EU-CHINAEnergyCooperationPlatform中国-欧盟能源合作平台ENTSO-E电网规划模型中国演示2021年11月(v1.0)欧盟资助项目本报告撰写人：PeterBørreEriksenLarsMøllenbachBregnbækJanosHetheyLarsPauliBornakEAEnergyAnalysis时璟丽代红才发改委能源研究所（ERI）张琳雷晓蒙国网能源研究院（SGERI）中国电力企业联合会（CEC）为本报告撰写提供支持的专家学者还包括：发改委能源研究所韩雪惠婧璇李江涛吴立强国网能源研究院张宁菅泳仿叶静中国电力企业联合会董博李艺中欧能源合作平台（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，旨在支特落实《关于中欧能源合作的联合声明》中的举措。中欧能源合作平台的目标是遵循欧盟能源绿色新政，欧盟联盟、《全欧洲人共享清洁能源倡议》、《巴黎气候变化协定》和欧盟《全球战略》，加强中欧能源合作。此次加强合作将增讲中欧双方理解互信，为全球清洁能源向可持续、可靠、安全的能源系统转型做出贡献。ECECP第二阶段项目由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组成的联合执行机构共同实施。欧盟能源总司（DGENER）和中国国家能源局给予政策指导。法律免责声明本报告所表达观点和转达的信息仅来自作者本人，而并不代表欧盟、中国国家能源局或中欧能源合作平台的观点。欧盟、中国国家能源局或中欧能源合作平台并不保证研究所述数据的准确性。欧盟、中国国家能源局、中欧能源合作平台或代其采取行动的所有的人均不对使用本文件所载信息负责。有关中欧能源合作平台的更多信息，请访问(http://www.ececp.eu)©欧盟2021。版权所有。中文编辑：赤洁乔，英文编辑：HelenFarrell。序言要实现中国和欧洲的脱碳目标，能源系统的电气化至关重要。随着可再生能源发电成本的大幅下降，直接用电将成为大多数行业的能源解决方案。而对于重型运输、航空和工业（如水泥、钢铁、炼油厂）等难以减排的行业，则将需要使用基于可再生电力生产的绿色气体/液体。在欧洲电力市场自由化之前，每个国家的电力生产和电网都有一套基于成本优化和边境税的国家长期规划，以防止电力交易、集中调度和没有市场存在。电价通常由各国议会决定，这往往导致发电和输电产能出现严重过剩。在这样的体系之下，绿色转型的成本对于欧洲许多国家而言都无法承受。欧盟的电力市场改革基于一套综合的监管框架，该框架为能源转型奠定了基础。能源转型必须确保普通民众能够负担得起，而能源供应的安全性——无论短期还是长期——都至关重要。在这种背景下，电网规划和市场开发便变得十分关键，并且基础设施和市场的成功构建则是前提。中欧能源合作平台（ECECP）为探索电力监管领域的最佳实践和体系设置提供了一个良好的沟通交流平台。中国和欧盟就电网规划和市场开发模型方面开展交流很有必要。我很幸运能够从一开始就一直跟踪这个成功的项目。本报告以ENTSO-E电网规划模型中国演示为题目。欧盟的电网模型能否适用于中国？又将收获哪些主要经验呢？本项目借鉴了中国和欧洲现有的情景和模型框架，重点是电网规划过程中的成本效益分析，这揭示了电网规划与电力市场改革之间的关键联系。该方法的一个关键特征是从输电网络规划的角度认识到市场将决定电网如何使用。欧洲的ENTSO-E方法采用协调且全面的输电网络规划方法，包括情景开发、潜在新输电资产的筛选和综合成本效益分析。其目的是确保电力系统的可靠性，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。将当前的中国电网规划方法与ENTSO-E方法进行比较，可以看出中国电网规划在提高效率方面仍有很大潜力。模型结果表明，基于市场的方法，即以市场为导向的方法可以显著减少中国电力系统的二氧化碳排放量。之所以能够实现减排，是因为输电扩张将允许有更多的可再生能源发电量并将其输送给消费者，从而取代燃煤发电。欧洲的成功经验证明其模型是有效的，我希望这份项目报告能够为其他国家带来启发！对于欧洲而言，中国亦同样有很多值得学习借鉴的经验。我很高兴获悉中欧能源合作平台将继续提供交流分享最佳实践的机会。加强合作必然是未来的方向！BenteHagemENTSO-E董事会前任主席，StatnettSF前执行副总裁2021年10月20日序言当前，中欧双方均面临能源转型的关键时期。近日，中国政府发布了“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“意见”），明确提出了2025、2030和2060年的分阶段目标，并对包括能源行业在内的各个行业提出了具体的工作要求。市场化改革是能源转型过程中的重要环节，“意见”对能源体制和电力市场化改革提出了具体要求。欧盟近期颁布了“Fitfor55”法案，在清洁能源法案（CleanEnergyforAllEuropeansPackage）的基础上，又进一步提高了可再生能源的发展目标。回顾电力市场化改革的历程，可以发现中欧双方有很多相似之处。中欧双方的能源行业，都正在按照各自制定的目标，在不断总结经验的基础上，积极稳妥地开展相关工作。中欧双方在“关于落实中欧能源合作的联合声明”中，决定建立“中欧能源合作平台”（ECECP）。ECECP自2019年5月建立以来，开展了一系列包括能源转型、电力市场化改革、可再生能源发展和电网规划方法等主题的交流活动和研究项目。中欧双方持续深入开展合作交流十分必要。本报告“ENTSO-E电网规划模型中国演示”详细地介绍了欧洲电网规划的模型和研究方法，并以中国2020电网为参考起点，以设定的场景为基础，采用ENTSO-E的模型方法，展示了对跨省电力流和输电线路综合进行优化的方法，结合模拟的市场电价，筛选出系统总成本最低的输电方案，并选择若干输电项目作为案例进行了详细的成本效益分析（CBA）。我们了解到，自2010年欧盟第三能源法案颁布实施以来，ENTSO-E一直负责制定欧洲电网十年发展规划，并每两年更新一次，以使之不断适应可再生能源的迅速发展和电力市场化的需要，很好地指导了欧洲电网的发展。由中方专家撰写的本报告第三章介绍了中国电力发展规划（包含电网规划）的过程和方法。中国的电力发展规划以5年为期，并对未来10至15年进行展望性分析，以确定电源布局和省间电力流的经济性优化方案，通过反复论证，提出经济合理的跨区跨省输电方案。通过在本项目中的通力合作，中欧双方专家对各自的电网规划方法有了深入的了解，尽管方法有所不同，但中欧电网规划的目标基本是一致的，只是在不同环节各自有所侧重。通过参加项目组的工作，中方专家获益匪浅。在能源转型目标下，可再生能源将迅速发展，很多问题仍有待研究解决。希望中欧双方专家能够继续推进此方面的合作和交流。杨昆中国电力企业联合会常务副理事长2021年10月29日目录执行摘要1项目综述31.概述162.中国和欧洲电力市场发展比较182.1中国电力市场发展182.2中国与欧洲电力市场发展和现状的比较223.中国当前的输电规划过程243.1中国电力系统规划243.2中国输电规划实践264.欧洲输电系统规划304.1欧洲输电系统运营商网络（ENTSO-E）概述304.2ENTSO-E十年电网发展计划（TYNDP）概述314.3TYNDP结果-概述314.4共同利益项目（PCI）324.5ENTSO-E规划过程324.6ENTSO-E全系统成本效益分析（CBA）方法355.情景设定425.1概述425.2SGERI情景425.3ERI/CNREC情景456.模型566.1中国和欧盟的能源系统模型介绍566.2候选模型和应用模型的选择596.3SGERI模型主要特性简述596.4ERI/CNREC（EDO）模型简述637.模型电网的描述677.1概述677.2SGERI电网初始状态677.3ERI/CNREC电网初始状态688.到2030年的输电网络投资筛选718.1概述718.2中国电力系统情景718.3参考电网718.4输电系统构建748.5模拟和结果分析758.6筛选标准和过程758.7计算步骤说明768.8筛选结果808.9选择用于成本效益分析的输电线路组合848.10方法调整849.用ENTSO-E方法对中国输电项目进行成本效益分析（CBA）869.1中国框架下的方法调整869.2对筛选中选取的线路进行详细的CBA分析879.3选定线路的CBA分析879.4CBA分析结果–2030年8710.A4.1.1项目后续研究建议98附录1CEC-预筛选分析方法99附录2SGERI：对附录1中前五条未来长距离输电线路的描述105附录3ENTSO-E电网规划模型中国演示项目指导委员会会议纪要107执行摘要本报告是中欧能源合作平台（ECECP）A4.1.1:ENTSO-E电网规划模型中国演示项目的最终报告。该项目的总体目标是展示有效的电网规划如何能够整合份额不断增长的可再生能源，从而减少排放，推进清洁能源转型，帮助应对气候变化。中国的目标是在2030之前实现碳达峰，2060之前实现碳中和，这是一项艰巨的任务，因为中国目前占到全球煤炭消费总量的一半，其能源相关的二氧化碳排放量占全球的30%左右。要实现这些雄心勃勃的目标，可以预见在电力系统中部署风电和太阳能，并与工业、建筑和运输领域的电气化相结合将显得十分重要。本项目借鉴了中国和欧洲的现有情景和建模框架，重点是电网规划过程中的市场建模和成本效益分析（CBA）。这将展示电网规划和电力市场改革之间的关键联系。总的来说，该方法能够确保电网规划按照符合共同利益的角度进行优化，并解决不同利益相关方的利益分配问题。该方法的一个关键特征是从输电规划的角度认识到市场对电网使用的决定性作用。欧洲ENTSO-E方法采用了协调且全面的输电网络规划方法，包括情景开发、筛选潜在的新输电资产并进行综合成本效益分析（CBA）。其目的是确保系统的可靠性，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（RE）。将中国现有的电网规划方法与ENTSO-E方法进行比较，可以看出中国在改进电网规划方面的潜在差距。模型结果表明，正如ENTSO-E方法所证明的那样，采用基于市场的方法来规划输电系统的扩张，可以显著减少中国电力系统的二氧化碳排放。对新输电资产筛选过程的模拟表明，到2030年，这样的输电投资可使电力系统二氧化碳排放量每年减少1.5亿吨。其原因在于输电系统的扩张能够将更多的可再生能源发电量输送给消费者，从而取代燃煤发电。项目参与者认为，项目目标已经实现。本项目的结果建议中国应当考虑电网规划、市场建模和电力市场改革之间的相互联系。需要强调的是，在中国电力市场的进一步发展中，更加成熟的省级现货市场价格是应用拟议的CBA方法并获得经济有效的规划效益的先决条件。这种以市场为基础的方法将是中国实现可负担的能源系统转型的更重要措施之一。这种方法将支持未来大规模可再生能源（风能和太阳能）的整合，从而为中国未来的清洁能源转型铺平道路。展望未来，中国和欧盟都需要利用部门耦合。在应对气候变化的过程中，越来越有必要充分利用不同能源部门和网络（电力、天然气、氢能、热能、工业流程、运输）之间的协同效应。其相互作用是通过不同能源载体之间的能量转换及其存储来实现的，从而提供服务，并确保从整体角度对每个载体进行优化管理。分析中国和欧盟的部门耦合需要提高建模能力。重要的第一步是开发一个相互关联的电力和天然气市场和网络模型，包括电力和天然气输送基础设施。例如，可以通过使用气体模块扩展现有电力系统模型来实现这一点，以及通过充分发挥电力转换为其它能源（Power-to-X）的各个方面的能力。（Power-to-X是指将(绿色)电转化为氢或其他氢能产品的过程。）1本项目将输电规划融入市场框架。后续的想法是，中国目前的发电规划也需要随着市场改革的深入而进行调整，就像欧洲的情况一样。该课题可以作为未来中欧合作的另一个研究领域。本项目的执行团队由以下单位构成，ICF负责项目协调：·国网能源研究院（SGERI）·中国电力企业联合会（CEC）·国家发改委能源研究所（ERI/CNREC）·EaEnergyAnalyses(EA)，项目组长本项目于2020年3月启动，于2021年夏末完成。2项目综述简介本报告是中欧能源合作平台（ECECP）A4.1.1:ENTSO-E电网规划模型中国演示项目的最终报告。此外，第10章概述了后续的研究建议。中国的国家级电网规划部门和ENTSO-E在制定由多个子系统组成的超大型系统的电网协调规划方面发挥着类似的作用。