免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1 证券研究报告 公用事业公用事业 北美电力龙头北美电力龙头成长之路成长之路 华泰研究华泰研究 公用事业公用事业 增持增持 (维持维持)研.

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请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 证券研究报告|行业策略 2024 年 01 月 14 日 电网设备电网设备 特高压特高压+配用电出海双格局，电网设备持续高增发展配用电出海双格局，电网.

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背景1234数字化感知运行状态评估研究展望目 录中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心背景3p海上风电气候条件更为恶劣，运行维护成本高，占到海上风电总投资40%以上p我国海上风电发展时间相对较短，技术成熟度偏低，设备故障率更高p海上风电故障停机损失大亟需探索海上风电智能运维技术，提升海上风电的运维经济性中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心目前的不足p设备监测范围不足且手段单一、数据汇集传输困难p多物理场之间耦合研究不足，缺乏模拟海上风电复杂系统行为特征的方法p沿用故障后运维模式，缺乏高水平智慧运维体系支撑，运维成本居高不下4风电设备运行监测不足缺乏模拟复杂系统的方法缺乏完备海上风电智慧运维体系中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心数字孪生随着现代信息技术和能源技术的深度融合，能源转型的数字化、智能化特征进一步凸显，数字化是基础、智能化是关键，信息流与能量流融合是必然趋势。数字孪生技术为解决海上风电运维难题提供了新的思路和技术手段。5 数字孪生是综合运用感知、计算、建模等信息技术，通过软件定义，对物理空间进行描述、诊断、预测、决策，进而实现物理空间与赛博空间的交互映射。中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心数字孪生技术路线6数字孪生系统可采集无人机 传感器可控制智能终端可预测智能体模型ABM可计算人工智能 云计算可存储分布式 云技术可感知BIM VR非结构化多源数据数据驱动模型组多源传感与监测业务数据闭环调度数据发送指令各级优化预案推演仿真模型物理对象数字模型数据基座气象数字孪生设备数字孪生场站数字孪生基地/区域数字孪生p数据来源气象数据|地形地貌|场站观测数据 p典型应用（预测类）机位点风速风向|组串点辐照数据 p数据来源设计参数|运行数据|增量传感数据p典型应用（诊断类）效能分析|健康度评估|故障诊断与预警p数据来源气象孪生数据|设备孪生数据|运行数据p典型应用（优化类）场站功率预测|场站有功无功优化 p数据来源气象孪生数据|场站孪生数据|大数据平台p典型应用（决策类）运检维决策|经营决策|管理决策 机理建模混合建模虚实工业互联网映射中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心设备数字孪生对风电机组进行状态监测实现故障预警，是提升机组运行可靠性的有效手段之一。7风电机组监测方案示例目前，塔筒、叶根、机舱、传动链等状态监测为重点，尚无法覆盖叶片整体现有监测技术：点位有限。仅关注重点部件，按最低要求配置。参数单一。多为单一物理参数的测量，缺少多特征参量表征。机组振动监测机组关键部件疲劳监测机组位移监测机组基础冲刷中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心数字化感知与运行状态评估实现机组运行状态精细化评估，需要打通全部监测系统、采用人工智能的方式构建部件级运行状态数字模型。8SCADA（风速、风向、功率）CMS（振动）塔筒监测（加速度、倾角）海洋监测（冲刷）现有监测系统各自独立，数据分散且未标准化数据标准化（数据清洗、数据变换、特征提取）人工智能技术（深度学习、机器学习）部件级运行状态表征背景1234数字化感知运行状态评估研究展望目 录中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心数字化感知p机组整机及关键部件数字化感知系统：运行状态实时监测，多源数据接入、异构数据融合、云边协同处理、多维状态构建10系统整体功能逻辑数字化感知系统风机整体及关键部件运行状态实时监控SCADA数据叶片状态螺栓状态现有CMS、塔筒、海洋等监测预紧力监测与预警、法兰面载荷反演风速、风向、功率载荷、振动、净空、音视频特性其他系统新增模块中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心样机设置华能江苏如东70万海上风电场示范示范机组示范海上风电场测点布置方案中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心应用效果针对风场环境、叶片、变桨系统、轮毂、主轴、齿轮箱、塔筒等机组主要部件新增测点数量超过180点中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心关键部件监测：叶片p载荷监测 多截面载荷特性监测 截面间、叶片间载荷信号相关性分析p振动监测 多截面振动特性监测：叶根、叶中、叶尖 0.01Hz5000Hz宽频响应 优于0.001Hz频率分辨率 优于0.1mg高探测灵敏度 实时载荷反映风机姿态三支叶片载荷一致性比较中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心关键部件监测：叶片p净空监测 叶片扫过塔筒时，叶尖距离塔筒的的直线距离为塔架净空值 通过安装在机舱底部的高清摄像头实时采集机组运行画面，并进行图像处理，实现塔架净空的实时测量，并以此为依据对机组进行控制14扫塔时刻扫塔预警发电性能提升实时监测录像中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心关键部件监测：叶片p音视频监测及结果示例15视频检测结果-无冰视频检测结果-有冰（雾天）视频检测结果-有冰（光照影响）视频检测结果-有冰（夜间）失效叶片扫塔声音：刺耳高频噪声正常叶片扫塔声音 视频、音频数据采集 视频：灰度图 边缘检测 音频：带通滤波 降噪 视频：CNNs神经网络 音频：STFT短时傅里叶变换 实现叶片结冰、断裂、雷击、裂纹等损伤的识别音视频数据处理流程音频处理示例视频处理示例中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心关键部件监测：螺栓p螺栓预紧力监测与预警螺栓轴力监测：根据声弹性原理，超声波的速度会因材料中的应力而产生微小的变化。通过研究螺栓轴力与超声波传播时间变化率的关系可以利用超声波发出和接收的时间来测量螺栓的紧固轴力。16声弹性测量预紧力原理现场安装螺栓预紧力监测系统中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心关键部件监测：螺栓p螺栓预紧力监测与预警简化叶片和轮毂，基于载荷-螺栓预紧力计算模型对螺栓进行有限元计算，建立不同载荷下应力与螺栓到螺母之间的距离的关联，并利用少量螺栓监测数据反演整个法兰面的载荷。17监测波形有限元计算应力与螺栓到螺母之间距离关系轮毂和机舱螺栓连接法兰面中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心数据治理依托华能新能源智慧运维中心，基于成熟的数据集成技术、数据仓库、BI和大数据采集、存储、处理与分析技术进行搭建数据处理系统。18数据平台架构华能新能源智慧运维中心背景124数字化感知运行状态评估研究展望目 录3中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心运行状态评估p利用高级算法预警部件潜在故障，给出严重程度判断及维护建议20隶属度函数隶属度函数隶属度矩阵隶属度矩阵A=0.100.190.190.190.190.14 权向量权向量确定各维度权重确定各维度权重=0.860.070.070.00 模糊向量模糊向量正常正常 注意注意 异常异常 严重严重级分级分=10070400 =健康度健康度R=1.00.01.00.01.00.00.00.00.00.00.00.01.00.01.00.00.00.50.00.00.00.00.50.0 健康度评估中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心部件级数字模型：传动链p健康状态劣化趋势及预警分析利用综合健康评价指标和LightGBM模型对多维特征集进行筛选，并利用等距ISOMAP对筛选特征集进行特征融合，构建滚动轴承退化趋势指标，实现对传动链故障的早期预警。GBDT训练过程最终回归树退化趋势指标中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心部件级数字模型：支撑结构p健康状态劣化趋势及预警分析基于深度学习模型（高斯混合模型）的支撑结构健康状态监测方法，采用考虑多状态特征融合的动态劣化指数(degradation index，DI)作为健康状态评价指标，通过对支撑结构健康状态动态衰退趋势进行分析，实现早期预警。预警故障动态劣化指数及其计算流程14#机组支撑结构动态劣化指数14#机组冲刷情况动态劣化指数中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心部件级数字模型：叶片1、通过材料应变/载荷的阈值分析，判定叶片的状态或报警、采取相应控制措施3、时序信号的后处理分析，包括FFT分析等，判定叶片部分宏观性能的合理性和变化4、信号相关性分析，依据不同信号之间的物理关联特性，分析信号大小与趋势的一致性和合理性2、依据监测信号的时序数据进行趋势分析，判定曲线变化斜率等参数的合理性生成分析报告训练学习模型同类型机组信号分析与评估中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心机组运行状态预警建立了机组运行状态预警系统，集成前述模型，具备叶片故障预警、螺栓预紧力监测与预警、支撑结构安全评价与预警、传动链故障预警等功能。支撑结构安全评价与预警叶片与高强螺栓监测与预警传动链故障预警背景1234数字化感知运行状态评估研究展望目 录中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心研究展望p风电场全场低成本安全监测 基于部件级数字模型，建立整机运行状态表征方法 基于关键机位运行状态，通过数学模型与物理模型结合建立传递关系，开展全场机组状态特性预测，实现风电场全场低成本安全监测26中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司北京市昌平区未来科学城华能人才创新创业基地A座（102209）T： F：E：x_THANK YOU!中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司北京市昌平区未来科学城华能人才创新创业基地A座（102209）T： F：E：x_THANK YOU!

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1证券研究报告作者：行业评级：上次评级：行业报告：请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明公用事业公用事业强于大市强于大市维持2024年01月10日（评级）分析师 郭丽丽 SAC执业证书编号：S1110. 

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 1证券研究报告作者：行业评级：上次评级：行业报告|请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明公用事业公用事业强于大市强于大市维持2024年01月10日（评级）分析师 郭丽丽 SAC执业证书编号：S1110. 

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本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 1 电网行业深度 电网开启新篇章，出海再造新引擎 2024 年 01 月 05 日 背景：能源变革浪潮起，电网稳舵任重道 净零.

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中国海上风电基地化 发展路径研究与示范课题摘要报告美国自然资源保护委员会1 中国海上风电基地化发展路径研究与示范基地化发展是落实国家海洋战略、提升产业创新能力的重要途径世界工业发展实践表明，集群化是产业发展的基本规律，以产业集群为基础的基地化发展是制造业向中高端迈进的必由之路。从制造环节看，我国海上风电产业布局分散，产业创新能力不足，产业链存在明显短板弱项环节，尚处于集群发展的初级阶段。从资源开发环节看，当前各类海洋产业密集布局，海上风电产业发展空间受限。海上风电产业涉及众多高端装备制造的尖端技术，随着海上风电机组大型化趋势，对配套装备、降本提质、技术协同提出了更高要求。基地化发展并非传统意义上的大型生产基地，而是产业集群与其他相关产业集群融合发展的有机共同体。基地化发展通过产业集群及融合发展模式，突破企业和单一产业的边界，可推动产业不断升级，实现高端资源高效优化配置，是落实国家海洋战略、提升产业创新能力的重要途径。当前海上风电的发展对于我国战略意义重大，是促进能源转型，保障能源安全的重要手段。概 要2中国海上风电基地化发展路径研究与示范概 要产业基地化发展需要多维度体系配合产业基地化发展涉及因素多，基础设施是保障，规模化发展是关键，企业协同是催化剂，地理位置是核心，创新发展是动力，政策为基地化发展保驾护航。海上风电基地化发展既包括海上风电产业集群，也包括海工、渔业等其他产业，是海上风电产业与其他产业融合发展的有机共同体，是一个完整的生态系统。海上风电产业基地化是以资源有序开发为支撑，以先进装备制造产业集群为核心，以跨界协同创新为驱动，以产业融合发展为主要特征的国际化产业“新城”，以创新、融合、持久落地来推动其从传统“园区型”向“城市型”转变。海上风电产业基地化要求全产业链的配套，实现从装备制造-配套产业-工程服务的纵向垂直一体化。海上风电产业基地化发展过程中需重点关注当地自然资源条件、产业引进质量、协同与创新等问题。国内沿海区域在布局产业基地时需结合自身条件选择合适路径，国际市场可结合当地海上风电产业发展现状，开展基地化解决方案、产业链共建或合作开发等合作。3 中国海上风电基地化发展路径研究与示范概 要“汕头模式”的成功实践汕头以建设具有国际竞争力的风电产业集群为基础，以完善创新要素为核心，以国际化发展为导向，提出创建国际风电创新港的目标。汕头风能资源储量丰富，经济技术可开发量近 1 亿千瓦，具备发展海上风电的天然优势。汕头也在积极探索海上风电 海洋牧场等融合发展模式，大唐汕头“海上风电 海洋牧场”示范项目，已完成立项工作，项目实施有序落实中。4CONTENTS产业基地化发展需要多维度体系配合基地化是落实国家海洋战略、提升产业创新能力的重要途径“汕头模式”的成功实践目 录P6P15P245 中国海上风电基地化发展路径研究与示范基地化是落实国家海洋战略、提升产业创新能力的重要途径6中国海上风电基地化发展路径研究与示范海上风电对我国具有重要战略意义发展海上风电既是现实需要，也是战略考量有利于实现地区经济结构转型升级，带动海洋经济发展有利于加快能源转型进程欧洲各国作为全球能源转型的重要推动力量，将海上风电作为发展重点。印度、韩国、日本的 2030 年海上风电装机目标分别为3000 万千瓦、1800 万千瓦、1000 万千瓦。美国的海上风电装机在 2030 年也将达到 1000 万千瓦。到 2030 年，全球海上风电有望创造出 43.5 万个就业岗位。通过产业配套，集合海上风电全生命周期产业价值，为地方经济注入强大动能。我国沿海省份经济发达，总耗能约占全国的一半且用能仍以化石能源为主，能源结构亟需调整。依靠丰富的海上风能资源，加速开发海上风电，可以有效推进这些地区的能源供给侧结构性改革，为落实党中央和国务院的大政方针提供强有力支撑。7 中国海上风电基地化发展路径研究与示范有利于确保我国的能源供给安全与我国建设海洋经济强国的国家战略高度契合发展海上风电可以带动技术突破2018 年，我国能源对外依存度达到 21%，原油的对外依存度攀升至 71%，每年石油进口成本超过 1000 亿美元。充分挖掘海上风能资源，能够有效提高我国的能源供给安全系数。海上风电与海洋牧场等融合发展模式，可有效提高我国海洋资源的开发能力，推动海洋经济向质量效益型转变。海上风电涉及众多高端装备制造的尖端技术，将带动我国在高端轴承、齿轮箱和大功率发电机等方面取得突破。具有前瞻性的海洋测风、海洋基础、海洋施工和专业船舶设施研究等工作也会伴随海上风电技术开发而展开。8中国海上风电基地化发展路径研究与示范世界工业发展实践表明，集群化是产业发展的基本规律。全球主要国家十分重视产业集群，从国家层面制定相关计划与政策推动集群发展。从“生物区域计划”到“走向集群计划”建立分类施策的“治理体系”实现差异化集群发展目标实施自下而上的“赛马机制”组建高效的“促进机构”从“美国创新战略”到“区域创新集群计划”制定完善、具体的集群发展政策体系利用财政金融手段支持集群创新构建“1 N”部门联动机制从“产业集群计划”到“城市区计划”建立集群计划的精准长效机制推动跨部门协同参与集群建设构建区域政产学研合作创新系统从“产业集群示范项目”到“新增长动力产业”分阶段实施不同集群管理策略促进创新为根本任务注重集群内部创新结构建设在国家层面规划先进产业集群战略支持，构建明确的管理体系构建研发扶持、税收优惠、人才培养等产业政策积极推进产学研转化全球主要国家制造业集群发展情况德 国美 国日 本韩 国新加坡以产业集群为基础的基地化发展是制造业向中高端迈进的必由之路9 中国海上风电基地化发展路径研究与示范2019 年国家发展和改革委员会公布第一批 66 个国家级战略性新兴产业集群名单，2022 年工业和信息化部公布 45 个国家先进制造集群名单。国家已公布集群名单主要涉及信息技术、高端装备、生物医药、先进材料、新能源汽车等领域。风电产业未入选国家集群名单。中国代表性先进产业集群西 安合 肥江苏泰州苏 州飞机设计研发整机生产制造试验试飞产品支援综合保障教育培训NLP开放平台智能写作平台智能家居运营平台类脑智能技术及应用平化学药新型制剂疫苗抗体诊断试剂高端医疗器械中药现代化保化品锂离子电池半导体器件LED光伏航 空智能语音生物医药新材料国家已发布产业集群名单10中国海上风电基地化发展路径研究与示范产业集群的发展水平可从集群规模、集群结构、集群效应及集群网络四个维度进行评价，涵盖集群企业规模、产业链的完善程度、品牌影响力以及服务范畴。评价产业集群发展的关键指标评价维度评价指标企业数量企业密度集群总产出主导产业数量配套产业比例分工比重创新能力交易成本产出效率市场效率品牌影响力国际化程度服务网络交易网络资本网络集群规模集群结构集群效应集群网络产业集群发展水平的评价11 中国海上风电基地化发展路径研究与示范当前海上风电的发展对于我国战略意义重大，是促进能源转型，保障能源安全的重要手段。但从制造环节看，产业布局分散，产业创新能力不足，产业链存在明显短板弱项环节，尚处于集群发展的初级阶段。从资源开发环节看，当前各类海洋产业密集布局，海上风电产业发展空间受限。中国海上风电产业尚处于集群发展的初级阶段12中国海上风电基地化发展路径研究与示范中国海上风电发展历程、现状、未来趋势海上风电产业集中化、规模大型化、配套完整化将成为未来发展主流2007200010中国海上风电起步中国首个，亚洲首个大型海上风电场东海大桥100MW 海上风电场并网发电完成 13 个海上风电示范性项目分配确定中国海上风电标杆上网电价海上风电装机容量 1GW海上风电开发建设管理办法颁布，简化开发流程新审批海上风电项目竞争性配置明确国家补贴退出时间表规 模产 业技 术2022 年中国海上风电累计装30.51GW，新增装机 5.16GW中国已经建立了相对完整的海上风电产业链海上装备安装技术领先规模化集中化完整化聚集化大型化专业化精密化现 状规 律13 中国海上风电基地化发展路径研究与示范风机大型化对配套情况、降本提质、技术协同提出了更高要求2022202184171完整产业链包括原材料、关键零部件、整机、运输、工程安装、电网、检测、维护等环节配套情况近五年风机直径变化趋势（米）降本提质技术协同风机大型化使成本竞争更加激烈，规模化带来的成本优势是核心竞争力越来越大的风电机组对装配和流程管理提出更高要求，对各环节企业技术协同的要 求进一步提高市场条件生态客观条件主观条件多元功能有足够的市场需求足够的市场需求促进市场 持 续 增长，是企业加大投入的先决条件大型风机对运输提出更高需求和挑战，运输成为重要的限制因素开放的市场环境有利于企业良性竞争国际合作是解决人才发展、技术瓶颈的重要方式可提供多样性服务 帮 助 企 业 发展，包括但不限于设计、检测、维护、培训、金融等地理位置要求较高市场环境开放国际合作紧密多种生态和增值服务增加企业粘性14中国海上风电基地化发展路径研究与示范 基地化发展并非传统意义上的大型生产基地，而是产业集群与其他相关产业集群融合发展的有机共同体。“基地化”是抓住产业发展机遇、解决产业发展挑战的重要手段发展目的关注问题产业升级规 模完善配套配 合促进经济集 中人才吸引为市场与市场解决关键问题提供发展所需的条件促进经济发展的手段基地化产业集群目标市场对产业升级对目标市场集中规划布局，解决企业对规模扩大发展的关切多种多类企业形成完整产业链，解决产业配合问题更集中的产业服务，对上下游企业联合发展创造条件多种类企业的入驻促进城市配套升级新的增长支点，为经济增长带来新的动能增加人才粘性，复杂的产业链融合要求更高端人才进入，促进人才培养核心功能基地化是落实国家海洋战略的重要载体，也是提高产业创新能力的重要途径15 中国海上风电基地化发展路径研究与示范产业“基地化”落地需要多维度体系配合16中国海上风电基地化发展路径研究与示范定位基础关键催化核心动力保驾护航基础设施规模化企业协同地理位置创新发展政策制定交通连接供水供电公共服务完整产业链配套完善规模化产业协同资源交互平台生态市场原料业务模式组织模式技术迭代发展规划建设规划产业政策高速、铁路、港口可再生能源超市、医院、学校全工序上下游配套提高资源利用产业互补资源互补企业间网络靠近终端市场靠近原料产地地理集中创新网络融合发展模式协同机制金融支持科研鼓励税收优惠成功要素关键环节主要内容基地化发展的支撑体系17 中国海上风电基地化发展路径研究与示范海上风电基地化发展既包括海上风电产业集群，也包括海工、渔业等其他产业，是海上风电产业与其他产业融合发展的有机共同体，是一个完整的生态系统。海上风电基地化发展是落实国家海洋战略的重要载体，也是国家创新能力的重要标志，是提高当前产业创新能力的重要途径，正在加速从“园区型”向“城市型”转变。海上风电产业基地化发展突破了企业和单一产业的边界。着眼于一个特定区域中，具有竞合关系的主体，包括政府、企业、高校、科研机构、行业组织等的互动，能从整体出发挖掘特定区域的竞争优势，将是推动未来区域经济增长的“加速器”。海上风电基地是产业集群落地生存的大本营。通过建立产业集群，加强核心技术的研发投入、优化产业链、培育龙头企业、促进国内外交流与合作，形成良好的产业发展生态，实现技术、资本、人才、信息等高端资源的高效配置，有效促进海上风电产业的规模化，提升产业创新能力和竞争力。海上风电基地也是技术创新和产业融合发展的示范区。通过推进海上风电的综合利用，如海上风电 海洋牧场、储能、氢能、海水淡化等，可以形成良好的产业协同，既可以补充完善产业集群的配置，又可以更加合理的利用海洋资源，提升能源资源的转化效率，带动清洁电力的高效利用。海上风电基地化的内涵及特征18中国海上风电基地化发展路径研究与示范海上风电基地化实施路径海上风电基地化发展是以资源有序开发为支撑，以先进装备制造产业集群为核心，以跨界协同创新为驱动，以产业融合发展为主要特征的国际化的高端装备制造产业基地和产城结合的新型模式。储能配套电化学储能发电机、齿轮箱控制系统、变流器轴承工程装备海上风电制造海上风电配套协同创新网络产业集群海上风电基地化发展主机叶片 塔筒输变电装备设计运维施工监理海工船运维船吊装船线缆船高校科研院所企业、行业组织创新基础设施创新型人才绿色钢铁制氢制甲醇航空燃料移动燃料电池固定燃料电池燃气机轮航天燃料制甲烷大规模储能太阳能电池碳氢化合物独立运营模式支援式模式19 中国海上风电基地化发展路径研究与示范储能配套Power To X海上风电 海洋牧场能源岛海上能源枢纽养护型、增殖型、休闲型融合发展模式融合发展可再生能源渔业养殖医用氧冶金/精炼氧气提供反应能量电解绿氧风能太阳能水电监理海工船运维船吊装船线缆船高校科研院所企业、行业组织创新基础设施创新型人才绿色钢铁制氢制甲醇航空燃料移动燃料电池固定燃料电池燃气机轮航天燃料制甲烷大规模储能太阳能电池碳氢化合物独立运营模式支援式模式地下电缆模式联合发展模式基地化发展要求覆盖全产业链，实现从装备制造-配套产业-工程服务的纵向垂直一体化。叶片产业投资开发碳纤维树脂芯材玻璃纤维涂料变流器结构胶轴承产业中材科技时代新材中复连众液压站液压站信号传输电缆电能传输电缆通信光缆海底复合电缆干式变压器高压环网柜润滑冷却系统IGBT主齿轮箱偏航减速机、变桨减速机钢材端盖机座定子、转子机座/机架轮毂发电机外壳齿轮箱外壳导管架单桩齿轮箱产业电缆产业大型发电机产业大型锻铸件产业塔筒及基础电气系统液压及润滑设备产业升压系统硅钢铝合金有色金属控制阀传感器过滤系统电机锂电池超级电容上游中游下游保定维塞洛阳科博斯北京科博力整机产业电气风电明阳智能风电机组金风科技运维服务检测认证洛轴瓦轴新强联瓦轴新强联大连冶金轴承德力佳南高齿弗兰德重齿南高齿银川威力传动中车永济电机中车株洲电机中船重工电机（汾西重工）阳光电源禾望电气日风电气圣克赛斯川润股份敏泰液压东方电缆中天科技亨通光电和汉缆股份ABB广州西门子金盘科技日月重工永冠集团吉鑫科技通裕重工金雷股份大金重工海力风电水电四局海力风电大金重工振华重工上海麦加PPG中国巨石泰山玻纤宝钢首钢鞍钢道生天合东树惠柏新材料吉林化纤（国兴）吉林碳谷佐敦集团中复神鹰康达新材道生天合重庆国际海拓常宝股份望变电气河钢股份中铝铝材坚美铝材凤铝铝材中国铝业江西铜业中国五矿运输和吊装 勘察设计叶片主控系统重庆前卫科技天诚同创成都阜特海缆锻件塔筒导管架、单桩箱式变压器轮毂、机座、定子转子自动润滑系统敏泰液压川润股份奥特科技和盘古智能变桨控制系统天诚同创国能信控（原华电天仁）浙江海得新能源偏航轴承、变桨轴承双馈、直驱永磁、半直驱永磁叶片主轴承、齿轮箱轴承、发电机轴承21 中国海上风电基地化发展路径研究与示范自然资源协同与创新产业引进质量风 资 源原 则土地资源企业选择风资源是产业基地化发展的基础大中小企业融通土地资源是产业集群发展的保障龙头“链主”企业国家级单项冠军企业专精特新“小巨人”协 同 创 新 网 络海上风电协同创新中心协同创新基础设施企业公共数据服务中心综合研究实验室各种设备检测平台检验检测保障船科研院所高校创 新 机 制基础研究 产品开发 检测认证 标准制定基地化发展需要解决的重点问题22中国海上风电基地化发展路径研究与示范国内沿海区域补链-强链针对产业薄弱环节进行补链通过创新协作实现产业升级补链-强链-延链 针对产业薄弱环节进行补链 通过创新协作实现产业升级 通过海上风电与其他产业的融合拓展应用场景 建设海上风电专用港口，辐射周边区域市场建链-补链-强链 重点引进整机 主要零部件产业，进行建链 针对产业薄弱环节进行补链 通过创新协作实现产业升级 建链-补链-延链-强链 重点引进整机 主要零部件产业，进行建链 针对产业薄弱环节进行补链 通过创新协作实现产业升级 通过海上风电与其他产业的融合拓展应用场景 建设海上风电专用港口，辐射周边区域市场不同基础条件下的基地化解决方案（1/2）风资源条件海上风电产业基础电力消纳基地化解决方案23 中国海上风电基地化发展路径研究与示范国际市场科研合作-人才交流 针对关键技术加强科研合作，催生具有颠覆性和引领性的前沿技术，共同推进产业升级。积极开展人才交流，建立良好的人才合作基础。合作开发 针对当地项目，可考虑联合中国的开发企业共同投资建设，利用中国经验，保证项目开发进度及质量。整体基地化解决方案引进 利用中国完整的产业链条和服务资源，提供装备先进化、人员专业化、管理系统化、服务周到化的完整解决方案。通过整个产业链的引进，快速复制中国经验，助力当地海上风电产业基础能力建设，减少不必要的弯路。产业链共建 以中国海上风电先进设备为基础，通过在当地建厂逐步实现设备本地化，共建当地海上风电产业链。合作开发 针对当地项目，可考虑联合中国的开发企业共同投资建设，利用中国经验，保证项目开发进度及质量。不同基础条件下的基地化解决方案（2/2）风资源条件海上风电产业基础合作方向24中国海上风电基地化发展路径研究与示范“汕头模式”的成功实践25 中国海上风电基地化发展路径研究与示范汕头风能资源储量丰富，具备发展海上风电的天然优势汕头市海岸线长 289 公里，海上风能资源十分丰富，经济技术可开发量近 1 亿千瓦。区域内 100 米高度年平均风速达约 9 米/秒，125 米高度年平均风速在 9.4-10 米秒之间，年平均等效可利用小时数在 3500 小时以上，近海深水区场址可达 4000 小时以上。汕头海上风电规划装机3535 万千瓦，全省占比 53%。近海浅水区洋东、勒门及海门 3 个场址，总装机185 万千瓦。国管海域近海深水区场址三至六分别为芹澎、南澎、中澎和顶澎场址，总装机3350 万千瓦。26中国海上风电基地化发展路径研究与示范打造汕头国际风电创新港 汕头以建设具有国际竞争力的风电产业集群为基础，以完善创新要素为核心，以国际化发展为导向，创建国际风电创新港，全方位支持我国海上风电高质量发展，助力实现能源转型和双碳任务。国际风电创新港 国际海上风电产业根据地 国际海上风电创新策源地 一个平台 两个集群 一个母港规模领先，国际综合竞争力和影响力强创新引领，新技术新产业不断迭代升级生态完善，高端资源要素集聚高效配置开放融合，跨区域跨领域协同共生发展2025年，各项重点任务基本建成2030年，全球领先，产值规模超 2000 亿以新型电力系统先进装备集群为核心以海洋工程服务产业集群为支撑以创新平台和人才培养体系为驱动以海上风电母港为支点以海上风电清洁能源基地建设 融合发展为保障战略定位总体思路发展目标27 中国海上风电基地化发展路径研究与示范打造汕头国际风电创新港28中国海上风电基地化发展路径研究与示范打造汕头国际风电创新港空间布局29 中国海上风电基地化发展路径研究与示范汕头海上风电 海洋牧场示范大唐汕头“海上风电 海洋牧场”示范项目，已完成立项工作，项目实施有序落实中。确定海洋牧场选址工作，完成海上风电 海洋牧场项目在属地的备案办理工作海洋牧场工程现场开工海洋牧场施工安装作业投入养殖工作取得扩建项目含海洋牧场资金计划批复，委托设计单位结合风电场的布置和养殖需求，对已有海上风电 海洋牧场方案进行论证，开展勘察设计工作，开展网箱桁架平台主体结构设计、建造2023 年 10 月2023 年 11 月2023 年 12 月2024 年 1-3 月2024 年 4 月

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 中 泰 证 券 研 究 所专 业 领 先 深 度 诚 信2 0 24.0 1.0 2特高压直流“新心脏”柔直换流阀证券研究报告分析师：曾彪执业证书编号：S0740522020001Email：联系人：.

