作用通過不同能源載體之間的能量轉換來實現，以提供服務，并確保從全面的角度對每個載體進行最佳管理。風能和太陽能的成本正在迅速下降，這將為這些可再生能源整合到其他部門，并將其置于未來能源系統的核心提供了強有力的動力。加強建模方法，強調可變可再生能源和儲能：隨著可變可再生能源（VRE）在電力系統中所占份額逐漸增加，考慮到時間和空間上的相關性，以高分辨率對風能和太陽能發電進行建模變得越來越

8、重要。此外，還應進一步加強模型展示儲能的時序以及儲能與 VRE 之間相互關聯的能力。隨著電力系統互聯增強，需要擴大建模范圍即使是局部分析：模型節點之間（例如，價格區域）以及國家之間的互聯/輸電線路數量不斷增加，以及市場耦合的不斷加強，使得有必要擴大能源系統模型的覆蓋范圍。模型需要考慮相鄰的地區/國家，即使研究重點更多是地方層面的問題。改善信息獲取有助于為能源領域的國際合作提供支持，例如中國和歐盟之間的合作：中國可以從歐洲透明度平臺（European Transparency Platform）中汲取靈感，該平臺不僅提供接近實時的數據，而且還同時提供歷史數據。在此方面，中歐顯然具有進一步合作的潛

9、力。增強的系統建模必須考慮市場設計和改革：市場在推動未來能源系統發展方面的作用日益凸顯，是系統規劃的關鍵邊界條件。在 20多年的能源市場自由化基礎上，歐洲積累了大量經驗可供分享。中國于 2015 年 3 月啟動的新一輪能源市場改革，市場行動和規劃決策之間正在建立關鍵聯系，這需要能源系統建模的支持。2歐盟和中國都做出了雄心勃勃的堅定承諾，要在本世紀中葉左右擺脫化石燃料，實現氣候中和。這十年將是扭轉全球碳排放曲線的關鍵十年，從而使世界走上遏制氣候災難和履行巴黎協定全球承諾的正確軌道。根據國際能源署的2020 年世界能源展望，2019 年，歐盟和中國的碳排放總量占全球的 37%，能源部門占全球碳排放

10、量的 41%。因此，中國和歐盟的能源轉型對于全球成功實現凈零目標至關重要。能源轉型涉及到能源供需、能源技術開發和部署，以及與之相關的體制框架方面的深刻變化。歐盟和中國有必要在這方面加強合作。能源系統是復雜的、相互關聯的，并與經濟和現代生活的所有重要方面緊密相連。因此，需要高質量的能源系統建模來支持能源轉型。能源系統建模有助于使決策者和利益相關者在制定政策、進行投資，以及運行新的能源系統時能夠做出正確的決策。歐洲和中國有義務向世界證明，能源轉型可以成功且高效地完成，且不會對經濟產生不利影響。注：第 4 和 5 章概述了中國電力市場的發展和規劃過程，ENTSO-E 電網規劃模型中國演示報告中也同樣

11、包含這些章節。為了完整起見，兩份報告中都包含了這些部分。31.概 述本報告是中歐能源合作平臺（ECECP）支持下的中歐能源系統模型報告，基于 ENTSO-E 電網規劃模型中國演示項目。本報告旨在概述中國和歐盟目前的能源系統模型，并對這些模型的進一步發展，包括潛在益處、挑戰和局限性提出建議。該報告由 Ea energy Analysis 編寫，該公司也是為中國展示 ENTSO-E 電網規劃模型中國演示報告的牽頭方（簡稱為 ENTSO-E 中國演示報告）。本報告的編寫由 ICF 負責總體協調，中國電力企業聯合會（CEC）、國家發改委能源研究所（ERI/CNREC）以及國網能源研究院（SGERI/C

12、NREC）也均為此份報告做出了重要貢獻。第 2 章概述了中國和歐盟當前的能源系統模型，并對未來如何增強建模能力提出建議。第 3 章提出了中國和歐盟能源系統模型的改進建議。第 4-9 章詳細概述了中國和歐洲進行能源系統分析和建模的基礎和背景，重點關注電力市場。第 4 章介紹了中國電力市場的發展，并與歐盟電力市場進行了比較。第 5 章介紹了中國當前的輸電規劃過程。第 6 章介紹了歐洲 ENTSO-E 的輸電規劃方法。第 7 章提供了中國未來能源供需預測情景的相關信息。第 8 章詳細介紹了能源系統規劃的兩個重要模型：SGERI 的內部模型和 ERI/CNREC 的 EDO 模型。第 9 章介紹了 S

13、GERI 和 ERI 模型中電網描述的背景信息。第 10 章對報告進行了總結，并為提高中國和歐盟建模能力提出了建議。4名次解釋：縮寫解釋AC交流ACER歐盟能源監管機構API應用程序接口bn十億bcm十億立方米BIPV 光伏建筑一體化CAPEX 資本支出CBA 成本效益分析CEC中國電力企業聯合會CfD 差價合約CGE可計算一般均衡CNREC 中國國家可再生能源中心CREAM中國可再生能源分析模型CREO 中國可再生能源展望CS消費者剩余CSG 中國南方電網公司CSP 光熱發電DC直流DEA丹麥能源署DG分布式發電EC歐盟委員會ECECP 中歐能源合作平臺EDO 電力和區域供熱優化（模型）EE

14、NS 期望缺供電量ENS缺供電量ENTSO-E 歐洲輸電系統運營商聯盟ENTSO-G歐洲天然氣網絡系統運營商聯盟ERI 國家發改委能源研究所EU歐盟EUCS歐盟委員會情景EV電動汽車FCA 遠期容量分配FYP五年計劃GCA全球氣候行動（情景）GTC 電網傳輸容量GW吉瓦（百萬千瓦）G2P 氣體發電HVDC 高壓直流ICE 內燃機引擎ICFICF 國際咨詢公司IDC網絡數據中心IEA國際能源署KPI 關鍵性能指標kV千伏kW千瓦LCOE平準化發電成本5縮寫解釋LEAP長期替代能源規劃系統LOLE 缺電時間期望MWh兆瓦時（0.1 萬千瓦時）NAIC 正常年度投資計算NEA國家能源局NDRC 國家

15、發展和改革委員會NPV凈現值NTA不可傳輸替代OECD經濟合作與發展組織OPEX 運行維護支出OPF最佳電力潮流O&M 運行維護PCI共同利益項目PINT 逐一加入法Prosumer 產銷者PS生產者剩余PV光伏PX 電力交易P2G 電制氣P2X電力多元化轉換RAB 受監管資產RE 可再生能源RES 可再生能源系統RMB人民幣（元）SEW 社會經濟福利SERC 國家能源監管委員會SGCC 國家電網公司SGERI國網能源研究院SoS供應安全SPCC 國家電力公司ST可持續轉型（情景）tce噸標煤TOOT 逐一去掉法TPA 第三方接入TS輸電系統TSO 輸電系統運營商TWh太瓦時（十億千瓦時）TY

16、NDP 歐洲電網十年發展計劃T&D 輸配UHV特高壓UHVDC 特高壓直流USPV公共事業級光伏VALCOE平準化發電成本調整值VIU 垂直一體化公用事業公司VRE 可變可再生能源V2G車輛到電網Wh瓦時62.增強中歐能源系統建模能力 建議2.1 概述本章主要基于 ECECP 旗艦項目“ENTSO-E 電網規劃模型中國演示”，概述了中國和歐盟現有的能源系統模型，以及能源系統模型發展的益處、挑戰和局限性。此外還就如何加強中國和歐盟能源系統的建模能力提出了若干建議。充分認識能源系統模型開發所涉及的挑戰，將有助于促進中國和歐盟的能源系統的發展。本章所提供的建議旨在改善相關模型以及能源投資，從而為更好

17、地為清潔能源轉型提供支撐。2.2 中國和歐盟現有的能源系統模型2.2.1 簡介有關能源系統的決策需要建立在強大可靠的分析和模型基礎上。能源系統模型是在考慮社會經濟行為和物理約束的情況下，模擬能源如何生產、轉化和被消費的計算模型。通過這些模型可以洞察一系列問題，包括能源供需、氣候變化緩解途徑以及能源、環境和經濟政策的影響。能源系統的建模非常困難，主要在于能源系統組成部分極其復雜，而且各部門之間以及消費者和生產者的行為之間存在著廣泛的經濟聯系。近年來，可變可再生能源、分布式能源、電氣化和靈活性需求的發展使建模工作面臨更多挑戰。關于政治決策、經濟激勵和社會行為的假設可能對結果產生很大的影響，特別是對

18、于長期預測而言。這些不確定性通常通過設定不同的未來情景進行處理，這些情景構成了建模工作的基礎。2.2.2.中國能源系統模型 在過去的三十年里，中國發展了各種各樣的經濟模型，但針對能源系統的復雜模型相對較少，而且是最近才出現的。中國可再生能源展望 2018（CNREC,2018）1中描述了這一發展。中國最早的能源系統模型是在 20世紀 80 年代開發的，大多是簡單的模型，旨在對能源需求進行預測。直到上世紀 90 年代，中國才開始開發更先進的能源系統模型：例如：1997 年，國務院發展研究中心與經合組織發展中心合作，開發了中國第一個可計算一般均衡（CGE）模型。1CNREC.(2018).2018

19、 年中國可再生能源展望71999 年，中國社會科學院數量與技術經濟研究所與莫納什大學也合作開發了 CGE 模型，國家計委能源研究所開始與日本國立環境研究所合作，基于亞太一體化模式構建中國綜合政策評估模型（IPAC）。21 世紀初，中國的模型研究開始蓬勃發展。2001 年，清華大學的一個研究小組開發了 MARKAL-China 模型，并將其應用于包括北京和上海在內的多個地區的能源系統規劃中。2004 年，同一清華團隊將自上而下的宏觀模型與自下而上的 MARKAL 模型相結合，創建了一個用于研究碳減排戰略及其對能源系統影響的 MARCAL-MACRO 中國模型。此外，上海財經大學還建立了一個能源經

20、濟環境模型，用于分析上海工業部門的“綠色 GDP”。表 2.1 總結了目前用于分析中國能源系統的最重要的能源系統模型（CNREC，2018）。該表并不是一個全面的清單；中國的許多模型，如中國電力科學研究院和國家電網經濟技術研究所使用的模型，都是高度機密的，沒有公開的文件或研究報告。此外還有一些用于學術研究的模型，但尚未廣泛應用于決策。模型全名類型地理分辨率規劃范圍主要用戶MRIO多區域投入產出模型自上而下的輸入/輸出區域短期中國科學院EPPEI 規劃模型EPPEI 發電規劃模型自下而上優化國家中長期電力規劃設計總院EPS能源政策解決方案/模擬器系統動力國家長期國家氣候變化戰略與國際合作中心IP

21、AC-ERI綜合政策評估模型混合國家、地區、省長期國家發改委能源研究所CRAME（CGE、LEAP、EDO）中國可再生能源分析模型混合國家長期發改委能源研究所/可再生能源中心CGE-NCEPU可計算一般均衡模型自上而下的CGE國家短期華北電力大學GCAM-中國全球綜合評估模型市場均衡國家長期太平洋西北國家實驗室MSCGE多部門可計算發電平衡模型自上而下的CGE國家中期國務院發展研究中心GESP發電系統規劃模型自下而上優化國家、地區中長期國網能源研究院DCGE-SIC動態可計算一般均衡模型自上而下的CGE省短期國家信息中心中國-TIMES中國 MARKAL-EFOM 系統集成模型自下而上優化國家

22、長期清華大學MARKAL-MACRO 中國市場配置模型與宏觀經濟模型混合國家長期清華大學清華-MARKAL市場配置模型自下而上優化區域長期清華大學SWITCH-中國太陽能和風能與輸電和傳統能源相結合-中國自下而上優化國家中長期加州大學伯克利分校，石溪大學MESSAGE能源供應戰略選擇及其一般環境影響模型自下而上優化國家長期中國科學院大學表 2.1：中國目前使用的重要能源系統模型82.2.3 歐盟能源系統模型歐洲有許多模型。對這些模型及其范圍進行全面概述是一項艱巨的任務，這使得模型比較工作耗費大量資源。自從第一批關于概述和分類并嘗試比較能源系統模型面世以來，如(Huntington,H.G,19

23、82)2，多年來該領域有許多研究采用不同的方法來完成這項任務。2017年，歐洲在描述歐盟能源系統模型及模型分類方面取得重要進展，建立了能源建模平臺（EMP-E）。該平臺是地平線 2020 研究和創新計劃的一部分，旨在促進建模者和決策者之間的合作，以便為歐洲能源情景項目提供一份經同行評儀的模型和政策見解摘要。在該平臺 2017 年舉行的啟動會議上，對 47 種不同的能源系統模型進行了描述和分類。結果如圖 2.1所示，其中還顯示了模型名稱和主要用戶/開發者（研究機構/大學）。圖 2.1：EMP-E 模型矩陣（藍色-歐盟、綠色-國家、紅色-區域、黃色-其他）(Mller,Gardumi,&Hlk,2

24、017)3。模型按三個維度進行分類：1）技術豐富性；2）范圍和混合性（從單一部門分析到多部門分析）；3）地域重點：如下所示：顏色表示地域重點：藍色代表歐盟，綠色代表國家，黃色代表其他。模型矩陣的 x 軸顯示模型的范圍和混合，從左（一個行業）到右（多個行業）。從能源系統建模的角度來看，終端能源部門（電、熱、液體燃料、天然氣）和需求部門（家庭、工業、商業/零售、運輸/移動性）通常是不同的。然而，在 2017 年的 EMP-E 會議上，2Huntington,H.G.(1982).Modelling for insights not numbers;the experiences of of the

25、 energy modelling forum,Omega.3Mller,B.,Gardumi,F.,&Hlk,L.(2017).Comprehensive representation of models for energy system analyses-Insights from EMP-E.Energy Strategy Reviews.9包括生態、土地利用、健康和行為等其他部門的模型也受到了關注。因此，沒有建議在軸上細分行業，也沒有給出行業數量的多少，將解釋留給建模者。y 軸表示技術的豐富性。底部展示了具有聚合技術表示的模型（如經濟范圍的模型）。頂部展示了具有技術細化的模型，例如自

26、下而上的模型。至于 x 軸，考慮到矩陣中的各種模型和術語“技術”的廣泛定義，沒有提供技術豐富程度的尺度。EMP-E 旨在為建模者之間以及與能源部門參與者之間提供一個不間斷的互動交流空間。2.2.4 結論無論是在中國還是歐盟，都有并正在大力應用能源系統模型。這些模型被廣泛使用，以更好地了解能源系統及其潛演變和最佳配置，或用于評估技術的最佳滲透情況或評估特定措施可能產生的影響?？紤]到這些模型的廣泛用途，ECECP 支持歐盟和中國當前和未來的建模能力具有十分重要的意義。2.3 能源系統模型的發展在過去幾十年中，能源系統模型的要求發生了變化。隨著可再生能源滲透率的提高，新的挑戰也隨之出現。除了實現巴黎

27、協定的氣候目標外，國家溫室氣體減排戰略也會涉及國家能源系統的重構。為了實現氣候目標，需要有充分且適當的模型做支撐。通過總結能源系統模型的發展歷程4，可以看出其最新發展與當前和未來的一些研究問題緊密相關。為了回答這些有分歧的問題，模型必須更加靈活且透明。能源系統建模的一個主要趨勢是開放的資源和信息獲取，以及數據透明，這將有助于改善未來的模型開發。為了推斷當前趨勢并考慮未來的挑戰，模型將需要涉及越來越多的計算工作?？稍偕茉捶蓊~的增加、新興的跨部門技術、儲能需求以及不斷增長的國際能源市場，都使得模型的復雜性繼續增加。此外，技術特性、替代技術的成本，以及未來的天氣條件，都具有很大的不確定性。此外，國

28、家間系統互聯的增強將導致模型的規模和問題的復雜性進一步增加。傳統的優化和綜合評估模型被廣泛用于制定以政策為主導的未來轉型情景，通常涉及能源系統從化石能源向綠色技術的轉型。這些模型可以幫助決策者了解如何實現長期的脫碳目標，以及如何通過選擇低碳能源技術的組合來實現這些目標，同時將總成本降至最低。這些模型通常5包括一個對未來成本和價格趨勢有著完美預見6的單一決策者。一些模型能夠在有瑕疵的預見下運行，這限制了關于未來的信息。4 Lopion,P.et al.(2018).A review of current challenges and trends in energy systems modell