在中国电力市场和互联电网规划方法不断发展的背景下，对中国演示ENTSO-E（欧洲输电系统运营商网络）的电网规划方法，从而展示ENTSO-E成本效益分析（CBA）对中国的相关性具有实际意义。本项目的总体目标是展示有效的电网规划如何能够整合份额不断增长的可再生能源，从而减少排放，推进清洁能源转型，帮助应对气候变化。本项目借鉴了中国和欧洲的现有情景和建模框架，重点是电网规划过程中的市场建模和成本效益分析（CBA）。这将展示电网规划和电力市场改革之间的关键联系。本项目的目的是提供ENTSO-E方法的实践经验，而不是为中国提供输电计划。项目参与者认为项目的目标已经实现。该项目的结果将为未来有效的中国电网规划提供依据，同时考虑到中国规划、市场建模和市场改革之间的相互联系。需要强调的是，在中国电力市场的进一步发展中，更加成熟的省级现货市场价格是应用拟议的CBA方法并获得经济有效的规划效益的先决条件。这种以市场为基础的方法将是中国实现可负担的能源系统转型的更重要措施之一。该方法将通过提供额外的输电能力来支持未来大规模可再生能源（风能和太阳能）的整合，并提供必要的系统灵活性，从而为中国未来的清洁能源转型铺平道路。此外，本项目也将使欧盟受益。包括技术供应商、能源公司和咨询公司在内的欧盟企业，都将受益于中国更透明的电力系统规划过程。这将使市场更容易进入，从而降低风险。此外，基于市场的高效电网规划，结合强调可再生能源整合和二氧化碳减排，将对全球二氧化碳减排贡献重大收益。本项目的执行团队由以下单位构成，ICF负责项目协调：·国网能源研究院（SGERI）·中国电力企业联合会(CEC)·国家发改委能源研究所(ERI/CNREC)·EaEnergyAnalyses(EA)，项目组长指导小组成员包括欧盟能源总司（DGENER）；欧洲电力企业联合会（EURELECTRIC）秘书长KristianRuby；国家发改委能源研究所KaareSandholt；中国电力企业联合会常务副理事长杨昆先生的个人特使、高级顾问雷晓蒙；AFRYConsulting中国管理顾问ChristianRomig；欧盟委员会联合研究中心能源安全、分配和市场部门副主管GianlucaFulli，以及ENTSO-E前首席执行官兼Statnett副总裁BenteHagem女士。本项目于2020年3月启动，于2021年夏末结束。3欧洲ENTSO-E规划方法概述ENTSO-E采用协调和全面的输电网规划方法，包括数据共享、情景构建、潜在新输电项目筛选、综合成本效益分析（CBA）、利益相关方参与等。其目的是确保系统的可靠性，保证电力供应，以尽可能低的成本整合更多的可再生能源（RE）。总的来说，ENTSO-E方法可确保为共同利益优化泛欧电网规划，并解决不同利益方的利益分配问题。ENTSO-E方法的一个关键特征是从输电网络规划的角度认识到市场对电网使用的决定性作用。ENTSO-E方法的主要过程是情景构建、筛选和CBA分析。图1：ENTSO-E电网规划过程中国电力系统的情景中国可再生能源展望（CREO）2019使用情景来分析可再生能源如何在中国能源系统中使用。这些情景可作为短期决策的基础，并为长期发展提供了一个一致愿景。本项目中使用了两种情景：一是既定政策情景，表示企业执行已颁布政策的影响；二是低于2℃情景，展示了中国要履行《巴黎协定》中的气候承诺的相应路径。·既定政策情景。该情景假设“十三五”规划和十九大报告中能源部门和相关政策得到充分和坚定的执行。该情景还考虑了国家自主贡献目标中提到的2030年前实现碳达峰、《蓝天保护计划》的影响、《能源生产和消费革命战略》的各个方面以及国家排放交易计划。·低于2℃情景。该情景符合建设清洁、低碳、安全、高效能源体系的所有长期目标。此外，中国的贡献对于全球努力遵守《巴黎协定》的温升目标至关重要。这两种情景都显示到2050年可变可再生能源发电量将显著增加，届时将至少占发电总量的80%。到2030年，可变可再生能源发电量占比将从2020年的28%提高至45%至55%。风能和太阳能发电量的不断增长以及可再生能源资源和需求中心的分布都强调了输电系统的重要性。4图2：既定政策情景（上）及低于2℃情景（下）中国电力系统的发展700020252030203520402045100%600090%500080%400070%300060%200050%100040%30%020%2018202010%0%2050700020252030203520402045100%600090%500080%400070%300060%200050%100040%30%020%2018202010%0%2050电力和区域供热优化（EDO）模型本项目中使用的模型是ERI/CNREC的电力和区域供热优化（EDO）模型。该模型应用于新输电线路的筛选和选定潜在新输电投资的CBA评估。EDO是一种容量扩张模型和最优机组组合与经济调度模型的结合。从本质上讲，该模型通过总成本的最小化（包括资本、运行维护及燃料成本）来寻找电力和区域供热部门在特定目标和政策约束条件下的成本最优解决方案。因此，政策和情景假设被用来将模型结果引导至描述的情景，而不是让最小成本算法单独确定实现情景总体目标的容量组合。中国EDO模式中的电网是以省级电网为单位。每个省被视为电网中的一个节点，具有特定的发电容量组合和可预测的电力需求。假设一个省内不存在输电拥塞。5ENTSO-E筛选过程在中国的示范2020年和2025年的输电能力使基于现有电网和严格规划的互联线路而确定的。这是作为筛选过程参考的初始电网。图3：EDO模型布局示意图-2020年电网筛选过程中考虑的新输电项目包括相邻省份之间的连接以及非相邻省份间的远距离连接线路，例如四川和江西之间的连接线路。在面向2030年的筛选过程中，初始电网总共有76个规划连接项目被考虑在内。输电系统建设的潜力是在既定政策和低于2℃情景中定义的发电能力和需求发展的背景下进行分析的。这两种情景最初都是使用EDO模型来开发的，正常年度投资计算（NAIC）以同时优化发电和输电系统投资。然而，本项目的目的是展示ENTSO-E的筛查方法在中国背景下的应用。该方法只包括现有电网和已确定的电网扩建计划，导致会出现一个发电容量相同但输电容量较低的情景。这被称为剔除电网投资年度计算（RGIAC）。剔除电网投资年度计算（RGIAC）-2030该案例以NAIC的计算结果为基础，剔除了电网投资，但保留了发电投资。本案例将显示如果不进行进一步的电网投资，而预计的发电容量投资仍在继续情况下的省级电价差异。筛选标准引入“收益成本比”来估计投资新连接线路或扩展现有连接容量的价值。计算方法为某一年连接线路每MWh的电价差/（连接线路每MW的建设成本年金系数）。连接线路是根据两种情景下的平均“收益成本比”排序的。在筛选过程中，比值较高的连接线路在筛选过程中被选中的潜力较大。一旦某条连接线路的“收益成本比”等于或小于特定的参考值，便可以得出结论，这条线路不再值得投资。该过程从不添加新的输电项目（RGIAC）仅使用参考电网模拟EDO模型开始，通过（多步骤）迭代，利用筛选标准确定若干新项目，并将其添加到电网中。然后计算新的“系统总成本”。这一过程一6直持续进行，直到所考虑的下一个步骤的系统总成本高于上一步骤为止。筛选过程通过使用上述标准的迭代筛选过程，确定了14个步骤，并用EDO模型进行了识别和模拟。下表列出了每一步选择的项目及其输电容量的大小。表1：每一步骤确定的额外输电容量（MW）输电容量(MW)步骤1步骤2步骤3步骤4步骤5步骤6步骤7步骤8步骤9步骤10步骤11步骤12合计14000湖北-江西80002000--100020001000-----30000山西-蒙西4000800080004000-20004004004004002400-4008000广东-海南100100100100--------12008000青海-西藏-400020002000--------800湖北-湖南--400-200200400-----60004000蒙东-上海--200020004004008004004004001200-2800012000湖南-广东---400200-200-----4000河南-陕西---10002000400400--2002000-400400宁夏-蒙西----4004004004004004001600-4008000河北-蒙西----4000-40004000400040004000400012002000重庆-新疆----4000----4000-400040002000湖南-河南-----4000------200012000安徽-江西------400-----800012000福建-江西------400-----40008000贵州-湖南------400-----80001200蒙东-河北------800400-4002400400080004000黑龙江-吉林------400400--400-4000重庆-四川------400400-400800-四川-江西-------4000----湖南-四川-------2000----甘肃-蒙西-------400400400800-河南-河北-------2000400040016004000河北-山东--------40040012006000安徽-山东--------4000-40004000甘肃-青海---------20002000-河南-山西---------40004000-河北-山西---------4000-4000辽宁-吉林----------1200-湖北-陕西----------40004000甘肃-山东----------20002000云南-贵州-----------40007每一步都包含了先前步骤的计算结果，例如，步骤3包含了在步骤1和2中发现的输电容量扩展。第13步和第14步显示，与前面的步骤相比，系统总成本（两种情景下的平均值）不断增加，因此表明，在前12步中发现的输电项目将是在社会经济效益方面能够为系统提供的最佳解决方案。在筛选过程的第一步，电力和热力系统的平均总系统成本（两种情景下）显著降低。这些成本包括发电和输电容量的所有资本支出，以及相关系统中的发电和供热的可变成本，包括燃料成本、可变的运行和维护成本、电厂的启/停成本、运营准备金支付、排放税和损失负荷的价值（损失负荷随着电网扩建而减少）。图4：筛选过程中每个步骤的系统总成本上图显示了与两种情景下的系统总成本与参考成本（各自的RGIAC电力系统）相比的下降幅度及其综合平均值。这表明，筛选过程的步骤对其所涉及系统具有敏感性。低于2℃情景的最低系统成本在步骤13中被发现，而步骤10显示了既定政策情景下的最低成本。平均而言，步骤12中的系统成本最低。这表明，低于2℃情景由于可再生能源所占份额较大，输电线路整合的需求也更高，因此与既定政策情景相比需要更高的输电容量。该图还说明了在确定输电项目时，获得可靠结果的重要性。早期步骤在这两种情景下都是有益的，但在后续的步骤中，收益取决于两种情景下电力系统的详细配置。潜在新输电投资组合的选择本项目选择了多条线路进行详细的单独成本效益分析。在ENTSO-E过程中，根据两个地区之间实际预计的新增输电容量对项目进行评估。被选中的进行单独的CBA分析的线路为“湖北-江西”和“重庆-新疆”和“湖北-陕西”线路。湖北-江西线路对于解决不能满足用电需求的问题方面至关重要，筛选过程确定了14GW的总扩容潜力。8图5：筛选过程的每个步骤的系统总成本与参考成本（=100%）的比值重庆-新疆线路是一个已经在考虑中的长距离输电项目，筛选过程显示出总计12GW的扩容潜力。湖北-陕西线路旨在促进晋北地区能源供应的集约化发展和大规模送电。这些线路如图6所示。图6：用于进一步CBA评估的拟议线路（在筛选过程开始时，价格被任意选择为各省前日的平均价格）9表2：CBA分析中选定输电线路的关键参数连接线路容量电压等级AC/DC长度湖北-江西14000MW750kVAC390千米重庆-新疆12000MWDC2300千米湖北-陕西8000MW±800kVDC1136千米±800kV用ENTSO-E的CBA方法对中国输电投资进行论证演示概述对中国的筛选结果表明，对于一些计划在2030年前建设的潜在输电线路来说，输电容量扩张带来的好处比单个项目要高。第一个项目的价值将不同于最后一个项目的价值（假设周边系统没有变化）。这就为成本效益分析留下了许多选择：•给定线路的总输电扩容价值此计算是基于一个无/有考虑输电系统整体扩容的情况比较。•第一个项目的价值此计算是基于没有输电扩容的情况与增加一个项目的输电容量的情况的比较。•最后一个项目的价值此计算基于没有输电扩容情况下的最后一步的情景与包含输电扩容的最后一步的情景的比较。