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2023年12月北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目双碳背景下湖南省电力系统灵活能力优化分析研究北京大学能源研究院是北京大学下属独立科研实体机构。研究院以国家能源发展战略需求为导向，立足能源领域全局及国际前沿，利用北京大学学科门类齐全的优势，聚焦制约我国能源行业发展的重大战略和科技问题，按照“需求导向、学科引领、软硬结合、交叉创新、突出重点、形成特色”的宗旨，推动能源科技进展，促进能源清洁转型，开展专业及公众教育，致力于打造国际水平的能源智库和能源科技研发推广平台。气候变化与能源转型项目北京大学能源研究院于 2021 年 3 月启动了气候变化与能源转型项目，旨在助力中国应对气候变化和推动能源转型，实现 2030 年前碳达峰和 2060 年前碳中和的目标。该项目通过科学研究，设立有雄心的目标，制定清晰的路线图和有效的行动计划，为政府决策提供建议和支持。系列报告双碳背景下湖南省电力系统灵活能力优化分析研究福建省双碳目标与行动路线图研究报告中国散煤综合治理研究报告 2023山东省中小燃煤电厂低碳高质量发展路径分析走向公正转型的未来：中国绿色转型对就业的影响湖南省电力行业碳达峰时间与路径研究中国典型五省煤电发展现状与转型优化潜力研究中国石化行业碳达峰碳减排路径研究报告中国塑料行业绿色低碳发展研究报告中国散煤综合治理研究报告 2022新能源为主体的新型电力系统的内涵与展望中国典型省份煤电转型优化潜力研究电力部门碳排放达峰路径与政策中国散煤综合治理研究报告 2021“十四五”推动能源转型实现碳排放达峰中国能建湖南院创建于 1958 年，为中国能源建设集团(世界500 强)在湘办事处单位。拥有电力、化工石化医药双行业甲级、工程勘察、咨询等专项甲级资质，业务涵盖能源电力规划、低碳节能咨询、超特高压电网、核电、大型火电、新能源、储能、综合能源、化工、医药、市政、建筑、环保等领域。湖南省能源碳中和发展研究中心由省发改委批准，依托湖南院专业技术力量牵头组建，提供从双碳方案顶层设计到典型项目实施的一揽子服务，致力于打造国内领先的“双碳”智库和系统解决方案提供商。在此郑重感谢 Climate Imperative Foundation 对于报告的支持和帮助。报告内容为课题组独立观点，不代表其他方的任何观点或立场。北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目系列报告双碳背景下湖南省电力系统灵活能力优化分析研究中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司 湖南省能源碳中和发展研究中心 张毅，张舒，程远林，余虎，廖兴炜，周野，邓笑冬北京大学能源研究院 吴迪，王可珂，汪若宇，康俊杰，杨雷 2023年12月i目录 前言.iii 第一章 湖南省电力系统调节资源情况.1（一）湖南电力系统现状及存在问题.1（二）煤电调峰资源和发展规划.3（三）气电调峰资源和发展规划.5（四）常规水电现状和调峰前景.8（五）抽水蓄能调峰资源和发展规划.9（六）新型储能调峰资源和发展规划.12（七）区外来电调峰资源和发展规划.15（八）需求侧负荷调峰资源.19 第二章 各类调峰资源的调峰性能分析.20（一）煤电灵活性调峰性能分析.20（二）气电灵活性调峰性能分析.21（三）抽水蓄能灵活性调峰性能分析.22（四）外调电灵活性调峰性能分析.22ii（五）新型储能的调峰性能分析.23（六）需求侧响应（DR）调峰性能分析.24 第三章 湖南省电力和调峰需求缺口测算.25（一）全社会用电量预测.25（二）全社会最大负荷预测.28（三）电力和调峰需求缺口测算.29（四）小结.39 第四章 电力供应和调峰体系经济性场景分析.40（一）建模步骤.40（二）场景设定.43（三）不同场景的经济性计算.44（四）基于日调峰结果验证储能装机合理性.54（五）小结.55 第五章 考虑需求侧响应的调峰经济性分析.56（一）调峰缺口测算.56（二）不同需求侧响应规模下的装机优化.57 第六章 考虑外电的调峰经济性分析.59 第七章 结论和政策建议.60iiiClimate Change and Energy Transition Program前言在双碳战略目标背景下，构建以新能源为主体的新型电力系统，提升系统灵活调节能力，成为实现碳达峰碳中和的必然举措。湖南电网为全国峰谷差率最高的省份之一，电力调峰能力存在较大缺口，新能源消纳压力较大，本课题结合湖南省实际情况，在保障能源安全的基础上，合理规划布局全省调峰资源，综合考虑各调峰资源的调节性能、经济性和环境属性等对调节能力展开优化分析。课题研究对湖南省构建新型电力系统具有重要的意义，也可为全国类似省份推动电力绿色低碳发展提供路径参考。本研究报告以湖南省现有调峰电源、资源储备、调峰性能等分析为基础，对全省电力需求缺口、年调峰及典型日调峰缺口进行平衡测算，全面理清了全省调峰能力和调峰需求缺口等底数。合理设置多个场景，以全社会成本最优为目标函数，科学分析不同调节性电源配置组合下的调峰性能和经济性，通过日调峰缺口和弃电率计算对优化结果合理性进行验证，积极寻找各水平年下符合湖南省情的调节能力配置方案，并对需求侧响应和外调电力的调峰经济性进行了补充分析。最后根据计算和优化结果，给出湖南省电力系统调节优化建设的相关政策建议，推动具有湖南特色的新型电力系统构建，助力全省如期实现碳达峰战略目标。1气候变化与能源转型项目第一章 湖南省电力系统调节资源情况（一）湖南电力系统现状及存在问题（1）湖南电力系统现状1）电源现状截至 2022 年底，湖南电网电源装机为 5841 万千瓦，其中火电 2522 万千瓦（含生物质 126 万千瓦），占比 43.2%；水电 1721 万千瓦（含抽水蓄能电站 120 万千瓦），占比 29.5%；风电 900 万千瓦，占比 15.4%；太阳能 636 万千瓦,占比 10.9%；储能电站 62.7 万千瓦,占比 1.1%。2）电网现状湖南省电力系统是华中电力系统的重要组成部分，处于华中电网乃至国家电网的最南端，目前全网分为 14 个供电区。湖南电网经三条 500kV 联络线(葛换岗市、孱陵澧州双回)与华中湖北电网联系；2017 年 6 月祁韶特高压直流投运，通过800kV 祁韶直流实现甘肃向湖南长距离送电；2021 年 12 月，潇湘 1000kV 特高压变电站投产；2022 年 10 月荆门-长沙 1000 千伏特高压交流工程投产，湖南电网通过1000kV 特高压交流线路与江西、湖北电网形成联络。省内湘东基本建成 500kV 双环网，形成“西电东送、南北互供”的 500kV 骨干网架。3）供用电现状2022 年湖南电网全社会用电量为 2236 亿千瓦时，全社会最高负荷为 4650 万千瓦，分别同比增长 3.8%和 12%。2Climate Change and Energy Transition Program4）电源与负荷分布情况湖南省负荷主要分布在京广铁路沿线经济发达地区，包括长沙、湘潭、株洲、岳阳、衡阳、郴州、永州等地区。目前，湖南省已经形成了湘东(长株潭)、湘南(衡郴永)两个主要的负荷中心。湖南省电源主要集中在西部地区(怀吉、常益长和娄邵等地)，目前该区域电源装机总容量约占全省的 50%，大型电源1占比超过 55%，而用电负荷仅占全省的 35%；东、南部负荷中心(湘东、湘南)用电负荷约占全省的 56%，而电源装机仅占全省的 43%，其中大型电源占比仅为 32%。因此，湖南电网形成了“西电东送”的格局，大量电力需要从西部远距离输送至东部受端系统。2017 年祁韶直流投运后(设计单极 400 万千瓦、双极 800 万千瓦)，其系统位置处于湖南两大负荷中心的中间，增强了对两大受端电网的支撑。但基于现有的电源与负荷分布情况，全省总的送电格局仍未发生变化。（2）湖南电力系统存在的问题支撑保障能力不强。湖南常规水电占比达到 28.6%，高于全国 12 个百分点，但整体调节能力不强，且水资源已开发殆尽；抽水蓄能站点资源丰富，但短期内难以形成电力供应能力；基础支撑煤电占比偏低，仅为 43%左右，低于全国 9 个百分点，且服役时间超 15 年以上的 30 万千瓦机组多，导致湖南跨时段、跨季节调配能力不足，持续顶峰运行压力大。新能源送出消纳形势严峻。湖南三产与城乡居民生活用电占比高(48.6%)，其中居民生活用电高于全国 15 个百分点。湖南省负荷峰谷差率已接近 60%，位于国网首位；省内电源调峰能力不足，丰水期受负荷较低和风雨同期的影响，常规水电汛期整体调节能力不强，火电深度调峰成本高，总调峰能力不足。常规水电占比高（28.6%），新能源快速发展，预计到 2025 年新能源总规模将达到 3200 万千瓦(现状 1536 万千瓦)。随着未来省内新能源的比重不断增高，叠加电网局部区域送出受限，新能源送出消纳形势严峻。主网架对新能源发展和负荷的适应性不足。随着全省用电需求增长、新能源等电源发展，全省 500kV 主网架仍存在薄弱环节。一是局部地区变电容量不够。当前 500kV变电站仅有 30 座，高峰负荷期间湘东地区的艾家冲、星城变电站，湘南地区的船山变电站，湘中地区的长阳铺变电站均重载运行。二是网架结构薄弱。“十四五”以来，湖南南部新能源发展迅猛，丰水期湖南 500kV 南北断面通道以及湘南部分 500kV 主变容量难以满足清洁能源送出需求。全省碳达峰压力显著，对调节性电源的刚性需求大。目前全省调节性电源偏少，受抽水蓄能建设周期较长的影响，2030 年前抽水蓄能装机容量较难激增，2030 年后抽水蓄能才会大规模发展。在此背景下，亟需增加调节性电源以保证新能源的消纳，同时，优化煤电和其他调节性电源装机容量，以满足调峰平衡和缓解全省的达峰压力。1可认为是220kV电压等级上网电源或者火电容量大于12.5万千瓦，水电容量大于25万千瓦。3气候变化与能源转型项目（二）煤电调峰资源和发展规划（1）煤电机组建设现状截至 2022 年底，湖南省在运统调大型煤电厂共 15 座，机组 41 台，总装机 2146.5万千瓦，其中百万机组 4 台，60 万级机组 19 台，30 万级机组 18 台。此外，贵州大龙电厂 2 台 30 万千瓦机组、郴州鲤鱼江 A 厂 2 台 30 万千瓦机组迎峰度夏度冬时可灵活送电湖南。从调节能力来看，湖南现役大型煤电机组调节能力略有差异，新建机组最小技术出力可达 30%左右，部分在役机组最小技术出力在 30%之间。目前全国现有热电机组经过改造后的最小技术出力可达到 40P%额定容量，纯凝机组的最小技术出力可达到 305%额定容量，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃纯凝工况最小技术出力为 20%额定容量。考虑湖南省煤电机组改造的实际情况，本报告后续煤电调峰能力按额定容量的 30%考虑。图 1.1：2022 年底湖南省煤电现状分布图4Climate Change and Energy Transition Program（2）煤电机组规划情况“十四五”期间，湖南省已核准在建电源有：平江电厂(2100 万千瓦，已投)、华容电厂(2100 万千瓦)、株洲电厂退城进郊(2100 万千瓦)、石门三期(266万千瓦)、益阳电厂三期(2100 万千瓦)。同时于 2022 年底实现鲤鱼江电厂灵活供电湖南。预计到 2025 年底，省内在运煤电装机约 3034 万千瓦（不含退役转应急电源）。湖南省核准在建大型煤电时间见下表 1.1。表 1.1：湖南省“十四五”核准在建大型煤电项目表单位：万千瓦项 目项 目2021年2021年2022年2022年2023年2023年2024年2024年2025年2025年备 注备 注永州电厂2100已投产华电平江电厂11001100已投产神华华容电厂11001100已投产一台机组株洲电厂退城进郊2100核准在建石门三期电厂266核准在建益阳三期2100核准在建鲤鱼江电厂灵活供电项目230已实现灵活供电合 计2002（3）煤电退役计划按照国家能源局印发关于下达 2022-2025 年煤电行业先立后改淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知（国能发电力 2022 85 号），“十四五”期间湖南淘汰煤电落后产能分别为耒阳一期（221 万千瓦）、华岳一期（236.25 万千瓦）和株洲老厂（230 万千瓦），总计装机 174.5 万千瓦。“十五五”期间暂无退役煤电，“十六五”期间将退役湘潭电厂（233 万千瓦），其退役计划如下表 1.2 所示。5气候变化与能源转型项目表 1.2：湖南省煤电退役计划单位：万千瓦序号序号项目名称项目名称所在地市所在地市退役规模退役规模退役机组退役机组退役时间退役时间1耒阳电厂衡阳4221 21“十四五”时期2岳阳电厂岳阳72.536 36“十四五”时期3株洲电厂株洲6030 30“十四五”时期4湘潭电厂湘潭6633 33“十六五”时期合计240.5（三）气电调峰资源和发展规划（1）天然气资源湖南作为少煤无油无气的省份，天然气资源全部依赖外省调入。“十三五”期间，新粤浙管道湖南段的建成标志着湖南省从全国“北气南送”末端转为“南气北送”前端，天然气供应能力大幅提升。天然气供应方式为“管道气 LNG”，管道气消费占总量的85%左右，LNG 消费占总量的 15%左右。其中，湖南省管道气供应来源于“一干两支三省际”（一干为新粤浙管道，两支为忠武线-潜湘支线、西二线-樟湘支线，三省际为石首-华容管道、酉阳-龙山管道、来凤-龙山管道），如图 1.2 所示，LNG 供应主要来源于周边省市，大多为城燃公司采购。6Climate Change and Energy Transition Program图 1.2：2022 年湖南省管道天然气空间流向示意图（2）气电未来规划和发展前景湖南省目前暂无在运的气电机组，全省规划和在建气电项目主要有三个，分别为湘阴气电、永州气电和衡东气电，其预计装机容量分别为 249 万千瓦、250 万千瓦和249 万千瓦。三个项目均受国际天然气供应形势及天然气价格过高的影响，建设进展缓慢。结合湖南天然气资源禀赋、管网建设、国内外天然气供需形势以及湖南天然气发电项目前期工作进展情况，预计全省未来天然气调峰电源装机为 296 万千瓦。7气候变化与能源转型项目图 1.3：湖南省规划大型燃气调峰电站分布布局基于湖南省天然气资源禀赋可初步判断，湖南省天然气资源不足以支撑大规模发展气电，且目前天然气发电政策暂未明确，利用小时和气源气价无法保障，省内继续布局大规模气电的投资不确定性大，因此本报告除已核准的三个气电项目外暂不考虑其他气电容量。8Climate Change and Energy Transition Program（四）常规水电现状和调峰前景截至 2022 年底，湖南省已并网水电 4300 余座，总装机 1601 万千瓦，达到技术可发量的 95%以上。其中，大型水电（25 万千瓦以上为大型水电）装机 819 万千瓦，占比 51.2%；小型水电装机 782 万千瓦，占比 48.8%。湖南水电装机以径流式为主，调节能力较差。如图 1.4 所示。大型和经济性较好的中小型水电资源已基本开发殆尽，剩余少量中小型水电资源开发难度和经济代价较大，未来水电开发空间较小。图 1.4：2022 年底湖南省水电现状分布图9气候变化与能源转型项目现阶段，湖南省常规水电调峰能力较低，丰水期（49 月）由于负荷不高，常规水电不参与调峰；枯水期（103 月）由于水资源相对较少，目前可调峰能力仅能达到装机容量的 17%。2021 年 10 月，湖南省推动能源绿色低碳转型 做好碳达峰工作的实施方案中明确提出，要“统筹水电开发，推动多点式小水电集中式管理和智能化运维托管；充分发挥水电与新能源的互补特性，盘活常规水电调峰资源，推动重点流域梯级水电与新能源发电优化互补”。因此，未来全省常规水电调峰能力有望小幅提升。“十四五”期间除已明确凤滩、柘溪增容(8.5 万千瓦)、五强溪扩机(50 万千瓦)、基本无法开发大型支撑性电源。表 1.3：湖南 2020 2025 年大型水电投产项目情况单位：万千瓦年 份年 份水 电水 电2022202220232023备 注备 注凤滩、柘溪增容8.5开展前期工作五强溪扩机225已经核准合 计8.550（五）抽水蓄能调峰资源和发展规划（1）抽水蓄能装机现状目前湖南省已建成抽水蓄能电站 1 座，为黑麋峰抽水蓄能电站，装机容量 120 万千瓦。自投产以来，电站以“两发一抽”运行模式（即白高峰、晚高峰发电放水，后夜低谷抽水用电），在保障电力供应和电网安全、促进清洁能源消纳、推进碳减排、推动地方经济社会发展等方面均发挥了重要的作用。“十三五”期间，电站平均每年发电量14.5 亿千瓦时、抽水电量 17.5 亿千瓦时，年均综合转换效率 82.9%、启停次数 2585次、综合利用小时数 2666 小时，紧急启动 157 台次。10Climate Change and Energy Transition Program图 1.5：黑麋峰抽水蓄能电站（2）抽水蓄能站点规划湖南省抽水蓄能资源丰富，项目储备超过 3600 万千瓦，“十四五”重点实施 13个，总容量 1740 万千瓦，排名全国第二。按照 NB/T 35009-2013抽水蓄能电站选点规划编制规范的要求，对湖南全省具备抽水蓄能电站建设条件的区域进行了全面细致的查勘。按抽水蓄能电站的建设地形地貌、成库条件、水源条件、水头、距高比、装机规模等各方面的基本要求，普查出全省范围内可规划 30 万千瓦以上抽水蓄能的资源点共 388 个。图 1.6：湖南省抽水蓄能电站资源点分布图11气候变化与能源转型项目湖南省抽水蓄能资源点主要集中在湘南丘山区(以罗霄山脉为中心)、湘西山区(以雪峰山为中心)、湘西北原山地区(以武陵山为中心)。湘东北洞庭湖区地势低平，地形地貌以平原和水域为主，具备建设抽水蓄能电站条件的资源点较少。目前，湖南省已有 18 个纳入国家中长期规划的抽水蓄能电站项目，如图 1.7 所示。其中平江（435 万千瓦）、安化（240 万千瓦）、桃源（120 万千瓦）、炎陵（120万千瓦）、攸县（180 万千瓦）项目已于 2022 年底开工建设。图 1.7：湖南省中长期抽水蓄能规划根据湖南省“十四五”电力发展规划，结合目前平江抽水蓄能建设进展，预计“十四五”期间将投产平江抽水蓄能电站一台机（35 万千瓦），“十四五”末期全省抽水蓄能电站总装机规模达到 155 万千瓦；“十五五”期间，根据目前已开工的 5 个大型抽水蓄能电站（包括安化(830 万千瓦)、炎陵罗萍江(430 万千瓦)、攸县广寒坪(630 万千瓦)、桃源木旺溪(430 万千瓦)和汨罗玉池（430 万千瓦）建设进展，2030 年能投产的最大装机容量约为 500 万千瓦，主要包括黑麋峰、平江、安化三处装机全部投产。12Climate Change and Energy Transition Program（3）抽水蓄能调峰资源通常，取抽水蓄能的调峰系数为 2，根据 1.4.2 节全省抽水蓄能的装机规划，目前的最大调峰能力为 240 万千瓦，“十四五”末期将达到 310 万千瓦左右，“十五五”期间将增加至 1000 万千瓦左右，“十六五”调峰能力将根据实际保供和调峰需求进一步增加。（六）新型储能调峰资源和发展规划新型储能包括物理储能、电气储能、电化学储能及氢储能等多种技术路线，其中研究程度较深的主要方向有电化学储能、压缩空气储能和氢储能等。储能传统储能新型储能抽水蓄能物理储能电气储能电化学储能化学储能飞轮储能压缩空气储能超导储能铅酸电池氢储能超级电容储能锂离子电池氨储能钠硫电池液流电池图 1.8：常见储能技术分类图本报告结合湖南省实际，拟以新型储能中的电化学储能和压缩空气储能为重点展开研究分析。13气候变化与能源转型项目（1）电化学储能电化学储能示意图如下图所示。图 1.9：电化学储能电站示意图2021 年，湖南省电化学储能装机 12.9 万千瓦，2022 年底，快速增长至 62.7 万千瓦。截至 2023 年 6 月底，全省电化学储能的装机规模达到 263 万千瓦，已超额完成“十四五”建成电化学储能装机 200 万千瓦的规划目标。“十五五”和“十六五”期间将根据新能源的建设和消纳情况、抽水蓄能的建成投产情况、能源供需安全和经济性等继续配建一定容量的电化学储能装机。（2）压缩空气储能压缩空气储能示意图如下图所示。14Climate Change and Energy Transition Program图 1.10：压缩空气储能示意图湖南省现暂无已建成的压缩空气储能电站。但全省压缩空气储能站址较丰富，建设条件较好，适宜大规模开发。在现有技术下，压缩空气储能地下储气库形式主要分为天然盐穴和人工硐室。经全面摸排，湖南省盐穴类站址有限，但适宜建设 30 万千瓦级压缩空气储能的人工硐室站址较丰富，主要分布在中东部和南部硬质岩石区域，并与湘东湘南两大电力负荷中心、湘南大型风电光伏基地等储能需求旺盛的区域布局匹配度高，适合 30 万千瓦及以上的大规模压缩空气储能电站开发。湖南省正全面布局和积极启动压缩空气储能电站建设工作，优选压缩空气储能电站厂址超 20 个，主要分布在湖南东部的 11个市区，如图 1.11 所示，未来将逐步建成投产。目前，全省压缩空气站址的签约情况如下表 1.4 所示。表 1.4：压缩空气储能站址签约序号序号地市地市规划站址规划站址名称名称系统接系统接入点入点接入点直线接入点直线距离km距离km岩石属性岩石属性地质地貌地质地貌签约情签约情况况1郴州永兴永兴东碧塘40岩浆岩丘陵低山已签约2湘潭湘乡育缎乡肖家湾7岩浆岩剥蚀残丘已签约3岳阳临湘鸦山峡山18岩浆岩丘陵低山已签约4衡阳珠晖茶山坳镇雁城10-已签约5岳阳岳阳县公田镇昆山23-已签约6邵阳绥宁绥宁赧水22岩浆岩残丘待签约7长沙望城黑糜峰沙坪15岩浆岩丘陵低山已签约15气候变化与能源转型项目图 1.11：压缩空气储能站址初选分布（七）区外来电调峰资源和发展规划（1）区外来电现状及规划湖南电网位于华中电网的南部，与湖北电网之间有三回 500kV 线路联系，位于800kV 祁韶直流线路的受端，接入来自西北地区输送的绿色电力。雅中直流送往江西经南昌长沙特高压交流通道已经投产，输送容量 400 万千瓦。此外，湖南正在积极推动 800kV 宁夏至湖南特高压直流工程,争取于 2024 年底建成投产，并达到 400万千瓦的送电能力。根据湖南省电力发展“十四五”规划相关研究结论，并结合相16Climate Change and Energy Transition Program关特高压工程实际进展情况，2025 年、2030 年湖南电网区外来电均达到 2176 万千瓦。综合考虑湖南省负荷发展情况和区外来电前期工作进展情况，“十六五”期间引入第三直流，2035 年区外来电达到 2976 万千瓦。表 1.5：湖南电网区外来电规模单位：万千瓦年 份年 份项 目 项 目 20222202320232025202520302030203520351、500kV/1000kV交流65765762、祁韶直流5008008008008008003、宁湘直流8008008004、第三直流800合 计676621762976注：1000kV 交流特高压包含雅中直流分电。图 1.12：2022 年湖南省外来电示意图17气候变化与能源转型项目（2）区外来电送电曲线1）祁韶直流考虑祁韶直流送端出力能力及湖南负荷曲线特性，祁韶直流逐月 24 小时送电曲线预测如图 1.13 所示。2025 年，祁韶直流 3-6 月日最大电力为 160 万千瓦，最小电力为80 万千瓦；1 月、7 月、8 月、12 月最大电力为 800 万千瓦、最小电力为 400 万千瓦(考虑 50%调峰能力)，持续时间存在一定差异。年利用小时数约 4500 小时。图 1.13：祁韶直流 2025 年送电曲线2）雅中直流根据雅中直流可研报告结论，雅中直流为水电直流，基于输电电量平衡，并根据丰枯水季，预测送电曲线如图 1.14 所示。2025 年，雅中直流 7、8 月日最大电力为 400万千瓦，最小为 80 万千瓦；6、9、10 月日最大电力 330 万千瓦，最小电力分别为 50万千瓦、150 万千瓦、80 万千瓦；1-2 月、12 月日最大电力 200 万千瓦，最小电力 80万千瓦；3-4 月日最大电力 160 万千瓦，最小电力 80 万千瓦；5、11 月日最大电力 240万千瓦，最小电力分别为 80 万千瓦、50 万千瓦。年利用小时数约 4000 小时。18Climate Change and Energy Transition Program图 1.14：雅中直流 2025 年送电曲线3）交流输电线路参考鄂湘断面 3 回 500kV 线路近 5 年出力 8760 数据，预测鄂湘联络线送电潮流在 7 月-9 月输送潮流最大，基本达到最大输送能力，支撑湖南迎峰度夏高峰负荷保供需求；2 月-6 月输送潮流较细小，为最大输送电力的 0.4 左右。电力曲线如图 1.15 所示。图 1.15：鄂湘联络线电力曲线19气候变化与能源转型项目（八）需求侧负荷调峰资源2021 年，湖南省全社会最大负荷为 4150 万千瓦，2022 年，湖南省全社会最大负荷为 4650 万千瓦，同比增长 12.0%。