EU-CHINAEnergyCooperationPlatform中国-欧盟能源合作平台能源转型背景下的能源安全——欧洲和中国的经验教训与挑战2023年11月欧盟对外政策工具资助项目本报告由以下人员编写:PeterBørreEriksen、LarsMøllenbachBregnbæk、LuisBoscan、LarsPauliBornak、HelenaUhde，Ea能源咨询公司（EaEnergyAnalyses）Matteod'Andrea，丹麦能源署（DEA）张琳、雷晓蒙、李艺、董博，中国电力企业联合会（CEC）EaEnergyAnalyses研究员JensChristianRørbækKruse亦对本报告做出了贡献。感谢国务院发展研究中心资源与环境政策研究所韩雪和李继峰参与相关讨论并提供大力支持。中欧能源合作平台（ECECP）网站：http://www.ececp.eu电子邮件：info@ececp.eu中欧能源合作平台于2019年5月15日启动，旨在支持和落实《关于落实中欧能源合作的联合声明》中的举措。ECECP平台的总体目标是加强中欧能源合作。根据《欧洲绿色协议》、欧洲能源联盟、《全欧洲人共享清洁能源倡议》、气候变化《巴黎协议》和欧盟《全球战略》，通过加强合作，增进欧盟与中国之间的互信和理解，为推动全球能源向清洁能源转型，建立可持续、可靠和安全能源系统的共同愿景做出贡献。ECECP二期项目由ICF国际咨询公司和中国国家发展和改革委员会能源研究所共同实施。免责声明本报告中所述信息和观点均为作者观点，并不一定反映欧盟、中国国家能源局或ECECP的官方意见。欧盟、中国国家能源局或ECECP均不对本研究相关数据的准确性负责。欧盟、中国国家能源局、ECECP或其任何个人代表概不对报告信息的使用负责。有关ECECP的更多信息，请访问官方网站(http://www.ececp.eu)。©欧盟2023。版权所有。英文编辑：HelenFarrell，中文编辑：赤洁乔目录执行摘要11.概述92.能源安全概念102.1净零能源系统102.2什么是能源安全？102.3能源转型背景下的能源安全112.4“现在”与“未来”之间：中期转型的概念112.5IEA对能源转型时期的能源安全的最新视角122.6中国的能源安全视角122.7欧洲的能源安全视角172.8关键信息203.转型时期的能源安全风险213.1依赖进口燃料的风险223.2电力系统风险-社会电气化带来的关键风险263.3转型风险363.4资本成本风险373.5地缘政治风险和贸易冲突383.6清洁能源技术对关键原材料的依赖性393.7网络攻击/信息技术风险433.8贫富国家之间的紧张局势升级453.9技术风险453.10气候变化影响风险463.11对大规模可变可再生能源和天气模式的依赖503.12欧盟和中国能源转型风险总结-安全风险指标和缓解措施504.气候对能源生产的定量影响(WP2)534.1研究使用的模型和范围534.2分析方法574.3灵活性需求594.4结果604.5建模结果对情景的敏感性754.6水电815.欧盟和中国在能源安全方面的经验教训845.1欧盟2022年天然气危机的经验教训845.2欧盟为应对近期能源危机对电力市场设计进行改革的经验865.3中国能源安全风险的经验教训886.中国和欧洲电力生产商在能源转型中的做法（实例）906.1中国电力生产商的做法实例906.2欧洲电力生产商的做法实例907.结论928.附录96附录1:中国发布的能源安全政策96附录2:中国主要发电企业的能源转型100附录3:情景介绍和数据收集（CEC）1049.缩略语10610.参考文献10711.图片目录11112.表格目录113执行摘要随着2015年《巴黎协定》的通过，世界各国领导人强调必须在本世纪末将全球温升控制在1.5℃以内，以遏制气候变化的负面影响。中国的目标是在2030年前实现碳达峰，并在2060年前实现碳中和。欧盟的约束性目标是到2050年实现气候中和。实现这些目标需要对能源系统进行重大改革，包括基础设施、规划和监管，以及各能源部门的协调发展。这意味着未来几十年，全球能源系统都将经历深刻转型。在这一转型阶段，可变可再生能源（VRE）的占比逐渐提升，技术不确定性带来了新的风险，需要重新定义能源安全的概念。本报告旨在加强对中国和欧盟在能源转型背景下的能源安全问题的理解。通过中欧专家之间的合作，双方对各自能源体系在未来将面临的能源安全问题有了更深入的理解，因为我们需要详细了解正在进行的能源转型所面临的具体风险，包括评估这些风险的量化指标以及降低风险的可以采取的各项举措。当前以化石燃料为主导的能源系统与未来新兴的碳中和能源系统并存，造成了两种截然不同的运行模式之间的紧张关系。中国和欧盟分别制定了雄心勃勃的2060年和2050年碳中和目标，在未来几十年的转型中面临着相似但并不相同的能源安全挑战。本报告是中欧能源合作平台项目“B2.4e能源转型背景下的能源安全--欧洲和中国的教训与挑战”的最终报告。该项目于2023年8月24日启动，2023年11月结束。项目合作伙伴包括中国电力企业联合会（CEC）、丹麦能源署（DEA）以及Ea能源咨询公司（EaEnergyAnalyses）。本报告的第一部分（WP1）探讨了中国和欧盟的能源安全概念，以及这一概念随着能源转型的变化。报告的第二部分（WP2）定量评估了未来（2050年和2060年）电力系统依赖大规模可变可再生能源的风险。这些风险与对气候和天气模式（如风能和太阳能）的依赖性增加有关。为此，我们对欧洲与中国部署的可再生能源资源对电力系统充裕性的贡献（或负荷承载能力）进行了比较分析；主要是比较可再生能源资源本身相对于需求预测对维持发电充裕性的贡献程度。中国对能源安全的看法中国的能源安全关切与“能源安全新战略”中概述的四个革命一个合作原则一致，主要强调以下几点：•提高能源效率：推动能源消费革命，抑制不合理的（低效）的能源消费。•能源供应多样化：推动能源供给革命，建立多元供应体系。•推动能源技术发展：推进能源技术革命，带动产业升级。•改造能源系统：推动能源体制革命，打通能源发展快车道。•全球能源合作：全方位加强国际合作，确保开放环境下的能源安全。欧盟对能源安全的看法欧盟的能源安全理念强调成员国和地区合作伙伴之间的合作与团结。跨境合作、互联互通和运转良好的电力市场确保了电力在成员国和伙伴国之间的流动，使得不同国家之间可以相互依赖。俄乌冲突引发的能源危机为欧盟可再生能源的部署按下了加速键，促使欧盟亟需减少对俄罗斯进口天然气的依赖。2020年5月，欧盟委员会提出了“RePowerEU计划”，包括三个主要部分：节约能源、1大力部署清洁能源和促进能源供应多样化。这一战略应对措施可解决中短期能源危机，同时加快能源转型，以实现长期脱碳目标。向净零转型：驾驭能源安全风险本研究对能源转型背景下的能源安全风险进行了更具全球性的概述，从燃料依赖风险和电力系统风险到网络安全风险和地缘政治风险。每种风险都凸显了向清洁能源系统转型所面临的复杂挑战和需要考虑的因素。此外，本文还针对与中国和欧盟都尤为相关的六种风险提出了缓解措施建议，如下表所示。表0.1：中国和欧盟能源安全的主要风险和缓解措施风险中国的缓解措施欧盟的缓解措施加强与国外供应商的合作。继续实施进口多样化的战略，拓展进口来源国。坚持依靠可再生能源来促进脱碳，继续扩大可促进不同来源国的进口多样化。再生能源产能。对进口燃料的依赖强化内部供应链，开发合成燃料。坚持依靠可再生能源来促进脱碳，继续扩大可再生能源产能。加大对国内关键材料的勘探力度。对海外关键材料来源进行直接投资。通过签订合同和长期协议，扩大关键材料供应清洁能源技术对海外关键材料来源进行直接投资。链。投资开发替代技术，减少或避免对关键材料的对关键材料的拓展关键材料供应链的中下游。需求。依赖投资开发替代技术，减少或避免对关键材料的需求。采用能够反映成本的能源价格。继续采用能够反映成本的能源价格。需求缺乏灵活进一步采取果断措施，加强对能源消费进行测性且效率低采取果断措施，加强对能源消费的测量和数字化，量和数字化，同时制定措施，刺激提高消费者意识。同时制定措施，刺激提高消费者意识。建立翻新改造和技术替代的激励机制。建立翻新改造和技术替代的激励机制。对电力系统灵活性进行投资。（如改造中国的燃对电力系统灵活性进行投资。加强部门耦合。煤电厂，提高整个电力系统的灵活性）投资建设能够抵御气候变化的充足的稳定容量储备。能源生产（可加强部门耦合。对更加灵活和市场一体化的输电系统进行投资，包括国家间的新互联线路。再生和非可再投资建设能够抵御气候变化的充足的稳定容量储对需求响应提供激励。生）受气候影备。响对更加灵活和市场一体化的省间输电进行投资。投资短期和季节性储能技术。对需求响应提供激励。制定以具体指标为重点的逐步引入和逐步淘汰计制定以具体指标为重点的逐步引入和逐步淘汰计划。划。延长现有能源基础设施的使用时间。建立中期转型模型，评估过渡方案。不协调的技术延长现有能源基础设施的使用时间。在扩大绿色燃料和技术规模的同时，同步缩小化石能源基础设施的规模。转型建立中期转型模型，评估过渡方案。在扩大绿色燃料和技术规模的同时，同步缩小化石能源基础设施的规模。将输电系统纳入市场机制，例如通过市场耦合机在有成本效益（效益大于成本）的情况下，建制中的隐性容量拍卖。设新的基础设施/扩建现有输电设施。在未采用社会化成本回收机制的国家推行这一对发电和输电进行整合规划。机制。输电系统整合采用跨境成本分配（CBCA）作为成本分摊方法。不足采用社会化成本回收机制。更好地利用现有容量（如输电线路动态增容）对发电和输电进行整合规划。加大省间输电灵活性，以适应不同地区资源的季加快发展储能。节性特点。加快发展储能。扩大跨区可再生能源输电基础设施，实施输电再调度，消除供需失衡，扩大资源共享区域。2研究发现，中欧之间存在以下相似与不同之处：•进口燃料依赖：预计中国和欧盟此方面的风险都会随着时间的推移而降低，因为二者都已正式宣布将遵循并正在实施大规模部署可再生能源（尤其是光伏和风能）的转型轨道。•清洁能源技术对关键材料的依赖：中国在大多数技术和关键材料供应链中占据全球领先地位。相反，欧盟则依赖于全球贸易以及长期协议和供应合同。为了减轻这种依赖并提高环境的可持续性，欧盟更加重视关键材料的回收利用。•需求缺乏灵活性，效率低：过去二三十年间，欧洲在能源领域实施了市场化改革。近期还实施了向终端消费者推广智能电表的国家计划，这意味着许多终端消费者已经能够对能源价格做出反应，在价格高时减少消费。到目前为止，从发电到终端消费者的价格传导机制比中国更为发达。•气候对能源生产的影响：可以预见，无论选择何种技术实现碳中和，气候都可能会对中国和欧盟的整体能源系统造成影响。在此方面，中欧双方所面临的风险和相应的缓解措施具有相同的性质。•不协调的技术转型：中欧双方在此方面的风险，以及建议的衡量指标和缓解措施都大致相同。•输电系统整合不足：这是大规模部署太阳能和风能等可再生能源、实现绿色转型的潜在障碍。欧洲已经建立了考虑部门耦合的输电规划制度，包括与天然气和氢的部门耦合。这种规划方法是在欧洲市场框架内依据成本效益分析进行的。当中国采用包括现货市场在内的成熟市场方法时，中国的输电系统发展将由市场主导，并更加高效。天气对能源生产影响的定量评估本报告的第二部分（WP2/第4章）对电力系统依赖未来（2050年和2060年）大规模可变可再生能源的风险进行了定量评估。这项研究的出发点是2050年的欧盟和2060年的中国--我们假设，根据净零目标，这个地区的电力系统都已完全实现脱碳，可再生能源发电容量占比达到较高水平。评估基于欧洲各国和中国各省20年（2000-2019年）的区域天气数据。从根本上说，本研究是通过比较相对于预测需求，可再生能源在多大程度上有助于维持发电充裕性，并将不断变化的天气模式考虑在内。风险与对气候和天气模式的依赖增加有关，例如风能和太阳能。中国2060年的情景数据由中国电力企业联合会和中国能源转型展望项目提供。欧盟的情景数据与ENTSO-E的TYNDP2050全球雄心情景和分布式能源情景相对应。天气对能源生产影响的定量评估的关键概念剩余负荷剩余负荷用来衡量需求与可再生能源发电量之间差值。当需求超过可再生能源发电量时，它可以是一个正值（电量赤字）；当可再生能源发电量超过需求时，它可以是一个负值（电量盈余）。持续时间曲线持续时间曲线用来衡量电力系统中某一功率的持续时间。它能够大体显示出需求、风能和太阳能资源以及可再生能源的充裕性。在我们的研究中，持续时间曲线基于所有时间步长，并利用了整20年（2000-2019年）的气象数据。3电力短缺电力短缺事件是指在所有时间步长内，可再生能源发电量低于某一阈值或剩余负荷高于某一阈值的一段时间。这将导致电力系统在更长的一段时间内因发电不足而面临风险。灵活性需求灵活性需求是指在一定时间范围内（图中绿色区域）为平衡剩余负荷而必须“转移”的电量。在本报告中，我们探讨了日内、周内和一年内的灵活性需求。4两个分析层面分析分为两个层面进行：区域和整个电力系统。在区域层面，单个国家或省份（欧盟国家和中国省份）被独立考虑，计算当地的能源生产和消费，不考虑向邻近地区输电，同时假设区域内没有输电瓶颈。在整个电力系统层面，对欧盟所有国家和中国的所有省份每个时间步长的电量进行汇总，并假定区域内和区域间没有输电瓶颈。天气对能源生产影响的定量评估结果•可快速调整的灵活性电源对于填补可再生能源供电缺口非常有价值，有可能在风能或太阳能发电量低而需求高的时段减少对长期基荷容量的需求。•当同时出现一段时间的低发电量与高需求时，就会产生电力短缺的风险，对电力系统的供需平衡构成挑战。•分析表明，在中国和欧盟，剩余负荷短缺一般持续时间较短，不超过一天，而中国由于可再生能源发电覆盖率较低，因此发生此类事件的频率更高。•日内需求模式通过将风能和太阳能短缺切分成了较短的时段，因此有助于减轻其影响。图0.1：中国剩余负荷电量短缺来源：CEC中国2060电力系统碳中和情景5图0.2：欧盟剩余负荷电量短缺注：图0.1和图0.2显示了CECChina2060和TYNDP欧盟2050全球雄心情景下的剩余负荷电量短缺，显示了在剩余负荷超过一定临界值（40%/50%/60%）时风能和太阳能发电量较低情况的概率。值得注意的是，这些结果是基于中国和欧盟的整个电力系统水平得出的，国家或省一级的结果可能会有很大不同。整个电力系统的变化小于大多数地区的变化，这表明当考虑较大的地域时，偏差会如预期的那样趋于平稳。来源：TYNDP欧盟2050全球雄心情景欧盟国家的太阳能短缺持续时间通常较长（季节性影响较大），而中国的风能短缺持续时间较长。•中国和欧盟电力短缺的最长持续时间存在显著的地区差异，欧盟国家的太阳能短缺持续时间通常较长，原因是纬度较高导致冬季黑夜较长，这与中国和欧盟在整个电力系统层面的广泛比较一致；此外，北京、上海、四川和斯洛伐克等地的长期剩余负荷短缺主要是由于高需求超过了可再生能源发电能力。•在中国和欧盟，风电短缺的持续时间从几天到几周不等，中国的持续时间更长。中国的严重风电短缺期可长达5天，发电量低于20%的时间可长达58天，发电量低于40%的时间更是长达58天，而欧盟则对应分别为4天和17天。•两个地区的太阳能光伏发电持续时间曲线相似，但中国的短缺期往往比欧盟更短。在中国，由于每天日出日落的规律，持续时间不到一天的短期太阳能短缺非常常见，而由季节性和阴天造成的长期短缺不太可能在全国范围内同时出现。在欧盟，日照短缺也遵循日出日落的规律，但持续时间可能较长，特别是由于冬季夜晚较长等因素，不过大多数严重事件通常仍是短期的。图0.3：欧盟可变可再生能源渗透率与日内灵活性需求来源：TYNDP欧盟2050全球雄心情景6图0.4：中国可变可再生能源渗透率与周内灵活性需求注：黄点代表以光伏为主的省份；蓝点代表以风能为主的省份。来源：CEC中国2060电力系统碳中和情景在欧盟和中国，以可变可再生能源为主的电力系统对灵活性的主要需求与实现电力系统的日内小时平衡有关。•在欧盟和中国以可变可再生能源为主的电力系统中，灵活性需求对日内平衡的影响最大。•在所考虑的时间尺度（日、周和年）范围内，应对发电和消费的日内波动所需的灵活性水平最高。•与受季节变化影响的长期需求相比，短期灵活性需求受逐年天气变化的影响较小。•满足灵活性需求的解决方案因时间尺度而异，短期灵活性可通过电池或快速可调节电源实现，而长期灵活性则可通过抽水蓄能等技术更好地实现。•在可变可再生能源发电中，太阳能光伏发电占比较高的地区通常会有更大的日内灵活性需求，而风电占比较高的地区则需要更大的周内灵活性，这与太阳能和风能短缺的持续时间一致。容量补偿机制可确保在负荷高峰时段的几个小时内的电力充裕性。•在中国（CEC情景），可变可再生能源持续满足25%的需求，而在欧盟（TYNDP全球雄心情景），由于可变可再生能源发电覆盖率较高，可再生能源持续满足约65%的需求。•这两个地区都呈现出陡峭的剩余负荷曲线，即使在可再生能源普及率较高的地区，峰值也很高，这表明需要大量的备用容量。•为了确保任何时候都有充足的电力供应，一个单独的容量补偿机制可能是一个解决方案，该机制涉及发电机、电力储存、需求减少和互联进口，因为仅仅依靠现货市场可能无法激励对备用电力的投资。电力行业对能源系统转型的态度报告强调了一个值得注意的方面：中国和欧盟的电力行业都对能源转型持积极的态度，包括中国企业中国华能集团有限公司和中国大唐集团公司；以及欧洲企业Ørsted（丹麦）和RWE（德国）。降低能源安全风险：欧盟和中国的经验教训欧盟和中国在应对特定能源安全威胁和管理相关风险方面都提供了宝贵的经验。7欧盟的经验教训经验教训E1：供应多样化、需求汇总和市场修正机制欧盟通过增加液化天然气进口和来自其他国家的天然气供应，并实施“AggregateEU”等机制来汇总需求和联合采购天然气，同时实施短期市场修正机制，以解决天然气短缺时期的价格过高问题，从而应对俄罗斯天然气进口的减少。经验教训E2：紧急干预和长期市场改革虽然当前的电力市场设计并不是能源危机的罪魁祸首，但它有助于减轻危机的影响。对自由市场价格信号的严重干预可能会危及多年来取得的成效。为解决电价飙升问题，欧盟引入了短期的超边际发电机组市场收入上限机制，确保将额外收入重新分配给消费者，并在长期市场改革（适用至2023年6月）中重点支持可再生能源，减少对价格波动的化石燃料的依赖。中国的经验教训经验教训C1：进口燃料多样化对能源安全至关重要中国已有效地实现了燃料进口的多样化，包括从各种国际来源进口石油、天然气、煤炭和铀，以及确保这些资源的国内供应。经验教训C2：关键材料供应多样化对能源系统转型的重要性中国在清洁能源技术供应链中发挥着至关重要的作用，这使其在获取能源系统转型所需的关键材料方面具有战略优势。经验教训C3：必须避免不协调的技术转型由于确定技术转型的最佳时机和进度颇具挑战性，因此为降低风险，必须避免技术转型不协调。经验教训C4：批发市场价格变动必须能够在消费者价格中得到体现在以市场化改革为指导原则的中国能源转型背景下，允许部分系统在市场条件下运行，而对其他部分仍采取直接管控的方式，这会增加灵活性和效率方面的风险。81.概述本报告是中欧能源合作平台项目“B2.4e能源转型背景下的能源安全--欧洲和中国的教训与挑战”的最终报告。能源安全的概念历来深受20世纪70年代石油危机的影响，其主要重点是确保能够满足对化石燃料的需求，但在净零排放的未来，化石燃料的作用微乎其微。由于实现碳中和能源系统还有很长的路要走，本报告重点关注转型阶段的能源安全概念。在能源系统转型的背景下，能源安全的概念需要重新评估，以确定转型所带来的具体风险、需要评估的指标以及有助于降低这些风险的潜在措施。本项目旨在加强欧盟和中国在能源转型背景下对能源安全的理解。通过中欧专家之间的合作，将加深对彼此能源系统未来面临的能源安全问题的理解。该项目于2023年8月24日启动，于2023年11月完成。项目合作伙伴包括中国电力企业联合会（CEC）、丹麦能源署（DEA）和EaEnergyAnalyses。本项目的工作包1（WP1）旨在研究能源转型期间和转型后能源安全概念的战略定义，其中包括：•燃料获取和依赖。•对清洁能源技术和关键材料供应链的依赖。•转型时期市场、充裕性规划方法和政策之间的一致性。•电力系统的转型风险。本报告其余部分的结构如下：第2-3章介绍了WP1的研究成果。•第2章是关于能源安全、能源转型背景下的安全以及中国和欧盟对能源安全的总体看法。•第3章介绍了能源转型期间和转型后能源安全的重要组成部分。对中国和欧盟能源转型的主要风险因素进行了更详细的评估。第4章是工作包2的报告，包括一项定量研究，阐明：•对气候和天气模式的依赖性增加带来的安全风险，例如风能和太阳能发电的安全风险。•比较分析欧洲与中国部署的可再生能源资源对电力系统充裕性的贡献（或负荷承载能力）；主要比较可再生能源资源本身在满足预测需求方面对维持发电充裕性的贡献程度。第5章介绍了中国和欧盟在能源安全方面的重要经验教训。第6章举例说明了中国和欧洲电力生产商应对绿色转型的方法。第7章是结论。第8章为附录。报告末尾的附件包括缩略语和参考文献列表，以及图表列表。注：本报告的配套附件包含了不同欧盟成员国和中国省份的地区层面的分析，可在中欧能源合作平台（ECECP）网站上下载。92.能源安全概念2.1净零能源系统随着欧洲“绿色协议”和中国“双碳”目标的提出，欧盟和中国政府均已承诺要实现经济领域脱碳，并将能源系统脱碳摆在首位。欧洲到2050年实现气候中和以及中国到2060年实现碳中和的愿景目前正在指导新的政策和投资。然而，实现这些目标颇具挑战，且任务艰巨。当欧盟和中国分别在2050年和2060年实现净零排放目标时，世界将会变成什么样子？本研究的“目标”模型是一个假想的能源系统，在这个能源系统中，可再生能源是主要的电力供应来源，许多能源服务已经实现电气化，并能够提供各种灵活性和储能解决方案。难以减排部门的碳排放通过碳捕集技术加以捕获，而原本各自独立的系统也已经实现了一体化整合。此外，在这个系统中，能够传导可靠价格信号的电力市场和互联电网实现了能源资源的高效分配。要实现2050/2060年经济领域净零排放显然有很多不同的路径，同时也存在许多不确定因素，如技术创新和技术吸收的速度、对行为改变的开放程度，以及各国之间的合作，所有这些因素都很难预测。未来几十年，我们的能源系统将处于转型阶段。在这一转型阶段，可变可再生能源（VRE）资源占比日益提升，技术的不确定性也随之而来，带来了新的风险，因此需要重新定义能源安全的概念。2.2什么是能源安全？正如许多作者和资料来源所承认的那样，定义和衡量能源安全涉及多个层面，有时甚至难以捉摸。从历史上看，能源安全的概念一直与化石燃料（特别是原油）供应的可获得性和可负担性相关联。事实上，为应对当时的石油危机，能源进口国于1974年成立了国际能源署（IEA），该机构将能源安全定义为“能够以可承受的价格不间断地获取能源”（IEA，2023d、2023e）。然而，IEA早已认识到有必要调整其对能源安全的理解，并为此对其分析框架进行了更新。其中一个例子是IEA的短期能源安全模型（MOSES），该模型关注的是能源系统可持续数天或数周的脆弱性问题。除石油外，该模型框架还包括水和风能等可再生资源的可用性、管道和输电线路等基础设施的持续安全运行，以及需求侧抵御冲击的能力（Jewell，2011）。虽然保障能源安全是能源政策的一个主要目标，但Winzer（2012）指出，能源安全的定义并不准确。为了更好地了解现有的各种定义，Winzer根据风险来源、造成影响的范围以及若干主观“严重性过滤器”（如这些影响的速度、规模、持续时间、确定性和单一性）对这些定义进行了分类。Winzer建议将能源安全定义为“能源供应相对于需求的连续性”。Bielecki（2002）认为，能源安全应当与其他公共政策目标（如经济发展和环境保护）通盘考虑，而且经常存在相互竞争，他指出，“能源安全通常被定义为以合理的价格提供可靠和充足的能源供应”。Bielecki进一步指出，能源具有公共产品的特征，而市场机制对能源安全的支持不足。与任何公共产品一样，能源安全也具有非竞争性和非排他性的特点，因此，不管是否为其支付了费用，所有人都应当能平等地享受能源安全带来的好处。Sovacool和Mukherjee（2011）从可行性的角度出发提出了国家能源安全和绩效的分析框架，并提出了包含五个方面的定义：可用性、可负担性、技术发展、可持续性和监管。他们的分析进一步建议将这10五个方面细分为更具体的组成部分，最终归类为320个简化指标和52个复杂指标，学者和政策制定者可利用这些指标来衡量、分析和跟踪能源安全。2.3能源转型背景下的能源安全正在进行的能源转型正在给能源系统带来深刻的变革。除了风能和太阳能等可变可再生能源渗透率提高带来的挑战外，原本各自独立的能源系统也正在变得愈发整合一体化。例如，在“P2X”（Power-to-X）的新兴供应链中，绿色电力的生产现在有望成为绿氢和其他终端产品的主要燃料来源。二氧化碳的捕集、利用和封存（CCS）现在已经可行，作为社会降低排放和减少环境影响整体努力的一部分，大规模项目也正在部署实施。要实现这一重大转型，就必须重新评估能源安全的含义。政策制定者需要详细了解正在进行的转型的具体风险，包括评估这些风险的量化指标和降低风险的各项举措。各国政府和机构开始意识到，未来的能源安全不能以传统的供应链和使用模式为基础进行评估，也不能仅仅局限于现有政策进行分析（SEAI，2020）。2.4“现在”与“未来”之间：中期转型的概念除了带来风险之外，转型也为加强能源安全创造了机遇，并带来了增强竞争力的潜力。本地生产的可再生能源减少了对进口化石燃料的依赖，并最终减少了能源部门对环境的影响。然而，从现在到未来，还有一些挑战需要应对，一些风险必须降低：当前的能源系统与未来碳中和的能源系统将有很大不同。目前以化石燃料为主的系统与未来新兴的碳中和系统将会并存一段时间，这会给这两种系统截然不同的运行模式之间造成紧张关系，并会影响对基础设施的需求。Grubert和Hastings-Simon（2022）将这一时期称为“中期转型”，在此期间，现有系统和未来系统相互制约。在这一时期，能源系统的主要目标是减少温室气体排放，但有化石燃料排放系统和零碳系统会以一定规模共存，这会对排放产生重大影响。根据Grubert和Hastings-Simon的定义，中期转型是介于两个稳定端点之间的时期，在此期间，变化是定向的，共存的系统必须做出妥协，以适应另一个系统。此外，中期转型的一个显著特点是因未能发现协同效应和决策不协调而导致的风险不断增加，使得权衡取舍变得更加重要且必要。例如，可变可再生能源在系统中的比例越高，对确保电力系统稳定运行的平衡服务的需求就越大。然而，这些服务通常是由化石燃料发电机组提供的，随着可再生能源发电量的提高，化石燃料发电的盈利能力将会下降，同时产生碳排放的技术运行时间将会缩短，最终将会被逐步淘汰。这种权衡取舍的另一个例子体现在传统燃料输送系统与输电系统之间的紧张关系上。随着运输电气化的发展，化石燃料输送网络的经济性将逐渐下降。同样，电动汽车的广泛普及需要加强充电网络的建设，而这最终将由所有电力用户买单，即使许多人仍会继续驾驶传统燃油车。从政策角度看，中期转型需要有强有力的干预措施，包括制定明确和协调的计划，既要考虑逐步采用零碳技术，也要考虑逐步淘汰碳排放技术，重要的是要确定当两类系统相互制约时的阈值指标。作为经验法则，Grubert和Hastings-Simon建议，可变可再生能源供应占比达到20%到80%可能是中期转型的标志。然而，这一概念可能需要进一步完善，因为各种技术、经济和制度因素可能会影响两种系统之间的11相互制约情况，从而形成不对称的影响。例如，如果可再生能源渗透率较低的系统缺乏灵活性，和/或促进可再生能源整合的技术解决方案或市场机制较少，那么可再生能源渗透率为30%时可能会比渗透率超过50%时对能源系统产生更强的约束。此外，中期转型还提出了各种公正、公平和环境问题，解决这些问题必须纳入政策考量。2.5IEA对能源转型时期的能源安全的最新视角国际能源署在其最新的《世界能源展望》（WEO23）中强调了在能源转型背景下重新评估能源安全的必要性，指出尽管化石燃料市场价格从2022年的峰值有所下降，但市场依旧紧张且动荡，而乌克兰和中东等地区的地缘政治紧张局势持续存在；此外，全球经济受到通货膨胀、信贷成本上升和债务水平增加等因素的挑战，同时需要采取紧急行动来解决与能源部门相关的气候变化和空气污染问题（IEA，2023c）。