在对中国输电扩展项目的CBA分析中，这三种方法都有举例说明。在中国项目的CBA分析中，重点在于通过市场建模生成CBA参数。之所以做出这样的选择，是因为市场和市场模型在中国是相当新的概念。因此，本研究对中国最大的价值在于展示这些新概念在中国国情下的应用。被选定的CBA参数有：•社会经济福利（SEW）•燃料成本（包括在社会经济福利中）•CO2减排（包括在社会经济福利中）•可再生能源整合：弃电量的削减（GWh/年）•拟议投资的资本支出（CAPEX）•拟议投资的运行和维护成本（OPEX）在筛选过程中，所估计的最佳输电线路组合在步骤12中被找到。因此，将步骤12所对应的输电系统作为CBA分析的参考输电网络，并且在以下情景中，下文中的结果案例将被视为与步骤12的差异。CBA结果–2030年以重庆-新疆线路为例，验证了CBA算法的有效性。10表3总结了成本效益的评估结果。这表明所有的扩容都能够获得净收益。表3：年成本效益（百万元）全部12GW重庆-新疆线路最后一个2GW6157第一个2GW907年成本效益（百万元）-431166-14197-18-11燃料成本5816158可变运行维护6892156939启动和辅助服务-21364-0税收、配额和补贴-4773-2-796总调度效益2117-796143失负荷价值566输电资本成本成本效益合计图7、8、9显示了重庆-新疆线路的CBA分析结果。这些分析结果表明，由于煤电被天然气和风电所取代，所有的输电扩容都有助于减少二氧化碳的排放。系统中风电的增加是由于弃电减少。图7：重庆-新疆线路整体、第一个2GW和最后一个2GW扩容情况下的二氧化碳排放量增量以及每MW输电容量相应二氧化碳排放量变化（千吨/年）。正值表示二氧化碳排放量增加。11图8：重庆-新疆线路整体、第一个2GW和最后一个2GW扩容情况下的发电量变化（TWh/年）。正值表示由于输电线路扩容，发电量增加。图9：重庆-新疆线路整体、第一个2GW和最后一个2GW扩容情况下可再生能源发电量的增长情况（GWh/年）。这一增长是由于风电和光伏发电的弃电量减少。12以下图片显示了在不同扩容情况下，两种情景中传输端点处价格差异的持续时间曲线。图10：重庆-新疆线路输电终端在12GW之后、初始（0GW）时、第一个2GW之后和最后一个2GW扩容之前的价差持续时间曲线。低于2˚C情景，单位为元/MWh。图11：重庆-新疆线路输电终端在12GW之后、初始（0GW）时、第一个2GW之后和最后一个2GW扩容之前的价差持续时间曲线。既定政策情景，单位为元/MWh。13在一个特定的扩容阶段，一年中每小时的价格差异总和等于输电扩容的边际价值。这些值如下表所示。表4：扩容边际价值（百万元/MW/年）GW之后扩容边际价值重庆-新疆低于2˚C情景0GW第一个2GW最后一个2GW全部12GW既定政策情景1.050.840.751.030.890.59每MW年投资成本:40万元。0.720.64由此可见，在所有情况下，扩容的边际价值都高于扩容的边际成本。正如预期的那样，随着线路容量的增加，扩建的边际价值将下降。对A4.1.1项目后续研究的建议在欧洲TSO背景下，电力和天然气系统评估一段时间以来一直是在ENTSOs运营商联盟（ENTSO-E和ENTSOgas）、欧洲能源监管机构（ACER）和欧盟委员会之间进行讨论。根据欧盟第347/2013号法规，ENTSOs必须制定“一致且相互关联的电力和天然气市场以及包括电力和天然气传输基础设施在内的网络模型”。ENTSOs提供了一个相互关联的模型，其重点在于共同情景的构建上，但ACER认为，许多其他方面应该进行更详细的调查。这将有望使电力和天然气网络十年发展计划（TYNDP）中纳入电力和天然气项目的成本效益计算的相互关联问题。图12：电力和天然气系统之间相互联系（A：单独系统；B：互联系统）来源：EaEnergyAnalyses上图中，天然气和电力系统之间的联系用G2P（气体发电）和P2G（电制气）表示。实际上，两个系统之间有更多的连接，但为了简单起见，这里的连接仅限于G2P和P2G。很明显，评估一个新项目，例如输电线路，若是仅局限于其对电力系统影响的估计，将存在潜在的缺陷（见上图A）。一条新的输电线路也可能对天然气系统产生重要影响，包括发电站的天然气供应量、绿色天然气产量（P2G）以及输气管道中的天然气流量（见上图B）。14在未来几年煤炭消费减少的情况下，天然气有望在中国发挥重要作用。因此，在中国使用能够体现电力转换为其它能源（Power-to-X）各个方面能力的气体模块来增强电力系统模型（如ERI的EDO模型）将是十分有益的。这将大大提高能源系统的建模能力。本项目主要探讨市场框架下的输电规划问题。同样值得注意的是，中国目前的发电计划需要随着市场改革的深入而改变，就像欧洲一样。这一课题可以作为中欧未来合作的另一个研究领域。151.概述本报告是中欧能源合作平台（ECECP）项目A4.1.1:ENTSO-E电网规划模型中国演示的最终报告。该项目于2020年3月17-19日举办了网络启动会议。项目参与方包括SGERI、ERI/CNREC、CEC、EaEnergyAnalysis，ICF作为项目的协调方。在启动会议上，项目合作伙伴就中国和欧盟目前的输电规划、市场、市场模型和预测情景进行了大量的介绍。此外，还讨论了今后的工作方向：应执行哪些任务以及项目各方的工作应如何分配。作为第一项任务，项目各方同意编辑一份开题报告，其中包括在启动时收集的信息，并在文本中进行额外的相关阐述。开题报告于2020年5月提交。开题报告对项目任务进行了详细界定，包括筛选过程的描述、潜在新输电投资的选择以及对选定输电投资进行成本效益分析（CBA）。2020年10月，指导小组通过在线会议的方式会见了项目各参与方，并就项目的目标和进展进行了讨论。在这次会议上，还介绍了根据ENTSO-E规划过程的初步筛选结果。筛选报告于2020年12月提交。该报告展示了欧盟/ENTSO-E对中国潜在的新输电线路/走廊进行的筛选过程。以2030年作为时间截点，项目组选定了一系列潜在的新输电线路，以便进行详细的CBA分析。CBA分析报告于2021年4月提交。CBA报告描述了对3项选定输电投资的CBA评估。评估是根据欧洲ENTSO-E输电系统规划中所使用的CBA方法进行的。本最终报告描述了项目各方所执行的任务，并总结了先前报告的主要内容：开题报告、筛选报告和CBA报告。本报告的结构如下：第二章：欧盟和中国电力市场发展的比较第三章：当前中国输电系统规划过程第四章：欧洲输电系统规划16第五章：欧盟/ENTSO-E输电规划方法展示中使用的中国电力系统发展情景第六章：项目中应用的能源系统模型第七章：模型中对于电网的描述第八章：使用欧洲方法对中国电网投资进行筛选的过程演示第九章：使用欧洲方法对中国潜在输电项目进行成本效益分析演示第十章：A4.1.1后续研究建议附件1概述了中国电力企业联合会（CEC）为预筛选中国输电投资而开发的一种简单的替代方法。附件2展示了SGERI（与CEC合作）对于五条未来重要的长距离输电线路的描述。附件3为2020年10月13日ENTSO-E中国演示项目的指导会议纪要。第二章和第三章共同概述了中国电力市场的发展和规划过程，欧盟和中国的能源建模报告中也介绍了这一过程。为了完整起见，这两份报告中都包含了这些章节。名次解释：解释光伏建筑一体化缩写资本支出成本效益分析BIPV差价合约CapEx中国国家可再生能源中心CBA中国可再生能源展望CFD中国南方电网公司CNREC光热发电CREO中欧能源合作平台CSG电力和区域供热优化CSP期望缺供电量ECECP欧洲输电系统运营商网络EDO国家发改委能源研究所EENS远期容量分配ENTSO-E气体发电ERIFCAG2P17缩写解释GTC电网传输容量HVDC高压直流ICE内燃机引擎KPI关键性能指标LOLE缺电时间期望NAIC正常年度投资计算NDRC国家发展和改革委员会O&M运行维护OPEX运行维护支出P2G电制气PINT逐一加入法Prosumer产销者PX电力交易RAB受监管资产RE可再生能源RES可再生能源系统RGIAC剔除电网投资年度计算SERC电力监管委员会SEW社会经济福利SGCC国家电网公司SPCC国家电力公司T&D输配tce吨标煤TOOT逐一去掉法TPA第三方接入TSO输电系统运营商TYNDP欧洲电网十年发展计划UHVDC特高压直流VIU垂直一体化公用事业公司VRE可变可再生能源182.中国和欧洲电力市场发展比较2.1中国电力市场发展中国从上个世纪开始经历了漫长的以市场化为中心的电力行业改革过程，其标志为中央政府发布的三个指令，从而清晰地把改革过程划分为三个阶段。到2019年，中国电力工业已从供应严重短缺发展为实现全国联网，发电装机容量达到2010GW，包含水电在内的可再生能源占比达到26.37%，并拥有14条超高压输电线路。回顾电力市场的改革过程，对于推进电力工业地可持续发展和持续有效推进能源转型意义重大。2.1.1第一阶段（1985-2001年）1985年，国务院出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定1985/72》（简称72号文）提出了改革方向。上世纪80年代初期以前，中国的电力工业完全由中央和地方政府所有并垂直运行，电力供应严重短缺，投资在很长一段时期对国家的经济发展起着关键作用，72号文拓宽了投资渠道并在一定程度上改变了国家所有制。72号文的要点是：•通过成本加成定价鼓励国(境)外投资者、地方政府、各类企业、甚至个人投资建设电力项目；•实行电价双轨制，包括还本付息电价和电量配售；•撤销政府对垂直一体化电力公司的控制，实行分级电力调度等。72号文实施后，发电装机快速增长，省级电力系统互联形成了六个区域电力系统，对每个电厂采用平准化定价，但是一厂一价扭曲了电力价格。1997年，垂直一体化的国家电力公司（SPCC）宣告成立，电力工业彻底实现了政企分离。2.1.2第二阶段（2002-2014年）《国务院关于印发电力体制改革方案的通知（国发[2002]5号）》（简称5号文）指导了这一阶段的转型。这一阶段是72号文提出的改革思路的延续，5号文的要点是：•厂网分开；•建立独立的监管机构电力监管委员会（SERC）；•发电侧启动竞价上网；•主辅分离（RAB）；•发展跨区输电。这一时期，SPCC被拆分成两个电网公司（国家电网公司和南方电网公司）和五个发电集团，其发电装机占全国总装机容量的50%。此后涌现出大量的发电企业，从而打破了垄断格局，形成了竞争局面。一厂一价的定价结构很大程度上得到改善，并在各省实行了以燃煤电厂燃料成本为基础的标杆电价，即各省燃煤电厂实行统一电价。这些都是迈向市场竞争的过渡性改革举措。为配合5号文的实施，SERC出台了一系列围绕电价改革、电网标准、运行、辅助服务等规章制度。19此外，在东北地区开展了年度和月度发电竞争性试点，80%发电量采用单一买家模式，为扩大电力市场化竞争积累实践经验。然而，仍有一些难题阻碍了改革进程。2013年，SERC被并入和重组后的国家能源局。2.1.3第三阶段（2015年至今）《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发[2015]9号）》（简称9号文）为电力行业的改革进一步奠定了基础。该文件于2015年发布，吸取了前两个阶段获得的经验教训，同时开始着手向清洁能源转型的挑战。9号文的核心内容是：•进一步放开对发电、消费电价和计划用电的管制；•放开零售业务；•全面引入第三方参与输配电；•建立独立的电力交易机构（PXs）；•对社会资本放开新的配售电业务；•强化电力开发规划、监管、安全运行和保障供应等。该文件还配套出台一系列指导方针和准则，包括关于输配电价、独立的电力交易机构、市场设计、市场导向的上网调度和消费、省间和跨区电力交易、对社会资本开放零售和新的配电业务、嵌入式发电、可再生能源等。北京电力交易中心负责国家电网公司经营区域的电力跨省交易，广州电力交易中心负责南方电网公司业务区域的电力跨省交易和省内交易。各地政府根据自身监管条例对采用成本加合理利润方法确定的省级输配电价进行审批，但输电与配电业务没有实现分离。9号文对推进市场化起到重要作用。2019年，中国市场化交易电量占发电总量的38.22%。各种可变可再生能源发电采用固定上网电价，但对一些可再生资源集中的省份，部分可变可再生能源发电量的固定电价有所降低。多数燃煤发电业务被推向市场，上网电价基于国家发改委第1658号文件的最低价和最高价，上下浮动+10%到-15%。