29、ing.Renewable and sustainable energy reviews 96,156-166.5Hanna,Richard et al.(2021).How do energy system models and scenario studies explicitly represent socio-economic,political and technological disruption and discontinuity?Implications for policy and practitioners.Energy Policy 149,111984.6Model

30、perfect foresight means that the“model”knows what is going to happen to the exogenous parameters in the whole model horizon10圖 2.2：一個基本的自下而上的市場調度模型的簡化概要2.4 對建模方法和目標達成共識2.4.1 模型分類總的來說，能源系統建模有兩種方法：自上而下模型和自下而上模型。自上而下的模型通常被經濟學家和公共管理部門采用。這些模型側重于將能源系統與其他宏觀經濟部門聯系起來。其特點通常是對能源系統的組成部分及其復雜性的簡化表示，因此不適合用來確定具體部門的

31、政策，而是通常用來評估能源和氣候政策對社會增長、就業等社會經濟部門的影響。自下而上的模型可以對不同能源部門之間的組成部分和相互聯系進行深入分析。這些詳細模型從技術經濟的角度出發，可以用來比較不同技術對能源系統的影響。然而，自下而上的方法沒有考慮到能源系統與宏觀經濟部門之間的聯系，因此忽略了對這些部門的影響。圖 2.2 顯示了自下而上調度模型的簡單示意圖，其中包含目標、輸入/輸出和市場“參與者”的描述：發電、需求以及輸電線路等。模型主要分為以下類別（不具有排他性）7:計量經濟模型計量經濟模型使用從過去行為中衍生的統計關系來模擬未來行為。計量經濟模型既可以從確定性經濟模型中導出，也可以從隨機性經濟

32、模型中導出。宏觀經濟模型 宏觀經濟模型著眼于整個經濟，僅將能源作為其中的一部分加以考慮。具體的技術信息不包括在內，使用該模型通常需要高水平的專業知識。7Hall,Lisa et.al.A review of energy systems models in the UK:Prevalent usage and categorisation.Applied Energy 169,2016,607-628來源：Ea Energy Analyses11經濟均衡模型經濟均衡方法側重于長期增長路徑，用于研究完整的經濟系統，而能源只是其中的一部分。其重點是經濟部門之間的相互關系。這些模型可以分為一般均衡（

33、所有部門的同時均衡）或部分均衡（僅部分市場的均衡）。優化模型 數學優化可用于在給定某些約束條件下找到技術的優選組合，并可用于自上而下和自下而上的方法。首先，需要先定義一個目標函數以使其最小化，該函數可以涉及成本、燃料使用、排放甚至投資回報最大化。此類優化模型有助于確定成本最低的解決方案，但通常是數據密集且復雜。一個關鍵的好處是，此類模型的目標可以根據使用者的需要進行調整：例如，一個模型的目標函數可以是社會經濟福利的最大化，而不是成本的最小化。仿真模型 這些模型模擬了能源生產者和消費者對價格、收入和其它信號的反應。模型描述了系統的邏輯表示，并試圖重現其操作。與優化模型相比，它們可以更好地模擬技術

34、的應用，因為它們可以以更高的分辨率更有效地運行。逆推模型這種方法先確定理想的未來結果，并利用專業知識來反向確定實現這些結果的路徑和政策。多指標模型多指標決策分析（MCDA）用來評估一系列可能的行動方案。多指標模型包括一系列廣泛的衡量標準，包括經濟指標和其他指標。2.4.2 ENTSO-E 電網規劃模型中國演示項目背景ENTSO-E 電網規劃模型中國演示項目的任務是為中國演示 ENTSO-E 輸電系統規劃過程，因此目標明確，包括三個步驟：定義情景，對潛在的新輸電資產進行篩選，并為中國演示歐盟/ENTSO-E 的先進 CBA 方法（見第 8 章和第 9 章）。此外，為了使用模型來進行決策，必須考慮

35、分辨率的概念，包括時間、空間、技術經濟細節和部門耦合的分辨率。這些主要領域可以分為低、中、高不同級別的分辨率。使用低分辨率會給建模帶來誤差，而高分辨率則會在模型大小和計算時間方面帶來挑戰。因此，在實踐中，需要基于對研究目標的認識來對分辨率做出折衷選擇。除了分辨率，尺度也是一個重要因素，模型設計需要從電力供應和需求逐秒平衡尺度轉變為具有數十年壽命和長期路徑依賴性的基礎設施的尺度（見圖 2.2）。因此，與其簡單地增加時間分辨率，另一種方法是考慮不同的時間尺度與不同級別的細節。例如，許多模型都包含規劃步驟和操作步驟。在規劃時間尺度上，決定應安裝多少容量。在運行時間尺度上，決定如何運行可用系統以滿足給

36、定的能源需求。這種模型可以稱為雙尺度模型。它可以擴展到多個尺度范疇。例如在整個大陸的電網中，合理的尺度可能是地區（單個太陽能或風力發電站的發電情況）、國家（國家能源系統的特征及其需要匹配的總需求），以及國際（遠距離輸電能力以及由此帶來的額外平衡可能性）。12 圖 2.3：不同時間尺度、不同細節層次的模型說明。8ENTSO-E中國演示報告選定的模型采用了包含一個規劃模塊以及一個運行調度模型（第2.4.3小節）。2.4.3 ENTSO-E 電網規劃模型中國演示項目選用的建模方法ENTSO-E 項目團隊決定采用自下而上的方法對輸電系統開發進行建模。這種模型能夠詳細描述電力系統及相關的區域供熱系統的技

37、術經濟參數和約束條件。這也是中國和歐盟在當前輸電系統規劃中已經采用的方法。ENTSO-E 中國演示報告選擇了 ERI/CNREC 的 EDO 模型。EDO 是一種容量擴張模型和最優機組組合與經濟調度模型的結合。從本質上講，該模型通過總成本的最小化，包括資本成本、運行維護和燃料成本，為電力和區域供熱部門找到特定目標或政策約束條件下的成本最優的解決方案。EDO 模型的關鍵模塊EDO 模型使用用戶設置和輸入數據，根據以下電力系統建模概念運行:經濟調度優化在受電網限制、技術限制和其他限制的情況下，在每個時步中尋找滿足電網各區域需求的每個機組最佳發電水平。機組并網類似于經濟調度優化，但決定何時、哪些機組

38、應啟動和停止的復雜性更大。這增加了表現機組成本和技術的復雜性，因為啟動和關閉都是昂貴的操作和離散的決策，這會影響到后續決策。容量擴展提供由模型內生決定的容量。因此，該模型可以用來根據系統的需要和經濟性來制定發電、輸電和儲能的投資決策。8Pfenninger,S.et al.Energy systems modelling for twenty-first century energy challenges.Renewable and Sustainable Energy Reviews,33,pp.74-86.DOI:10.1016/j.rser.2014.02.003.13圖 2.4：EDO

39、 運行流程圖-包括容量擴展（規劃）模型和調度（運行）模型的雙尺度模型這個模型基本上是在兩種不同的模式下運行，它們可以相互作用（如圖 2.4）。第一種模式用于分析整年。在此模式下，用戶配置時間分辨率。由于計算原因，這通常低于完全的逐小時分辨率。第二種模式以每小時分辨率查看整個星期。因此，該模型運行 52 次代表模擬中一年中的每個星期。每種模式都可以連續運行數年，為電力和區域供熱系統的發展描繪了一條路徑。如果用戶允許投資于年度模型，則該模型在一年內的裝機容量將在隨后的幾年內可用，直至技術壽命結束。2.5 市場環境下的電力系統建模和規劃2.5.1 市場建模方法概述ENTSO-E 電網規劃中國演示項目

40、的總體目標是支持中國電網頂層規劃的現代化。該項目借鑒了中國和歐洲的現有情景和建?？蚣?，重點是電網規劃過程中的市場建模和成本效益分析（CBA）。這表明了電網規劃和電力市場改革之間的關鍵聯系：市場價格將決定電力的供應和需求，從而成為新建或擴建現有輸電線路的重要推動力。項目重點放在市場驅動電網規劃方法上，因此，ENTSO-E 電網規劃中國演示報告對中國最大的價值是展示這些方法在中國條件下的應用。被選定的 CBA 參數有：社會經濟福利（SEW）燃料成本（包括在社會經濟福利中）CO2減排（包括在社會經濟福利中）可再生能源整合：棄電量的削減(GWh/年)擬議投資的資本成本（CAPEX）擬議投資的運行和維護

41、成本（OPEX）14例如，BOX 1 中的圖 2.5 和 2.6 顯示了社會經濟福利評估的一些重要特征。BOX 1:SEW 計算準則社會經濟福利（SEW）是多數歐洲項目的核心指標，以下簡稱 B1。在歐洲 TYNDP 中，該指標往往是進行基礎設施擴張的重要依據。B1 是通過兩種情況下的歐洲市場模型進行計算的：在市場模型中包含或剔除擬議項目。在模型中，歐洲日前市場的每一種情景下都被進行精確到一年中每一小時的模擬。原理如圖 2.5 所示，該圖顯示了通過容量為“C”的輸電線路連接兩個報價區域（分區價格設計）時 B1 的增長。最優調度是將數量“C”從低價區運輸到高價區，因此，如圖所示，低價區的價格將上漲

42、，而高價區的價格將下降，而由于輸電阻塞限制，兩個區域的最終價格會有所不同。該圖展示了在兩個價格區域內消費者剩余與生產者剩余的變化。剩余的凈增長由圖中深紫色三角形所示，淺紫色三角形是阻塞租金。圖 2.5：市場模型下兩個市場區域之間的最佳潮流圖 2.6 進一步說明了該情況。該圖說明了當區域間輸電容量上升時兩區域價格、阻塞租金與 B1 的增長（左圖）。還說明了阻塞租金的變化（右圖下方紅線）與總交易收益（即 SEW，右圖上方黃線）。152.5.2 市場及其缺陷的模型表示電力市場不僅僅是一個市場，而是一套市場：金融市場、日前市場、日內市場和電力平衡/調節市場。如圖 2.7 所示，圖中還顯示了不同市場何時

43、啟動的時間表。ENTSO-E 中國演示報告所涉及的市場表征僅限于日前市場。與日內和電力平衡市場相比，日前市場是對價格形成最重要的市場，也是最大的市場。圖 2.6：擁塞租金、SEW 與輸電容量的對應關系來源：Ea Energy Analyses該市場模型計算了在所有情景下全年每一小時所有價格區域的 SEW 總增長，包括加入某一項目后整個歐洲電力系統的阻塞租金的凈增加總額。除了 SEW 的變化，該市場模型還能計算出二氧化碳以及可再生能源（風電和太陽能）棄電量的變化。圖 2.7：電力市場不僅僅是一個市場，而是一套市場（歐洲市場設計示意圖）16在電力系統分析中，由于建模的規模和復雜性，大多方法僅限于對

44、日前市場進行建模。日內市場、平衡市場和備用市場通常是分開核算的。但如果只限于對日前市場建模，相當于假定了完美的預見性和確定性條件。這是此類模型的一個主要缺點，因為可變可再生能源（風能和太陽能）的發電量無法準確預測。未來幾天的需求和可變可再生能源發電量的不確定性是需要引入日內和平衡市場的主要原因。ENTSO-E 中國演示報告中也假設了完美的市場條件，即發電商以其短期邊際成本和/或機會成本競價進入市場，因此忽略了對任何對市場力的考慮，也就是說一些市場參與者能夠通過戰略競價來操縱市場價格的情形都不包含在內。同時，假設大型消費者按照實際需求進入市場。在大多數情況下，市場力的潛在作用是通過模擬戰略投標并

45、應用博弈論的特定定制模型來分析的。2.6 模型的挑戰和警示說明2.6.1 數據獲取對于世界各地的建模者來說，獲取足夠準確和透明的數據是一項挑戰。在許多方面，無論是在中國還是歐盟，可以訪問的數據總量都在增加，特別是通過互聯網上的資源共享。公共機構越來越多地提供在其管轄范圍內收集和匯編的數據，并通過開放這些數據庫創造一種公共資源。商業數據提供商可以通過收集、組織和為有需要的人提供數據訪問權限來提供價值。此外，在公共、商業或學術領域，透明度已經變得非常普遍，并已經成為數據可信和可用度必要條件。特別是對于能源部門而言，市場改革提高了透明度，因為市場參與者需要獲得信息，以便對市場過程產生信任，從而在市場

46、空間中高效運作。監管機構也需要獲得數據，以確保市場競爭的公平環境。能源市場的這些特征有助于從電網運營商等公共壟斷企業獲取數據，以及從市場參與者那里獲取專有信息。開放透明度的趨勢存在合理的局限性。商業機密不會被共享。數據透明度增強的同時也伴隨著對網絡安全問題的擔憂。在實踐中，獲取建模數據不僅僅與商業敏感性有關。對于建模者來說，這也是一個關于數據可用格式方便與否的問題。具有查詢數據、組合和鏈接數據集選項的靈活平臺，有助于提高數據的可用性和適用性，并越來越多地通過開放式應用程序接口（API）來提供。這些系統提供了一種使用通用編程語言的便捷訪問方式，允許用戶運行自己的代碼，根據特定需求來選擇、組織和更

47、新數據。然而，為建模收集匯編可靠且準確的數據仍然是應用能源系統建模中最耗費資源的一環。對模型的數據需求也在增加。由于模型和計算能力越來越強大，對模型精細度的要求也越來越高，因此數據獲取方面的需求正在增長。歐洲ENTSO-E透明度平臺9是歐洲電力市場信息的集中發布中心，內容涉及負荷、發電、輸電、平衡、停電、阻塞管理、運行以及電力價格等泛歐層面的數據。該平臺基于歐盟電力市場透明條例 543/2013 設立，由 ENTSO-E 負責維護。該平臺上的數據是對外公開的。9http:/transparency.entsoe.eu17透明平臺有一個開放的 API 接口，通過這個接口，平臺上的數據可以很容易地

48、被收集起來用于其他應用。API 接口適用于希望獲得接近實時的有限數據量的用戶。平臺上的透明數據也可以通過 web界面下載。圖 2.8 顯示了 2021 年 6 月 4 日在透明度平臺信息面板上提取數據的示意圖。歐洲也有類似的天然氣透明度平臺，由歐洲天然氣傳輸系統運營商聯盟（ENTSO-G）維護。圖 2.8：2021 年 6 月 4 日透明平臺信息面板提取數據的截圖中國中國在這方面沒有類似的透明度平臺。一般來說，對數據的訪問更為有限，從傳統上講，由于各種原因，許多中國數據被視為機密數據。然而，一個明顯的趨勢是中國能源系統的信息會越來越多。隨著能源市場改革取得成果，這一趨勢可能會得到加強。透明度的

49、提高也有助于擴大能源問題上的國際合作，特別是中國和歐盟之間的合作。如果中國開發一個類似歐盟那樣的透明平臺，匯集接近實時的數據和歷史數據，這將有望進一步增進雙方的合作潛力。2.6.2 強調分享方法論和對關鍵結果的假設 在能源系統建模項目中，參與方往往更傾向于關注支持初步預測的關鍵模型結果。這些結果往往可以作為事實而不是通過復雜的模型來呈現。18重點應放在謹慎地解釋模型結果，強調方法上的不確定性及警示說明。模型永遠是對現實世界的抽象化。一般來說，應在討論假設、開發更多情景、進行敏感性分析等方面給予更多的重視。這種方法將有助于提高人們對能源系統模型的普遍信任度。2.7 對高比例可變可再生能源的表示隨

50、著可變可再生能源（VRE）在電力系統中所占份額的不斷增加，考慮到時間步長之間以及節點之間的相關性，在時間和空間上建立高分辨率的風電和光伏發電模型變得越來越重要。目前的做法是使用基于模型中每個節點和時間步長的數年風電和光伏發電統計數據。這種方法將保證在模型研究中能夠使用正確的空間和時間相關性。如果風能和太陽能是重要電源，通常一個小時的時間步長就足夠。如果可用的記錄十分有限，可以構造虛擬時間序列。這些序列在時間和空間上與觀測值具有相同的統計特性和相關性，然后用作模型輸入。此外，節點的大小和位置也是一個重要的問題。在市場模型中，一種實用的方法是識別與價格區域相同的節點。如果價格區域太大而無法計算時，