根据湖南省“十四五”规划估测，2025 年湖南省全社会用电量为 2840 亿千瓦时，全社会最大负荷 5800 万千瓦。按 5%最大用电负荷为需求侧响应能力测算，全省“十四五”需求侧响应调峰资源需达 290 万千瓦。通过完善需求侧管理和响应体系，加大源网荷储一体化建设力度，加强支撑性电源和负荷侧的管理，提高电源跟踪负荷能力，提升配电网调节韧性，将能实现快速灵活的需求侧响应。同时，通过提升用电企业和终端用户的需求侧响应积极性，积极探索需求侧响应参与电力市场的形式等，需求侧负荷将可在调峰低谷和顶峰时承担更多的调峰需求补偿。20Climate Change and Energy Transition Program第二章 各类调峰资源的调峰性能分析结合第一章湖南省的调峰资源禀赋分析，本研究仅考虑煤电、气电、抽水蓄能、外调电、新型储能和需求侧响应等调节性资源的调峰性能。各调峰资源的调峰能力是包括机组启停时间、出力变化幅值和爬坡速度等因素的综合体现。（一）煤电灵活性调峰性能分析火电机组调峰影响因素有锅炉燃烧稳定性、水动力工况安全性、锅炉辅助机设备参数、运行人员水平和新型改造技术等。火电灵活性改造的内容主要有三项：深度调峰能力达到 20%，快速爬坡能力 2%/min5%/min，快速启停时间 2h4h。图 2.1：火电运行灵活性改造内容通过调研全省煤电机组的最小稳燃负荷得知，目前全省所有燃煤机组的最小技术出力均值为 30%左右，火电在深度调峰时，通常的做法有三种：21气候变化与能源转型项目一是调节给煤量，即变负荷调峰，在负荷低谷阶段通过降低机组出力以满足系统调峰需要的运行方式。这种方式是目前最常用的方式，较为容易实现，机组寿命损耗小，安全性和机动性好。该方式的劣势在于，在负荷率降低时煤耗也随之增加，发电成本增加。在变负荷的同时，需要增加辅助设施，包括：需要备用燃油系统，为保证炉膛不灭火，随时准备投油助燃。需要增加控制省煤器入口水量，在给煤量减少的情况下，打开系统内的再循环旁路，从大的给水管道引出一条支路回水管道，减少省煤器入口流量，保证给水系统的正常运行。需要增加切换辅汽汽源，当机组负荷下降后，原来的辅汽压力会随着主蒸汽压力的减少而降低，为了使辅汽压力满足电厂其他系统需求，根据机组现状调整辅汽汽源。二是启停调峰，机组由于电网调峰需要而停机，并在 24 h 内再度开启的调峰方式。该方式的优点为夜间停机后维护简单，机组可调出力大，但由于启停频繁，操作复杂，其安全性、机动性较差，事故率较高。三是停机调峰。通常在国庆、春节等长假期间，系统负荷较同期正常工作日下降较多，此时除需尽量安排机组正常检修外，还需安排大量煤电机组停机以适应系统长周期低负荷运行状态。停机调峰与启停调峰类似，停机调峰对机组的影响主要为寿命损耗和启停费用两方面。目前，国内灵活性改造后的煤电机组平均最低出力为 30%额定机组容量，爬坡速度为 3%6%（Pn/min），启停时间为 45h，额定续航时间较长，可匹配实际调峰需求时长进行调峰。（二）气电灵活性调峰性能分析燃气机组的低负荷运行深度调峰是指机组能长时间在低负荷运行，在电网需要迅速调峰和调频时，燃气机组能迅速响应一次调频和自动发电控制（AGC）负荷，从而保证电网的稳定运行。燃气机组具备启停方便、响应速度快的特点，调峰能力和跟踪负荷的性能高于煤电。通常，影响燃气机组低负荷运行的因素较多，主要包括以下几个方面：1.机组类型，机组安全稳定性，低负荷稳定燃烧点。其中，燃气机组的类型不同，燃烧模式及切换工况点也不同。2.低负荷时机组的环保排放情况。3.机组的经济性，旁路全关时的负荷工况点。根据燃气机组的燃烧特性，负荷越低，燃烧效率越低，经济性越差。尽管机组容量越大，机组效率越高，但当燃气机组进行深度调峰时，其效率将明显降低，成本也将大幅提高。22Climate Change and Energy Transition Program同时，气电的调峰性能与不同制造商提供的主机有关系。不同制造商生产的主机在冷态、温态和热态启动的时长不同，如 GE 公司、SIEMENS 和 MHI 公司的主机在温态启动的时间分别为 110min、120min 和 110min。目前国内燃气机组的出力范围通常在200%，爬坡速度为 810（Pn/min），启停时间低于 2h，调峰时长可根据实际调峰需求来宏观调控。受天然气价格、气源供应稳定性以及天然气发电利用小时数等影响，燃气机组的发展受限，目前我国建设的燃气机组主要用于调峰。（三）抽水蓄能灵活性调峰性能分析抽水蓄能电站是一种电能转换和储备装置，在转换过程中会有电能损失，目前抽水蓄能电站的综合效率约 75%，其工作原理是利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站，又称蓄能式水电站。抽水蓄能可将电网负荷低时的多余电能转变为电网高峰时期的高价值电能。在电力系统中具有削峰填谷、调频、调相、储能、系统备用、黑启动等“六大功能”，且宜为事故备用。通常，抽水蓄能的出力范围为-100% 100%，爬坡速度为 1050%（Pn/min），启停时间仅需要 15min。（四）外调电灵活性调峰性能分析跨省跨区输电通道受建设进度与电源结构制约，晚高峰顶峰能力不足。根据外电的电力组成，设定祁韶直流、鄂湘联络线、雅江直流和宁湘直流的调峰系数，考虑 7%的输电网损，预计 2025 年湖南省丰水期和枯水期外电的调峰能力分别为 644 万千瓦和499 万千瓦，在仅考虑已核准和在建调节性电源的基准场景下，雅江直流的输入电力将有所提升。2030 年丰水期和枯水期外电的调峰能力分别增加至 867 万千瓦和 723 万千瓦；2035 年丰水期和枯水期外电的调峰能力与 2030 年保持一致。外电调峰不需要考虑调峰所带来的通道寿命和调峰费用问题。调峰性能与外电通道23气候变化与能源转型项目的电力组成有关，不同的外电通道电力组成不同，调峰性能也不同：火电占比较多的外电通道调峰响应速度快，水电占比较多的通道可调峰能力受季节影响较大，丰水期调峰能力较小，枯水期调峰能力较丰水期大。（五）新型储能的调峰性能分析在传统发电领域，储能主要起到辅助动态运行、取代或延缓新建机组的作用；在可再生能源发电领域，储能主要起到削峰填谷和跟踪计划出力的作用；在辅助服务领域，储能主要起到调频、调峰和备用容量的作用；在分布式能源与微网领域，储能主要起到分时电价管理、容量费用管理和提高供电可靠性的作用。其中电化学储能参与调峰过程中具备 5 个特点：1.具有快速响应的特点，能够迅速实现充放电状态的转换，爬坡速度为 100%（Pn/200ms），响应时间仅需毫秒级；2.具有调节精准的特点，可以实现精准控制和跟踪；3.具有有功/无功正负双向连续调节的特点；4.在额定功率范围内，具有无调节深度限制的特性，出力范围为-100% 100%，无需热备用；5.灵活性选址布局和配置，建设周期短等。因此，光伏和风电的间歇性可以通过电化学储能系统在一定程度上进行优化，减少新能源的随机性。但电化学储能的单体项目容量小，充放电时长有限，全寿命周期短，运行存在一定安全隐患，经济性相对较差。除电化学储能外，压缩空气储能也是极具发展潜力的大规模“长时”储能技术，具有建设周期短，单体项目容量小，调节性能优，环境友好等特点。该技术调节时长通常可达到 46h，建设周期 2 年，储能效率通常为 65p%，适用于大规模应用，是近中期调峰电源规模化发展的优先选择，但其也有受地理资源限制等缺陷。24Climate Change and Energy Transition Program（六）需求侧响应（DR）调峰性能分析实现电力系统供需平衡的传统做法是在负荷需求高时增加发电机组出力，但负荷高峰时段往往持续时间较短。为了满足这部分需求而增加的发电和输配电出力，其投资利用率很低，因此可以通过减少或者延迟需求侧的电力负荷来实现供需平衡，即需求侧响应。需求侧响应调峰具有响应速度快的特点，可从用户侧、供电侧、发电侧和社会效益四个方面避免成本费用：用户侧可避免终端机组容量和电量，增加收益和成本的比值（益本比）；供电侧可避免峰荷容量和电量以及投资成本；发电侧可避免装机容量和电量以及避免燃料的成本费用；社会效益则主要考虑可避免的 CO2、SO2和 NOx排放量，故对传统电网调峰模式进行优化，将需求侧资源作为与供给侧相对等的资源参与到电网调峰中，可以从很大程度上提高电网调峰的有效性和经济性。随着智能电网的推广，在高级量测体系和先进通信设备的作用下，可控负荷、柔性负荷、电动汽车以及安装在用户侧的储能设备等都将成为广义的需求侧调峰资源。需求侧响应一般可以划分成两种类型：基于价格的需求响应和基于激励的需求响应。在基于价格的需求响应中，一般采用价格-需求弹性来定量表示电价变化对电力用户响应行为特性的影响。在基于激励的需求侧响应中，激励机制的设计是关键。电力用户一般可以通过两种途径获得补偿：一种是独立运行商或者电力交易中心等机构对用户的停电价格进行评估，另一种是用户自己申报可中断负荷容量和中断成本，用户可以通过基于激励的需求侧响应获取一定的收益。25气候变化与能源转型项目第三章 湖南省电力和调峰需求缺口测算在测算湖南省电力需求缺口和调峰需求缺口前，需对全社会用电量和全社会最大负荷进行预测，再将全社会用电量和全社会最大负荷预测结果作为需求缺口测算的输入数据。（一）全社会用电量预测结合回归分析法、弹性系数和产值单耗等方法得到湖南省在经济发展高水平、中水平和低水平的全社会用电量预测结果。（1）回归分析法湖南省“十四五”GDP 增速按高水平、中水平和低水平分别为 7%、6.5%和 6%计算，根据 2011-2022 年的全社会用电量和地区生产总值数据（表 3.1），通过回归拟合可得全社会用电量（y）和生产总值（x）关系式为：2y=8E-07x-0.021x 1430.2。表 3.1：2011-2022 年湖南省全社会用电量和 GDP 数据年份年份全社会用电量，亿千瓦时全社会用电量，亿千瓦时用电量增速，%用电量增速，%GDP，亿元GDP，亿元GDP增速，%GDP增速， 1512.8201213474.182120711.3201314235.642354510.1201414310.56258819.5201514181.19285398.626Climate Change and Energy Transition Program年份年份全社会用电量，亿千瓦时全社会用电量，亿千瓦时用电量增速，%用电量增速，%GDP，亿元GDP，亿元GDP增速，%GDP增速， 1614963.31308537.9201715825.753382882018174510.3363307.8201918646.82398947.6202019293.49417823.82021215511.7460637.7202222363.8486706.47根据设定的 GDP 增长水平可得到不同增长水平下 2025 年 GDP 增速，从而根据拟合关系式得到 2025 年的全社会用电量预测值，结果如下表 3.2 所示。表 3.2：回归分析法下的湖南省全社会用电量预测结果GDP增速，%GDP增速， 22年全社会用电量，2022年全社会用电量，亿千瓦时亿千瓦时2025年全社会用电量，2025年全社会用电量，亿千瓦时亿千瓦时十四五增速，%十四五增速，r236302210.566.5223629619.8.07（2）弹性系数法根据“十四五”GDP 增速设置不同水平下的弹性系数分别为 1、0.95、0.9，全社会用电量增速为 GDP 增速与弹性系数的乘积，再根据全社会用电量增速预测 2025 年的全社会用电量，结果如下表 3.3 所示。表 3.3：弹性系数法下 2025 年湖南省全社会用电量预测结果GDP增速，%GDP增速，%弹性系数弹性系数用电量增速，%用电量增速，%全社会用电量，亿千瓦时全社会用电量，亿千瓦时71727396.50.956.182676 60.94.8257427气候变化与能源转型项目（3）产值单耗法根据湖南省近年来各产业产值单耗设置三个发展水平下的产值单耗；按 0.1：0.4：0.5 的 GDP 产业占比计算各产业 2025 年的 GDP 预测值；各产业的全社会用电量预测值为产业 GDP 与产值单耗的乘积；全社会用电量包含三个产业结构用电和居民生活用电，居民生活用电根据湖南省“十四五”能源增供稳供预测结果可得，居民生活用电量约为 814 亿千瓦时，故产值单耗法的预测结果如下表 3.4 所示。表 3.4：产值单耗法下 2025 年湖南省全社会用电量预测结果GDP增GDP增速，%速，%产业结构产业结构2025年产2025年产业GDP，业GDP，亿元亿元产值单耗，产值单耗，千瓦时/千瓦时/万元万元2025年产2025年产业用电量，业用电量，亿千瓦时亿千瓦时全社会用电全社会用电量，亿千瓦时量，亿千瓦时用电量用电量增速，%增速，%7一产5962 58 34.6 27787.57二产23849 585 1396 三产29811 179 533 居民生活/814 6.5一产5879 5432 26626.66二产23516 5601317 三产29395 170 500 居民生活/814 6一产5797 5029.0 25735.93二产23187 5401252 三产28983 165 478 居民生活/814 综合上述回归分析、弹性系数和产值单耗法的预测结果，对三种方法下的全社会用电量增速取平均值，从而得到三个发展水平下的全社会用电量预测值，根据这一结果综合选取 2025 年的全社会用电量预测值，为 2840 亿千瓦时，计算表格如下表 3.5所示。28Climate Change and Energy Transition Program表 3.5：不同 GDP 增速下湖南省全社会用电量预测结果单位：亿千瓦时GDP增GDP增速，%速， 22年2022年全社会用全社会用电量电量用电量增速用电量增速（弹性系（弹性系数法）数法）用电量增速用电量增速（回归分（回归分析法）析法）用电量增速用电量增速（产值单（产值单耗法）耗法）加权平加权平均值均值20252025年总量年总量20252025年推荐年推荐7.022367.00.56%7.57%8.65(68 28406.522366.18%9.81%6.66%7.82(03 6.022364.80%9.07%5.93%6.9636 根据湖南省“十四五”电力发展规划实施中期评估报告，预计 2035 年全社会用电量为 4100 亿千瓦时，按全社会用电量年均增长率降低的原则，取“十五五”期间年均增速约为 4.56%左右，计算得 2030 年的全社会用电量约为 3580 亿千瓦时。2025-2035 年的全社会用电量综合预测结果见表 3.6。表 3.6：2025-2035 年湖南省全社会用电量综合预测结果项目项目单位单位2022（实际值）2022（实际值）2025年2025年2030年2030年2035年2035年全社会用电量亿千瓦时2236284035804100年均增长率%/8.044.562.92（二）全社会最大负荷预测结合全省全社会用电量预测结果，以及往年湖南省负荷变化特点，预测全社会最大负荷如下表 3.7 所示。表 3.7：2025-2035 年湖南省全社会最大负荷预测结果项目项目单位单位2022（实际值）2022（实际值）2025年2025年2030年2030年2035年2035年全社会最大负荷万千瓦4650580073008500年均增长率%/7.644.73.129气候变化与能源转型项目从预测结果可得，2025 年、2030 年和 2035 年的全社会最大负荷分别为 5800万千瓦、7300 万千瓦和 8500 万千瓦。（三）电力和调峰需求缺口测算本研究将根据电力平衡来测算需求缺口，为使测算结果能真实的反应实际需求缺口，在考虑电力装机时，将仅考虑已核准和在建的机组，未核准的机组在测算时均不考虑。例如，煤电机组仅考虑已核准开工的大唐华银株洲（2100 万千瓦）、长安益阳（2100 万千瓦）和陕煤石门（266 万千瓦）3 个扩能升级项目，共 532 万千瓦，规划未核准的郴州（70 万千瓦）、汨罗（200 万千瓦）和岳州（200 万千瓦）电厂均不考虑；气电机组根据工程进展情况和天然气气源影响，预计 2025 年投产衡东气电（合计 98 万千瓦），2030 年全省已规划的三个项目全部投产，合计 296 万千瓦；平江抽水蓄能（140 万千瓦）预计 2026 年全部投产，目前已开工建设的 5 个抽水蓄能电站（包括安化、广寒坪、木旺溪、罗坪江、玉池）共计 780 万千瓦，预计 2030 年投产 380万千瓦，故 2030 年累计抽水蓄能装机取 500 万千瓦。此外，新型储能的装机容量根据目前的建设容量，取 300 万千瓦。（1）根据电力平衡测算1）平衡原则：计算水平年及典型场景：2025 年、2030 年及 2035 年，测算过程分夏季大负荷（以下简称“夏大”）和冬季大负荷（以下简称“冬大”）两个场景；系统备用容量：2025 年、2030 年和 2035 年均为 12%；系统削峰容量（即需求侧响应）：2025 年、2030 年和 2035 年均为 3%；根据收资调研情况，大型水电和小型水电按照往年的历史出力特性选取出力系数，大型水电在夏大和冬大的出力系数分别 0.57 和 0.62，小型水电分别取 0.5 和 0.3；大型煤电出力系数取 1，小型煤电出力系数取 0.8，气电取 0.9；风电取 0.05，光伏发电不参与电力平衡，生物质出力系数取 0.8；抽水蓄能出力系数取 1，新型储能考虑其出力特性以及应对高峰负荷的不稳定性等，取综合出力系数为 0.5；外调电力的出力系数根据外电通道的出力曲线进行选取，总的外调电力在夏30Climate Change and Energy Transition Program大和冬大的出力系数均大于 0.6，同时考虑区外祁韶直流、雅江直流和宁湘直流的电力网损为 7%，鄂湘联络线的网损为 2%。2）平衡结果根据上述平衡原则，计算所得的湖南省中长期电力平衡夏大和冬大的结果如下表 3.8所示。表 3.8：基准场景下湖南省中长期电力平衡结果单位：万千瓦年份年份202520252030203020352035装机装机夏大夏大冬大冬大装机装机夏大夏大冬大冬大装机装机夏大夏大冬大冬大一、一、系统需要容量系统需要容量6300334923492341.系统最大负荷5800580073007300850085002.削峰容量92552553.备用容量675675850850989989二、二、电源可利用容量电源可利用容量8647 8647 4531 4531 4415 4415 11050 11050 4919 4919 4803 4803 11950 11950 5014 5014 4898 4898 1.大型水电8674965368674965368674965362.小型水电78239357823912353.大型煤电2848284828482848284828482848284828484.小型煤电247885.风电0251256.光伏03500007.生物质02002003502802808.抽蓄02602602602602609.储能3000010.气电9888 88 296266266296266266三、三、区域盈亏区域盈亏-1770-1770-1886-1886-3012-3012-3128-3128-4220-4220-4336-4336 四、四、外来电力外来电力2 1427 1436 1436 2176 2176 1644 1644 1436 1436 2176 2176 1644 1644 1436 1436 1.鄂湘联络线661412.祁韶直流80060560580060560580060560531气候变化与能源转型项目单位：万千瓦年份年份202520252030203020352035装机装机夏大夏大冬大冬大装机装机夏大夏大冬大冬大装机装机夏大夏大冬大冬大3.雅江直流40037264003721864.宁湘直流8003726058006056058006056055.输电网损98 101 114 101 114 101 五、五、考虑外电盈亏考虑外电盈亏-343-343-449-449-1368-1368-1692-1692-2576-2576-2900-2900 根据电力测算结果，在计及需求侧响应的情况下，预计 2025 年湖南省的夏大用电缺口将达到 340 万千瓦左右，冬大用电缺口将超过 440 万千瓦；由于测算过程中，煤电、气电、抽水蓄能和新型储能仅考虑了目前已核准和在建的机组，其他电源装机容量根据政府规划，故随着全社会用电需求的增加，电力缺口逐渐加大，2030 年和 2035年在不考虑需求侧响应的情况下，最大电力缺口（冬大）分别将达到 1692 万千瓦和2900 万千瓦左右。（2）根据调峰平衡测算本部分将分别进行年调峰和日调峰测算，年调峰按照各电源装机的调峰系数来测算，以计算各电源装机的最大调峰能力；日调峰按照各电源出力的最小出力系数来计算，以确保各调节性电源新增装机在电网承载范围内。1）年调峰平衡原则 计算水平年：2025 年、2030 年及 2035 年；基准场景的年调峰平衡测算时不考虑需求侧响应规模；此外，需调峰容量中还计及了 7%最高用电负荷的日旋转备用量；由于枯水期的调峰容量缺口大于丰水期，且未来的峰谷差率没有确定的大幅增加或者降低的趋势，小幅的波动对调峰缺口影响较小，因此在调峰平衡测算时，根据历史年份和基准年的分布规律，枯水期峰谷差率取 58%；本地电源装机的调峰系数，常规水电取 0.17，风电具有反调峰性能，调峰系数取-0.3，光伏发电、生物质不参与调峰，煤电、气电、抽水蓄能和储能的调峰系数分别为 0.7、1、2 和 1；根据湖南省“十四五”电力发展规划，外调电力调节能力不低于 30%，同时考虑各外电通道的电力组成设置祁韶直流、鄂湘联络线、雅江直流和宁湘直流的调峰系数分别取 0.4、0.5、0.5 和 0.4；32Climate Change and Energy Transition Program 考虑区外祁韶直流、雅江直流和宁湘直流的电力网损为 7%，鄂湘联络线的网损为 2%。2）年调峰平衡结果本报告计算年调峰平衡时取各电源装机的最大调峰系数，根据调峰平衡原则计算的湖南省中长期年调峰平衡结果如下表 3.9 所示。表 3.9：基准场景下湖南省中长期调峰平衡结果单位：万千瓦项 目项 目2025年2025年2030年2030年2035年2035年一、一、系统需调峰容量系统需调峰容量3770377047454745552555251.负荷调峰容量需求（峰谷差）3364423449302.日旋转备用406511595二、二、装机容量装机容量843784372200122001.煤电3034303430342.常规水电03.抽水蓄能1555005004.气电982962965.风电06.光伏07.电化学储能300300300三、三、电源调峰容量电源调峰容量2602260233423342409240921.煤电22.常规水电2812812813.抽水蓄能3.气电982982985.风电-510-660-7506.光伏0007.电化学储能300300300四、四、外电入湘外电入湘723 723 723 723 723 723 33气候变化与能源转型项目项 目项 目2025年2025年2030年2030年2035年2035年1.鄂湘联络线3535352.祁邵直流3203203203.宁湘直流3203203204.雅江直流1001001005.输电网损53 53 53 五、五、调峰容量盈亏（ 盈-亏)调峰容量盈亏（ 盈-亏)-445-445-680-680-710-710调峰容量盈亏（ 盈-亏)（不考虑外电）-1168-1403-1433根据年调峰平衡结果可知，由于峰谷差率高，导致电力系统应对负荷变化时的需调峰容量增加。在仅考虑已核准和在建的电源机组时，尽管各电源取最大调峰系数，各电源的调峰能力仍不足，预计 2025 年、2030 年和 2035 年的最大调峰缺口在计及外电的基础上分别达到 450 万千瓦、680 万千瓦和 710 万千瓦左右。出现上述缺口主要有两方面的原因，一是由于目前的煤电机组深度调峰能力不够；二是风电具备反调峰特性、光伏发电不参与调峰和抽水蓄能等储能调峰电站目前并未大规模投产，导致目前全省已核准和在建电源机组的实际可调峰容量较少，且随着用电需求的增加，电力需求和调峰需求缺口逐渐增加，未来只能通过新增调节性电源来向上调峰，以满足能源供应安全和调峰需求。3）日调峰平衡测算在实际的应用中，当日内用电负荷高，系统保供压力大时，存在与年调峰需求不尽相同的挑战。首先，由于储能调峰站仅在保供压力小，有足够的充电电量的情况下具备调峰能力，日调峰时段部分储能调峰机存在无法充电的问题，即不具备任何调峰能力。此外，煤电机组受固定开机容量限制，调峰能力大大减小，故为更好地反应各机组的实际调峰能力和调峰缺口，选取丰水期和枯水期时最小的负荷需求日为单位分别计算日调峰缺口，此时取各电源的最小出力系数来做平衡测算，以得到电力系统下调能力和校核电网的承载力，基于电网的承载力基础上计算弃电率，将电网的弃电率控制在合理的范围内进行电力系统的优化。首先，在计算日调峰平衡前，根据往年的夏季和冬季典型日负荷曲线选取日调峰平衡测算时的位置，再计算丰水期和枯水期的日调峰平衡，2016-2022 年湖南省夏季典型日负荷曲线和冬季日负荷曲线见图 3.1 和图 3.2。