2.1.4中长期电力交易、省间和跨区域电力交易以及现货市场的发展各省年度和月度电力交易情况年度和月度省内电力交易首先安排年度非市场化发电部分并分配到每个月，其余剩下部分的发电量在市场上交易,直到需求得到满足。年度发电落实到每个月后，月度电力交易采用同样方法。年度和月度电力合同均在交割前进行一次或两次交易，这不是一个连续过程。跨省跨区电力交易中国的电力需求负荷集中在东部，煤炭储量和可再生能源主要分布在人烟稀少的西部，在这种情况下，长距离大规模输送电力成为能源资源优化配置的常规手段。2018年，跨区输电容量已达到136.1520图2.1：年度和月度电力交易GW。引入的一些年度和月度跨省和跨区电力交易规则的要点如下：•合同路径原则；•采用印花法的间接收费省级收费（220kV及以下，只用于发电机组与省级电网联网的情况）区域收费（500kV及以上，电力交易根据合同路径使用区域电网）跨区输电线路收费（多数为超高压输电）•年度和月度交易排序、与非市场部分协调现货市场年度和月度交易后的剩余部分通过现货市场交易。国家能源局已在8个省开展现货市场试点，如图2.2所示。这8个省级系统采用两种不同的模式建立现货市场。图2.2：8个省级现货交易市场试点21模式1：年度和月度的电量交易采用物理合同，实际负荷与月度和年度合同电量的差额部分在现货市场中交易。售电公司和大型电力用户可以进入现货市场与发电企业直接进行交易。模式2：年度和月度的电量交易采用差价合约（CFD）金融性合同。所有电量均在现货市场进行出清，并按照年度和月度差价合约在相应的交易时段进行支付。2.1.5电力市场发展的最新进展自2020年上半年国家发改委和国家能源局联合下发以下两个文件以来，电力市场改革取得了重大进展：•修订的《中长期电力交易基本规则》•《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》文件概要及近期进展。中国政府于2020年3月下发此份文件，用于指导电力现货市场的财务结算工作。该文件强调的要点包括：试点现货电力市场是电力行业改革的重要一步，对构建公平竞争的市场环境具有重要意义，具体措施为：在初期适当加强指导；更好地衔接现货市场和中长期电力交易；加强对现货电力市场财务结算流程的管理；保持电力市场经营者的中立性；防范市场扭曲风险等。近期进展根据中电联公布的《电力市场改革季度监测报告》，部分试点省内市场已启动以财务结算为基础的持续试运行，例如福建省电力市场开始连续试运行，并进行了2个月的财务结算。其他一些地方已经做好准备将很快开始这一进程。在试运行过程中还出现了一些问题，如山东电力市场，由于大量的可变可再生能源从其他地区系统引入，没有加入现货市场，导致日前电力交易严重失衡。山东电力现货市场的经营者对市场规则进行了修改，使不平衡成本在发电商和供应商或大客户之间得到合理分配。这一事件表明，必须认真对待市场与非市场交易、中长期与现货市场、省内与跨省交易之间的协调与联系。《修订的中长期电力交易基本规则》文件概要及近期进展。修订后的《中长期电力交易基本规则》总结了多年来中长期电力市场交易的操作经验，在透明度、流动性、竞争性等方面进行了补充和完善。其重点是有了更多的交易产品，涵盖多年、年、季、月、周不同时段，并区分了高峰和非高峰；对市场参与、交易产品、定价、交易组织、非市场与市场交易的协调、不平衡处理、安全检查、市场监管、辅助服务、可变可再生能源的部分参与、交易期间连续交易等内容进行了补充和完善。近期进展大多数省份都已根据国家规则制定了相应的省级交易规则，这一过程与欧盟成员国实施欧盟第三能源计划有一定相似之处。该计划旨在进一步放开天然气与电力市场。2021年，区域监管部门公布了《华东地区跨省电力中长期交易规则》。这代表了省级电力市场区域耦合的重要实例，是为国家层面的市场区域系统耦合积累经验。222.2中国与欧洲电力市场发展和现状的比较回顾中国和欧洲电力市场和输电系统的发展，在一定程度上有相似之处，如大型互联电力系统、市场发展的阶段性过程、中国的三个指导意见和欧洲的三个能源一揽子计划、可再生能源和碳减排目标等。1996年至2018年，在欧盟委员会发布的三套能源一揽子计划的指导下，欧洲电力行业经历了从垂直一体化的电力公用事业公司（VIU），到受监管第三方接入（TPA）、输配电价、独立监管机构、开放零售业务，再到市场耦合和跨境贸易的改革进程。中国的电力行业也采取了类似的路线图，从1978年至今在三个指导意见指导下经历了双轨制电价、发电机组平准化成本加成定价、燃煤发电基准定价、厂网分离、受监管TPA、输配电价、独立监管、开放零售业务，以及竞争性市场。欧洲和中国的主要特点如下：•业务分拆中国：分拆后，VIUs自身垄断部分即输配电业务，竞争部分为发电业务。欧洲：分拆后VIUs自身垄断部分即输配电业务，竞争部分为发电与供电业务。•独立监管中国：电力监管委员会（SERC）作为独立监管机构于2003年成立，于2013年成为国家能源局的一部分。欧洲：根据欧盟第三套能源方案建立了独立的监管组织。•电力交易中国：电力交易市场与电网公司相对独立，电网公司拥有电力交易市场的部分股权。欧洲：中长期电力交易市场（金融交易）独立于电网公司。电力现货市场隶属于输电系统运营商（TSOs）。•中长期电力交易中国：纯能源交易没有区分峰谷期和非峰谷期，交易过程不连续，交割前有一次或多次交易。欧洲：能源交易分为峰荷期和非峰荷期，交易过程是连续的，可以在交易期内进行交易，不受时间限制。•电力调度中国：国家电网公司和南方电网建立了高度等级化的电力调度结构，对输电系统的安全稳定运行发挥了重要作用。欧洲：正在考虑建立一个泛欧电力协调中心。有一些区域性的电力协调中心涵盖了互联紧密的国家。•输电容量分配中国：高压直流输电线路将大量电力从能源丰富的省份输送到远离的负荷集中地区，并将全国所有区域系统互联起来。所有输电资产均归国家电网公司和南方电网公司所有，输电容量配置和利用高效、方便。欧洲：远期容量分配（FCA）导则对日前市场跨区容量分配进行了细致规定，并对长期跨区域交易建立了通用的输电容量分配方案，并在欧洲层面建立了统一的长期输电权分配和交易平台。23欧洲现货市场竞价区之间的输电容量的分配隐含在欧洲市场优化算法中。小结综上所述，在许多问题上，中欧都在一定程度上平行探索了市场发展的路径。243.中国当前的输电规划过程3.1中国电力系统规划3.1.1中国电力系统规划过程电力规划主要包括国家级、省级规划两个层面。国家级的电力规划由国家能源局（NEA）负责制定，经国家发改委（NDRC）批准后发布。省级电力规划由各省能源主管部门负责，向各省政府汇报，并经国家能源局同意后发布。省级电力规划受国家级电力规划指导，并与国家级的电力规划及各省能源发展规划协调一致。电力规划研究工作主要由电力规划设计总院（EPPEI）负责。该机构受各级能源主管部门委托进行电力规划综合性研究，并撰写特别报告。电力企业负责实施并确保电力规划的安全性。根据批准的国家和省级电力规划，他们负责提供基本规划数据，承担电力规划研究课题，提出规划建议，配合规划工作，编制业务案例。电力行业协会和其他行业协会、学会、研究机构、高校等有关单位亦应积极协调配合电力规划的相关工作，向能源主管部门提供研究建议。国家能源局与各省能源主管部门提前两年制定电力规划。规划包括五个阶段：研究编写阶段、整理汇总阶段、审核发布阶段、执行调整阶段、评估监督阶段。（1）研究编写阶段电力规划研究包括规划建议、专题研究与综合性研究。规划建议由电力公司、电力行业协会、科研机构和高校提出，构成了电力规划的基础。专题研究涉及电力需求、结构布局、系统安全、经济性评估、环境影响评估、科技进步、体制改革等方面。综合性研究旨在通过综合的选择和平衡，提供广泛而系统性的电力规划。综合研究报告是各级电力规划编写的基石。（2）整理汇总阶段电力规划的编写应纳入电力规划的综合性研究成果，结合电力规划建议，提出电力发展的指导思想、基本原则、发展目标、重点任务与保障措施等各部分内容。国家电力规划应重点关注：大型水电（包括抽水蓄能）、核电（包括试运行和启动）、风电、光伏、光热发电等新能源大型发电项目以及大型煤电；跨省及跨区电网工程建设安排（包括试运行和启动）、跨省电网500kV及以上省级电网工程建设安排（包括联网和启动）；以及五年规划期间省内燃煤燃气机组等项目的发展规模与建设安排。省级电力规划的重点是明确本地区大中型水电（包括抽水蓄能）、煤电、气电、核电项目的建设安排（包括联网和启动），新能源机组规模及分布，110（66）kV及以上电网项目（包括联网和启动），及35kV及以下电网的建设安排。省级电力规划从属于国家电力规划和省级能源规划，国家和省级电力规划的相互联系如下：25•规划之初，省级能源主管部门需要起草省级电力规划初稿并提交给国家能源局。•国家能源局整理并总结各省初稿，初步确定国家规划的主要目标、省级规划的整体框架及边际条件，并向各省能源主管部门进行书面反馈。•各省能源主管部门基于反馈意见制定省级电力规划（包括环境影响评估），并提交给国家能源局。•国家能源局整理并综合平衡各省电力规划，形成书面反馈。各省能源主管部门根据反馈对规划进行修订和完善。（3）审核与发布阶段国家电力规划一般在五年规划的第一年五月底前报国家能源局审核通过，并由国家能源局公开发布。省级电力规划一般由各省能源主管部门于五年规划的第一年六月底前编写完成，经国家能源局批准后发布。（4）执行和调整阶段电力规划获批通过后，各级能源主管部门与电力公司必须全面落实规划中规定的各项任务。电力公司需要按规划制定发展计划。各省能源主管部门批准的年度新增发电规模不得超过规划中确定的年度目标。未经批准的电力项目不能进入市场进行交易，无法计入电网成本，也无法享受电费补贴、税收减免等支持性政策。规划在执行过程中可以根据实际情况进行适当调整。规划出台2-3年内，国家能源局及各省能源主管部门可以根据经济发展情况与计划实施情况适当调整五年计划。规划出台的第二年，各相关方需要开展专项工作研究调整内容，并于第三年编制调整计划。调整后的计划亦应经审核、批准并发布。（5）评估与监督阶段国家能源局与各省能源主管部门需委托中介机构进行各级电力规划的中期评估报告，并于规划实施的两年、五年后分别发布《电力规划实施情况中期评估报告》与《电力规划实施评估报告》。国家能源局派遣机构也需要相应发布《电力规划实施情况中期监管报告》与《电力规划实施情况监管报告》，作为日后规划准备与调整的重要依据。3.1.2电力规划的内容电力规划与国家经济社会发展规划保持同步。规划以五年为周期编写，其研究和编制应着眼于未来10-15年间的发展趋势，需考虑负荷预测、发电规划、电网规划等内容。（1）负荷预测规划需要综合考虑经济发展水平、产业结构调整、城市化进程、电能替代情况等关键因素，以合理预测需求负荷水平。这些因素共同决定了未来各省市、地区及全国的电力需求水平及负荷曲线情况。规划需预测高、中、低三种负荷场景，并择一进行推荐。（2）发电规划规划需根据实际需求水平和本地电力市场特征进行电力平衡分析，并在优先合理考虑可再生能源的前提下，进行装机规模、电力结构和装机分布的安排。规划亦应结合负荷特性进行系统调峰平衡分析，规定调峰机组的建设规模和方案。此外，规划还需制定多种替代建设方案，进行技术和经济性比较，并提出合理的年度建设规模与投资估算。（3）电网规划规划需考虑负荷增长、电源分布、输电方案等因素，针对潮流、稳定性、无功功率、短路电流等因26素进行必要的计算分析，纳入220kV及以上目标电网方案。规划亦需制定若干备选建设方案，进行技术与经济性比较，提出输配电项目方案与投资估算，并结合城乡经济社会发展和城市化进程，编制配电网和智能电网规划。3.2中国输电规划实践3.2.1国家电网公司电网规划机制2019年，国家电网公司成立电网规划管理委员会和电网规划专家咨询委员会。电网规划管理委员会：负责研究电网发展战略、发展方向和发展思路，研究电网规划的工作计划和重点；协调电网安全、质量和效益，考虑电网发展的重大问题、骨干网改造和重大工程建设方案，审查国家电网总体规划报告。电网规划专家咨询委员会：负责对电网规划的主要边界条件、技术标准和基本原则提出意见和建议，为管委会的决策提供技术支持。•总部负责国家电网总体规划，组织区域电网规划审查。•地区分部负责区域电网规划，组织省级电网规划（高压电网）审查。•省公司负责省电网和区域电网的规划、组织与审查。•地市级公司负责110（66）kV及以下电网规划。3.2.2电网规划基本原则中国电网规划遵循安全、绿色、高效、协调、共同发展的基本原则。安全发展。树立底线思维，深化开展大电网特点研究工作，完善电网结构，合理分层分区，解决“强直流、弱交流”、短路电流超标、电流负荷大等问题，尽量避免密集传输。重点用户和重点区域需配备一定的应急自备电源和“黑启动”电源。