2021年10月专题报告考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要中国电力圆桌项目课题组2023年7月电力圆桌项目电力可持续发展圆桌(简称电力圆桌)项目于2015年9月启动，旨在紧扣应对气候变化、调整能源结构的国家战略，邀请业内专家和各利益方参与，共同探讨中国电力部门低碳转型的路径和策略。通过建立一个广泛听取各方意见的平台机制，电力圆桌将各方关心的、有争议的、目前决策困难的关键问题提交到平台讨论，选出核心问题委托智库开展高质量研究，并将研究成果和政策建议提交到平台征求意见，从而支持相关政策的制定和落地，推动中国电力行业的改革和可持续发展，提高电力行业节能减排、应对气候变化的能力。项目课题组北京绿源碳和科技有限公司（BeijingGreenEnergy&CarbonNeutralityTechnologyCo.,Ltd）是由华北电力大学国家大学科技园平台孵化的科技创新企业。公司以“推动能源绿色发展，助力碳中和目标实现”为创新理念，服务于能源领域尤其是电力行业相关科技需求，紧紧围绕我国碳达峰碳中和目标，致力于能源技术创新研究和开发，创建了能源转型决策支撑平台，为能源电力行业绿色低碳转型提供高质量技术支持和咨询服务。自然资源保护协会（NRDC）是一家国际公益环保组织，成立于1970年。NRDC拥有700多名员工，以科学、法律、政策方面的专家为主力。NRDC自上个世纪九十年代起在中国开展环保工作，中国项目现有成员40多名。NRDC主要通过开展政策研究，介绍和展示最佳实践，以及提供专业支持等方式，促进中国的绿色发展、循环发展和低碳发展。NRDC在北京市公安局注册并设立北京代表处，业务主管部门为国家林业和草原局。更多信息，请访问：www.nrdc.cn。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要EnhancingPowerSystemAdequacyConsideringClimateRisk:PathwaysandMechanismsExecutiveSummary课题负责人：袁家海课题研究人员：张浩楠、张凯、牟琪林、彭可欣2023年7月i考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要目录前言���������������������������������������������������������������������������������������������01研究说明��������������������������������������������������������������������������������������03电力系统气候风险识别与场景设定�������������������������������������������������051.典型气候场景下青海省电力系统可靠性分析��������������������������������091.1青海省典型气候风险场景构建��������������������������������������������������������091.2青海省2025年电力生产运行模拟与可靠性分析������������������������������121.3极寒天气冲击下青海省电力保供组合措施���������������������������������������132.典型气候场景下广东省电力系统可靠性分析��������������������������������152.1广东省典型气候风险场景构建��������������������������������������������������������152.2广东省2025年电力生产运行模拟与可靠性分析������������������������������182.3极高温天气冲击下广东省电力保供组合措施������������������������������������193.气候风险下电力系统保供能力提升路径��������������������������������������213.1多元提升系统保供调节能力�����������������������������������������������������������213.2深挖需求侧保供响应能力���������������������������������������������������������������223.3充分挖掘区域资源互济能力�����������������������������������������������������������223.4发挥可再生能源主体责任提升保供能力�������������������������������������������233.5建立气候风险预警和事故响应机制�������������������������������������������������24考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要ii4.提升电力系统保供能力的市场机制设计��������������������������������������254.1辅助服务机制促进系统灵活性资源发展�������������������������������������������254.2容量机制保障长期电力供给安全�����������������������������������������������������264.3需求响应保供机制满足基础保供要求����������������������������������������������264.4省间应急电力交易机制提供电力支援����������������������������������������������284.5电力市场保供的综合价格机制��������������������������������������������������������28研究结论��������������������������������������������������������������������������������������30政策建议��������������������������������������������������������������������������������������32参考文献��������������������������������������������������������������������������������������3501考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要前言新型电力系统的建设是以电源侧可再生能源的高比例并网和需求侧多样化资源的大规模接入为特征，电力安全保供面临着系统结构转型和气候风险事件频发的双重压力。