34Climate Change and Energy Transition Program 3.1 2016-2022 3.2 2016-2022 02500300035000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00万千瓦2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年02500300035000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00万千瓦2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年图 3.1：2016-2022 年湖南省夏季典型日负荷曲线 3.1 2016-2022 3.2 2016-2022 02500300035000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00万千瓦2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年02500300035000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00万千瓦2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年图 3.2：2016-2022 年湖南省冬季典型日负荷曲线从图 3.1 和图 3.2 可知，湖南省在夏季和冬季的典型日负荷曲线均呈现“双高峰”特点，夏季典型负荷曲线的午高峰大约出现在 1114 点之间，晚高峰出现在 2023 点之间，晚高峰明显高于午高峰；而冬季典型负荷曲线的午高峰出现在 1013 点之间，晚高峰出现在 1722 点之间，午晚高峰差距不大。因此做日调峰平衡测算时，仅需考虑夜间负荷最低点（丰小）、午间负荷最高点（丰午）和夜间负荷最高点（丰大）三个位置的调峰需求。35气候变化与能源转型项目 日调峰平衡测算原则调峰平衡原则为根据日最高负荷确定煤电装机的最小开机容量，确定各电源的装机容量后根据午间最大负荷来确定日最大调峰缺口。调峰压力最大通常存在两种情况，第一种为当夜间电力系统的用电负荷低，风电出力系数大时，此时电力系统的调峰压力较大。为缓解电力系统的调峰压力，通常采取弃新能源措施，弃电率也将作为电力系统优化合理性的关键指标，弃电产生的示意图见图 3.3。图 3.3：电力系统弃电示意图第二种是午间调峰。随着省内新能源的投产规模增加，丰午时新能源出力过大，导致午间向下调峰压力增加。由于日调峰平衡测算时，调峰系数取各电源的最小值，因此如存在调峰缺口时，需采取弃电措施，当弃电率超过一定规模时需考虑增加一定容量的储能装机。其他调峰约束如下：计算水平年及典型场景：2025 年、2030 年及 2035 年，测算过程取用电负荷较低的丰水期和负荷较高的枯水期；通常计算调峰缺口时，典型位置处的负荷根据历史年份的负荷特性取经验值，如丰水期最大负荷约为 60%全年最高负荷（丰大），最低负荷约为 30%全年最高负荷（丰小），丰水期午间最高负荷约为 50%全年最高负荷（丰午），枯水期最大负荷约为 80%全年最高负荷（枯大），最低负荷约为 45%全年最高负荷（枯小），枯水期午间最高负荷约为 75%全年最高负荷（枯午）；系统需要容量考虑 5%的备用容量；36Climate Change and Energy Transition Program 本地电源装机风电日调峰系数取 0.4，大型煤电取 0.3，生物质日调峰系数取0.8，大型水电和小型水电在丰水期和枯水期的调峰系数取 0.7 和 0.2；光伏、抽水蓄能、新型储能和气电调峰系数丰水期和枯水期取相同值，光伏丰小时取0，丰午时取 0.6，抽水蓄能在丰小和丰午时均取-1，新型储能在丰小和丰午时均取-0.4，气电取 1，外来电力主要根据外电的日出力曲线取值。日调峰平衡测算结果丰水期和枯水期电力系统调峰具体见表 3.10 和表 3.11。表 3.10：丰水期日间调峰平衡表单位：万千瓦年份年份202520252030203020352035装机装机丰小丰小丰午丰午装机装机丰小丰小丰午丰午装机装机丰小丰小丰午丰午一、一、高峰负荷高峰负荷3480 3480 3480 3480 4380 4380 4380 4380 5100 5100 5100 5100 1.午/小负荷1740 2900 2190 3650 2550 4250 2.备用容量290 290 365 365 425 425 二、二、系统需要容系统需要容量量3770 3770 3770 3770 4745 4745 4745 4745 5525 5525 5525 5525 三、三、大方式电大方式电源开机(除源开机(除煤电)煤电)5771 5771 1979 1979 1979 1979 8414 8414 2607 2607 2607 2607 9314 9314 2702 2702 2702 2702 1.大型水电867 659 659 867 659 659 867 659 659 2.小型水电782 547 547 782 547 547 782 547 547 3.小型煤电219 175 175 219 175 175 219 175 175 4.风电1700 85 85 2200 110 110 2500 125 125 5.光伏1500 0 0 3000 0 0 3500 0 0 6.生物质150 120 120 250 200 200 350 280 280 7.抽蓄155 155 155 500 500 500 500 500 500 8.储能300 150 150 300 150 150 300 150 150 9.气电98 88 88 296 266 266 296 266 266 10.外来电力2176 1120 1120 2176 1120 1120 2176 1120 1120 37气候变化与能源转型项目年份年份202520252030203020352035装机装机丰小丰小丰午丰午装机装机丰小丰小丰午丰午装机装机丰小丰小丰午丰午四、四、所需煤电开所需煤电开机(考虑最机(考虑最小开机)小开机)3034 3034 800 800 800 800 3034 3034 1018 1018 1018 1018 3034 3034 1703 1703 1703 1703 五、五、午/小方式午/小方式电源出力电源出力2176 2176 3076 3076 2354 2354 4154 4154 2760 2760 4860 4860 1.大型煤电240 240 305 305 511 511 2.大型水电867 601 601 867 601 601 867 601 601 3.小型水电782 547 547 782 547 547 782 547 547 4.小型煤电219 175 175 219 175 175 219 175 175 5.风电1700 680 680 2200 880 880 2500 1000 1000 6.光伏1500 0 900 3000 0 1800 3500 0 2100 7.生物质150 120 120 250 200 200 350 280 280 8.抽蓄155-155-155 500-500-500 500-500-500 9.储能300-120-120 300-120-120 300-120-120 10.气电98 88 88 296 266 266 296 266 266 六、六、外来电力外来电力2176 2176 725 725 1145 1145 2176 2176 725 725 1238 1238 2176 2176 725 725 1238 1238 七、七、下调能力缺下调能力缺口（不考虑口（不考虑外电）外电）436 436 176 176 164 164 504 504 210 210 610 610 下调能力缺口（考虑外电）1161 1321 889 1742 935 1848 表 3.11：枯水期日间调峰平衡表单位：万千瓦年份年份202520252030203020352035装机装机枯小枯小枯午枯午装机装机枯小枯小枯午枯午装机装机枯小枯小枯午枯午一、一、高峰负荷高峰负荷4640 4640 4640 4640 5840 5840 5840 5840 6800 6800 6800 6800 1.午/小负荷2610 4350 3285 5475 3825 6375 38Climate Change and Energy Transition Program年份年份202520252030203020352035装机装机枯小枯小枯午枯午装机装机枯小枯小枯午枯午装机装机枯小枯小枯午枯午2.备用容量290 290 365 365 425 425 二、二、系统需要系统需要容量容量4930 4930 4930 4930 6205 6205 6205 6205 7225 7225 7225 7225 三、三、大方式电大方式电源开机(除源开机(除煤电)煤电)5771 5771 1113 1113 1113 1113 8414 8414 1731 1731 1731 1731 8814 8814 1826 1826 1826 1826 1.大型水电867 173 173 867 173 173 867 173 173 2.小型水电782 156 156 782 156 156 782 156 156 3.小型煤电219 175 175 219 175 175 219 175 175 4.风电1700 85 85 2200 110 110 2500 125 125 5.光伏1500 0 0 3000 0 0 3000 0 0 6.生物质150 120 120 250 200 200 350 280 280 7.抽蓄155 155 155 500 500 500 500 500 500 8.储能300 150 150 300 150 150 300 150 150 9.气电98 98 98 296 266 266 296 266 266 10.外来电力2176 853 1021 2176 853 1021 2176 853 1021 四、四、所需煤电所需煤电开机(考虑开机(考虑最小开机)最小开机)3034 3034 2964 2964 2796 2796 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 3034 五、五、午/小方式午/小方式电源出力电源出力2677 2677 3196 3196 2753 2753 4223 4223 2873 2873 4343 4343 1.大型煤电889 839 910 910 910 910 2.大型水电867 520 347 867 520 347 867 520 347 3.小型水电782 469 313 782 469 313 782 469 313 4.小型煤电219 175 175 219 175 175 219 175 175 5.风电1700 680 680 2200 880 880 2500 1000 1000 6.光伏1500 0 900 3000 0 1800 3000 0 1800 7.生物质150 120 120 170 120 120 190 120 120 8.抽蓄155-155-155 500-500-500 500-500-500 9.储能300-120-120 300-120-120 300-120-120 10.气电296 98 98 296 298 298 296 298 298 39气候变化与能源转型项目年份年份202520252030203020352035装机装机枯小枯小枯午枯午装机装机枯小枯小枯午枯午装机装机枯小枯小枯午枯午六、六、外来电力外来电力2176 2176 725 725 1145 1145 2176 2176 725 725 1238 1238 2176 2176 725 725 1238 1238 七、七、下调能力下调能力缺口（不缺口（不考虑外电）考虑外电）67 67-1154-1154-532-532-1252-1252-952-952-2032-2032 下调能力缺口（考虑外电）792-9 193-14-227-794 从表 3.10 和表 3.11 可知，即使在考虑各电源开机容量和出力系数最小的情况下，电力系统在丰水期和枯水期考虑外电的情况下电力系统均存在下调能力缺口，且丰水期缺口大于枯水期，表明系统下调能力不足，需要进行弃电处理，因此在后续优化过程中，需对补全电力缺口后的电力系统弃电率进行分析。（四）小结由上述电力缺口和调峰需求缺口测算结果可得：1.在仅考虑已核准和在建的电源机组，其余未核准和未开工项目均不纳入测算的场景下，随着全社会用电需求的增加，全省的电力需求缺口将逐渐增加。从湖南省的年调峰需求结果可得，全省在基准场景下存在调峰缺口，2025 年、3030 年和 2035 年的调峰缺口分别为 445 万千瓦、680 万千瓦和 710 万千瓦。从丰水期和枯水期日调峰平衡结果来看，即使在各电源装机均取最小开机容量和最小出力系数的情况下，电力系统仍存在一定的下调能力缺口，仅在枯水期午间不存在下调能力缺口，因此为满足电力供应和调峰需求，需要加大调节性电源的建设力度，同时合理的控制丰小/午和枯小时期的弃电率，减少调峰压力。2.当抽水蓄能装机规模增加后，下调能力缺口减小，说明增加调节性储能电源能缓解调峰压力。同时，本报告考虑煤电的最小出力系数为 0.3，如能进一步提升煤电机组的调峰深度，也可进一步提升全省的调峰能力，因此为缓解全省调峰压力，应对现有煤电机组灵活性应改尽改。3.增加调节性储能电源和对煤电进行灵活性应改尽改两种措施均对调峰有正向作用，但煤电生产会产生大量的碳排放，因此未来大规模建设煤电机组用于灵活调节的难度较大，而调节性储能电源存在建设周期长和投资成本大等问题，因此未来电力系统的建设还需结合经济性进行进一步优化分析。40Climate Change and Energy Transition Program第四章 电力供应和调峰体系经济性场景分析根据湖南省电力需求缺口的基准场景计算可知，当考虑 3%的需求侧响应时，预计2025 年湖南省的夏大用电缺口将达到 340 万千瓦左右，冬大用电缺口将达到 450 万千瓦左右，测算仅考虑了目前已核准和在建的机组。随着全社会用电需求的增加，电力缺口将逐渐加大，2030 年和 2035 年在考虑 3%需求侧响应前提下，最大电力缺口（冬大）分别为 1690 万千瓦和 2900 万千瓦左右。从调峰测算结果可知，全省各水平年在计及外电和不计及外电的情况下均存在调峰需求缺口；在日调峰平衡测算中，即使在各电源装机均取最小开机容量和最小出力系数的情况下，丰水期和枯小时期电力系统仍存在一定的下调能力缺口。结合上述电力平衡和调峰平衡测算结果，须考虑新增一定规模的煤电、储能和抽水蓄能等调节性电源，以保证湖南省能源电力的安全使用和新能源的稳定消纳。本章节将首先基于电力缺口设置场景，分析以煤电为主，以清洁调节性电源为主两类场景的经济性，以此来反映煤电和各清洁调节性电源对经济性的影响；其次结合电力缺口和经济性进行各电源装机优化分析，得到基于湖南省省情，且既满足电力缺口，又满足经济性最优的各电源装机组合。本报告在做经济性对比分析时，未定量考虑技术进步对成本降低的影响，主要是因为当技术进步时，各类电源的装机成本下降差异较小，最终对本报告的结果影响可能较小。（一）建模步骤电力系统调峰能力优化经济性分析的建模过程如下：第一步：采用平准化能源成本分析（LCOE）计算新增煤电（C）、气电（G）、抽水蓄能（P）、电化学储能（E）和压缩空气储能（CAES）装机的度电成本和储电成本。在计算度电成本的过程中，应将抽水蓄能、电化学储能和压缩空气储能在储电和放电过程中的电量损失进行折算后，将此三类储能装机简化成电源，进而等效计算各装机的储电成本(LCOS)。41气候变化与能源转型项目新增煤电和气电的度电成本，其计算公式如下所示：()()()()()O MO MO MTTOMtaxdepreciationtaxresidual valuedynamiccostnnndiscountdiscountdiscountTaccrualndiscountPRDRVPRRRLCOEER11111111&- - = (1)其中：Pdynamiccost：表示项目的动态总投资；PO&M：表示项目的年运维成本；Ddepreciation：表示年折旧成本，按单个项目的折旧年限进行换算；Rtax：表示税率，通常取 25%；Rdiscount：表示折现率，通常取 6%8%，本研究统一取 8%；TO&M：表示除建设期外的运维年限；Vresidual-value：表示项目停止运行时的残值，该值因具体项目的不同而不同；Eaccrual：表示年发电量。新增抽水蓄能、电化学储能和压缩空气储能的储电成本计算公式如下：()()()()()()TTCPPEEttttTttOM tn tPCCCCddrrLCOSn tr&111111= = (2)其中：CE：随容量变化的装机成本，单位为元/kWh；CP：随功率变化的装机成本，元/kW;d：额定功率下的放电时长，单位为 h；T：系统寿命，单位为年；()OM t&：第 t 年的运维费用占装机总费用的比例，单位为%；PC：充电时的买电价格，单位为元/kWh；：储能站循环效率；r：折现率；42Climate Change and Energy Transition Program()n t：年循环次数，单位次/年。第二步：根据全省的能源利用实际情况确定上述调峰电源装机的发电利用小时，本研究中两种新型储能的发电利用小时均为 1150h，气电取 1800h，煤电利用小时数主要根据不同年份的电量平衡进行选取；第三步：根据各调峰装机的度电成本、发电利用小时和假定需要新增的装机来计算总费用和综合度电成本，并对比不同场景经济性；第四步：假设各电源的新增装机，对全省电力系统调节能力基于成本进行优化分析，优化过程中涉及两个约束条件和一个目标函数，分别为：（3）C100%G10%P100%S300DDDDDD总总总总（4）QaCAhaGhaPhaS hCAhGhmin()()?112233441?2 234?PhS h（5）上式中，总为电力需求总缺口，C、G、P 和 S 分别表示新增煤电、气电、抽水蓄能和新型储能装机容量，A 为基准场景下的煤电装机容量（万千瓦），fc为煤电的出力系数，fs为新型储能的出力系数，a1，a2，a3，a4分别为各电源装机的平准化度电成本，h1，h2，h3和 h4分别为各电源装机的发电利用小时数；Qmin为系统最小综合度电成本。第五步：分析上一步结果的合理性，如不合理，则需要增加优化过程中的约束条件，重新进行迭代优化；反之合理，直接得到最终可行解。43气候变化与能源转型项目（二）场景设定各关键水平年的场景设置均是基于基准场景，新增电力仅用于基准场景下各关键水平年的电力缺口补偿，且电力缺口补偿比例考虑各电源装机的出力系数。（1）2025 水平年考虑目前的煤电建设进展，2025 年已核准的电源全部建成投产，因此 2025 水平年的煤电装机已明确，无其他新增煤电机组；气电仅考虑目前正在建设的衡东气电；抽水蓄能建设周期较长，现已开工建设的抽水蓄能项目除平江抽水蓄能电站一台机（基准场景已考虑）外，均不可能投产，因此 2025 水平年的抽水蓄能无其他新增投产机组，故 2025 年的电力缺口（449 万千瓦）主要通过新型储能进行补偿，因此为分析新型储能对经济性和调峰能力的影响，设置以下 5 个场景，其中场景 1 为电力缺口为 0 的场景，场景 2-5 是新型储能装机和电力盈余逐渐增加的场景，以直观的分析新型储能对电力系统经济性和调峰盈余等的影响。表 4.1：2025 水平年的电力供应比例场景新增装机类型新增装机类型场景1场景1场景2场景2场景3场景3场景4场景4场景5场景5新型储能200%000500%电力盈（ ）缺（-）09（2）2030 水平年2030 水平年电力缺口（1692 万千瓦）计算考虑了目前正在建设的三个气电机组，共计 296 万千瓦的容量。2030 年电力缺口主要可通过煤电、抽水蓄能和新型储能来补偿。以补齐电力缺口为基准，分别以煤电为主导和以清洁灵活电源为主导为原则，设置场景如表 4.2 所示。44Climate Change and Energy Transition Program表 4.2：2030 水平年的电力供应比例场景设置新增装机类型新增装机类型场景1场景1场景2场景2场景3场景3场景4场景4场景5场景5煤电211ARb%气电17%7%3%抽水蓄能40P %新型储能506%2%84%（3）2035 水平年2030 年后考虑全省已实现碳达峰，因此本报告暂考虑 2030 年后不再新增煤电机组。电力系统缺口主要通过煤电，抽水蓄能和新型储能来补偿。由于场景设置的基准年为 2023 年，场景设置同样以补偿电力缺口为基准，以煤电为主导和以清洁灵活电源为主导为原则，如表 4.3 所示。表 4.3：2035 水平年的电力供应比例场景设置新增装机类型新增装机类型场景1场景1场景2场景2场景3场景3场景4场景4场景5场景5煤电355555%抽水蓄能255PU%新型储能82bR2%（三）不同场景的经济性计算（1）基准场景电力缺口结合表 3.8-3.11 可得，基准场景下，2025 年、2030 年和 2035 年四个水平年的电力缺口见图 4.1。45气候变化与能源转型项目 1 4.1 4.2 2022-343-1368-2576-449-1692-2900-4000-3000-年2030年2035年容量（万千瓦）夏大电力缺口冬大电力缺口23963034303430340220025006360633003003000060007500900035002022年2025年2030年2035年装机容量（万千瓦）煤电气电水电风电光伏生物质抽水蓄能新型储能图 4.1：基准场景下夏大和冬大的电力缺口分布如图 4.1 所示，冬大的电力缺口大于夏大，因此将冬大情景作为经济性计算的基准场景，基准场景下 2022 年和三个关键水平年的各类装机对比如图 4.2 所示。1 4.1 4.2 2022-343-1368-2576-449-1692-2900-4000-3000-年2030年2035年容量（万千瓦）夏大电力缺口冬大电力缺口23963034303430340220025006360633003003000060007500900035002022年2025年2030年2035年装机容量（万千瓦）煤电气电水电风电光伏生物质抽水蓄能新型储能图 4.2：2022 年和三个关键水平年的电源装机对比46Climate Change and Energy Transition Program（2）平准化度电成本计算结合典型的煤电、气电、抽水蓄能和新型储能（包括电化学储能和压缩空气储能）项目建设财务经济性分析数据，根据公式（1）和（2）可计算得各调峰电源装机的能源平准化度电成本，如图 4.3。2 4.3 4.4 2025 0.325 0.751 0.456 0.597 0.688 0.000.150.300.450.600.750.90煤电气电抽水蓄能压缩空气储能电化学储能度电成本（元/kWh）装机类型02004006008001000场景1场景2场景3场景4场景5装机容量（万千瓦）新型储能新增装机电力盈（ ）缺（-）图 4.3：新增装机的平准化度电成本从图 4.3 可知，煤电的度电成本最低，其次是抽水蓄能和新型储能，气电的度电成本最高，压缩空气储能的度电成本低于电化学储能。（3）煤电灵活性改造的经济性分析根据各类装机度电成本的计算公式，加上调峰改造的费用和改造后需要增加的燃料费，可计算得出新建煤电机组进行调峰改造后的度电成本，其计算公式如下。（6）按照调研收集的数据，煤电灵活性改造综合单位投资为 60120 元/千瓦，其中仅改造调峰特性的单位投资为 6070 元/千瓦，改造后需要增加的燃料费与改造的煤电机组容量、改造后增加的供电煤耗、发电利用小时和当前煤价有关。其中，改造后增加的供电煤耗受汽机效率、锅炉效率和厂用电率的综合影响，本文47气候变化与能源转型项目取三个因素的综合影响，参考文献火电机组深度调峰经济性分析中的数据，一台 30万千瓦的亚临界锅炉和一台 66 万千瓦的超临界锅炉在机组负荷率为 30%时，其供电煤耗较额定负荷工况分别升高 70.12g/kWh 和 73.32g/kWh，可得调峰改造的供电煤耗受机组容量的影响较小，故本研究取新增煤电机组完成 70%调峰深度的供电煤耗增加75g/kWh，考虑未来技术的进步，深度调峰所导致的供电煤耗增加量降低，假设本报告取 50g/kWh 左右，发电利用小时与存量煤电机组保持一致，当前煤价取 900 元/吨。综上，计算得出经过调峰改造后的煤电机组度电成本为 0.331 元/kWh，相较于额定负荷下新建煤电机组的度电成本 0.325 元/kWh，可得出对现有机组进行调峰改造后的度电成本仅增加 0.7 分/kWh，同时考虑到煤电调峰的碳减排收益（按 6070 元/吨CO2），取煤电二氧化碳排放系数为 0.827kg/kWh，则可计算得煤电完成 70%调峰深度的碳减排收益为 0.05 元/kWh，与省内新建调节性电源的度电成本相比，对现有煤电机组进行灵活性“应改尽改”和新建煤电机组配套灵活性应用对全省电力系统调节能力的经济性优化有重要意义。