51、可以選擇將價格區域細分作為節點。圖 2.910：根據時間、空間、技術經濟細節和部門耦合的分辨率對自下而上模型進行分類10 Prina,Matteo Giacomo et.al.,Classification and challenges of bottom-up energy system models-A review,Renewable and Sustainable Energy Reviews,129(2020)19圖 2.9 顯示了如何根據時間、空間、技術經濟細節和部門耦合的分辨率對自下而上模型進行分類。在輸電系統規劃研究中，為了能以合理和令人滿意的分辨率進行輸電系統仿真，應選擇空間

52、上的中高分辨率（ENTSO-E 中國演示報告中選擇了省級分辨率）?；诳稍偕茉矗达L能和太陽能）的電氣化、部門耦合模型與能源部門脫碳的關系越來越密切。圖2.10顯示了丹麥的未來情景（2035年），能源系統以可再生能源為基礎，并高度利用電力、熱力、天然氣和交通部門之間的耦合。圖 2.10：丹麥 2035 年情景下的部門耦合11 11Eriksen,P.B.Energy system flexibility and integration-precondition for large scale integration of VRE(wind)in the Danish power system

53、.Presentation at iiESI,Imperial College,2017.203.對中國和歐盟未來建模的建議3.1 加強部門耦合建模傳統意義上，電力、天然氣、區域供熱/制冷和氫能等不同能源系統的相互作用相對較少，它們最初都是彼此獨立設計和運行的。然而，人們對探索能源部門和能源網絡之間協同作用的興趣越來越濃厚。這種相互作用是通過不同能源載體之間的能量轉換及其儲存來實現的，以便提供服務，并確保以最佳方式管理每一種能源載體。圖 3.1 顯示了各種能源系統之間許多可能的相互作用。研究能源部門整合的一些最重要的驅動因素包括：碳排放，以及風電和太陽能發電和利用增加 風電和太陽能發電的成本正

54、在穩步下降。因此，有更強的動機將這些電源應用于其他行業（如供熱和運輸、工業加工等）。這也將是二氧化碳減排的一項重要措施。減少一次能源的使用 例如熱電聯產及電力和熱力網絡的整合 為電力系統提供經濟高效的靈活性 電力和熱力/天然氣部門的耦合將為熱力和天然氣提供儲存機會，從而增加越來越多由可變可再生能源主導的電力部門的靈活性。圖 3.1：能源部門耦合示意圖1212Abeysekera M.et al.Integrated energy systems:An overview of benefits,analysis methods,research gaps and opportunities.Hu

55、bNet Position Paper Series,2016,www.hubnet.org,uk.21歐洲的電力和天然氣系統評估長期以來一直由 ENTSOs 運營商聯盟（ENTSO-E 和 ENTSO gas）、歐洲能源監管機構（ACER）和歐盟委員會共同負責。根據歐盟第 347/2013 號法規，ENTSOs 必須制定“一致且相互關聯的電力和天然氣市場，以及包括電力和天然氣傳輸基礎設施在內的網絡模型”。ENTSOs 最初提供了一個相互關聯的模型，重點放在共同情景的構建上，但 ACER 認為，許多其他方面應該進行更詳細的調查。這將有望使電力和天然氣網絡十年發展計劃（TYNDP）的電力和天然氣

56、項目成本效益計算中納入相互關聯的問題提供可能。圖 3.2：電力和天然氣系統之間相互聯系的說明（A：單獨系統方法；B：互聯系統）在圖 3.2 中，天然氣和電力系統之間的聯系用 G2P（氣體發電）和 P2G（電制氣）表示。后者被認為對未來綠色氣體和綠色液體燃料的生產非常重要，可以替代化石燃料，實現氣候中和的能源目標。實際上，兩個系統之間有更多的連接，但為了簡單起見，這里的聯系僅限于 G2P 和 P2G。很明顯，評估一個新項目，例如輸電線路，若是僅局限于評估其對電力系統影響，將存在潛在的缺陷（見圖 3.2A）。一條新的輸電線路也可能對天然氣系統產生重要影響，包括發電站的天然氣供應量、綠色天然氣產量（

57、P2G）和輸氣管道中的天然氣流量（見圖 3.2B）在未來幾年煤炭減少的情況下，天然氣有望在中國發揮重要作用。因此，在中國用氣體模塊來增強電力系統模型（如 ERI 的 EDO 模型）將是十分有益的。這將大大提高能源系統的建模能力。3.2 以可變可再生能源和儲能為重點的加強建模方法 隨著可變可再生能源（VRE）在電力系統中所占份額的不斷增加，考慮到時間和空間的相關性，對風能和太陽能發電進行高分辨率的建模變得越來越重要。此外，這將有助于提高對儲能的建模能力以及加強儲能與 VRE 的互聯性。預計電池儲能在未來將發揮越來越大的作用，作為一種靈活性措施來整合更多的 VRE。由于電儲能的投資成本正在下降，而

58、且這一趨勢預計將持續下去。此外，水庫的蓄能也是建模時要考慮的重要元素，區域供熱系統和燃氣系統中的虛擬儲能也很重要，特別是在考慮行業耦合的情況下。這些儲能將成為未來電力系統重要的靈活性資源。來源：Ea Energy Analyses223.3 電力系統的互聯性日益增強，需要擴大建模范圍，即使是局部分析模型節點（如價格區域）和國家之間的輸電線路數量不斷增加，使得有必要擴大能源系統模型的覆蓋范圍。要納入模型的區域必須包括越來越多的鄰近地區/國家，即使研究重點是更多的是地方性問題。原因是，當輸電線路的數量和容量增加時，地區之間的相互聯系更加緊密。例如，在為丹麥進行能源系統研究時，模型范圍從僅丹麥一國，

59、對鄰國的邊界條件進行定量描述，擴大到涵蓋北歐國家、德國和波羅的海國家在內的模式，發展到現在的北歐模式，包括北歐、德國、波羅的海、波蘭、英國、法國、荷蘭和比利時。在未來的能源系統建模中，有必要注意模型范圍的總體發展。隨著能源系統之間物理聯系日漸增強，市場之間的耦合也在增強。實際上，歐洲是一個日前市場耦合區域，整個歐洲在未來一天的每一小時都會同時進行市場結算。整個歐洲的價格、發電和交易都是經過相同的算法計算的（Euphemia）。此外，歐洲還正在努力將不同國家和地區的日內和平衡市場整合到統一的歐洲范圍的平臺中。中國市場一體化的平行發展也在籌劃當中。3.4 數據獲取 中國沒有與歐洲透明度平臺（如第

60、2.6 節所述）相類似的平臺。一般來說，對數據的訪問更為有限，從傳統上講，由于各種原因，許多數據在中國被視為機密數據。然而，在中國可以獲取到的能源部門的信息越來越多。隨著能源市場改革取得積極成果，這一趨勢有望得到進一步加強。這種透明度的提高將有助于加強能源問題上的國際合作，特別是中國和歐盟之間的合作。如果中國能夠開發一個與歐盟類似的透明度平臺，能提供接近實時的數據和歷史數據，那么未來雙方合作的潛力將會更大。234.中國和歐洲電力市場發展比較4.1 中國電力市場發展中國從上個世紀開始經歷了漫長的以市場化為中心的電力行業改革過程，其標志為中央政府發布的三個指令，從而清晰地把改革過程劃分為三個階段。

61、到 2019 年，中國電力工業已從供應嚴重短缺發展為實現全國聯網，發電裝機容量達到 2010GW，包含水電在內的可再生能源占比達到 26.37%，并擁有 14 條超高壓輸電線路?；仡欕娏κ袌龅母母镞^程，對于推進電力工業地可持續發展和持續有效推進能源轉型意義重大。4.1.1 第一階段（1985-2001 年）1985 年，國務院出臺關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定 1985/72（簡稱 72 號文）提出了改革方向。上世紀 80 年代初期以前，中國的電力工業完全由中央和地方政府所有并垂直運行，電力供應嚴重短缺，投資在很長一段時期對國家的經濟發展起著關鍵作用，72 號文拓寬了投資渠道并在一定

62、程度上改變了國家所有制。72 號文的要點是：通過成本加成定價鼓勵國(境)外投資者、地方政府、各類企業、甚至個人投資建設電力項目；實行電價雙軌制，包括還本付息電價和電量配售；撤銷政府對垂直一體化電力公司的控制，實行分級電力調度等。72 號文實施后，發電裝機快速增長，省級電力系統互聯形成了六個區域電力系統，對每個電廠采用平準化定價，但是一廠一價扭曲了電力價格。1997 年，垂直一體化的國家電力公司（SPCC）宣告成立，電力工業徹底實現了政企分離。4.1.2 第二階段（2002-2014 年）國務院關于印發電力體制改革方案的通知（國發20025號）（簡稱5號文）指導了這一階段的轉型。這一階段是 72

63、 號文提出的改革思路的延續，5 號文的要點是：廠網分開；建立獨立的監管機構電力監管委員會（SERC）；發電側啟動競價上網；主輔分離（RAB）；發展跨區輸電。這一時期，SPCC 被拆分成兩個電網公司（國家電網公司和南方電網公司）和五個發電集團，其發電裝機占全國總裝機容量的 50%。此后涌現出大量的發電企業，從而打破了壟斷格局，形成了競爭局面。一廠一價的定價結構很大程度上得到改善，并在各省實行了以燃煤電廠燃料成本為基礎的標桿電價，即各省燃煤電廠實行統一電價。這些都是邁向市場競爭的過渡性改革舉措。為配合 5 號文的實施，SERC 出臺了一系列圍繞電價改革、電網標準、運行、輔助服務等規章制度。24此外

64、，在東北地區開展了年度和月度發電競爭性試點，80%發電量采用單一買家模式，為擴大電力市場化競爭積累實踐經驗。然而，仍有一些難題阻礙了改革進程。2013 年，SERC 被并入和重組后的國家能源局。4.1.3 第三階段（2015 年至今）關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發 20159 號）（簡稱 9 號文）為電力行業的改革進一步奠定了基礎。該文件于 2015 年發布，吸取了前兩個階段獲得的經驗教訓，同時開始著手向清潔能源轉型的挑戰。9 號文的核心內容是：進一步放開對發電、消費電價和計劃用電的管制 放開零售業務；全面引入第三方參與輸配電；建立獨立的電力交易機構（PXs）；對社會資本放開新的配

65、售電業務；強化電力開發規劃、監管、安全運行和保障供應等。該文件還配套出臺一系列指導方針和準則，包括關于輸配電價、獨立的電力交易機構、市場設計、市場導向的上網調度和消費、省間和跨區電力交易、對社會資本開放零售和新的配電業務、分布式發電、可再生能源等。北京電力交易中心負責國家電網公司經營區域的電力跨省交易，廣州電力交易中心負責南方電網公司業務區域的電力跨省交易和省內交易。各地政府根據自身監管條例對采用成本加合理利潤方法確定的省級輸配電價進行審批，但輸電與配電業務沒有實現分離。9 號文對推進市場化起到重要作用。2019 年，中國市場化交易電量占發電總量的 38.22%。各種可變可再生能源發電采用固定

66、上網電價，但對一些可再生資源集中的省份，部分可變可再生能源發電量的固定電價有所降低。多數燃煤發電業務被推向市場，上網電價基于國家發改委第 1658 號文件的最低價和最高價，上下浮動+10%到-15%。4.1.4 中長期電力交易、省間和跨區域電力交易以及現貨市場的發展各省年度和月度電力交易情況年度和月度省內電力交易首先安排年度非市場化發電部分并分配到每個月，其余剩下部分的發電量在市場上交易,直到需求得到滿足。年度發電落實到每個月后，月度電力交易采用同樣方法。年度和月度電力合同均在交割前進行一次或兩次交易，這不是一個連續過程?？缡】鐓^電力交易中國的電力需求負荷集中在東部，煤炭儲量和可再生能源主要分

67、布在人煙稀少的西部，在這種情況下，長距離大規模輸送電力成為能源資源優化配置的常規手段。2018 年，跨區輸電容量已達到 136.15 25圖 4.1：年度和月度交易圖 4.2：8 個省現貨市場試點GW。引入的一些年度和月度跨省和跨區電力交易規則的要點如下：合同路徑原則；采用印花法的間接收費 省級收費（220kV 及以下，只用于發電機組與省級電網聯網的情況）區域收費（500kV 及以上，電力交易根據合同路徑使用區域電網）跨區輸電線路收費（多數為超高壓輸電）年度和月度交易排序、與非市場部分協調 現貨市場年度和月度交易后的剩余部分通過現貨市場交易。國家能源局已在8個省開展現貨市場試點，如圖2.2所示

68、。這 8 個省級系統采用兩種不同的模式建立現貨市場。26模式 1：年度和月度的電量交易采用物理合同，實際負荷與月度和年度合同電量的差額部分在現貨市場中交易。售電公司和大型電力用戶可以進入現貨市場與發電企業直接進行交易。模式 2：年度和月度的電量交易采用差價合約（CFD）金融性合同。所有電量均在現貨市場進行出清，并按照年度和月度差價合約在相應的交易時段進行支付。4.1.5 電力市場發展的最新進展自 2020 年上半年國家發改委和國家能源局聯合下發以下兩個文件以來，電力市場改革取得了重大進展：修訂的中長期電力交易基本規則 關于做好電力現貨市場試點連續試結算相關工作的通知（發改辦能源規 2020 2

69、45號）關于做好電力現貨市場試點連續試結算相關工作的通知文件概要及近期進展。中國政府于 2020 年 3 月下發此份文件，用于指導電力現貨市場的財務結算工作。該文件強調的要點包括：試點現貨電力市場是電力行業改革的重要一步，對構建公平競爭的市場環境具有重要意義，具體措施為：在初期適當加強指導；更好地銜接現貨市場和中長期電力交易；加強對現貨電力市場財務結算流程的管理；保持電力市場經營者的中立性；防范市場扭曲風險等。近期進展根據中電聯公布的電力市場改革季度監測報告，部分試點省內市場已啟動以財務結算為基礎的持續試運行，例如福建省電力市場開始連續試運行，并進行了 2 個月的財務結算。其他一些地方已經做好

70、準備將很快開始這一進程。隨著電力市場化改革深入，電力現貨市場運行中出現了省間與省內市場、中長期與現貨市場等需進一步銜接的問題，各地市場建設第一牽頭單位不斷完善市場規則，推動電力現貨市場長周期運行。這表明必須認真對待市場與非市場交易、中長期與現貨市場、省內與跨省交易之間的協調與聯系。修訂的中長期電力交易基本規則文件概要及近期進展。修訂后的中長期電力交易基本規則總結了多年來中長期電力市場交易的操作經驗，在透明度、流動性、競爭性等方面進行了補充和完善。其重點是有了更多的交易產品，涵蓋多年、年、季、月、周不同時段，并區分了高峰和非高峰；對市場參與、交易產品、定價、交易組織、非市場與市場交易的協調、不平

71、衡處理、安全檢查、市場監管、輔助服務、可變可再生能源的部分參與、交易期間連續交易等內容進行了補充和完善。近期進展大多數省份都已根據國家規則制定了相應的省級交易規則，這一過程與歐盟成員國實施歐盟第三能源計劃有一定相似之處。該計劃旨在進一步放開天然氣與電力市場。2021 年，區域監管部門公布了華東地區跨省電力中長期交易規則。這代表了省級電力市場區域耦合的重要實例，是為國家層面的市場區域系統耦合積累經驗。274.2 中國與歐洲電力市場發展和現狀的比較回顧中國和歐洲電力市場和輸電系統的發展，在一定程度上有相似之處，如大型互聯電力系統、市場發展的階段性過程、中國的三個指導意見和歐洲的三個能源一攬子計劃、

72、可再生能源和碳減排目標等。1996 年至 2018 年，在歐盟委員會發布的三套能源一攬子計劃的指導下，歐洲電力行業經歷了從垂直一體化的電力公用事業公司（VIU），到受監管第三方接入（TPA）、輸配電價、獨立監管機構、開放零售業務，再到市場耦合和跨境貿易的改革進程。中國的電力行業也采取了類似的路線圖，從 1978 年至今在三個指導意見指導下經歷了雙軌制電價、發電機組平準化成本加成定價、燃煤發電基準定價、廠網分離、受監管 TPA、輸配電價、獨立監管、開放零售業務，以及競爭性市場。歐洲和中國的主要特點如下：業務分拆 中國：分拆后，VIUs 自身壟斷部分即輸配電業務，競爭部分為發電業務。歐洲：分拆后