这种更广泛、更全面的能源安全视角响应了IEA理事会发布的要求，即考虑除石油、天然气和电力以外的问题，将能源安全的重点扩大到包括可再生能源、零排放运输、温室气体减排技术，以及供热、制冷、能效和关键矿物和材料（IEA，2022d）。IEA在《世界能源展望2022》（WEO22）中指出了包括短期利益与长期减排目标之间的权衡问题。例如，德国政府最近决定暂时延长使用燃煤发电，并允许在短期内扩建Luetzerath煤矿，以减少对天然气的需求，从而解决当前的能源危机。据RWE公司称，该协议将使该发电企业淘汰煤炭的时间推迟八年（RWEAG，2022，2023）。WEO22也对高化石燃料价格与向清洁能源技术过渡之间的相互作用进行了反思（IEA，2023b）。尽管高化石燃料价格环境原则上应有助于改善能源转型的经济效益，但短期波动可能会进一步导致转型推迟。在WEO22中，IEA指出，2021年至2022年前6个月的石油价格上涨相当于每吨二氧化碳价格上涨70美元，同期欧洲的天然气价格上涨相当于每吨二氧化碳价格上涨350美元。然而，这种价格波动的短期影响可能意味着，化石燃料进口账单高昂所带来的压力可能会使政府将财政资源从清洁能源投资转移到旨在保护消费者免受暂时波动影响而对化石燃料进行补贴上。因此，在向清洁能源技术转型的过程中，确保关键传统能源依然可用的相关举措对于确保更加平稳的过渡至关重要。同样，IEA强调，虽然未来的可持续能源系统会带来固有的能源安全效益，但也会带来新的能源安全风险，这反映了可持续能源未来的现实情况。本研究的主要目标之一就是在中国和欧洲能源转型的背景下调查其中一些风险，并对这些风险的影响进行评估。2.6中国的能源安全视角中国在能源系统的长期转型方面迈出了坚定的步伐，各种指标都印证了其迄今为止所取得的显著进展。2021年，中国非化石能源发电装机容量首次超过燃煤发电。此外，在2012-21年期间，煤炭在能源消费总量中的占比从2012年的68.5%下降到2021年的56%，下降了12.5个百分点，而在2013-21年期间，清洁能源消费占比从15.5%上升到25.5%，上升了10个百分点。中国在2012年提出的经济建设、政治建设、文化建设、社会建设和生态文明建设“五位一体”的总体布局，为中国的可持续转型奠定了基础。根据这一方针，可持续发展必须成为中国未来发展的指导原则。此外，中国决策者还认识到，狭义的资源安全概念与广义的能源安全之间的相互作用与经济和社会安全以及生态文明建设的战略目标有着直接的联系。122012年提出的“四个革命，一个合作”1概念概述了更为具体的能源安全战略。该战略提出在能源消费、能源供给、能源技术和能源体制方面进行意义深远的改革，同时全方位加强国际合作。虽然“四个革命，一个合作”战略的几个方面都值得强调，但中国果断拥抱市场机制或许才是最值得关注一点。展望中国能源体制的转型，中国致力于让市场在能源资源的分配中发挥支配作用，同时确保适当的监管和国家干预，以提供充分的制度确定性。全国统一电力市场和碳市场的建立就是这一承诺的明确体现。此外，中国还明确提出了到2030年实现碳达峰和到2060年实现碳中和的双碳目标，这代表了中国决策者对能源转型的坚定承诺。中国的能源安全路线以及在能源转型背景下的演变情况作为一个新兴经济体和能源需求不断增长的“世界工厂”，中国对能源安全问题一直持谨慎态度。确保充足的能源供应和节能增效一直是中国能源安全的核心。与欧洲一样，中国缺乏自己的石油和天然气资源，因此高度依赖进口。但与欧洲不同的是，中国的能源需求增长迅速，因此能源供应很难在任何时候都做到随时满足需求。因此，中国在能源规划中通常会留出较大的供应余量。传统上，能源安全往往侧重于石油和天然气。然而，随着可再生能源的应用，能源安全的重点也在不断变化，并已扩展到其他能源。可再生能源的发展使能源系统减少了对化石燃料的依赖，本质上更加安全。然而，实现净零排放的道路充满了不确定性。太阳能和风能资源在全球的分布相对均匀，可再生能源设备所需的关键矿物的可回收性也远高于化石能源。可再生能源的发展意味着能源安全正逐渐摆脱对资源的严重依赖，转向对技术的依赖。过去几年，欧洲和中国都见证了技术创新对能源安全的积极影响。然而，在可再生能源的第一轮部署过程中，各国都面临如何在大力发展间歇性可再生能源的同时，确保能源系统的稳定和安全的挑战。此外，随着市场的扩大，可再生能源设备及所需的相关关键矿产原料在政治上也变得越来越敏感。随着世界从传统化石能源向可再生能源过渡，不断变化的国际环境和极端天气事件的影响加剧了能源系统固有的风险。能源安全风险变得极为复杂。在过去几年中，新冠疫情大流行、全球气候变化、俄乌冲突、全球地缘政治格局变化等因素导致化石燃料价格大幅上涨，进而推高了电价，导致高通胀，抑制了全球经济的增长。这些事件促使一些国家的政府重新思考能源转型之路，并更加重视能源安全。在能源转型过程中，必须妥善处理能源“不可能三角”（EnergyTrilemma，亦称“能源三元悖论”）问题，即可负担性、供应安全和低碳。首先，减少对化石燃料的投资会导致供需平衡变得脆弱。全球化石燃料价格对国际安全形势、能源地缘政治、资本投机等传统因素的影响将更加敏感。其次，可再生能源的间歇性和极端天气事件影响着电力行业的安全稳定运行。几乎所有主要国家的负电价现象都越来越频繁，这表明这些国家的电力系统缺乏足够的灵活资源。第三，可再生能源发电设备的供应链和并网问题在快速增长的装机目标所带来的压力下变得扭曲。快速增长的可再生能源市场导致发电能力大幅波动，关键部件和原材料的价格也随之波动。可再生能源排队等待并网的现象不仅出现在中国，在美国和一些欧洲国家也同样存在。正在进行的电力市场改革使中国的能源安全风险更加难以估计。一方面，市场价格信号在引导可再生能源和灵活性资源投资方面不如欧洲那样有效。另一方面，当市场遇到其他冲击时，修改市场规则可1“新时代中国能源在高质量发展道路上奋勇前进”，国家能源局，2020年12月31日，http://www.nea.gov.cn/2020-12/31/c_139631430.htm。2012年党的十八大以来，习近平主席提出了“四个革命、一个合作”的能源安全新战略。13能会引发严重的市场失灵。因此，市场改革的步伐和能源转型需要对各方面的因素加以权衡，比如化石燃料价格、供需平衡、电力用户的接受程度等。总体而言，中国对能源安全的关注仍可概括为“能源安全新战略”中的论点，即“四个革命和一个合作”。中国的“能源安全新战略”强调生产与消费的协同、技术的基础性作用、全球能源合作以及开放环境下的能源安全：•第一，推动能源消费革命，抑制不合理能源消费。•第二，推动能源供给革命，建立多元化供给体系。•第三，推动能源技术革命，促进产业升级。•第四，推动能源体制革命，开辟能源发展快车道。•第五，加强国际合作，实现开放条件下的能源安全。中国蓝皮书2020年9月，中国更新了其国家自主贡献目标，计划在2030年前实现碳达峰，在2060年前实现碳中和。这两个目标之间相距30年。相比之下，欧盟从碳达峰到碳中和相距71年2，美国为43年，日本为37年。2021年10月，中国国家主席习近平表示，中国将“建立碳达峰和碳中和的‘1+N’政策框架”。“1"指的是应对气候变化的长期方针，这在2021年10月发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（见图2.1）以及2021年10月发布的《2030年前碳达峰行动方案》（见图2.2）中都有详细说明。中国的目标是逐步提高非化石能源消费比重，到2025年达到20%左右，到2030年达到25%左右，到2060年达到80%以上。图2.1：碳达峰碳中和工作指导意见的十个方面来源：CEC22022年，欧盟的二氧化碳排放量约为27.3亿吨。欧盟的二氧化碳排放峰值出现在1979年，为39.9亿吨（Statista,2023）。欧盟的目标是到2050年实现气候中和。14“N”是指能源、工业、建筑、交通等重点领域和煤炭、电力、钢铁、水泥等重点行业的具体实施方案，以及科技、碳汇、财税、金融激励等方面的配套措施。图2.2：2030年前碳达峰行动方案中的十大行动来源：CEC2021年3月15日，习近平主席在中央财经委员会第九次会议上对建设新型电力系统作出重要指示。依据上述两份顶层政策文件，规划构建以新能源（可再生能源）为主体的新型电力系统。在征求公众意见后，国家能源局于2023年6月发布了《新电力系统发展蓝皮书》（以下简称“蓝皮书”）（国家能源局，2023）。《蓝皮书》由国家能源局协调11家研究机构联合编写，概述了电力工业转型发展的战略方向，全面助推能源革命，提出了新型能源系统的规划，倡导绿色能源发展（见图2.3）。图2.3：新型电力系统发展蓝皮书来源：CEC15新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。（见图2.4）。图2.4：蓝皮书中新型电力系统的四大基本特征来源：国家能源局（2023）《蓝皮书》提出，按照党中央提出的新时代“两步走”战略安排要求，锚定2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的战略目标，以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。（见图2.5）。图2.5：新型电力系统“三步走”发展路径来源：国家能源局（2023）《蓝皮书》还明确指出，新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务。在总体结构和重点任务方面，《蓝皮书》计划加强四大体系建设：电力供应保障性支撑体系、新能源高效开发利用体系、储能规模化布局应用体系、电力系统智慧化运行体系。此外，《蓝皮书》还提出了发挥新型电力系统立体基础支撑作用的战略，包括标准规范、核心技术和重大装备、相关政策和体制机制创新等。162.7欧洲的能源安全视角欧洲绿色协议2019年12月，欧盟委员会提出了《欧洲绿色协议》（GreenDeal），即欧盟到2050年实现气候中和的愿景。其目标是到2050年实现温室气体净零排放，并使经济增长与资源使用脱钩，同时不让任何人和任何地方掉队（欧盟委员会，2023d）。绿色协议涵盖所有经济部门，特别是交通、能源、农业、建筑以及钢铁、水泥、信息和通信技术、纺织和化工等行业。随着《欧洲气候法》于2021年7月29日生效，为这一目标赋予了法律约束力（欧盟委员会，2023a）。作为中期转型目标，到2030年，欧盟温室气体净排放量必须比1990年水平至少减少55%；此外还必须实现可再生能源目标，即能源系统中可再生能源的比例至少达到42.5%。欧盟中期转型目标概览见表2.1所示。未来几年的进一步目标尚待明确。整个一揽子立法的最后一项“Fitfor55”计划已于2023年10月9日正式通过，即将由各欧盟成员国实施。表2.1：欧盟中期转型目标概览目标百分比%年欧盟温室气体减排目标55%(预期57%)2030可再生能源目标（占能源结构的比例）最低42.5%；目标45%2030能效目标提升11.7%2030新车目标（在欧洲注册的所有新车和货车）达到零排放2035RePowerEU-发展可再生能源是欧洲应对能源危机的首要举措虽然欧盟计划到2050年实现气候中和，这意味着能源系统必须在很大程度上与化石燃料脱钩，但欧洲目前仍然非常依赖天然气、石油和煤炭进口。在新冠疫情大流行和俄乌冲突发生之后，由于能源供应短缺，能源价格剧烈波动，能源安全对于欧盟的重要性愈发凸显。多年来，欧盟对俄罗斯天然气的依赖程度极高，2019年至2022年2月期间，俄罗斯天然气满足了欧盟天然气需求的40%至50%。2022年2月24日俄罗斯和乌克兰之间的地缘政治冲突开始之后，俄罗斯天然气在欧盟市场的份额开始大幅减少，到2022年11月减少到13%。这为应对能源危机，发出了一个明确的信号，即不仅要减少对俄罗斯化石燃料的依赖，而且要加快向可再生能源的转型速度。此外，成员国之间的合作与团结也变得更加重要。欧盟并没有将气候中和与能源安全这两个目标对立起来，相反已经在政治上形成共识：欧盟只有提高可再生能源在能源结构中的比例，加快能源转型，才能化解当前危机。2022年5月，欧盟委员会提出了“RePowerEU”战略，以减少欧盟对俄罗斯化石燃料的依赖。该战略的三个关键组成部分是：i)进一步扩大发展可再生能源；ii)提高能源效率；iii)能源供应多样化（欧盟委员会，2022）。俄罗斯的天然气供应已经被其他天然气来源所取代。欧盟不但增加了从美国、卡塔尔和尼日利亚进口的液化天然气（LNG）；还增加了从挪威、英国和阿尔及利亚进口的天然气；同时由于价格过高，欧盟还致力于减少相关的天然气需求。图2.6显示了2021-22年欧盟发电量的同比变化（左图）和2022-23年的预测情况（右图）。由于17法国核电站停运，2022年核能发电量较低。此外，由于降雨量减少，2022年的水力发电也出现不足（66TWh）。然而，风能和太阳能发电量的增加避免了煤炭和天然气消费的大幅增加。从2022-23年（图中右侧）起，核电发电量预计将保持稳定，同时水力发电量也将回升，风力和太阳能发电量将达到86TWh。由于价格上涨和能源效率提高，预计煤炭和天然气发电量将比2022年减少211TWh，总需求将比2022年减少约84TWh。图2.6：欧盟27国发电量的同比变化（TWh）来源：Jones等人(2023)清洁能源投资——如可再生能源、电网和能源效率——已通过加强的政策支持得到扩大，如欧盟的“Fitfor55”一揽子计划和REPowerEU计划3。此外，随着各国寻求在新兴清洁能源经济中巩固自身地位，加大了气候与能源安全目标的结合力度，并且更加关注工业战略，这进一步促进了清洁能源投资。公共和私营部门投资将是欧洲实现净零排放目标的关键组成部分。欧洲投资银行等开发银行的融资计划对于扩大私营部门的投资规模至关重要。此外，价格稳定和通货膨胀预期是鼓励可持续投资的关键前提条件（IEA等，2023）。2022年俄乌冲突引发的能源危机加快了欧盟可再生能源的部署，促使欧盟紧急减少对俄罗斯进口天然气的依赖。欧洲国家纷纷采取政策行动，这使得欧盟2023年和2024年的可再生能源新增装机容量预计将比2022年前增加40%。分布式太阳能光伏发电的快速增长更是使得前景更为乐观，几乎占欧盟预测修正的四分之三。高电价使太阳能光伏发电在经济上更具吸引力，欧盟主要市场（尤其是德国、意大利和荷兰）的额外政策支持也是推动这一增长的原因（IEA，2023a）。欧盟的长期战略是到2050年实现能源系统完全脱碳。这一目标将通过逐步淘汰化石燃料和增加可再生能源发电来实现。许多研究指出，高比例的可再生能源和耗能行业的电气化是脱碳的关键，而P2X和碳捕集、利用和封存（CCUS）被视为难以减排行业（钢铁、水泥、重型交通等）的关键技术。3欧盟委员会通过了一系列提案（绿色协议），以使欧盟的气候、能源、交通和税收政策与到2030年将温室气体净排放量较1990年水平减少55%的目标保持一致。18欧盟成员国之间的合作欧盟关于能源安全讨论的一个共同主题是成员国与其他地区伙伴之间需要团结合作。跨境合作、互联互通和一个运转良好的电力市场能够确保电力在成员国和伙伴国之间流动，并确保不同国家能够相互依赖。欧盟能源平台也体现了加强供应安全的合作理念，该平台于2022年4月实施，旨在汇总需求并联合采购天然气和（未来的）氢气。电力协调小组（见图2.7）对电力供应安全问题进行监测和讨论，该小组由成员国政府当局（即能源部）、国家能源监管机构、能源监管机构合作署（ACER）以及欧洲输电系统运营商联盟（ENTSO-E）组成。作为2019年“全欧洲人的清洁能源一揽子计划”的一部分，2019年欧盟通过了关于电力行业风险防范的法规条例（EU/2019/941）（欧盟委员会，2019）。该条例要求所有欧盟成员国评估和确定所有可能出现的电力危机情况，并制定风险防范计划。在电力协调小组中，共享有关电力部门供应安全的最佳实践和专业知识，包括风险防范、发电充裕性和跨境电网稳定性。此外，该小组还支持欧盟委员会制定新的能源安全政策。图2.7：欧盟电力协调小组成员关键基础设施和网络安全随着传统能源基础设施与数字技术和网络之间的联系不断扩大，欧盟委员会认识到网络攻击和网络安全事件对能源部门构成重大风险。鉴于不同成员国电网之间的互联，一个国家的停电可能导致另一个国家的停电。欧盟委员会与ACER合作制定了网络安全守则（ACER，2022c；欧盟委员会，2020年），该守则一旦获得成员国通过，将具有约束力。192.8关键信息本章讨论的关键信息如下：•未来几十年，我们的能源系统将处于转型阶段。在这一转型阶段（中期转型），可变可再生能源占比将越来越大，技术不确定性也在日益增大，这就带来了新的风险，需要重新定义能源安全的概念。•我们需要详细了解正在进行的能源转型的具体风险，包括评估这些风险的量化指标和降低风险的措施。•当前以化石燃料为主导的系统与未来新兴的碳中和系统形成并存局面，造成了这两种不同运行模式之间的紧张关系。•中国和欧盟在实现零碳目标得许多方面都面临着相同的挑战，其中包括大规模部署可再生能源、CCUS和P2X技术解决方案。然而，两个地区的历史、决策过程以及政治和监管框架存在显著差异。203.转型时期的能源安全风险本章介绍了转型时期的能源安全风险。风险概览见下文表3.1。第3.1至3.12节对各类风险进行了详细描述。此外本章还将对中国和欧盟都尤为相关的风险进行更详细的评估，包括建议的衡量指标和缓解措施。表3.1列出了能源转型期间和转型后的能源安全风险（并非详尽无遗）。值得注意的是，与不进行能源转型的风险相比，清洁能源转型的安全风险是相对有限的。如果不进行能源转型，将导致更严重的干旱、洪水和热浪，威胁粮食和水的供应，并加剧地区冲突和人口迁移。本章的风险评估侧重于能源系统转型的三个阶段：现状、中期转型和全面转型。关于中期转型，目前以化石燃料为主的系统与未来新兴的碳中和系统并存，造成了两种截然不同的运行模式之间的紧张关系，并且对基础设施的要求也产生了影响。此外，中期转型的特点是，由于忽视协同作用和决策不协调而产生的风险越来越大，使得权衡取舍变得更加重要且紧迫。据评估，向零碳能源系统的转型将沿着两条截然不同的路径进行：一条路径主要以CCUS为基础，另一条路径主要以大规模部署可再生能源为基础。表3.1：转型时期的能源安全风险概览风险说明1依赖进口燃料的风险如果全球对石油和天然气行业的投资减少，而需求却没有相应下降，那么严重依赖进口石油和天然气的国家将面临潜在的供应危机和高昂的能源成本。电力系统风险--挑战包括确保风能和太阳能等技术所需的关键材料的稳定供应，以及解决平衡电力2社会电气化带来的关键风险系统的灵活性需求和供应安全风险（可变可再生能源能否充分提供充裕性和确保系统安全？）此外输电能力不足也是一个重要问题。3转型风险要平衡化石燃料发电的减少与可变可再生能源发电的增加，需要明智的市场法规和机制。4资本成本风险转型需要大量的前期投资，可能不仅在欧洲或中国，在印度、印度尼西亚、巴西、墨西哥、南非等国也是如此。5地缘政治风险和贸易冲突关键矿物原料的供应依赖少数几个国家，因此在供应链多样化方面面临挑战，这可能导致地缘政治紧张和贸易冲突。6网络攻击/信息技术风险智能电网的数字化和互联属性增加了遭受网络攻击的可能性。富裕与贫困国家之间的如果承诺的气候援助不能落实到位，转型可能会使国家之间关系日趋紧张。7紧张关系加剧某些技术（如CCUS和P2X）的实施是必要的，但迄今为止尚未得到大规模验证。8技术风险技术风险可能导致诸多不利影响，如使对化石燃料的依赖延长、使能源消费增加或效率下降。9气候变化影响风险可再生能源发电技术会受到气候条件变化的影响，而其他发电技术可能会受到水的供应和温度等因素的影响。对大规模可变可再生能源和天10气模式的依赖更多地依赖可再生能源会带来安全风险，特别是与不可预测的气候和天气模式有关。4（本项目的WP2--见第4章）4本报告的第二部分（WP2）定量评估了未来（2050年和2060年）电力系统依赖大规模可变可再生能源的风险。报告包括欧洲与中国部署的可再生能源资源对电力系统充裕性的贡献（或负荷承载能力）的比较分析。213.1依赖进口燃料的风险5在能源安全的背景下，依赖进口燃料的风险是指一个国家在严重依赖石油、天然气或煤炭等基本燃料的外部来源的情况下的能源供应脆弱性。如果全球供应链中断或与主要燃料出口国发生冲突，这种依赖性会使一个国家面临潜在的供应中断、价格波动、地缘政治紧张局势和经济不稳定。中国依赖进口燃料的风险中国在全球大宗商品和燃料市场上占据着重要地位，表3.2中的数据清楚地显示了中国的主要足迹。中国是世界上最大的原油净进口国，原油主要来自沙特阿拉伯和俄罗斯，中国也是最大的天然气净进口国。此外，中国还是世界上最大的煤炭生产国，尽管中国还从印度尼西亚、俄罗斯、澳大利亚、美国和哥伦比亚等国进口大量煤炭（S&PGlobal，2023）。中国近三分之二的天然气以液化天然气（LNG）的形式进口，其中澳大利亚是最大的供应国，其次是卡塔尔和马来西亚。其余则通过管道从独联体国家（CIS）和俄罗斯进口（bp，2022）。表3.2：中国在全球燃料和大宗商品市场上的地位及部分指标燃料/技术地位指标年原油第一大净进口国2019年5.05亿吨2019第六大生产国1.95亿吨（占世界总量的4.7%）20201,250亿立方米2020天然气第一大净进口国1,910亿立方米（占世界总量的4.8%）2020第四大生产国37.64亿吨（占世界总量的49.7%）20203.06亿吨2020第一大生产国来源：IEA，2021b煤炭第一大净进口国注：2020年数据为临时数据无论是现在还是在未来的能源系统中，核电对中国来说都同样重要。截至2022年6月，中国拥有54座可运行的核反应堆（55.8GW），居世界第三位，仅次于美国和法国。相比之下，法国有56座可运行核反应堆，总装机容量为61.4GW。近年来，中国的核电装机容量不断攀升，预计未来几年仍将保持这一趋势：目前全球在建的所有新核电项目中有40%位于中国。核电似乎是中国能源转型的一个重要元素，因为它既能确保基荷发电，并且碳排放量低，提供了一种增强技术独立自主、摆脱外国资源的手段（Andrews-Speed，2023）。从历史上看，中国曾与俄罗斯合作开发和建设铀浓缩厂，但近期的大部分新建产能都为本国自有（世界核协会，2021），这与中国核技术本土化的总体战略保持一致。Andrews-Speed（2023）指出，中国的研究机构和企业有能力开发各种出口质量的新技术，如高温气冷堆、熔盐核反应堆和快中子反应堆，以及浮动式核电站和核聚变，并已完成了对国家核电系统的补充。在核燃料循环的各个阶段，从铀矿开采到制造和后处理，中国仍然依赖外国供应商，但最主要的是铀供应。然而，中国的目标是使铀供应多样化，其中三分之一在国内采购，另外三分之一通过外资参股海外采矿企业获得（见表3.3），还有三分之一在公开市场上购买（世界核能协会，2021）。5注：此处的重点是化石燃料。评估不包括氢燃料和绿色燃料。22表3.3：中国在海外铀矿企业中的参股情况公司国家矿山股权%中方参股投产时间Azelik37,2%+24,8%ZXJOY2010年，但现已关闭尼日尔Imouraren搁置LangerHeinrich25+，更多待定2014年中国核工业集Rössing25+，更多待定2019年团有限公司纳米比亚Zhalpak692017年Husab492016年哈萨克斯坦Irkol&Semizbai902008年,2009年纳米比亚Boztaublackshales49不确定中广核铀业发哈萨克斯坦PattersonLake502023年展有限公司乌兹别克斯坦20加拿大来源：世界核协会（2021）展望未来，值得关注的关键发展在于中国对铀的需求预计到2030年将增加到18,500吨（用于100个反应堆）到24,000吨（用于130个反应堆）。近年来，中国从哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、加拿大、纳米比亚和澳大利亚等国进口铀（世界核协会，2021）。适当的铀原料进口多样化战略必须成为中国降低燃料进口风险总体战略的一部分。根据目前已经公布的政策，评估认为中国不可能实现双碳目标，因此在当前情况下，依赖化石燃料的风险非常高。对中国的评估如果碳捕集与封存（CCS）等碳补偿技术成为中国实现碳中和的途径，那么依赖进口化石燃料的风险预计仍将存在，因为完全独立于化石燃料的目标不太可能实现。相反，碳补偿技术可以使能源系统继续依赖化石燃料，而不会大幅抑制化石燃料的需求。风险依然存在：由于各种因素，如供应中断和地缘政治紧张局势，以及全球化石资源是有限的这一事实，未来全球化石燃料市场可能会继续波动。由于CCS将在高度依赖碳补偿技术的转型路径中发挥重要作用，捕集的大量二氧化碳将可用来生产一系列合成燃料（如电子甲醇、合成航空燃料），这可能有助于减轻对进口化石燃料的依赖。与此相反，如果中国实现碳中和的路径是优先采用可变可再生能源，那么对化石燃料的依赖将大大减少。尽管化石燃料市场的波动可能会继续存在，但其对能源安全的影响会相对较小。6欧盟依赖进口燃料的风险根据欧盟统计局（2023）的数据，自2013年以来，所有欧盟成员国都是能源净进口国。2020年，欧盟进口了57.7%的能源，一些国家如瑞典（33.5%）、罗马尼亚（28.2%）和爱沙尼亚（10.5%）的对进口能源的依赖程度相对较低，而其他国家如马耳他、塞浦路斯和卢森堡则几乎完全依赖能源进口（见图3.1）。6实际上，中国未来将在一定程度上同时依赖于部署可变可再生能源和开发CCS。23图3.1：2015年和2030年欧盟各成员国对进口能源的依赖程度来源：欧盟委员会（2021）2022年欧盟的天然气进口依赖度为89%（见图3.2）。图3.2：欧盟电网中的天然气供应来源：Eurostat（2023）多年来，欧洲一直严重依赖从俄罗斯进口天然气、石油和煤炭。2019年至2022年2月期间，俄罗斯天然气满足了欧盟40%至50%的天然气需求。2022年2月24日俄乌爆发地缘政治冲突后，俄罗斯天然气的份额逐步大幅减少，到2022年11月已减少至13%。欧盟93%的石油供应靠进口（见图3.3）。24图3.3：欧盟的石油和混合生物燃料供应情况资料来源：Eurostat（2023年）对欧盟的评估由于俄乌的地缘政治冲突，欧盟用其他天然气来源取代了俄罗斯天然气：•增加了从美国、卡塔尔和尼日利亚进口的液化天然气。•增加从挪威、英国和阿尔及利亚进口的天然气。•高燃料价格导致天然气需求下降。截至2022年11月，从挪威进口的液化天然气和管道天然气约各占欧盟进口总量的25%，而俄罗斯占25%（包括液化天然气）。阿尔及利亚占供应量的12%，其余的13%则是从其他国家少量进口。欧洲的石油供应几乎全部靠进口。然而，这些进口石油可以通过在公开市场上交易获得，而且来自许多不同的国家，因此不被认为具有极大风险。欧洲的煤炭消费也是如此。在过去的几十年中，欧洲的煤炭消费量持续下降。为中国和欧盟建议的衡量指标定量评估石油和天然气进口相关风险的指标包括：•进口依存度，即在每种情况下进口燃料（化石燃料和合成燃料）在国内供应总量中所占的份额。•进口价格和供应的波动性。中国的缓解措施为降低这一风险，中国可能会实施以下一些政策，以实现供应基础的多样化：•加强与外国供应商的合作，不仅需要建设和扩大基础设施，还要发展新的贸易伙伴关系。这与中国的“一带一路”倡议密切相关，该倡议在过去十年中影响了中国的外交政策。•实现进口来源国的多样化。•巩固合成燃料开发的供应链。•坚持依靠可再生能源的脱碳道路。25欧盟的缓解措施欧盟的缓解措施可能包括：•继续实现进口来源国的多样化。3.2电力系统风险-社会电气化带来的关键风险此方面面临的挑战包括确保风能和太阳能等技术所需的关键材料的稳定供应，以及满足平衡电力和供应安全（SoS）风险的灵活性需求。3.2.1电力系统风险-灵活性需求灵活性是能源转型成功的关键。能源系统对灵活性的需求包括通过需求响应、P2X、电动汽车、可调度发电（在容量和升压方面）以及高效输电来确保充足的容量，从而在时间和空间上平衡可变可再生能源发电。