重点城市将建设重要的网络化通道作为“安全”线。继续完善“三道防线”，有效防范大面积停电风险。绿色发展。积极发展非化石能源，促进煤电清洁高效利用，实现煤炭消费总量控制。加强电力系统调节能力，推进源-网-荷-储统一规划，加快供电结构灵活调整，满足新能源规模化发展的需要。根据新能源利用率不低于95%的目标提出合理的开发规模和布局方案，提高新能源并网机组并网性能，提高接受度和支撑能力。高效发展。用好存量，优化增量，积极提高电力系统整体效率。在规划阶段，充分考虑需求响应、备用共享、最大负荷5%的削峰填谷，更加注重功率平衡。坚持科学投资、稳健投资、精准投资。贯彻落实中央关于降价降费的部署，挖潜增效、减耗降本，不断提高发展质量和效益。协调发展。按照局部平衡原则，优化电力结构和布局，优先考虑受电区域的供电，在负荷中心配套安排一定规模清洁高效的煤电，在气源有保障、用电支付能力较高的长三角和京津冀地区设置燃气发电站。在充分利用现有通道的基础上，新建跨区域输电通道，按照风、光、煤、储、输一体化的原则，协调供电、受电市场和沿线输电走廊。新的跨区域通道应坚持市场导向和协议先行，发、受电相关政府部门和27公司应签订长期协议，明确输电和定价原则。3.2.3中国输电规划流程中国电网规划遵循安全、绿色、高效、协调、共同发展的基本原则。规划包括四个步骤：重点问题研究、边界条件确定、方案比较和报告编写。（1）重点问题研究电力需求预测与负荷特性研究。研究并判断中长期经济发展趋势，考虑发展新动能，预测电力需求总量、结构和布局。考虑分布式电源、储能设备、电价政策对负荷特性的影响，分析负荷峰谷差变化趋势，评价需求侧管理潜力及实施手段。电源结构及发展规划研究。贯彻落实国家能源发展战略，分析各类电源中长期发展路径，重点关注煤电清洁发展及建设规模和布局、煤电机组调峰性能、灵活性改造等相关政策，提出煤电发展建议；结合新能源发展政策、技术趋势、市场因素等，评估中东部地区分布式风电及海上风电开发规模与时机，提出新能源开发布局建议；分析电网调峰能力和调峰需求，提出抽水蓄能、储能、燃气设备建设建议。对电源灵活性调整建设规模和布局提出建议，以提高系统调节能力。新能源消纳研究。总结实际运行中新能源对功率平衡的贡献，分析新能源输出特性和机组性能对电力系统安全运行的影响，结合调峰、调频性能，研究提出新能源消纳能力和发展规模建议。电网安全性研究。总结评估电网安全薄弱环节，分析新能源和多直流馈线大规模接入给电网特性带来的深度变化，研究优化电网结构，提高系统频率电压支撑和抗干扰能力，提高电网安全水平。电网经济性研究。根据用电量实际增长情况，对电网投资能力进行滚动分析，确定电网项目部署的边界条件。围绕降低社会能耗成本与实现电力可持续发展、提高能效并防范风险两个平衡点，深化电网投资策略研究，明确投资方向、结构、规模与时机，提高电网运行效率。（2）确定边界条件电力需求预测、电源装机规模及布局、跨省跨区潮流等主要边界条件是开展电网规划的前提和基础。合理确定边界条件是保证电网规划科学性和准确性的关键。电网公司需要主动与政府能源主管部门沟通，明确边界条件方案，作为电网公司制定电网规划的依据。规划基于此前重点专题研究，提出电网规划边界条件的建议。•分省调查，对电力需求、装机容量、跨区域输电容量安排等边界条件提出建议。•开展负荷特性分析，统一采用发电模拟程序，分省、分区分析电力供需平衡，研究电能过剩或不足的规模、时段和持续时间。•加强电源基站、输电渠道与电力消费市场的统筹建设，优化调整现有潮流，提出新的跨省跨区潮流。•各省电力公司向省级能源主管部门报告电力供需情况和拟定的电源布局，明确各省电力需求预测和电力建设计划。•国家电网发展部牵头并积极参与国家能源局电力规划工作组的工作，推动全国电力需求预测、电力供应规模和布局、跨省和地区间电力流动等重大边界条件的确定工作。（3）方案比较电网公司应根据电网发展需要，结合实际运行中存在的问题，研究解决方案和措施。电网公司应加强电网规划仿真计算分析，夯实规划基础。电网企业需要对多个方案进行综合技术经济比选，给出28推荐方案，加强规划的科学性和权威性。•依托国家电网仿真中心电网规划仿真计算平台，形成全网统一的计算数据。已有电网使用实际测量值，规划电网使用典型参数。•根据电网的实际发展和运行情况，构建多种电网方案，并进行技术经济综合比较，推荐最优方案，确保其在技术上可行、经济上合理、可实施。•重大项目建设建议将作为全年运营模式部署的依据。•推进计划落地，确保生产运行部门全程参与，并对重大工程问题和建设方案提出建议。•电网规划不仅应分析电网的项目建设，还应分析电网投资能力与价格水平，与省级公司资产负债率、利润等经营指标挂钩。（4）报告编写电网发展规划报告是各级电网规划的指导性文件，是部署电网项目的依据，也是电网规划成果的最终体现。国家电网公司形成了总部、6个分区、27个省级电网的“三级”电网规划报告。各级规划报告包括一个总体报告、两个专题报告（电力供需分析专题、电网规划模拟计算专题），以及根据各省特点和问题开展的其他专题报告。报告内容应包括：电网发展评估、电力供需平衡分析、目标电网规划、电网建设重点、投资估算和效益评估、政策建议和保障措施。3.2.4输电规划关键因素对于高压输电（特别是高压直流输电）而言，资源配置的需求以及不同地区之间的互补互利功能极为重要。不同利益相关方（电源和电网、各省份、中央和地方）之间需要更多的沟通。对于这样的规划或存在争议，最终建设取决于多方博弈的结果和政府的态度。对于低压输电，确保电力系统运行的安全性、稳定性与供电的可靠性是规划重点。在这种情况下，规划方案更多依赖于物理层面的理论约束和实际需求，一般不会引起争议。项目建设的可行性一般取决于当地对供电可靠性的需求，以及电网公司的投资情况。3.2.5中国市场环境下输电规划展望规划过程中的中间步骤首先，要更加重视发电企业和电网企业投资电厂和电网的意愿。在市场环境下，某些电源和输电线路的建设不是由政府决定的。因此，一个可执行的规划方案应该考虑企业的意愿。其次，激励机制将成为规划中越来越重要的一部分。目前，输电规划一直关注具体的输电项目，最终的建设决定取决于政府的最高层决策。然而，未来的输电规划应该提供鼓励企业投资输电项目的相关建议。第三，市场运行模拟是必要的。需要对CBA流程进行调整，以便未来中国的专家和规划者能在市场运行模拟的基础上，考虑某些项目的盈利能力。度电运行小时数和输电利润应成为规划阶段的一部分。发电调度市场化程度提高时的变化为输送以某种比例混合的新能源发电和火电而设计的长距离输电线路将以不同的方式进行规划。29目前，中国正在规划一批长距离输电线路，将西部资源中心的能源输送到东部负荷中心。风能、太阳能等新能源通常与煤电结合考虑，以确保输电系统处于稳定运行状态。在市场环境下，发电组合可能与当前方法中的情况不同。规划者们应该重点为提供新能源的输电线路做好准备。此外，成本较低的电源位置将是输电规划的关键因素。为了满足未来可能建设的发电厂的要求，需要增加输电容量。因此，输电项目的规划过程将需要考虑各种电厂的位置并相应地将其进行排序。各省根据市场原则确定电价时的变化对于连接不同省份的输电线路，政府应采取更加谨慎的方法。由于各省电价都是根据市场原则制定的，不同省份的电价走势各不相同。因此，跨省输电线路的经济评价显得更加关键却又更充满挑战。有必要对各省的市场运行进行模拟，而不是按当前的做法计算固定电价差。304.欧洲输电系统规划4.1欧洲输电系统运营商网络（ENTSO-E）概述ENTSO-E旨在促进欧洲输电系统运营商（TSO）之间更紧密的合作，以支持欧盟能源政策的实施，实现欧洲能源和气候政策目标，这些目标正在改变电力系统的本质。ENTSO-E的主要目标是实现风电、太阳能等可再生能源的电力系统整合，完善内部能源市场，这对于达成欧盟可负担、可持续、供应安全的能源政策目标十分重要。ENTSO-E致力于成为与TSO和欧洲电网有关的所有技术、市场和政策问题的聚合点，协调电力系统用户、欧盟机构、监管机构和各国政府之间的关系。随着ENTSO-E的成立，欧洲的TSO被赋予了重要任务，并因此得以对欧洲电力市场及输电系统产生重大影响。ENTSO-E的一些关键数据如图4.1所示。ENTSO-E的主要任务之一是每两年出台一次全区范围内非约束性的十年电网发展计划（TYNDP）。该计划是实现欧洲能源目标的重要手段，包括确保欧洲电力供应安全、能源系统的可持续发展和可再生能源整合、通过市场整合为欧洲消费者提供可负担的能源等。作为一份范欧经济共同体的报告，TYNDP为实现欧洲的这些目标做出了贡献，并为欧洲电网发展提供了核心参考。除了在每两年出台欧盟范围的TYNDP，ENTSO-E还有如下任务：•提出电网规范；•确保全欧盟范围内的市场一体化；•为研发提供支持；•欧洲发电容量充裕度分析（5年/15年展望）•提供欧洲层面的综合性电网模型框架图4.1：ENTSO-E关键指标314.2ENTSO-E十年电网发展计划（TYNDP）概述如上所述，TSO规划的主要支柱是TYNDP，根据欧盟714/2009号法规而实施。虽然该计划没有法律约束力，但却是一份每两年发布一次的重要泛欧计划。最新计划TYNDP2018由一揽子文件1组成，包括以下内容：•一份描述欧洲未来情景的报告，这是构成TYNDP的基石。具体情景由包括监管机构在内的欧洲利益相关方合作制定。此外，相同的情景首次用于电力和天然气领域（ENTSO-G是天然气领域的TSO联盟，负责为欧洲天然气传输制定平行的TYNDP）。这意味着电力TYNDP和天然气TYNDP使用相同的数据来描述2025、2030和2040年的未来能源系统。•一份泛欧洲的“系统需求”报告，这是首次编制完成。报告描述了未来电力系统的需求，其重点是描述欧洲主要运输走廊新建或加强的输电容量。这些结果是基于2040年的长期泛欧市场和电网分析得出的。•其目的是将初始输电网（对应2020年电网）与2040年得到充分发展的电网进行比较，以说明电网适当发展的好处。•考虑区域层面系统及输电需求的投资计划。为便于规划，欧洲被分为6个区域。•2018年主体报告。该报告通过对一些具体项目的社会经济成本效益分析，重点关注输电系统的发展。大多数项目由TSO根据国家/地区规划及“系统需求”（见上文“系统需求”）中开展的工作进行选取。•除了TSO的项目提案外，TYNDP中也会考虑第三方项目（通常是商业投资者项目）。被纳入TYNDP的第三方项目必须符合与TSO项目相同的标准。•配合TYNDP2018主报告一起发布的分析报告。重点围绕对电力系统未来发展至关重要的关键区域性或欧洲整体性问题（例如电力系统的绿色转型）。4.3TYNDP结果-概述2018版的TYNDP计划描述了166个输电项目与15个储能项目，全部计划于2030年前投产。针对每一个项目，报告都在4种欧洲情景下进行了成本效益分析。2018版TYNDP总投资预测估计为1140亿欧元，这些项目将使发电成本每年节省250亿欧元。该计划还显示出批发电价的下降趋势，因为这些输电项目能使欧洲各地共享最廉价的发电资源。投资建设更多的电网连接项目是进一步实现可再生能源（风能和光伏）整合的先决条件。在2030年情景下，可再生能源占比将达到40-58%，电力系统的二氧化碳排放量将减少65-75%。此外，TYNDP中包含的项目还能够缓解现有系统瓶颈，从而有助于确保提升电力供应的安全性。TYNDP2018的主要成果如图4.2所示。1https://tyndp.entsoe.eu/tyndp2018/32图4.2：TYNDP2018成果概述4.4共同利益项目（PCI）欧盟委员会每两年更新一次对欧洲具有重要意义的项目清单，即所谓的“共同利益项目”（PCI）名单，最新版的名单于2019年11月发布。PCI项目能够更快获得欧盟委员会的许可与财政支持，相应也必须遵守有关透明度、利益相关方参与度的规定。4.5ENTSO-E规划过程概述ENTSO-E采用综合协调的输电网络规划方法，包含数据共享、情景构建、协调性市场建模与电网稳定性建模，综合考虑成本效益分析与利益相关方参与度等，旨在确保系统稳定性，保障电力供应，并以尽可能低的成本整合更多可再生能源。一般来说，ENTSO-E方法能够确保泛欧洲电网规划为欧洲共同利益而优化，并解决不同利害关系。该方法的一个要点在于从输电网络规划的角度意识到电网的使用最终由市场决定。该方法的主要过程包括情景构建、筛选与成本效益分析，如图4.3所示。第一步–构建多种未来情景分析能源格局的演变是确定欧洲输电基础设施需求的前提。一些2030/2040年前的政策目标已发布，33图4.3：ENTSO-ETYNDP规划过程但关于发电投资、需求演变、市场发展等问题的不确定性依然存在。