73、VIUs 自身壟斷部分即輸配電業務，競爭部分為發電與供電業務。獨立監管 中國：電力監管委員會（SERC）作為獨立監管機構于 2003 年成立，于 2013 年成為國家能源局的一部分。歐洲：根據歐盟第三能源法案建立了獨立的監管組織。電力交易 中國：電力交易市場與電網公司相對獨立，電網公司擁有電力交易市場的部分股權。歐洲：中長期電力交易市場（金融交易）獨立于電網公司。電力現貨市場隸屬于輸電系統運營商（TSOs）。中長期電力交易 中國：純能源交易沒有區分峰谷期和非峰谷期，交易過程不連續，交割前有一次或多次交易。歐洲：能源交易分為峰荷期和非峰荷期，交易過程是連續的，可以在交易期內進行交易，不受時間限制

74、。電力調度 中國：國家電網公司和南方電網建立了高度等級化的電力調度結構，對輸電系統的安全穩定運行發揮了重要作用。歐洲：正在考慮建立一個泛歐電力協調中心。有一些區域性的電力協調中心涵蓋了互聯緊密的國家。輸電容量分配 中國：高壓直流輸電線路將大量電力從能源豐富的省份輸送到遠離的負荷集中地區，并將全國所有區域系統互聯起來。所有輸電資產均歸國家電網公司和南方電網公司所有，輸電容量配置和利用高效、方便。歐洲：遠期容量分配（FCA）導則對日前市場跨區容量分配進行了細致規定，并對長期跨區域交易建立了通用的輸電容量分配方案，并在歐洲層面建立了統一的長期輸電權分配和交易平臺。28歐洲現貨市場競價區之間的輸電容量

75、的分配隱含在歐洲市場優化算法中。小結綜上所述，在許多問題上，中歐都在一定程度上平行探索了市場發展的路徑。295.中國當前的輸電規劃過程5.1 中國電力系統規劃5.1.1 中國電力系統規劃過程電力規劃主要包括國家級、省級規劃兩個層面。國家級的電力規劃由國家能源局（NEA）負責制定，經國家發改委（NDRC）批準后發布。省級電力規劃由各省能源主管部門負責，向各省政府匯報，并經國家能源局同意后發布。省級電力規劃受國家級電力規劃指導，并與國家級的電力規劃及各省能源發展規劃協調一致。電力規劃研究工作主要由電力規劃設計總院（EPPEI）負責。該機構受各級能源主管部門委托進行電力規劃綜合性研究，并撰寫特別報告

76、。電力企業負責實施并確保電力規劃的安全性。根據批準的國家和省級電力規劃，他們負責提供基本規劃數據，承擔電力規劃研究課題，提出規劃建議，配合規劃工作，編制業務案例。電力行業協會和其他行業協會、學會、研究機構、高校等有關單位亦應積極協調配合電力規劃的相關工作，向能源主管部門提供研究建議。國家能源局與各省能源主管部門提前兩年制定電力規劃。規劃包括五個階段：研究編寫階段、整理匯總階段、審核發布階段、執行調整階段、評估監督階段。（1）研究編寫階段電力規劃研究包括規劃建議、專題研究與綜合性研究。規劃建議由電力公司、電力行業協會、科研機構和高校提出，構成了電力規劃的基礎。專題研究涉及電力需求、結構布局、系統

77、安全、經濟性評估、環境影響評估、科技進步、體制改革等方面。綜合性研究旨在通過綜合的選擇和平衡，提供廣泛而系統性的電力規劃。綜合研究報告是各級電力規劃編寫的基石。（2）整理匯總階段電力規劃的編寫應納入電力規劃的綜合性研究成果，結合電力規劃建議，提出電力發展的指導思想、基本原則、發展目標、重點任務與保障措施等各部分內容。國家電力規劃應重點關注：大型水電（包括抽水蓄能）、核電（包括試運行和啟動）、風電、光伏、光熱發電等新能源大型發電項目以及大型煤電；跨省及跨區電網工程建設安排（包括試運行和啟動）、跨省電網 500kV 及以上省級電網工程建設安排（包括聯網和啟動）；以及五年規劃期間省內燃煤燃氣機組等項

78、目的發展規模與建設安排。省級電力規劃的重點是明確本地區大中型水電（包括抽水蓄能）、煤電、氣電、核電項目的建設安排（包括聯網和啟動），新能源機組規模及分布，110（66）kV 及以上電網項目（包括聯網和啟動），及 35kV 及以下電網的建設安排。省級電力規劃從屬于國家電力規劃和省級能源規劃，國家和省級電力規劃的相互聯系如下：30 規劃之初，省級能源主管部門需要起草省級電力規劃初稿并提交給國家能源局。國家能源局整理并總結各省初稿，初步確定國家規劃的主要目標、省級規劃的整體框架及邊際條件，并向各省能源主管部門進行書面反饋。各省能源主管部門基于反饋意見制定省級電力規劃（包括環境影響評估），并提交給國家

79、能源局。國家能源局整理并綜合平衡各省電力規劃，形成書面反饋。各省能源主管部門根據反饋對規劃進行修訂和完善。（3）審核與發布階段國家電力規劃一般在五年規劃的第一年五月底前報國家能源局審核通過，并由國家能源局公開發布。省級電力規劃一般由各省能源主管部門于五年規劃的第一年六月底前編寫完成，經國家能源局批準后發布。（4）執行和調整階段電力規劃獲批通過后，各級能源主管部門與電力公司必須全面落實規劃中規定的各項任務。電力公司需要按規劃制定發展計劃。各省能源主管部門批準的年度新增發電規模不得超過規劃中確定的年度目標。未經批準的電力項目不能進入市場進行交易，無法計入電網成本，也無法享受電費補貼、稅收減免等支持

80、性政策。規劃在執行過程中可以根據實際情況進行適當調整。規劃出臺 2-3 年內，國家能源局及各省能源主管部門可以根據經濟發展情況與計劃實施情況適當調整五年計劃。規劃出臺的第二年，各相關方需要開展專項工作研究調整內容，并于第三年編制調整計劃。調整后的計劃亦應經審核、批準并發布。（5）評估與監督階段國家能源局與各省能源主管部門需委托中介機構進行各級電力規劃的中期評估報告，并于規劃實施的兩年、五年后分別發布電力規劃實施情況中期評估報告與電力規劃實施評估報告。國家能源局派遣機構也需要相應發布 電力規劃實施情況中期監管報告 與 電力規劃實施情況監管報告，作為日后規劃準備與調整的重要依據。5.1.2 電力規

81、劃的內容電力規劃與國家經濟社會發展規劃保持同步。規劃以五年為周期編寫，其研究和編制應著眼于未來10-15 年間的發展趨勢，需考慮負荷預測、發電規劃、電網規劃等內容。（1）負荷預測 規劃需要綜合考慮經濟發展水平、產業結構調整、城市化進程、電能替代情況等關鍵因素，以合理預測需求負荷水平。這些因素共同決定了未來各省市、地區及全國的電力需求水平及負荷曲線情況。規劃需預測高、中、低三種負荷場景，并擇一進行推薦。（2）發電規劃規劃需根據實際需求水平和本地電力市場特征進行電力平衡分析，并在優先合理考慮可再生能源的前提下，進行裝機規模、電力結構和裝機分布的安排。規劃亦應結合負荷特性進行系統調峰平衡分析，規定調

82、峰機組的建設規模和方案。此外，規劃還需制定多種替代建設方案，進行技術和經濟性比較，并提出合理的年度建設規模與投資估算。（3）電網規劃規劃需考慮負荷增長、電源分布、輸電方案等因素，針對潮流、穩定性、無功功率、短路電流等因31素進行必要的計算分析，納入 220kV 及以上目標電網方案。規劃亦需制定若干備選建設方案，進行技術與經濟性比較，提出輸配電項目方案與投資估算，并結合城鄉經濟社會發展和城市化進程，編制配電網和智能電網規劃。5.2 中國輸電規劃實踐5.2.1 國家電網公司電網規劃機制2019 年，國家電網公司成立電網規劃管理委員會和電網規劃專家咨詢委員會。電網規劃管理委員會：負責研究電網發展戰略

83、、發展方向和發展思路，研究電網規劃的工作計劃和重點；協調電網安全、質量和效益，考慮電網發展的重大問題、骨干網改造和重大工程建設方案，審查國家電網總體規劃報告。電網規劃專家咨詢委員會：負責對電網規劃的主要邊界條件、技術標準和基本原則提出意見和建議，為管委會的決策提供技術支持?？偛控撠焽译娋W總體規劃，組織區域電網規劃審查。地區分部負責區域電網規劃，組織省級電網規劃（高壓電網）審查。省公司負責省電網和區域電網的規劃、組織與審查。地市級公司負責 110（66）kV 及以下電網規劃。5.2.2 電網規劃基本原則中國電網規劃遵循安全、綠色、高效、協調、共同發展的基本原則。安全發展。樹立底線思維，深化開展

84、大電網特點研究工作，完善電網結構，合理分層分區，解決“強直流、弱交流”、短路電流超標、電流負荷大等問題，盡量避免密集傳輸。重點用戶和重點區域需配備一定的應急自備電源和“黑啟動”電源。重點城市將建設重要的網絡化通道作為“安全”線。繼續完善“三道防線”，有效防范大面積停電風險。綠色發展。積極發展非化石能源，促進煤電清潔高效利用，實現煤炭消費總量控制。加強電力系統調節能力，推進源-網-荷-儲統一規劃，加快供電結構靈活調整，滿足新能源規?；l展的需要。根據新能源利用率不低于 95%的目標提出合理的開發規模和布局方案，提高新能源并網機組并網性能，提高接受度和支撐能力。高效發展。用好存量，優化增量，積極提

85、高電力系統整體效率。在規劃階段，充分考慮需求響應、備用共享、最大負荷 5%的削峰填谷，更加注重功率平衡。堅持科學投資、穩健投資、精準投資。貫徹落實中央關于降價降費的部署，挖潛增效、減耗降本，不斷提高發展質量和效益。協調發展。按照局部平衡原則，優化電力結構和布局，優先考慮受電區域的供電，在負荷中心配套安排一定規模清潔高效的煤電，在氣源有保障、用電支付能力較高的長三角和京津冀地區設置燃氣發電站。在充分利用現有通道的基礎上，新建跨區域輸電通道，按照風、光、煤、儲、輸一體化的原則，協調供電、受電市場和沿線輸電走廊。新的跨區域通道應堅持市場導向和協議先行，發、受電相關政府部門和32公司應簽訂長期協議，明

86、確輸電和定價原則。5.2.3 中國輸電規劃流程中國電網規劃遵循安全、綠色、高效、協調、共同發展的基本原則。規劃包括四個步驟：重點問題研究、邊界條件確定、方案比較和報告編寫。（1）重點問題研究電力需求預測與負荷特性研究。研究并判斷中長期經濟發展趨勢，考慮發展新動能，預測電力需求總量、結構和布局?？紤]分布式電源、儲能設備、電價政策對負荷特性的影響，分析負荷峰谷差變化趨勢，評價需求側管理潛力及實施手段。電源結構及發展規劃研究。貫徹落實國家能源發展戰略，分析各類電源中長期發展路徑，重點關注煤電清潔發展及建設規模和布局、煤電機組調峰性能、靈活性改造等相關政策，提出煤電發展建議；結合新能源發展政策、技術趨

87、勢、市場因素等，評估中東部地區分布式風電及海上風電開發規模與時機，提出新能源開發布局建議；分析電網調峰能力和調峰需求，提出抽水蓄能、儲能、燃氣設備建設建議。對電源靈活性調整建設規模和布局提出建議，以提高系統調節能力。新能源消納研究?？偨Y實際運行中新能源對功率平衡的貢獻，分析新能源輸出特性和機組性能對電力系統安全運行的影響，結合調峰、調頻性能，研究提出新能源消納能力和發展規模建議。電網安全性研究?？偨Y評估電網安全薄弱環節，分析新能源和多直流饋線大規模接入給電網特性帶來的深度變化，研究優化電網結構，提高系統頻率電壓支撐和抗干擾能力，提高電網安全水平。電網經濟性研究。根據用電量實際增長情況，對電網投

88、資能力進行滾動分析，確定電網項目部署的邊界條件。圍繞降低社會能耗成本與實現電力可持續發展、提高能效并防范風險兩個平衡點，深化電網投資策略研究，明確投資方向、結構、規模與時機，提高電網運行效率。（2）確定邊界條件電力需求預測、電源裝機規模及布局、跨省跨區潮流等主要邊界條件是開展電網規劃的前提和基礎。合理確定邊界條件是保證電網規劃科學性和準確性的關鍵。電網公司需要主動與政府能源主管部門溝通，明確邊界條件方案，作為電網公司制定電網規劃的依據。規劃基于此前重點專題研究，提出電網規劃邊界條件的建議。分省調查，對電力需求、裝機容量、跨區域輸電容量安排等邊界條件提出建議。開展負荷特性分析，統一采用發電模擬程

89、序，分省、分區分析電力供需平衡，研究電能過?；虿蛔愕囊幠?、時段和持續時間。加強電源基站、輸電渠道與電力消費市場的統籌建設，優化調整現有潮流，提出新的跨省跨區潮流。各省電力公司向省級能源主管部門報告電力供需情況和擬定的電源布局，明確各省電力需求預測和電力建設計劃。國家電網發展部牽頭并積極參與國家能源局電力規劃工作組的工作，推動全國電力需求預測、電力供應規模和布局、跨省和地區間電力流動等重大邊界條件的確定工作。（3）方案比較電網公司應根據電網發展需要，結合實際運行中存在的問題，研究解決方案和措施。電網公司應加強電網規劃仿真計算分析，夯實規劃基礎。電網企業需要對多個方案進行綜合技術經濟比選，給出33

90、推薦方案，加強規劃的科學性和權威性。依托國家電網仿真中心電網規劃仿真計算平臺，形成全網統一的計算數據。已有電網使用實際測量值，規劃電網使用典型參數。根據電網的實際發展和運行情況，構建多種電網方案，并進行技術經濟綜合比較，推薦最優方案，確保其在技術上可行、經濟上合理、可實施。重大項目建設建議將作為全年運營模式部署的依據。推進計劃落地，確保生產運行部門全程參與，并對重大工程問題和建設方案提出建議。電網規劃不僅應分析電網的項目建設，還應分析電網投資能力與價格水平，與省級公司資產負債率、利潤等經營指標掛鉤。（4）報告編寫電網發展規劃報告是各級電網規劃的指導性文件，是部署電網項目的依據，也是電網規劃成果

91、的最終體現。國家電網公司形成了總部、6 個分區、27 個省級電網的“三級”電網規劃報告。各級規劃報告包括一個總體報告、兩個專題報告（電力供需分析專題、電網規劃模擬計算專題），以及根據各省特點和問題開展的其他專題報告。報告內容應包括：電網發展評估、電力供需平衡分析、目標電網規劃、電網建設重點、投資估算和效益評估、政策建議和保障措施。5.2.4 輸電規劃關鍵因素對于高壓輸電（特別是高壓直流輸電）而言，資源配置的需求以及不同地區之間的互補互利功能極為重要。不同利益相關方（電源和電網、各省份、中央和地方）之間需要更多的溝通。對于這樣的規劃或存在爭議，最終建設取決于多方博弈的結果和政府的態度。對于低壓輸

92、電，確保電力系統運行的安全性、穩定性與供電的可靠性是規劃重點。在這種情況下，規劃方案更多依賴于物理層面的理論約束和實際需求，一般不會引起爭議。項目建設的可行性一般取決于當地對供電可靠性的需求，以及電網公司的投資情況。5.2.5 中國市場環境下輸電規劃展望規劃過程中的中間步驟首先，要更加重視發電企業和電網企業投資電廠和電網的意愿。在市場環境下，某些電源和輸電線路的建設不是由政府決定的。因此，一個可執行的規劃方案應該考慮企業的意愿。其次，激勵機制將成為規劃中越來越重要的一部分。目前，輸電規劃一直關注具體的輸電項目，最終的建設決定取決于政府的最高層決策。然而，未來的輸電規劃應該提供鼓勵企業投資輸電項