（4）气电经济性分析考虑目前气电规划、建设进展和度电成本等因素，气电受天然气气源、气价和发电利用小时等影响，未来发展的不确定性较大，因此本报告仅考虑 2025 年投产衡东气电，共计 98 万千瓦，2030 年考虑湘阴（249 万千瓦）和永州（250 万千瓦）气电投产，合计为 296 万千瓦，将不做为优化变量。（5）预设场景下的经济性分析1）2025 水平年根据 2025 年的电力缺口和不同场景下各调节性电源的装机比例分配（表 4.1），可计算出为满足电力需求增长应增加的新型储能装机容量和电力缺口，如图 4.4 所示。48Climate Change and Energy Transition Program 2 4.3 4.4 2025 0.325 0.751 0.456 0.597 0.688 0.000.150.300.450.600.750.90煤电气电抽水蓄能压缩空气储能电化学储能度电成本（元/kWh）装机类型02004006008001000场景1场景2场景3场景4场景5装机容量（万千瓦）新型储能新增装机电力盈（ ）缺（-）图 4.4：2025 年新增调节性电源装机分布根据发电利用小时和表 4.1 内的新增装机补偿电力供应比例，可计算得 2025 年不同场景下新增装机的调峰能力增加量、调峰盈亏和新增装机总发电成本，计算结果如图4.5 所示。3 4.5 2025 4.6 2030 0.020.040.060.080.0100.0120.0140.0-300-300400500场景1场景2场景3场景4场景5总发电成本（亿元）调峰能力（万千瓦）新增调峰能力调峰盈（ ）亏（-）新增总费用，亿元349 523 698 872 1047 282 226 169 113 56 677 677 846 677 338 846 609 34 135 575 05000场景1场景2场景3场景4场景5装机容量（万千瓦）煤电气电抽水蓄能新型储能图 4.5：2025 年新增调节性电源调峰能力和总费用49气候变化与能源转型项目从上图 4.4 和图 4.5 中可以看出，当用新型储能来满足电力缺口，并在一定范围内持续增加新型储能的装机容量时，电力盈余逐渐增加。随着储能装机的增加，新增调峰能力增加，调峰缺口减小，但同时新增装机的总发电成本增加。2）2030 水平年根据 2030 年的电力缺口和表 4.2 的电源比例分配，计算 2030 年为满足电力供应所需增加的调节性电源装机容量和新增电源装机的出力对比如下图 4.6 和图 4.7 所示。3 4.5 2025 4.6 2030 0.020.040.060.080.0100.0120.0140.0-300-300400500场景1场景2场景3场景4场景5总发电成本（亿元）调峰能力（万千瓦）新增调峰能力调峰盈（ ）亏（-）新增总费用，亿元349 523 698 872 1047 282 226 169 113 56 677 677 846 677 338 846 609 34 135 575 05000场景1场景2场景3场景4场景5装机容量（万千瓦）煤电气电抽水蓄能新型储能图 4.6：2030 年新增调节性电源装机分布 4 图 4.7 2030 年新增调节性电源出力分布 图 4.8 2030 年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本 338 508 677 846 1015 254 203 152 102 51 677 677 846 677 338 423 305 17 68 288 05000场景1场景2场景3场景4场景5装机容量（万千瓦）煤电气电抽水蓄能新型储能0.3000.3200.3400.3600.3800.400040080012001600场景1场景2场景3场景4场景5综合度电成本（元/kWh）调峰能力（万千瓦）新增调峰能力调峰盈（ ）亏（-）综合度电成本图 4.7：2030 年新增调节性电源出力分布50Climate Change and Energy Transition Program同理可计算得 2030 年的新增调峰能力和新增装机的总发电成本如下图 4.8 所示。4 图 4.7 2030 年新增调节性电源出力分布 图 4.8 2030 年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本 338 508 677 846 1015 254 203 152 102 51 677 677 846 677 338 423 305 17 68 288 05000场景1场景2场景3场景4场景5装机容量（万千瓦）煤电气电抽水蓄能新型储能0.3000.3200.3400.3600.3800.400040080012001600场景1场景2场景3场景4场景5综合度电成本（元/kWh）调峰能力（万千瓦）新增调峰能力调峰盈（ ）亏（-）综合度电成本图 4.8：2030 年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本从图 4.6、图 4.7 和图 4.8 可知，满足保供条件的 5 个场景在补偿调峰缺口后还存在一定的调峰盈余，此时可通过各电源的实际出力系数进行调整。五个场景均不存在电力缺口，其中场景 4 经济性最好，故可得当煤电新增装机在 8721047 万千瓦之间，抽水蓄能控制在 338677 万千瓦之间，新型储能新增装机为 135575 万千瓦之间时，整个系统补偿电力缺口后新增装机的综合度电成本会出现最低值，当超出这一范围时，综合度电成本再次升高。3）2035 水平年同理在保供的前提下，计算 2035 年所需新增的调节性电源装机容量、各电源出力情况、新增调节能力和新增装机总发电成本如图 4.9 和图 4.10 所示。51气候变化与能源转型项目 5 图 4.9 2035 年新增调节性电源装机分布 图 4.10 2035 年新增调节性电源出力分布 1016 1016 1016 1016 1016 725 1015 1160 1450 1595 2378 1798 1508 928 638 0800040004800场景1场景2场景3场景4场景5装机容量（万千瓦）煤电气电抽水蓄能新型储能986 986 986 986 986 725 1015 1160 1450 1595 1189 899 754 464 319 05000250030003500场景1场景2场景3场景4场景5装机容量（万千瓦）煤电气电抽水蓄能新型储能图 4.9：2035 年新增调节性电源装机分布 5 图 4.9 2035 年新增调节性电源装机分布 图 4.10 2035 年新增调节性电源出力分布 1016 1016 1016 1016 1016 725 1015 1160 1450 1595 2378 1798 1508 928 638 0800040004800场景1场景2场景3场景4场景5装机容量（万千瓦）煤电气电抽水蓄能新型储能986 986 986 986 986 725 1015 1160 1450 1595 1189 899 754 464 319 05000250030003500场景1场景2场景3场景4场景5装机容量（万千瓦）煤电气电抽水蓄能新型储能图 4.10：2035 年新增调节性电源出力分布52Climate Change and Energy Transition Program 6 图 4.11 2035 年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本 图 4.9 关键年份的新增装机累计图 0.3000.3200.3400.3600.3800.4000500025003000场景1场景2场景3场景4场景5综合度电成本（元/kWh）调峰能力（万千瓦）新增调峰能力调峰盈（ ）亏（-）综合度电成本202520302035新型储能3003000抽水蓄能03801250煤电0038004008000装机容量（万千瓦）年份图 4.11：2035 年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本从上图可知，由于均是以 2023 年为基准年进行分析，因此补偿电力缺口的煤电均在 2030 年前建设完成。当保持煤电装机不变时，增加抽水蓄能的同时，降低新型储能的装机，其新增装机的新增调峰能力增加，调峰盈余更大，系统的综合度电成本逐渐降低，说明抽水蓄能的经济性优于新型储能，且对调峰的影响比新型储能显著。综上，在满足电力平衡的场景下，全省的调峰能力会出现较大盈余，且存在一个最佳的电源装机组合，使补偿电力缺口的新增装机发电经济性最好；抽水蓄能的经济性优于新型储能；在考虑经济性的情况下，煤电和抽水蓄能的平准化度电成本远低于新型储能和气电。下面将从经济的角度分析基于电力电量平衡和成本最低的装机优化组合。（6）基于全社会成本最低的调峰装机优化根据各水平年的电力缺口、调峰平衡以及公式（3）-（5），对 2025 年、2030 年和 2035 年三个关键年份的电力系统装机成本进行成本最小值优化，得到的初步优化结果如下表 4.4 所示。53气候变化与能源转型项目表 4.4：基于成本的各类新增装机组合和成本初步优化结果装机装机单位单位2025年2025年2030年2030年2035年2035年煤电万千瓦/10501000抽水蓄能万千瓦/3801920新型储能万千瓦89858720总成本亿元66.4162.4225.7综合度电成本元/kWh0.3610.3450.341上述三个关键水平年的初步优化结果均是基于基准年份所得，总成本为满足电力缺口后的新增装机发电成本。当有新增煤电装机时，需要加上存量煤电机组的发电成本。从表 4.4 可得，由于测算仅考虑已核准和已开工的电源机组，因此 2025 年的煤电已确定，无其他新增煤电机组；抽水蓄能考虑目前的建设进展和抽水蓄能的建设周期，2025年除平江抽水蓄能（435 万千瓦）一台机外，无其他新增抽水蓄能机组。2025 年的电力缺口在优化过程中全部由新型储能进行补偿。当全部由新型储能进行补偿时，新增发电总成本为 66.4 亿元，综合度电成本为 0.361 元/千瓦时，而实际新型储能装机容量短期内不会大幅增加，因此 2025 年的电力缺口主要通过减少备用和增加少量新型储能装机来进行同步补偿，考虑到目前的建设进展，建议新增新型储能 300 万千瓦。至 2030 年，在限制全省新增煤电装机（较基准场景）不超过 1070 万千瓦的前提下，基于电力需求缺口，得到基于新增装机综合度电成本最低的初步电源装机组合为：煤电新增 1050 万千瓦，抽水蓄能新增 380 万千瓦，新型储能新增 587 万千瓦，新增装机总发电成本为 162.4 亿元，综合度电成本为 0.345 元/千瓦时。联立 2025 年的结果，建议 20252030 年新增新型储能 300 万千瓦，到 2030 年累计新增 600 万千瓦左右、新增抽水蓄能 380 万千瓦。至 2035 年，电力缺口增加至一定的量级，同样限制全省煤电装机不超过 1070万千瓦，得到的综合度电成本最低初步优化装机组合为：新增煤电 1000 万千瓦，抽水蓄能新增 1920 万千瓦和新型储能 20 万千瓦，新增装机的发电总成本为 225.7 亿元，综合度电成本为 0.341 元/千瓦时。从这一结果可以看出，抽水蓄能大规模投产前需要新型储能发挥削峰填谷作用。当抽水蓄能增加到一定规模时，新型储能的等量替代作用减弱，因此 2035 年将保留已投产的新型储能装机，故考虑已有新型储能装机的等量替代作用，建议 2035 年相比于基准年的抽水蓄能新增规模调整为 1630 万千瓦左右，故核减2030 年的新增容量，建议 20302035 年新增抽水蓄能 1250 万千瓦，2030 年前建议新增煤电 1000 万千瓦。综上，上述三个年份的基准年份均为 2023 年，现联立三个关键年份，立足湖南省实际情况，得到不同阶段的最优参考装机组合：2030 年前新增煤电装机容量为 1000万千瓦左右；取 2030 年新增抽水蓄能 380 万千瓦，2030-2035 年，新增装机 1250万千瓦左右。新型储能的配置方案为：2025 年以前尽可能的发展新型储能，但考虑到时间周期较短，建议再新建 300 万千瓦左右的新型储能，剩余电力缺口由减少备用容量来54Climate Change and Energy Transition Program满足；2025 2030 年继续新增新型储能 300 万千瓦左右，各关键水平年下各类电源新增装机的累计如图 4.12 所示。6 图 4.11 2035 年新增调节性电源调峰能力和综合度电成本 图 4.9 关键年份的新增装机累计图 0.3000.3200.3400.3600.3800.4000500025003000场景1场景2场景3场景4场景5综合度电成本（元/kWh）调峰能力（万千瓦）新增调峰能力调峰盈（ ）亏（-）综合度电成本202520302035新型储能3003000抽水蓄能03801250煤电0038004008000装机容量（万千瓦）年份图 4.12：关键年份的新增装机累计图根据上表中的新增装机可计算得符合湖南省实际情况的存量煤电和优化新增装机组合的综合度电成本 0.362 元/千瓦时，不考虑降碳成本的情况下远低于其他电源的综合度电成本。在该优化组合下，2030 年后不再新增煤电装机，后续新增的储能装机出力等价于 1930 万千瓦煤电装机出力，从这一角度出发，该优化组合将极大程度的缓解全省实现碳达峰和碳中和压力。（四）基于日调峰结果验证储能装机合理性根据第三章表 3.10 和表 3.11 可得，基准场景下各关键水平年的日调峰结果，各关键水平年的调峰缺口为：2025 年考虑外电的丰小和丰午调峰盈余分别为 1161 万千瓦和1321 万千瓦，2030 年的丰小和丰午调峰盈余分别为 889 万千瓦和 1742 万千瓦，2035年的丰小和丰午调峰盈余分别为 935 万千瓦和 1848 万千瓦，需做弃电处理，枯水期在考虑外电情况下的调峰盈余小于丰水期，因此为验证最终优化后的各水平年参数合理性，55气候变化与能源转型项目将图 4.12 新增的各电源装机加入基准场景后进行弃电量测算，且取调峰盈余最大的丰水期数据计算弃电率，当丰水期弃电率满足要求时，枯水期也满足弃电率要求，弃电量计算步骤如下：1.根据夜间最大负荷和除煤电以外的其他电源装机确定煤电最小开机容量；2.根据煤电最小开机容量、除煤电外的其他电源装机和出力系数等确定整个电力系统的顶峰负荷曲线；3.对比顶峰负荷曲线和需要负荷曲线，当顶峰负荷曲线（曲线 1）大于需要负荷曲线（曲线 2）时，说明有弃电，需要对曲线 1 大于曲线 2 的部分求积分，作为当天的弃电量，再对全年求累加作为全年的弃电量；当曲线 1 全天均小于曲线 2时，说明无弃电；4.将全年的弃电量除以全年新能源的发电量即为全年的弃电率。根据上述步骤计算得 2025 年、2030 年和 2035 年的弃电率分别为 4.69%、4.32%和 1.98%。2030 年和 2035 年优化装机均满足弃电率低于 5%的要求，因此优化结果是合理的。（五）小结综上，可得以下几点结论：1.湖南省调峰装机优化呈现分阶段特性。以 2030 年抽水蓄能投产一定规模为界，抽水蓄能未规模化投产前，新型储能可等量替代部分抽水蓄能容量以保供和削峰填谷，抽水蓄能规模化投产后，新型储能的替代作用减弱。2.2030 年前，为保证能源供应安全和经济性最优，在已有煤电机组调峰系数为0.7 的前提下，仍需新增 1000 万千瓦的煤电装机，故可得，在 2030 年前，湖南省需大力推进煤电机组的灵活性改造，对存量机组实行应改尽改，对新增煤电机组进行灵活性建设，以增加煤电的调峰能力。3.2035 年，由于抽水蓄能建设受规划限制，为满足电力供应需求和经济性要求等，基于基准年需新增抽水蓄能装机为 1630 万千瓦左右，新增新型储能装机为600 万千瓦左右，其中由于压缩空气储能的环境友好属性优于电化学储能，因此未来建议进一步加大压缩空气储能建设力度。4.上述优化后的煤电、抽水蓄能装机和新型储能装机既能满足电力缺口，且弃电率低于 5%，又能符合全省和国家 2030 年实现电力行业和全领域碳达峰的发展战略目标，2030 年后不再新增煤电装机，也有利于缓解 2060 年实现碳中和目标，故可认为优化后的结果是合理的。56Climate Change and Energy Transition Program第五章 考虑需求侧响应的调峰经济性分析上述第四章的测算均未考虑需求侧响应的调峰能力，而需求侧响应作为一种清洁灵活的调峰资源，在电力系统调节能力优化经济性有重要的作用。目前，省内在用电高峰时期会采取强制有序用电等需求侧管理措施，但还未形成体系，主要是由于需求侧响应的软件和硬件设施还不够完备，导致用户侧、电网侧、电源侧等不能将需求侧响应作为一种利润可观的资源来运作。未来随着需求侧响应的软件和硬件设施逐步完善，终端用户的需求侧响应积极性将大大提升，届时真正可发挥需求侧响应在电力系统中的调节和经济作用，因此本章在不考虑外部干预的情况下，分析需求侧响应在电力系统调节过程中的影响。目前湖南省持续推进善需求响应政策，目前已累计签约需求响应用户数 3392户，晚高峰最大可下调能力 297.9 万千瓦。后续将进一步推进新型电力负荷管理系统建设，拓展中央空调、工业可中断负荷应急能力。（一）调峰缺口测算本研究设置三种需求侧响应规模，分别为 3%、5%和 10%，针对不同的需求侧响应规模，测算全省在关键水平年和考虑需求侧响应的调峰缺口和电力缺口，如下表 5.1 所示。在测算过程中，依旧仅考虑目前已核准和在建的各类装机，未核准和未开工项目均不考虑。57气候变化与能源转型项目表 5.1：不同需求侧响应规模下的电力需求缺口测算单位：万千瓦202520252030203020352035202520252030203020352035202520252030203020352035需求侧响应 规模3%5%需调峰容量3657460353593443241925234调峰盈（ ）亏（-）-332-538-545-237--929电力缺口，万千瓦-449-1692-2900-449-1692-2900-449-1692-2900 全社会最大负荷，万千瓦5800 7300 8500 5800 7300 8500 5800 7300 8500 外电调峰总容量，万千瓦723723723723723723723723723考虑需求侧响应的电力盈（ ）亏（-），万千瓦-275-1473-2645-159-1327-2475 131-962-2050 从上表 5.1 可知，需求侧响应规模的增加能有效的减少各水平年电力需求缺口、调峰需求缺口，降低湖南省电力供应和调峰压力。需求侧响应能更好的迎合负荷曲线，真正起到削峰填谷的作用，尽管需求侧响应的体量较小，但是在用电低谷和用电最高峰时段对负荷调节有关键作用，能在一定程度上减少调峰装机容量，从而减少用电低谷时电源装机向下调峰的压力。（二）不同需求侧响应规模下的装机优化下面将根据表 5.1 的数据，优化三个需求侧响应规模下的新增装机组合，并对比不同需求侧响应规模下基于综合度电成本最低的装机成本费用。由于需求侧响应经济性是一个复杂的系统问题，且湖南省需求侧响应还需要政策体系的进一步健全和完善，需出台更加完备的政策以增加各终端用户的响应积极性。同时，对于需求侧响应自身的经济性，需要考虑用户侧、供电侧、发电侧和全社会的成本效益，计算较复杂，因此本报告58Climate Change and Energy Transition Program对于所有的电源经济性计算时，考虑在同一个维度进行对比，均未考虑需求响应的收益和成本，仅把需求侧响应当作一个鼓励性手段来实施，做定性分析。表 5.2：不同需求侧响应规模下的优化装机结果202520252030203020352035202520252030203020352035202520252030203020352035需求侧响应 规模3%5%新增装机类型优化装机容量煤电，万千瓦0000气电，万千瓦000000000抽水蓄能，万千瓦038050891080新型储能，万千瓦5500成本，亿元40.7130.0211.723.5113.1202.7/89.6180.5综合度电成本，元/kWh0.3480.3330.3390.3390.3290.338/0.3260.334从上表 5.2 可知，在不考虑需求侧响应当作供应侧资源、电能资源、价格响应资源等条件下，而仅考虑需求侧响应变化引起的电力保供和调峰资源的经济性时，新增调节性电源装机的总成本费用随着需求侧响应规模增加而降低，当需求侧响应规模增加至 5%和 10%时，其分别较 3%的需求侧规模成本降低约 4%和 15%。59气候变化与能源转型项目第六章 考虑外电的调峰经济性分析以祁韶直流为例，2020 年祁韶直流年送电量原则上达到 240 亿千瓦时，2021 年达到 280 亿千瓦时，2022 年及以后达到 360 亿千瓦时，其中非水可再生能源电力占比逐步提高至 40%以上，满足湖南电力清洁发展需求。祁韶直流送电价格按照“基准电价 上下浮动”原则制定，分为存量和增量两个部分，其中存量电量 160 亿千瓦时，上网电价原则上不高于 0.22 元/千瓦时，预计落地湖南电价 0.33 元/千瓦，增量电量上网电价原则上不高于 0.285 元/千瓦时，预计落地湖南电价 0.395 元/千瓦时。对比外电落地价格与省内调节性电源度电成本，结合外电清洁电力组成的减碳收益（减碳收益按 6070 元/吨计算），外电的调峰经济性高于其他调节性电源，未来将考虑尽可能多的引进外电通道，对优化省内电力系统调节能力和提高省内电力系统调节能力经济性有重要作用。但实际上，湖南省与毗邻省份的电力互济困难，新引进毗邻省份外调电力通道可能性较小，如需从更远的省份引进电力，还需考虑远距离的输电损失成本和电力组成。若省外引进电力通道包含一定比例的清洁电力且考虑远距离输电损失后，计算所得外电引入的度电成本与省内煤电度电成本接近，则可考虑大规模引进。60Climate Change and Energy Transition Program第七章 结论和政策建议一、考虑湖南省省情实际，在抽水蓄能大规模投产前，煤电和新型储能将承担主要调峰和电力保供作用；抽水蓄能大规模投产后，抽水蓄能将同煤电一起承担主要调峰作用；在考虑经济性和减碳目标的前提下，抽水蓄能和外调电应承担更多的调峰任务。二、根据全社会最大负荷预测结果可得，湖南省 2025 年、2030 年和 2035 年的全社会最大负荷分别为 5800 万千瓦、7300 万千瓦和 8500 万千瓦。根据基准情景下的电力平衡可得三个关键水平年的电力最大缺口分别为 449 万千瓦、1692 万千瓦和2900 万千瓦。三、根据年调峰平衡测算可得，在考虑外电的情况下，三个关键水平年的最大调峰缺口分别为 445 万千瓦、680 万千瓦和 710 万千瓦。根据日调峰平衡测算结果可得，即使在各电源装机均取最小开机容量和最小出力系数的情况下，电力系统仍存在一定的下调能力缺口，为满足电力供应和调峰需求，需要加大调节性电源的建设力度，同时合理的控制丰小/午时期的弃电率，减少调峰压力。四、通过煤电灵活性改造与新增调节性电源装机的经济性对比分析，现有机组灵活性改造具有明显经济性优势。在省内灵活性调节资源不足情况下，应加快推动存量煤电机组灵活性改造应改尽改，新建煤电机组配建灵活性改造功能，提高调峰响应和爬坡速度，进一步提升深度调峰下的煤电电力供应和调峰稳定性。五、以平准化能源成本为基准，按照以煤电补偿电力缺口为主、以清洁灵活性电源补偿为主导的原则，分场景计算各调节性电源的新增装机、调峰盈亏情况和新增装机综合度电成本可得，存在一个经济性最优的新增电源装机组合：2030 年前，在已核准和在建的煤电机组基础上，仍需新建约 1000 万千瓦左右的煤电机组（包括目前已核准的 470 万煤电指标），发挥其兜底保供和主力调峰作用；应加快推动条件成熟的抽水蓄能机组开工建设，力争 2030 年抽水蓄能新增约 380 万千瓦，2035 年新增达到 1630万千瓦；力争 2030 年新增新型储能约 600 万千瓦，在抽水蓄能规模化投产前，充分发挥新型储能的调节能力，与此同时，尽快启动压缩空气储能的建设工作，利用好其建设周期短、经济性好和环境友好等优势。六、加快建设需求侧管理的软件和硬件设施建设，完善需求侧响应的相关政策体系，充分调动电网、发电企业、大用户等的需求侧响应积极性，减少新增调节性电源装机容量和成本，提升电力系统调节能力优化的经济性。同时，应明确新建各调节性电源机组运行和需求侧响应各终端用户的费用分摊机制，通过市场化机制疏导调节能力建设成本，充分调动“源网荷储”各侧响应的积极性。七、加快优选清洁电力占比高、具备一定调节能力、经济性较好的外电通道，加大外电入湘引入力度。

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  请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容2023年12月28日海上风电专题研究之三欧洲海上风电渐行渐近，中国海缆/管桩企业有望受益行业研究 行业专题 电力设备新能源 风电设备投资评级：超配证券研究.