从2018年的东部省市夏季结构性尖峰电力缺口、2020年的湖南与江西寒潮大范围缺电，到2022年的四川高温干旱严重电力电量双缺，气候风险引发的电力安全事态不断升级，电力安全保供的重要性被提升到了新的高度，业内开始重新审视和冷静思考气候风险下新型电力系统的发展策略。2022年，生态环境部等17部门联合印发了《国家适应气候变化战略2035》，提出到2035年，全社会适应气候变化能力显著提升，气候适应型社会基本建成。为助力我国新型电力系统适应气候风险、提升安全保供能力，自然资源保护协会（NRDC）联合北京绿源碳和科技有限公司开展了气候风险下电力系统保供能力提升路径与机制的研究。考虑到极端天气事件发生频率增多、波及范围增广、对新型电力系统的影响程度加深，本报告将电力安全面临的气候风险界定为，在某地区出现的历史上较为罕见、发生概率逐渐上升、引发电力供需严重失衡的高温、极寒、暴雨、干旱等极端天气状况。此类气候风险通常会导致长时间无风、无光、无水、高负荷等非常规情况，而对电力系统造成物理性不可逆损害、短时难以恢复的灾害性气候风险不在本课题的研究范畴内。传统电力系统的火电占比高，依靠自身的稳定可靠、风险抗性高的优势，应对外部性气候风险的不可抗力通常采取“抵御”的措施。相比之下，新型电力系统的源、荷两侧的考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要02气候敏感性和脆弱性特征逐渐显现，物理意义上的“抵御”能力明显不足，其应对策略需转向“适应”气候风险。基于上述背景，报告从新型电力系统气候适应性的视角，聚焦气候风险对中长期电能量平衡的影响，探讨气候风险下新型电力系统平稳转型和高效保供的有效策略。03考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要研究说明因无法大范围改变外部性环境状况，新型电力系统的安全保供要采取“适应”而非“对抗”气候风险的理念，实现生物学中“适应性进化”的发展模式。基于此，本报告将采取以下研究思路。首先，分析电力系统源、荷资源与外部性气候环境的关系，例如雨雪、阴天、大风、高温、严寒等对发电、用电环节造成负面影响的气候风险，识别与界定气候风险要素和典型场景。其次，选取我国西部和东部典型省份代表，青海省和广东省，根据地区自然气候特征，模拟以极寒/高温为核心特征的多种气候场景，利用电力生产运行优化工具，量化不同气候场景下青海省和广东省2025年电力系统的安全保供运行特性，从经济性的角度探讨电力保供组合方案，并设计电力系统保供能力提升路径。再次，在场景模拟结果的基础上，结合我国电力市场化改革和应急保障制度，探讨以“价格”体系为核心的电力市场保供体系，形成“双层四极”的电力保供综合架构。最后，从资源规划、保供理念、监测预警、区域发展、多主体协作等层面，为我国新型电力系统提升气候适应性和安全保供能力提出政策建议。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要041图1气候风险视角下新型电力系统安全保供能力评估框架05考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要电力系统气候风险识别与场景设定（1）气候与用电负荷气温与电力负荷之间存在密切的相关性，尤其是高温或严寒天气会导致空调、采暖等设备用电负荷明显上涨，且区别于正常天气时的日间用电高峰状况。极端气温期间用电高峰更加符合民生用电的习惯，在5:00~7:00清晨起床和17:00~20:00下班回家的两个时段用电负荷显著上涨。图2是以2020年吉林省冬季典型日正常天气和极寒天气下负荷需求为例，最大用电负荷上涨30%左右。0200400600800100012001400160018000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00/图2典型日极端天气条件下负荷变化情况考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要06（2）气候与可再生能源发电可再生能源发电的最大特征是“靠天吃饭”。风电机组的出力特性与风速密切相关，而风速受天气影响很大。不同天气情况下某地区典型日风电出力特性（标幺值）曲线变化如图3所示，可以看出，风电的出力波动幅度范围较大：在正常和大风状况下，风电出力的峰谷差可以达到额定功率的60%；当出现小风状况时，风电出力会降至额定功率的20%以下，显著拉低电力供应能力。例如，2021年7月，受副热带高压带来多日高温无风影响，东北地区风力发电出力不足装机容量的0.1%。00.10.20.30.40.50.60.70.80.910:000:451:302:153:003:454:305:156:006:457:308:159:009:4510:3011:1512:0012:4513:3014:1515:0015:4516:3017:1518:0018:4519:3020:1521:0021:4522:3023:15/pu3图3极端天气条件下风电出力变化情况光伏发电机组出力主要由光照强度决定，而光照强度与天气的阴晴和温度有密切关系。光伏机组受天气阴晴影响的出力曲线变化如图4a所示：多云、阴雨和雪天会不同程度地影响光伏发电出力，积雪时光伏出力水平还会进一步下降。光伏机组受温度影响的出力曲线变化如图4b所示：高温会导致光伏组件的温度升高，超出一定温度时光伏发电效率会下降；一般的低温条件对光伏出力影响较低，但可能伴随着的大风和暴雪会影响光伏组件的抗载荷能力，且光伏组件有受到破坏和损伤的可能性，这些都将削弱极低温下的光伏出力。例如，2022年6月广东一光伏电站因暴雨被淹；2022年4月，内蒙古通辽市一光伏电站遭受极端天气暴雪而发生垮塌。07考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要00.20.40.60.810:001:453:305:157:008:4510:3012:1514:0015:4517:3019:1521:0022:45/pua.00.20.40.60.810:001:453:305:157:008:4510:3012:1514:0015:4517:3019:1521:0022:45/pub.4图4典型日光伏机组受天气影响的出力变化情况水力发电机组出力主要受到温度和降水的影响，与天气和气候密切相关。气候变化造成流域降水减少、蒸发增加以及冰川消退等使得径流枯竭，直接减少水电可用的径流资源；极端气象气候事件增多，加剧了径流资源分布的不均衡，使得洪峰弃水和枯期缺水状况严重，影响水电发电出力、设施安全及供电保证率。