93、目的相關建議。第三，市場運行模擬是必要的。需要對 CBA 流程進行調整，以便未來中國的專家和規劃者能在市場運行模擬的基礎上，考慮某些項目的盈利能力。度電運行小時數和輸電利潤應成為規劃階段的一部分。發電調度市場化程度提高時的變化 為輸送以某種比例混合的新能源發電和火電而設計的長距離輸電線路將以不同的方式進行規劃。34目前，中國正在規劃一批長距離輸電線路，將西部資源中心的能源輸送到東部負荷中心。風能、太陽能等新能源通常與煤電結合考慮，以確保輸電系統處于穩定運行狀態。在市場環境下，發電組合可能與當前方法中的情況不同。規劃者們應該重點為提供新能源的輸電線路做好準備。此外，成本較低的電源位置將是輸電規劃

94、的關鍵因素。為了滿足未來可能建設的發電廠的要求，需要增加輸電容量。因此，輸電項目的規劃過程將需要考慮各種電廠的位置并相應地將其進行排序。各省根據市場原則確定電價時的變化對于連接不同省份的輸電線路，政府應采取更加謹慎的方法。由于各省電價都是根據市場原則制定的，不同省份的電價走勢各不相同。因此，跨省輸電線路的經濟評價顯得更加關鍵卻又更充滿挑戰。有必要對各省的市場運行進行模擬，而不是按當前的做法計算固定電價差。356.歐洲輸電系統規劃6.1 歐洲輸電系統運營商網絡（ENTSO-E）概述ENTSO-E 旨在促進歐洲輸電系統運營商（TSO）之間更緊密的合作，以支持歐盟能源政策的實施，實現歐洲能源和氣候政

95、策目標，這些目標正在改變電力系統的本質。ENTSO-E 的主要目標是實現風電、太陽能等可再生能源的電力系統整合，完善內部能源市場，這對于達成歐盟可負擔、可持續、供應安全的能源政策目標十分重要。ENTSO-E 致力于成為與 TSO 和歐洲電網有關的所有技術、市場和政策問題的聚合焦點，協調電力系統用戶、歐盟機構、監管機構和各國政府之間的關系。隨著 ENTSO-E 的成立，歐洲的 TSO 被賦予了重要任務，并因此得以對歐洲電力市場及輸電系統產生重大影響。ENTSO-E 的一些關鍵數據如圖 6.1 所示。ENTSO-E 的主要任務之一是每兩年出臺一次全區范圍內非約束性的十年電網發展計劃（TYNDP）。

96、該計劃是實現歐洲能源目標的重要手段，包括確保歐洲電力供應安全、能源系統的可持續發展和可再生能源整合、通過市場整合為歐洲消費者提供可負擔的能源等。作為一份范歐經濟共同體的報告，TYNDP 為實現歐洲的這些目標做出了貢獻，并為歐洲電網發展提供了核心參考點。除了在每兩年出臺歐盟范圍的 TYNDP，ENTSO-E 還有如下任務：提出電網規范；確保全歐盟范圍內的市場一體化；為研發提供支持；歐洲發電容量充裕度分析（5 年/15 年展望）提供歐洲層面的綜合性電網模型框架圖 6.1：ENTSO-E 關鍵指標366.2 ENTSO-E 十年電網發展計劃（TYNDP）概述如上所述，TSO規劃的主要支柱是TYNDP

97、，根據歐盟714/2009號法規而實施。雖然該計劃沒有約束力，但卻是一份每兩年發布一次的重要泛歐計劃。最新計劃 TYNDP 2018 由一攬子文件包13組成，包括以下內容：一份描述歐洲未來情景的報告，這是構成 TYNDP 的基石。具體情景由包括監管機構在內的歐洲利益相關方合作制定。此外，相同的情景首次用于電力和天然氣領域（ENTSO-G是天然氣領域的 TSO 聯盟，負責為歐洲天然氣傳輸制定平行的 TYNDP）。這意味著電力 TYNDP 和天然氣 TYNDP 使用相同的數據來描述 2025、2030 和 2040 年的未來能源系統。一份泛歐洲的“系統需求”報告，這是首次編制完成。報告描述了未來電

98、力系統的需求，其重點是描述歐洲主要運輸走廊新建或加強的輸電容量。這些結果是基于 2040 年的長期泛歐市場和電網分析得出的。其目的是將初始輸電網（對應 2020 年電網）與 2040 年得到充分發展的電網進行比較，以說明電網適當發展的好處?？紤]區域層面系統及輸電需求的投資計劃。為便于規劃，歐洲被分為 6 個區域。2018 年主體報告。該報告通過對一些具體項目的社會經濟成本效益分析，重點關注輸電系統的發展。大多數項目由 TSO 根據國家/地區規劃及“系統需求”（見上文“系統需求”）中開展的工作進行選取。除了 TSO 的項目提案外，TYNDP 中也會考慮第三方項目（通常是商業投資者項目）。被納入

99、TYNDP 的第三方項目必須符合與 TSO 項目相同的標準。配合 TYNDP 2018 主報告一起發布的分析報告。重點圍繞對電力系統未來發展至關重要的關鍵區域性或歐洲整體性問題（例如電力系統的綠色轉型）。6.3 TYNDP 結果-概述2018 版的 TYNDP 計劃描述了 166 個輸電項目與 15 個儲能項目，全部計劃于 2030 年前投產。針對每一個項目，報告都在 4 種歐洲情景下進行了成本效益分析。2018 版 TYNDP 總投資預測估計為1140 億歐元，這些項目將使發電成本每年節省 250 億歐元。該計劃還顯示出批發電價的下降趨勢，因為這些輸電項目能使歐洲各地共享最廉價的發電資源。投

100、資建設更多的電網連接項目是進一步實現可再生能源（風能和光伏）整合的先決條件。在 2030 年情景下，可再生能源占比將達到 40-58%，電力系統的二氧化碳排放量將減少 65-75%。此外，TYNDP 中包含的項目還能夠緩解現有系統瓶頸，從而有助于確保提升電力供應的安全性。TYNDP 2018 的主要成果如圖 6.2 所示。13https:/tyndp.entsoe.eu/tyndp2018/376.4 共同利益項目（PCI）歐盟委員會每兩年更新一次對歐洲具有重要意義的項目清單，即所謂的“共同利益項目”（PCI）名單，最新版的名單于 2019 年 11 月發布。PCI 項目能夠更快獲得歐盟委員會

101、的許可與財政支持，相應也必須遵守有關透明度、利益相關方參與度的規定。6.5 ENTSO-E 規劃過程概述ENTSO-E 采用綜合協調的輸電網絡規劃方法，包含數據共享、情景構建、協調性市場建模與電網穩定性建模，綜合考慮成本效益分析與利益相關方參與度等，旨在確保系統穩定性，保障電力供應，并以盡可能低的成本整合更多可再生能源。一般來說，ENTSO-E 方法能夠確保泛歐洲電網規劃為歐洲共同利益而優化，并解決不同利害關系。該方法的一個要點在于從輸電網絡規劃的角度意識到電網的使用最終由市場決定。該方法的主要過程包括情景構建、篩選與成本效益分析，如圖 6.3 所示。第一步 構建多種未來情景分析能源格局的演變

102、是確定歐洲輸電基礎設施需求的前提。一些 2030/2040 年前的政策目標已發布，但關于發電投資、需求演變、市場發展等問題的不確定性依然存在。TYNDP 的情景構建就是為了限定這些不確定性，而并不是為了預測未來。利益相關方被強烈鼓勵深度參與這些情景構建的過程。圖 6.2：TYNDP 2018 成果概述38圖 6.4 展示了 TYNDP 2018 中的各類情景。TYNDP情景包括一個中短期的“最佳估計”情景（包括一個2025年燃煤/燃氣優先順序的敏感性分析），以及三種長期情景以反映日益增加的不確定性。所有情景都旨在到 2030 年前實現歐盟的碳減排目標。2020-2040 年各情景下的減排路徑如

103、圖 6.4 所示。圖 6.3：ENTSO-E TYNDP 規劃過程圖 6.4：TYNDP 2018 情景39為了說明情景的細節與演變，對三種 2030/2040 情景的具體描述列舉如下（詳見 ENTSO-E TYNDP 2018 情景報告）：可持續轉型情景（ST）：旨在推動電力部門使用天然氣替代煤炭和褐煤，以實現快速、經濟、可持續的二氧化碳減排。在重型運輸和航運中，天然氣也部分取代了石油的使用。與其他情景相比，該情景下供熱與運輸的電氣化轉型速度較慢。在這種情況下，歐盟需要在2040 年代通過推動技術的使用或變革實現快速發展，以實現歐盟目標（2050 年二氧化碳減排 80-95%）。分布式發電情

104、景（DG）：以產消者為核心，重點關注終端技術，代表一種去中心化的發展方式。智能技術和混合動力熱泵等雙燃料電器允許消費者根據市場情況更換能源。電動汽車滲透率達到最高水平，建筑領域大量應用光伏和儲能電池。這些發展也推動了需求響應達到較高水平。使用本地原料的分布式系統也促進了生物甲烷氣的強勁增長。全球氣候行動情景（GCA）：代表著全球全力推進低碳轉型的情況。該情景重點關注電力部門大規?？稍偕茉?，甚至核能的發展。住宅和商業供暖電氣化深入發展使得該行業天然氣需求穩步下降。交通運輸業的減排主要依賴于電動汽車和天然氣汽車的增長。能效措施影響著所有行業?！半娭茪狻奔夹g有望在該情景下得到迅猛發展。第二步 篩選

105、基礎設施建擴建需求TYNDP 通常會提供三到四種電力系統的發展情景，有些設定了很高的可再生能源目標，有些旨在設立進一步去中心化的電力系統，有些意圖建立一個強有力的泛歐框架?；谶@些情景，來自 34 個歐洲國家的 41 個 TSO 的專家們共同進行了規劃研究。專家們使用共同的方法和工具，研究在不同情景下 2030/2040 年歐洲的電力潮流情況，從而了解各情景下的主要瓶頸，以及在跨境邊界需要多少輸電容量，以對這些潮流進行管理。篩選研究將選出一系列的基建項目，這只是整個 TYNDP 的一部分。另一部分項目來自符合歐盟委員會 TYNDP 標準的第三方投資者（非 ENTSO-E 成員）。項目清單在最終

106、確定之前會先公示以公開征求公眾意見。圖6.5給出了TYNDP 2018篩選分析結果的一個例子。這些結果是基于全歐洲的整體市場模型得出的。市場模型模擬了未來情景中的歐洲現貨市場，迭代結果表明市場邊界的輸電容量將不斷增加，相比于容量擴張所需的投資成本，具有最高社會經濟效益的邊界情況將被選取，以進行進一步評估。圖 6.5 分別列出了在 2020 年初始電網情景下與 2040 年電網擴建后的計算結果。結果表明，電網擴建會降低發電的邊際成本，減少可再生能源的棄電率，并減少二氧化碳排放。此外，期望缺供電量（EENS）也明顯減少。第三步 項目評估 TYNDP 規劃過程的最后一個階段是項目評估。該階段使用歐盟

107、認可的方法評估項目的成本和效益。它不僅僅作為純粹的經濟性評估，也會考慮到項目對環境、歐洲的社會福利、供電安全等方面產生的影響。這些項目的成本效益評估的結果是 TYNDP 報告的核心。40TYNDP 報告列出了每個基礎設施項目的價值，會為決策者提供一份翔實準確的輸電基礎設施項目分析作為其決策依據。TYNDP 項目及其相關評估在歐盟委員會更新 PCI 項目清單的過程中也會用到。6.6 ENTSO-E 全系統成本效益分析（CBA）方法概述在 TYNDP 規劃過程中，所有新的候選輸電項目均根據由 ENTSO-E 制定的全系統成本效益方法（ENTSO-E 電網開發項目成本效益分析指南）進行評估，并由歐盟

108、委員會批準。評估因素包括圖 6.6中概述的各項類別。圖 6.5：TYNDP 2018 篩選潛在項目案例圖 6.6：成本效益評估類別，TYNDP 2018 41成本效益評估涉及的因素包括：以 MW 表示的電網傳輸容量（GTC）。采用電網分析法進行估算。電力供應安全是指期望缺供電量（EENS）或缺電時間期望（LOLE）。社會經濟福利（SEW）指生產者剩余、消費者剩余和阻塞成本的總和，包括二氧化碳和可再生能源整合的隱含貨幣化價值（例如因棄風減少而提高的可再生能源發電價值）。CO2和可再生能源整合的貨幣化價值（例如因棄風減少而提高的可再生能源發電價值）損失指的是輸電損失（全系統損失變化）成本是指項目成

109、本以及項目導致的其他相關成本的變化（除損失外）技術彈性/系統安全性是指系統承受日益極端系統條件（特殊意外事件）的能力，是基于關鍵績效指標（KPI）得分的半定量評估。靈活性/魯棒性是指擬議的強化項目應對未來多種可能的發展路徑或情景的能力，是基于關鍵績效指標（KPI）得分的半定量評估。評估框架如圖 6.7 所示，圖中還展示了市場與電網建模的各項指標。參考電網項目效益根據包含項目與否的仿真結果差異計算。評估的兩種方法如下所示（詳見圖 6.8）:逐一去掉法（TOOT），這種方法下，參考狀態考慮未來可能的全部額外電網容量，被評估的項目從電網中依次刪除（一次去掉一個），以評估潮流及其他指標的變化。圖 6.

110、7：“市場成本效益分析”與“電網成本效益指標”分別是市場與電網研究的直接結果，“項目成本”與“剩余影響”未經仿真直接得出。42 逐一加入法（PINT），這種方法下，參考狀態設定為現有電網狀態，被評估的項目依次加入到電網中（一次加入一個），以評估潮流及其他指標的變化。參考案例的選擇對單個項目的評估結果有重大影響，因此必須對其作出明確解釋。這包括對電網初始狀態（不包含任意待評估項目）的解釋；隨后建立參考電網，其中應包含最成熟的項目，也就是那些或是處在施工階段，或是處在“許可”或“計劃但尚未批準”階段的項目，這些項目符合各國特定法規提出的相關要求，最有可能快速實現?！罢诳紤]”階段的項目被視為不成熟

111、項目，因此通常被排除在使用 PINT 法進行評估的參考電網中。圖 6.8：TOOT 與 PINT 方法的定義與參考電網圖 6.9 展示了一種在邊際擴張效益遞減情況下的容量投資評估案例，這表明了 TOOT 和 PINT 會產生不同的結果。圖 6.9：TOOT 與 PINT 方法的跨境容量擴張評估43成本效益分析參數描述效益包括以下主要類別:B1：社會經濟福利（SEW）社會經濟福利（SEW）或市場整合是指項目緩解阻塞的能力。因此它能提高輸電容量，使增加商業交易成為可能，從而使電力市場能夠以更經濟有效的方式進行電力交易。BOX 1:社會經濟福利計算簡述（B1）SEW 計算準則社會經濟福利（SEW）是

112、多數歐洲項目的核心指標，以下簡稱 B1。在歐洲 TYNDP 中，該指標往往是基礎設施擴張的重要依據。B1 是通過兩種情況下的歐洲市場模型進行計算的：在市場模型中包含或剔除擬議項目。在模型中，歐洲日前市場在每一種情景下都被進行精確到一年中每一小時的模擬。原理如圖 6.10 所示，該圖顯示了通過容量為“C”的輸電線路連接兩個報價區域（分區價格設計）時 B1 的增長。最優調度是將數量“C”從低價區運輸到高價區，因此，如圖所示，低價區的價格將上漲，而高價區的價格將下降，而由于輸電阻塞限制，兩個區域的最終價格會有所不同。該圖展示了在兩個價格區域內消費者剩余與生產者剩余的變化。剩余的凈增長由圖中深紫色三角

113、形所示，淺紫色三角形是阻塞租金。圖 6.10：市場模型下兩個市場區域之間的最佳潮流44圖 6.11 進一步說明了該情況。該圖說明了當區域間輸電容量上升時兩區域價格、阻塞租金與 B1的增長（左圖）。還說明了阻塞租金的變化（右圖下方紅線）與總交易收益（即 SEW，右圖上方黃線）。圖 6.11：擁塞租金、SEW 與輸電容量的對應關系 來源：Ea Energy Analyses該市場模型計算了在所有情景下全年每一小時所有價格區域的 SEW 總增長，包括加入某一項目后整個歐洲電力系統的阻塞租金的凈增加總額。除了 SEW 的變化，該市場模型還能計算出二氧化碳以及可再生能源（風電和太陽能）棄電量的變化。B2