灵活性来源包括：•灵活性需求及需求响应。•P2X。•储能：电动汽车、电池储能和抽水蓄能。•基于生物质/沼气、氢能和水电的可调度发电。•有进出口选择的输电系统。从系统角度看，可以确定两种主要的灵活性需求，每种需求都需要不同的灵活性资源：•短期灵活性（从几毫秒到几小时，以在一天内平衡系统并确保系统稳定）。•长期灵活性（长达数周，用于弥补风能、太阳能和水力发电的长时间短缺）。图3.4说明了对这两类灵活性资源的需求：短期灵活性资源可提供大量电力，但储存的能量不足以维持数天，因此需要高密度能源资源作为补充，以提供长期灵活性。图3.4：短期和长期灵活性资源的使用情况来源：ENTSO-E(2022)263.2.2电力系统风险-供应安全风险供应安全（SoS）风险围绕可变可再生能源是否能有效确保能源供应安全，包括充裕性、系统韧性和惯性等因素。这种风险可进一步细分为发电和输电的充裕性，以及包括系统韧性在内的系统安全性。充裕性风险天气因素决定了可变可再生能源（风能和太阳能）能否产生能量，因此与传统的可调度发电机组（如化石燃料和核能发电机组）相比，可变可再生能源对充裕性的贡献具有不确定性。对可变可再生能源充裕性的解释在欧盟，随着“清洁能源一揽子计划”（2019）的实施，对资源充裕性评估框架进行了修订，与之前版本不同的是，该框架如今明确考虑了天气条件的变化及其对可变可再生能源发电和需求的影响。修订后的评估框架涵盖10年的时间，以发电量的确定性预测（基于情景）和计划停电为基础，并在评估中明确纳入了不确定性因素。为此，对风能、太阳能和水力发电模式进行了概率评估，并将发电和输电系统的被迫停运以及受气候影响的消费模式纳入了几种备选情景进行评估。该框架不是对资源充裕性进行点估算，而是明确考虑到固有的不确定性，从而得出资源充裕性指标。图3.5以图表形式展示了这一方法。对发电和输电强迫停运进行了概率评估。风能、太阳能和水能的可变发电量通过若干年的时间序列进行描述。具体而言，体现了34个不同的气候年（即34种不同的气候情景）。在需求方面，还考虑了需求侧响应（DSR）和受温度驱动的需求（见图3.6）。图3.5：充裕性评估方法27图3.6：样本年的构建对于34个气象年中的每个气象年，均采用蒙特卡罗模拟法构建了N个样本年（每个样本年8,760小时）。例如，如果N=100，则计算出3,400种可能的实际情况。随着实测次数的增加，不确定的统计参数LOLE（预期负荷损失）和EENS（预期未服务能量）会趋于稳定。在中国，采用确定性方法来评估电力充裕性，同时考虑需求预测，包括高峰期和非高峰期。图3.7显示了欧盟一些国家的缺电时间期望LOLE（年小时数）（ACER，2023）。图3.7：欧盟部分国家的缺电时间期望LOLE（年小时数）来源：ACER(2022b)图3.8列出了LOLE最佳水平的简单计算公式。从图中可以看出，期望缺供电量（EENS）随装机容量的增加而减少。EPNS是预期未服务电量。只有当增加装机容量的边际效益等于增加装机容量的边际成本时，增加装机容量（图中的dC）才是最优的。这里需要注意的是，失负荷价值(VOLL)是不提供负荷的单位成本，而CONE是新进入成本。最佳LOLE等于CONE除以VOLL。28图3.8显示了最佳缺电时间期望（LOLE）的计算方法。图3.8：最佳LOLE（缺电时间期望）系统安全风险随着基于太阳能和风能的发电技术逐渐取代传统的火力发电厂，越来越多的基于逆变器的发电设施设备（即异步连接）被接入电力系统。与传统的中央电厂相比，这些基于逆变器的新技术具有不同的电气工程特性。其中一个重要的方面是，随着逆变器连接的可变可再生能源发电系统的增加，系统惯性也会降低。惯性的降低意味着系统故障时会出现更大的频率偏差，从而降低了系统韧性和供电安全性。补救措施之一是在快速调频储备中引入极其快速的系统响应机制。随着基于逆变器的可变可再生能源发电渗透率的不断提高，不禁引人思考，当可变可再生能源渗透率接近100%时，系统将如何运行。目前，世界各地正在对这些问题进行大量研究。3.2.3电力系统风险-输电充裕性风险充足的输电能力是能源和系统安全的重要组成部分。此外，输电也是衡量电力系统灵活性的一个关键指标，可用于平衡电力系统，确保能源从能源富余地区输送到短缺地区或供应价格更高的地区。随着电力系统中可再生能源（太阳能和风能）的日益发展壮大，以及不同地区可再生能源资源的时空分布往往不均衡的特点，输电的价值和必要性日益凸显。IEA强调了输电网络在能源转型中的重要作用。为此，IEA将各国2020-50年的承诺目标情景与电网延迟发展情景进行了比较。电网延迟发展情景意味着到2050年，光伏和风能并网容量将降低15%-20%。这将导致使用更多的化石燃料发电，从而使得二氧化碳排放量增加（IEA，2023d）。结果如图3.9所示。由此可见，如果电网发展延迟，电力部门对煤炭和天然气的替代将会放缓，也将大大拖慢减排进程。29图3.9：全球电网发展滞后带来的后果（电力部门）来源：IEA(2023e)输电基础设施规划概述欧洲ENTSO-E方法采用协调、全面的输电网规划方法，包括情景开发、筛选潜在的新输电资产和成本效益分析（CBA）。其目的是确保系统可靠性，保证电力供应，并以尽可能低的成本整合更多的可再生能源。中欧能源合作平台2021年项目“A4.1.1：ENTSO-E中国电网规划建模演示”表明，中国如果采用市场化的方法（即由市场主导的输电扩展）可为电力系统实现显著的二氧化碳减排。之所以能够实现减排，是因为输电扩容将能够容纳更多的可再生能源发电，并将其输送至用户，从而取代燃煤发电。因此，除了能源安全之外，增加输电能力还能带来电力交易的经济效益，促进二氧化碳减排并减少可变可再生能源弃电。采用综合方法进行基础设施规划是有益的。电力系统面临的一个主要挑战是如何在化石发电量极低的情况下，整合大量可变可再生能源并确保系统的充裕性。此外，电力部门与消费侧（包括CCUS和P2X）的联系越来越紧密。因此，有必要优化电力、天然气、绿色气体和液态燃料基础设施，从而确保成功的部门耦合和能源载体之间的最佳协调。这一问题已在中欧能源合作平台B2.6项目“净零碳基础设施投资与技术”中进行研究，该项目已于2023年第四季度完成。3.2.4输电系统整合不足输电系统整合不足是指由于输电综合基础设施不足而导致能源供应的脆弱以及潜在中断。这可能导致从电源到消费中心的能源流动效率低下、出现拥塞和受限，特别是在严重依赖可变可再生能源的地区。30中国输电系统整合不足案例：广东和福建以广东和福建为例，输电系统整合不足为电力系统满足不断增长的电力需求和利用可再生能源的潜力带来了挑战。然而，一项2020年批准的并网连接如今使广东和福建从中受益，并增强了消纳清洁能源的灵活性。广东和福建是中国两个沿海大省。2022年，广东省用电量为790TWh，是福建省的1.7倍。两省都在快速发展。预计到2025年，福建的最大电力负荷将超过55GW，广东则将超过155GW。与2020年的水平相比，福建和广东分别增长了30%和22%。从能源供给侧看，福建的能源结构比广东更加绿色清洁。截止2022年，福建省非化石燃料发电量约占总发电量的48%，而广东省的可变可再生能源发电比重仅略高于30%。福建的水电和云南输送给广东省的水电分布在不同的流域，入流特征明显。此外，福建入夏比广东晚。因此，福建和广东的电网互联互通可以发挥明显优势。然而，这两个省份位于不同的区域电力系统，给联网带来了技术困难。此外，与云南到广东的连接线路相比，由于福建和广东的连接线路并不总是处于满负荷运行，这可能会导致两省的输电成本较高。然而，随着对清洁能源的需求以及系统运行灵活性需求的增加，该互联线路最终于2020年获得国家发改委的批准，并于2022年投入运行。据福建日报报道，自2023年夏天开始福建和广东两省已经通过联网实现了互利共赢。根据两省协议，福建于3月至6月、10月至11月向广东供电，广东于7月、8月、9月、12月向福建供电，从而化解了当地供需紧张的局面。通过整合省间现货市场，该连接线路还提供了灵活性，以适应系统中更高比例的风能和太阳能。案例：云南和四川云南和四川的情况也类似。云南和四川虽然相距较近，但输电系统整合不足，阻碍了其有效共享和平衡可再生能源资源的能力。另外，天气变化，绿色能源供应波动使得工业用电需求增加等因素加剧了电力短缺。云南和四川虽然分处金沙江左岸和右岸，但气候条件却各不相同。春季云南气温回升，而四川则要到六月下旬才变得炎热起来。四川的高温一般会持续到10月，而云南的夏天气温较为温和。这两个省份丰富的绿色能源通常可用来生产大量的电解铝和光伏。然而，两个地区2019年开始出现电力短缺，并且在2022年长江流域遭遇长期干旱期间电力短缺问题进一步加剧。输电系统整合使得两省可以充分利用电力需求上的差异相互灵活地为彼此提供支持。加大输电系统整合可以缓解电力短缺的情况。关于中国输电系统整合的讨论中国输电系统整合所面临的挑战超出了物理容量的范畴，还受到市场主导的扩张、气候政策和主要能源转型途径等因素的影响，其中可再生能源技术的采用在推动系统整合以实现净零能源系统方面发挥着至关重要的作用。一般来说，输电系统整合问题超出了实际容量的范畴，受到输电系统当前使用和整合方式的影响。中国对长期供电合同和本地发电的偏好，对输电容量利用的定价问题产生了影响。31中欧能源合作平台2021年项目“A4.1.1：ENTSO-E中国电网规划建模演示”表明，以市场为基础的系统整合方法（即由市场主导输电扩展）可以给中国带来显著改善，除能源安全效益外，输电整合还能减少二氧化碳排放，减少可变可再生能源弃电。目前，中国输电系统的一体化程度不够，存在巨大风险，而且缺乏更雄心勃勃的气候政策，这意味着中国输电系统一体化的动力不足。要实现净零排放的能源系统，必须依靠高比例的可再生能源，并以能够解决难以减排问题的CCS技术做为补充。如果碳抵消技术在能源转型中占据主导地位，从而降低了可再生能源并网的需求，那么输电扩容的动力就会相对有限。这可能导致输电系统整合不足的风险相对更高。相反，如果能源转型主要以可再生能源为基础，则输电不足的风险较低，因为假定果断采用可再生能源技术将成为中国输电系统整合的动力来源。为中国建议的衡量指标为了评估这种风险的存在，可以考虑以下指标：•省间交易的频率。•全国电力市场的流动性。•省间实际传输能力。中国的缓解措施为了降低这种风险，可以采取以下一些措施：•为输电系统纳入市场机制，例如通过市场耦合机制中的隐性容量拍卖来实现。•对发电和输电进行整合规划。•采用社会化成本回收机制。•加强省间输电的灵活性，以适应不同地区资源的季节性特点。•加快发展储能。•扩大跨区域可再生能源输电基础设施，实行输电调度，消除供需失衡，扩大资源共享区域。欧盟输电系统集成不足“Fitfor55”一揽子计划和REPowerEU计划将加快欧盟的能源转型，助力到2050年实现净零排放。实现这一目标的关键在于用可再生能源迅速取代化石燃料发电、提高其他部门的电气化程度、提高能源效率以及将各能源部门耦合起来。根据ENTSO-E最新的输电系统研究（2022年），输电系统需要贯穿整个欧洲，与2025年的输电能力相比，2030年需要在大约60个边界增加64GW的跨境输电能力。到2040年，在2030年确定增加的容量基础上，还需要增加24GW的跨境输电容量。此外，还需要配备41GW的储能和3GW的零碳调峰机组，以支持欧洲向零碳电力系统的过渡，并确保持续、经济高效地获取电力（ENTSO-E，2022b）。ENTSO-E的《2022年欧洲十年网络发展计划》（TYNDP）进一步发现，如果将系统需求考虑在内，就能更有效地利用整个欧洲范围内的发电资源，在2025年至2040年期间每年可节省90亿欧元，对消费者的电费产生直接影响。到2040年，可再生能源的弃电量将大幅减少42TWh/年，并将取代成本更高和碳密集型的火力发电。更有效地利用整个欧洲范围内的发电资源将在2040年显著减少3,100万吨/年的二氧化碳排放量，助力欧洲实现绿色协议中规定的目标（ENTSO-E，2023c）。32根据ENTSO-E的研究，欧洲输电基础设施对能源系统转型至关重要。此外，输电需求也将随着可再生能源装机容量的增加而增加。需要将北欧的风电（如北海的海上风电）输送到中欧的负荷中心。同样，要将南欧的光伏发电输送给其他遥远地区也需要有充足的输电能力作为支撑。欧盟在配电网方面也面临挑战。根据REPowerEU的预测，欧洲将新增5,000万至6,000万台热泵、6,500万至7,000万辆电动汽车，以及超过600GW的可再生能源新增装机容量。其中约70%的容量将直接接入配电网。尽管配电网络对欧洲大陆的脱碳进程变得愈发重要，但仍面临着容量稀缺、审批程序繁琐和投资不足等挑战（Eurelectric，2023）。因此，欧洲需要数十亿欧元的投资以改善老化的配电网络。同时，还应更好地优化现有电网，促进电网的数字化、智能化和灵活化，以管理和分散负荷，从而最大限度地提高效率。同时，提高信息的透明度将有助于更好的决策和规划，因此，系统运营商、市场参与者和国家当局之间的数据共享至关重要（Eurelectric，2023）。为欧盟建议的衡量指标为了评估这种风险的存在，可以考虑以下指标：•欧洲批发市场各价格区域之间的价格差异。•省际实际输电能力。•互联线路的拥堵频率。•国家市场的流动性。欧盟的缓解措施为降低这一风险，可采取以下一些措施：•在成本效益（即效益大于成本）的情况下，建设新的输电基础设施/扩大现有的输电设施。•在目前尚未采用社会化成本回收机制的国家采用这种机制。•采用跨境成本分配（CBCA）作为成本分摊的方法。•更好地利用现有输电容量（如输电线路动态增容）•对发电和输电系统进行整合规划。•加快储能的发展。3.2.5电力系统风险--能源需求缺乏灵活性、效率低提高能源效率是在地方、国家和地区层面加强近期和长期能源安全的一项具有成本效益的战略。如今，针对建筑物、车辆、电器和工业流程的能效解决方案层出不穷。智能电网、数字化和相关创新是提高全系统能效和灵活能源需求的有力工具。中国能源需求缺乏灵活性和低效问题中国能源转型过程中能源安全风险的一个重要来源是缺乏对能源价格信号作出反应的灵活有效的能源需求7。这实质上意味着需求无法通过市场信号对能源资源的相对稀缺性做出反应，也无法为替代技术创造机会，以较低的能源投入提供相同的能源服务。7中国在需求侧管理方面有着悠久的历史，尤其是在能源供应不足的时候，比如上世纪90年代。电网公司或地方政府有权决定哪些用户必须在特定时间减少能源需求，并会确定优先用电名单。33虽然关于缺乏灵活性的讨论主要是在电力行业背景下进行的，但与之密切相关的观点也适用于其他领域，如化石燃料运输需求或冬季供热需求。数字化和智能计量是影响电力行业需求侧灵活性的主要技术障碍之一，也同样适用于热力需求或其他难以直接观察和计量的商品消费。消除这些技术障碍是发挥需求灵活性的前提条件。缺乏灵活性的一个根本原因是价格管制抑制了反映相对稀缺性的市场信号，消费者没有动力去调整其能源使用。在以市场化改革为导向的中国能源转型背景下，允许部分能源系统在市场条件下运行，而对其他能源系统继续保持直接管制，会引发缺乏灵活性和效率低下的风险。更具体地说，防止投入价格传导至零售价格的风险尤其大，因为这可能引发危及能源安全的事件。缺乏价格传导机制的一个例子是2021年的电力危机，当时市场煤炭价格上涨，而终端电力用户支付的却依旧是固定电价。这不仅使煤炭生产商面临财务压力，因为他们无法从终端用户那里收回成本，而且终端用户也无法看到反映实际发电成本的价格信号。在既定政策下，如果没有实现碳中和的更高目标，需求缺乏灵活性和效率低下问题很可能会持续存在。同样，中期转型也可能出现这些问题，因为尽管以市场为导向的改革正在进行，但市场机制的全面采用尚未完成，这意味着成本没有在整个能源系统中得到充分的反映或反馈。与依靠碳补偿技术的转型路径相比，如果中国的能源转型以大规模部署可再生能源为基础，则更有利于激发需求侧灵活性和提高效率。对中国的风险评估在未来的中期转型中，需求缺乏灵活性和效率低下的风险很高。在此，虽然以市场导向的改革正在进行，但尚未全方面采用市场机制，这意味着成本在整个能源系统中没有得到充分的反映或反馈。在全面转型阶段，此方面的风险取决于实现净零排放的路径。如果能源转型依赖碳补偿技术的大规模部署，那么灵活性方面的风险将高于以可再生能源为基础、加速部署可再生能源的转型路径。造成这种差异的主要原因是，在前一种情况下，相关技术选择并不能提供足够的灵活性，也不侧重于高水平的电气化，而在后一种情况下，则存在各种灵活性赋能技术。为中国建议的衡量指标为了评估这种风险，可以考虑以下指标：•不同终端能源价格在不同时间尺度（每小时、每周、每月、每年）上和不同消费群体（工业、商业、住宅）中的成本反映程度。•零售能源价格随燃料投入价格变化而出现的短期波动。•智能计量技术的覆盖范围和采用程度。•改造以及技术和燃料替代的潜力。中国的缓解措施为降低这一风险，可采取以下措施：•确保所有能源价格能够反映成本，同时在价格突然波动时为能源消费者提供保护。•采取果断措施，加强能源消费的测量和数字化，同时制定措施，提高消费者意识。•建立改造和技术替代的激励机制。34欧盟能源需求缺乏灵活性和低效问题能源效率不仅是欧盟气候目标的关键支柱之一，也是减少对国外化石燃料的依赖、提高供应安全和可再生能源利用率相关计划的关键支柱之一。然而，在欧盟内外现有的规划和投资计划中，节能往往被低估。为解决这一问题，欧盟委员会在2021年7月的修订版《能源效率指令》（EnergyEfficiencyDirective）中提出了更加明确的“能效优先原则”，并对欧盟成员国提供了一套正式的建议和详细的应用指南（欧盟委员会，2023b），于2021年9月通过。需求侧灵活性（DSF）是指根据能源价格随时间的变化或通过激励措施来改变终端用户的正常能源使用或当前消费模式的能力。价格变化或激励措施通常与市场有关，但就电力而言，也可能与电网拥塞等因素有关。欧洲的能源行业在过去二三十年间一直在实施市场化改革。向终端用户推广智能电表的国家计划近期也已经正式实施。这些电表已经让许多终端电力用户能够对能源价格做出反应，在价格高时主动减少消费。这使得从发电到终端用户的价格传导机制取得了更大进展。对欧盟的风险评估在未来的中期转型时期，欧盟一些国家仍然存在需求缺乏灵活性和效率低下的中度风险。许多欧盟成员国已经全面实现了市场化运作，而在其他国家，以市场为导向的改革仍有待实施，特别是在终端用户领域，智能电表部署和数字化程度的不足抑制了需求的灵活性。在全面转型阶段，这种风险取决于实现净零排放的途径。如果在转型过程中大量采用碳补偿技术，则灵活性风险将高于加速采用可再生能源的转型途径。造成这种差异的主要原因是，在前一种情况下，相关技术选择并不能提供足够的灵活性，也不侧重于高水平的电气化，而在后一种情况下，则存在各种灵活性赋能技术。对欧盟建议的衡量指标和减缓措施与中国的非常相似。对欧盟建议的衡量指标为了评估这种风险的存在，可以考虑以下指标：•不同终端能源价格在不同时间尺度（每小时、每周、每月、每年）上和不同消费群体（工业、商业、住宅）中的成本反映程度。这一点因国家而异。•欧盟各成员国能源零售价格随燃料投入价格变化而出现的短期波动。•欧盟各成员国采用智能计量技术的覆盖范围和程度。•欧盟成员国在改造以及技术和燃料替代方面的潜力。欧盟的缓解措施为降低这一风险，可采取以下措施。实施情况取决于具体国家已取得的进展：•采取进一步行动，确保所有能源价格反映成本，同时确保在价格突然波动的情况下通过其他替代措施来保护能源消费者。•采取果断措施，加强能源消费的测量和数字化，同时制定措施，提高消费者意识。•建立改造和技术替代的激励机制。353.3转型风险要在减少化石燃料发电量与增加可再生能源发电量之间取得平衡，需要精心设计市场法规和机制。中国和欧盟的技术转型不协调风险从整个系统和长期的视角来看，要确定何时完成向新技术和运行模式的过渡是一项复杂的任务。能源规划者和决策者面临“逐步引入”新技术和“逐步淘汰”传统技术的艰巨任务。然而，这种“逐步引入”“/逐步淘汰”过程的速度本身就存在风险：没有客观的方法来确定这种过渡应在何时完成，也没有从一种技术转向另一种技术的最佳时机。从财务和技术指标来看，技术之间的相互依存关系依然存在。电力系统惯性与可再生能源发电之间的矛盾关系就是这种相互依存的体现（Ratnam等人，2020）。在以煤炭、核能和水力发电为主的传统电力系统中，惯性是系统所内在固有的，当电力失衡时，发电机会保持同步，防止出现系统崩溃和发生停电。相比之下，可再生能源系统的惯性响应较低或甚至没有惯性响应，这就使电力系统面临频率失衡的风险，从而危及能源安全。这种相互依存关系的另一个例子是常规和非常规发电机组（如可再生能源发电厂）的运行时间和盈利能力。随着可再生能源发电量的增加，常规发电和供电量会有所减少，其所获得的收入也将随之减少。然而，在高峰需求情况下，仍然需要常规发电机组。这种影响可能会自我强化，因为盈利能力的下降可能会阻碍对能源安全仍然至关重要的基础设施的投资，甚至会刺激撤资。同样，基础设施的提前退役可能会造成或加剧能源安全问题。传统交通运输与电气化交通的关系就是一个例子。随着交通电气化转型的推进，电动汽车的使用越发普及，即使加油站网络不再有利可图，但仍需要这些加油站为相当一部分驾驶员提供服务。在替代品到位并得到充分发展，能够支撑特定转型之前，如果能源基础设施提前退役，也会出现类似情况。2017年中国在实施大气污染防治行动计划后就出现了这种情况（Zhou，2018）。该计划要求对煤电厂进行改造，并对华北地区提供工业蒸汽、工艺用热和居民供暖的散煤燃烧进行煤改气改造。然而，由于冬季天然气供应不足，该计划最终引发了天然气危机。这场危机导致天然气价格上涨30%，天然气需求激增15%，液化天然气进口量增加45%，管道天然气进口量增加19%。根本问题在于中国缺乏足够的季节性储存设施来管理这些替代燃料。欧洲也有类似的技术转型风险的例子。德国决定停止煤炭开采并淘汰燃煤发电，以实现国家气候目标。这一决定使德国高度依赖单一的发电燃料，即来自俄罗斯的天然气。随着俄乌冲突的爆发，俄罗斯停止向欧洲输送天然气，这使得德国不得不调整决策，以确保能源安全。德国政府决定暂时延长燃煤发电的时间，并允许一家主要电力生产商短期内扩大煤炭开采活动，以努力减少天然气需求，从而应对当前的能源危机。在这种现状下，不协调转型的风险微乎其微，因为这基本上是在延续现有状态。在这种情况下，由于没有明显的改变，因此任何潜在的干扰或紧张局势都可以忽略不计。这是因为，现状代表了一段时间以来能源系统及其相关做法的延续。然而，当我们把社会电气化视为能源转型的驱动力时，情况就大不一样了。电气化有可能取代以化石燃料为基础的传统技术，是一场深刻的颠覆性变革，可能会带来紧张局势和严峻挑战，特别是在严重依赖化石燃料的行业，如汽车和能源行业。当既得利益与新兴技术和产业发生冲突时，这种转型可能会导致经济和政治摩擦。36另一方面，如果能源转型的路径以碳补偿技术为主导，预计此方面的矛盾会相对较少。这是因为碳补偿提供了一种结构化的合作减排方法，不仅鼓励开发和采用清洁、可持续的能源，同时通过重新造林或碳捕集技术等各种手段来抵消排放。这种途径可以为严重依赖化石燃料的行业和地区提供替代品和激励措施，从而减少冲突的可能性，有助于平稳过渡。为中国和欧盟建议的衡量指标为了评估这种风险，可以考虑以下指标：•化石燃料技术和清洁技术在整个能源技术组合中的占比。合理的占比可以缓解价格飙升，使转型成本降低。•季节性容量因子的波动。就燃气发电而言，预计夏季的发电容量因子较低，而冬季较高。相反，对于太阳能光伏发电等可再生能源而言，夏季的发电容量因子较高，而冬季则低得多。中国和欧盟的缓解措施为降低这一风险，可采取以下一些措施：•就具体指标有针对性的制定逐步引入和逐步淘汰计划。•延长现有能源基础设施的使用时间。•建立中期转型模型，评估过渡阶段方案。•在扩大绿色燃料和技术规模的同时，同步缩小化石燃料基础设施的规模。3.4资本成本风险转型需要大量的前期投资，不仅是对于欧洲或中国来说，在印度、印度尼西亚、巴西、墨西哥、南非等国也同样如此。2022年9月，国际能源署、世界经济论坛、苏黎世联邦理工学院和伦敦帝国理工大学启动了“资本成本观察站”项目，以提高能源行业融资成本数据的可见度和可用性，激发投资者的信心（IEA，2023c）。表3.4列出了公用事业规模太阳能光伏项目的加权平均资本成本，可以看出中国和欧洲（以及美国）的加权平均资本成本（WACC）都相对较低，且非常接近。因此，资本成本被认为并不是一个重大风险。然而，新兴市场和发展中经济体的WACC要比发达经济体和中国高出两三倍。例如，信贷成本的上升使印度尼西亚的能源转型计划变得更加复杂（Suroyo&Suleiman，2023）。表3.4：2021年公用事业级太阳能光伏项目的指示性加权平均资本成本债务成本股权资本成本项目债务比例WACC（税后）（税后，名义值）欧洲2.5%-3.0%6.0%-11.0%75%-85%3.0%-5.0%美国3.0%-3.5%5.0%-7.0%55%-70%3.5%-5.0%中国3.5%-4.0%7.0%-9.0%70%-80%4.0%-5.5%巴西11.5%-12.0%15.0%-15.5%55%-65%12.5%-13.5%印度8.0%-9.0%12.5%-13.5%65%-75%9.0%-10.5%印度尼西亚8.5%-9.5%12.0%-12.5%60%-70%9.5%-10.5%墨西哥8.0%-8.5%12.0%-12.5%60%-70%9.5%-10.0%南非8.0%-9.0%12.0%-14.0%65%-70%9.5%-11.0%注：WACC=加权平均资本成本。用当地货币表示价值。巴西、印度、印度尼西亚、墨西哥和南非的价值基于“资本成本观测台”的调查（CostofCapitalObservatory，https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/cost-of-capital-observatory）。来源：IEA（2023a）373.5地缘政治风险和贸易冲突全球关键矿物的供应依赖少数几个国家，因此供应链多样化面临挑战，这可能导致地缘政治紧张和贸易冲突。3.5.1贸易风险-碳泄露与碳关税当一个国家的能源系统过渡到以可再生能源为基础的系统时，可能会与其他处在不同过渡阶段、仍然依赖化石燃料、没有二氧化碳排放限制或排放限制极少的国家产生贸易摩擦。多年来，欧盟一直在努力解决“碳泄漏”问题，即受欧盟碳排放交易系统（EUETS）等计划严格管制下的欧盟生产商所生产的商品与欧盟以外生产的价格更低、碳密集度更高的产品相比没有竞争力。贸易风险可能来自于旨在减少碳泄漏的碳关税等措施，例如欧盟对来自碳相关法规不够严格的国家的进口产品征收的碳边境调节税。此外，还有可能出现反制行动，例如中国提议对绿色技术转型所需的重要矿产实施出口限制。举例来说，中国的碳排放交易系统（ETS）提供的碳价格远低于欧盟。2022年的价格为每公吨7欧元，远低于欧盟2022年每公吨81欧元的平均价格。部分原因可能是中国二氧化碳减排的边际成本低于欧盟。此外，尽管中国有覆盖更多行业的区域碳排放交易市场，但全国统一碳市场目前仅限于电力行业。为解决这一问题，欧盟通过了一项建立碳边境调节机制（CBAM）的法规，以解决对欧盟脱碳计划造成阻碍的“碳泄漏”问题（欧洲议会和欧盟理事会，2023）。该机制是欧盟委员会于2021年7月发布的“Fitfor55”倡议的一部分，将有助于实现欧盟到2030年将温室气体排放量较1990年的水平减少55%的目标。CBAM的目的是通过对进口到欧盟的碳密集型产品（如水泥、电力、化肥、钢铁、铝和氢气）征收基于排放的税费来防止碳泄漏，从而保持欧盟在碳密集型行业生产的竞争力。2023年10月，CBAM关税将在整个欧盟生效（见图3.10）。在初始过渡期，企业必须报告其碳排放量，但不会产生任何费用。然而，从2026年起，企业必须为其排放购买CBAM证书，证书价格与欧盟排放交易计划价格相当，可能约为每公吨二氧化碳100欧元（Farrell，2023年）。如果某产品的相关排放已在第三国通过税收或排放交易系统受到碳价格的约束，则可申请折扣。