如2022年夏季四川地区出现持续性极端晴热高温天气，导致作为该地区主要电源的水电站发电能力严重不足。（3）电力系统气候风险场景设定基于“源-荷”气候相关性分析，重点考虑温度、风速和云雨情况的程度差异，报告共设定十四种典型气候场景类型，用于量化分析不同气候风险下新能源出力和用电负荷的变化，具体分类如表1所示。表1气候风险场景描述气候类型风速云雨情况温度气候类型风速云雨情况温度Ⅰ大阴雨正常Ⅷ中阴雨正常Ⅱ大晴天正常Ⅸ中多云正常Ⅲ大多云正常Ⅹ小风（无风）晴天极高温Ⅳ大晴天极低温Ⅺ小风（无风）多云极高温考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要08气候类型风速云雨情况温度气候类型风速云雨情况温度Ⅴ大多云极低温Ⅻ小风（无风）阴雨正常Ⅵ大雪天极低温XIII小风（无风）晴天正常Ⅶ中晴天正常XIV小风（无风）多云正常本报告以中国当前季节性气温变化为主因导致的电力安全事件（迎峰度夏、迎峰度冬）为基础，选取西北区域的极寒天气和南方地区的高温天气，同时考虑风速和云雨情况的程度差异，设定风险冲击力度不同的气候场景，评估电力系统各类资源受气候风险的影响程度，而作为对比参照的常规情景则是地区的气温、风速和云雨情况均表现为同时期的正常水平。09考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要1典型气候场景下青海省电力系统可靠性分析青海省是以水风光等可再生能源为主、以火电作为主要灵活性调节电源的西部电力送出省份；其位处低纬度高海拔地区，在冬季易出现极寒天气。以青海省为例，可以直观体现高比例可再生能源电力系统在以极寒为核心特征的气候场景下面临的保供挑战。1.1青海省典型气候风险场景构建本报告基于2025年青海省电力规划结果（见表2），选取青海省冬季最大负荷日所在月进行“源荷”场景生成（14天），对比常规情景和极寒气候情景下可再生能源出力与负荷变化。青海省为清洁电力外送大省，肩负华北和华中地区电力输送任务，通过电力送入区域负荷曲线大致拟合外送电负荷曲线，叠加本地用电负荷，得到全网最大负荷。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要10表2青海省2025年电力供需展望单位：万千瓦煤电气电生物质常规水电风电太阳能2025年40030012160017004600抽水蓄能新型储能常规情景最大负荷(含外送)极寒情景最大负荷(含外送)常规情景本地最大负荷极寒情景本地最大负荷2025年1206003390355012001370青海省位处低纬度高海拔地区，且极易受西伯利亚强冷空气影响，导致极寒天气事件在冬季高频发生，冲击电力安全。极寒天气事件下青海省月平均气温降低3℃以上，月内出现多次大范围降温，且持续时间在5-14天。由此，本报告结合气候风险典型案例（见表1）和极寒天气事件特征，对极寒天气进行时序日度模拟（见表3），以评估电力系统应对不同程度气候风险的运行表现。表3青海省气候风险时序表时间风险类型天气描述时间风险类型天气描述1日Ⅲ正常气温大风多云8日Ⅴ极低气温大风多云2日I正常气温大风阴雨9日Ⅵ极低气温大风雨雪3日Ⅵ极低气温大风雨雪10日Ⅵ极低气温大风雨雪4日Ⅴ极低气温大风多云11日Ⅳ极低气温大风晴5日Ⅵ极低气温大风雨雪12日Ⅳ极低气温大风晴6日Ⅱ正常气温大风晴天13日Ⅱ正常气温的大风晴天7日Ⅰ正常气温大风阴雨14日I正常气温大风阴雨极寒天气影响风电出力。极寒天气往往伴随大风，风电出力效率明显提升，最大出力可达1690.15万千瓦，平均出力757.13万千瓦、较常规情景提高23%，其中，由于风雪11考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要侵袭导致风力涡轮机冻结和叶片覆冰，部分时段风电出力出现锐减，例如7日15时和13日5时（见图5a）。极寒天气还会影响光伏发电出力。极寒天气同时还会伴随着大范围长时间的雨雪天气，再加上低温影响光伏组件运行效率，导致光伏发电最大出力降至2600万千瓦，平均出力降至79.35万千瓦、较常规情景下降37.6%（见图5b）。极寒天气对水电出力也有影响。极寒情景下，低温天气导致河流和水库结冰，影响水电运行效率，常规水电最大出力降至800万千瓦、平均出力降至600万千瓦（较常规情景下降14.3%）、最小出力不变。极寒天气将推高用电负荷。用电负荷随气温出现波动变化，本地最大负荷激增至1370万千瓦、较常规情景上涨14%，全网最大负荷激增至3560万千瓦（见图5c）。0200400600800100012001400160018001.011.222.193.164.135.106.077.048.018.229.1910.1611.1312.1013.0714.04a.05001000150020002500300035001.011.212.173.134.095.056.016.217.178.139.0910.0511.0111.2112.1713.1314.09b.50010001500200025003000350040001.011.111.212.072.173.033.133.234.094.195.055.156.016.116.217.077.178.038.138.239.099.1910.0510.1511.0111.1111.2112.0712.1713.0313.1313.2314.0914.19c.5图5常规和极寒情景下青海省新能源出力与用电负荷模拟曲线考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要121.2青海省2025年电力生产运行模拟与可靠性分析本报告对不同场景下电力系统的运行模拟是从电力供应资源满足100%用电需求的角度出发，未将需求响应、有序用电等需求侧管理手段纳入到电力平衡措施中，因此可能无法精细化体现不同场景下的真实负荷缺口状况。极寒天气激化电力系统供需矛盾。一般工商业和居民的空调供热负荷增长，较常规情景下增长150%~200%。大部分时段负荷缺口表现为电力、电量双缺，例如5日12时-18时，风电、光伏平均出力较常规情景分别减少72.8%和17%，抽水蓄能和新型储能在连续低温天气下缺少能量补充，再加上缺乏长时储能、应急备用煤电等资源，导致供电能力严重不足，全网最大切负荷（电力供需严重失衡时采取的紧急停电措施）规模达到1475万千瓦、占全网最大负荷的41.5%。少部分时段系统灵活性不足导致负荷缺口，新能源出力波动较大且火电和水电调节能力受限，用电负荷激增时电力系统向上调节能力不足，导致较大规模切负荷出现，例如8日20时-22时，切负荷规模达到353万千瓦。为简化计算，报告基于受端（河南）电力供需情况模拟通道固定送电曲线，在图6的模拟结果中并未调整外送电力。实际上，青海省主要是采用特高压通道配套新能源基地以清洁能源多能互补的形式稳定送电，一部分按照强制计划执行，另一部以多发多送的形式进行。