TYNDP的情景构建就是为了限定这些不确定性，而并不是为了预测未来。利益相关方被强烈鼓励深度参与这些情景构建的过程。图4.4展示了TYNDP2018中的各类情景。TYNDP情景包括一个中短期的“最佳估计”情景（包括一个2025年燃煤/燃气优先顺序的敏感性分析），以及三种长期情景以反映日益增加的不确定性。所有情景都旨在到2030年前实现欧盟的碳减排目标。2020-2040年各情景下的减排路径如图4.4所示。图4.4：TYNDP2018情景34为了说明情景的细节与演变，对三种2030/2040情景的具体描述列举如下（详见ENTSO-ETYNDP2018情景报告）：•可持续转型情景（ST）：旨在推动电力部门使用天然气替代煤炭和褐煤，以实现快速、经济、可持续的二氧化碳减排。在重型运输和航运中，天然气也部分取代了石油的使用。与其他情景相比，该情景下供热与运输的电气化转型速度较慢。在这种情况下，欧盟需要在2040年通过推动技术的使用或变革实现快速发展，以实现欧盟目标（2050年二氧化碳减排80-95%）。•分布式发电情景（DG）：以产消者为核心，重点关注终端技术，代表一种去中心化的发展方式。智能技术和混合动力热泵等双燃料电器允许消费者根据市场情况更换能源。电动汽车渗透率达到最高水平，建筑领域大量应用光伏和储能电池。这些发展也推动了需求响应达到较高水平。使用本地原料的分布式系统也促进了生物甲烷气的强劲增长。•全球气候行动情景（GCA）：代表着全球全力推进低碳转型的情况。该情景重点关注电力部门大规模可再生能源，甚至核能的发展。住宅和商业供暖电气化深入发展使得该行业天然气需求稳步下降。交通运输业的减排主要依赖于电动汽车和天然气汽车的增长。能效措施影响着所有行业。“电制气”技术有望在该情景下得到迅猛发展。第二步–筛选基础设施扩建需求TYNDP通常会提供三到四种电力系统的发展情景，有些设定了很高的可再生能源目标，有些旨在设立进一步去中心化的电力系统，有些意图建立一个强有力的泛欧框架。基于这些情景，来自34个欧洲国家的41个TSO的专家们共同进行了规划研究。专家们使用共同的方法和工具，研究在不同情景下2030/2040年欧洲的电力潮流情况，从而了解各情景下的主要瓶颈，以及在跨境边界需要多少输电容量，以对这些潮流进行管理。筛选研究将选出一系列的基建项目，这只是整个TYNDP的一部分。另一部分项目来自符合欧盟委员会TYNDP标准的第三方投资者（非ENTSO-E成员）。项目清单在最终确定之前会先公示以公开征求公众意见。图4.5给出了TYNDP2018筛选分析结果的一个例子。这些结果是基于全欧洲的整体市场模型得出的。市场模型模拟了未来情景中的欧洲现货市场，迭代结果表明市场边界的输电容量将不断增加，相比于容量扩张所需的投资成本，具有最高社会经济效益的边界情况将被选取，以进行进一步评估。图4.5分别列出了在2020年初始电网情景下与2040年电网扩建后的计算结果。结果表明，电网扩建会降低发电的边际成本，减少可再生能源的弃电率，并减少二氧化碳排放。此外，期望缺供电量（EENS）也明显减少。第三步–项目评估TYNDP规划过程的最后一个阶段是项目评估。该阶段使用欧盟认可的方法评估项目的成本和效益。它不仅仅作为纯粹的经济性评估，也会考虑到项目对环境、欧洲的社会福利、供电安全等方面产生的影响。这些项目的成本效益评估的结果是TYNDP报告的核心。35图4.5：TYNDP2018筛选潜在项目案例TYNDP报告列出了每个基础设施项目的价值，会为决策者提供一份详实准确的输电基础设施项目分析作为其决策依据。TYNDP项目及其相关评估在欧盟委员会更新PCI项目清单的过程中也会用到。4.6ENTSO-E全系统成本效益分析（CBA）方法概述在TYNDP规划过程中，所有新的候选输电项目均根据由ENTSO-E制定的全系统成本效益方法（ENTSO-E电网开发项目成本效益分析指南）进行评估，并由欧盟委员会批准。评估因素包括图4.6中概述的各项类别。图4.6：成本效益评估类别，TYNDP201836成本效益评估的因素包括：•以MW表示的电网传输容量（GTC）。采用电网分析法进行估算。•电力供应安全是指期望缺供电量（EENS）或缺电时间期望（LOLE）。•社会经济福利（SEW）指生产者剩余、消费者剩余和阻塞成本的总和，包括二氧化碳和可再生能源整合的隐含货币化价值（例如因弃风减少而提高的可再生能源发电价值）。•CO2和可再生能源整合的货币化价值（例如因弃风减少而提高的可再生能源发电价值）。•损失指的是输电损失（全系统损失变化）。•成本是指项目成本以及项目导致的其他相关成本的变化（除损失外）。•技术弹性/系统安全性是指系统承受日益极端系统条件（特殊意外事件）的能力，是基于关键绩效指标（KPI）得分的半定量评估。•灵活性/鲁棒性是指拟议的强化项目应对未来多种可能的发展路径或情景的能力，是基于关键绩效指标（KPI）得分的半定量评估。评估框架如图4.7所示，图中还展示了市场与电网建模的各项指标。图4.7：“市场成本效益分析”与“电网成本效益指标”分别是市场与电网研究的直接结果，“项目成本”与“剩余影响”未经仿真直接得出。参考电网项目效益根据包含项目与否的仿真结果差异计算。评估的两种方法如下所示（详见图4.8）:37•逐一去掉法（TOOT），这种方法下，参考状态考虑未来可能的全部额外电网容量，被评估的项目从电网中依次删除（一次去掉一个），以评估潮流及其他指标的变化。•逐一加入法（PINT），这种方法下，参考状态设定为现有电网状态，被评估的项目被依次加入到电网中（一次加入一个），以评估潮流及其他指标的变化。参考案例的选择对单个项目的评估结果有重大影响，因此必须对其作出明确解释。这包括对电网初始状态（不包含任意待评估项目）的解释；随后建立参考电网，其中应包含最成熟的项目，也就是那些或是处在施工阶段，或是处在“许可”或“计划但尚未批准”阶段的项目，这些项目符合各国特定法规提出的相关要求，最有可能快速实现。“正在考虑”阶段的项目被视为不成熟项目，因此通常被排除在使用PINT法进行评估的参考电网中。图4.9展示了一种在边际扩张效益递减情况下的容量投资评估案例，这表明了TOOT和PINT会产生不同的结果。图4.8：TOOT与PINT方法的定义与参考电网方法一次加入一个(PINT)参考电网一次去掉一个(TOOT)图4.9：TOOT与PINT方法的跨境容量扩张评估TOOTPINTDeltaREFSEW38成本效益分析参数具体描述效益包括以下主要类别：B1.社会经济福利（SEW）社会经济福利（SEW）或市场整合是指项目缓解阻塞的能力。因此它提高输电容量，使增加商业交易成为可能，从而使电力市场能够以更经济有效的方式进行电力交易。BOX1:社会经济福利计算简述（B1）SEW计算准则社会经济福利（SEW）是多数欧洲项目的核心指标，以下简称B1。在欧洲TYNDP中，该指标往往是基础设施扩张的重要依据。B1是通过两种情况下的欧洲市场模型进行计算的：在市场模型中包含或剔除拟议项目。在模型中，欧洲日前市场在每一种情景下都被进行精确到一年中每一小时的模拟。原理如图4.10所示，该图显示了通过容量为“C”的输电线路连接两个报价区域（分区价格设计）时B1的增长。最优调度是将数量“C”从低价区运输到高价区，因此，如图所示，低价区的价格将上涨，而高价区的价格将下降，而由于输电阻塞限制，两个区域的最终价格会有所不同。该图展示了在两个价格区域内消费者剩余与生产者剩余的变化。剩余的净增长由图中深紫色三角形所示，浅紫色三角形是阻塞租金。图4.10：市场模型下两个市场区域之间的最佳潮流39图4.11进一步说明了该情况。该图说明了当区域间输电容量上升时两区域价格、阻塞租金与B1的增长（左图）。还说明了阻塞租金的变化（右图下方红线）与总交易收益（即SEW，右图上方黄线）。图4.11：拥塞租金、SEW与输电容量的对应关系来源：EaEnergyAnalyses该市场模型计算了在所有情景下全年每一小时所有价格区域的SEW总增长，包括加入某一项目后整个欧洲电力系统的阻塞租金的净增加总额。除了SEW的变化，该市场模型还能计算出二氧化碳以及可再生能源（风电和太阳能）弃电量的变化。B2：二氧化碳变化对由于二氧化碳排放变化而产生的额外社会效益代表了该项目导致的电力系统碳排放水平的变化。这是发电调度变化与释放可再生能源潜力的结果。欧盟确定的气候政策目标是在2030年之前将温室气体排放量较1990年水平减少至少40%。二氧化碳是主要温室气体，大多由电力部门产生，因此将其作为一个单独的指标来显示。假设未来欧盟ETS（排放交易计划）价格已经包含在B1中，因此该指标考虑了除此之外二氧化碳排放的额外社会成本。BOX2:二氧化碳变化计算简述（B2）B2:二氧化碳变化•计算二氧化碳变化带来的额外社会收益的方法；•B1中已计入了EUETS价格带来的二氧化碳价值；•B2=二氧化碳变化（二氧化碳社会成本ETS二氧化碳价格）40B3：可再生能源整合对可再生能源整合的贡献是指系统允许新可再生能源（RES）电力接入、释放现有及未来RES电力、减少可再生能源弃电。RES整合是欧盟目标之一。RES整合提高的货币价值已被计入B1。B4：社会福祉的变化社会福祉变化指的是二氧化碳变化与RES整合带来的、除去已被计入B1的经济影响之外的社会福祉的增加。B5：电网损耗变化输电网络中的网损变化是因项目引起的电力系统热损耗的补偿成本。它是能源效率的一个指标。B6：供应安全（SoS）满足需求能力的充裕性是指项目对电力系统提供充裕性以满足长期电力需求能力的影响。不同的气候因素对电力需求和可再生能源发电的影响被考虑在内。BOX3:SoS充裕度简述B6:SoS充裕度•进行随机模型下的蒙特卡洛模拟•分别在有无该项目的情况下计算EENS（期望缺供电量）•收益=EENS变化VOLL（失负荷价值）•该值的上限取决于增加峰荷机组对应成本的合理性检查•最低值被选取B7：供应安全——系统灵活性系统灵活性指项目对电力系统快速响应能力的影响，以适应非可调度电源高渗透水平下需求侧的深远变化。B8：供应安全——系统稳定性系统稳定性指项目对系统提供安全稳定电力的能力的影响。剩余影响定义如下：S1.剩余环境影响指通过初步研究评估的（剩余）项目影响，旨在衡量项目相关的环境敏感性。S2.剩余社会影响是指通过初步研究评估的（剩余）项目对受项目影响的（当地）人口的影响，旨在衡量与项目相关的社会敏感性。S3.其他影响提供了一个衡量项目相关其他所有影响的指标。成本的定义如下:C1.资本支出（CAPEX）。这一指标报告了项目的资本支出，包括获取许可、可行性研究、取得道路通行权、场地、准备工作、设计、拆卸、设备采购和安装等费用。资本支出通过类比估算（基于此前类似项目的信息）和参数估算（基于类似项目的公开成本信息）确定。41C2.运维支出（OPEX）。这些费用与项目运营和维护成本有关。所有项目的运营支出的计算必须基于该研究当年的实际成本（例如TYNDP2018中的相关成本应为2018年当年水平）。Box4是TYNDP2018中的一个例子，展示了挪威-英国1400MW输电项目建设后SEW、RES整合与二氧化碳的变化情况。BOX4:TYNDP2018案例挪威-英国1400MW输电项目DeltaSEW（百万欧元/年）2025最佳估计情景2030可持续转型情景2030分布式发电情景2030Euco情景DeltaRES整合(GWh/年)2025最佳估计情景2030可持续转型情景2030分布式发电情景2030Euco情景Delta二氧化碳（千吨/年）2025最佳估计情景2030可持续转型情景2030分布式发电情景2030Euco情景Euco是欧盟委员会开发的一个情景。425.情景设定5.1概述第5.2节和第5.3节描述了中国未来的情景。第5.2节列出了SGERI情景，第5.3节概述了ERI/CNREC情景。在2020年3月17日至19日举行的项目启动会议上，决定在本研究中应用SGERI情景和ERI/CNREC情景，用于为中国输电规划演示ENTSO-E方法。SGERI情景设想应该分别应用于SGERI模型和ERI/CNREC模型中的ERI/CNREC情景。然而后来得出的结论是SGERI的模型由于分辨率太低（基于区域而不是省份的模拟）无法应用。因此决定只使用ERI/CNREC的模型和情景进行筛选和CBA模拟。但为了完整起见，本章（第5.2节）也描述了SGERI的情景。5.2SGERI情景本节旨在通过设定不同的能源转型情景来描述中国未来的能源发展路径。考虑到中国的国家能源安全战略和全球碳减排目标，中国的能源转型不仅需要大规模开发和利用清洁能源，同时还要增加电力在终端能源消耗中的比重。为了建立以电为中心的现代能源系统，需要通过“提高电气化率”和“发电端的减碳脱碳”进入“再电气化”的能源发展新阶段。