图3.10：欧盟CBAM实施时间表来源：CliffordChance，202338中国的官方立场是反对CBAM这一单方面举措，认为这实际上是一种贸易壁垒。CBAM的引入可能会对中国产生深远影响。2022年，CBAM覆盖行业占中国对欧盟出口总额的3.2%，但如果该机制扩展到其他行业，则可能会影响超过9.7%的对欧盟出口和132种商品。欧盟确实需要为中国的出口行业提供详细说明，以解释中国企业是否可以通过提交绿电消费或绿证的证明来减少CBAM义务。牛津能源研究所的专家批评欧盟在此方面缺乏透明度，存在重复计算绿证的风险（Hove&Xie，2023）。然而，正如最近2023年8月的绿证政策所示，中国的能源监管机构正在努力加强中国的绿色电力交易和绿证计划。CliffordChance（2023年）最近的一份报告指出，欧盟需要就碳边界调节机制提供更多细节，这不仅是为了中国出口商，也是为了对新关税表示担忧的一些国家。尽管包括中国在内的欧盟许多贸易伙伴都对CBAM的实施感到不安，但我们仍有理由保持乐观：CBAM为欧盟和中国未来在碳市场上开展合作提供了机会。CBAM有可能为中国的工业带来变革，并有助于中国实现碳达峰目标。此外还有望促进中国国内的技术创新，刺激企业提高创新能力和效率，并优先考虑使用可再生能源，以减少其面对CBAM的风险。3.5.2地缘政治风险-国家工业对清洁能源的推动在各国寻求确保供应链安全、创造就业机会和促进清洁能源发展的同时，一些产业政策也带来了贸易冲突的风险。贸易冲突影响了绿色转型所需的重要商品的自由交换，例如，美国2022年的《通胀削减法案》（IRA）为“美国制造”提供了慷慨的补贴，并引发了欧盟的快速反应（欧洲议会，2023）。全球最大的一些经济体目前正在加速投资绿色能源生产和脱碳转型。这些经济体已经意识到，支持转型政策对于自给自足和主导未来能源市场至关重要。一些经济体，如中国和欧洲，在过去十年中对清洁技术进行了大量投资。美国是清洁能源竞赛的最新参与者。美国于2022年出台的IRA法案是美国一项具有里程碑意义的立法计划，其主要目的是加强国内清洁能源的生产。该法案最近引发了一些争议，主要涉及其慷慨的“美国制造”补贴给开放贸易所带来的后果。欧盟对IRA法案表示担忧，因为它威胁到欧洲在全球清洁能源市场上的份额，并将吸引企业离开欧洲赴美投资。基于这些原因，欧盟委员会于2023年2月提出了一项新的能源计划，更新了现有的“下一代欧盟计划”（NextGenerationEU，新冠疫情后的复苏计划），以保护欧盟绿色产业免受IRA的影响。IRA包括对碳中性电力生产商的补贴，其中包括使用CCS的能源生产（包括使用CCS的天然气或氢气生产）以及核能。当捕集的二氧化碳被用于生产低碳和零碳燃料、化学品、建筑材料和其他产品时，可获得每吨35美元至60美元的税收减免。欧盟“绿色协议工业计划（”TheGreenDealIndustrialPlan）是为落实欧洲绿色协议制定的最新能源计划。该计划由欧盟委员会于2023年2月1日发布，作为对IRA的直接回应。欧洲计划将扩大对可再生技术以及可再生氢和生物燃料储存的支持，此外还将加强对战略性碳中性技术生产的投资支持机制，并为战略性净零生产价值链中的重大新项目提供更有针对性的援助目标（欧盟委员会，2023e）。3.6清洁能源技术对关键原材料的依赖性关键原材料由于可再生能源比传统能源技术相比材料密集度更高，因此，能源系统的脱碳高度依赖于一些关键原材料，如锂、镍、钴、铜和稀土元素。这些关键材料对于太阳能光伏、风能、水电、电池储能和氢能39等一系列清洁能源技术至关重要。然而，市场动荡、地缘政治和供应短缺给供应链带来了风险。为了识别和处理这些风险，美国、欧盟和中国等国对关键材料进行了评估和标识。然而，专家警告说，这种贴标签的行为“有助于使国家权力和资源的特殊使用合法化，以确保这些原材料的可持续获取和/或受保护的开采”（Andersson，2020）。2019年，欧盟委员会提出了《关键原材料法案》，以加强国内供应链，并与第三国发展互利伙伴关系（欧盟委员会，2023a）。欧盟发现，在与电解槽、风机部件、电机磁铁等技术相关的原材料以及整个光伏价值链的材料方面，欧盟对中国的依赖程度很高（Carrara等）。与欧盟的关键原材料清单类似，中国国务院于2016年发布了《全国矿产资源规划（2016-2020年）》和“战略性矿产”目录，并计划每五年更新一次。该规划还提出了建立战略矿产监测预警机制等其他措施，例如，在重大国际冲突期间能够发布资源安全预警。2023年7月，中国商务部宣布将从2023年8月1日起对镓和锗相关产品实施出口管制，这可能会影响太阳能光伏产业的半导体材料供应（商务部，2023年）。中国的这一行动可视为对美国限制向中国出口芯片的反制措施。令人欣慰的是，为确保能源行业脱碳所需的资源供应，各国政府越来越意识到关键商品供应链的脆弱性风险。然而，建设性的参与、公平贸易措施的改善以及世界贸易组织（WTO）权力的加强，对于确保全球经济脱碳所需的清洁能源技术的可靠供应链至关重要。中国和欧盟清洁能源技术对关键原材料的依赖性能源系统的转型需要从燃料密集型供应链向材料密集型供应链过渡。因此，生产必要矿物和金属的国家和行业是地下资源与绿色转型所需的许多能源技术之间的重要纽带。然而，需求的快速增长与供应滞后之间的不匹配导致原料价格波动，其波动幅度往往比传统燃料市场的波动更大。此外，原材料供应链往往更加不透明，供应通常集中在少数几个国家。图3.11是一些关键原材料与部分低碳技术的关系图（IEA，2022c）。图3.11：清洁能源技术对关键矿产的需求注：圆圈的深浅程度表示矿物对特定清洁能源技术的相对重要性（深色=高；灰色=中等；无阴影=低）。来源：TheRoleofCriticalMineralsinCleanEnergyTransitions,WorldEnergyOutlookSpecialReport,(IEA,2022c)。40然而，与其他许多依赖关键材料通过采用清洁能源技术来改造能源系统的国家相比，中国处在相当有利的地位。如图3.12和图3.13所示，中国是全球电动汽车部署、光伏系统、风电和电解槽安装等多个清洁能源技术供应链的主要参与者，尤其是在中下游层面。图3.12：2021年部分清洁能源技术的地理集中度，按供应链阶段和国家/地区划分注：亚太其他地区，不包括中国和印度。尽管印尼的镍产量约占全球总产量的40%，但目前在电动汽车电池供应链中的使用很少。最大的电池级镍生产国是俄罗斯、加拿大和澳大利亚。资料来源：SecuringCleanEnergyTechnologySupplyChains（IEA,2022b）来源：IEA41图3.13：部分清洁能源技术的供应链示意图来源：WorldEnergyOutlook（IEA，2023b）在太阳能光伏产业中，中国虽然在开采方面不具备优势（如铜的开采产能仅占全球的8%），但加工能力很强（如多晶硅加工能力占全球总加工产能的80%），而且在制造和组装阶段更是占据明显的主导地位（如95%的硅片、88%的电池片和75%的光伏组件）。电解槽和燃料电池行业也是同样的情况，中国生产的电解槽和燃料电池至少分别占全球总产能的33%和50%。在电动汽车行业，中国在采矿阶段的地位尤为突出，拥有约80%的石墨产能，以及大量的镍、钴和石墨加工能力。此外，中国在阴极、阳极、电池和电动汽车的制造和组装方面也占据主导地位（IEA，2022b）。在当前现状下，这种供应链优势对中国来说是一种中性风险，因为中国的能源转型并不直接依赖于关键材料的供应。同样，如果中国的转型之路以碳补偿技术为主，则中国在关键材料供应方面的风险更低。相反，如果中国实现碳中和的路径主要依赖于可再生技术，那么在中期转型和完全脱碳的未来，中国面临的风险相对较高。这一评估结论背后的理由是，尽管中国具有比较优势，但由于其在全球市场上的足迹很大，因此中国选择以可再生技术为基础的碳中和路径这一事实本身就会加剧全球对资源的竞争。在中期转型阶段，随着供应链瓶颈的加剧，这种风险可能会成为现实，并影响中国能源转型的速度。另一方面，了解中国的有利风险地位也为其巩固在全球能源转型的这些关键领域的相关产业发展提供了机遇。对中国的风险评估如图3.12和图3.13所示，预计中国未来在关键原材料方面的总体风险为中度。对欧盟的风险评估与中国相比，欧洲在清洁能源关键材料供应链中的地位并不高（见图3.12和图3.13）。欧洲的重要性主要体现在下游：电解槽、电动汽车电池以及光伏和风电装备的制造和组装。在所有可比情景中，与中国相比，欧洲的风险至少是相同的，但有大于中国的趋势。这是由于中国在供应链方面更具优势。然而，由于发展水平较低和地缘政治的复杂局势，中国在某些领域可能比欧洲面临更大的挑战。42为中国建议的衡量指标此方面的风险评估可以包括以下指标：•中国在每条相关供应链（包括电池芯、电动汽车电池和其他锂离子电池）的中下游产能（矿物提炼、组装和分销）在全球市场中的份额。•对中下游供应链至关重要的原材料的进口依赖度（进口份额及来源）。为欧盟建议的衡量指标此方面的风险评估可以包括以下指标：•对供应链各阶段至关重要的原材料的进口依赖性（进口份额及来源）。中国的缓解措施中国可以采取的风险缓解措施包括：•对国内关键原材料的可用性进行探索和调查。•对关键原材料的海外来源进行直接投资。•通过签订合同和长期协议，扩大关键材料供应链的中下游部署。•投资开发替代技术，减少或避免对关键原材料的需求。欧盟的缓解措施欧盟可以采取的风险缓解措施包括：•对关键材料的海外来源进行直接投资。•通过签订合同和长期协议，扩大关键材料供应链。•投资开发替代技术，减少或避免对关键原材料的需求。3.7网络攻击/信息技术风险能源转型将带来更加电气化、数字化且互联性更强的智能电网，这增加了电网遭受网络攻击的可能，凸显了重大的信息技术风险。数字化可以通过释放更多的需求响应机会、整合更多的可变可再生能源以及实现电力供应和需求的智能平衡（如通过电动汽车的智能充电）来加速清洁能源转型。与此同时，互联性增强、物联网（IoT）和智能电表的部署以及自动化程度的提高可能会增加电力系统遭受网络攻击的安全风险。网络攻击越来越难以抵御。一次成功的网络攻击可能导致设备和流程失控，并造成大规模、长时间的服务中断。大多数未遂攻击都是网络钓鱼电子邮件攻击，一般来说，这是最容易防御的网络攻击类型。其他常见的攻击类型包括恶意软件和拒绝服务（DoS）攻击。表3.5和表3.6（IEA，2021a）介绍了以下网络安全问题：•对IT系统进行的常见网络攻击。•电力价值链数字化带来的机遇和网络风险。43表3.5：常见的网络攻击类型类型描述网络钓鱼网络钓鱼（Phishing）以声称来自可信来源的方式发送欺骗性通信（通常通过电子邮件）。其目的是窃取敏感性数据（比如，信用卡和登录信息），或将恶意软件安装到受害者的设备中。网络钓鱼是一种常见的网络威胁，且日益严重。鱼叉式网络钓鱼（Spearphishing）是一种针对特定个体的网络钓鱼攻击方式。捕鲸诈骗（Whaling）是主要针对高层管理人员（比如，首席执行官）的鱼叉式网络钓鱼攻击方式。攻击者伪装成组织中职位较高或影响力较大的人员，以直接针对组织中其他高级成员。恶意软件恶意软件（Malware）包括间谍软件、勒索软件、病毒和网络蠕虫。恶意软件通过安全隐患破坏网络，通常是在用户点击危险链接或电子邮件附件时安装风险软件。一旦侵入系统，恶意软件可阻断对网络关键组件的访问，安装其他有害软件，或通过传输数据获取机密信息。勒索软件（Ransomeware）是一种恶意软件，其对用户数据进行加密，然后要求受害者支付赎金以便获得解密密钥。拒绝服务攻击拒绝服务（DoS）攻击亦称洪水式攻击，其通过流量来攻击系统、服务器或网络，以耗尽资源和带宽。其结果将导致系统无法响应合法请求。分布式拒绝服务（DDoS）攻击采用多个受感染设备来发起攻击。来源：IEA(2021a)表3.6：电力价值链数字化带来的机遇和网络风险发电输配电用户侧和分布式能源l效率提升l提升资产效率，扩大系统运营l需求响应，包括车网互动（V2G）l需求预测l预测性维护l预测性维护l能源管理l智能建筑机会l缩短停机时间l快速定位故障以缩短停机时间l延长使用寿命l延长使用寿命l可再生能源预测l监测电网稳定性l加强本地灵活性l变电站失控l违反数据隐私l失控l物理损害l对用户流程和用户支持产生影响l物理损害网络风险l断电l通过常见漏洞对分布式装置进行大l通过电力系统或IT通信对互联系统规模攻击产生级联效应来源：IEA(2021a)有大量的管理工具、安全框架、技术措施和自我评估方法可用来帮助提高网络弹性。各行业需要与监管机构和其他当局合作，根据自身情况应用相关工具，并将提高网络弹性作为一个持续的过程，而不是一次性的目标（IEA，2021a）。表3.7列出了提高网络弹性的潜在行动（IEA，2020年）。44表3.7：提高网络弹性的行动概览利益相关方提高网络弹性的潜在行动公共服务l将网络弹性纳入到企业组织文化中，并在企业风险管理框架中融入对网络安全的考量。l识别及评估风险，并实施风险管理策略以优先考虑行动区域。l明确划分责任，实施强有力的响应和恢复程序，以确保在发生网络攻击时继续保持运行。l基于内部以往事故的经验教训，以及通过信息共享与分析中心（ISAC）或知识分享平台来自汲取外部的经验教训，从而完善现有措施并实施新的举措。l开展威胁搜寻和网络威胁情报活动，为应对来自能力强大的网络攻击高手的威胁做好准备。设备供应商l参与认证计划，以加强产品、流程和服务的信任度和安全性。l将网络安全标准的重点放在风险管理方法及其流程上，以便在设备投运后维护其运行安全。l加强合作，以防止不同监管和监督机构而可能出现的分歧。决策者和监管者l了解网络安全风险并有效沟通以提高网络安全意识。l为关键利益相关者应用或调整现有的工具和指导。l在对不同的组织进行评估比较时要格外谨慎。l制定有力政策，促进整个部门协作与响应。l与工业界和学术界建立研究伙伴关系，促进电力网络弹性方面的研发。l通过组织研讨会、简报、培训和搭建在线社区等方式，促进和鼓励分享最佳实践和脆弱性风险。l指导和协助建立信息共享和分析中心（ISAC），并参与国际ISAC组织机构。来源：IEA3.8贫富国家之间的紧张局势升级如果承诺的气候援助没有兑现，向清洁能源转型可能会使贫富国家之间的关系更加紧张。例如，在埃及举行的2022年联合国气候变化框架公约会议期间，发展中国家指责富裕国家未能提供承诺的气候援助。富裕国家应为发展中国家和新兴经济体的能源转型提供资金支持，因为它们对排放负有历史责任，且具有较强的经济能力。这种支持对于实现全球气候目标和防止排放泄漏至关重要，此外还有助于促进稳定，减少脆弱性风险，并在全球范围内促进技术创新。3.9技术风险某些技术（如CCUS和P2X）的实施是必要的，但迄今为止尚未得到大规模验证。技术风险可能会带来不利影响，如扩大对化石燃料的依赖、增加能源消耗或降低效率。不协调的技术风险分阶段引进/淘汰技术的速度是有风险的，因为没有客观的方法来确定这些进程的最佳时机和速度。例如，风能和太阳能等新技术的逐步引入必须与化石燃料发电的逐步淘汰保持平衡。如果化石燃料发电淘汰速度过快，可能会在需求高峰期和/或可再生能源发电量较低的时段因发电能力不足而出现严重的供应安全问题。逐步淘汰化石燃料发电机组的原因可能是利润降低，因为更廉价的可再生能源发电在全年电力供应总量中所占比例越来越大。这种情况目前正在欧洲发生，一些国家被迫引入发电容量机制，为确保发电能力的可用性而单独支付费用。45技术风险中欧能源合作平台项目“净零碳基础设施投资与技术”得出的结论是，虽然存在碳捕集与封存（CCS）、碳捕集、利用与封存（CCUS）和P2X技术，但这些技术大多数仍处于原型和示范阶段（ECECP，2023）。大规模的商业实施和应用非常有限。因此，这些技术存在无法达到预期效果的技术（和经济）风险。从技术上讲，P2X技术几乎可用于任何地方，但由于工艺效率低下和合适的（生物）二氧化碳来源有限，P2X技术应保留给难以减排的行业，如钢铁、水泥、航运、航空和重型公路运输。CCS和P2X技术成本高昂且能源密集，因此至少在技术效率进一步提高之前，可能会导致能源价格和能源消费总量升高。目前，生产绿氢和绿色电子燃料的转换损失在40%到55%之间，未来可能会有所改善。不过，转换损耗可能仍然很高，约为40%。需要注意的是，只有在安装了额外的可再生能源发电设备以提供工艺所需的能量输入，或者为P2X工艺供电的电力系统的二氧化碳排放量极低的情况下，电子燃料才能为气候保护做出贡献。图3.14说明了CCS、CCUS、电解和绿色电子燃料技术之间的相互依存关系。图3.14：CCUS和P2X-概述来源：COWI(2023)3.10气候变化影响风险可再生能源发电技术容易到气候变化的影响，而有的发电技术则可能受到水的供应和温度等因素的影响。许多国家都制定了实现碳中和和气候中和的宏伟目标。要实现这一目标，需要对能源基础设施、规划和监管进行改革。显然，未来能源基础设施的开发和运营需要在不同能源载体和部门之间加强协调。人们一致认为，高比例的可再生能源和电气化是去碳化的关键，同时需要P2X和CCS作为难以减排的耗能行业的关键技术。因此，电力系统面临着新的挑战：如何整合高比例的可变可再生能源，同时确保系统在极低的化石燃料发电量下的充裕性？46由于太阳能光伏发电和风力发电的成本大幅下降，电力部门正在引领向清洁能源的转型进程。这些清洁电源是电气化、制氢和未来P2X设施的核心，因此也是清洁能源转型的核心。国际能源署（2021）提出了一系列在能源系统转型背景下确保能源安全的基本原则：•优先提高能源效率。•保障风能和太阳能光伏发电的并网整合。充分利用电力系统中现有的灵活性资源，促进实现有效的智能电网和数字化。•开发和部署低碳电源组合，进一步推动电力供应多样化，规避技术风险。•确保以具有成本效益的方式有效利用现有能源基础设施，实现经济、安全和清洁的能源转型。•推进石油安全系统的现代化转型，促进透明、开放和竞争的能源市场，以解决传统和新兴的能源安全问题。•为新出现的能源安全风险做好准备。提高全球包括关键矿物在内的供应链的韧性。促进能源基础设施的数字安全和气候适应能力。•采用以人为本的包容性方法，以确保能源获取和减少贫困，同时促进生产国经济的多样化。国际能源署（2022）的报告《气候韧性促进能源安全》全面概述了气候变化给电力系统造成的风险。概述见图3.15所示。图3.15：2080-2100年低排放和高排放情景下气候变化对电力系统的风险比较注：图中，气候风险被分为五个等级，深绿色代表低风险，红色代表高风险。灰色圆圈表示无相关信息。这些等级是根据危害、暴露程度和脆弱性来综合确定的。危害和暴露程度通过地理信息系统分析计算得出，而脆弱性则是通过定性研究确定的。在温度方面，使用了发电厂和电网受平均气温上升影响的程度以及最高气温超过35℃的天数数据。在降水（干燥）方面，基于标准降水指数和连续干燥天数对发电厂和电网受较干燥气候的影响程度进行了评估。对于降水（潮湿）方面，则是基于标准降水指数和日内最大降水量对发电厂和电网受较潮湿气候的影响程度进行评估。在海平面方面，评估了发电厂和电网受预计海平面上升影响的程度。在风力方面，基于对热带气旋和主要热带气旋（3级以上）历史趋势的分析，评估了发电厂和电网受热带气旋影响的程度。对于森林野火方面，基于对火灾天气历史趋势的分析，评估了发电厂和电网受野火影响的程度。来源：IEA（2022）47在能源转型过程中，能源电力系统都将越来越依赖于可再生能源发电。特别是在中国和欧洲，风电和光伏发电将发挥主导作用。因此，应当将重点放在这些技术上。以下评估以上述提到的国际能源署的报告《气候韧性促进能源安全》（IEA，2022a）为基础。风力发电气候变化可能意味着主要风电地区的平均风速会下降，风力发电厂的发电量也会相应减少。近年来，北美和欧亚大陆大部分地区的平均风速已经下降。地中海、北欧、俄罗斯、中国、中亚和东亚可能会继续保持下降趋势。不过，对这一风速预测的信心不足。极端高温也会影响风力发电，导致技术寿命缩短。日益频繁的极端高温事件也会增加风力发电的压力。风力发电厂通常是为25℃的环境设计的，而标准的风力涡轮机可以在高达35℃的室外温度下满负荷运转。更高的温度会缩短电池和其他电子元件的使用寿命，并造成风机磨损。在45℃等极端高温下，普通风机通常不得不完全关停。因此需要针对高温环境进行新的设计。例如，阿曼的一个风力发电项目开发了一种可在45℃温度下运行的新风电厂设计。8光伏发电热量对太阳能发电的气候影响最大。温度越高，发电量越少。光伏发电在凉爽、阳光充足的天气下效果最佳。此外，太阳能发电效率会随着太阳能电池板温度的升高而降低，一般来说，温度在25℃以上时每上升一度效率会下降约0.5%。极端温度还会增加电路电阻，对光伏电池造成损害。例如，如果太阳能电池板的表面温度上升到70℃，若不采取适应和技术改进措施，太阳能光伏发电的效率会下降20%以上。核电和化石燃料发电核电不产生碳排放，是欧洲（法国）和中国能源系统转型中的一项重要技术。随着转型的推进，以煤炭和天然气为基础的化石燃料发电的作用将逐渐削弱。然而，未来在一定程度上还需要它们作为备用电源和提供系统服务。其中一些发电厂可以安装CCS系统。未来的气候影响将主要表现在以下几个方面：•更频繁的暴雨和洪水可能会导致发电中断。•对于依赖湿式冷却系统的发电厂来说，缺水可能成为一个越来越令人担忧的问题：欧洲河流在枯水期的偏低水位已经导致发电受限。•同样，全球变暖使冷却水进水口温度升高，也会导致发电效率下降和发电量减少。水力发电国际能源署（2022）指出，气候变化可能会通过改变降水量和温度、供水、改变季节性流量和河流流量、增加电站资产的物理损坏风险以及水库的蒸发损失而影响水电的发电潜力及发电量。由于每个地区地理和气候条件的特殊性，很难就气候变化对水电的影响做出全球性判断。第6.6章讨论了中国和欧盟目前的水力发电模式。由于有关河流水电和水库水电以及综合性大坝（不仅用于发电，还用于灌溉、饮用水供应、洪水管理）等方面的数据并不清楚，因此很难分析天气因素在这方面的影响。8阿曼的Dhofar风力发电项目中安装的风机采用了独特的设计，利用倾斜的通风口对结构进行自然冷却，防止机组过热，并能在高达45摄氏度的温度下运行。参见:https://www.ge.com/news/reports/just-deserts-wind-turbine-can-handle-sandstorms-desert-sun48气候因素对中国和欧盟能源产量的影响平均气温和降雨条件的变化会影响整个能源基础设施。发电、输电、石油和天然气以及核电基础设施可能会受到环境条件变化频率增加的影响。这些影响可能是突然且严重的，在不经意间发生，但也可能是渐进式的，在较长时间内才可以观察到。常规和可再生能源发电技术都会受到气候影响（Burillo，2018）。气温升高可能会导致火力发电厂的发电效率下降，还可能导致输电线路和变压器的容量下降。随着水资源、日照和风力等自然资源的中长期变化，可再生能源的发电量变得更加不确定。此外还涉及水与能源的关系所带来的风险（Rodriguez&Madrigal，2014）。例如，火力发电厂可能被迫改用干式冷却系统，而不是效率更高的水冷系统。低水流量、高水温和低降水量可能会影响水电发电量，而水电是欧盟和中国能源系统的另一个重要组成部分。中国不仅拥有世界上最大的水电净装机容量（356GW），而且在全球水电总装机容量中的占比也最大（2019年为30.1%），这在很大程度上要归功于其拥有的全球最大的水电站——三峡大坝（22,500MW）（IEA，2021）。水电也是欧洲的重要电力来源。根据欧盟统计局2021年的数据，水电占欧盟可再生能源发电量的32%，并为欧盟提供了12%的电力（Eurostat，2023b）。2022年欧洲电力市场供应紧张的原因之一是低降水量造成水库水位偏低，使得水力发电量下降。与能源安全相关的是，中国国内发电量的17.4%来自水电。值得注意的是，干旱、暴雨和热浪在中国并非罕见。例如，2022年，中国南方经历了60年来最强降雨，江西省则因鄱阳湖水位跌破历史最低值而发布枯水“红色预警”，此外中国夏季气温也创下历史新高。页岩油气的开采是另一个值得关注的领域，尤其是在中国，也同样突显了水与能源的关系，因为水力压裂法在很大程度上依赖于水资源。此外，缺水也会影响核电、天然气、燃煤电厂等用水密集型常规发电厂以及生物质能等一系列可再生能源技术。例如，在干旱年份，欧洲河流的低水位就对核电和化石燃料电厂的发电量构成了限制。热浪和极端寒流等恶劣天气也会影响中国和欧盟的能源需求，因为这些事件会引发更高的制冷用电量和取暖需求。极端天气条件的巧合也会加剧风险，造成恶性循环，从而可能给能源安全带来严重影响。例如，当干旱与热浪同时发生时，能源的供应和需求都会受到影响。同样，不同燃料来源也存在相互影响的关系，这从天然气、煤炭和电力之间的关系就能体现出来。停电可能会限制天然气的生产，反之，天然气和煤炭的限制也会影响发电。此外，停电也可能会影响供水，从而产生连锁效应。因此我们预测，无论选择何种碳中和转型路径，气候因素都可能会对中国和欧盟的整体能源系统造成影响。为中国和欧盟建议的衡量指标为了评估这种风险，可以考虑以下指标：•可变可再生能源在总发电量中的占比（按不确定性计算）。•灵活性来源（输电、备用发电、需求侧）。•中国和欧盟对气候变化的影响和可能的气候破坏进行研究。49中国的缓解措施为降低这一风险，中国可实施并继续实施以下一些措施：•对电力系统灵活性进行投资（如改造中国的燃煤电厂，以提高整个电力系统的灵活性）。•加强部门耦合。•对具有气候适应性的充足的稳定备用容量进行投资。•对更加灵活和市场一体化的省间输电进行投资。•投资短期和季节性储能技术。•激励需求响应。•提高可再生资源预测的质量和频率，包括详细的水文研究。•改进可再生能源规划决策（包括选址），充分利用“平滑效应”，使可再生能源生产在地理上分散。•必要时准备在火力发电技术中使用空气冷却系统。•投资于耗水量较少的技术，如开采石油和天然气的水力压裂技术。欧盟的缓解措施对欧洲而言，最相关的缓解措施可能包括：•投资电力系统灵活性，例如改造欧盟的发电厂，以提高整个电力系统的灵活性。•加强部门耦合。•投资于充足的气候适应性稳固容量储备。•投资于更加灵活和市场一体化的输电系统，包括成员国之间新的电网互联线路。•激励需求响应。3.11对大规模可变可再生能源和天气模式的依赖更多依赖可变可再生能源会带来安全风险，特别是会受到气候和天气模式的影响。第4章将就这一风险进行更进一步的评估。3.12欧盟和中国能源转型风险总结——安全风险指标和缓解措施对能源安全风险的研究表明，中国和欧盟面临着一些共同的挑战，但也存在一些差异。鉴于能够感知到的重要性以及进行有意义比较的可能性，我们对两个地区的六项具体风险进行了进一步评估。表3.8概述了适当的缓解措施。•对进口燃料的依赖。•清洁能源技术对关键材料的依赖。•需求不灵活、效率低。•气候对能源生产的影响（可再生能源和非可再生能源）。•技术转型不协调。•输电系统整合不足。进口燃料的依赖：预计中国和欧盟所面临的风险都会随着时间的推移而降低。这两个地区都已正式宣布计划沿着大规模部署可再生能源（尤其是光伏和风电）的转型轨迹前进。清洁能源技术对关键材料的依赖：中国在大多数全球技术和关键材料供应链中占据主导地位。相比50之下，欧盟将依赖于在世界市场上进行贸易，并建立长期协议和供应合同。需求缺乏灵活性，效率低：过去二三十年间，欧洲在能源领域推行了能源市场化改革。最近，各国开始实施向终端用户推广智能电表的计划。这意味着许多终端消费者已经有可能对能源价格做出反应，在价格高时减少消费。因此，与中国相比，欧洲在从发电到终端消费者的价格传导机制上更为完善。气候对能源生产的影响：无论选择何种技术实现碳中和，气候因素都可能影响中国和欧盟的整体能源系统。中欧在风险和缓解措施方面具有相似性。技术转型不协调：中国和欧盟所面临的风险大致相同，提出的衡量指标和缓解措施也大致相同。输电系统整合不足：这是绿色转型的潜在障碍，包括大规模部署可再生能源，特别是太阳能和风能。欧洲已经建立了考虑天然气和氢气部门耦合的输电规划方法。规划是在欧洲市场框架内根据成本效益分析进行的。如果中国采用包括现货市场在内的成熟的市场机制，其未来的输电发展将由市场主导，从而更加高效。