在极端天气发生时，付出一定的惩罚成本，适当调减强制外送电规模，可以极大地缓解切负荷的状况。13考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要-50000500010000150002000025000300003500040000450001.011.081.151.222.052.122.193.023.093.163.234.064.134.205.035.105.175.246.076.146.217.047.117.188.018.088.158.229.059.129.1910.0210.0910.1610.2311.0611.1311.2012.0312.1012.1712.2413.0713.1413.2114.0414.1114.18MW图62025年青海省极寒情景典型周运行模拟1.3极寒天气冲击下青海省电力保供组合措施1）当失负荷规模为0-150万千瓦（占最大负荷5%以内，此处为全网最大负荷，下同）时，优先采取需求响应更具有经济性；2）当失负荷规模在150-350万千瓦时（占最大负荷5%-10%），可以在需求响应的基础上，采取新增少量煤电或气电；3）当失负荷规模在350-560万千瓦时（占最大负荷10%-15%），可以在措施2）的基础上考虑调用部分工业经济可调节负荷和部分切外送电负荷；4）当失负荷规模在560-930万千瓦时（占最大负荷15%-20%），可以在措施3）的基础上新增煤电和气电装机及部署长时储能；5）当失负荷规模在930-1500万千瓦（占最大负荷20%-25%），在措施4）的基础上不得不采取调用全部经济可调节负荷、降低外送电负荷，即大工业降低能效或错峰生产，加强一般工商业和居民合理用电。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要140123456/020040060080010001200140016001.011.162.072.223.134.044.195.16.016.167.077.228.139.049.1910.111.0111.1612.0712.2213.1314.0414.197图7青海省电力保供措施经济性分析15考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要2典型气候场景下广东省电力系统可靠性分析广东省是以火电为主、水核风光多元发展的东部电力受端省份，也是最大负荷居全国首位的用电大省；其地处热带和亚热带交界地带，夏季易出现极端高温。以广东省为例，可以直观体现以传统火电为主、最大负荷极高的电力系统在以极高温为核心特征的气候场景下面临的保供挑战。2.1广东省典型气候风险场景构建本报告基于广东省电力规划结果（见表4），选取广东省夏季最大负荷日所在月进行场景生成，对比常规情景和极高温气候情景下可再生能源出力与负荷变化。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要16表4广东省2025年电力供需展望单位：万千瓦煤电气电生物质常规水电核电风电2025年6800623.841.794818542565太阳能抽水蓄能新型储能常规情景本地最大负荷极高温情景本地最大负荷西电东送供应能力（送端）2025年2597120820016500229165200广东省位于华南区域，地处热带和亚热带交界地带，夏季气候炎热潮湿，常年受到季风气候的影响，气温和湿度较高。极高温天气事件下广东省日最高气温将达到38℃及以上，日平均气温维持在33~35℃，夏季月内出现多次极高气温，且持续时间在3~14天。由此，本报告结合气候风险典型案例（见表1）和极高温天气事件特征，对广东省极高温天气进行时序日度模拟，见表5。表5广东省气候风险时序表时间气候风险类型天气描述时间气候风险类型天气描述1日Ⅲ正常气温大风多云8日Ⅱ正常气温大风晴天2日Ⅶ正常气温中风晴天9日Ⅹ极高温小风晴天3日Ⅹ极高温小风晴天10日Ⅹ极高温小风晴天4日XI极高温小风多云11日XI极高温小风多云5日Ⅲ正常气温大风多云12日Ⅹ极高温小风晴天6日Ⅶ正常气温中风晴天13日XIV正常气温小风多云7日Ⅶ正常气温中风晴天14日Ⅻ正常气温小风阴雨极高温天气影响风电出力。极高温天气情景中，“高温热浪”天气侵袭，伴随风力减小或无风的状况，风电14天整体最大出力降至2283万千瓦，平均出力624万千瓦、较17考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要常规情景降低50.6%（见图8a）。极高温天气影响光伏发电出力。长时间高温状况下，光伏组件功率输出呈现出负温度系数关系，温度越高、输出功率越低，光伏最大出力降至1680万千瓦，平均出力降至487万千瓦、较常规情景下降15%（见图8b）。极高温天气影响水电出力。持续高温天气导致区域降水减少，整体湿度相对较低，影响水电运行效率，常规水电最大出力降至648万千瓦、平均出力降至448万千瓦（较常规情景下降13.4%）、最小出力降至248万千瓦。极高温天气推高用电负荷。持续高温使得一般工商业和居民用电负荷增长80%，本地最大负荷激增至22916万千瓦。同时，考虑到云南水电等受高温干旱影响存在发电能力下降的可能性，跨省输电通道传输电力减少（由2600万千瓦降至2270万千瓦，降幅达12.7%），全省最大用电负荷激增至20646万千瓦、增幅达48.5%（见图8c）。0500100015002000250030001.011.212.173.134.095.056.016.217.178.139.0910.0511.0111.2112.1713.1314.09a.050010001500200025001.011.212.173.134.095.056.016.217.178.139.0910.0511.0111.2112.1713.1314.09b.05000100001500020000250001.011.101.192.042.132.223.073.164.014.104.195.045.135.226.076.167.017.107.198.048.138.229.079.1610.0110.1010.1911.0411.1311.2212.0712.1613.0113.1013.1914.0414.1314.22c.8图8常规和极高温情景下广东省新能源出力与用电负荷模拟曲线考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要182.2广东省2025年电力生产运行模拟与可靠性分析极高温天气致使广东一般工商业和居民的空调供热负荷增长，较常规情景下一般工商业和居民负荷增长80%，导致本地用电负荷激增至22916万千瓦，而可再生能源出力和外来电有所下降，激化电力供需矛盾，最大负荷缺口在4日11时，负荷缺口为2621万千瓦、占全网最大负荷的11.6%（见图9）。