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电力需求侧灵活性系列：电解铝行业灵活性潜力概述2023.12/落基山研究所：刘雨菁，刘子屹，谢俊中国电力科学研究院有限公司：陈宋宋，宫飞翔，王京菊落基山研究所：陈梓浩，高硕，李婷，张沥月，周勤中国电力科学研究院有限公司：李德智，李建锋刘子屹，谢俊，刘雨菁，宫飞翔等.电力需求侧灵活性系列：电解铝行业灵活性潜力概述，落基山研究所，2023，https：/ 达 中铝科学技术研究院有限公司李军徽 东北电力大学王顺江 国网辽宁省电力有限公司张海静 国网山东省电力公司营销服务中心（计量中心）赵文扬 合肥领航磐云信息科技有限公司特别感谢Climate Imperative Foundation对本报告的支持。本报告所述内容不代表以上专家和所在机构，以及项目支持方的观点。/35一、电解铝是工业需求侧灵活性的重要来源图表1 2021年我国工业分行业用电量占比数据来源：2022年能源统计年鉴采矿业有色金属冶炼黑色金属冶炼石化其他化工非金属矿物纺织业1.1 电解铝工业电力消费占比高且灵活性调节空间大铝被广泛应用于国民经济各个领域，不仅是制造业的主要基础材料，也是高新技术和国防建设领域关键的新材料，是用途最广的有色金属。目前，中国铝产品在全球市场占有率快速上升，已成为全球最大的原铝和氧化铝生产国。铝产业链包含铝土矿开采、氧化铝精炼、金属铝冶炼、铝合金生产、铝材以及终端产品制造六个产业环节。其中，通过电解从氧化铝中提炼出金属铝的过程被称为电解铝，是整个铝产业链最重要且耗电量最大的生产环节。据同花顺数据库显示，2022年我国电解铝产量约为4021万吨，总建成年产能累计4526万吨，主要分布在山东（802万吨，17.7%）、内蒙古（661 万吨，14.6%）、新疆（618 万吨，13.7%）、云南（562 万吨，12.4%）、甘肃（307 万吨，6.8%）、青海（294 万吨，6.5%）等省份。随着“双碳”目标的推进，电解铝厂为实现低碳转型，置换产能逐渐向水电丰富的西南地区和风光资源丰富的西北地区转移。45%5%7%3%3%/61.2 绿色低碳转型亟需电解铝需求侧灵活性挖掘1.3 电解铝行业需求侧灵活性相关目标及政策近年来，国家陆续推行了相关政策并制定了行业发展目标，直接或间接地促进电解铝的绿色升级和需求侧灵活性发展。2021 年 10 月，国家发改委等五部门联合印发关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见，对钢铁、电解铝、水泥等重点行业和数据中心节能降碳及绿色低碳转型提出明确目标任务，到 2025 年，通过实施节能降碳行动，重点行业达到标杆水平的产能比例超过 30%，深挖节能降碳技术潜力；2021 年 12 月，工信部等三部门发布的“十四五”原材料工业发展规划提出到 2025 年电解铝行业碳排放总量下降 5%，并促进电解铝行业布局由“煤-电-铝”向“水电、风电等清洁能源-铝”转移，推广高电流密度低能耗铝电解等措施；2022 年 2 月，发改委发布的高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022 年版）提出，到 2025 年电解铝产能达到能效标杆水平的比例超过 30%；2022 年 11 月，工信部等发布有色金属行业碳达峰实施方案，提出“十五五”期间有色金属行业用能结构大幅改善，电解铝使用可再生能源比例达到 30%以上，以确保 2030年前有色金属行业实现碳达峰；2022 年“十四五”现代能源体系规划明确提出电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的 3%5%，引导大工业负荷参与辅助服务市场，鼓励电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷改善生产工艺和流程，发挥可中断负荷、可控负荷等功能。2023 年，国家发改委修订发布了电力需求侧管理办法（2023 年版）电力负荷管理办法（2023 年版），指出加强高耗能、高排放企业使用绿电的刚性约束，并依据高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平，优先限制能效水平低于基准水平的企业用电需求；首次新增需求响应章节，强调按照市场化、常态化、聚合化、可靠化方向推进需求响应工作。此外，国家发改委等部门也发布了工业重点领域能效标杆水平和基准水平（2023 年版），修订了电解铝行业能效标杆水平和基准水平。从省份来看，许多省份也制定或进一步完善了大工业分时电价以及尖峰电价政策，以鼓励和引导企业错峰生产，由此为包括电解铝在内的工业提供主动挖掘需求侧灵活性的经济激励。例如，江苏省发改委发布省发展改革委关于进一步完善分时电价政策的通知，以引导工业电力用户主动避峰、保障民生用电稳定供应、确保电力供需平稳为目标，优化 315 千伏安及以上的工业用电夏、冬两季尖峰电价。四川、重庆、山西等省份也开始执行新的峰谷电价政策。其他电解铝相关行业政策如图表 2 所示。目前，在双碳目标及欧盟碳关税政策的推动下，电解铝行业亟需完成用电结构转型。从能效角度来说，近年来电解铝生产能耗指标持续改善，全国平均铝液综合交流电耗从2004年的14795千瓦时/吨降至2020年的13543千瓦时/吨，降幅超过1200千瓦时。然而，目前我国电解铝生产的电力供应仍以火电为主。据中国有色金属工业信息中心主导成立的安泰科公司统计，截止2019年底，我国电解铝用电中火电占86%（其中自备电为65%，网电为21%），水电占10%，风电占2%，太阳能与核电各占1%。到2021年，火电占比降为82%，水电占比上升到16%，核电及其他可再生能源占比仍较少，高火电占比使得电解铝行业依然面临着严峻的减排压力。在此背景下，电解铝工业的绿色转型需要从电网清洁化和自备电清洁化两方面共同着手，这均对充分开发电解铝负荷的灵活性提出了迫切需求。一方面，随着未来电力供给侧会纳入更多波动性、间歇性可再生能源，电力系统面临着供需两侧的不确定性风险，加大了对系统灵活性的需求。电解铝工业作为电力消费大户且具备可观的调节潜力，如果可以通过负荷调节响应电网削峰填谷、调频等需求，将会助力电力系统更加安全稳定地运行。另一方面，伴随着电解铝企业向风、光、水等资源丰富的西部地区转移，企业可以通过投资光伏、风电、小水电等分布式资源进行自产自用，以替代自备火电厂的使用、实现自备电清洁化。但由于这些分布式资源发电波动性强、储能配置成本也较高，电解铝负荷的灵活性将影响分布式供电的可行性和经济性。因此，电解铝行业需求侧灵活性的发展，对于促进行业自身以及整个电力系统的低碳转型都至关重要。/7图表2 电解铝行业相关政策资源来源：落基山研究所、中国电力科学研究院整理发布单位时间政策文件主要内容2021.08国家发改委完善阶梯电价分档和加价标准，严禁实施优惠电价政策，加强自备电厂管理关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知2021.10国务院推动有色金属行业碳达峰。巩固化解电解铝过剩产能成果，严格执行产能置换，严控新增产能。推进清洁能源替代，提高水电、风电、太阳能发电等应用比重2030年前碳达峰实施方案2021.10国家发改委到 2025 年，通过实施节能降碳行动，电解铝、钢铁等重点行业和数据中心达到标杆水平的产能比例超过 30%关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见2021.12工信部科学技术部自然资源部“十四五”原材料工业发展规划2022.01国务院到 2025 年，通过实施节能降碳行动，钢铁、电解铝等重点行业产能和数据中心达到能效标杆水平的比例超过 30%“十四五”节能减排综合工作方案2022.01国家发改委引导大工业负荷参与辅助服务市场，鼓励电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷改善生产工艺和流程，发挥可中断负荷、可控负荷等功能“十四五”现代能源体系规划2022.02国家发改委国家发改委到 2025 年，通过实施节能降碳技术改造，铜、铝等重点产品能效水平进一步提升。电解铝能效标杆水平以上产能比例达到 30%高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）2022.07工信部发改委生态环境部到 2030 年，电解铝使用可再生能源比例提升至30%以上工业领域碳达峰实施方案2022.11工信部发改委生态环境部有色金属行业用能结构大幅改善，电解铝使用可再生能源比例达到 30%以上，以确保 2030 年前有色金属行业实现碳达峰有色金属行业碳达峰实施方案2023.032023.09中国有色金属工业协会规定绿电铝评价申请主体要求、评价边界、工作流程、材料要求、评价方法、产品标识、证书等内容依据高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平，优先限制能效水平低于基准水平的企业用电需求加强高耗能、高排放企业使用绿电的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能、高排放企业电力消费中绿电最低占比绿电铝评价及交易导则电力负荷管理办法（2023年版）电力需求侧管理办法（2023年版）/8图表3 电解铝厂各生产系统之间的关系二、电解铝生产工艺特征及负荷调节潜力资料来源：中国电力科学研究院，落基山研究所2.1.1 电解铝厂的生产系统一个典型的电解铝厂主要包括四大生产系统：动力系统、电解系统、净化系统和阳极组装系统。动力系统主要负责企业内部所有单位的生产和生活用电、用水和用风，并负责电解槽计算机控制系统的维护。电解系统负责生产出合格的铝液。净化系统负责将电解槽排出的烟气收集净化处理，将氧化铝通过浓相、净化、超浓相系统输送到电解分厂的每台电解槽。而阳极组装系统则用于残极处理和阳极组装。各生产系统之间的关系如图表3所示。由于铝业的需求侧灵活性主要来源于电解环节，因此下文将重点介绍电解铝生产环节的具体工艺流程。2.1 电解铝生产工艺流程及主要设备负荷情况自备电厂整流阳极组装交流电载氟氧化铝直流电阳极组供风新鲜氧化铝净化系统载氟料原铝烟气铸造氧化铝仓库空压站铝产品/9资料来源：落基山研究所整理图表4 电解铝生产工艺流程图表5 铝冶炼行业负荷分类表2.1.2 电解铝生产工艺流程电解铝的生产采用冰晶石-氧化铝熔盐电解法，主要是指将铝土矿转化为氧化铝，再用高温熔盐电解生产原铝的过程。整个生产过程以氧化铝为电解质原料，以冰晶石为溶剂，将氧化铝、氟化盐等原辅料分别送入电解槽内。氧化铝溶解在熔融冰晶石熔体中，形成具有良好导电性的均匀熔体。生产采用碳素材料做阴阳两极，当通入直流电后，即在两极上发生电化学反应。整个过程在阳极上产生阳极气体（二氧化碳），阴极上析出液态铝，用真空抬包周期性从电解槽吸出，送铸造分厂铸重熔用铝锭。电化学反应过程中，阳极不断消耗，阳极母线不断下降，要进行阳极更换和母线提升作业，另外通过计算机控制，通过超浓相输送向电解槽定时添加氧化铝，保证生产连续平稳进行。由于在整个电解铝生产过程中需要有持续稳定的电流供应，因此电解槽负荷率通常维持在95-98%左右。具体生产流程如图表4所示。2.1.3 电解铝生产主要设备及负荷占比电解铝生产的负荷可分为生产性负荷和非生产性负荷。生产性负荷是指铝冶炼过程中，由于生产设备驱动、电加热或者电化学过程而消耗的电力。生产性负荷又可分为三类：主要生产负荷、安全保障负荷和辅助生产负荷。其中，主要生产负荷占比最高，通常占总负荷的 75%-90%。非生产性负荷是指企业用于办公照明、办公电器、空调制冷、制热等功能的辅助性负荷，占比通常在 1%-5%。各类型负荷占比及其对应的主要设备如图表 5 所示。资料来源：中国电力科学研究院，落基山研究所负荷占比负荷类别主要设备生产性负荷主要生产负荷75%-90%铝电解槽、铸造炉、铸造机废水、废渣处理装置、烟气回收装置、消防及治安用电设备多功能天车、空压站、水泵站、风机办公照明、办公电器、分体及中央空调、生活用电、厂区照明及亮化3%-10%5%-10%1%-5%安全保障负荷辅助生产负荷非生产性负荷氧化铝炭阳极电解槽直流电铝液浇铸废气含氟氧化铝铝锭净化澄清阳极气体气体净化冰晶石氟化盐/根据不同时长和程度的灵活性需求，电解铝生产不同环节对应不同调节潜力和调控时间特征。图表 6 总结了不同环节主要设备对应的响应时间以及调节潜力。其中，若仅考虑电解冶炼过程，铝电解槽是负荷占比最高的生产设备，其对应负荷占比 80%以上，可实现的可调负荷占比可达到总体负荷 15%-23%左右，响应时间最高可持续 2 小时。此外，多功能天车和风机也具备 2%-4%的负荷调节潜力。非生产性负荷调节潜力较低，整体不到 1%。各个主要设备的调节潜力和调控时间如图表 6 所示。2.2 电解铝需求侧灵活性来源及其潜力2.3 电解铝需求侧灵活性的实施方案电解铝需求侧灵活性潜力的挖掘主要可通过三类方法：通过调节电解槽中整流器输出端的电压或输入功率来调整负荷；通过切换断路器直接关闭整个电解槽线来调整负荷。其中，根据电解槽的中断时长也可再进一步分为短时中断和长时中断。短时中断是指在短期内（通常在几分钟到两小时 ）中断电解槽的运行，并在期间通过其自身的热惯性来维持生产设备的运转；长时中断是指工厂直接停槽，直到被通知可以恢复生产；通过自备电厂，包括传统火电自备电厂、自发自用型分布式可再生电源和储能电池提供灵活性。自备电厂能够降低企业对于电网的依赖程度，可以在电网负荷较高的时候通过自身供电替代部分电网供电来提供灵活性。图表6 电解铝生产各环节负荷调控潜力汇总数据来源：中国电力科学研究院，落基山研究所负荷类别负荷占比调控方式准备时间整体占比合计响应时长恢复投运时间个体占比主要设备调控时间可调负荷占比80 -30-23%2-4-270-500-50 -30 -30 -30%开关/电流开关/温度开关/档位开关开关开关5%3%1%铝电解槽多功能天车办公照明生活用电分体及中央空调系统风机主要生产负荷辅助生产负荷非生产性负荷61%1%1%2hs min 1h 2h 4h 8h2hs min 1h 2h 4h 8h20分s min 1h 2h 4h 8h20分s min 1h 2h 4h 8h秒级s min 1h 2h 4h 8h秒级s min 1h 2h 4h 8h秒级s min 1h 2h 4h 8h秒级s min 1h 2h 4h 8h秒级s min 1h 2h 4h 8h秒级s min 1h 2h 4h 8h1-2hs min 1h 2h 4h 8hs0.5hmin 1h 2h 4h 8hs0.5hmin 1h 2h 4h 8h0.5-1hs min 1h 2h 4h 8h0.5-1hs min 1h 2h 4h 8h0.5-2hs min 1h 2h 4h 8h0.5-2hs min 1h 2h 4h 8h0.5-2hs min 1h 2h 4h 8h/2.3.1 通过调整功率/电压提供灵活性调整电解槽的可变电压控制器是目前电解铝工业最为常见的负荷调节方法。企业通过一套成熟的自动控制系统，在不中断熔炼炉的情况下，根据外生电力的可用性实时改变功耗。当电力供应不足时，电解槽中的智能熔炼罐会降低输入电压，当电力供应过剩时增加输入电压。由于生产原铝过程中的铝还原电池热惯性较大，维持时间通常能达数十小时，因此电源功率的瞬时变化对铝还原电池的热平衡影响很小，短期中断铝还原槽生产不会使冰晶石凝固。如果在生产负荷降低的期间能保证平均功率不变，则不会影响生产质量。然而，在需要较长时间降低负荷的情况下，通过调整电压提供灵活性并不是一个最优选择，因为长期的减载生产会提高产品成本，此时停止生产是更为合适的选择。2.3.2 通过电解槽的启停提供灵活性另一种常见的负荷调节方法是通过对不同电解槽的启停，在短时间内产生较大的负荷变化来提供灵活性。从切断时长来看，一种方法是对电解槽进行短期的中断（通常可持续几分钟到两小时），这种方式可以不对生产过程产生影响。如果仍无法满足降低负荷需求，具有多条电解槽线的设施可以在生产线之间轮流中断，以此延长总中断时间。另一种方法直接关停电解槽，直到按照电网指令恢复供电为止。这种长期的中断能够提供显著的需求侧灵活性。然而，电解槽的中断会为企业带来经济损失和财产风险，而从中断状态恢复到原有生产状态通常需要花费几天时间，对电解铝稳流系统也有较大的影响。因此，尽管长期的中断生产调节潜力较大，但通常情况下企业不会选择这种方式来提供需求侧灵活性。2.3.3 通过自备电厂提供灵活性除了通过调节电压和中断电解槽之外，企业自备电厂也是很好的需求侧灵活性资源。根据 Global Energy Monitor 数据，中国铝行业在运自备煤电厂装机超过 76GW，占全国在运煤电装机的 6.9%。随着近年来国家加强对火电自备电厂的管理以及电解铝企业向水电丰富的西部地区转移，据安泰科数据，电解铝产能自备电的比例已从 2019 年的 65%下降到 2023 年 6 月的 59%，预计“十四五”末该比例降至 54%。但是中短期内，如此大规模的自备电厂依旧是具备巨大挖掘价值的灵活性资源。同时，近年来一些企业在部分地区尝试通过清洁能源为电解铝厂供电，为电解铝需求侧灵活性提供了新的来源。例如，中铝集团部分电解铝厂尝试通过光伏等分布式能源为电解铝厂提供电力。甘肃酒钢拥有独立的自备电厂和独立电网，正借助自身充足的电力资源、自有电网优势、以及周边的弃风弃电，打造千亿元级铝产业链集群。根据不同时长和程度的灵活性需求，电解铝工厂可以采取不同的负荷调节方案。图表 7 总结了一些研究案例中不同调节方法对应的响应时间以及调节潜力。对于通过调整功率/电压的方案，可通过三种方式进行调节，包括基于有载调压变压器的调节、基于饱和电抗器的调节以及通过调节高压侧母线电压调节。而自备电厂的具体调节潜力受到供电类型、可用容量以及当地政策限制等因素影响，没有统一的时间及潜力标准。786/2.4.1 电解铝整流方式电解铝企业可通过整流器来调整电压，从而实现负荷调节。目前，电解铝整流普遍有两种方式：通过移相变压器和二极管的方式整流；通过整流变压器和晶闸管的方式整流。第一种二极管整流电解铝系统可通过饱和电抗器和有载调压变压器进行负荷调节。依靠饱和电抗进行调节的范围约为额定电压的 5%-10%，平均响应时间为0.5s；若需要更深度调节时，通过改变有载调压变压器的档位，理论上可实现 0-100%的功率调节范围，但其响应时间较长，一般每档动作时间为 5-10s，最大档位数接近 100。对于第二种晶闸管整流电解铝系统，除有载调压变压器档位控制外，还可通过晶闸管控制。尽管晶闸管控制在理论上也能实现 0-100%的功率调节，但考虑到控制成熟度较低且存在反电势影响，实践中通常可实现 40%左右的额定电流快速调节，响应时间一般在0.5s-2s，后续通过控制优化，可在几秒内降到更低的保温功率。相比之下，晶闸管整流无论是在成本、节能降碳还是安全性能方面都更有优势。然而，目前大部分电解铝企业仍采用第一种方式进行整流，而采用晶闸管整流的企业较少，整流器的更新替换或将是提高电解铝需求侧灵活性的有效方案。2.4.2 工厂自动控制系统在实现负荷调节过程中，工厂通过一套实时的自动控制系统来实现与电网和市场的互动。当接受电网调度指令或者电力市场释放价格信号时，自动控制系统能够接收处理相关信息，并自动对上述电解铝的整流设备进行调节，同时调节氧化铝原料数量以管理电解槽线功耗，最终实现负荷调节。目前，这种智能控制系统已经普遍应用在大型的电解铝工厂，为负荷调节提供了必要的技术支持。2.4 电解铝实施负荷调节的关键技术图表7 不同响应模式及其持续时间和潜力调节方法响应模式响应速度响应持续时长响应潜力调整输入功率/输出电压长时中断自备电厂取决于降幅和设备参数，通常不超过2h与调整幅度相关：调节额定容量10%以内可持续2h；调节额定容量的20%至少可持续0.5h根据实际电网需求而定与当地政策限制、自备电厂供电类型及容量有关实际操作中20%-30%（二极管整流）；40%（晶闸管整流）5%额定容量负荷降低100%基于有载调压变压器调节基于饱和电抗器调节通过高压侧母线电压调节关闭电解槽5-10s/档位（平均7s）秒级秒级1min以内资料来源：中国电力科学研究院，落基山研究所333/3.1 德国电解铝需求侧灵活性实践德国在电解铝需求侧灵活性挖掘方面有成熟的技术和实践案例。本节将介绍德国的EnPot技术如何实现能效提升和负荷调节，以提供需求侧灵活性。在电解铝生产过程中，通常只有50%的能耗用于氧化铝还原，剩余50%的能耗用于提供热能，以维持生产过程的热稳定性。在传统生产技术下，外部微小的负荷输入变动均会带来一定的能量损失。而安装EnPot设备后，电解铝厂可以在不限定的时间内提高或者降低负荷，调控原铝的生产速度，同时始终保持稳定的热平衡。EnPot是一套安装在电解铝生产过程中的先进设备，由一个壳式热交换器、一条主风道、一些分支风道和排气扇四个部分组成。该系统有三种运行模式，包括中性模式（Neutral Mode）、制冷模式（Cooling Mode）和保温模式（Insulating Mode）。系统根据外接负荷的输入情况来调整运行模式，进而提供了更大的负荷调整空间。图表8和9分别展示了没有EnPot技术和有EnPot技术情景下的负荷调节情况。在没有Enpot技术的情况下，铝电解槽可通过降低20%的电流并连续运行2h，但这一过程会造成系统的能量损失，随后需要以超过正常工况5%的电流（或者在额外5%的电压 ）下的持续运行8h以恢复热平衡、补偿降低电流时段的铝产量损失，最终保证产量不变。而在加装EnPot热交换器后，电解铝厂可以进行任意时长的负荷调节，并且不会出现能量赤字或剩余，因此后续无需通过增加电流或电压来恢复热平衡。同时，该技术能随时回到稳定的正常生产状态，帮助电解铝企业根据电价波动和季节供需波动实现日内和长周期的生产负荷灵活调整。三、全球电解铝需求侧灵活性实践从全球范围来看，电解铝行业是许多国家工业需求侧灵活性的重要来源。其中，德国在电解铝需求侧灵活性挖掘方面有成熟的技术和实践案例，德国最大的铝生产企业Trimet公司已应用EnPot技术实现了80600MW/s的负荷调节 。