表3.8：风险缓解措施概览风险中国的缓解措施欧盟的缓解措施l继续实施进口来源国多样化战略。对进口燃料的依赖l加强与国外供应商的合作。l使进口来源国多样化。l巩固内部供应链，开发合成燃料。l坚持依靠可再生能源来促进脱碳。清洁能源技术对关l加大对国内关键材料供应情况的调查和l对海外关键材料来源进行直接投资。键材料的依赖探索力度。l通过签订供应合同和长期协议，扩大关键材料l对海外关键材料来源进行直接投资。供应链。l拓展关键材料供应链的中下游。l投资开发替代技术，减少或避免对关键原材料l投资开发替代技术，减少或避免对关键的需求。原材料的需求。需求不灵活、效率l采用能够反映成本的能源价格。l继续采用能够反映成本的能源价格。低l采取果断措施，加强对能源消费的测量l进一步采取果断措施，加强对能源消费的测量和数字化，同时制定措施，刺激提高消和数字化，同时制定措施，刺激提高消费者意费者意识。识。l建立翻新改造和技术替代的激励机制。l建立翻新改造和技术替代的激励机制。气候对能源生产的l对电力系统灵活性进行投资（例如，改l对电力系统灵活性进行投资影响（可再生和非造中国的燃煤电厂，以提高整个电力系l加强部门耦合。可再生）l投资建设能够抵御气候变化的充足的稳定容量统的灵活性）。l加强部门耦合。储备。l投资建设能够抵御气候变化的充足的稳l投资建设更加灵活、市场一体化的输电系统，定容量储备。包括成员国之间新的互联线路。l投资建设更加灵活、市场一体化的省际l对需求响应提供激励。输电系统。l投资短期和季节性储能技术。l对需求响应提供激励。51风险中国的缓解措施欧盟的缓解措施不协调的技术转型l制定以具体指标为重点的逐步引入和逐l制定以具体指标为重点的逐步引入和逐步淘汰步淘汰计划。计划。l延长现有能源基础设施的使用时间。l延长现有能源基础设施的使用时间。l建立中期转型模型，评估过渡方案。l建立中期转型模型，评估中间方案。l在扩大绿色燃料和技术规模的同时，同l在扩大绿色燃料和技术规模的同时，同步缩小步缩小化石能源基础设施的规模。化石能源基础设施的规模。输电系统集成不足l将输电系统纳入市场机制，例如通过市l在有成本效益（效益大于成本）的情况下，建场耦合机制中的隐性容量拍卖。设新的基础设施/扩大现有的输电设施。l对发电和输电进行整合规划。l在未采用社会化成本回收机制的国家推行这一l采用社会化成本回收机制机制。l加大省间输电灵活性，以适应不同地区l采用CBCA（跨境成本分配）作为成本分摊方资源的季节性特点。法。l加快发展储能。l扩大跨区域可再生能源输电基础设施，l更好地利用现有容量（如输电线路动态增容）l对发电和输电进行整合规划。实行输电再调度，消除供需失衡，扩大l加快发展储能。资源共享区域。524.气候对能源生产的定量影响(WP2)本章介绍了项目第二工作包（WP2）的假设和结果。本章将对电力系统依赖未来大规模可变可再生能源的风险进行了定量评估。这些风险与对风能和太阳能等可再生能源的依赖性增加有关，而可再生能源会随着气候和天气模式的变化而波动。本研究的出发点是2050年的欧盟和2060年的中国——假定根据净零目标，这个地区的电力系统都已完全实现脱碳，可再生能源发电容量占比达到较高水平。本研究通过比较分析欧洲与中国部署的可再生能源资源对电力系统充裕性的贡献（或负荷承载能力）来进行评估。从根本上说，本研究是通过比较相对于预测需求，可再生能源在多大程度上有助于维持发电充裕性，并将不断变化的天气模式考虑在内。天气与气候“天气”是指大气层每分钟、每小时和每一天的变化，而“气候”是指特定地区在很长一段时间内的天气情况。欧洲航天局将其定义为30年或更长的时间（ESA，n.d.）。本研究基于20年的天气数据，并在不同的时间尺度上进行了评估，从每小时到每年不等。虽然我们评估了天气模式对可变可再生能源发电的影响，但我们的数据和评估过于有限，无法提供气候层面的结果分析。4.1研究使用的模型和范围本研究采用简化输电和能源调度的统计时间序列模型：•空间范围：欧盟成员国和中国各省。•时间范围：来自MERRA-2的20年（2000-2019年）天气再分析数据。F9本研究将中国大陆和欧盟的能源安全分别置于不同的情景中进行分析。每种情景都从两个空间范围层面进行分析。第1层面：区域系统（欧盟成员国/中国省份）在计算各个欧盟国家/中国省份的结果时，只考虑了每个地区（以下简称地区=国家/省份）内的本地能源生产和消费，而没有涉及与邻近地区间的传输。区域内的输电没有瓶颈。欧盟情景中的区域概念相当于欧盟成员国，但丹麦和瑞典除外，这两个国家根据市场竞价区被划分为多个区域。中国的地区与中国大陆的省份相对应。9现代时代回顾分析研究和应用版本2（MERRA-2）是美国国家航空航天局提供的一个开源数据集。更多信息详见:https://gmao.gsfc.nasa.gov/reanalysis/MERRA-2/53第2层面：整个电力系统（欧盟/中国大陆）在整个电力系统中，每个时步的功率分别是欧盟所有国家和中国所有省份的功率总和。假设欧洲国家之间或中国各省之间的输电没有瓶颈。此外，欧盟国家内部和中国各省内部的输电也假设不存在瓶颈。时间范围本研究区分了气象年和情景年。气象年指的是天气具有某些特征的历史年份。例如，气象年的特点可能是与平均天气年相比风力较小或太阳能发电量量较高的年份。如果使用几十年的天气数据可以揭示平均年份可能不会出现的极端现象。这项研究仅限于历史年份的天气变化，因此我们并不试图估计未来气候变化的影响。不过，过去的天气情况仍能说明可能会出现哪些极端天气。本研究基于20年的天气数据，我们考虑了2000-2019年的不同天气年份。这就决定了风能和太阳能的情况，但不对装机容量做任何假设。情景年指的是假设发电能力和年电力需求的未来年份。在本研究中，我们考虑了欧盟2050年和中国2060年，以代表各自国家按计划实现完全脱碳时的情景。情景根据政策目标，本研究考虑了欧盟到2050年实现净零排放和中国到2060年实现碳中和的情景，对欧盟和中国的具体需求预测和风能/太阳能发电的扩建情况进行了研究。图4.1：本研究采用的净零情景概览本研究分析了以下四种情景（见图4.1和表4.1）。下表中列出了四种情景的关键数据：中国2060年的两种情景和欧盟2050年的两种情景。表中给出了陆上和海上风能、太阳能光伏发电的装机容量、年需求量和年（平均）可变可再生能源覆盖率（可再生能源满足需求的比例）等关键数据。54表4.1：不同情景下的风电和太阳能光伏发电容量概览（中国2060年；欧盟2050年）情景陆上风电海上风电太阳能光伏发电年用电需求年可变可再生能源（GW）（GW）(GW)（TWh）覆盖率(%)中国电力企业联合会3278中国188515948041570172%3486703中国能源转型展望104814104154%中国，CNS254634215843864126%TYNDP全球雄心845298欧盟4344144%TYNDP分布式能源欧盟表4.1中的年度可变可再生能源覆盖率计算方法是：所有地区的平均年可再生能源发电量总和除以所有地区年度用电需求的总和。平均值是根据所有气象年（2000-19年）计算得出的。表4.1中的年度用电需求数字不包括P2X等方面的需求。这意味着所示的可再生能源覆盖率可能高于100%，但不一定会出现弃电。中国的情景数据来自中国电力企业联合会10（CEC）和中国能源转型展望（CETO）项目。同样，欧盟的情景数据与ENTSO-E的《欧洲十年网络发展计划》（TYNDP）的“全球雄心”和“分布式能源”情景相对应（ENTSOG&ENTSO-E，2021）。欧盟的情景数据2050年欧盟情景数据基于TYNDP中的“全球雄心”（GA）情景和“分布式能源”情景，该计划由欧洲输电系统运营商联盟（ENTSO-E）和欧洲天然气传输系统运营商联盟（ENTSOG）共同制定。这两个情景的目标都是在2030年至少减少55%的温室气体排放，并在2050年实现欧盟气候中和目标。“全球雄心”情景旨在通过部署大规模海上风能和大型储能等技术来实现这些目标，而“分布式能源”情景则侧重于分布式技术，如太阳能光伏、电池和智能充电。分布式能源情景只考虑了部署CCS和核电的最低份额，而“全球雄心”情景则更大规模部署CCS和核能技术，以实现净零目标（ENTSOG&ENTSO-E，2022）。本研究中使用的情景数据基于2009气候年（ENTSO-E，2023b）。对于希腊和意大利，采用的是所有竞价区汇总到国家层面的整体数据，而丹麦和瑞典的数据则根据情景中定义的区域进行分析，相当于欧洲电力市场中的竞价区。中国的情景数据•中国电力企业联合会中国2060年情景数据中国电力企业联合会“中国2060”情景中的太阳能光伏和陆上风电容量数据基于中电联出版的《2022年中国电力统计年鉴》和《2023年中国电力行业发展年度报告》（中电联，2022，2023）。假设2022-2030年期间，风电和太阳能发电年新增装机容量预计分别为40GW和70GW；2031-2045年期间，分别新增40GW和75GW；2046-2060年期间，分别新增40GW和80GW。根据2022年各省的可变可再生能源发电份额，考虑中部和东部省份的可再生能源份额，太阳能和风能分别略微增加3.5%和2.6%，而西部和北部省份的份额则相应减少。10CEC在其“情景和数据收集介绍”中对情景数据进行了解释说明，详见报告附件。55沿海省份的海上风电容量数据基于中国风能协会发布的“2021年中国风电产业地图”（C.Chen，2022；中国风能协会，2021），以及全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO，2021）的研究报告《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》，其中建议的海上风电装机容量为159GW。根据沿海省份的海上风电比例，假设这159GW的分布与2021年相似。中国的电力需求预测数据基于一篇关于中国电力行业碳中和路径的学术论文（Shu等，2021），该论文预测中国2060年的年电力需求为15700TWh。根据2022年各省的需求份额，西部和北部省份的用电份额略有增加，增幅为2.93%，中部和东部省份的份额相应减少。•中国能源转型展望情景数据中国能源转型展望碳中和情景中的太阳能光伏发电和风电容量数据基于《中国能源转型展望》（CETO）报告中的中国碳中和场景（CNS2）。该报告由中国宏观经济研究院能源研究所与合作伙伴共同编写（ERI，2022）。CETO报告中的碳中和情景为中国实现2030年前碳达峰和2060年前实现碳中和的气候目标提供了一条途径。时间序列建模可变可再生能源发电带来的能源安全风险与可变可再生能源发电的波动性有关。因此，使用高时间分辨率的数据非常重要。本研究根据每小时分辨率的发电和能源消费曲线进行模拟。可变可再生能源发电天气再分析是一种利用卫星观测数据、历史天气预报和观测数据作为全球天气模型输入的方法。通过这种方法，可以获得地球上任何地点每小时分辨率的输出天气数据，并可选择大量的历史天气年份。需要注意的是，再分析数据并不能精确代表过去的天气，其准确性取决于特定区域的校准情况。不过，它代表了目前最完整、最详细的历史天气图景。这项研究基于Renewables.ninja提供的MERRA-2数据集（2023）。风速采样高度为100米。太阳能辐照度的采集假定太阳能电池板朝南，电池板与地面之间的倾角为35度。为进行研究，我们选择了各地区的特定地点作为代表。风能和太阳能数据在每个地区的同一地点采样。为简化起见，天气数据的采样从每个地区选取了的一个陆上地点和每个沿海地区选择了一个海上地点。这导致天气分析对特定地点相当敏感。实际上风能和太阳能的部署会在任何给定区域内的多个地点进行。这很可能会使波动性比本研究假设的更加平滑，因为极端天气的影响往往会在较大的地理距离内趋于平均。电力需求电力消费也与天气条件有关，尤其是在供暖部门电气化程度较高的情况下。本研究仅限于考虑单一天气年份的需求曲线。因此，在分析不同天气年份时，只需重复需求曲线。对于中国的电力需求，在中国能源转型展望项目中使用了Ea的EDO模型来分析中国的区域情况。对于欧盟的情景，本研究使用了ENTSO-ETYNDP（2009气象年）（ENTSOG&ENTSO-E，2021）中的需求曲线。TYNDP的需求曲线基于特定的历史天气年份，假设2050年社会高度电气化时的系统需求动态。中国没有这种详细的需求曲线模型。不过，在所有情景中，需求曲线的比例都与未来情景年的年电力消费相匹配。本研究报告中的峰值需求是基于这些需求曲线和年度需求计算得出的，因此应视为估算值。56剩余负荷是对需求与可再生能源发电量之间差值的度量。当需求超过可再生能源发电量时，它可以是一个正值（电量赤字）；当可再生能源发电量超过需求时，它可以是一个负值（电量盈余）。这是本研究报告中的一个关键指标。天气到能源的转换为了了解天气变化对可变可再生能源发电的影响，必须将采样的天气变量转换为发电量。就太阳能而言，地球上某一点接收到的太阳辐照度已经是一种功率测量值，可从天气模型中获得0至1的归一化范围。对于风能，功率输出取决于为在不同风况下运行而制造的特定风机型号。例如，低风速地区的风机转子较大，在低风速时能产生更大的功率。不过，为了更好地进行跨地区和跨大陆比较，我们分别使用了一个陆上风机（NREL，2020b）和一个海上风机的参照（NREL，2020a），然后通过这些风机的功率曲线，将风速转换为功率（见表4.2）。表4.2：参考风机的技术参数风机名称陆上海上国际能源署3.4MW参考风机国际能源署10MW参考风机额定功率kW337010000额定风速m/s9.811切入风速m/s44切出风速m/s2525转子直径m130198来源：NREL(2020b,2020a)注：本研究考虑的是没有损耗的理想化能源系统。在现实中，能源的转换和运输会导致各种各样的能量损耗。此外，风电场的唤醒损耗也未计算在内。这一局限性的后果是，与实际的物理电力系统相比，本研究会高估可再生能源的发电量，而低估剩余负荷。数据标准化本研究调查的各地理区域的能源生产和消费规模差异很大。为了比较欧盟和中国的结果，对数据进行了归一化处理。风能和太阳能的发电量根据相关地区各自的装机容量进行归一化处理。因此，发电量显示在0和1之间，其中1表示满负荷。电力需求和剩余负荷均以峰值需求为标准进行了归一。4.2分析方法下面解释了对分析和理解结果非常重要的几个关键概念。持续时间曲线持续时间曲线是显示电力系统中某一电力水平维持一定时间的指标。它概述了用电需求、风能和太57阳能发电资源以及可再生能源的充裕性。包含以下变量：•风力发电•太阳能发电•需求•剩余负荷在本研究中，持续时间曲线基于所有时间步长，利用了全部20年（2000-2019）的气象数据。每个变量的功率从高到低单独排列。电力短缺能源安全风险的严重程度不仅取决于风险的大小。电力短缺一词指的是电力系统因长期供电不足而面临风险的情况。本研究中的定义受Raynaud等人（2018）的启发。电力短缺可能是由于风能和太阳能发电量持续处于较低水平。但它也可能是由于生产和需求之间的不平衡导致长时间的高剩余负荷。在本研究中，电力短缺事件被定义为在所有时间步长内，可再生能源发电量低于某一阈值或剩余负荷高于某一阈值的一段时间。因此也就意味着用阈值来界定电力短缺事件的开始或结束。如图4.2所示。图4.2：电力短缺示意图注：能量短缺示例。水平虚线表示临界值。短缺事件的持续时间用图中间的横条表示。风能和太阳能发电量归一化为其发电能力，剩余负荷归一化为峰值需求。在本研究中，电力短缺按照以下阈值进行划分：•发电量低于产能的20%。•发电量低于产能的30%。•发电量低于容量的40%。•剩余负荷高于峰值需求的60%。•剩余负荷高于峰值需求的50%。•剩余负荷高于峰值需求的40%。58要量化电力短缺，首先要根据上述类别对所有气象年的所有时步进行分类。下一步是计算属于上述类别的每个时间段的持续时间。每个时间段都被定义为电力短缺事件，以短缺程度和持续时间为特征（例如，风力发电量连续四天低于产能的20%）。然后，根据持续时间对所有电力短缺事件进行排序，并计算出概率。电力短缺事件的概率表示在一定持续时间内出现特定强度事件的可能性。因此，概率定义为符合特定事件的时步数除以所有20个气象年的全部时步数。4.3灵活性需求当剩余负荷为正值时（换句话说，当需求超过可再生能源发电量时），需要除风能和太阳能外其他类型的电源来保持电力系统的平衡。如果剩余负荷曲线随着时间的推移完全趋平，则剩余的电量可由基荷容量覆盖。然而，风能和太阳能发电的需求模式和波动性是一致的，这意味着剩余负荷也是波动的。系统可能不需要恒定的发电量来进行补偿，而是需要灵活地增减以保持平衡。这种灵活性可以有多种来源，包括电网固定电池储能、需求响应、抽水蓄能等。灵活性措施的选择通常取决于所需灵活性的时间尺度。本研究考虑了三种不同时间尺度的灵活性需求，基于欧盟委员会使用的方法（2017）。在本研究中，灵活性需求被定义为在一天、一周和一年的时间范围内，为平衡剩余负荷而必须“转移”的电量。无论时间尺度如何，电量都会以年度进行汇总。这样就可以比较不同时间范围内的灵活性需求。需要注意的是，年度总和不能用于估算电量存储等，因为储能设备在一年中会有多个存储周期。我们对每个气象年分别进行了计算，并分析了每个年度总和的分布情况。灵活性需求的年度总和因此可以按照占年度用电需求的百分比来表示。日内灵活性需求日内灵活性需求指的是每小时剩余负荷与每日剩余负荷平均值之间的正差。它显示了一天中必须“转移”的电量。如图4.3所示。图4.3：日内灵活性需求（绿色区域为一天中必须“转移”的电量）59周内灵活性需求周内灵活性需求指的是剩余负荷日平均值与剩余负荷周平均值之间的正差（见图4.4）。该图显示了一周内必须“转移”的电量。图4.4：周内灵活性需求（绿色区域为一周内必须“转移”的电量）年内灵活性需求年内灵活性需求指的是剩余负荷月平均值与剩余负荷年平均值之间的正差（见图4.5）。该图显示了一年中必须“转移”的电量。图4.5：年内灵活性需求（绿色区域为一年中必须“转移”的电量）4.4结果下文将介绍欧洲与中国部署的可变可再生能源资源对电力系统充裕性的贡献（或载荷能力，即满足负荷需求的能力，load-carryingcapacity）的比较分析结果。在此，我们将重点介绍中国电力企业联合会（CEC）的中国2060情景（以下简称CEC情景）和ENTSOTYNDP中的欧盟2050全球雄心情景（以下简称全球雄心情景）的分析结果。中国能源转型展望的中国2060情景和ENTSOTYNDP欧盟2050分布式能源情景的分析结果详见单独附件。报告正文仅呈现了部分区域性分析结果（欧盟成员国和中国大陆各省），全部分析详见报告配套的单独附件。60本节介绍了以下关键措施的结果：•可变可再生能源发电波动性•持续时间曲线•电力短缺•灵活性需求可变可再生能源发电的波动性发电量变化是指电源发电量的波动程度。图4.6和图4.7分别显示了中国和欧盟在所分析的20个气象年中风力和太阳能发电量的年际变化。对中国的分析以CEC情景为基础，而欧盟则以“全球雄心”情景为基础。在年度时间尺度上，风力发电量通常比太阳能光伏发电的变化幅度更大。“总体”的变化（显示整个中国大陆/整个欧盟的发电量变化，见最右侧的一列）小于大多数区域的变化，这表明当考虑较大的地理区域时，预期的偏差将趋于平稳。图4.6：CEC情景下不同气候年份风能和太阳能年发电量的变化情况注：竖线表示变化范围，最小值和最大值之间的形状表示年发电量的分布。图4.7：全球雄心情景下不同气候年份风能和太阳能年发电量的变化情况注：竖线表示变化范围，最小值和最大值之间的形状表示年发电量的分布。61持续时间曲线持续时间曲线显示了电力系统中维持一定功率水平的时间。图4.8和图4.9显示了在CEC中国2060情景和欧盟全球雄心情景下整个中国和欧盟的持续时间曲线，并分别根据风能和太阳能发电装机容量进行了归一化处理。剩余负荷根据峰值需求11进行归一化处理。图中考虑了所有20年的数据。图4.8：持续时间曲线-CEC情景图4.9：持续时间曲线-欧盟全球雄心情景在中国，可变可再生能源将在25%左右的时间内满足全部需求，而欧盟的相应数字约为65%。然而，从原则上讲，欧盟和中国之间的比较目前还很困难，因为这两个情景的结构非常不同。主要原因是欧盟情景下的可再生能源年发电量覆盖率（126%）远高于中国情景下的覆盖率（72%）（见表4.1）：不同情景下的风电和太阳能光伏发电容量概览（中国2060年；欧盟2050年）。对于峰值剩余负荷较高的时段，容量机制可为能源安全提供支持。据观察，中国和欧盟的剩余负荷曲线在达到最大值时都非常陡峭。其他情景也是如此。即使是可再生能源渗透率非常高的地区（如丹麦、河北或山西），在少量的时步中仍会出现较高的剩余峰值（见图4.10、图4.11和图4.12）。因此，继续增加可再生能源不太可能在这些时段保障能源安全，这表明需要更高的备用容量，以确保在任何时候11峰值需求根据年度用电需求(CEC)和CETO项目中的需求曲线计算得出。62都有充足的电力可用。这些备用容量可能较为昂贵，因为现货市场预计不会为建设备用电源（如燃气轮机）提供激励，因为这些机组预期的运行小时数较少。一个可行的解决办法是引入容量机制，例如建立一个单独的市场，对随时准备弥补剩余负荷缺口的容量进行补偿。在这个市场中，发电机组、电池储能或需求侧减少都可以参与。也可以考虑通过互联线路进口额外的电力以满足供应。图4.10：持续时间曲线-丹麦1-欧盟全球雄心情景图4.11：持续时间曲线-河北-CEC情景图4.12：持续时间曲线-山西-CEC情景63电力短缺在所有时间步长中，当可变可再生能源发电量低于某一阈值或剩余负荷高于某一阈值时，就会出现所谓的电力短缺。因此，电力短缺显示了可变可再生能源发电无法满足用电需求的风险。下面我们将研究对电力短缺的分析结果。图中显示了三种不同的短缺阈值，代表了能源短缺的严重程度。绿色线条显示的是短缺程度最轻的事件，往往发生频繁较高，持续时间也更长。黄色和红色图表示可变可再生能源发电不足程度更高的事件，但这些事件一般发生的概率较小，持续时间也较短（见图4.13-图4.17）。在假定中国各省与欧盟国家之间不存在输电瓶颈的情况下，电力短缺的结果显示的是中国大陆整体和欧盟整体的情况。根据这一假设，电力可以不受任何限制地从任何电源流向任意需要的地点。只有丹麦和瑞典例外，因为根据NordPool电力市场，这两个国家被划分为多个竞价区12。不过，这里也同样假设不同竞价区之间不存在输电瓶颈。短时间内充裕性较低的电力短缺事件（红色）和较长时间内中度充裕性的电力短缺事件（黄色和绿色）都会给能源安全带来风险。对电力短缺数据说明：短缺概率是累积的，因此表示的是在给定时间内发生短缺事件的最低风险。在无法显示全部数据点的情况下，电力短缺的最长持续时间在图中以文字形式展现。与中国相比，欧盟风电短缺的持续时间较短。这是因为欧盟的风电环境总体上比中国更好（平均容量系数更高）（见图4.8和图4.9中的风电持续时间曲线）。此外，在欧盟，海上风力发电容量占比较高，而且往往位于风力可用性较高的地区。在中国，风电短缺的持续时间从几天到几周不等：风力发电量低于容量的20%的事件最多持续5天，而发电量低于40%的严重事件最多持续58天（见图4.13）。欧盟的相应数字则分别为4天和17天（见图4.14）。图4.13：风电短缺-CEC情景12有关NordPool不同竞价区的信息，参见:https://www.nordpoolgroup.com/en/the-power-market/Bidding-areas/64图4.14：风电短缺-欧盟全球雄心情景中国和欧盟的太阳能光伏发电持续时间曲线非常相似（比较图4.8和图4.9）。然而，短缺持续时间却大不相同（比较图4.15和图4.16）。可以看出，中国各类短缺的持续时间均低于欧洲。中国的太阳能发电短缺大致可分为两种现象。不足一天的短时短缺非常容易发生，可以用每天的日出日落模式来解释。约有70%的时步显示这种短时间的电力短缺与夜间时段相对应。由于季节性和阴天的原因，在同一时间内，全国范围内发生持续时间超过一天的短缺事件的可能性很小。图4.15：太阳能光伏发电短缺-CEC情景欧盟的太阳能发电短缺显示出与中国相同的日变化规律，即出现短期的太阳能发电短缺的概率非常高。不过，欧盟的长期太阳能发电短缺持续时间通常比中国要长。欧盟一年内的平均季节性影响较大。例如，由于纬度较高，欧盟冬季夜晚较长（没有太阳光）。然而，大多数太阳能发电短缺往往是短期的，例如，在光伏发电量低于发电能力的30%的较严重事件中，90%的持续时间不足一天。65图4.16：太阳能光伏发电短缺-欧盟全球雄心情景在中国和欧盟，剩余负荷短缺的持续时间一般都很短（大多数情况下持续时间不到一天）。然而，欧盟发生此类事件的概率远低于中国。主要原因是欧盟情景下的可变可再生能源年发电量覆盖率（126%）远高于中国情景下的覆盖率（72%）（见表4.1）。图4.17和图4.18分别显示了中国和欧盟的剩余负荷电力短缺情况。图4.17：剩余负荷短缺-CEC情景图4.18：剩余负荷短缺-欧盟全球雄心情景66电力系统需要平衡发电量和用电需求，因此，电力短缺的具体风险与低发电量和高需求量是否长期并存有关。碳中和的能源系统中对长期基荷容量的需求有限，但更多的灵活性资源将有助于填补可再生能源发电缺口。尽管风力和太阳能发电短缺可能会持续数天时间，但日内需求模式将剩余负荷短缺“分解”成了更短的短缺时段。然而，从概率上看，短缺事件在中国发生的频率很高。这表明，能够快速升压/降压的灵活能源发电或需求对于系统填补可再生能源经常出现的供电缺口具有相当大的价值。在风能/太阳能发电量较低而用电需求较高的情况下，对长时间连续运行的基荷容量的需求似乎相对有限。需要再次指出的是，本文所展示的剩余负荷电力短缺结果是在中国和欧盟的整个电力系统层面上得出的，并且没有考虑输电瓶颈。在国家或省级层面上，分析结果可能会有所不同。中国省级和欧盟国家层面的电力短缺在区域层面（欧盟成员国和中国各省），电力短缺的时间往往更长。图4.19和图4.20分别显示了部分中国省份和欧盟成员国的电力短缺结果。结果显示了在不考虑可能的跨区输电情况下的区域能源短缺（基本上是区域内的简化假设，但区域间没有电力交换）。从结果中我们可以看出，欧盟斯洛伐克和中国北京等可再生能源覆盖率较低的地区往往会出现较长时间的剩余负荷短缺。这凸显了跨区输电能力/互联和电力市场的重要性。另见表4.3和表4.4。在所有示例中，电力短缺的临界值为：剩余负荷>高峰需求的50%，风能/太阳能发电<发电能力的30%。图4.19：中国区域电力短缺建模结果-CEC情景注：风电和太阳能发电短缺完全取决于风能和太阳能的天气模式，而剩余负荷短缺则取决于风能和太阳能的装机容量、天气模式和用电需求。剩余负荷>峰值需求的50%，风能/太阳能发电量<发电能力的30%。注意y轴为对数轴。67图4.20：欧盟区域电力短缺建模结果-欧盟全球雄心情景注：y轴是对数轴。风能和太阳能短缺完全取决于风能和太阳能的天气模式，而剩余负荷短缺则取决于风能和太阳能的装机容量、天气模式和需求。剩余负荷>峰值需求的50%，风能/太阳能发电量<发电能力的30%表4.3：中国区域电力短缺建模结果-CEC情景（剩余负荷＞峰值需求的50%，风能/太阳能发电量＜发电能力的30%）安徽风力发电短缺太阳能发电短缺剩余负荷短缺北京（最多）天数（最多）天数（最多）天数重庆蒙东1161福建17576甘肃46716广东842广西16615贵州2841海南3259河北1762黑龙江1362河南2282湖北1142湖南1073江苏1872江西1372吉林1994辽宁1263宁夏1983青海952陕西1055山东851上海1021山西2063四川9621191619523052168风力发电短缺太阳能发电短缺剩余负荷短缺（最多）天数（最多）天数（最多）天数天津11462蒙西8331新疆7442西藏122云南183浙江107注：在本研究中，我们根据建模标准将内蒙古划分为两个区域（蒙东和蒙西）。