广东省用电缺口主要表现为短时尖峰资源不足。当气温逐渐上升，负荷需求随之增加，当温度升高到一定程度时，开始出现尖峰失负荷；但周末的整体负荷需求会降低，即使在高温情况下，用电需求也能得到满足。广东省夜间缺电状况有所缓解，在新型储能和抽水蓄能已完成放电的情况下，出现持续较小规模的失负荷现象，如5日19时-23时平均失负荷规模为526万千瓦，通过需求响应即可满足。总体来看，应重点关注工作日出现极高温的情况。广东送入电力的减少也是加重电力短缺的重要因素。报告设定的入粤电力受西南地区水电发电能力下降（可能性）的影响而较常规情景减少了330万千瓦。如果更为乐观的场景是入粤电力输送正常且临时争取更多电力支援（例如500万千瓦），不仅能直接缓解尖峰用电时段的供需紧张状况，还能在非尖峰时段为抽水蓄能、新型储能、可转移负荷等提供充足电能，间接地进一步缓解尖峰电力缺口。19考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要-50000050000100000150000200000250000181522512192916236132031017247142141118181522512192916236132031017247142141118MW图92025年广东省极高温情景运行模拟图92025年广东省极高温情景运行模拟2.3极高温天气冲击下广东省电力保供组合措施1）当失负荷规模为0-368万千瓦时（占最大负荷3%以内），优先采取应急备用煤电、电化学储能和常备型需求响应资源满足负荷缺口更具有经济性；2）当失负荷规模在368-600万千瓦时（占最大负荷3%-5%），在措施1）的基础上积极鼓励更大规模的需求响应；3）当失负荷规模在600-1200万千瓦时（占最大负荷5%-10%），在措施2）的基础上可以新增少量煤电和调用省外紧急电力支援；4）当失负荷规模在1200-2600万千瓦（占最大负荷10%-20%），在措施3）的基础上考虑新增常规电源和调用传统高耗能行业经济可调节负荷。在保供措施经济性基础上进一步考虑能源电力低碳转型要求，为满足用电高峰时段包含高耗能行业用户（正常生产）在内的全部用电负荷，新建煤电或者是紧急调用宝贵的省外支援电力，是不可取的做法，因此，即使是高耗能行业经济可调节负荷成本较高，应当在失负荷规模超过5%时被优先调用。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要2010012345678/0500100015002000250030001.011.162.072.223.134.044.195.106.016.167.077.228.139.049.1910.1011.0111.1612.0712.2213.1314.0414.193.5-20图10广东省电力保供措施经济性分析21考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要3气候风险下电力系统保供能力提升路径新型电力系统适应气候风险的关键基础是统筹“源网荷储”多环节资源，发挥各自长处、补足相应短板、形成气候场景保供合力，兼顾低碳减排和安全保供需求，探索符合新型电力系统发展理念的气候风险适应性转型路径，经济合理地调动电力系统供需两侧资源的保供能力，在社会经济可承受范围内解决时段性、区域性的供需失衡问题。3.1多元提升系统保供调节能力重视多类型调节资源的组合发展，通过灵活火电、储能、虚拟电厂等的协同部署，低成本、高效率地提升新型电力系统保供能力。加快建设分钟级快速响应资源、小时级深度可控资源和长时级备用供应资源三个服务时长区间等级的保供调节资源架构。气候风险冲击下，保障电力安全的分钟级快速响应可以由抽水蓄能、电化学储能、自动发电控制（AGC）机组等来满足，小时级深度可控的响应资源包括灵活火电、可调节水电、光热、跨省跨区电力、虚拟电厂、需求响应中的非必需用电（如大工业用户停产限产）等，而长时的应急备用资源的可选项主要有备用火电、氢气储能、跨区电力（从未受极端天气影响的地区输送的电力）等。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要223.2深挖需求侧保供响应能力从报告模拟结果来看，极端天气诱发的用电负荷大幅上涨是电力保供的主要挑战之一，短时的极高负荷会推升电力供应成本，并且保障100%用电负荷的边际成本会随着源荷资源结构特性变化而逐渐增加，这使得需求侧参与电力保供的经济性优势突显出来。在经济水平欠发达、电价敏感度高、外送电力规模较大的西部地区，需求侧保供响应是应对温度异常天气的短时尖峰化用电负荷的主要措施，可以通过补偿方式调动非连续性工业生产、非必要商业用电、电动汽车等可中断、可转移的负荷实现负荷曲线的削峰优化，缓解电力平衡压力，且避免了依靠建设应急电源产生不合理的极高边际调节成本（常规场景下本地资源容量已经冗余）。在经济发展水平较高、电价承受能力高、作为电力受端的东部地区，短时的季节性尖峰用电负荷是以市场或分时电价引导的需求响应做为首要应对措施，而后是补偿性的需求响应，当预测负荷缺口较大时还需要启动应急备用电源；当温度异常天气持续时间延长时、负荷缺口较大时，要紧急启动应急电源、争取外来电力援助，并调用重工业生产用电、普通生产用电、景观服务用电等常备分级可切负荷资源。无论是西部还是东部地区，“十四五”期间都需要强化需求侧资源管理，充分发挥峰谷分时电价、需求响应市场化报价等手段的作用，引导用电负荷习惯的时段性偏移，使得用电负荷更加契合新能源发电出力的时段性特征，形成“虚拟电厂”调节效应。“十五五”期间，制定气候风险负荷分级减载标准，根据划分可调节负荷等级，培养电力用户节电能力，鼓励居民用电和工商业运营模式创新，并设置应急电力保障资金池，用于应急救援、切负荷补偿。3.3充分挖掘区域资源互济能力为适应季节性和突发性的电力供应紧张的“新常态”，区域资源互济应强化送受端资源协同规划部署，在继续提升可再生能源消纳能力的同时，更要利用区域间用电高峰时段错开的特点实现保供电力的时空互济，交错输电保障供应；同时，要加快气候风险事件发23考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要生时电力应急支援机制的建设，借助非风险区域备用电力的临时支援来缓解风险区电力安全事件的负面影响。完善跨区电力市场机制是激活区域互联互通积极性的关键。跨区交易要以中长期市场为主、现货市场为辅、辅助服务与容量市场为补充，中长期与现货交易需要灵活衔接，发现合理的电能量价格，结合辅助服务机制释放灵活调节服务的引导信号，提升区域间电力供应安全的短期互济保障能力，而区域容量机制可以将短期电力交易扩展到长期电力资源协同规划，权衡好短期利益与长期安全的关系，保障电力系统长期的（共享）容量充裕度。3.4发挥可再生能源主体责任提升保供能力从报告模拟结果来看，极端天气场景下可再生能源有效出力被大幅削减，使得电力系统普遍面临结构性缺电挑战。