鉴于“加速电气化+新一代电力系统”将成为向清洁低碳能源未来转型的重要动力，此情景设定将基于高质量经济增长和现代能源转型及发展。随着能源效率的提高和能源结构的调整，该情景设定将通过电气化和清洁能源发展来描述电力在中国能源转型过程中的作用和影响，并构建未来的发展情景。本节设置了两种具有代表性的转型情景：常规转型情景和加速电气化情景。在常规转型情景下，各项过渡措施的实施相对均衡，而在加速电气化情景下，电气化水平增长更快，清洁能源发展规模更大。常规转型情景常规技术的能源效率提升相对缓慢，电气化率增长稳定。天然气消费迅速增加，煤炭消费减少，石油消费则保持相对稳定。终端能源消费结构持续改善，终端能源效率不断提高。新能源在终端能源消费中的占比将越来越大，电力系统逐步形成“源-网-荷-储”协调发展的均衡局面。加速电气化情景常规技术的能源效率提升逐年放缓，而诸如电锅炉、电窑、热泵、智能家居和电动汽车等电气化技术的应用范围将显著扩大。最终，整个社会的电气化水平将迅速提高，加速终端能源消费中对煤炭和石油的替代。此外，终端能源消费结构也将快速改善，促使终端能效持续而快速地提升。加速电气化情景下，天然气消费的增长要低于常规转型情景。新能源发展迅速，电网的智能化发展和调控能力在此情景中将取得进一步的改善，推动了电力系统朝着更大、更协调的“源-网-荷-储”一体化方向发展。43常规转型情景和加速电气化情景中根据经济和社会发展标准确定的最终用能的有效需求大体一致。终端能源需求的差异主要体现在终端能源消费技术带来的能源效率的差距上。例如，对于同一通勤路线是选择传统燃料汽车还是电动汽车；是否选择燃煤供热、燃气供热或热泵来满足相同的供热需求，是冶炼矿石或加工再生金属来来生产相同数量的钢和铝。在加速电气化情境下，“共享出行”对未来的破坏性影响可能会在2030年后释放出运输部门终端用能更大的有效需求，同时在一定程度上减少钢铁、铜和铝等上游产品的生产能耗。两个情景中的关键设定和主要参数差异如表5.1所示。表5.1：主要情景参数设置加速电气化情景常规转型情景经济环境从国际形势上看，全球贸易自由化遭遇到了挫折。中美贸易摩擦在一定程度上影响了中国的经济发展。从国内环境看，社会经济形势稳定，经济增长逐步放缓，经济结构向着优化的方向不断调整，增长动能由传统制造业向第三产业和高端制造业转移。在“十四五”和“十五五”期间，国内生产总值预计分别以5.5%和5.0%的速度增长。2030-2040年和2040-2050年，国内生产总值增长率预计分别为4.2%和3.2%。中国人口增长呈现放缓的趋势。到2050年，人口总量将达到14亿。2电气化水平各能源消费领域的电气化水平将逐步提高。不同领域的电气化水平将普遍高于常规转型情例如，2020年、2035年和2050年电炉炼景。例如，2020年、2035年和2050年电炉炼钢在钢铁工业中的比重将分别达到10%、钢在钢铁工业中的比重将分别达到15%、35%20%和32%。2020年、2035年和2050年和54%。2020年、2035年和2050年的电动汽的电动汽车数量将分别达到400万辆、车数量将分别达到500万辆、1.4亿辆和3.5亿9200万辆和2.4亿辆。同时，小部分城市辆。城市短途货运也将实现电气化。短途货运服务也将实现电气化。终端能源结构按照“宜电则电，宜气则气，宜煤则煤”考虑到供应限制，天然气对燃煤和燃料的替代的原则，稳步推进电力替代，天然气用量量将低于常规转型情景，电能替代比例大大提略有提高，逐步替代煤炭和燃料，氢能应高，氢能应用普及较为乐观。用有一定的空间。2参考国家信息中心预测数据。44终端能源效率2020年主要工业产品能效将达到或接近国在常规转型情景对终端能源效率设定的基础际先进水平，到2035年中国将迈入全球能上，将设定更高的再生金属冶炼、热泵技术等效领先的行列。2020年单位国内生产总值高效技术的推广应用。电气化的广度、深度和能耗比2015年下降15%，2030年达到全速度将高于常规转型情景，这将显著提高能源球平均水平。终端能源消费强度下降速度效率。将逐步放缓，用天然气和电力替代燃煤、燃油带来了更高的能源效率。2035年和2050年陆上风电装机成本将分别2035年和2050年陆上风电装机成本将分别降降至5000元/kW和4700元/kW。至4500元/kW和4000元/kW。2035年和2050年海上风电装机成本将分别2035年和2050年海上风电装机成本将分别降新能源发电降至10000元/kW和8600元/kW。至9000元/kW和7400元/kW。成本32035年和2050年光伏发电装机成本将分别2035年和2050年光伏发电装机成本将分别降降至2800元/kW和2300元/kW。至2300元/kW和1900元/kW。2035年和2050年光热发电装机成本将分别2035年和2050年光热发电装机成本将分别降降至9700元/kW和4500元/kW至7600元/kW和3200元/kW。碳排放成本从2020年的20元/吨逐步提高到2050年从2020年的30元/吨逐步提高到2050年的的200元/吨。300元/吨。2035年和2050年，热电联产机组调峰深度2035年和2050年，热电联产机组调峰深度将煤电灵活性变化将分别达到30%和40%。分别达到40%和50%。2035年和2050年，非热电联产机组调峰深2035年和2050年，非热电联产机组调峰深度度将分别达到60%和70%。将分别达到70%和80%。跨区输电参输电容量的50%输电容量的80%与调峰需求响应潜力2035年和2050年分别为最大负荷的6%-8%2035年和2050年分别为最大负荷的7%-9%和和10%-12%。15%-18%。储能成本42035年和2050年的固定投资成本将分别降2035年和2050年的固定投资成本将分别降至至3000元/kW和2000元/kW。2000元/kW和1000元/kW。3年度成本预测曲线参考国际能源署、国际可再生能源署、彭博新能源财经等国际权威机构的预测。由于篇幅所限，仅显示关键年份的值和全国平均值，并且未列出每个区域的具体差异。报告和模型中的所有价格均基于当前价格水平，不考虑货币价值变化。4年度成本预测曲线参考国际能源署、彭博新能源财经、中国储能联盟等国内外权威机构的预测。由于篇幅所限，仅显示关键年份的值。455.3ERI/CNREC情景《2019年中国可再生能源展望》分析了不同情景下可再生能源在中国能源系统中的使用。这些情景为可再生能源的长期发展提供了清晰一致的愿景，可以作为短期决策的基础。ERI/CNREC的展望研究共分为两个情景：既定政策情景表示全面且坚定落实既有的能源政策；而低于2摄氏度情景则显示了中国为履行《巴黎协定》承诺、实现生态文明宏伟愿景的路径。情景设定采用自下而上的方式对能源系统和终端用能部门进行了建模。宏观经济指标、人口和能源系统的建设目标和限制条件被用作模型输入，以引导系统朝着期望的方向发展，并确保实现能源系统的各项发展目标。在满足这些约束的前提下，电力部门模型以整体成本最小化为目标，确保能源系统转型具有成本效益。情景的设定旨在实现以下目标：•提供清晰的长期愿景。将展示这一愿景下的能源系统构成以及背后的驱动因素。•明确当前形势、市场趋势和政策方向，并在此基础上对未来进行预测。•通过结合预测和愿景形成完整的能源系统情景。5.3.1两个主要情景既定政策情景展示了全面落实既有能源政策后的能源系统这一情景假设全面且坚定落实“十三五”规划和党的十九大报告中所述的能源部门职能以及相关政策。核心是努力建设清洁、低碳、安全和高效的能源供应。该情景还全面考虑了能源相关的各项政策影响，包括国家自主贡献中提到的2030年前实现碳达峰的气候目标、打赢蓝天保卫战计划、能源生产和消费革命战略，以及国家碳排放交易计划。通过对政策趋势进行推断，确定长期政策驱动因素。低于2℃情景展示了中国如何为生态文明建设能源系统低于2℃情景展示了中国实现生态文明宏伟愿景和履行《巴黎协定》各项条款的路径。主要驱动因素是通过以可再生能源、电气化和部门转型为核心的战略，实现能源相关二氧化碳排放量的硬性目标。该情景下2018-2050年能源相关二氧化碳排放总量设定为2亿吨。5.3.2重要假设宏观经济与人口从现在起到2035年的未来16年，中国将处于工业化和城市化的中后期，它将拥有世界上最大的制造业、服务业、城市群和中高收入群体，其经济增长方式正在发生重大变化。2035年后，中国将开始向着高收入现代化国家迈进，到2050年人均国内生产总值将达到4万美元左右。表5.2：与宏观经济和人口有关的假设既定政策情景低于2℃情景人口人口将在未来十年内继续增长，之后开始下降。到2050年，人口将达到13.8亿左右。经济发展经济规模将从2018年的90万亿元增长到2050年的380万亿元。城镇化率中国的城市化进程将继续作为一个重要因素。根据国家统计局的数据，中国的城镇化率将从2018年的59.6%上升到2030年的70%。ERI预计到2050年城镇化率将达到78%。46能源总量与结构建立绿色、低碳、安全、高效的现代能源体系是中国未来的发展方向。下面是中国现有的中长期能源发展目标以及为实现上述目标所做的假设。表5.3：与能源部门相关的假设低于2℃情景既定政策情景一次能源消费限额控制一次能源消费增长。根据“十三五”规划，到2020年，一次能源消费应保持在50亿吨标煤当量以下。按照能源生产和消费革命战略，到2030年，一次能源消费量应控制在60亿吨标煤以下。《2050年远景展望》指出，一次能源消费在2030年之后至2050年应趋于稳定。煤炭消费限额根据“十三五”规划，2020年煤炭消费在一次能源消费中的占比应在58%以下。根能源自给率据ERI对环境可持续能源系统的分析，预测情景中将到2050年的煤炭消费限额设定能源强度在10亿吨（7140亿吨标煤）。能源供应多样化，大幅降低对进口燃料的依赖。“十三五”规划确定了2020年能源消费强度比2015年降低15%的目标。预测情景假设能源强度相对于2018年（基准年）将降低85%。非化石能源占一次能“十三五”规划确定了非化石能源占一次能源的比重要在2020年达到15%，到2030源比重年达到20%的目标。《能源生产和消费革命战略》进一步指出，到2050年，50%以上的一次能源供应应来自非化石能源。然而，为了实现减排目标，成功建设生态文明社会，到2050年，非化石能源必须至少占到一次能源供应的三分之二。天然气目标“十三五”规划提出了到2020年将天然气在一次能源供应中的比重提高到10%的目电气化率标。《能源生产和消费革命战略》设定了到2030年天然气占能源结构15%的目标。在两种情景下，天然气在短期内都将进一步扩张，但在2040年达到峰值，随后回落，由非化石能源替代。由于情景中一次能源消费的差异，天然气消费的绝对水平有所不同，因此对每个情景都设定了边界条件。2040年的峰值在630-650bcm之间2040年的峰值在580-600bcm之间“十三五”规划设定了到2020年电气化率达到27%的目标。作为能源转型战略的核心支柱，电气化水平应大幅提高。>50%>60%47环境和资源潜力能源转型要考虑生态环境保护、资源条件，还要考虑二氧化碳减排国际承诺。中国煤炭资源丰富，但油气供应可能未来长期内还要依赖国内和国际资源。未来，水电、风电、太阳能、生物质能等可再生能源有待进一步开发。表5.4：环境和资源潜力相关假设既定政策情景低于2℃情景碳排放中国在国家发展改革委员会和其他政策文件中的根据政府间气候变化专门委员会（IPCC）数据库限制官方减排目标是：到2020年和2030年，碳强度模拟结果，可以采用将温度提升控制在2℃以内分别较2005年降低40%-45%和60%-65%。的66%置信区间，设定碳排放限值。2018-2050年累计排放量需控制在2000亿吨以下，2050年排放量需控制在25亿吨以下。出于安全考虑，只在沿海地区建立核电站，因此核电的远期容量为100-110GW（2021年容量为47.5GW）。中国水电十分发达，未来规划的水电剩余资源开发主要集中在四川、云南、西藏和青海。到2050年，资源潜力水力发电容量将达到530GW。对不同省份风电和太阳能光伏发电的技术和经济可行资源潜力进行了建模。陆上风电的总潜力为4900GW，其中不到2000GW可采用分布式开发。海上风电的潜力为217GW（主要考虑近海风电）。集中式光伏发电的资源潜力为2537GW；而对于不同类型的分布式光伏（包括BIPV和屋顶光伏等），其资源潜力为1633GW。终端用能部门的发展能源转型始于用能方式的转变。两类情景下指导终端能源消费发展的主要指标如下所示。