114、：二氧化碳變化對由于二氧化碳排放變化而產生的額外社會效益代表了該項目導致的電力系統碳排放水平的變化。這是發電調度變化與釋放可再生能源潛力的結果。歐盟確定的氣候政策目標是在 2030 年之前將溫室氣體排放量較 1990 年水平減少至少 40%。二氧化碳是主要溫室氣體，大多由電力部門產生，因此將其作為一個單獨的指標來顯示。假設未來歐盟 ETS（排放交易計劃）價格已經包含在 B1 中，因此該指標考慮了除此之外二氧化碳排放的額外社會成本。BOX 2:二氧化碳變化計算簡述（B2）B2:二氧化碳變化 計算二氧化碳變化帶來的額外社會收益的方法；B1 中已計入了 EU ETS 價格帶來的二氧化碳價值；B2=二

115、氧化碳變化*（二氧化碳社會成本-ETS 二氧化碳價格）45B3：可再生能源整合對可再生能源整合的貢獻是指系統允許新可再生能源（RES）電力接入、釋放現有及未來 RES 電力、減少可再生能源棄電。RES 整合是歐盟目標之一。RES 整合提高的貨幣價值已被計入 B1。B4：社會福祉的變化社會福祉變化指的是二氧化碳變化與 RES 整合帶來的、除去已被計入 B1 的經濟影響之外的社會福祉的增加。B5：電網損耗變化輸電網絡中的網損變化是因項目引起的電力系統熱損耗的補償成本。它是能源效率的一個指標。B6：供應安全（SoS）滿足需求能力的充裕性是指項目對電力系統提供充裕性以滿足長期電力需求能力的影響。不同的

116、氣候因素對電力需求和可再生能源發電的影響被考慮在內。B7：供應安全系統靈活性系統靈活性指項目對電力系統快速響應能力的影響，以適應非可調度電源高滲透水平下需求側的深遠變化。B8：供應安全系統穩定性系統穩定性指項目對系統提供安全穩定電力能力的影響。剩余影響定義如下：S1.剩余環境影響指通過初步研究評估的（剩余）項目影響，旨在衡量項目相關的環境敏感性。S2.剩余社會影響是指通過初步研究評估的（剩余）項目對受項目影響的（當地）人口的影響，旨在衡量與項目相關的社會敏感性。S3.其他影響提供了一個衡量項目相關其他所有影響的指標。成本的定義如下:C1.資本支出（CAPEX）。這一指標報告了項目的資本支出，包

117、括獲取許可、可行性研究、取得道路通行權、場地、準備工作、設計、拆卸、設備采購和安裝等費用。資本支出通過類比估算（基于此前類似項目的信息）和參數估算（基于類似項目的公開成本信息）確定。C2.運營支出（OPEX）。這些費用與項目運營和維護成本有關。所有項目的運營支出的計算必須基于該研究當年的實際成本（例如 TYNDP 2018 中的相關成本應為 2018 年當年水平）。BOX 3:SoS 充裕度簡述B6:SoS 充裕度 進行隨機模型下的蒙特卡洛模擬 分別在有無該項目的情況下計算 EENS（期望缺供電量）收益=EENS 變化*VOLL（失負荷價值）該值的上限取決于增加峰荷機組對應成本的合理性檢查 最

118、低值被選取46Box 4 是 TYNDP 2018 中的一個例子，展示了挪威-英國 1400MW 輸電項目建設后 SEW、RES 整合與二氧化碳的變化情況。BOX 4:TYNDP 2018 案例挪威-英國 1400MW 輸電項目*Euco 是歐盟委員會開發的一個情景。Delta SEW（百萬歐元/年）2025 最佳估計情景 2030 可持續轉型情景 2030 分布式發電情景 2030 Euco 情景2025 最佳估計情景 2030 可持續轉型情景 2030 分布式發電情景 2030 Euco 情景2025 最佳估計情景 2030 可持續轉型情景 2030 分布式發電情景 2030 Euco 情

119、景Delta RES 整合(GWh/年)Delta 二氧化碳（千噸/年）477.情景設定7.1 概述本節描述了中國的未來情景。在第 7.2 和 7.3 節中，報告將分別介紹兩個中國研究機構對電力系統模型進行的情景設定。第 7.2 節將介紹國網能源研究院（SGERI）的情景設定，第 7.3 節則會介紹能源研究所/國家可再生能源中心（ERI/CNREC）的情景設定。在 2020 年 3 月 17 日至 19 日舉行的項目啟動會議上，決定在本研究中應用 SGERI 情景和 ERI/CNREC 情景，用于為中國輸電規劃演示 ENTSO-E 方法。SGERI 情景設想應該分別應用于 SGERI模型和 E

120、RI/CNREC 模型中的 ERI/CNREC 情景。然而后來得出的結論是 SGERI 的模型由于分辨率太低（基于區域而不是省份的模擬）無法應用。因此決定只使用 ERI/CNREC 的模型和情景進行篩選和 CBA 模擬。但為了完整起見，本章（第 7.2 節）中也描述了 SGERI 的場景。7.2 SGERI 情景設定本節旨在通過設定不同的能源轉型情景來描述中國未來的能源發展路徑?？紤]到中國的國家能源安全戰略和全球碳減排目標，中國的能源轉型不僅需要大規模開發和利用清潔能源，同時還要增加電力在終端能源消耗中的比重。為了建立以電為中心的現代能源系統，需要通過“提高電氣化率”和“發電端的減碳脫碳”進入

121、“再電氣化”的能源發展新階段。鑒于“加速電氣化+新一代電力系統”將成為向清潔低碳能源未來轉型的重要動力，此情景設定將基于高質量經濟增長和現代能源轉型及發展。隨著能源效率的提高和能源結構的調整，該情景設定將通過電氣化和清潔能源發展來描述電力在中國能源轉型過程中的作用和影響，并構建未來的發展情景。本節設置了兩種具有代表性的轉型情景：常規轉型情景和加速電氣化情景。在常規轉型情景下，各項過渡措施的實施相對均衡，而在加速電氣化情景下，電氣化水平增長更快，清潔能源發展規模更大。常規轉型情景常規技術的能源效率提升相對緩慢，電氣化率增長穩定。天然氣消費迅速增加，煤炭消費減少，石油消費則保持相對穩定。終端能源消

122、費結構持續改善，終端能源效率不斷提高。新能源在終端能源消費中的占比將越來越大，電力系統逐步形成“源-網-荷-儲”協調發展的均衡局面。加速電氣化情景常規技術的能源效率提升逐年放緩，而諸如電鍋爐、電窯、熱泵、智能家居和電動汽車等電氣化技術的應用范圍將顯著擴大。最終，整個社會的電氣化水平將迅速提高，加速終端能源消費中對煤炭和石油的替代。此外，終端能源消費結構也將快速改善，促使終端能效持續而快速地提升。48加速電氣化情景下，天然氣消費的增長要低于常規轉型情景。新能源發展迅速，電網的智能化發展和調控能力在此情景中將取得進一步的改善，推動了電力系統朝著更大、更協調的“源-網-荷-儲”一體化方向發展。常規轉

123、型情景和加速電氣化情景中根據經濟和社會發展標準確定的最終用能的有效需求大體一致。終端能源需求的差異主要體現在終端能源消費技術帶來的能源效率的差距上。例如，對于同一通勤路線是選擇傳統燃料汽車還是電動汽車；是否選擇燃煤供熱、燃氣供熱或熱泵來滿足相同的供熱需求，是冶煉礦石或加工再生金屬來來生產相同數量的鋼和鋁。在加速電氣化情境下，“共享出行”對未來的破壞性影響可能會在 2030 年后釋放出運輸部門終端用能更大的有效需求，同時在一定程度上減少鋼鐵、銅和鋁等上游產品的生產能耗。兩個情景中的關鍵設定和主要參數差異如表 7.1 所示。表 7.1：主要情景參數設置常規轉型情景加速電氣化情景經濟環境從國際形勢上

124、看，全球貿易自由化遭遇到了挫折。中美貿易摩擦在一定程度上影響了中國的經濟發展。從國內環境看，社會經濟形勢穩定，經濟增長逐步放緩，經濟結構向著優化的方向不斷調整，增長動能由傳統制造業向第三產業和高端制造業轉移。在“十四五”和“十五五”期間，國內生產總值預計分別以 5.5%和 5.0%的速度增長。2030-2040 年和2040-2050 年，國內生產總值增長率預計分別為 4.2%和 3.2%。中國人口增長呈現放緩的趨勢。到 2050 年，人口總量將達到 14 億。14電氣化水平各能源消費領域的電氣化水平將逐步提高。例如，2020 年、2035 年和 2050 年電爐煉鋼在鋼鐵工業中的比重將分別達

125、到 10%、20%和 32%。2020 年、2035 年和 2050 年的電動汽車數量將分別達到 400 萬輛、9200 萬輛和 2.4 億輛。同時，小部分城市短途貨運服務也將實現電氣化。不同領域的電氣化水平將普遍高于常規轉型情景。例如，2020 年、2035 年和 2050 年電爐煉鋼在鋼鐵工業中的比重將分別達到 15%、35%和 54%。2020 年、2035 年和 2050 年的電動汽車數量將分別達到 500 萬輛、1.4 億輛和 3.5 億輛。城市短途貨運也將實現電氣化。終端能源結構按照“宜電則電，宜氣則氣，宜煤則煤”的原則，穩步推進電力替代，天然氣用量略有提高，逐步替代煤炭和燃料，氫

126、能應用有一定的空間?？紤]到供應限制，天然氣對燃煤和燃料的替代量將低于常規轉型情景，電能替代比例大大提高，氫能應用普及較為樂觀。終端能源效率2020 年主要工業產品能效將達到或接近國際先進水平，到 2035 年中國將邁入全球能效領先的行列。2020 年單位國內生產總值能耗比 2015 年下降 15%，2030 年達到全球平均水平。終端能源消費強度下降速度將逐步放緩，用天然氣和電力替代燃煤燃油帶來了更高的能源效率。在常規轉型情景對終端能源效率設定的基礎上，將設定更高的再生金屬冶煉、熱泵技術等高效技術的推廣應用。電氣化的廣度、深度和速度將高于常規轉型情景，這將顯著提高能源效率。14 參考國家信息中心

127、預測數據。49新能源發電152035 年和 2050 年陸上風電裝機成本將分別降至 5000 元/kW 和 4700 元/kW。2035 年和 2050 年海上風電裝機成本將分別降至 10000 元/kW 和 8600 元/kW。2035 年和 2050 年光伏發電裝機成本將分別降至 2800 元/kW 和 2300 元/kW。2035 年和 2050 年光熱發電裝機成本將分別降至 9700 元/kW 和 4500 元/kW2035 年和 2050 年陸上風電裝機成本將分別降至 4500 元/kW 和 4000 元/kW。2035 年和 2050 年海上風電裝機成本將分別降至 9000 元/k

128、W 和 7400 元/kW。2035 年和 2050 年光伏發電裝機成本將分別降至 2300 元/kW 和 1900 元/kW。2035 年和 2050 年光熱發電裝機成本將分別降至 7600 元/kW 和 3200 元/kW。碳排放成本從 2020 年的 20 元/噸逐步提高到 2050 年的 200 元/噸。從 2020 年的 30 元/噸逐步提高到 2050 年的300 元/噸。煤電靈活性變化2035 年和 2050 年，熱電聯產機組調峰深度將分別達到 30%和 40%。2035 年和 2050 年，非熱電聯產機組調峰深度將分別達到 60%和 70%。2035 年和 2050 年，熱電聯

129、產機組調峰深度將分別達到 40%和 50%。2035 年和 2050 年，非熱電聯產機組調峰深度將分別達到 70%和 80%?？鐓^輸電參與調峰輸電容量的 50%輸電容量的 80%需求響應潛力2035 年和 2050 年分別為最大負荷的 6%至8%和 10%至 12%。2035 年和 2050 年分別為最大負荷的 7%至 9%和 15%至 18%。儲能成本162035 年和 2050 年的固定投資成本將分別降至 3000 元/kW 和 2000 元/kW。2035 年和 2050 年的固定投資成本將分別降至2000 元/kW 和 1000 元/kW。15 年度成本預測曲線參考國際能源署、國際可再

130、生能源署、彭博財經等國際權威機構的預測。由于篇幅所限，僅顯示關鍵年份的值和全國平均值，并且未列出每個區域的具體差異。報告和模型中的所有價格均基于當前價格水平，不考慮貨幣價值變化。16 年度成本預測曲線參考國際能源署、彭博財經、中國儲能聯盟等國內外權威機構的預測。由于篇幅所限，僅顯示關鍵年份的值。7.3 ERI/CNREC 情景2019 年中國可再生能源展望分析了不同情景下可再生能源在中國能源系統中的使用。這些情景為可再生能源的長期發展提供了清晰一致的愿景，可以作為短期決策的基礎。ERI/CNREC 的展望研究共分為兩個情景：既定政策情景表示全面且堅定落實既有的能源政策；而低于 2 攝氏度情景則

131、顯示了中國為履行巴黎協定承諾、實現生態文明宏偉愿景的路徑。50情景設定采用自下而上的方式對能源系統和終端用能部門進行了建模。宏觀經濟指標、人口和能源系統的建設目標和限制條件被用作模型輸入，以引導系統朝著期望的方向發展，并確保實現能源系統的各項發展目標。在滿足這些約束的前提下，電力部門模型以整體成本最小化為目標，確保能源系統轉型具有成本效益。情景的設定旨在實現以下目標：提供清晰的長期愿景。將展示這一愿景下的能源系統構成以及背后的驅動因素。明確當前形勢、市場趨勢和政策方向，并在此基礎上對未來進行預測。通過結合預測和愿景形成完整的能源系統情景。7.3.1 兩個主要情景既定政策情景這一情景假設全面且堅

132、定落實“十三五”規劃和黨的十九大報告中所述的能源部門職能以及相關政策。核心是努力建設清潔、低碳、安全和高效的能源供應。該情景還全面考慮了能源相關的各項政策影響，包括國家自主貢獻中提到的 2030 年前實現碳達峰的氣候目標、打贏藍天保衛戰計劃、能源生產和消費革命戰略，以及國家碳排放交易計劃。通過對政策趨勢進行推斷，確定長期政策驅動因素。低于 2情景低于 2情景展示了中國實現生態文明宏偉愿景和履行巴黎協定各項條款的路徑。主要驅動因素是通過以可再生能源、電氣化和部門轉型為核心的戰略，實現能源相關二氧化碳排放量的硬性目標。該情景下 2018-2050 年能源相關二氧化碳排放總量設定為 2 億噸。7.3

133、.2 重要假設宏觀經濟與人口從現在起到 2035 年的未來 16 年，中國將處于工業化和城市化的中后期。它將擁有世界上最大的制造業、服務業、城市群和中高收入群體。其經濟增長方式正在發生重大變化。2035 年后，中國將開始向著高收入現代化國家邁進，到 2050 年人均國內生產總值將達到 4 萬美元左右。表 7.2：與宏觀經濟和人口有關的假設既定政策情景低于 2情景人口人口將在未來十年內繼續增長，之后開始下降。到 2050 年，人口將達到 13.8 億左右。經濟發展經濟規模將從 2018 年的 90 萬億元增長到 2050 年的 380 萬億元。城鎮化率中國的城市化進程將繼續作為一個重要因素。根據

134、國家統計局的數據，中國的城鎮化率將從 2018 年的 59.6%上升到 2030 年的 70%。ERI 預計到 2050 年城鎮化率將達到 78%。51能源消費總量與結構構建清潔低碳、安全高效的能源體系是中國未來的發展方向。下表中是中國現有的中長期能源發展目標，以及為實現上述目標所做的假設。表 7.3：與能源部門相關的假設既定政策情景低于 2情景一次能源消費限額控制一次能源消費增長。根據“十三五”規劃，到 2020 年，一次能源消費應保持在50 億噸標煤當量以下。按照能源生產和消費革命戰略，到 2030 年，一次能源消費量應控制在 60 億噸標煤以下。2050 年遠景展望指出，一次能源消費在

135、2030 年之后至 2050 年應趨于穩定。煤炭消費限額根據“十三五”規劃，2020 年煤炭消費在一次能源消費中的占比應在 58%以下。根據 ERI 對環境可持續能源系統的分析，預測情景中將到 2050 年的煤炭消費限額設定在 10 億噸（7140 億噸標煤）。能源自給率能源供應多樣化，大幅降低對進口燃料的依賴。能源強度“十三五”規劃確定了 2020 年能源消費強度比 2015 年降低 15%的目標。預測情景假設能源強度相對于 2018 年（基準年）將降低 85%。非化石能源占一次能源比重“十三五”規劃確定了非化石能源占一次能源的比重要在 2020 年達到 15%，到 2030年達到 20%的