新型电力系统建设需要可再生能源发挥电力保供的主体责任。图11可再生能源的“远-近”结合发展模式在西部地区，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地仍将是新能源开发的主要形式，需完善配套清洁高效煤电和特高压输变电线路建设，提升新能源外送消纳能力，强化区域电力互济的能力。同时要提升新能源发电的可调性和可控性，通过提高预测精度、配置储能、联合调度运行等手段，输出较为稳定的电力流，提升新能源的“等效”可靠性。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要24在东部南部沿海地区，推进海上新能源和分布式电源发展，实现“发电于民”、“藏电于民”，以提高负荷侧自身发用电韧性的方式，形成点状支撑网络来提升电力可靠供应能力。作为电力主体之一，分布式电源要承担相应的系统平衡责任，完善配电网建设付费大电网平衡服务，建设配套储能抵消对电网调度压力的弊端、同时反向贡献系统调节服务，塑造双赢格局。3.5建立气候风险预警和事故响应机制加强气候风险预警预报工作，并建立应急事故响应机制，在气候风险冲击超出电力市场机制保供能力范围后紧急采取行政调度模式，保障发用电工作的有序开展。一是提升地区气候风险监测预测能力，尤其是负荷敏感度高、生态环境脆弱、历史上极端天气易发生的地区，要提前预警极端气候风险事件，指导极端气候应对措施。二是建立气候风险事件分级数据库，预估本地极端天气事件的类型、发生概率、对电力供需资源的影响及潜在的电力安全状况，做好气候风险与电力资源的关联分析和气候风险等级分级工作。三是建立保供电源、电网、储能等适应性资源的应急事故响应机制，根据气候事件风险预警、分级状况，制定和完善应急响应方案，做好提前部署和快速应对工作，提升电力系统风险抵御与恢复能力。25考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要4提升电力系统保供能力的市场机制设计新型电力系统安全保供市场机制设计要以电能量市场为基础，逐步完善辅助服务市场、容量市场、需求侧市场和省间电力交易市场的价格机制、保供服务品种、市场范围等内容，从短期平衡、长期充裕度、保供压力削减、应急资源调度四个方面，以经济可行的方式提升电力系统在气候风险场景下的快速响应、容量备用、分级切负荷、外来支援电力等保供能力。4.1辅助服务机制促进系统灵活性资源发展在辅助服务产品方面，2021年12月，国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，规定新增的稳定切机服务、稳定切负荷服务属于事故应急及恢复服务产品范畴，着重针对因极端天气等因素引发的事故性安全服务，为气候敏感性高的新型电力系统的保供需求前瞻性地探索发电侧、需求侧可行的措施，应对类似英国“2019·8·9”大停电事故、2021年9月我国东北地区“电网事故拉闸限电”事件。在辅助服务价格机制方面，产品定价要基于电力资源本身的技术性成本和市场性溢价形成合理的交易价格。以发电型资源为例，辅助服务技术性成本应涵盖资源补偿成本、电量补偿成本和机会成本三部分，资源补偿成本要能够帮助机组收回灵活性改造投入的考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要26成本，包括改造投资、固定运维、贷款利息和投资回报；电量补偿成本主要是机组在灵活服务状态运行的变动成本；机会成本则要能够收回因机组发电小时数降低而造成的机会成本损失及中长期的资本支出。4.2容量机制保障长期电力供给安全容量机制使得为满足高峰负荷需求而提供发电容量的投资者可以收回投资成本并获得一定程度的经济回报，其核心是在经济性和可靠性之间进行协调。结合新型电力系统转型和电力市场化改革的进程，我国容量机制的建设可以采取“三步走”的策略：第一阶段，以容量补偿为主要形式建立发电容量成本回收机制。在电力市场化改革取得初步成效且安全可靠容量收益不足的地区（如云南、四川、宁夏、广东、山东），对提供有效支撑容量服务的资源，根据系统容量充裕度的贡献、容量资源类型等因素进行浮动性差异补偿；在电力市场化程度低的地区，可以采取临时性的保供容量电价补偿，缓解高煤价、高比例新能源消纳给传统机组带来的成本压力。第二阶段，采取集中竞价、容量拍卖方式为主的容量竞争机制（半市场化）。调度机构核定未来发电容量，根据备用资源提供商的报价，采用集中竞价、拍卖的形式进行采购，确定成本最低的容量采购组合，而发电商获得稳定的容量收入来回收部分投资成本。第三阶段，实现容量机制的完全市场化。形成电力资源对系统容量充裕性贡献核算体系，对新能源、传统电源、储能、需求侧资源以及新兴业态的可靠容量进行评估及价值估算，作为市场容量出清的基本依据，容量费以年度、季度或月度为周期计算，按用户年峰荷水平分区分摊给用户。4.3需求响应保供机制满足基础保供要求新型电力系统需求响应保供机制的两个关键是需求响应保供资源的分级减载制度和需求侧分级响应价格补偿标准。需求响应保供资源的分级减载制度是针对不同等级的电力供需紧张状况，在电力供需紧张初步显现时可采取避峰错峰负荷响应，在电力缺口达到用电27考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要负荷的10%时可采取应急的资源调度和负荷管理，电力缺口规模达到10%~25%要调动大规模可中断负荷响应，在极度严重的电力缺口25%~40%情况下要果断采取紧急的切负荷措施，坚守最低限度的负荷保障红线。同时，与重点响应主体签订紧急保供响应合同，协商好响应事件界定、责任与义务、响应补偿、事后处理等问题，实现需求响应保供服务标准化管理。<10%10%~25%>25%12-400-200020040060080010007月1日7月6日7月11日7月16日7月21日7月26日7月31日图12需求侧管理措施时序图其次，需求侧分级响应价格补偿标准可以按照负荷类型、资源成本和切负荷边际损失来设定，例如，常规的负荷响应通过市场实时电价来引导；应急负荷管理定价可以综合考虑发电资源调度成本（如高峰时段外来电力价格、应急电源供电成本）、负荷响应的类型及效果、电力缺口规模和地区经济水平，补偿价的设定标准为：补偿价格下限参考现货市场出清最高价（如山西、山东现货价格最高为1.5元/千瓦），上限为应急备用煤电机组的供电成本；大规模可中断负荷响应和紧急的切负荷措施会对社会生产生活产生巨大影响，最直观的影响是响应企业的经济产出受到影响，要综合考虑不同响应企业产出增加值的差异、事后的经济损失以及新建保供（煤电）机组的成本，并作为是否新建保供机组的判断依据。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要284.4省间应急电力交易机制提供电力支援在常态化的省间现货交易机制的基础上，可以探索建立省间应急电力支援交易机制，针对季节性、短时性和突发性的送受端用电安全问题，实现单双向的应急支援。