抽水蓄能可能会发挥越来越重要的作用。如图18所示，德 国已经使用少量抽水蓄能来满足在早晨光伏出力较低时快 速增高的用电需求，并在下午晚些时候弥补光伏发电的迅 速下降。

电池价格的大幅下跌（在过去10年里下降了85%）使电池储 能成为了一种经济性越来越高的选择，一些美国电网纷纷 取消了与燃气调峰电厂的合约，转而支持可再生能源发电 加电池储能的方案。考虑到成本的进一步下降（图19），电 池的使用将会在2030年前持续扩大，并在此后随着非水可 再生能源比例升高而迅速增长。

需求侧管理在平衡可再生能源供应和电力需求的短时偏差 方面也具有巨大潜力，如果部署得当，将是最具经济性的 灵活性资源。在一天的时间尺度内，主要存在三类需求侧 资源：

住宅供暖电气化后，可通过智能温控或微型储能技术实 现该部分负荷调节。

电动汽车可以通过调节充电时间，或作为储能资源向电 网供电来实现巨大需求调节潜力。如果2050年全球使 用中的电动汽车数量达到15亿辆，每辆车配备50kWh电 池，这将能够提供750亿千瓦时储能容量，即使在全球年 耗电量从当前的27万亿千瓦时增长到90万亿千瓦时的情 况下，也相当于全球日用电量的30%。

此外，工商业需求响应也潜力巨大，在分钟级、小时级和 日间进行调节有望得到提高，包括零售制冷系统、农业环 境控制电解铝和电解水制氢等其他新兴应用领域。

要释放这些潜力的关键在于更细致的分时电价机制。考虑到多种选项的存在，即便非水可再生能源比例上升到远高于 50%的水平，并最终达到80%或更高，越来越多的人也相信日 内平衡挑战能够通过低成本手段来解决。

（2）季节性供需平衡 季节性平衡指的是在数周或数月时间范围内的电力平衡供需 需求。这一需求又可细分为两个类别，即：

可预测的长期不平衡，这来源于季节性需求的大幅变化与 供应能力变化不匹配。以未来的英国电力系统为例，住宅供 暖电气化可能导致冬季需求峰值比夏季水平高80%。幸运 的是与之相匹配，英国冬季的风力资源（英国最丰富的可再 生能源资源）也远比夏季丰富。但在其他国家，冬季可能存 在更高的用电需求，但风力发电量的增加并不足以弥补光 伏发电量的季节性减少。

更加难以预测的每周波动。即使系统供给和需求的季节性 变化正好一致，但天气的变化仍然可能造成每周出力出现 明显波动。如果欧洲西北部地区出现反气旋天气，常常会造 成冬季风电供应出现数日的骤减（极端情况下甚至会延续 数周），而这将成为英国未来最大的供需平衡挑战。

随着非水可再生能源比例上升到“零碳投资情境”所示的28% 水平，以上两种季节性挑战仍可通过现有火电厂的灵活使用 来轻松解决。甚至在可再生能源比例较低的电力系统中，这些 季节性挑战常常比日内挑战更易于管理，因为它们不会出现下 午晚些时候因光伏发电供给下降（即使在光照水平中等情况 下）造成的需求量激增的情况。燃煤电厂可以通过调节运行水 平来满足不同季节、月或周的需求变化，甚至在需求过低时关 闭部分电厂，这比日内调频调峰的问题更容易解决。

然而，在更长时间范围，随着非水可再生能源比例达到比图2 所示的28%甚至更高，季节性平衡挑战将更艰巨，成本也会更 高。不过，在那之前，系统就已经出现经济可行的解决方案， 具体包括：

使用火电厂满足季节性变化，但运行小时数保持较低水平。 如果这些电厂通过提供的容量和峰荷时期的电量得到补 偿，这也是经济可行的。要实现完全零碳电力系统，长期来 看这些资产还需要配备碳捕捉与封存设施。

燃气机组改造后可以燃烧氢能（或投资改造此类机组），而 这部分氢能可以利用低价的过剩可再生能源通过电解技术 生产。

抽水蓄能可以满足多日时间尺度的灵活性需求，例如1-3天 的供应短缺。

季节性/周的灵活性管理。与日内不同，这种管理不会过多 关注住宅供暖或电动汽车充电转移带来的潜力，而是更关 注如何让检修停机与工业生产计划相匹配以及根据预测的 季节性供需及电价变化来优化利用率。