对于中国而言，云南省是我国电解铝生产的主要省份之一。据预测，“十四五”时期云南电解铝用电量将超过600亿千瓦时，接近云南省用电量的25%。云南的电力主要由水电供应，由于近两年的极端干旱和高温影响，水电供应严重不足，导致电解铝工业被迫部分停产。在电力供需紧张的背景下，探讨电解铝的需求侧灵活性潜力尤为迫切。因此，本章将分别介绍全球范围内电解铝灵活性发展较为领先的德国，以及中国范围内电解铝灵活性探索较为深入的云南省，探讨电解铝行业的灵活性潜力。10 11123,ii 如果电解槽正常工况电流已经达到临界点，则只能通过增加电压的方式恢复热平衡，但这种方法并不能弥补能源赤字阶段 的产量损失，且补偿期的生产能耗会提高。/315kA 5%安培通过调整电流实现调节300kA正常运行240kA-20%安培2h调节期（赤字）8h恢复期（补偿）在下次调节前需要间隔一周以避免出现温度控制问题能源赤字图表9 有EnPot技术时的负荷调节图表8 没有EnPot技术时的负荷调节资料来源：EnPot公司12能源剩余潜在的运行失稳风险通过调整电压实现调节基于Enpot技术实现向下负荷调节300kA正常运行240kA-20%安培300kA正常运行无能源赤字，因此也无需恢复期（始终维持热平衡）可在任意时刻恢复到正常工况同时保持稳定在电价较高时最小化生产/由于季节供需变化进一步降低负荷可在任意时间进行向下调节一定范围内的调节对于持续时长无限制在充分的准备时间后，可实现长周期的更大范围的调节240kA-20%安培210kA-30%安培2h调节期（赤字）8h恢复期（补偿）在下次调节前需要间隔一周以避免出现温度控制问题能源赤字能源剩余潜在的运行失稳风险/3.2 云南省电解铝需求侧灵活性实践在负荷调节方面，2021 年，云南省文山供电局通过收集三家电解铝企业在执行有序用电指标期间的系列电流变化和停槽情况来验证电解铝企业的负荷调节范围。实践初期，该地区电解铝错峰目标为 15%、错峰时段为全天错峰，期间三家电解铝企业通过降低电流和停用部分辅助动力负荷满足了负荷控制要求，系列电流最大降幅为14%，且无停槽情况发生。当错峰继续提升至20-25%时，文山铝业系列电流降幅最大达18%，持续运行约2h后，通过停槽将系列电流维持在 10%以内；另外两家电解铝企业（神火、宏泰）则是立即停槽，将系列电流控制在10%以内。在负荷中断方面，2022 年，文山供电局对电解铝企业开展负荷中断试验。在未采取任何保温措施的情况下，中断时间持续 100min，后续电解槽恢复生产。结果表明，短期中断供电时长如果控制在 3 小时以内不会导致电解槽被迫停槽。以上实践验证了电解铝负荷提供需求侧灵活性的可行性。此外，以云南电网为算例，图表 10 分别展示了 2021 年冬季发生的某电解铝负荷近区电网出现的电压失稳情况，以及向电解铝厂下发快速调降负荷指令后的该区域系统电压响应情况。可见，电解铝厂的负荷削减能够作为应对电网故障、保障电网系统电压稳定的有效手段。图表10 2021年云南电网某地区电压失稳曲线（左）及电解铝厂需求响应调降负荷后 系统电压变化情况（右）资料来源：EnPot公司数据来源：云南电网陈义宣等12993在充分的准备时间后，可实现长周期的更大范围的调节基于Enpot技术实现向上负荷调节390kA 30%安培无能源剩余，因此也无需恢复期（始终维持热平衡）在电价较低时最大化生产/由于季节供需变化进一步增加负荷受电解设备和电网设施约束，电流变化存在一定上限一定范围内的调节对于持续时长无限制可在任意时刻恢复到正常工况同时保持稳定360kA 20%安培300kA正常运行1.201.080.960.840.720.600.480.360.240.1200.41 0.83 1.24 1.65 2.07 2.48 2.90 3.31 3.72 4.14时间/s母线正序电压标幺值1.201.080.960.840.720.600.480.360.240.120 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 时间/s母线正序电压标幺值/4.1 技术层面尽管在现有技术条件下，电解铝企业已经能够实现一定程度的负荷调节，但是相比德国等需求侧灵活性发展较为成熟的地区，我国的电解铝工业调节能力仍然有限。一方面，电解铝生产的调节速度、持续时间和调节潜力仍然有进一步提升的空间。例如，目前我国大部分企业所采用的二极管整流方式所能实现的功率调节潜力在5%-10%左右，而采用晶闸管整流能实现40%甚至更高的功率调节潜力。因此，企业未来可以考虑优化电解铝生产中的整流器，以提高调节潜力。此外，正如德国EnPot技术案例所示，使用更先进的电解铝配套生产系统，在减少额外能源损失、提升能源效率的同时，还能够大幅延长负荷调节持续时间，使其更能满足电力系统的灵活性需求。另一方面，也需要保障其他支撑灵活性实施的技术同步发展。例如，在进行负荷调节过程中，如果没能准确调节至灵活性所需的范围，过度和欠缺的调节均可能影响供电的可靠性以及电解槽等设备的使用寿命，并增加事故风险。因此，未来仍需不断提升安全保障措施。此外，对于更多中小型电解铝厂，实时信息采集和监测控制系统仍待普及应用。此外，工业需求侧标准体系不健全，尤其针对电解铝企业的需求响应标准规范，尚未形成自上而下的系统性架构。虽然在一定程度上为企业提供了自主决策空间，使电解铝生产企业在负荷调整、能源管理等方面存在较大的自主性和灵活性，但也导致了需求响应方案的设计和实施缺乏统一性和指导性，难以形成规模效应和推广应用。4.2 市场层面尽管电解铝企业存在需求侧灵活性空间，考虑到生产的连续性及负荷调节的复杂性，目前除了紧急情况外，企业很难有主动参与负荷调节的积极性。因此，未来需要健全市场化机制以激励电解铝企业参与需求响应。在该前提下，考虑电解铝行业的生产特性，企业可以通过参与分时电价机制/电能量现货市场、辅助服务市场提供灵活性。对于分时电价机制/电能量现货市场，电解铝企业可以根据电网调度情况，通过生产优化模型来实现最小化运营成本，并降低负荷曲线峰值需求。例如，可以通过完善峰谷分时电价机制，促进电解铝企业根据电价波动情况调整各时段产量。当夜晚电价较低时，企业可以大量生产；当电价较高时，可以减少产量来帮助电网实现调峰，并节省自身用电成本。对于辅助服务市场，由于其通常需要精准的控制和快速的响应，而电解铝的生产采用自动控制系统，能够精准跟踪电网调度变动或市场价格信号，非常适合作为调频和旋转备用资源来参与到辅助服务市场当中。例如，铝电解过程的负荷降低可以作为正备用容量出售给电力市场。在欧洲电力市场，考虑到铝的市场价格和对电解过程的稳定性风险，部分时段调用电解铝正备用能量的价格高达1000欧元/(MWh)。未来，我国如果有相应的市场机制设计，也会激励电解铝厂充分挖掘需求侧灵活性。由于这种调节是成本驱动，因此企业会主动进行生产调整，进而在一定程度上提供需求侧灵活性。而从全年周期来看，电解铝企业每年都需对电解槽进行停槽大修（通常需要十几天），考虑到全社会负荷变化的季节周期性特点，应激励企业将检修安排在用电高峰期、在用电低谷期提高生产，以为电力系统提供季节性灵活性需求。四、电解铝需求侧灵活性挖掘的挑战与机遇66/电解铝行业是我国工业用电大户，其需求侧灵活性的挖掘有助于保障电力系统的安全稳定运行。电解铝负荷调控容量大、调控时间尺度多样、自动化程度高、调节速度快，既可以实现秒-分钟级的响应速度，也可以利用电解类工业负荷的热蓄能特性提供小时级的功率调整能力。因此电解铝负荷可以响应削峰填谷、调频、备用、安稳控制、联络线功率波动控制等电网调节需求，这对于电解铝负荷占比较大的山东、内蒙古、新疆、云南、甘肃、青海等地区尤为重要。同时，在低碳转型的背景下，电解铝产能逐渐向水电丰富的西南地区和风光资源丰富的西北地区转移，挖掘电解铝的负荷调节能力也将有助力可再生能源的消纳。然而，我国电解铝的负荷调节潜力尚未得到充分挖掘，伴随着需求响应政策机制的不断完善、负荷调节技术的不断成熟以及电力市场建设逐步健全，电解铝工业的需求侧灵活性潜力将会得到进一步的释放。随着电力需求侧管理办法（2023 年版）和电力负荷管理办法（2023 年版）的实施，以经济激励为驱动的需求响应机制有望实现常态化、市场化运行，需求响应主体可平等参与相应的电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。通过开发需求侧灵活性，电解铝企业不仅可以实现负荷调节以响应现货市场或分时电价的价格信号，从而优化用能成本，而且可以作为灵活性资源参与电力辅助服务、需求响应机制等获得额外收益，这将极大促进企业规模化开发和应用电力需求侧灵活性能力。目前，电解铝企业普遍未达到国内能效标杆水平，同时面临国际碳关税征收、国内由能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变的挑战，开展节能降碳与网荷互动耦合研究是未来的技术发展趋势。未来，伴随着电解铝行业被纳入全国碳市场、电力系统碳排放核算的时间和空间精细度逐渐提高，有望进一步引导企业用户根据电力市场价格和动态碳排放因子信号进行低碳需求响应，充分展现工业需求侧灵活性在构建新型低碳电力系统中的重要地位。五、结论与展望/国家统计局.2021年中国有色金属工业年鉴.(2022).国家统计局.2021年中国能源统计年鉴.(2022).陈义宣,李玲芳,李文云等.电解铝负荷参与电网稳定控制方案研究J.电力需求侧管理24(1):21-27(2022).4 国家发展和改革委员会.关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知.(2021).中原证券.电解铝成本高位运行，新能源汽车、光伏铝材需求稳步增长铝行业深度分析.(2022).代心芸,陈皓勇,肖东亮等.电力市场环境下工业需求响应技术的应用与研究综述J/OL.电网技术46(11):4169-4186.(2022).SHOREH M H,SIANO P,SHAFIE-KHAH M,et al.A survey of industrial applications of Demand ResponseJ/OL.Electric Power Systems Research 141:31-49.(2016).姚明涛,胡兆光,张宁等.工业负荷提供辅助服务的多智能体响应模拟J.中国电机工程学报34(25).(2014).段平生,张超,兰云美等.新型电力系统下的电解铝负荷弹性管理J.云南电业.(2022).Nebel,A.,Krger,C.,Janen,T.,Saurat,M.,Kiefer,S.,&Arnold,K.Comparison of the effects of industrial demand side management and other flexibilities on the performance of the energy system.Energies,13(17),4448.(2022).国家发展和改革委员会能源研究所等.京津冀与德国电力系统灵活性定量比较研究.(2020).Enpot.Aluminums flexible future.(2023).https:/ Innovation Center22830 Two Rivers Roadwww.rmi.org刘子屹，谢俊，刘雨菁，宫飞翔等.电力需求侧灵活性系列：电解铝行业灵活性潜力概述，落基山研究所，2023https:/ CC BY SA 4.0 许可参考、分享和引用我们的工作。https:/creativecommons.org/licenses/by-sa/4.0/Basalt,CO 8162112

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-1-2023 年年 12 月月 4 日第日第37期总第期总第 616 期期欧洲风电行动计划欧洲风电行动计划【译者按】【译者按】2023 年 10 月，欧盟委员会发布了欧洲风电行动计划。报告认为风电对于欧盟实现脱碳目标、壮大相关产业、创造就业机会、实现能源安全等意义重大，特别是俄乌冲突后引发的能源危机凸显了风能等可再生能源对于能源系统稳定性与安全性的重要性。报告总结了欧洲风电产业的现状，认为欧盟风电制造业，特别是设备制造商正面临困境。报告分析了造成困境的五个主要因素，列举了欧盟委员会迄今为止为提振风电制造业已经采取的举措，并提出了涵盖六个关键领域的 15 项行动计划。赛迪智库安全产业所对报告进行了编译，期望对我国有关部门有所帮助。【关键词】欧洲风电困境行动计划【关键词】欧洲风电困境行动计划-2-欧盟境内的风能资源非常丰富，风能对于实现欧盟的脱碳目标，以及为欧盟的家庭、工业和日益增长的交通运输业提供清洁、经济和安全的电力至关重要。在欧盟范围内壮大风能和风电产业将创造优质就业机会，并增强欧盟能源的安全性。欧盟及全球风电部署的前景十分光明。欧盟的目标是到 2030年可再生能源占比至少达到 42.5%，这要求欧盟的可再生能源发电装机容量从 2022 年的 204 吉瓦，增加到 2030 年的 500 吉瓦以上。放眼全球，要想在 2050 年实现净零排放，每年的风电新增装机容量至少应达到 329 吉瓦，是目前装机容量（75 吉瓦）的四倍以上。然而最近欧洲风电产业遭遇了经营困难。2022 年，所有最大的风力涡轮机制造商都出现了重大经营亏损。2022 年新增的风电项目装机容量仅为 16 吉瓦，这与实现欧盟 2030 年目标所需的每年 37 吉瓦的要求相去甚远。此外，俄乌冲突后引发的能源危机凸显了过度依赖外国化石燃料供应商的风险，也表明风能和其他可再生能源对于能源系统的稳定性与安全性至关重要。欧洲风电行动计划（简称行动计划）的目标是扶持欧盟风电企业并提高它们的竞争力，以确保欧盟风电产业能够继续在绿色转型中发挥关键作用。行动计划列出了为实现上述目标应当紧急采取的措施，涵盖六个关键领域（见图 1），将由欧盟委员会、-3-各成员国和产业界来共同实施。本行动计划的目标是在未来数月内将取得具体成果。通过欧盟、各成员国和产业界的实施，支撑欧洲风电制造业克服困难、提高竞争力，全力推进能源转型。图 1欧洲风电行动计划的六个关键领域产业参与和成员国承诺加快部署具备相关技能完善拍卖设计营造公平竞争的国际环境更易获得融资一、欧洲风电产业现状一、欧洲风电产业现状陆上（占风电装机容量的 92%）和海上风能已经成为欧盟电力系统的核心支柱。2022 年，风电承载了欧盟平均 16%的电力消耗，并经常达到单日 30%以上。得益于技术创新和经济规模，过去 10 年中，欧洲开发和推广风能利用技术的成本显著降低。在欧洲许多地区，风能已成为最便宜的电力来源。-4-迄今为止，欧盟部署的风电设备主要由本地风电制造商提供。欧洲本地的主要制造商占据了欧盟风能市场的 85%（以及海上风能的 94%）。涡轮机及其零部件（叶片、机舱与塔架、齿轮箱、基座、变电站、发电机等）的制造遍布欧盟各国。这使得风电制造业成为了就业大户：据估计，整个风电行业为欧盟提供了 24万至30万个直接和间接就业岗位，其中约有4.5万个就业岗位（占直接就业岗位的 28%）来自涡轮机和零部件制造商。在不断扩大的全球风电设备市场中，欧洲企业占据着相当大的份额。然而，这一份额从2020年的42%下降到了2022年的35%。这很大程度上是由于中国风能的快速部署，中国风电的发展主要依赖于其不断增长的国内制造业。在全球排名前十的风力涡轮机制造企业中（覆盖全球风力涡轮机需求的 80%以上），有 4 家总部设在欧盟，另有 4 家在中国。欧洲风电项目运营商和开发商在全球也十分活跃，但与风电设备制造商不同，风电项目运营商和开发商在 2022 年及此前数年中均获得了可观的利润。然而，欧盟制造商的问题开始日益影响到欧盟风电运营商的绩效。此外，欧盟制造商在海外市场所面临的准入壁垒也越来越多。风电产业还面临着原材料获取方面的问题，比如铜、稀土矿物、钢、镍、玻璃纤维或硅等。欧洲在原材料的供应方面严重依-5-赖第三国，而随着全球风电行业的发展，对这些材料的需求持续增加，价格也随之波动。二、造成欧盟风电制造业困境的主要因素（一）欧盟对风力涡轮机的需求不足且不确定，导致风电设备制造商的产能未被充分利用二、造成欧盟风电制造业困境的主要因素（一）欧盟对风力涡轮机的需求不足且不确定，导致风电设备制造商的产能未被充分利用目前，制造商对各成员国的风电部署计划缺乏充分的了解，因此，难以对生产和投资进行规划。风力涡轮机零部件的运输需要特殊审批，而各成员国的具体规定又存在差异，导致从生产地点到目标风电场的运输环节发生延误。此外，可再生能源项目的审批程序缓慢且复杂也是造成产能利用不足的主要原因之一。据业内人士估计，全欧盟范围内有 80 吉瓦的风能装机容量正在办理审批手续，这一数字是去年风电部署容量的五倍以上。（二）原材料获取困难等原因对风电设备制造商的财务状况造成严重影响（二）原材料获取困难等原因对风电设备制造商的财务状况造成严重影响原材料获取困难、高通胀和大宗商品价格上涨，再加上风电设备制造商对冲输入性价格波动的手段有限，对欧洲风电设备制造商的财务状况造成了严重影响。此外，利率上升和融资更难也使得情况更加恶化。-6-（三）针对发展可再生能源国家的招投标设计往往完全或主要基于价格标准，并不会对欧洲产品的高环境和社会标准给予适当鼓励，也没有考虑供应链韧性的需要（三）针对发展可再生能源国家的招投标设计往往完全或主要基于价格标准，并不会对欧洲产品的高环境和社会标准给予适当鼓励，也没有考虑供应链韧性的需要尽管有部分成员国，例如荷兰和法国已开始引入非价格标准，但大多数拍卖仍属于上述情况。此外，欧盟各成员国的拍卖设计也存在较大差异。所有这些因素都使制造商的投资规划变得更加复杂，进而影响了生产线的稳定性，降低了规模经济效益。（四）国际竞争对手给欧盟风电制造业造成的压力日益增大（四）国际竞争对手给欧盟风电制造业造成的压力日益增大2022 年，欧盟与中国在风电领域的贸易逆差达到了创纪录的462 亿欧元。中国是欧盟及全球制造商的重要原材料和零部件供应国，同时也日渐成为欧盟的主要竞争对手，尤其是在欧洲企业极为看重的第三国市场上。中国企业的报价比欧美企业平均低20%，据业内人士称，中国企业有时还会附带极具吸引力的延期付款条件，因此海外市场占比在持续稳步增长。虽然竞争可以刺激创新和产品改进，但不公平的竞争却可能会对欧盟风电设备制造商造成负面影响，甚至可能降低这些企业在欧盟本地市场上的竞争力。中国制造商还可受益于其垂直一体化的商业模式和较短的供应链，这均归功于中国在钢铁产量和原材料方面的主导地位，以及极具吸引力的资金条件。所有这些都严重削弱了欧洲企业在公平竞争环境下的竞争力。-7-（五）风电制造业领域具备技能的劳动者数量可能会影响欧洲产能的增速（五）风电制造业领域具备技能的劳动者数量可能会影响欧洲产能的增速风电产业需要更多的劳动者，包括工程师和技工。但特别是在海上风电领域，很难找到熟练的船舶、起重机或重型设备操作人员。据估计，欧洲的制造业可以满足欧盟目前对风力涡轮机的大部分需求。但为了实现欧盟风电的宏大目标，并在不断增长的市场中保持竞争力，欧洲风电制造商需要迅速扩大自身产能。三、迄今为止欧盟委员会采取的行动三、迄今为止欧盟委员会采取的行动欧盟委员会已经针对欧盟风电制造业面临的部分关键问题提出了一些举措。（一）修订并颁布一系列文件简化审批流程一是（一）修订并颁布一系列文件简化审批流程一是修订了可再生能源指令（RED），规定了到 2030年可再生能源占比至少达到 42.5%的强制性目标，力争达到 45%，并将以更加全面和结构化的方式简化并缩短审批程序，几乎所有欧盟成员国都将这类审批制度改革纳入了其“复苏与韧性计划”中，包括最近通过的“欧盟可再生能源（REPowerEU）”行动。二是二是按照技术支持工具（TSI）法规规定，各成员国可以通过独立或“多国项目”获得相关技术专业知识，以加快风能项目的审批。三是三是修订了跨欧洲能源网络（TEN-E）法规，包含-8-简化跨境基础设施项目（比如海上混合输电线路）审批程序的规定。（二）通过改革和提案提升风电投资稳定性和供应链韧性一是（二）通过改革和提案提升风电投资稳定性和供应链韧性一是提出“电力市场设计”（EMD）改革提案，旨在促进长期合同的签订，从而为可再生能源提供稳定的投资信号。二是二是欧盟委员会通过绿色新政产业计划、净零工业法案（NZIA）提案以及关键原材料法案（CRMA），通过在政府采购和拍卖中引入了支持可再生能源可持续性和韧性的标准、强化关键原材料的价值链、促进循环经济等，增强其净零技术制造的韧性。三是三是修订欧盟海上安全战略，以应对针对关键海上基础设施（包括海上风电设备）的常规、混合及网络攻击。（三）加大投资支持风电产业及其创新一是（三）加大投资支持风电产业及其创新一是除根据区域援助指导原则提供支持外，欧盟委员会还在“临时危机和过渡框架”（TCTF）中引入一个新的条款，允许在 2025 年 12 月 31 日前对战略性设备的制造予以投资援助，包括风力涡轮机及其关键部件和关键原材料。自 2023 年 3 月以来，欧盟委员会已经批准了多个成员国的方案，总预算约为 69亿欧元。二是二是提出了“欧洲战略技术平台”（STEP），支持与绿色和数字化转型相关的关键和新兴技术投资。三是三是欧盟的“创新基金”可扩大创新型制造业项目的规模，自 2020 年以来，该基-9-金已经选中六个风电项目，总共投资 1.5 亿欧元。四是四是现有的“复苏与韧性计划”将采取措施，部署新增风电及太阳能发电装机容量最多可达 15.9 吉瓦，为风电及太阳能发电相关项目拨款最多56 亿欧元。五是五是通过“投资欧盟”计划支持制造和部署方面的投资，迄今为止，欧洲投资银行（EIB）已通过该计划批准了逾 18亿欧元的贷款用于风电项目。六是六是通过“地平线欧洲”研究计划、“凝聚基金”、“欧洲区域发展基金”和“公正转型基金”等支持创新，特别是中小企业能力建设。四、风电行动计划（一）通过提高可预测性和简化审批程序来加快部署四、风电行动计划（一）通过提高可预测性和简化审批程序来加快部署欧盟委员会将在所有成员国推动实施数字化审批流程，鼓励各成员国就现行的做法进行交流，以争取当地社区的认可。