首先，要评估线路技术容量、送受端电力供需互补契合度和应急资源储备水平，界定省间电力支援服务的市场调度与应急调度的区间范围。其次，在市场调度范围内针对高峰用电的电力支援可以按照省间交易规则进行申报、出清及结算；属于应急调度范围的电力支援需要送受端进行协商，根据送端电力响应资源的定价补偿标准（如应急电源启动、需求响应的价格），叠加一定的浮动性额外补偿，由受端全体电力用户进行分摊。然后，单向输电的送端省份出现气候风险事故时，在确保输电线路安全运行的前提下，按照本地电力应急保供调度的红线，争取更多的电力供应能力截留本地。最后，需要实现送受端电力资源的协同规划，充分利用大电网的电力互济和互为备用功能，发挥省间电力应急支援能力。4.5电力市场保供的综合价格机制从短期视角来看，“能涨能跌”的现货电能量价格是引导电力资源调节供需状况的首要工具，可以实现电力保供的第一阶段工作。在现货市场价格信号变化的过程中，辅助服务市场的合理定价要能够反映电力供需状况发生巨大变化时为维持大电网稳定而提供的灵活调节服务的价值，引导存量资源提升灵活性、激励灵活性增量资源进入市场，使得电力系统能够顺利过渡到新的供需平衡阶段。容量机制则是作为反映电力资源可靠性价值的有效工具，可以弥补短期内现货市场边际价格出清不能覆盖机组固定成本的缺陷，激励可靠电力资源在供需紧张时提供有效容量支撑。负荷分级响应价格补偿机制是在现货市场分时电价达到上限、仍有电力缺口的情况下发挥保供激励作用。29考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要在开发本地保供资源之外，可以发挥我国能源电力网络的大范围配置资源的优势，利用省间电力交易的价格信号寻求电力支援，其关键在于送受两端保供资源的匹配度和电价差水平。综上，我国的电力市场保供体系的特征是围绕价格展开的“双层四极”架构，其中，现货电能量市场的分时电价是体系的基础和核心，实现第一层级的保供工作；从辅助服务、容量、需求侧和省间互济四个角度进行机制延伸和完善，在第二层级补足现货价格在引导保供资源方面的短板，发挥市场价格工具和兜底保供电价在气候风险冲击下的资源引导作用。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要30研究结论（1）气候风险频发加剧新型电力系统结构性转型过程中的电力保供挑战。可再生能源发电出力受风速、光照、温度和水文等气象因素的影响，呈现弱可靠性；终端用户的温控负荷对气温变化非常敏感，已成为推高全年最大用电负荷的主要因素；气候风险的不确定性影响在新型电力系统源、荷两侧叠加表现出强耦合作用的特点，进一步造成电力供需的严重失衡。（2）极端气候风险冲击引发的电力供需失衡会超出电力系统常规运行边界。在以极寒和高温为核心特征的气候场景下，用电负荷大幅上涨、电源的总体供电能力下降，在用电高峰时段供需矛盾激化，超出电力系统的常态化保供能力范围，出现大规模的电力和电量缺口。在报告模拟分析案例中，在不考虑需求侧管理措施和应急调整输电计划的情况下，青海和广东的切负荷规模可分别达到全网最大负荷的40%和10%以上。（3）不同形态的新型电力系统受极端气候的影响表现有所差异。极端气候风险冲击下，可再生能源为主导的电力系统主要面临供给侧影响，火电为主导的电力系统主要面临需求侧影响。高比例可再生能源电力系统受新能源出力持续锐减和反调峰特性的影响，本地稳定可控性电源规模不足，在极端天气持续冲击期间储能无电可充、无电可放，系统面临长时间的资源充裕度不足和灵活性不足的问题。31考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要火电为主导的电力系统受用电负荷激增的影响，火电机组长时间处于高位运行，同时水电出力不足预期，系统面临的是负荷尖峰时段资源充裕度不足的问题。（4）需求侧资源应成为电力系统实现供需平衡的关键优先选项，各地区按失负荷等级制定针对性方案。西部地区有多样化的极端场景保供措施组合，其中优先级最高的保供措施是释放可调节负荷潜力，再根据失负荷的潜在规模和可能性采取新建火电、切外送电力（或双向互济）、部署长时储能等滚动叠加的保供措施。东部可调节负荷潜力大，但需要权衡失负荷的经济代价，优先采用经济的常备型需求侧资源、延寿煤电应急备用机组与大规模部署电化学储能等措施，其次是发挥需求响应作用和挖掘传统高耗能行业经济可调节负荷潜力的方式，当电力缺口扩大到较高的程度时要积极争取省外应急电力支援，必要时新增常规稳定电源。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要32政策建议（1）将气候适应性理念纳入到电力系统发展规划的顶层设计，推动建设气候适应性新型电力系统。将气候适应性理念纳入到电力系统发展规划体系中，在标准完善、资源规划、协同部署、机制保障等方面引导电力系统的气候适应性演变；制定近中期新型电力系统气候适应性的方案指引，前瞻性地防范气候风险事件对电力安全的冲击、降低潜在的安全风险；立足区域资源环境特征，评估区域电力规划对气候风险的适应能力，调整资源部署策略和策略，提升我国新型电力系统的韧性保供能力。（2）革新新型电力系统安全保供理念，在电力应急保供处置方案中重视气候风险下负荷分级减载措施缓解电力系统保供压力的作用。转变以单一提升电力供应能力实现保供的传统理念，坚持底线思维，划定电力保供的刚性负荷红线，在社会经济承受能力和用户满意度范围内，实施不同类型用户负荷的差别分级减载举措；制定极端场景下负荷分级管理的对应补偿标准，调节柔性电力负荷资源，实现短时小规模“缺电”的常态化处理和极端天气下严重“缺电”的规范化应对。（3）协调电力保供的配套政策与多元机制体系，形成适配新型电力系统运行特性的规划-市场-应急协同机制。以提升新型电力系统气候适应性为导向，加快辅助服务机制完善，激发电力资源的灵活调节潜力和多元化部署规模；出台专门的气候风险电力保供短期补贴扶持和贷款支持政33考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要策，结合容量补偿、需求响应激励、省间应急电力交易等市场化手段，引导电力资源的保供积极性；完善分布式发电市场化机制，鼓励负荷侧资源“自给自足、分担风险”；按照“市场调动、行政保底”的策略，完善事前、事中和事后的快速响应、应急抢险、恢复重建等全方位处置方案。（4）强化电力系统的天气气候信息监测预测功能，实现数字化气候风险预警与防范应对。利用高精度的信息预警评估电力系统的气候风险等级，提前发布风险预警信息；开展电力系统保供风险数字化模拟，按照电力安全保供预案指导电力系统各环节做好应对工作，例如电源、电网、储能等适应性资源的应急响应调度和用户负荷的分级响应与减载安排；强化电网数字化建设，搭建源网荷储资源的风险监测中心平台，提高防灾减灾、应急指挥和处置能力。