表4.4：欧盟区域电力短缺建模结果-欧盟全球雄心情景（剩余负荷>峰值需求的50%，风能/太阳能发电<发电能力的30%）风力发电短缺太阳能发电短缺剩余负荷短缺（最多）天数（最多）天数（最多）天数奥地利14132比利时7263保加利亚13142克罗地亚15146塞浦路斯1861捷克11113丹麦110542丹麦28452爱沙尼亚10824芬兰121144法国7134德国11272希腊17141匈牙利141310爱尔兰15554意大利2271拉脱维亚8733立陶宛12502卢森堡83024马耳他2056荷兰8372波兰8224葡萄牙581罗马尼亚13127斯洛伐克1211174斯洛文尼亚19149西班牙750瑞典1141339瑞典2131065瑞典313756瑞典48454注：风能和太阳能发电短缺完全取决于风能和太阳能的天气模式，而剩余负荷短缺则取决于风能和太阳能的装机容量、天气模式和用电需求。69从表4.3和表4.4中的数据可以看出，中国和欧盟的最大短缺持续时间存在很大的地区差异。通过比较两表可以看出，欧盟国家的太阳能短缺天数明显长于中国各省。这与中国和欧盟在整个电力系统层面的特点相符（见图4.15和图4.16）。欧盟由于平均纬度较高，全年受季节性影响更大，例如冬季黑夜较长（无太阳光）。然而，就欧盟整个电力系统平均而言，大多数太阳能发电短缺都是短期的，例如，在光伏发电量低于发电能力30%的较严重事件中，90%的持续时间不到一天。欧盟北部地区的太阳能短缺可能持续数月（见表4.4）。注：北京、上海、四川和斯洛伐克等地的长期剩余负荷短缺主要是由于电力需求高于可再生能源发电容量。虽然模型将每个国家或省份视为一个独立的个体，但它们与支持发电和用电平衡的区域电力系统相连。例如，北京属于华北电网系统，依靠从其他地区进口电力来保持较高的供电可靠性。在分析可再生能源对电力系统的影响时，这是一个需要考虑的重要因素。灵活性需求电力供需必须实时保持平衡。在一定时间范围内为平衡剩余负荷而需要“转移”的电量即是系统的灵活性需求。以下各图显示了中国和欧盟日内、周内和年内的灵活性需求建模结果。（见图4.21-图4.26）。注：灵活性需求按日、周、年的时间尺度显示。竖线表示各气候年的变化范围，最小值和最大值之间的形状表示分布情况。y轴显示占年度电力需求的百分比。图4.21：日内灵活性需求-CEC情景图4.22：日内灵活性需求-欧盟全球雄心情景70图4.23：周内灵活性需求-CEC情景图4.24：周内灵活性需求-欧盟全球雄心情景图4.25：年内灵活性需求-CEC情景71图4.26：年内灵活性需求-欧盟全球雄心情景剩余负荷短缺的持续时间很短。在考虑的三个时间尺度中13，日内的电力生产和消费模式需要最大的灵活性来支撑。这也符合此前电力短缺分析的结论。与长期灵活性需求相比，短期灵活性需求对年度天气变化的敏感度较低，而长期灵活性需求受季节性影响较大。根据时间尺度的不同，解决灵活性需求可能需要不同的解决方案。例如，短期灵活性可通过电池或可快速调节的灵活发电或需求来实现，而长期灵活性则最好通过抽水蓄能等其他方式来提供。总之，本文的分析可以让人们了解哪些类型的灵活性资产可以为系统带来价值，从而提高能源安全。可变可再生能源渗透率与灵活性需求下图说明了中国各省和欧盟国家的灵活性需求与可变可再生能源渗透率的函数关系（见图4.27-图4.32）。注：灵活性需求按日、周、年的时间尺度显示。竖线表示各气候年的变化范围，最小值和最大值之间的形状表示分布情况。y轴显示占年度电力需求的百分比。图4.27：日内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-CEC情景13日内、周内和年内灵活性需求。72图4.28：周内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-CEC情景图4.29：年内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-CEC情景图4.30：日内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-欧盟全球雄心情景73图4.31：周内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-欧盟全球雄心情景图4.32：年内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-欧盟全球雄心情景一个普遍的现象是，可变可再生能源的渗透率越高，电力系统的灵活性就越高。在太阳能光伏发电渗透率较高的地区需要更大的日内灵活性，而以风电为主的地区则需要更大的周内灵活性。如上图所示，太阳能光伏发电占比较高的地区（黄点表示）通常比风力发电占主导地位的地区（蓝点表示）需要更高的日内灵活性。在考虑一周的时间尺度时，情况正好相反，风力发电占比较高的地区比太阳能光伏发电占比较高的地区需要更大的灵活性。电力短缺分析结果表明，太阳能发电短缺持续时间大都不到一天，而风电短缺则通常持续数天时间。年度时间尺度上的情况比较模糊。中国风电占比较高地区的灵活性需求通常高于以太阳能光伏发电为主的地区。欧盟则没有显示出明显的趋势。74主要发现-天气模式对可变可再生能源的影响：（欧洲与中国部署的可变可再生能源资源对电力系统充裕性的贡献比较分析）这里提到的“中国/欧盟”是指中国/欧盟的整个电力系统。“区域”指的是中国省份/欧盟国家层面。•在年度时间尺度上，风力发电的波动性通常比太阳能光伏发电更大。整个中国/整个欧盟层面的发电量变化水平比区域层面要小，这表明当考虑到较大的地理区域时，不规则性会如预期的那样趋于平缓。•对于剩余峰值较高的有限时段，现货市场预计无法为建设备用电源（如燃气轮机）提供激励。可以利用容量机制为随时准备弥补剩余负荷缺口的发电容量提供补偿。•与中国相比，欧盟的风电短缺持续时间相对较短，这是因为欧盟的风电环境较好，海上风电占比较高，且往往位于风力可用性较高的地区。•中国和欧盟的太阳能光伏发电持续时间曲线非常相似，但中国的短缺持续时间比欧洲要短。欧盟全年太阳能发电短缺情况平均受季节性影响较大，主要由于纬度较高，冬季夜晚较长（无太阳光照条件）。然而，大多数太阳能短缺往往是短期的，持续时间不到一天。•在中国和欧盟，剩余负荷短缺的持续时间一般都很短（大多数持续时间不到一天）。•电力系统对长期基荷容量的需求有限，但更多的灵活性资源将有助于填补可变可再生能源的发电缺口。尽管风力和太阳能发电短缺可能持续数天，但日内需求模式将剩余负荷短缺“分解”成了更短的短缺时段。•在区域层面（欧盟成员国和中国各省），电力短缺往往持续时间更长。这凸显了跨区输电能力/电网互联和电力市场的重要性。•中国和欧盟的剩余负荷短缺时间跨度较短，可通过电池、灵活性电源、灵活性需求等能够快速调节（提升/降低）的资源来弥补。•中国和欧盟太阳能光伏发电占比较高的地区需要更大的日内灵活性，而以风电为主的地区则需要更大的周内灵活性。4.5建模结果对情景的敏感性章节4.4中的建模结果主要基于中国电力企业联合会（CEC）中国2060情景和欧盟2050全球雄心情景。不过，我们还计算了图4.1和表4.1中描述的另外两种情景的结果：即中国能源转型展望（CETO）碳中和情景（CNS2）和欧盟分布式发电情景。本项目工作包2（WP2）的全部结果可参见报告配套的单独附件。为了便于说明和展示情景选择的影响，我们将分别讨论中国基于CEC情景和CETOCNS2情景的比较结果。之所以选择这两种情景进行比较，是因为在这两种情景中，可变可再生能源的部署差异相对较大。欧盟的两个不同情景之间的差异相对较小，结果偏差不大。75持续时间曲线两种情景下中国整个系统的持续时间曲线如图4.33所示。图4.33：CEC情景和CETO情景下的持续时间曲线比较由此可见，两种情境下，虽然电力需求、风能和太阳能的持续时间曲线非常相似，但剩余负荷的持续时间曲线则大相径庭。原因是风能和太阳能的持续时间曲线取决于天气模式，而这两种情景采用了相同的天气模式进行分析。（然而，由于不同省份风能和太阳能装机容量的相对变化，两种情境下可能会有细微差别）。造成剩余负荷差异的原因是两种情境下可再生能源的部署存在巨大差异。在CETO情景中，仅可再生能源就可满足约70%的需求，而在CEC情景中，相应的数字约为25%。76剩余负荷电力短缺图4.34：CEC情景和CETO情景下剩余负荷电力短缺情况的比较图4.34显示了剩余负荷电力短缺的比较。值得注意的是，两种情景下（整个电力系统）的最大短缺持续时间非常相似，都小于一天。然而，概率却大不相同，在可变可再生能源装机容量明显更大的CETO情景中，短缺发生的概率要高得多（见表4.1）。区域电力短缺图4.35比较了两种情境下区域最大电力短缺。由此可见，在两个情景中，风电和太阳能发电的短缺持续时间非常相似。这是意料之中的情况，因为风电和太阳能发电的短缺取决于特定省份的风能和太阳能天气模式，而不是装机容量。对各省的最大剩余负荷短缺的比较显示，两个情景之间存在一些偏差。原因在于两种情景下各省的可再生能源装机容量不同。值得注意的是，即使两种情景下省一级的最大负荷短缺存在偏差，但整个系统的最大剩余负荷短缺的规模是相似的（比较图4.34）。这是由于模型假设省与省之间没有输电瓶颈。但应该注意的是，在CEC情景下，剩余负荷短缺发生的概率要高得多。77图4.35：CEC情景和CETO情境下区域最大电力短缺的比较注：y轴为对数轴。剩余负荷>峰值需求的50%，风能/太阳能发电量<发电能力的30%。日内灵活性需求图4.36比较了两种情境下的日内灵活性需求。正如预期的那样，在CETO情境下，福建、甘肃、海南和蒙西等可变可再生能源装机容量（平均）最高的区域灵活性需求最大。此外，图中最右侧的“整体”情况显示，CETO情景下的灵活性需求更大。78图4.36：CEC情景和CETO情境下日内灵活性需求的比较周内灵活性需求图4.37比较了两种情境下的周内灵活性需求。不出所料，大体的情况是在CETO情境下可变可再生能源装机容量（平均）最大的区域所需的灵活性也最高。例如，福建、甘肃、海南和蒙西的灵活性需求要高得多。请注意，两个情景图表中y轴坐标刻度不同。图4.37：CEC情景和CETO情境下周内灵活性需求的比较79年内灵活性需求图4.38比较了两种情境下的年内灵活性需求。同样，如预期的那样，大体情况是在CETO情境下可变可再生能源装机容量（平均）最大的区域年灵活性需求也最高。请注意，两个情景图表中y轴坐标刻度不同。图4.38：CEC情景和CETO情境下年内灵活性需求的比较804.6水电水电在欧洲和中国都是重要的电源，同时也是重要的灵活性来源，但发电量变化较大。虽然我们缺乏具体的数据来对径流式水电进行与风能和太阳能光伏发电类似的研究，但我们将在下文中简要介绍欧洲和中国的水电情况。欧洲的水电情况水电作为最主要的可再生能源，是欧洲重要的电力来源。根据ENTSO-E（2023a）的数据，2021年水电占欧洲可再生能源发电量的43%，占总发电量的16%。欧洲主要的水电国家包括挪威、瑞典、法国、意大利和奥地利。中国的水电情况图4.39显示了中国主要水电省份2020、2021和2022年的水电发电量情况。图4.39：中国水电年度发电量情况（TWh）来源：CEC位于长江流域的四川省和云南省水电年发电量最高。图4.40和图4.41分别显示了2020-22年四川和云南全年各月的水电平均容量系数。从图中可以看出，夏季和初秋的发电量最高，因为此时水电站的入库流量和用电量都处于高峰期。81图4.40：四川全年各月水力发电容量（GW）来源：CEC图4.41：云南全年各月水力发电容量（GW）来源：CEC关于水电评估的说明我们原本的意图是将水电纳入剩余负荷短缺和灵活性需求等分析，就像前面对可变可再生能源风能和太阳能光伏发电的分析一样。然而，上文显示的中国水力发电情况是包括径流式水电和水库水电在内的综合情况。原则上，径流式水电与风能和太阳能光伏发电一样，都是可变可再生能源，如果能获得径流式水电的具体统计数据，就有可能将其中的一些数据纳入本分析中。然而，我们无法获得这些数据。很难像风能和太阳能光伏发电一样详细考虑水电的另一个重要障碍在于水电运行的复杂性。例如对河流和水库水位的限制，因为水不仅用于发电，还用于灌溉、洪水管理和饮用等其他用途。一个特别的考虑因素是河流上的梯级水电，出于对下游电站发电条件的考虑，对每个电站都设置了严格的限制。图4.42举例说明了黄河流域的梯级水电站和位于上游的龙羊峡电站（4x320MW机组）。82图4.42：黄河梯级水电站以及位于上游的龙羊峡水电站来源：CEC835.欧盟和中国在能源安全方面的经验教训2050/2060年的净零排放能源系统将不再依赖化石燃料，或依赖程度十分有限，因此受到能源价格冲击（如20世纪70年代的石油危机或最近的天然气短缺）的影响将较小。然而，当前的能源系统和中期转型时期的能源系统仍然会在一定程度依赖化石燃料。正如第3、4、5和6章所述，能源转型会带来更多的风险因素。可以预见，各种能源危机将继续影响中期转型时期的能源安全。本章将举例说明欧盟和中国为应对具体的能源安全威胁而采取的措施，以及在缓解能源安全风险方面的经验教训。5.1欧盟2022年天然气危机的经验教训经验教训E1：供应多样化、需求汇总和市场修正机制欧盟吸取的关键教训是天然气供应来源多样化非常重要。为应对俄罗斯进口天然气的减少，欧盟增加了液化天然气进口以及来自其他国家的天然气供应，并实施“AggregateEU”等机制来聚合需求并联合采购天然气，同时实施市场修正机制来解决天然气稀缺时期价格过高的问题。供应多样化多年来，欧洲一直严重依赖俄罗斯的天然气、石油和煤炭供应。2019年至2022年2月期间，俄罗斯进口天然气满足了欧盟天然气需求的40%至50%（见图5.1）。2022年2月24日俄乌冲突开始之后，俄罗斯天然气在欧盟市场的份额逐步大幅下降，到2022年11月已降至13%。图5.1：2019-2022年俄罗斯天然气在欧盟市场中的份额变化来源：欧盟委员会（2023）84俄罗斯天然气进口减少是欧盟和俄罗斯多重政治决策的结果。目前俄气已被许多其他天然气来源所取代:•增加了从美国、卡塔尔和尼日利亚进口的液化天然气。•增加了从挪威、英国和阿尔及利亚进口的天然气。•高价格导致欧盟天然气需求减少。截至2022年11月，欧盟天然气进口总量中，液化天然气进口和来自挪威的天然气进口各占大约25%，而俄罗斯天然气供应量（含LNG）也占据25%，此外阿尔及利亚占12%，剩下的13%来自其他国家的少量进口。需求聚合-AggregateEU为进一步应对天然气短缺问题，欧盟于2022年4月启动了欧盟能源平台，欧盟能源部长们于2022年12月19日正式通过了“AggregateEU”机制，即欧洲层面的天然气需求聚合和联合采购机制。该平台有三个目标，均旨在加强欧盟的天然气和液化天然气供应安全：i)聚合需求和联合购气；ii)充分有效地利用现有基础设施；iii)国际拓展。通过汇总和协调成员国的需求，AggregateEU平台可防止成员国之间的恶性竞争，并利用成员国汇总的需求来在谈判中争取更好的购买条件和话语权。为了使天然气供应多样化，平台促成了与美国、阿塞拜疆、埃及和挪威等主要天然气出口国的谅解备忘录。因此，天然气的采购不是由欧盟委员会自己进行的，而是由各公司通过PRISMA平台进行采购。该平台是一个天然气容量平台，由欧洲多家天然气输送系统运营商共同拥有的一家私营公司运营。该平台2023年的工作重点是购买足够的天然气，以填满天然气储存设施供2023-24年冬季使用。在前两轮招标中，超过93%的明确需求量都与供应量实现了部分或完全匹配（欧盟委员会，2023c）。市场修正机制欧洲天然气市场建立在管理供需的自由市场机制之上。在天然气危机期间，欧盟重申了其对自由市场的信任，在危机时刻没有对自由市场进行颠覆性的改变。现在很明显，包括增加LNG和管道气进口以及节约需求在内的市场应对举措成功地取代了几乎所有的俄罗斯天然气供应。2022年12月，鉴于异常高企的天然气价格，欧盟决定实施市场修正机制（MCM），以减轻稀缺定价对经济造成的不利影响。该机制自2023年2月15日起启动，但触发需要满足以下两个条件：•荷兰TTF（天然气虚拟交易点）月前期货14价格必须连续三日超过180欧元/兆瓦时。•此外，还定义了一个参考价格，旨在反映欧洲进口LNG的现货价格。TTF结算价格必须连续三天比该参考价高出35欧元/兆瓦时。这一条件的作用是将TTF期货结算价格与LNG现货价格挂钩，从而限制期货投机的影响，防止天然气价格过高，超过世界市场价格。从根本上讲，180欧元/兆瓦时的价格水平比2015年至2020年的平均价格高出10倍，与之前的天然气平均价格水平相比处于高位（ACER，2023）。图5.2展示了该市场修正机制以及天然气历史价格。2022年9月，两个触发条件均已满足，但此后天然气价格跌至180欧元/兆瓦时的触发门槛以下。14期货是指在未来某一特定时间以固定价格交易商品的金融合约。85图5.2：月前TTF、NBP、欧盟LNG和亚洲JKM参考价格变化（欧元/兆瓦时）来源：ACER（2023）5.2欧盟为应对近期能源危机对电力市场设计进行改革的经验经验教训E2：紧急干预和长期市场改革当前的电力市场设计并非是造成能源危机的罪魁祸首，相反它有助于减轻危机的影响。对自由市场价格信号的严重干预可能会危及电力市场多年来取得的成效。为解决电价飙升问题，欧盟引入了边际发电市场收入上限，确保将额外收入重新分配给消费者，并在长期市场改革中重点支持可再生能源，减少对价格波动的化石燃料的依赖。紧急干预措施针对2021年9月以来电力市场价格居高不下的情况，欧盟向能源监管机构合作署（ACER）咨询了其对当前电力市场模式的评估意见。ACER（2022）在其报告中得出结论认为，天然气供应危机和随之而来的价格居高不下与电力市场价格的飙升直接相关，因为在需求最高或核电和可再生能源发电技术无法满足需求时，天然气发电厂在发电组合中占据相当大的比重。具体而言，ACER宣布当前的能源危机主要是源于“天然气价格冲击”。虽然ACER（2022）的评估促使欧盟于2022年10月出台了能源价格紧急干预措施，但该评估的主要焦点还是从更长远的角度来审视欧盟的电力市场设计，即从韧性以及适用性方面考虑是否需要进行任何必要的调整。ACER在以下六个重点领域的框架下，提出了13项措施供决策者参考，这些措施可为当前的市场设计提供面向未来的机会：•确保各地的短期电力市场能够更好地运作。86•通过更加高效的长期市场来推动能源转型。•提高电力系统的灵活性。•保护消费者免受价格过度波动的影响，同时解决不可避免的利益权衡问题。•解决非市场障碍和政治上的障碍。•在“平稳时期”为未来的高能源价格做好准备；在“特殊时期”对批发市场干预保持谨慎。ACER的评估可归纳如下：尽管在地缘政治动荡期间，欧盟电力市场设计遭到了人们的质疑，但当前的电力市场设计并不是危机的罪魁祸首。相反，市场机制对危机起到了缓解作用。对自由整合的市场价格信号进行干预和干扰，可能会危及欧盟电力市场20多年来取得的成绩，同时也会在更广泛的绿色转型方面带来更多的经济负担。在一项旨在迅速抑制批发和零售电价飙升对终端电力消费者影响的干预措施中，欧盟引入了180欧元/兆瓦时的超边际发电收入上限（见图5.3），确保将生产商的额外收入通过财政支持措施重新分配给终端用户。市场收入上限从2022年12月开始实施，直到2023年6月结束。据评估，180欧元/兆瓦时的价格上限一直高于相关发电技术的现行平准化发电成本（LCOE），因此不会影响对新的超边际发电容量的投资。该上限不适用于因输入燃料价格而导致边际成本较高的技术，如天然气和硬煤发电厂，因为该措施会影响其经济可行性，并降低市场参与的积极性。15图5.3说明了紧急干预措施的一般原则。图5.3：能源市场干预（价格上限机制）来源：基于deBoer&Stet（2022）长期市场改革在俄乌冲突和整个欧洲电价飙升的背景下，欧盟目前正在就修订后的电力市场设计进行辩论。经过15更多豁免规定见欧盟理事会条例（EU）2022/1854，第32至42段。87协商，欧盟委员会在2023年3月提议进行有针对性的改革。改革的目的是减少电价对波动的化石燃料价格的依赖，降低电力市场投资的不确定性，并加快本土有竞争力的可再生能源的建设。2023年7月，欧洲议会工业、研究和能源委员会（ITRE）对改革进行了表决。ITRE在很大程度上支持欧盟委员会对欧盟电力市场设计进行有针对性改革的建议（WindEurope，2023）。ITRE委员会投票决定维持按边际成本优先顺序交易制度（MeritOrder），避免超边际收入上限，因为这将瓦解内部能源市场，损害投资者信心。最重要的是，改革将允许可再生能源电力通过不同途径进入市场：即差价合约（CfD）、可再生能源购电协议（PPA）和商业投资。鉴于到2030年仍将需要大量投资，因此采用这些不同的市场路径至关重要。与此同时，欧盟27个成员国（在欧盟理事会中由各国能源部长代表）于2023年10月17日就欧盟电力市场设计的修订达成协议。下一步欧盟理事会和欧洲议会将就最终协议进行谈判，然后正式通过。根据欧盟国家元首和政府首脑的要求，欧盟电力市场设计改革需要在2023年底前完成，预计将于2024年初开始实施。5.3中国能源安全风险的经验教训经验教训C1：进口燃料多样化对能源安全十分重要中国已有效地实现了燃料进口的多样化，包括从各种国际来源进口石油、天然气、煤炭和铀，同时维持这些资源的国内供应。中国已成功实现燃料进口多样化，具体如下：•石油：主要从沙特阿拉伯和俄罗斯进口。•天然气：主要从澳大利亚（第一大供应国）、卡塔尔、马来西亚进口液化天然气；从独联体国家和俄罗斯进口管道天然气。•煤炭：主要从印度尼西亚、俄罗斯、澳大利亚、美国和哥伦比亚进口。•铀：供应来自参股海外采矿企业和公开市场采购。中国也有自己的国内石油、天然气和煤炭供应。经验教训C2：能源系统转型关键材料供应多样化的重要性中国在清洁能源技术供应链中扮演着重要角色，因此在获取能源系统转型所需的关键材料方面具有战略优势。中国在关键材料获取方面处于有利地位，此外在电动汽车部署、光伏系统、风能和电解槽设备等多个清洁能源技术供应链中发挥着重要作用，尤其是在中下游层面。88经验教训C3：必须避免不协调的技术转型要降低风险，关键是要避免技术转型的不协调，因为在确定相关进程的最佳时机和进度方面存在挑战。技术逐步引入/逐步淘汰过程的速度是有风险的，因为没有客观的方法来确定此类过程的最佳时机和进度。2017年中国在实施大气污染防治行动计划后就出现了这种情况（Zhou，2018）。该计划要求对煤电厂进行改造，并对华北地区提供工业蒸汽、工艺用热和居民供暖的散煤燃烧进行煤改气改造。然而，由于冬季天然气供应不足，该计划最终引发了天然气危机。根本问题在于中国缺乏足够的季节性储存设施来管理这些替代燃料。经验教训C4：批发市场价格波动必须能够在消费价格中得到体现在以市场化改革为指导原则的中国能源转型背景下，如果允许部分系统在市场条件下运行，而对其他部分仍采取直接管控的方式，会增加灵活性和效率方面的风险。为确保中国能源转型的灵活性和效率，必须使批发市场价格波动与消费者价格保持联动。2021年的电力危机就是一个例子，当时煤炭价格上涨，而煤电的基准价格（消费价格）却没有随之上涨。这不仅使煤电企业面临财务压力，因为它们无法从终端用户那里收回成本，而且消费者也无法获得反映实际发电成本的价格信号。为了解决这一扭曲的定价机制，国家政府和发改委随后决定将所有煤炭发电企业和工业/商业用户纳入电力市场，这在第1439号文件（国家发改委，2021）中有明确规定。896.中国和欧洲电力生产商在能源转型中的做法（实例）本章介绍了中国和欧洲电力生产商在绿色转型方面的一些实例（更详细的介绍参见文末附件）。6.1中国电力生产商的做法实例中国华能中国华能集团有限公司是经国务院批准设立的国有重点企业。公司主要从事以下业务：电源开发、投资、建设、运营和管理；电力、热力的生产和销售；金融、煤炭、交通、可再生能源、环保等相关业务和产品的开发、投资、建设、生产、销售；产业投资、经营管理。该公司积极推动绿色转型，坚持把低碳清洁能源作为主攻方向，大力推动结构调整，全力打造新能源、核电、水电三大支撑。公司落地全国首单碳排放权质押融资业务，满足火电企业融资需求的同时为企业盘活碳资产探索新路径；主动适应“双碳”目标下的电力市场融合发展，成立绿证与碳交易处，实现绿证和碳交易统筹管理。2021年，公司100余家火电企业提前完成碳交易履约，碳资产经营管理成效显著。中国大唐中国大唐集团有限公司是一家大型国有发电企业，主要业务覆盖电力、煤炭煤化工、金融、环保、商贸物流和新兴产业。所属企业包括5家上市公司、36家区域公司和专业公司。截至2022年底，中国大唐发电装机容量突破1.72亿千瓦，资产总额达到8600多亿元，在役及在建资产分布在全国32个省区市和香港特别行政区，以及缅甸、柬埔寨、老挝、印尼等多个国家和地区。连续13次入选《财富》世界500强。该公司积极探索低碳之路，以绿色发展为己任，提供碳管理服务、研发碳捕捉技术、开展碳市场交易，用智慧良策推进减排降碳工作，为助力实现碳达峰碳中和贡献大唐力量。中国大唐还紧贴电力市场改革新形势，推动电力市场与碳市场融合互促、低碳发展与高质量发展并步前行，积极开展“双碳”目标下的碳排放权交易。6.2欧洲电力生产商的做法实例ØrstedØrsted的愿景是建立一个完全依靠绿色能源运行的世界。Ørsted总部位于丹麦，致力于开发、建设和运营海上和陆上风电场、太阳能发电、储能、可再生氢和绿色燃料设施以及生物能源工厂。Ørsted是CDP15F气候变化A级名单中公认的全球气候行动领导者，也是全球首家其基于科学的净零排放目标获得科学目标倡议（SBTi）验证的能源企业。Ørsted拥有约9000名员工。Ørsted的股票在哥本哈根纳斯达克（Orsted）上市。2022年，集团收入为1,323亿丹麦克朗（178亿欧元）（Ørsted，2023）。90RWERWE是一家德国电力生产商（年发电量1,560TWh），致力于到2030年逐步淘汰煤炭。RWE在全球拥有约19,000名员工，并制定了一个明确的目标：到2040年实现净零碳排放。为了实现这一目标，公司为所有涉及温室气体排放的活动都制定了宏伟目标。通过广泛的投资和增长战略，公司计划到2030年将其在全球强大的绿色发电能力扩大到50GW。为此，RWE将在2030年前投资超过500亿欧元。RWE的投资组合以海上和陆上风能、太阳能、水电、氢能、电池、生物质能和天然气为基础。RWESupply&Trading为大客户提供量身定制的能源解决方案。RWE的业务遍及欧洲、北美和亚太地区（RWE，2023）。917.结论《巴黎协定》的通过以及中国和欧盟制定的雄心勃勃的气候目标都要求对能源系统进行重大改革。在这一转型阶段，可变可再生能源的占比不断提升，技术不确定性也越来越高，同时也带来了新的风险，因此需要重新定义能源安全的概念。目前以化石燃料为主的系统与未来新兴的碳中性系统并存，造成了两种截然不同的运作模式之间的紧张关系。我们需要详细了解正在进行的转型所面临的具体风险，包括评估这些风险的量化指标以及为缓解这些风险可以采取的措施。本报告是中欧能源合作平台项目“B2.4e能源转型背景下的能源安全-欧洲和中国的经验教训与挑战”的最终报告。该项目于2023年8月24日启动，并于2023年11月结束。项目合作伙伴包括中国电力企业联合会（CEC）、丹麦能源署（DEA）和EaEnergyAnalyses。本报告的第一部分探讨了中国和欧盟在能源转型背景下的能源安全概念。在报告的第二部分（WP2）中，我们对未来可变可再生能源占比较高的电力系统中（2050年的欧盟和2060年的中国）对气候和天气模式（如风能和太阳能）的依赖性增加所带来的风险进行了定量评估。评估主要通过衡量可再生能源在多大程度上有助于维持发电充裕性（相对于预测需求）来实现。中国对能源安全的看法中国的能源安全关切与“能源安全新战略”中概述的原则相一致，重点关注以下几点：•提高能源效率：推动能源消费革命，抑制不合理的（低效）的能源消费。•能源供应多样化：推动能源供给革命，建立多元供应体系。•推动能源技术发展：推进能源技术革命，带动产业升级。•改造能源系统：推动能源体制革命，打通能源发展快车道。•全球能源合作：全方位加强国际合作，确保开放环境下的能源安全。欧盟对能源安全的看法欧盟的能源安全理念强调成员国和地区合作伙伴之间的合作与团结。