（3）总系统成本估算 在某些情况下，应用上述灵活性选项将会导致系统运行成本 的增加。但是这些额外的成本也将很大程度被低成本的零碳 电力所抵消。

根据可再生能源资源分布的不同，各地电力系统的具体构成 将有很大的差别。在能源转型委员会的研究中（图20），针对 不同资源禀赋和气候特点的地区，对2035年建立几乎完全使 用可再生能源的电力系统的成本进行了测算。结果显示，大部 分系统都能实现约每千瓦时0.35-0.4元水平的总发电成本。但 在一些空间资源有限的国家，较高的发电成本会将总成本提 高至每千瓦时0.56元；而在资源有利地区，丰富的风能和太阳 能资源、低廉的发电成本和有限的季节性灵活性需求会使总 成本降低至每千瓦时0.22元。在多数国家，这些成本都会比继 续主要依赖于煤炭或天然气的电力系统的成本更低。

因此，各国可以致力于更快地增加可再生能源和其他零碳发 电技术，相信在长期来看，系统总成本造成的影响将微不足 道，而减排的潜力则是巨大的。

在上文描述的全球背景下，每个国家发电结构和负荷特性不 同，面临的具体挑战也不同。在中国，用能特性并没有造成很 大的挑战，但中国能源禀赋和发电结构的两个明显特点会带 来一些挑战：一是对于煤电的依赖很高，而非天然气；二是水 电灵活性不足。但是，这些挑战是可以解决的。

对标其他国家，中国的非水可再生能源渗透率也可以轻松达 到28%的目标（图2所示），并且不需要新建任何燃煤电厂。参 考其他国家的经验，即使中国实现了系统脱碳且非水可再生 能源比例远远超过50%，其长期系统总成本很可能会低于当 前以化石燃料为主的系统。

（1）中国当前和2030年的用电需求形态 相较于一些非水可再生能源渗透率已经达到20%-35%的国 家，中国的日负荷和季节性负荷特性都相对稳定，并不会显著 增加供需平衡的难度。

图21列出了甘肃、湖南和广东三省的典型日负荷曲线。以甘肃 为例，用电需求中大部分来自工业负荷（78%），因此负荷曲线 比较平缓。但在湖南和广东，由于商业办公和住宅用电需求比 例更高，它们的负荷曲线与图17和图18所示的情况更相似。用 电需求通常在午夜最低，上午7点至10点左右迅速上升，傍晚 迅速下降。

然而，即使在这些省份，总体最大负荷与最小负荷的比值也低 于一些发达经济体。以英国为例，冬季和夏季典型日最大负 荷与最小负荷之比均约为1.71，而该比值在广东和湖南则分别 只有1.57和1.5。

中国不同省份之间的季节性负荷特性也存在显著差异 （图22）。在某个典型的北方省份，季节性变化并不明显。但 南方省份通常会出现因空调负荷造成的夏季用电高峰，而中部 和东部省份经常同时出现夏季空调和冬季供暖的双高峰。南 方省份夏季高峰月份的用电需求比冬季用电需求平均高出约 30%，其负荷曲线形状与加利福尼亚州相似（图23）。但东部/ 中部省份的变化则会更大一些。

中国地域范围广阔且有包含多种气候带，因此相较于单个省 份，全国整体的负荷特性则更为平缓。如图24所示为全国的季 节性负荷特性，8月的全国用电峰值与5月和10月的全国用电 低谷差约30%。

随着电气化进程的推进，中国的负荷特性也将随着时间的推 移而发生变化。基于对2030年用电需求增长的预测，商业和住宅建筑的用电比例将不断上升（主要受供暖、空调和计算机 设备的影响），这可能会在一定程度上增大日负荷、季节性负 荷的变化。但在一些有着更高非水可再生能源发展目标的国 家，也面临着季节性负荷波动更大的问题。例如，英国计划实 现大部分住宅供暖的电气化，同时其夏季空调需求量却很有 限， 那么到2050年，冬季与夏季平均日用电量的比例将从现在的1.5:1上升到1.7:1。

因此，相比于其他同样在进行电力系统清洁转型的国家，中国 的负荷特性并不会造成系统平衡中明显的困难和挑战。

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