136、目標。能源生產和消費革命戰略進一步指出，到 2050 年，50%以上的一次能源供應應來自非化石能源。然而，為了實現減排目標，成功建設生態文明社會，到 2050 年，非化石能源必須至少占到一次能源供應的三分之二。天然氣目標“十三五”規劃提出了到 2020 年將天然氣在一次能源供應中的比重提高到 10%的目標。能源生產和消費革命戰略設定了到 2030 年天然氣占能源結構 15%的目標。在兩種情景下，天然氣在短期內都將進一步擴張，但在 2040 年達到峰值，隨后回落，由非化石能源替代。由于情景中一次能源消費的差異，天然氣消費的絕對水平有所不同，因此對每個情景都設定了邊界條件。2040 年的峰值在 6

137、30-650 bcm 之間2040 年的峰值在 580-600 bcm 之間電氣化率“十三五”規劃設定了到 2020 年電氣化率達到 27%的目標。作為能源轉型戰略的核心支柱，電氣化水平應大幅提高。50%60%52環境和資源潛力能源轉型要考慮生態環境保護、資源條件，還要考慮二氧化碳減排國際承諾。中國煤炭資源豐富，但油氣供應可能未來長期內還要依賴國內和國際資源。未來，水電、風電、太陽能、生物質能等可再生能源有待進一步開發。表 7.4：與環境和資源潛力相關的假設既定政策情景低于 2情景碳排放限制中國在國家發展改革委員會和其他政策文件中的官方減排目標是：到 2020 年和 2030 年，碳強度分別較

138、 2005 年降低 40%-45%和 60%-65%。根據政府間氣候變化專門委員會（IPCC）數據庫模擬結果，可以采用將溫度提升控制在 2以內的 66%置信區間，設定碳排放限值。2018-2050 年累計排放量需控制在 2000 億噸以下，2050 年排放量需控制在 25億噸以下。資源潛力出于安全考慮，只在沿海地區建立核電站，因此核電的遠期容量為 100-110GW（2021 年容量為 47.5GW）。中國水電十分發達，未來規劃的水電剩余資源開發主要集中在四川、云南、西藏和青海。到 2050 年，水力發電容量將達到 530 GW。對不同省份風電和太陽能光伏發電的技術和經濟可行資源潛力進行了建模

139、。陸上風電的總潛力為 4900 GW，其中不到 2000 GW 可采用分布式開發。海上風電的潛力為 217 GW（主要考慮近海風電）。集中式光伏發電的資源潛力為 2537 GW；而對于不同類型的分布式光伏（包括 BIPV 和屋頂光伏等），其資源潛力為 1633 GW。表 7.5：終端用能部門主要指標終端用能部門的發展能源轉型始于用能方式的轉變。兩類情景下指導終端能源消費發展的主要指標如下所示。既定政策情景低于 2情景工業淘汰過剩產能：到 2050 年，鋼鐵產量下降 27%，水泥產量下降 50%。資源回收：2050 年廢鋼占比達到 50%，2050 年再生鋁占比達到45%。到 2050 年，廢鋼

140、占比達到 65%；到 2050 年，再生鋁的占比達到 58%。53交通運輸2035 年，私人汽車的人均擁有量增長 60%，到 2050 年增長 120%。2050 年前引入輕型內燃機乘用車禁令。2035 年前引入輕型內燃機乘用車禁令。到 2050 年，非公路客運周轉量增長 30%。到 2050 年，鐵路和航空客運分別增長 200%和180%。到 2035 年，貨運周轉量較 2018 年增長 80%，到 2050 年增長 115%。到 2050 年，公路、鐵路和海上貨運的比例從目前的 48%、20%、32%上升到 32%、30%、38%。到 2035 年，輕型卡車中新能源汽車（NEV）市場份額將

141、達到 12%，到2050 年將達到 24%。到 2035 年，輕型卡車中新能源汽車市場份額將達到67%，到 2050 年達到 100%。到 2035 年，中型及重型卡車中新能源汽車市場份額將達到 12%，到2050 年達到 20%。到 2035 年，中型及重型卡車中新能源汽車市場份額將達到 42%，2050 年將達到 75%。建筑2035 年前總建筑面積增加 48%，到 2050 年增加 70%。城市住宅、農村住宅和商業建筑的比例由目前的 41%、34%、25%上升到 55%、17%、28%。到 2035 年 IDC 建筑面積增加 5 倍，到 2050 年增加 9 倍。到 2035 年城市住宅

142、采暖強度降低 15-35%，農村住宅采暖強度降低 30-50%。2035 年所有地區城鎮住宅供熱服務飽和率達到 100%。到 2035 年城市住宅和農村住宅的制冷強度分別提高 15-35%和 28%。2035 年，所有地區城市住宅建筑制冷服務飽和度達到 100%。電力行業發展兩種情景均假定能源轉型的基礎必須是發展非化石能源和可再生能源，這主要通過電力部門來實施。支持這一情景戰略的關鍵指標如下表所示。表 7.6：電力部門假設既定政策情景低于 2情景非化石能源發電比例在發電結構中，根據能源生產和消費革命戰略中設定的指導方針，兩種情景均將2030 年前將非化石能源發電量的最低目標設定在 50%。能源

143、資源潛力和長期目標考慮到安全問題，只考慮沿海地區的核電廠選址，因此核電的遠期容量為100-110GW（2021年容量為 47.5GW）。中國水電十分發達，未來規劃的水電剩余資源開發主要集中在四川、云南、西藏和青海。到 2050 年，水力發電容量將達到 530 GW。對不同省份風電和太陽能光伏發電的技術和經濟可行資源潛力進行了建模。陸上風電的總潛力為 4900 GW，其中不到 2000 GW 可采用分布式開發。海上風電的潛力為 217 GW（主要考慮近海風電）。集中式光伏發電的資源潛力為 2537 GW；而對于不同類型的分布式光伏（包括 BIPV 和屋頂光伏等），其資源潛力為 1633 GW。5

144、4可再生能源補貼到 2020 年，風電已經可與燃煤發電競爭，太陽能發電也已經可以平價上網。此外，分布式太陽能也應可以平價上網。碳價到 2030 年，電力行業二氧化碳價格從 2020 年的 50 元/噸上漲到100 元/噸。到 2030 年，電力行業二氧化碳排放成本將提高到160-180 元/噸，到 2040 年將提高到 200 元/噸左右。發電成本太陽能和風能的發電成本迅速下降，使風能和太陽能更具競爭力。受燃料成本、排放定價和滿負荷運行時間減少影響，化石能源發電成本增加。因此，短期內可再生能源的開發成本可能比燃煤發電更低。隨著能源成本和并網成本的進一步下降，整個系統的成本基礎上的轉型規模將加速

145、。2035 年和 2050 年陸上風電的初始投資成本（含機組、建設、稅金等）分別降至 6200 元/kW 和 5950 元/kW。2035 年和 2050 年海上風電成本降至 8900 元/千瓦和 7800 元/千瓦或更低。2035年和2050年，集中式光伏發電成本分別降至2870元/千瓦和2460元/千瓦。電力需求和電氣化到 2020 年電力需求達到 6800 TWh，2035 年達到 9000 TWh，2050 年達到 11700 TWh，屆時電氣化率將達到 46%。到 2020 年電力需求達到 7000TWh，2035 年達到11400TWh，2050 年達到 14000TWh，屆時電氣

146、化率將達到 63%。需求響應預計到 2030 年，需求響應技術將得到廣泛應用。到 2030 年，工業需求響應最高可提供 8GW 的靈活性，到 2050 將增加到 14GW。到 2030 年工業需求響應最高可提供 41GW 的靈活性，到 2050 年將增加到 69GW。此外，鋁冶煉廠在 2025 年提供 5GW 的靈活性容量，到 2035 年和 2050 年分別下降到4GW 和 3GW。到2030年，100%的電動汽車都可以進行智能充電。從2030年開始引入V2G，到2050年，50%的電動汽車可在需要時向電網提供電力。運作良好的電力現貨市場將引入發電權，例如根據市場參與者和發電資產之間的公平分

147、配原則授予發電商權利。按技術類型設計的滿負荷運行小時數將逐步取消，取而代之的是以經濟效益排序為基礎的經濟調度?？缡≥旊娬{度最初采用設置白天和夜間的恒定潮流。通過調動地區間的靈活性，這種固定的調度將得到進一步釋放，實現更大規模的平衡。省級現貨市場已于 2020 年引入。第一個跨省統一電力市場將在 2022 年出現。2035 年形成以區域電網為基礎的區域電力市場。2040 年形成全國統一市場。55表 7.7：典型新興技術的投資成本下降情況年元/千瓦風電光伏化學儲能陸上分布式海上集中式分布式2020投資690082501500036003420投資成本為 1.5 元/Wh，循環壽命為 4000 次。

148、運維14515429068.485.52025投資650077001280033003135投資成本為 1.2 元/Wh，“分布式+儲能”的成本具有商業競爭力。運維14215028567.284.52035投資62007250890028702640投資成本為 1 元/Wh。循環壽命超過 10000 次。運維13914427765.587.82050投資59506830780024602265投資成本為 0.5 元/Wh。為電網提供靈活性的應用具有成本競爭力。運維13514027063.788.3圖 7.1：建立區域現貨電力市場的時間表除了調度現有資源外，還對新的靈活來源做出了更多的假設。兩種

149、情景的目標還假設市場信號能夠使終端用戶參與平衡電力市場，包括：需求側的靈活性，如減少空調負荷或改變工業流程。對電動汽車進行智能充電，在系統邊際成本低、市場價格相對較低的時段充電，相應地避開市場價格高的時段。7.3.3 主要結果隨著低碳能源替代煤炭，一次能源消費結構呈現多樣化到 2035 年，在既定政策情景下，煤炭對一次能源消費的貢獻減少了 51%，在低于 2的情景下減少56了 62%。到 2050 年，既定政策情景下的煤炭消費量將較 2018 年水平進一步降低 73%，而低于 2的情景將總計降低 82%。因此，煤炭占一次能源供應結構中的占比（2018 年約占 61%），在既定政策和低于 2的情

150、景下到 2035 年將分別降至 30%/23%，到 2050 年將分別降至 16%/11%。這些份額是根據物理能量含量法計算的。圖 7.2：2035 年和 2050 年一次能源消費與 2018 年的比較（百萬噸標煤 Mtce）圖 7.3：2035 年和 2050 年終端能源消費與 2018 年的比較（Mtce）采用物理能量含量法，到 2035 年，在既定政策情景下，非化石能源消費份額將擴大至 32%，在低于2的情景下，非化石能源消費份額將增至 42%。采用中國國內能源統計和政策目標中常用的一次能源核算煤炭替代法，2035 年兩種情景下非化石能源消費比重分別為 47%和 59%。因此，到 203

151、5 年，非化石能源占比將遠遠超過到 2030 年 20%的官方政策目標。這說明 2030 年的目標明顯需要提高。終端能源消費穩定在目前水平能源節約加上經濟結構調整，使 2050 年終端能源消費總量與 2018 年水持平，約為 31.6 億噸標煤/年。到 2035 年，終端能源消費在既定政策情景下增加約 10%，達到約 34.6 億噸標煤/年，在低于 2的情景下達到約 33.5 億噸標煤/年，然后恢復到之前的水平（低于 2的情況下略低于之前的水平）。57能源轉型能夠通過強調經濟結構調整、提高設備和生產措施的能源效率，可以在終端能源消費類似的水平下實現經濟擴張目標，以及從直接使用和燃燒化石燃料轉向

152、使用電力。隨著內部結構的變化，中國將繼續保持經濟增長，同時能源需求將下降，最終將實現一個更加平衡的能源結構。未來的能源增長將集中在交通和建筑部門（包括住宅和商業）。工業、交通運輸和建筑業的終端能源需求占比將從目前的 54%:14%:25%到 2035 年變為 44%:18%:34%，到 2050 年變為41%:26%:38%。工業能源消費的持續下降得益于正在進行的工業升級改造，有效控制了當前的高耗能和高污染活動，徹底提高了能源效率。交通運輸的廣泛電氣化抵消了汽車保有量增長帶來的增量能源需求，并將其控制在一個較小的范圍內。由于持續的經濟增長、城鎮化和人們對室內舒適度的預期提高，預計建筑領域的能源

153、需求將強勁增長。電氣化擴大了脫碳電力的應用范圍國際能源署在2018 年世界能源展望17中指出，“發展中經濟體的電力需求將翻一番，將把更清潔、普遍可及和負擔得起的電力置于經濟發展和減排戰略的中心位置?！庇捎诳稍偕茉措娫吹某杀窘档?，電能成為一種越來越經濟有效的能源載體，從而成為替代化石燃料直接消費的一種手段。到 2035 年，在既定情景和低于 2情景下，電氣化率將從 2018 年的約 26%分別增加到 43%和48%18。到 2050 年，兩種情境下電氣化率將進一步擴大至 54%和 66%。17 國際能源署.World Energy Outlook.Paris(2018).https:/webs

154、tore.iea.org/world-energy-outlook-201818 電氣化率定義為發電量/終端能源消費量（包括廠用電）圖 7.4：交通、工業和建筑電氣化發展到 2050 年，在低于 2的情景下，交通部門的電氣化率從 2018 年的 2%上升到 39%。工業從 28%增加到 51%，建筑從 30%增加到 58%。非化石電源的擴張促進電力領域脫碳到 2035 年，在既定政策情景下，非化石電源在電力供應中的份額將翻一番多，從 2018 年的約 31%增至 64%。低于 2的情景下，到 2035 年，非化石能源供電占比將達到 78%。到 2050 年，在既定政策情景和低于 2的情景下，非

155、化石能源供電占比將分別達到 86%和 91%。這兩條路徑的前提都58是堅定地執行關鍵政策，包括正在進行的電力市場改革，以確?？稍偕茉措娏τ幸粋€公平競爭環境。這涉及化石燃料將承擔越來越多的社會排放成本，例如通過進一步發展當前正在部署的排放交易系統。風能和太陽能發電在轉型中占據主要位置。到 2035 年，在既定政策情景下，42%的電力供應來自風能和太陽能，低于 2的情景下將進一步提高至 58%；到 2050 年，在既定政策和低于 2情景下，風能和太陽能發電量占比將分別達到 63%和 73%。風電和太陽能發電的成本是確保能源轉型經濟可行的關鍵驅動力，但成功的系統整合才是關鍵。風能和太陽能大規模擴張

156、的主要驅動力是其電力供應的成本競爭力。盡管目前風電和太陽能發電在很大程度上仍比煤電貴，但成本下降有望結束這一局面。在十四五期間，風電和太陽能發電成本將與煤電持平，此后將下降至更低水平。這對能源轉型的規劃至關重要，因為脫碳、清潔空氣政策和未來擺脫對化石燃料依賴的政治愿望都有賴于此。中長期來看，新建煤電競爭力明顯下降。隨著可再生能源滲透率的增加，煤電的作用從提供基荷電力供應轉變為為電力系統提供支持。圖 7.5：在既定政策情景（上圖）和低于 2情景（下圖）下，到 2050 年各類電源發電量2018 2020 2025 2030 2035 2040 2045 20502018 2020 2025 20

157、30 2035 2040 2045 205016000140001200010000800060004000200001600014000120001000080006000400020000100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%59圖 7.6：既定政策情景下新建煤電、風電和太陽能發電（集中式）的平準化發電成本（LCOE），包括的價值調整（系統成本）和平均運行小時數 注：對于 2018 年，計算中使用了該技術的平均滿負荷運行小時數（FLH）；對于 2035年和 2050 年，使用了既定政策情景中各技術

158、的平均 FLH。系統成本反映了特定技術的平均系統發電價值與該年既定政策情景下所有技術的平均值之間的差異。在市場環境下，這反映了技術相對于平均價格可以獲得的更高（或更低）能源價格。兩個關鍵因素決定了這一點，即發電時間、地點以及系統需求。有成本效益的系統整合是能源轉型的核心挑戰可變可再生電力提供了最低的電力成本，并成為了取代其他低成本化石能源消費集中式電源選擇之一。通過對所有可用且有成本效益的資源的充分利用，使兩種情景下的轉型都具有成本效益。這包括了發電側和用電側的大量技術信息獲取，以及充分調動各類靈活性電源，包括儲能、V2G、工業負荷轉移和電動汽車智能充電，以適應高比例可再生能源發電而引起的電力