（5）源网荷储协同是新型电力系统高效保供的实现路径，电力送受端省份要制定针对性的实施策略。电力受端省份要加速存量火电机组的灵活性改造，加大需求响应资源的激励力度；鼓励分布式电源、储能、虚拟电厂等需求侧多元化业态的发展形成点状支撑的电力“缓冲带”；压减不必要的电能消费，鼓励可再生能源驱动的电能替代项目，推进电力节约和绿色替代；适度超前部署复合型储能资源、综合能源系统等具备调节能力的电力单元，综合提升能源电力的保供韧性；利用跨区错峰用电的时空互济和非风险区域的备用电力临时支援优势，分散电力安全事件的影响冲击；协调“就地平衡”、“就近平衡”、“远方来电”的关系，形成保供合力。电力送端省份利用大型风光基地多能互补和联合调度优势，将波动性新能源发电“等效”为可控电源；合理规划输电网络、配套电源的外送方式，加强极端事件发生时输电通道对本地的应急保供作用；完善需求响应资源库、时序响应资源清单和相应补偿机制，形成缓解电力保供压力的优势资源；借助自然资源禀赋优势，发展氢储能、抽水蓄能等多元储能业态，与灵活火电和需求侧资源形成多时间尺度的保供调节资源体系基础。考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要34（6）将季节性电力保供工作常态化，积累经验、弥补短板，提升应对极端天气冲击的供电韧性和响应速度。各省要在多次的季节性保供工作中总结经验、补足短板、研判形势，制定适合本地状况的保供响应方案，以常态化的、低难度的季节性挑战来提升地区电力系统的保供韧性；在季节性保供场景基础上，地方主管部门要模拟更加恶劣的极端天气状况的可能情形、应对措施及社会影响，充分利用供需双侧和跨省跨区资源来制定经济承受范围内的保供预案，实现快速响应、有效应对和经济处置。（7）明确电力保供工作中各主体的功能和责任，协调各方利益，通力合作应对气候风险。气候风险事件引发的电力供需失衡会导致社会用能成本显著增加，需要进行合理的传导和分摊。常规的电力成本通过电力市场可实现供需两侧的利益分配，应急备用电源的保供成本可以由全体用户按量分摊，需求响应补偿资金由财政专项资金逐步变为由发电企业和用户共同承担，而有序用电损失直接作用于限电主体，从社会公平角度来看，应从财税、金融等方面给予一定的优惠作为补偿，形成共赢的保供协作体系。35考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要参考文献[1]鞠冠章,王靖然,崔琛,张沛,司云波,樊小伟,邱威.极端天气事件对新能源发电和电网运行影响研究[J].智慧电力,2022,50(11):77-83.[2]江苏省发展改革委员会.关于印发《江苏省电力需求响应实施细则（修订版）》的通知[EB/OL].[2018-06-18].http://fzggw.jiangsu.gov.cn/art/2018/6/18/art_51007_10655338.html.[3]北极星输配电网四川最高用电需求负荷已至6500万千瓦.[EB/OL].[2022-08-23].http://sc.people.com.cn/BIG5/n2/2022/0821/c379470-40089586.html.[4]中国电力企业联合会.《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》.[R/OL].[2023-01-19].https://cec.org.cn/detail/index.html?3-317477.[5]袁家海.电能替代范围及规模不断扩大“十四五”期间需因地制宜开展电能替代.[EB/OL].[2021-08-11].https://news.bjx.com.cn/html/20210811/1169107.shtml.[6]国家能源局江苏监管办公室.2022年9月江苏电力运行情况通报.[EB/OL].[2022-10-27].http://jsb.nea.gov.cn/news/2022-10/20221027152210.htm.[7]北极星电力网.用电负荷再破1亿千瓦！浙江8地为应对持续高温出台有序用电方案.[EB/OL].[2022-07-14].https://m.bjx.com.cn/mnews/20220714/1241316.shtml.[8]杨漾.多地高温“红得发紫”，广东、浙江、江苏最高用电负荷创历史新高.[EB/OL].[2022-07-16].https://www.thepaper.cn/newsDetail_forward_19179755.[9]山东省人民政府.9293.6万千瓦！山东用电负荷创新高.[EB/OL].[2022-06-22].http://www.shandong.gov.cn/art/2022/6/22/art_97564_542507.html.[10]国家发改委,国家能源局.《“十四五”现代能源体系规划》.[R/OL].[2022-03-22].https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/2022-03/23/5680759/files/ccc7dffca8f24880a80af12755558f4a.pdf.[11]谭显东,胡兆光.基于投入产出法的电力失负荷价值研究拓展[J].电网技术,2008(01):51-55.[12]中国电力企业联合会.2021年电力工业统计资料汇编[M].2022-08.(20-22).[13]青海省人民政府办公厅.《青海省“十四五”能源发展规划》.[R/OL].[2022-02-21].http://www.qinghai.gov.cn/xxgk/xxgk/fd/zfwj/202203/t20220309_189260.html.[14]青海省气象局.青海省发布2022年十大气候事件[EB/OL].[2023-01-18].http://qh.cma.gov.cn/xwzx/qxyw/202301/t20230118_5268929.html.考虑气候风险的电力系统保供能力提升路径与机制研究报告摘要36[15]国家发改委,国家能源局.各省级电网典型电力负荷曲线[EB/OL].[2020-11-30].http://big5.www.gov.cn/gate/big5/www.gov.cn/zhengce/zhengceku/2020-12/03/5566580/files/eaaa93782e514543861bdcd434e86666.pdf.[16]许传博,张文座,李忻颖等.离网型光伏制氢项目经济性分析及压力测试[J].现代电力,2023,40(01):1-7[17]张庆生,黄雪松.国内外氢能产业政策与技术经济性分析[J/OL].低碳化学与化工:1-7自然资源保护协会（NRDC)中国北京市朝阳区东三环北路38号泰康金融大厦1706邮编：100026电话：＋86-10-59270688www.nrdc.cn再生纸印刷