跨境合作、互联互通和运转良好的电力市场确保了电力在成员国和伙伴国之间的流动，使得不同国家之间可以相互依赖。俄乌冲突引发的能源危机为欧盟可再生能源的部署按下了加速键，促使欧盟亟需减少对俄罗斯进口天然气的依赖。2020年5月，欧盟委员会提出了“RePowerEU计划”，包括三个主要部分：节约能源、大力部署清洁能源和促进能源供应多样化。这一战略应对措施可解决中短期能源危机，同时加快能源转型，以实现长期脱碳目标。向净零转型：驾驭能源安全风险报告还对转型时期的能源安全风险进行了更全面的概述，包括燃料依赖风险、电力系统风险、网络92安全风险和地缘政治风险。每一种风险都凸显了向更清洁能源系统转型所面临的复杂挑战和需要考虑的因素。此外，本文还针对与中国和欧盟都尤为相关的六种风险提出了缓解措施建议，如下表所示。表7.1：中国和欧盟的主要风险和缓解措施风险中国的缓解措施欧盟的缓解措施l继续实施进口来源国多样化战略。对进口燃料的依赖l加强与国外供应商的合作。l使进口来源国多样化。l巩固内部供应链，开发合成燃料。l坚持依靠可再生能源来促进脱碳。清洁能源技术对关l加大对国内关键材料供应情况的调查和探索l对海外关键材料来源进行直接投资。键材料的依赖力度。l通过签订供应合同和长期协议，扩大关键材l对海外关键材料来源进行直接投资。料供应链。l拓展关键材料供应链的中下游。l投资开发替代技术，减少或避免对关键原材l投资开发替代技术，减少或避免对关键原材料的需求。料的需求。l采用能够反映成本的能源价格。l继续采用能够反映成本的能源价格。需求不灵活、l采取果断措施，加强对能源消费的测量和数l进一步采取果断措施，加强对能源消费的测效率低字化，同时制定措施，刺激提高消费者意识。量和数字化，同时制定措施，刺激提高消费者意识。l建立翻新改造和技术替代的激励机制。l建立翻新改造和技术替代的激励机制。气候对能源生产的l对电力系统灵活性进行投资（例如，改造中l对电力系统灵活性进行投资影响（可再生和非国的燃煤电厂，以提高整个电力系统的灵活l加强部门耦合。可再生）l投资建设能够抵御气候变化的充足的稳定容性）。l加强部门耦合。量储备。l投资建设能够抵御气候变化的充足的稳定容l投资建设更加灵活、市场一体化的输电系统，量储备。包括成员国之间新的互联线路。l投资建设更加灵活、市场一体化的省际输电l对需求响应提供激励。系统。l投资短期和季节性储能技术。l对需求响应提供激励。不协调的技术转型l制定以具体指标为重点的逐步引入和逐步淘l制定以具体指标为重点的逐步引入和逐步淘汰计划。汰计划。l延长现有能源基础设施的使用时间。l延长现有能源基础设施的使用时间。l建立中期转型模型，评估过渡方案。l建立中期转型模型，评估中间方案。l在扩大绿色燃料和技术规模的同时，同步缩l在扩大绿色燃料和技术规模的同时，同步缩小化石能源基础设施的规模。小化石能源基础设施的规模。输电系统整合不足l将输电系统纳入市场机制，例如通过市场耦l在有成本效益（效益大于成本）的情况下，合机制中的隐性容量拍卖。建设新的基础设施/扩大现有的输电设施。l对发电和输电进行整合规划。l在未采用社会化成本回收机制的国家推行这l采用社会化成本回收机制一机制。l加大省间输电灵活性，以适应不同地区资源l采用CBCA（跨境成本分配）作为成本分摊的季节性特点。方法。l加快发展储能。l扩大跨区域可再生能源输电基础设施，实行l更好地利用现有容量（如输电线路动态增容）l对发电和输电进行整合规划。输电再调度，消除供需失衡，扩大资源共享l加快发展储能。区域。93中国和欧盟在能源安全方面的异同点如下：•中国和欧盟都在通过优先大规模部署光伏和风能等可再生能源来减少对进口燃料的依赖，从而随着时间的推移降低风险。•中国在技术和关键材料供应链方面处于全球领先地位，而欧盟则依赖全球贸易和长期协议。欧盟正专注于关键材料的回收利用，以减轻对外依赖性并提高环境的可持续性。•在需求灵活性和效率方面，欧洲通过实施电力市场，并向终端消费者推广普及智能电表，从而提高了价格的响应能力。与中国相比，这一机制更为发达。•中国和欧盟都将受到气候对能源生产的影响，无论选择何种技术来实现碳中和。双方在此方面的风险和缓解措施方面较为相似。•中欧关于技术转型不协调的风险具有可比性，所提出的衡量指标和减缓措施也具有可比性。•两个地区都认识到了绿色转型，特别是太阳能和风能转型所面临的输电系统不足的潜在障碍。欧洲有一套成熟的输电规划体系，包括与天然气和氢气的部门耦合。中国如果采用包括现货市场在内的成熟市场方法，其输电发展将更加依赖以市场为主导，并且更加高效。天气对能源生产的定量影响在报告的第二部分，我们考虑了欧盟到2050年和中国到2060年完全脱碳的电力系统，其中可变可再生能源占据很大比例。通过对可变可再生能源资源在不断变化的天气模式下如何促进发电充裕性进行定量评估，我们获得了气候和天气条件相关风险的宝贵见解。中国2060年的情景数据来自中国电力企业联合会和中国能源转型展望项目，而欧盟的数据来自ENTSO-E的TYNDP2050全球雄心情景和分布式能源情景。天气对能源生产影响的定量评估结果•欧盟国家的太阳能发电短缺持续时间一般较长（季节性影响较大），而中国的风电的短缺持续时间相对较长。•分析表明，在中国和欧盟，剩余负荷短缺一般持续时间较短，不到一天，而中国由于在情景中可变可再生能源发电覆盖率较低，因此发生短缺事件更为频繁。•欧盟和中国以可变可再生能源为主导的电力系统对灵活性的主要需求与实现电力系统的日内小时间的电力平衡有关。•太阳能光伏发电在可再生能源发电中占比较高的地区通常会有更大的日内灵活性需求，而风电占比较高的地区则需要更大的周内灵活性，这与太阳能和风能短缺的持续时间一致。•满足灵活性需求的解决方案将因时间尺度而异，短期灵活性可通过电池或快速可调节电源实现，而长期灵活性则最好使用抽水蓄能等技术。•需要能够快速响应且灵活的电源来填补可变可再生能源的供电缺口，从而在风能或太阳能发电量低而需求较高的时期减少对长期基荷容量的需求。•容量补偿机制可以保障负荷高峰期的几个小时内电力充足，因为仅仅依靠现货市场可能无法激励备用容量投资。94降低能源安全风险：欧盟和中国的经验教训欧盟和中国在处理具体的能源安全威胁和管理相关风险方面都提供了宝贵的见解。•经验教训E1强调了欧盟为减少对主要化石燃料供应国俄罗斯的依赖所做的努力，具体做法是倡导天然气来源多样化，实施联合采购制度（AggregateEU），以及采取不会造成市场扭曲的短期市场纠正措施。•经验教训E2强调了在应对能源危机时，必须在紧急干预和长期市场改革之间保持平衡，并且不应过度干预自由市场的价格信号，以保障电力市场过去取得的成效。欧盟为应对电价上涨和支持可再生能源而引入的次边际发电收入上限就证明了这一点。•经验教训C1强调了燃料进口多样化对于中国能源安全的重要意义，重点介绍了中国在保障国内供应的同时，从各种国际来源获得石油、天然气、煤炭和铀。•经验教训C2强调了关键材料供应多样化对中国能源系统转型的重要作用，突出了中国在清洁能源技术供应链方面的战略优势。•经验教训C3表明，要降低风险，关键是要避免不协调的技术转型，因为确定最佳转型时机和转型速度可能是一项挑战。•经验教训C4强调，在中国能源转型的背景下，市场化改革需要让消费价格能够反映批发市场价格的变化，以确保灵活性和效率。本报告表明，在欧盟和中国能源转型的背景下，由于涉及向可变可再生能源的重大转变，重新定义能源安全至关重要。由于中欧都致力于实现能源系统脱碳的共同目标，因此以化石燃料供应和地缘政治稳定为中心的传统能源安全概念已不再适用。相反，重点正在转向确保可靠获取清洁能源技术、关键材料以及弹性电网基础设施。此外，在应对不断变化的能源环境挑战时，合作、供应来源多样化和灵活的需求管理也变得至关重要。定量评估天气对可再生能源的影响有助于可变可再生能源的战略布局、合理确定储能规模和更好的电网设计，以适应天气引起的发电量波动，并支持中国和欧盟的决策者在可变可再生能源资源的投资、整合和管理方面做出明智的选择，确保在实现净零排放的过程中获得可靠、安全的能源供应。958.附录附录1:中国发布的能源安全政策中国政府关于电力系统安全原则的文件2035年被定义为中国基本实现“现代化国家”的目标年，这是在本世纪中叶达到“富强、民主、文明、和谐和美丽的现代化强国”最终状态之前的中期过渡状态（X.Chen等人，2023）。虽然这一愿景是对经济和社会的全面描绘，但在确保能源供应安全和经济竞争力的前提下，始终强调环境的可持续发展。面对不断增长的电力需求，为了确保转型期间的供应安全，中国政府发布了若干总体指导文件，强调并定义了电力行业在保障能源安全方面的重要作用（见表8.1）。表8.1：中国发布的有关能源安全的政策文件概览时间发行部门文件对能源安全的意义2021年3月中华人民共和国《中华人民共和国国民经济和社会发呼吁完善能源风险应急管控体系；增加基荷储备中央人民政府展第十四个五年规划和2035年远景能力目标纲要》2021年9月党中央、《关于完整准确全面贯彻新发展理念强调必须处理好减污降碳与能源安全之间的关系国务院做好碳达峰碳中和工作的意见》2021年10月国务院《2030年前碳达峰行动方案》首先需要建设石油和天然气产能，以稳定系统，然后再逐步用新能源替代162022年3月国家发改委、《“十四五”现代能源体系规划国家能源局（2021-25年）》提高独立供电和电力应急能力2023年6月国家能源局《新型电力系统发展蓝皮书》新型能源体系愿景，煤炭仍发挥保障作用。多种电网系统并存，确保电网安全、稳定、高效运行。电力市场与碳市场相结合2021年3月，中华人民共和国中央人民政府发布了《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》（以下简称《纲要》），明确了政府的总体工作重点。在电力行业，《纲要》规定，通过多元保障、强化储备，完善产供储销体系，增强能源持续稳定供应和风险管控能力，包括加强煤炭储备能力建设。完善能源风险应急管控体系，加强重点城市和用户电力供应保障，强化重要能源设施、能源网络安全防护。2021年9月，党中央、国务院印发了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（以下简称《工作意见》）。《工作意见》提出了“全国统筹、节约优先、双轮驱动、内外畅通、防范风险”的原则。“防范风险”是指处理好减污降碳和能源安全、产业链供应链安全、粮食安全、群众正常生活的关系，有效应对绿色低碳转型可能伴随的经济、金融、社会风险，防止过度反应，确保安全降碳。16这里的“新能源”主要指可再生能源962021年10月，国务院发布了《2030年前碳达峰行动方案》（以下简称《行动方案》）。《行动方案》规定要稳妥有序、安全降碳。立足中国富煤贫油少气的能源资源禀赋，坚持先立后破，稳住存量，拓展增量，以保障国家能源安全和经济发展为底线，争取时间实现新能源的逐渐替代，推动能源低碳转型平稳过渡，切实保障国家能源安全、产业链供应链安全、粮食安全和群众正常生产生活，着力化解各类风险隐患，防止过度反应，稳妥有序、循序渐进推进碳达峰行动，确保安全降碳。2023年6月，国家能源局发布了《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）。《蓝皮书》提出了新型电力系统的四大特征：安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合。“安全高效”是新型电力基础设施建设的基本前提。新型电力系统中，新能源通过提升可靠支撑能力逐步向系统主体电源转变。煤电仍是电力安全保障的“压舱石”，承担基础保障的“重担”。多时间尺度储能协同运行，支撑电力系统实现动态平衡。“大电源、大电网”与“分布式”兼容并举、多种电网形态并存，共同支撑系统安全稳定运行。适应高比例新能源的电力市场与碳市场、能源市场高度耦合共同促进能源电力体系的高效运转。政策建议本报告第3.4节概述了中国官方在能源安全问题上的立场，以及在能源转型背景下这一立场的演变。为此，我们总结出了若干政策建议：首先，努力实现中国国内化石能源的供应和价格稳定。化石能源仍是中国能源供应的主力，占到50%以上。稳定的能源供应和价格不仅影响社会福利，也关系到实现净零排放的可持续平稳过渡。第二，加快建设具有气候适应能力的能源基础设施系统。加强对气候变化对能源生产、运输、储存和分配的影响和风险的评估。加强极端天气气候事件下输配电系统的保护和应急调度。加强电力设备的监测和检查维护，大力推广应用储能、智能电网、数字化等技术。完善应急预案体系，提高电力基础设施安全风险预测、预警、防御、应对和快速恢复能力。加强能源基础设施的正常运行保障，提高抵御风暴潮、高温、冰冻等极端天气气候事件的能力。通过“能源+气象”信息的深度融合，提升能源供应安全保障水平。三是建立健全适应能源体制和安全需求的政策机制体系。构建满足要素有效流动的全国统一市场体系和强有力的行政应急支撑体系，厘清二者边界，制定过渡方案，完善市场机制与行政机制的过渡。进一步深化电力政策改革，强化电力市场和价格信号调节作用，增强系统跨时空调节能力，提高电源有效容量，引导用户避峰用电，确保系统安全运行。按照系统集成、协同高效的要求，在环境保护、碳减排、土地利用、安全保障等方面，加快统一协调制定政策措施。第四，提高电力系统的集成度和不同能源系统的整合度。加强可再生能源富集地区的跨区连接。提高系统运行的灵活性，允许双向电力流动，以便从大规模扩建中获得更多平衡电力。通过在评估电网或发电建设计划时使用价格信号，在系统规划和市场价格之间建立更多联系。中国关于电力系统主要安全目标的政策文件下文概述了中国有关能源安全的主要政策文件：2022年3月，国家发展和改革委员会、国家能源局印发了《“十四五”现代能源体系规划（2021-25年）》（以下简称《规划》）。《规划》指出，到2025年，能源自主供给能力进一步增强，重点城市、核心区域和重要用户的电力应急安全保障能力明显提升。97中国还在《新型电力系统发展蓝皮书》中指出，到2030年，煤电作为电力保障的“压舱石”，将逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。稳步完善电力市场建设，到2030年，基本建成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场体系。《蓝皮书》预计，2030年至2045年，新能源发展重点转向增强安全可靠替代能力和积极推进就地就近消纳利用。规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。新型储能技术路线多元化发展，满足系统电力供应保障和大规模新能源消纳需求。2045至2060年间，煤电等传统电源转型成为系统调节性电源，提供应急保障和备用容量。增强型干热岩发电等颠覆性技术有望实现突破，核聚变有望进入商业化应用，交直流互联的大电网与主动平衡区域电力供需、支持能源综合利用的分布式智能电网广泛并存，共同保障安全可靠的电力供应。《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》指出，到2060年，中国将全面建成绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系。中国关于电力系统安全保障安排的政策文件A)《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出加快发展清洁低碳、安全高效的能源体系。统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造。逐步减少直至禁止煤炭散烧。加快推进页岩气、煤层气、致密油气等非常规油气资源规模化开发。强化风险管控，确保能源安全稳定供应和平稳过渡。B)《新型电力系统发展蓝皮书》要求加强供电保障能力、电力安全标准和关键核心技术创新。B1)加强电力供应保障性支撑体系建设统筹绿色与安全，大力发展常规水电和核电，在落实气源的前提下，因地制宜建设天然气调峰电站，推进煤电清洁低碳发展，优化发展布局，依托技术创新提升新能源可靠替代能力。B2)加强电力安全领域标准研究制定和完善电力系统安全稳定运行与控制标准。加强电力信息安全、气象电力数据安全和网络安全标准研究。推进电力应急技术与管理领域标准研制，提高系统预防、抵御和应对极端事件的能力以及快速恢复供电的能力。B3)强化核心技术与重大装备应用创新•清洁安全高效发电技术装备领域开展三代核电关键技术优化和四代核电研发应用，加快推动核能综合利用技术应用，推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型技术应用示范，保障沿海核电项目的安全、高效、经济、可持续发展，支持核聚变技术研发。98•规模化、高安全性新型储能技术装备领域重点开展长寿命、低成本及高安全的电化学储能关键核心技术、装备集成优化研究，提升锂电池安全性、降低成本，发展钠离子电池、液流电池等多元化技术路线。大力推动压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等技术向大规模、高效率、灵活运行方向发展，开展关键技术研究及示范。充分发挥氢能作为二次能源的优势，推动可再生能源制取“绿氢”，研发质子交换膜和高温固体氧化物电解制氢等关键技术，开展氢储运/加注关键技术、燃料电池设备及系统集成关键技术研发和推广应用，实现氢能制备利用关键技术完全国产化，研发纯氢气燃气发电机组。•电力系统安全稳定运行技术领域研发电力系统仿真分析与安全高效运行技术，包括大规模新能源接入电力系统动态过程仿真技术，提高以仿真为核心的新型电力系统分析认知能力。开展宽频振荡分析与抑制技术、直流电网系统运行关键技术、高比例新能源和高比例电力电子设备接入电网稳定运行控制等技术研究，提高电力系统安全稳定运行水平。推进电力系统安全稳定风险在线防控技术研究、电力系统新型综合防御体系构建技术研究、电力系统非常规安全风险识别与防范技术研究，提高电力系统安全稳定防御和应急处置能力。C)《“十四五”现代能源体系规划（2021-25年）》倡导提高电力系统运行安全水平，加强应急安全控制。C1)提升运行安全水平•充分发挥煤电的支撑性调节性作用统筹电力保供和减污降碳，根据发展需要合理建设先进煤电，保持系统安全稳定运行必需的合理裕度，加快推进煤电由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型，充分发挥现有煤电机组应急调峰能力，有序推进支撑性、调节性电源建设。•维护能源基础设施安全加强重要能源设施安全防护和保护，完善联防联控机制，重点确保核电站、水电站、枢纽变电站、重要换流站、重要输电通道、大型能源化工项目等设施安全，加强油气管道保护。全面加强核电安全管理，实行最严格的安全标准和最严格的监管，始终把“安全第一、质量第一”的方针贯穿于核电建设、运行、退役的各个环节，将全链条安全责任落实到人，持续提升在运在建机组安全水平，确保万无一失。C2)加强应急安全控制•加强重点区域电力安全保障按照“重点保障、局部坚守、快速恢复”的原则，以直辖市、省会城市、计划单列市为重点，提高电力应急供应和事故恢复能力。统筹本地电网结构优化和互联输电通道建设，合理提高核心区域和重要用户相关线路、变电站建设标准，加强事故状态下电网互济支撑。推进本地应急保障电源建设，鼓励具备条件的重要用户发展分布式电源和微电网，完善用户应急电源配置，统筹城市黑启动电源和公共应急移动电源建设。•提升能源网络安全管控水平完善电力监控系统安全防控体系，加强电力、油气行业关键信息基础设施安全保护能力建设。推99进北斗全球卫星导航系统等在能源行业的应用。加强网络安全关键技术研究，推动建立能源行业、企业网络安全态势感知和监测预警平台，提高风险分析研判和预警能力。•加强风险隐患治理和应急管控开展重要设施、重点环节隐患排查治理，强化设备监测和巡视维护，提高对地震地质灾害、极端天气、火灾等安全风险的预测预警和防御应对能力。推进电力应急体系建设，强化地方政府、企业的主体责任，建立电力安全应急指挥平台、培训演练基地、抢险救援队伍和专家库。完善应急预案体系，编制紧急情况下应急处置方案，开展实战型应急演练，提高快速响应能力。建立健全电化学储能、氢能等建设标准，强化重点监管，提升产品本质安全水平和应急处置能力。合理提升能源领域安全防御标准，健全电力设施保护、安全防护和反恐怖防范等制度标准。附录2:中国主要发电企业的能源转型报告第6章介绍了中国和欧洲发电企业的绿色转型做法的一些实例。应报告作者的邀请，中国部分发电企业对其做法进行了更全面的描述。本报告只做了少量编辑。中国华能中国华能集团有限公司是经国务院批准设立的国有重点企业。公司注册资本349亿元，主要从事电力的开发、投资、建设、运营和管理；电力、热力的生产和销售;金融、煤炭、交通、可再生能源、环保等相关业务和产品的开发、投资、建设、生产、销售;产业投资、经营管理等。公司积极推动绿色转型，坚持把低碳清洁能源作为主攻方向，公司大力推动结构调整，全力打造新能源、核电、水电三大支撑，“两线”“两化”战略进入收获期。“北线”：国内首个千万千瓦级多能互补绿色综合能源基地——陇东能源基地开工建设，大型基地开发格局逐步形成。“东线”：初步形成海上风电基地投资、建设、运维一体化全过程模式。公司不断加强碳中和工作顶层建设，成立华能碳中和研究所，开展碳中和战略方向、演进规律和科技创新等方面基础研究，是电力行业央企中第一家碳中和研究所。公司积极开展“双碳”路径研究，参与中国工程院、国资委课题重大咨询项目及研究课题，完成两项技术标准制定。2021年，公司“基于大数据技术的大型电力集团碳资产管理平台”获电力行业两化融合应用创新优秀解决方案。公司落地全国首单碳排放权质押融资业务，满足火电企业融资需求的同时为企业盘活碳资产探索新路径；主动适应“双碳”目标下的电力市场融合发展，成立绿证与碳交易处，实现绿证和碳交易统筹管理，节约配额资源200余万吨，降低碳履约成本1635万元。2021年，公司100余家火电企业提前14天完成碳交易履约，出售碳配额524万吨，增创效益2374万元，碳资产经营管理成效显著。大唐集团中国大唐股份有限公司成立于2002年12月29日，是一家大型国有发电企业，主要业务覆盖电力、煤炭煤化工、金融、环保、商贸物流和新兴产业。所属企业包括5家上市公司、36家区域公司和专业公司。100截至2022年底，中国大唐发电装机容量突破1.72亿千瓦，资产总额达到8600多亿元，在役及在建资产分布在全国32个省区市和香港特别行政区，以及缅甸、柬埔寨、老挝、印尼等多个国家和地区。连续13次入选《财富》世界500强。大唐积极探索低碳发展道路，以绿色发展为己任，提供碳管理服务，研发碳捕集技术，开展碳市场交易，以智能有效的策略推进减排和减碳工作，为大唐助力实现碳峰值和碳中和贡献力量。大唐积极参与碳交易市场建设，在绿色咨询、低碳资产运营、绿色金融、低碳投资等方面提供新的发展思路和优质的管理服务，打造绿色、低碳、高质量的发展生态系统和共商、共建、共享的朋友圈，为中国实现“双碳”目标、建设美丽中国贡献力量。大唐聚焦重点区域和关键环节，不断开拓国内市场，大力拓展集团外绿色咨询业务市场，积极融入新发展格局建设，坚持开放合作，与京津冀地区和湖北、深圳等地地方政府共同构建碳交易市场。公司积极参与海南自贸区（港）建设，为海南碳排放权交易中心提供咨询服务，协助建设以国际减排交易为核心的国家级外部碳资产交易平台。与重庆市开展“双碳”战略合作，推动西部绿色资源交易所建设。大唐紧跟着电力市场改革的新形势，推动电力市场与碳市场相互融合、相互促进，推进低碳、高质量发展，在“双碳”目标下开展碳排放权交易。2022年，公司主动发挥专业优势，多次参加卫生和环境部、中国电力企业联合会的正式会议，积极反映市场主体意见。定期参加卫生和环境部组织的关于《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案》的讨论，开展全国碳市场（电力）繁荣指数项目研究。中国华电中国华电集团有限公司是2002年底在国家电力体制改革下成立的五家国有独资发电企业之一。其主要经营活动包括发电、供热、煤炭等与电力有关的一次能源供应的开发以及相关的技术服务。从一家发电企业发展成为行业地位不断上升的综合性能源集团。2023年，该公司连续10年进入《财富》世界500强，排名比前一年上升18位，排名第352位。优化发电结构，构建以新能源为主体的新型电力系统。中国华电着力构建清洁低碳、安全高效能源体系，全面落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，推进绿色转型，持续发展水电，大力推进风光电“基地式、规模化”发展，有序推进天然气发电。深挖煤炭潜力，推动煤炭产业链从源头实现碳减排。中国华电积极承担能源保供和绿色转型的双重任务，坚决做好煤炭大文章，在兜底国家能源安全稳定供应保障底线，加强煤矿低碳开采，开展矿用设备节能技改，持续降低煤矿开发利用能源消耗强度的同时，努力加快绿色矿山建设，探索实施矿山生态增值，探索矿山近零排放或负排放发展路径，为推动能源革命、建设能源强国、如期实现“双碳”目标贡献力量。加快科技攻关，培育产业低碳发展新动能。中国华电全面布局碳监测、捕集与利用，生物质利用及固废掺烧等关键技术研发，大力推进储能技术研发与应用，加快氢能关键技术研发与示范，着力打造具有华电特色的“清洁友好、多能联供、智慧高效”综合能源服务业务。同时，全面深化数字华电建设，充分发挥能源数据价值，助推两个“一体化”建设。聚合内外力量，推进华电绿色可持续发展。中国华电坚持牵住“牛鼻子”关键，抓好顶层设计，坚持系统观念，印发《“十四五”发展规划》，发布《“十三五”碳排放白皮书》和碳达峰行动方案，并根据碳排放“双控”要求，细化分解碳达峰行动方案关键指标和重点任务，相关指标纳入直属单位年度任期业绩考核；组建央企首个直属单位级碳资产集约化运营平台，推动碳资产碳交易集约管理；构建集101团公司“1+5+N”碳排放管理制度体系，印发集团公司《温室气体排放管理办法》，建设温室气体管理服务机构，不断完善碳排放管理体系；完成能源领域《火电厂烟气二氧化碳排放连续监测技术规范》《风力发电项目全生命周期碳排放量化方法及评价标准》等行业标准，努力在“双碳”路上出经验、做表率、树标杆，打造低碳方案的“华电品牌”。国家能源集团国家能源投资集团有限公司（简称国家能源）于2017年11月28日由中国国电集团与神华集团合并成立。它是中央政府直属的重点国有能源企业，在国有企业改制、国有资本投资改革、建设具有国际竞争力的一流能源公司、国有企业治理结构改革等方面发挥着先锋作用。公司提供煤炭、电力、交通、化工等全产业链的产品和服务。公司业务遍及全国31个省、自治区、直辖市，以及美国、加拿大等10多个国家和地区，是全球最大的煤炭开采、火电、风电、煤制油行业公司。在2021年央企领导经营绩效考核中被评为A级，在2019-2021年阶段性考核中被评为A级。2022年，它在《财富》全球500强榜单上排名第85位，比前一年上升了16位。国家能源集团积极参与构建以新能源为主体的新型电力系统，基地式、场站式、分布式开发相结合，多元化、快速化、规模化、效益化、科学化发展可再生能源，建成了涵盖清洁高效煤电、气电、风能、太阳能、生物质能、潮汐能、地热能、氢能在内的能源产业体系，在推动“双碳”目标任务落实中贡献国家能源智慧与力量。快速发展大基地建设。集团充分发挥多产业优势，响应国家战略，积极布局开发风光火储一体化、水风光一体化等千万千瓦级大基地项目，着力推动绿色、低碳、循环产业链构建，为实现“双碳”目标注入绿色动能。持续领航风电产业。国家能源集团在开发风光大基地项目的同时，坚持陆上、海上、海外项目并重，持续保持风电领先优势，加快推进山东渤中、江苏射阳、浙江象山、半岛南海上风电等一批重点海上风电项目，推动风电产业滚动接续发展。跨越发展光伏产业。集团出台加快推进光伏产业发展指导意见，因地制宜、扬长避短、多产业发力，全面铺开光伏发展布局，在积极推进集中式光伏发电大基地建设的同时，积极发展煤矿沉陷区、复垦区光伏项目，发展分布式光伏项目。