159、系統波動。該系統將包括新技術以及火電廠的靈活性改造和設計，利用水電站的靈活性，同時擴大和有效利用輸電網?？缡≥旊娋€路擴展和靈活運行對于高比例可再生能源發電的整合至關重要跨省電網擴展對于為系統提供穩定和平衡支持至關重要，尤其是當電網需要整合高比例可變可再生能源時。在該模型中，為了有效地傳輸電力，保證系統安全，按照成本最小化原則規劃輸電網擴建。短期內假設目前計劃或在建的所有線路都將完工。2020 年后，為了支持電力需求增長和整合更多的可再生能源，將增加新線路。從 2020 年到 2050 年，不同地區內部的跨省電網總容量在既定政策情景下將從 361GW 增加到682GW，增長 89%；在低于 2

160、情景下將增加到 781GW，增長 116%?？鐓^電網容量和輸電量的趨勢與區域內的情況類似，增長更為迅猛。在低于 2情景下，跨區電網容量從 2020 年的 411GW 擴大到 2025 年的 506GW，增長 23%；在既定政策情景下，相應的增長較為平穩，達到 16%。此后，容量擴展將加速。與 2020 年相比，2050 年的總容量規模在低于 2的情景下和在既定政策情景下均增加了一倍多。60圖 7.7：2050 年中國冬季電力生產（上圖）和消費（下圖）概況（低于 2 C 情景）61圖 7.8：2020 年跨區輸電情況圖 7.9：2050 年跨區輸電情況628.模 型8.1 簡介本章介紹了可用于

161、ENTSO-E 中國演示報告的各類候選模型，以及這些模型是如何選定的。8.2 候選模型和應用模型的選擇在 3 月 17 日至 19 日的網絡啟動會議上，SGERI 和 ERI/CNREC 分別介紹了他們的規劃和市場模型。會議決定將這兩種模型用于演示 ENTSO-E 方法在中國輸電規劃中的應用。SGERI 模型將用于SGERI 情景，ERI/CNREC 模型用于 ERI/CNREC 情景。然而，后來得出的結論是，SGERI 的模型和數據的分辨率太低（基于地區而不是省份的模擬），無法應用。因此，決定只使用 ERI/CNREC 的模型進行篩選和 CBA 模擬。為了完整起見，本章（第 8.3 節）也描

162、述了 SGERI 的模型。8.3 SGERI 模型主要特性簡述圖 8.1：電力系統源-網-荷-儲協調運行仿真模型示意圖63該模型被稱為電力系統多區域源-網-荷-儲協調運行仿真。該模型基于中國電力規劃結果，被用于對系統運行狀態進行優化和仿真。首先對主要目標年的源-網-荷-儲協調規劃方案進行驗證；其次，提出了中國電網主目標年的運行方式建議。在該模型中，可以同時得到中國 7 個區域電網仿真周期的某一日內，各地區的發電量、跨區輸電通道的輸電量、需求響應和存儲容量的最優方案。將其用于中國區域案例研究，模型程序包括 3.6 萬余個公式、約 16 萬個外生變量和約 3.2 萬個內生變量。模型原理示意圖如上圖

163、所示。模型中的數學公式作為一個數學優化問題，該模型由一個目標函數和一些約束條件組成。目標是使包括發電成本、需求響應成本和碳排放成本在內的總成本最小化。該模型包括以下 19 個約束條件。其中，為了保證系統備用容量能夠應對新能源發電的變化，考慮了光伏和風電對上下旋轉備用容量約束的影響。（1）電力供需平衡約束（2）系統上旋備用約束（3）系統下旋備用約束（4）系統冷備用約束64（5）電源輸出范圍約束（6）電源爬坡速率約束（7）可用風電約束（8）可用光伏發電約束（9）需求響應削減電量上限約束（10）需求響應負荷移出約束（11）需求響應負荷移入約束（12）跨時段轉移電量平衡約束（13）儲能充放電平衡約束（

164、14）儲能充電狀態（SOC）約束65（15）系統轉動慣量約束（16）受入電力占比約束（17）送出電力占比約束（18）棄風率約束（19）棄光率約束模型的輸入和輸出（1）輸入 模擬目標年的各地區各類電源容量、跨區輸電容量、需求響應和儲能容量 各區域負荷需求曲線 各區域光伏和風電可用資源曲線 各區域內每類電源的最大和最小輸出系數、爬坡率和燃料成本 每條輸電通道的最大和最小輸出系數 負荷削減容量和電量的上限，以及 DR 的成本 抽水蓄能和其他蓄能裝置的效率和充電狀態限制 考慮光伏、風電和負荷需求變化影響的備用率系數 最大可接受的棄光和棄風率 各區域電力進出口比例上限 無慣性電源比例上限66（2）輸出

165、各區域每小時各類電源發電量 各跨區輸電通道每小時的輸電量 各區域每小時的需求響應和儲能運行情況 系統成本和排放指標8.4 ERI/CNREC（EDO）模型的簡述CREO 的情景開發由 ERI 的能源系統建模工具支持，由相互關聯的模型組成，涵蓋中國大陸的能源部門。8.4.1 建模結構發改委能源研究所（ERI）自 2011 年以來一直致力于開發綜合建模工具，分析中國能源系統中可再生能源的開發和整合對能源和社會經濟的影響。END-USE 模型以終端能源需求為導向基于長期能源替代規劃系統（LEAP）的 END-USE 模型對終端需求及如何滿足這種需求進行自下而上建模。終端用能取決于經濟中關鍵活動水平發

166、展的假設，包括關鍵能源密集型產品（鋼鐵、水泥、化工等）的產量預測以及其他行業的經濟增加值。結合工業產出變化、建筑面積增加、能源效率提升、設備和燃料轉換（主要在工業和運輸部門）以及終端用能行為特征調整等假設條件，這些驅動因素被轉化為能源消費。LEAP 還包括區域供熱和電力以外的改造活動，包括上游提煉活動，如電解制氫、通過不同技術路線生產生物燃料、煉油等。EDO 模型對電力和區域供熱部門建模電力和區域供熱優化（EDO）模型是建立在 Balmorel 模型基礎上的電力和區域供熱系統的基礎模型（）?？紤]到跨省電網限制和擴建方案，電力系統以省級為單位。該模型包括所有相關的生產單元，即供應側的火電（包括熱

167、電聯產）、風能、太陽能（包括太陽能發電）、水電、儲能、熱鍋爐、蓄熱器、熱泵等。此外，它還考慮了需求側靈活性的選擇，例如來自工業、電動汽車智能充電以及與區域供熱部門的充分綜合耦合。該模型可以在火電廠和省間電力交換進行限制的情況下，展示當前中國電力系統每小時的調度情況；該模型還可以展現基于成本最小化邊際價格優化的省級、區域或國家電力市場的調度。關鍵特征涉及負荷和供應（例如來自 VRE 電源）可變性的詳細展示，以及靈活性和靈活性潛力，它們可以在容量擴展模式下進行優化操作和有效部署。由于 Balmorel 模型是開源的，可以靈活定制和增強功能，包括加入核心功能和附加組件以適應其在中國的應用，并與 CN

168、REC 的系列模型進行交互。EDO 于2012 年引入，此后一直在被不斷地使用和改進，包括早期的 CREO 報告中也有用到。綜合匯總工具兩個模型的定量結果結合在一個基于 Excel 的集成工具中，該工具提供了能源系統的全貌，例如，將 EDO 的電力和供熱系統的燃料消費與終端用能部門的直接消費以及 LEAP 的其他能源轉換部門的消費相結合。678.4.2 電力和區域供熱優化（EDO）模型 使用 EDO 模型要確保電力和區域供熱部門的情景一致。EDO 是一個容量擴張模型和最優機組組合與經濟調度模型的結合。從本質上講，該模型通過包括資金成本、運營維護成本和燃料成本在內的總成本的最小化來找到電力和區域

169、供熱部門的最佳成本解決方案，并受方案約束條件（如必須實現的具體目標或政策）的約束。因此，是政策和情景假設引導模型結果朝著情景設定的方向發展，而不是讓最低成本算法單獨決定實現情景總體目標的裝機結構。EDO 模型的關鍵模塊 CREAM-EDO 模型使用用戶設置和輸入數據，根據以下電力系統建模概念運行：經濟調度優化在受電網限制、技術限制和其他限制的情況下，在每個時步中找出每個單元滿足電網各區域需求的每個機組最佳發電水平。機組并網類似于經濟調度優化，但決定何時、哪些機組應啟動和停止的復雜性更大。這增加了機組的成本和技術表現的復雜性，因為啟動和關閉都是昂貴的操作和離散的決策，這會影響到后續決策。容量擴展

170、提供由模型內生決定的容量。因此，該模型可以用來根據系統的需要和經濟性來制定發電、輸電和儲能的投資決策?；旧?，該模型生成一系列線性優化程序（或混合整數線性規劃），每個程序覆蓋一周或一年。標準的商業優化算法解決了這些數學問題。圖 8.2：CNREC 建模工具模擬的能源系統68模型運行由一個或多個并行或順序求解的線性程序組成。一般來說，每一年都是按順序解決的，沒有預見到擬議年份以外的年份。這個模型基本上是在兩種不同的模式下運行的，它們可以相互作用。第一種模式用于分析整年。在此模式下，用戶配置時間分辨率。由于計算原因，這通常低于完全的逐小時分辨率。第二種模式以每小時分辨率查看整個星期。因此，該模型運

171、行 52 次代表模擬一年中的每個星期。每種模式都可以連續運行數年，為電力和區域供熱系統的發展描繪了一條路徑。如果用戶允許投資于年度模型，則該模型在一年內的裝機容量將在隨后的幾年內可用，直至技術壽命結束。輸入和輸出CREAM-EDO 包含描述當前系統容量和發電小時數的輸入數據。包括以下內容：技術被定義為單個單元、單元類型或單元的集合。這些與技術和經濟特性有關，例如生產和/或儲存能力、效率、固定和可變成本以及相關燃料。燃料的定義與相關特征：排放系數、可再生能源含量和價格。資源潛力或最低燃料使用要求可以是不同的層面上的，從國家層面到單個電廠。應規定可用性（如風力和水力）的季節和小時變化。電力和熱力需

172、求預測是區域和地區層面的輸入。輸電容量：各國內部（或次國家一級）的輸電容量，以及與其他國家的跨境互聯以及進/出口能力。容量、損耗和傳輸成本是在一對相鄰區域內定義的。稅收和補貼包括國家稅收和對生產、消費或燃料投入的補貼，取決于地理位置、燃料類型或技術類型。環境限制或處罰：針對不同排放類型（二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物）。此外，在使用附加模塊時可以考慮區域策略，包括可能影響部署或運作的當前和未來策略。一個 EDO 計算產生了數百萬個變量的數值和價格（影子成本）的設定值。為了在分析內容中理解這一點，必須提供、篩選和/或集成數據，以便對所分析的問題提供有意義的見解。數據輸出的核心特征如下：發電和供熱機

173、組的地理位置和每次模擬時間步長。以地理位置、機組（燃料）為特征的用于發電、供熱與一次能源（燃料）消費和模擬時間步長。相鄰區域之間的輸電量。圖 8.3：EDO 運行流程圖69圖 8.4：模型優化問題示意圖 可以根據模擬中的區域和時間步長獲得電價。同樣，其他有限資源的公平市場價值或產生的熱量可以從中（例如燃料或二氧化碳排放許可）獲取。對發電和供熱裝機、輸電和儲能的投資，在運行容量擴展模型版本時可以獲得內生變量。位置限制相關的經濟租金（如風電）、輸電容量和其他稀缺容量也可以在影子價格背景下進行評估。根據地理、機組和時間區分的發電和區域供熱產生的排放。覆蓋區域CREAM-EDO 模型的配置覆蓋中國大陸

174、 31 個省份，包括 4 個省級直轄市，內蒙古被分為蒙東和蒙西，總共形成 32 個不同的地理區域。在每個區域內，該模型計算發電和區域供熱裝置的發電、消費和儲能，并計算各省之間的電力輸送，并用來計算與這些運行系統相關的燃料消費、排放量和經濟成本。模型為模擬中的每個時間間隔提供這些數值。這一點很重要，因為電力生產和消費必須同步，因此每個時步內，必須在系統的每一點保持供需平衡。時間分辨率是自定義的，但可以細化到每小時一次。EDO 模型還包括省級以上的區域電網。按照目前的電網區域劃分，分為東北、華北、華東、華中、南方和西北電網。709.模型電網的描述9.1 概述輸電項目效益計算為有項目的模擬與無項目的

175、模擬之間的差異。第 6.6 節和圖 6.8 描述了兩種擬議項目的評估方法（TOOT 和 PINT）。在這兩種情況下，確定電網初始狀態非常重要，即未包含潛在輸電項目的狀態。我們把 2020 年電網狀態定義為初始電網。第 9.2 節和第 9.3 節顯示了 2020 年兩種模型下的初始電網狀況。9.2 SGERI 電網初始狀態圖 9.1 顯示了 SGERI 模型的的覆蓋區域和 2020 年模型區域之間輸電容量。模型分辨率對應于中國的七個區域電力系統。圖 9.1：2020 年 SGERI 模型覆蓋范圍和分區（區域）之間的輸電容量719.3 ERI/CNREC 電網初始狀態如第 8 章所述，中國 ERI

176、/CNREC 模型中的電網用省級電網表示。每個省被視為網絡中的一個節點，具有一定的發電容量組合以及不同的電力需求。假設在一個省內，不存在擁塞。區域電網建立在省級電網之上。第一層代表區域電網，政策和目標的制定局限于這些區域內部。按照目前的電網分區，分為東北、華北、華東、華中、華南和西北地區。第二層基本上是省級電網，這里定義電力系統和輸電系統。一般來說，它們在模型中被稱為地區，因為它們可能偏離實際的行政邊界。例如，內蒙古被劃分為兩個地區。這些地區被視為“模板”，在發電和需求方面沒有擁塞。實體可以是抽象的，也可以根據地理位置設定特定名稱。地理實體的方法提供了建模范圍的靈活性，電力和區域供熱系統的結構

177、可以根據任何應用進行定制。這種靈活的地理定義允許通過適當界定模型范圍來評估特定的瓶頸。地理分區還引入了一個靈活的概念，可以區分大的區域及其相關的數據，以及特定模擬中包含的大區域。圖 9.2：EDO 中假設的省級電網分區72圖 9.3：2020 年電網結構表 9.1：2020 年和 2025 年跨區輸電容量（GW）華中華東華北東北西北南方2020 年華中79華東27158華北918195東北-104648西北261837-123南方131-1182025 年既定政策情景華中102華東27158華北1323197東北-104648西北501837-140南方131-1242025 年低于 2情景華

178、中110華東30158華北2125231東北-104648西北511837-140南方131-12773表 9.2：2020 年和 2025 年跨區輸電量（TWh）華中華東華北東北西北南方2020 年華中162華東12109華北40144424東北-8681118西北191149180-347南方5810-3612025 年既定政策情景華中370華東21107華北97185521東北-86135154西北37514958-405南方8410-3632025 年低于 2情景華中424華東7115華北157205640東北-86149155西北40614956-405南方8210-4177410.

179、結 論歐盟和中國都做出了雄心勃勃的堅定承諾，要在本世紀中葉左右擺脫化石燃料，實現氣候中和。這十年將是扭轉全球碳排放曲線的關鍵，從而使世界走上遏制氣候變化潛在災難和履行巴黎協定全球承諾的軌道。根據國際能源署的2020 年世界能源展望，2019 年，歐盟和中國的碳排放總量占全球的 37%。能源部門占全球碳排放量的 41%。因此，中國和歐盟的能源轉型對于全球成功實現凈零目標至關重要。能源轉型涉及到能源供需、能源技術開發和部署，以及與之相關的體制框架方面的深刻變化。歐盟和中國有必要在這方面加強合作。能源系統是復雜的、相互關聯的，并與經濟和現代生活的所有重要方面緊密相連。需要高質量的能源系統建模來支持能源轉型。能源系統建模能使決策者和利益相關者在制定政策、進行投資，以及運行新的能源系統方面能夠做出正確的決策。歐洲和中國有義務向世界證明，這可以成功且高效地完成，且不會對經濟產生不利影響。中歐能源合作平臺由歐盟資助86-1065876175infoececp.eu中華人民共和國，北京市朝陽區建國門外大街 2 號，銀泰中心 C 座 31 層，3123&3125，100022www.ececp.eu