各欧盟成员国均按照“复苏与韧性基金”的要求，提出了支持国家审批机关的措施，金额为 3100 万欧元。此外，欧盟委员会将与各成员国展开更密切的合作，以确保可再生能源拍卖的规划透明，并制定更全面、更细化的拍卖规划，使业界对于短期和中期的商机更有信心。1、行动、行动 1：欧盟委员会与各成员国携手合作，加快审批速度；启动“：欧盟委员会与各成员国携手合作，加快审批速度；启动“Accele-RES”举措，加快修订后的可再生能源指令生”举措，加快修订后的可再生能源指令生-10-效和实施；审查临时应急机制效和实施；审查临时应急机制欧盟委员会将启动“Accele-RES”举措，包括以下具体行动：一是一是推动各成员国审批流程的数字化，同时加强对各国审批机关的培训，以尽可能加快审批。欧盟委员会将鼓励各成员国使用“技术支持工具”进一步支持快速实施可再生能源指令中的审批规定。二是二是在 2023 年年底前推出一款专门的在线工具，为各成员国提供审批流程方面的相关支持。三是三是敦促所有成员国为修订后的可再生能源指令制定详细的实施计划。四是四是到 2024 年 4月更新关于加快可再生能源项目许可证发放程序的建议及其附带的关于加快可再生能源项目许可证发放程序和促进购电协议成熟做法的指南，必要时，将提供有关风机翻新、简化环保程序或并网审批等课题的进一步指导。五是五是把有关审批问题的非正式专家组升级为专门论坛，定期交流成熟做法，并找出其余需要在欧盟层级进一步排除的障碍，包括监管障碍。2、行动、行动 2：各成员国通过做出风电承诺、公布中期拍卖时间表、制定可再生能源部署的长期计划，提高风电项目的可见性：各成员国通过做出风电承诺、公布中期拍卖时间表、制定可再生能源部署的长期计划，提高风电项目的可见性根据可再生能源指令，各成员国有义务公布一份将如何支持可再生能源的长期时间表，至少涵盖未来五年，并采取措施确保购电协议有助于所需的可再生能源部署。这将有助于产业界更好地规划制造能力的投资、提高融资能力，并强化商业案例。-11-为此，欧盟委员会将采取以下具体行动。一是一是建立一个交互式欧盟数字平台，并在该平台上公布各成员国的拍卖规划，提高未来拍卖和预期部署容量的可见性，并使企业能够获得有关欧盟计划的所有拍卖的单点信息。二是二是要求各成员国在 2023 年底前，对2024 年至 2026 年期间的风能部署容量给出具体和明确的承诺，并对未来几年的风能部署工作做出清晰和可信的陈述。三是三是将在区域高级别小组的框架内加强与各成员国、项目发起人和电网运营商合作，以确定风电和其他可再生能源的现有具体项目，包括跨境项目，并支持其快速实施。四是四是 2023 年 12 月，在对各成员国的国家能源和气候计划（NECP）草案进行评估后，欧盟委员会将发布“可再生能源发展相关审批及长期规划建议”，各成员国应根据该建议更新其国家能源和气候计划，制定全面的十年可再生能源部署计划（特别是风电），并展望至 2040 年。这些计划应包括目标装机容量和/或产量、项目概况、空间分布以及能源系统整合等内容。3、行动、行动 3：欧盟委员会将通过一项促进电网扩建的行动计划：欧盟委员会将通过一项促进电网扩建的行动计划欧盟委员会将于 2023 年 11 月通过一项电网行动计划，包括输电和配电层面。该电网行动计划将以“跨欧洲能源网络”框架为基础，加快推进关键跨境电力基础设施项目，这对于整合日益增加的可再生能源装机容量以及推动能源系统整合将至关重要。-12-该电网行动计划将包含多项具体措施，旨在应对阻碍电网加固和扩建的瓶颈问题，包括跨境成本分摊和跨境制造，这对于批准更多陆上和海上风电项目、激发沿岸成员国风电项目投资以及强化欧洲内陆地区交通运输基础设施至关重要，并将创造对风电设备的额外需求。电网行动计划还将促进前瞻性投资，通过解决审批瓶颈来加快新基础设施的部署，确保更好地利用现有电网。（二）完善拍卖设计（二）完善拍卖设计进一步协调各成员国的拍卖设计原则，可以降低交易成本，极大地确保拍卖本身的目的性，同时也能为各成员国留出足够的灵活性和创新空间。在拍卖设计中使用上述要素时，应考虑到对各成员国预算的影响和便利性要求。1、行动、行动 4：各成员国在欧盟委员会的建议和指导下，在拍卖中纳入客观、透明和非歧视性的定性标准和措施，以尽可能提高项目执行率：各成员国在欧盟委员会的建议和指导下，在拍卖中纳入客观、透明和非歧视性的定性标准和措施，以尽可能提高项目执行率欧盟委员会将在本行动计划通过后立即与各成员国及各相关方展开对话，以完善、简化并协调可再生能源的拍卖设计，并将尽快通过欧盟委员会相关建议和指南，为拍卖提供理想的标准要素，从而与净零工业法案形成有效互补，并使拍卖设计更加一致和高效。这包括以下具体行动：一是一是根据欧盟法律和国际义务、其他相关准则以及交付能力，提出一套与网络安全标准-13-（符合网络和信息安全指令 1和网络和信息安全指令 2）和国际数据传输相关的非歧视性、客观和透明的资格预审标准。二是二是加强非价格评定标准的明确性。三是三是探索制定欧洲商业行为准则，提高供应链的透明度，并在未来的风电拍卖中加以运用。四是四是加强风电设备及其互联基础设施的网络韧性。五是五是通过适当的激励措施确保项目全面、及时地实施。六是六是评估“负向竞标”（Negative Bidding）模式的后果，并探索解决方案，以避免对部署速度和规模以及价值链产生负面影响。七是七是在收集各成员国对2024 年至 2026 年及之后的风能部署量承诺时，欧盟委员会将询问成员国是否计划使用“负向竞标”模式，并将与各成员国就是否可以避免这种竞标结构展开对话。八是八是解决因投标上限导致拍卖中认购不足的问题。此外，欧盟委员会呼吁立法机构尽快达成有关“电力市场设计”（2023 年底前）和净零工业法案（2024 年 3 月前）的协议，并将支持立法机构在净零工业法案中引入有关客观、透明和非歧视性拍卖资格预审标准的条款，并加强使用非价格评定标准，特别是包括与商业行为、网络安全和数据安全相关的注意事项，以及全面按时交付项目的能力。2、行动、行动 5：应对网络安全风险和解决数据保护问题：应对网络安全风险和解决数据保护问题欧盟委员会将确定与风电设备及相关基础设施有关的网络安-14-全风险，包括数据保护方面的风险，以评估这些风险是否可能被利用来损害欧盟的经济安全或电力供应安全。上述确定和评估工作将在欧盟的风险评估活动中进行，并由欧盟委员会、外交与安全政策高级代表以及“网络和信息安全合作小组”共同主导。欧盟委员会还将派出专家组，比如新成立的智能能源专家组及其网络安全工作小组。风险评估工作可以借鉴 5G 的经验，并将补充现有的安全基础设施，特别是计划于 2024 年一季度通过的关于跨境电力流动网络安全的网络规则。评估结果可用来支持采购流程和拍卖设计、未来的政策制定，以及对外国直接投资的筛查。网络安全风险分析的范围将非常广泛，且涵盖各种设备。3、行动、行动 6：欧盟委员会将根据“全球门户”机制，增加战略性采购：欧盟委员会将根据“全球门户”机制，增加战略性采购2021 年 12 月，欧盟委员会启动了“全球门户”战略，通过“欧洲团队”的方式，在世界各地投资清洁能源和基础设施项目，包括风能。欧盟委员会将建议根据“全球门户”机制，增加战略性采购。这将确保项目达到较高的环境、社会和治理标准，并帮助符合该标准的承包商和生产商找到可行的商业案例，同时促进新兴市场和发展中国家的可持续发展。凡涉及部署战略性净零技术（比如风能可再生技术）和战略性净零标准（比如净零工业法案中的标准）的项目，一旦获得通过，就将作为与国际伙伴-15-进行接洽的标杆。此外，欧盟委员会将研究是否对“全球门户”项目中由私人发起的采购适用类似要求。（三）更易获得融资（三）更易获得融资要想实现净零工业法案的目标，风电产业还需要约 60亿欧元的投资来扩大制造能力。欧盟委员会致力于在“资本市场联盟”（CMU）和欧洲可持续金融框架内，制定吸引长期投资者的资本市场规则，同时鼓励私人资金获得环境可持续活动和欧洲绿色新政带来的机遇。欧盟委员会认识到，私人投资对于实现本行动计划至关重要，并将继续采取行动鼓励私人投资，同时动员欧盟及其他政府投资来源。1、行动、行动 7：欧盟委员会为风能产业获得欧盟融资提供便利：欧盟委员会为风能产业获得欧盟融资提供便利欧盟委员会将扩大“创新基金”支持风能制造业的可能性，即在 2023 年 11 月 23 日的提案征集中，将给清洁技术制造项目的资金预算增加到 14 亿欧元，包括风力涡轮机及其零部件制造项目。“创新基金”在 2020 年至 2030 年间的总拨款预算为 400亿欧元。在今年的 40 亿欧元预算中，除清洁技术制造专题外，创新型风能生产和试点项目也符合 2023 年 11 月 23 日即将举行的提案征集中其他专题的资格。在同等条件下，将优先考虑风能项目。为了支持项目开发商并确保建立一条坚实的创新项目渠道，-16-未来 3 年内，风能项目将优先获得由“创新基金”和欧洲投资银行联合提供的 9000 万欧元项目发展援助。“投资欧盟咨询中心”也将提供定制化的咨询帮助。此外，来自“创新基金”、欧洲投资银行、其他国际金融机构以及国家促进银行和机构，包括“投资欧盟”计划的融资组合也可以为获选项目提供支持，帮助实现最终投资决策。2023 年年底前，欧盟委员会还将根据修订后的战略能源技术规划（SET Plan）加强与风能相关的活动，同时加大力度支持风电制造领域的研究和创新，以便保持欧洲的技术竞争优势，特别是在与循环利用和可持续性、改进工业流程以及数字化相关的问题方面。“欧洲战略技术平台”还将为扩大欧盟清洁技术制造（包括风电）规模带来新的投资机遇，这尤其有利于正处在转型期的国家、欠发达国家，以及人均国内生产总值低于欧盟平均水平的成员国。这些地区都将受益于财政激励措施以及“凝聚基金”、“欧洲区域发展基金”和“公正转型基金”的灵活性，这些措施还将在相关战略领域支持对大型企业的生产性投资，从而推动实现“欧洲战略技术平台”的目标。2、行动、行动 8：欧洲投资银行为欧盟风电企业提供去风险工具和担保：欧洲投资银行为欧盟风电企业提供去风险工具和担保-17-2023 年 7 月，欧洲投资银行批准了其第二个“欧盟可再生能源”一揽子计划，并宣布将贷款额度增加近一倍，以支持绿色新政产业计划和净零工业法案，预计将在 5 年内累计调集约 1500 亿欧元的资金。该计划将部分得到“投资欧盟”担保机制的支持。欧洲的战略性净零技术、相关上游零部件和战略性原材料制造商将是这项工作的重点/行动领域之一。该计划将涵盖欧盟的陆上和海上风电产业制造能力。欧盟委员会和欧洲投资银行正在紧急合作开发一款专门工具，用于为商业银行对关键风电产业供应商的信贷敞口提供反担保，以增加风电产业供应商获得预付款和履约保证额度的机会。欧盟委员会和欧洲投资银行的目标是在未来 3 到 6 个月内推出这款金融工具。欧盟委员会还提议，通过“投资欧盟”的专项窗口，增加 75亿欧元的欧盟担保额度，作为“欧洲战略技术平台”的一部分，这将增加欧洲投资银行集团及其他执行合作伙伴的投资能力，从而能够更好地支持清洁（及其他）技术的开发和制造业，包括风电行业。在“全球门户”机制下，各成员国的出口信贷机构将与发展融资提供方携手合作，加强外部金融工具之间的协调，从而支持包括风电在内的可再生能源项目。-18-3、行动、行动 9：各成员国充分利用国家援助规则为欧盟风电价值链提供的灵活性：各成员国充分利用国家援助规则为欧盟风电价值链提供的灵活性各成员国应充分利用“临时危机和过渡框架”规则提供的机遇，全力扶持欧盟的风电制造产业。该框架中某些与危机相关的条款将于今年年底到期，考虑到需要确保欧盟内部的公平竞争环境，欧盟委员会已就这些条款是否延长与各成员国进行了磋商，并将很快作出决定。其他旨在推动向净零经济转型的条款将持续生效至 2025 年底，以加快各成员国的可再生能源部署（包括风电），并支持相关战略性投资，从而推动设备制造向净零转型，包括风力涡轮机及其关键零部件和相关关键原材料。4、行动、行动 10：欧盟委员会加强与投资者的对话，以增强投资欧盟风电行业的吸引力：欧盟委员会加强与投资者的对话，以增强投资欧盟风电行业的吸引力欧盟委员会正在与各相关方，尤其是长期资本投资者，积极开展“投资者对话”，共商如何使欧盟风电产业在吸引全球投资方面更具竞争力，重点围绕行业机遇和包括运营、财务和竞争方面的短板，以及欧洲应如何取长补短。欧盟委员会还将于 2023 年内组织专题会议，与长期投资者共同探讨妨碍欧盟风电行业吸引投资的主要原因及最佳解决方式。这将包括确保更快地获取和部署私人融资的机会，以及关于欧洲投资氛围的讨论，如为风电行业投资提供有效且尽可能精简的监-19-管环境。（四）营造公平竞争的国际环境（四）营造公平竞争的国际环境欧盟风电制造产业已经证明，在公平条件下，它在本土及海外市场上均具有很强的竞争力。欧盟应当为自身产业创造有利条件，使之在遵守国际承诺的前提下，参与海外市场的竞争、创新、投资和出口。1、行动、行动 11：欧盟委员会为欧盟制造商进军海外市场创造条件：欧盟委员会为欧盟制造商进军海外市场创造条件欧盟委员会将继续利用自身庞大的贸易协议网络，包括通过有效的实施和执法，来加强欧盟风电产业的竞争力。欧盟委员会高度重视正在进行的贸易谈判，以期缔结关于能源和原材料的有力章节，以及风电产业的其他相关条款。这些协议有助于风电产业实现供应链的多元化并降低风险，同时将解决战略依赖性问题，尤其是对原材料及其他中间产品的严重依赖。因此，欧盟委员会将进一步加强与海外市场的贸易协议谈判，以提高欧洲企业的地位，并确保能够不受扭曲地进入海外市场。“净零工业伙伴关系”也将支持欧洲企业进入关键市场。此外，欧盟委员会将寻求与周边邻国在该领域开展更多战略合作及相关举措。欧盟将与世贸组织（WTO）的伙伴合作，制定关于补贴的规则手册，以提高国家干预的透明度，避免陷入加剧贸易冲突、损-20-害全球气候合作的补贴大战。这项工作计划将于 2024 年 2 月在世贸组织部长级会议上启动。国际采购文书（International Procurement Instrument，IPI）为欧盟提供了抓手，可以去说服那些尚未在政府采购领域承诺向欧盟企业开放采购市场的贸易伙伴。如果欧盟产业界指控其风电相关产品和服务在某个非欧盟国家的政府采购领域受到限制，一旦该指控坐实，欧盟委员会就可以启动国际采购文书调查，并与相关非欧盟国家展开磋商，以使欧盟运营商进入其市场。如果通过上述磋商未能实现预期的市场开放，则国际采购文书同样允许欧盟实施对等措施，以限制该非欧盟国家进入欧盟的政府采购市场。2、行动、行动 12：保护内部市场免受贸易扭曲以及安全和公共秩序威胁：保护内部市场免受贸易扭曲以及安全和公共秩序威胁欧盟委员会将与欧洲风电产业合作，密切监控可能使外国风电制造商受益的不公平贸易行为。这将涉及对进口到欧盟的风电相关产品的潜在补贴进行严格审查。如果有正当理由，欧盟委员会将启动贸易防御工具。如果外国的扭曲性补贴使受益的风电制造商在政府采购程序或涉及欧盟目标企业的交易中获利，欧盟则同样会采取外国补贴条例措施。欧盟委员会鼓励欧洲风电产业提供进一步的证据，并将评估产业界或其他独立来源提出的所-21-有涉嫌不公平做法的证据。欧盟委员会将敦促各成员国在执行安全或公共秩序筛查机制时，充分考虑到关键能源基础设施面临的风险。欧盟委员会将充分利用外国直接投资筛查条例下的合作机制，以防止与欧盟风电产业相关的外国投资对欧盟的安全和公共秩序造成潜在威胁。3、行动、行动 13：加强风能行业的标准化：加强风能行业的标准化在风电产业发展的现阶段，技术标准是确保互操作性、降低成本以及加快陆上和海上风能技术市场部署的关键手段。虽然国际电工委员会（IEC）通过了一系列广泛的标准，并且已经被欧洲电工标准化委员会采纳为欧洲标准，但更多的标准可能有助于提高风能设备的效率和可持续性，并消除其在欧盟内部推广的障碍。循环经济对于确保风电产业等关键领域的战略自主性至关重要，并且符合欧洲绿色新政关于减少环境影响的要求。特别是当标准与可再生能源拍卖设计工作相结合，还可以加强产业生态体系。在国际层级推动标准化进程并确保欧盟的积极参与，也将有助于欧洲风电产业在质量上更好地与全球对手竞争。为促进风电行业采用欧盟和国际标准，2023 年底前，欧盟委员会将采取以下行动：一是一是将召开一场关于风电技术的特别工作会议，作为欧洲标准化高峰论坛的一部分，以确定欧洲和国际标-22-准化的主要需求，找出一切现有障碍，并提高各成员国和产业界的认识，以确保其相关专家参与标准制定活动。二是二是将要求欧洲标准化组织起草支持净零工业法案目标的欧洲标准化交付成果文件。（五）具备相关技能（五）具备相关技能据估计，到 2030 年，风电行业将需要新增大约 10 万个就业岗位，与之相关的技能投资可能将达到 8.5 亿欧元。2021 年 3 月和 2023 年 3 月，在欧盟委员会的支持下，可再生能源贸易协会、清洁技术安装商代表、教育与培训机构、研究中心以及包括风能产业在内的区域网络各相关方，根据技能公约建立了可再生能源产业生态体系大规模技能伙伴关系。该伙伴关系正在发挥作用，但需要进一步发展才能实现其目标。1、行动、行动 14：建立可再生能源大规模技能伙伴关系，制定支持可再生能源行业（包括风电）技能发展的项目：建立可再生能源大规模技能伙伴关系，制定支持可再生能源行业（包括风电）技能发展的项目鼓励可再生能源和海上可再生能源的大规模技能伙伴关系尽快确定那些为实施项目提供最佳框架的欧盟方案和技能举措，这些项目能够绘制该行业的技能需求图，审查岗位描述，制定和运行新的劳动力市场相关培训模块和相关材料，支持发展可再生能源部门急需的技能发展，特别是针对妇女、年轻人（非教育、就业或培训）和老年人。特别关注可持续性和循环经济实践。这可-23-能包括应用“欧共体大学生交流行动计划 ”所呼吁的技能方面的行业合作蓝图。这些伙伴关系还能够从现有的举措中受益，比如“欧洲学徒制联盟”和“职业卓越中心”。此外，净零工业法案还将推动创建欧洲净零工业技能学院，以支持各成员国劳动者的再教育和再培训。这些学院将编写教学内容和教材，提供给各成员国的教育与培训机构，以满足净零产业对技能的需求。每所学院都侧重于一项净零工业技术，包括一所专门针对风电行业的学院，其目标是在建立后三年内培训10 万名学员。（六）产业参与和成员国承诺（六）产业参与和成员国承诺除欧盟和各成员国采取的措施外，欧洲风电产业自身的行动也将有助于创造更加稳定和更具经济效益的商业环境。包括但不限于更有力地对冲通胀及其主耗材（比如原材料）价格波动的影响，促进与风电制造商及风电运营商的长期合作，实现互利共赢。1、行动、行动 15：欧盟风电宪章：欧盟风电宪章为了扩大欧盟内部的风电部署和制造能力，欧盟委员会邀请各成员国和风电产业代表于 2023 年底前签署自愿承诺书，作为风电宪章的一部分。继“投资者对话”之后，欧盟委员会正寻求将金融投资者写入风电宪章，或是设法扩大宪章的范围以涵盖这些参与者。-24-风电宪章的目标是，基于本行动计划和相关政策，协调和迅速落实欧盟委员会、各成员国以及产业各相关方的行动，并通过展示各方的共同努力，为欧洲风电产业的发展创造有利条件。欧盟委员会将与各成员国以及产业各相关方密切合作，与社会伙伴协商，制定宪章的具体承诺。有了行动计划和宪章的保障，应当能够促使产业界加大投资，扩大其制造能力，以满足未来几年风电项目的预期增长需求。附表 1欧洲风电行动计划简表领域领域行动行动/措施措施时间表时间表通过提高可预测性和简化审批程序来加快部署通过提高可预测性和简化审批程序来加快部署1、欧盟委员会与各成员国携手合作，加快审批速度；启动“Accele-RES”举措，加快修订后的可再生能源指令生效和实施；审查临时应急机制2023 年 11 月开始2、各成员国通过做出风电承诺、公布中期拍卖时间表、制定可再生能源部署的长期计划，提高风电项目的可见性2023 年 11 月开始3、欧盟委员会将通过一项旨在促进电网扩建的行动计划2023 年 11 月完善拍卖设计完善拍卖设计4、各成员国在欧盟委员会的建议和指导下，在拍卖中纳入客观、透明和非歧视性的定性标准和措施，以尽可能提高项目执行率尽快-25-5、应对网络安全风险和解决数据保护问题2024 年开始6、欧盟委员会将根据“全球门户”机制，增加战略性采购自实施之日起更易获得融资更易获得融资7、欧盟委员会为风能产业获得欧盟融资提供便利到 2023 年底8、欧洲投资银行为欧盟风电企业提供去风险工具和担保2023 年第四季度9、各成员国将充分利用国家援助规则为欧盟风电价值链提供的灵活性自实施之日起10、欧盟委员会加强与投资者的对话，以增强投资欧盟风电行业的吸引力到 2023 年底营造公平竞争的国际环境营造公平竞争的国际环境11、欧盟委员会为欧盟制造商进军海外市场创造条件自实施之日起12、保护内部市场免受贸易扭曲以及安全和公共秩序威胁自实施之日起13、加强风能行业的标准化2023 年底前开始具备相关技能具备相关技能14、建立可再生能源大规模技能伙伴关系，制定支持可再生能源行业（包括风电）技能发展的项目到 2024 年年中产业参与和成员国承诺产业参与和成员国承诺15、欧盟风电宪章2023 年 12 月-26-译自：Communication From the Commission to the European Parliament,the Council,the European Economic and Social Committee andthe Committee of the Regions:European Wind Power Action Plan,October 2023 by the European Commission译文作者：工业和信息化部赛迪研究院黄鑫联系方式：电子邮件：-28-编 辑 部：工业和信息化部赛迪研究院通讯地址：北京市海淀区紫竹院路 66 号赛迪大厦 15 层国际合作处邮政编码：100048联 系 人：袁素雅联系电话：（010）88559543传真：（010）88558833网址：电子邮件：报：部领导送：部机关各司局，各地方工业和信息化主管部门，相关部门及研究单位，相关行业协会报：部领导送：部机关各司局，各地方工业和信息化主管部门，相关部门及研究单位，相关行业协会

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