2022年，集团光伏装机1640万千瓦，同比增长91%，实现了跨越式发展。创新开拓氢能产业。集团加快构建“绿色氢能供应链”和“氢能联盟服务链”体系，深化“东西南北中”全国绿氢供应布局，推进风光储氢等基地项目建设，为氢能产业生态繁荣注入强大动力。强化碳资产管理。国家能源集团各类专业服务公司加快打造原创技术“策源地”和现代产业链“链长”，不断增强金融服务主业能力。随着全国碳排放权交易市场的启动与逐步完善，集团公司主动参与市场建设，强化碳资产管理。共享服务公司和龙源碳资产公司为集团火电企业提供全流程、专业化碳交易服务，合理制定交易策略，有效降低企业履约成本，为“双碳”目标实现贡献积极力量。国家电力投资集团有限公司国家电力投资集团有限公司（国家电投）是中国五大发电集团之一，业务涵盖集中供热发电、消费者端综合智能能源、绿色P2X、电力相关及配套行业、轻资产业务。公司拥有光伏、风能、核能、水能、煤炭、天然气、生物质能等多种发电类型，光伏发电装机容量居世界首位。在《财富》世界500强中排名第260位，致力于成为具有全球竞争力的世界级清洁能源企业。102国家电投高度重视全球气候变化问题，积极探索、努力践行“双碳”创新实践。开展碳排放控制工作，发布《碳排放管理办法》，完善碳排放制度建设；探索碳捕集、利用与封存技术的研发与应用，推进实现温室气体的大规模减排；加强碳资产管理，创新提升清洁能源的绿色、低碳价值。开发减碳技术。充分发挥自身技术、管理、资金优势，推进减碳技术的创新研发和重点示范项目的应用。2022年12月27日，上海电力长兴岛电厂10万吨级燃煤燃机全周期二氧化碳捕集与利用（CCUS）创新示范项目燃煤烟气碳捕集装置投入试运。该项目应用国家电投远达环保具有自主知识产权的二氧化碳捕集技术，经过预处理的烟气进入碳捕集吸收系统，与吸收剂接触，烟气中的二氧化碳被吸收，吸收效率可达90%以上。该项目投运后每年可减少岛外输入二氧化碳9万吨，减少船运排放二氧化碳约1.04万吨，合计减排量达到10万吨/年，相当于在岛上种植了556万棵树。应用减碳工具。通过碳市场、绿证市场与电力市场有机结合，打通电—碳产业链；发挥清洁能源领军企业优势，推动构建以新能源为核心的电力碳排放权和绿色金融体系；探索绿色油气交易、碳交易与人民币挂钩的可能，以“新能源+金融”助力提升人民币在国际金融市场的地位，不断放大绿色发展新动能。2022年7月，国家电投作为唯一能源企业成为香港国际碳市场委员会首批会员；10月，成功参与香港国际碳市场首批交易，完成香港国际碳市场首笔挂单、首笔人民币绿色权益交易，首次打通境内外交易资金流转渠道。三峡集团中国长江三峡集团有限公司于1993年9月27日经国务院批准成立，主要负责三峡工程的建设和长江流域的开发。2009年9月27日更名为中国三峡集团公司（CTG）。三峡集团将自己定位为专注于大型水电开发和运营的清洁能源集团。主要业务包括建筑施工、国际投资与承包、风能、太阳能等可再生能源开发、水资源综合开发与利用，以及提供相关专业技术服务。经过20多年的快速发展，三峡集团已成为全球最大的水电开发企业和中国最大的清洁能源集团。建立生态环境保护“党政同责、一岗双责”机制，成立“碳达峰碳中和”工作领导小组，加强统一领导。开展碳达峰预测工作，制定《中国长江三峡集团有限公司碳达峰行动方案》，系统谋划“十四五”“十五五”碳达峰工作，明确碳达峰目标、路线图、重点任务和重大工程。聚焦产业结构和布局优化、能源绿色低碳转型等重点任务，持续增强绿色低碳发展的竞争力、创造力、控制力、影响力，充分发挥清洁能源主责主业能力优势，扩大清洁能源有效供给，助力提升能源绿色低碳转型，推动建设我国新型能源体系，积极稳妥推进碳达峰工作。制定《有序推进绿色电力消费工作方案》，累计售出国内平价项目绿证9378张、国际绿证IREC358.93万张，累计开展绿电交易近19.97亿千瓦时。售出国际自愿减排量产品VCS约37.62万吨，售出国内重庆自愿减排量产品CQCER约34.58万吨。发行绿色债券（含可持续发展挂钩债券）574亿元，创国内非金融企业发行最大规模。截至2022年末，绿色信贷余额超2500亿元，创历史新高。火电企业积极开展环保治理设施的运行、维护、技术改造和燃烧调整优化，确保机组正常运行时的二氧化硫、氮氧化物、烟尘均实现超低排放。湖北能源全部火电单位污染物排放均满足排污许可要求。开展节能宣传周和全国低碳日活动，提倡低碳生活，让节能环保理念深入人心。组建碳中和知识产权联盟，获批国家碳中和知识产权运营中心。深入开展氢能、新型储能等清洁能源前沿技术研发攻关，打造我国储能形式最全的技术检测实验室，建成“制—储—运—加—用”氢能综合示范项目。召开“国际合作减排机制与中国企业海外项目碳资产开发”、“绿电交易的政策解读和未来展望”等主题研讨会。103中国广核集团有限公司广东省大亚湾核电站于1979年开始建设，中国广核集团于1994年成立。中广核集团专注于核电、核燃料、风电、太阳能等清洁能源的发展。中广核拥有超过30年的核电项目研发和运营经验，在全球拥有3.9万名员工。中广核目前是中国最大的核电运营商之一，也是世界上最大的核电建设公司。中广核根据国务院国资委《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》等相关要求，结合实际制定《集团碳达峰碳中和行动方案》《集团节能降碳行动方案》，明确了“总体部署、分类施策、节约优先、源头减碳、创新驱动、科技引领”的节能降碳行动基本原则，组织推动节能降碳重点工作开展，抓好重点领域节能降碳。中广核围绕“双碳”战略，构建核能、新能源齐头并进的清洁能源发展格局，并积极降低自身运营碳排放，为国家“双碳”目标添砖加瓦。发展清洁能源，助力社会降碳。中广核抓住清洁能源发展新机遇，从战略和战术层面谋划绿色化、低碳化高质量发展，促进我国乃至全球能源结构低碳转型。深化绿色运营，降低碳排放。中广核积极响应国家节能减排相关政策，着力加强各生产单位能耗管理，针对老旧厂站及设备开展能效和用能管理全流程诊评，一厂一策制定节能改造实施方案。在生活办公场所，加快推进用能设施节能产品替代，分批推进节能减排设备替换。各成员单位以“减污降碳协同增效”多项实际举措，积极推进节能降耗。附录3:情景介绍和数据收集（CEC）情景介绍和数据收集介绍现状的数据均采自公开资料。与未来发展有关的数据一般是出于能源安全分析的目的而假定的，并不代表发电计划。1.可变可再生能源数据省级可变可再生能源数据基于中国电力企业联合会出版的《中国电力统计年鉴2022》和《中国电力行业年度发展报告2023》。有关可变可再生能源年新增装机容量的假设：2022-30年，风力发电40GW，太阳能发电70GW；2031-45年，风力发电40GW，太阳能发电75GW；2046-60年，风力发电40GW，太阳能发电80GW。计算的基础是2022年全国各省的可变可再生能源占比份额，假定中部和东部省份的可再生能源占比略微提高-太阳能份额高出3.5%，风能份额高出2.6%，而西部和北部省份的占比则相应降低。2.海上风电数据本报告的数据来自以下网站：https://news.bjx.com.cn/html/20220719/1242197.shtml.海上风电装机容量数据基于中国风能协会发布的“2021年中国风电产业地图”，全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）发布的《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》报告中提出了159GW海上风电装机潜力。根据沿海省份的海上风电比例，假设这159GW的分布与2021年相似。(http://www.chinasmartgrid.com.cn/news/20210319/638159.shtmlchinasmartgrid.com.cn)1043.需求预测需求预测数据选自《中国工程科学》期刊2021年第6期发表的论文《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》。http://www.engineering.org.cn/ch/journal/SSCAE/archive?volumeId=1316该文件预测2060年的用电需求为15,700TWh。根据2022年全国各省的需求份额，西部和北部省份的份额预计略为提高（2.93%），中部和东部省份的份额则相应降低。4.水电数据中电联未公布水电月度容量系数数据。2016-22年期间，10个装机容量10GW以上省份的年容量系数数据来自《中国电力统计年鉴2022》和《中国电力行业年度发展报告2023》。1059.缩略语ACER–欧盟能源监管机构合作署CBA–成本效益分析CBAM–碳边境调节机制CBCA–跨境成本分配CCS–碳捕集与封存CCUS–碳捕集、利用与封存CIS-独联体CONE–新进入成本CSP–光热太阳能CWEA-中国风能协会DSF–需求侧灵活性DSR–需求侧响应EENS–期望缺供电量ETS–碳排放交易系统EV-电动汽车IEA–国际能源署IRA–（美国）《通货膨胀削减法》ITRE–欧洲议会工业、研究和能源委员会LCOE-平准化发电成本LOLE–缺电时间期望LNG-液化天然气MOSES–（国际能源署）短期能源安全模型NDRC–（中国）国家发展和改革委员会NEA–（中国）国家能源局P2X-Power-to-X电力多元转换PGM–铂族金属PV–光伏SoS–供应安全TTF-荷兰天然气交易机构TYNDP–（ENTSO）十年网络发展计划UNFCCC–《联合国气候变化框架公约》VOLL–失负荷价值VRE–可变可再生能源WEO–（国际能源署）《世界能源展望》10610.参考文献ACER.(2022a).ACER’sfinalassessmentoftheEUWholesaleElectricityMarketDesign.InAgencyfortheCo-operationofEuropeanEnergyRegulators.https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER%26%23039%3BsFinalAssessmentoftheEUWholesaleElectricityMarketDesign.pdfACER.(2022b).SecurityOfEUElectricitySupply2021-ReportonMemberStatesapproachestoassessandensureadequacy.https://acer.europa.eu/Publications/ACER_Security_of_EU_Electricity_Supply_2021.pdfACER.(2022c).ACERsubmitstotheEuropeanCommissiontherevisedNetworkCodeonelectricitycybersecurity.https://acer.europa.eu/news-and-events/news/acer-submits-european-commission-revised-network-code-electricity-cy-bersecurityACER.(2023).MarketCorrectionMechanismPreliminaryDataReport(IssueJanuary).https://www.acer.europa.eu/Publications/ACER_PreliminaryReport_MCM.pdfAndrews-Speed,P.(2023).NuclearPowerinChina:itsroleinnationalenergypolicy.OIESPaper:CE3.Bielecki,J.(2002).Energysecurity:Isthewolfatthedoor?QuarterlyReviewofEconomicsandFinance,42(2),235–250.https://doi.org/10.1016/S1062-9769(02)00137-0bp.(2022).bpStatisticalReviewofWorldEnergy2022.London.https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2022-full-report.pdfCEC.(2022).中国电力统计年鉴2022.https://cec.org.cn/CEC.(2023).2023年中国电力发展年度报告.https://cec.org.cn/Chen,C.(2022).2021年中国海上风电新增装机排名权威发布！.北极星.https://news.bjx.com.cn/html/20220719/1242197.shtmlChen,X.,Wu,C.,&Zhai,Y.(2023).DecodingChina’sEnergyTransition.https://energy.pku.edu.cn/en/docs//2023-03/1a72188323c34523bdac87587d5f5379.pdfClifffordChance.(2023).10QuestionsontheEUCarbonBorderAdjustment.COWI.(2023).CARBONCAPTUREUTILISATION&STORAGE(CCUS).https://www.cowi.com/tags/carbon-cap-ture-utilisation-and-storageCWEA.(2022).中国风电产业地图2021.http://www.cwea.org.cn/deBoer,S.,&Stet,C.(2022).TheBasicsofElectricityPriceFormation.Rabobank.ECECP.(2023).Publicevent–12Oct2023–InvestmentandTechnologiesforNet-zeroCarbonInfrastructure.http://www.ececp.eu/en/b2-6-public-event-2/ENTSO-E.(2022a).ENTSO-EVisionAPowerSystemforaCarbonNeutralEurope.October.ENTSO-E.(2022b).Opportunitiesforamoreefficientpowersystem(Datavisualisation).https://tyndp.entsoe.eu/da-ta-visualisationENTSO-E.(2023a).StatisticalFactsheet2021.https://eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-documents/Publications/Sta-tistics/Factsheet/entsoe_sfs2021_web.pdfENTSO-E.(2023b).TYNDPScenarios.TYNDP2022Data.https://tyndp.entsoe.eu/resources/tyndp-1ENTSO-E.(2023c).WhataretheconcretebenefitsforEuropeofinvestinginitscross-bordertransmissiongridandstorageinfrastructure?https://tyndp.entsoe.eu/explore/what-are-the-concrete-benefits-for-europe-of-investing-in-its-cross-border-transmission-grid-and-storage-infrastructureENTSOG,&ENTSO-E.(2021).TYNDP2022ScenarioReport–additionalDownloads.https://2022.entsos-tyndp-sce-narios.eu/download/ENTSOG,&ENTSO-E.(2022).TYNDO2022-ScenariosFinalStorylineReport.https://www.entsog.eu/sites/default/files/2021-04/entsog_entso-e_TYNDP2022_Joint_Scenarios_Final_Storyline_Report_210426_WEB.pdfERI.(2022).ChinaEnergyTransformationOutlook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8图3.11：清洁能源技术对关键矿产的需求................................................40图3.12：2021年部分清洁能源技术的地理集中度，按供应链阶段和国家/地区划分............41图3.13：部分清洁能源技术的供应链示意图..............................................42图3.14：CCUS和P2X-概述..........................................................46图3.15：2080-2100年低排放和高排放情景下气候变化对电力系统的风险比较.................47图4.1：本研究采用的净零情景概览.....................................................54图4.2：电力短缺示意图...............................................................58图4.3：日内灵活性需求（绿色区域为一天中必须“转移”的电量）.........................59图4.4：周内灵活性需求（绿色区域为一周内必须“转移”的电量）.........................60图4.5：年内灵活性需求（绿色区域为一年中必须“转移”的电量）.........................60图4.6：CEC情景下不同气候年份风能和太阳能年发电量的变化情况.........................61图4.7：全球雄心情景下不同气候年份风能和太阳能年发电量的变化情况.....................61图4.8：持续时间曲线-CEC情景.......................................................62图4.9：持续时间曲线-欧盟全球雄心情景...............................................62图4.10：持续时间曲线-丹麦1-欧盟全球雄心情景.......................................63图4.11：持续时间曲线-河北-CEC情景................................................63图4.12：持续时间曲线-山西-CEC情景................................................63111图4.13：风电短缺-CEC情景..........................................................64图4.14：风电短缺-欧盟全球雄心情景..................................................65图4.15：太阳能光伏发电短缺-CEC情景................................................65图4.16：太阳能光伏发电短缺-欧盟全球雄心情景........................................66图4.17：剩余负荷短缺-CEC情景......................................................66图4.18：剩余负荷短缺-欧盟全球雄心情景..............................................66图4.19：中国区域电力短缺建模结果-CEC情景.........................................67图4.20：欧盟区域电力短缺建模结果-欧盟全球雄心情景..................................68图4.21：日内灵活性需求-CEC情景....................................................70图4.22：日内灵活性需求-欧盟全球雄心情景............................................70图4.23：周内灵活性需求-CEC情景....................................................71图4.24：周内灵活性需求-欧盟全球雄心情景............................................71图4.25：年内灵活性需求-CEC情景....................................................71图4.26：年内灵活性需求-欧盟全球雄心情景............................................72图4.27：日内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-CEC情景............................72图4.28：周内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-CEC情景............................73图4.29：年内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-CEC情景............................73图4.30：日内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-欧盟全球雄心情景....................73图4.31：周内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-欧盟全球雄心情景....................74图4.32：年内灵活性需求vs.可变可再生能源渗透率-欧盟全球雄心情景....................74图4.33：CEC情景和CETO情景下的持续时间曲线比较...................................76图4.34：CEC情景和CETO情景下剩余负荷电力短缺情况的比较...........................77图4.35：CEC情景和CETO情境下区域最大电力短缺的比较...............................78图4.36：CEC情景和CETO情境下日内灵活性需求的比较.................................79图4.37：CEC情景和CETO情境下周内灵活性需求的比较.................................79图4.38：CEC情景和CETO情境下年内灵活性需求的比较.................................80图4.39：中国水电年度发电量情况（TWh）..............................................81图4.40：四川全年各月水力发电容量（GW）.............................................82图4.41：云南全年各月水力发电容量（GW）.............................................82图4.42：黄河梯级水电站以及位于上游的龙羊峡水电站....................................83图5.1：2019-2022年俄罗斯天然气在欧盟市场中的份额变化................................84图5.2：月前TTF、NBP、欧盟LNG和亚洲JKM参考价格变化（欧元/兆瓦时）.............86图5.3：能源市场干预（价格上限机制）.................................................8711212.表格目录目录表0.1：中国和欧盟能源安全的主要风险和缓解措施........................................2表2.1：欧盟中期转型目标概览.........................................................17表3.1：转型时期的能源安全风险概览...................................................21表3.2：中国在全球燃料和大宗商品市场上的地位及部分指标...............................22表3.3：中国在海外铀矿企业中的参股情况...............................................23表3.4：2021年公用事业级太阳能光伏项目的指示性加权平均资本成本.......................37表3.5：常见的网络攻击类型...........................................................44表3.6：电力价值链数字化带来的机遇和网络风险.........................................44表3.7：提高网络弹性的行动概览.......................................................45表3.8：风险缓解措施概览.............................................................51表4.1：不同情景下的风电和太阳能光伏发电容量概览（中国2060年；欧盟2050年）.........55表4.2：参考风机的技术参数...........................................................57表4.3：中国区域电力短缺建模结果-CEC情景（剩余负荷＞峰值需求的50%，风能/太阳能发电量＜发电能力的30%）.........................................68表4.4：欧盟区域电力短缺建模结果-欧盟全球雄心情景（剩余负荷>峰值需求的50%，风能/太阳能发电<发电能力的30%）............................................69表7.1：中国和欧盟的主要风险和缓解措施...............................................93表8.1：中国发布的有关能源安全的政策文件概览.........................................9611386-1065876175info@ececp.eu中华人民共和国，北京市朝阳区建国门外大街2号，银泰中心C座31层，3123&3125，100022www.ececp.eu中欧能源合作平台由欧盟资助114