表5.5：终端用能部门主要指标既定政策情景低于2℃情景淘汰过剩产能：到2050年，钢铁产量下降27%，水泥产量下降50%。工业资源回收：2050年废钢占比达到50%，2050到2050年，废钢占比达到65%；到2050年，再生铝年再生铝占比达到45%。的占比达到58%。2035年，私人汽车的人均拥有量增长60%，到2050年增长120%。2050年前引入轻型内燃机乘用车禁令。2035年前引入轻型内燃机乘用车禁令。到2050年，非公路客运周转量增长30%。到2050年，铁路和航空客运分别增长200%和180%。到2035年，货运周转量较2018年增长80%，到2050年增长115%。到2050年，公路、铁路和海上交通货运的比例从目前的48%、20%、32%上升到32%、30%、38%。运输到2035年，轻型卡车中新能源汽车（NEV）到2035年，轻型卡车中新能源汽车市场份额将达到市24%场。份额将达到12%，到2050年将达到67%，到2050年达到100%。到2035年，中型及重型卡车中新能源汽到2035年，中型及重型卡车中新能源汽车市场份额将车20%市。场份额将达到12%，到2050年达到达到42%，2050年将达到75%。482035年前总建筑面积增加48%，到2050年增加70%。城市住宅、农村住宅和商业建筑的比例由目前的41%、34%、25%上升到55%、17%、28%。到2035年IDC建筑面积增加5倍，到2050年增加9倍。建筑到2035年城市住宅采暖强度降低15-35%，农村住宅采暖强度降低30-50%。2035年所有地区城镇住宅供热服务饱和率达到100%。到2035年城市住宅和农村住宅的制冷强度分别提高15-35%和28%。2035年，所有地区城市住宅建筑制冷服务饱和度达到100%。电力行业发展两种情景均假定能源转型的基础必须是发展非化石能源和可再生能源，这主要通过电力部门来实施。支持这一情景战略的关键指标如下所示。表5.6：电力部门假设既定政策情景低于2℃情景非化石能源发电在发电结构中，根据《能源生产和消费革命战略》中设定的指导方针，两种情景均将2030比例年前将非化石能源发电量的最低目标设定在50%。考虑到安全问题，只考虑沿海地区的核电厂选址，因此核电的远期容量为100-110GW（2021年容量为47.5GW）。能源资源潜力和中国水电十分发达，未来规划的水电剩余资源开发主要集中在四川、云南、西藏和青海。长期目标到2050年，水力发电容量将达到530GW。对不同省份风电和太阳能光伏发电的技术和经济可行资源潜力进行了建模。陆上风电的总潜力为4900GW，其中不到2000GW可采用分布式开发。海上风电的潜力为217GW（主要考虑近海风电）。集中式光伏发电的资源潜力为2537GW；而对于不同类型的分布式光伏（包括BIPV和屋顶光伏等），其资源潜力为1633GW。可再生能源补贴到2020年，风电已经可与燃煤发电竞争，太阳能发电也已经可以平价上网。此外，分布式太阳能也应可以平价上网。碳价到2030年，电力行业二氧化碳价格从到2030年，电力行业二氧化碳排放成本将提高到2020年的50元/吨上涨到100元/吨。160-180元/吨，到2040年将提高到200元/吨左右。发电成本太阳能和风能的发电成本迅速下降，使风能和太阳能更具竞争力。受燃料成本、排放定价和满负荷运行时间减少影响，化石能源发电成本增加。因此，短期内可再生能源的开发成本可能比燃煤发电更低。随着能源成本和并网成本的进一步下降，整个系统的成本基础上的转型规模将加速。2035年和2050年陆上风电的初始投资成本（含机组、建设、税金等）分别降至6200元/kW和5950元/kW。2035年和2050年海上风电成本降至8900元/千瓦和7800元/千瓦或更低。2035年和2050年，集中式光伏发电成本分别降至2870元/千瓦和2460元/千瓦。到2020年电力需求达到6800TWh，到2020年电力需求达到7000TWh，2035年达到电力需求和电气2035年达到9000TWh，2050年达11400TWh，2050年达到14000TWh，届时电气化化到46%11。700TWh，届时电气化率将达到率将达到63%。49需求响应预计到2030年，需求响应技术将得到广泛应用。到2030年，工业需求响应最高到2030年工业需求响应最高可提供41GW的灵活可提供8GW的灵活性，到2050将增加性，到2050年将增加到69GW。到14GW。此外，铝冶炼厂在2025年提供5GW的灵活性容量，到2035年和2050年分别下降到4GW和3GW。到2030年，100%的电动汽车都可以进行智能充电。从2030年开始引入V2G，到2050年，50%的电动汽车可在需要时向电网提供电力。将引入发电权，例如根据市场参与者和发电资产之间的公平分配原则授予发电商权利。按技术类型设计的满负荷运行小时数将逐步取消，取而代之的是以经济效益排序为基础的经济调度。运作良好的电力跨省输电调度最初采用设置白天和夜间的恒定潮流。通过调动地区间的灵活性，这种固定现货市场的调度将得到进一步释放，实现更大规模的平衡。省级现货市场已于2020年引入。第一个跨省统一电力市场将在2022年出现。2035年形成以区域电网为基础的区域电力市场。2040年形成全国统一市场。表5.7：典型新兴技术的投资成本下降情况风电光伏年元/千瓦化学储能投资陆上分布式海上集中式分布式2020690014582501500036003420运维6500投资成本为1.5元/Wh，循环寿命14215429068.4为4000次。投资6200202513985.55950运维13577001280033003135投资成本为1.2元/Wh，“分布式投资15028567.2+储能”的成本具有商业竞争力。203584.5运维7250890028702640投资成本为1元/Wh。循环寿命超投资205014427765.587.8过10000次。运维6830780024602265投资成本为0.5元/Wh。为电网提14027063.788.3供灵活性的应用具有成本竞争力。50图5.1：立区域现货电力市场的时间表除了调度现有资源外，还对新的灵活性来源做出了更多的假设。两种情景下的预测都假设市场信号能够使终端用户参与电力平衡市场，包括：•需求侧的灵活性，如减少空调负荷或改变工业流程。•电动汽车智能充电能够在系统边际成本低、市场价格相对较低的时段充电，相应地避开市场价格高的时段。5.3.3主要结果随着低碳能源替代煤炭，一次能源消费结构呈现多样化到2035年，在既定政策下，煤炭对一次能源消费的贡献减少了51%，在低于2℃的情景下减少了62%。到2050年，既定政策情景下的煤炭消费量将较2018年水平进一步降低73%，而低于2℃的情景将总计降低82%。因此，煤炭占一次能源供应结构中的占比（2018年约占61%），在既定政策和低于2℃的情景下到2035年将分别降至30%/23%，到2050年将分别降至16%/11%。这些份额是根据物理能量含量法计算的。图5.2：2035年和2050年一次能源消费与2018年的比较（百万吨标煤Mtce）51采用物理能量含量法，到2035年，在既定政策情景下，非化石能源消费份额将扩大至32%，在低于2℃的情景下，非化石能源消费份额将增至42%。采用中国国内能源统计和政策目标中常用的一次能源核算煤炭替代法，2035年两种情景下非化石能源消费比重分别为47%和59%。因此，到2035年，非化石能源占比将远远超过到2030年20%的官方政策目标。这说明2030年的目标明显需要提高。终端能源消费稳定在目前水平能源节约加上经济结构调整，使2050年终端能源消费总量与2018年水持平，约为31.6亿吨标煤/年。到2035年，终端能源消费在既定政策情景下增加约10%，达到约34.6亿吨标煤/年，在低于2℃的情景下达到约33.5亿吨标煤/年，然后恢复到之前的水平（低于2℃的情况下略低于之前的水平）。图5.3：2035年和2050年终端能源消费与2018年的比较（Mtce）能源转型能够通过强调经济结构调整、提高设备和生产措施的能源效率，可以在终端能源消费类似的水平下实现经济扩张目标，以及从直接使用和燃烧化石燃料转向使用电力。随着内部结构的变化，中国将继续保持经济增长，同时能源需求将下降，最终将实现一个更加平衡的能源结构。未来的能源增长将集中在交通和建筑部门（包括住宅和商业）。工业、交通运输和建筑业的终端能源需求占比将从目前的54%:14%:25%到2035年变为44%:18%:34%，到2050年变为41%:26%:38%。工业能源消费的持续下降得益于正在进行的工业升级改造，有效控制了当前的高耗能和高污染活动，彻底提高了能源效率。交通运输的广泛电气化抵消了汽车保有量增长带来的增量能源需求，并将其控制在一个较小的范围内。由于持续的经济增长、城镇化和人们对室内舒适度的预期提高，预计建筑领域的能源需求将强劲增长。电气化扩大了脱碳电力的应用范围国际能源署在《2018年世界能源展望》5中指出，“发展中经济体的电力需求将翻一番，将把更清洁、普遍可及和负担得起的电力置于经济发展和减排战略的中心位置。”由于可再生能源电源的成本降低，电能成为一种越来越经济有效的能源载体，从而成为替代化石燃料直接消费的一种手段。5国际能源署"WorldEnergyOutlook."Paris(2018).https://webstore.iea.org/world-energy-outlook-201852到2035年，在既定情景和低于2℃情景下，电气化率将从2018年的约26%分别增加到43%和48%6。到2050年，两种情境下电气化率将进一步扩大至54%和66%。图5.4：交通、工业和建筑电气化发展到2050年，在低于2℃的情景下，交通部门的电气化率将从2018年的2%上升到39%；工业部门的电气化率将从28%增加到51%；建筑部门则将从30%增加到58%。非化石电源的扩张促进电力领域脱碳到2035年，在既定政策情景下，非化石电源在电力供应中的份额将翻一番多，从2018年的约31%增至64%。低于2℃的情景下，到2035年，非化石能源供电占比将达到78%。到2050年，在既定政策情景和低于2℃的情景下，非化石能源供电占比将分别达到86%和91%。这两条路径的前提都是坚定地执行关键政策，包括正在进行的电力市场改革，以确保可再生能源电力有一个公平竞争环境。这涉及化石燃料将承担越来越多的社会排放成本，例如通过进一步发展当前正在部署的排放交易系统。风能和太阳能发电在转型中占据主要位置。到2035年，在既定政策情景下，42%的电力供应来自风能和太阳能，低于2℃的情景下将进一步提高至58%；到2050年，在既定政策和低于2℃情景下，风能和太阳能发电量占比将分别达到63%和73%。风电和太阳能发电的成本是确保能源转型经济可行的关键驱动力，但成功的系统整合才是关键。风能和太阳能大规模扩张的主要驱动力是其电力供应的成本竞争力。尽管目前风电和太阳能发电在很大程度上仍比煤电贵，但成本下降有望结束这一局面。在十四五期间，风电和太阳能发电成本将与煤电持平，此后将下降至更低水平。这对能源转型的规划至关重要，因为脱碳、清洁空气政策和未来摆脱对化石燃料依赖的政治愿望都有赖于此。中长期来看，新建煤电竞争力明显下降。随着可再生能源渗透率的增加，煤电的作用从提供基荷电力供应转变为为电力系统提供支持。6电气化率定义为发电量/终端能源消费量（包括厂用电）53图5.5：在既定政策情景（上图）和低于2℃情景（下图）下，到2050年各类电源发电量1600020252030203520402045100%1400090%1200080%1000070%60%800050%600040%400030%200020%10%00%2018202020501600020252030203520402045100%1400090%1200080%1000070%60%800050%600040%400030%200020%10%00%201820202050图5.6：既定政策情景下新建煤电、风电和太阳能发电（集中式）的平准化发电成本（LCOE），包括的价值调整（系统成本）和平均运行小时数注：对于2018年，计算中使用了该技术的平均满负荷运行小时数（FLH）；对于2035年和2050年，使用了既定政策情景中各技术的平均FLH。系统成本反映了特定技术的平均系统发电价值与该年既定政策情景下所有技术的平均值之间的差异。在市场环境下，这反映了技术相对于平均价格可以获得的更高（或更低）能源价格。两个关键因素决定了这一点，即发电时间、地点以及系统需求。54有成本效益的系统整合是能源转型的核心挑战可变可再生电力提供了最低的电力成本，并成为了取代其他低成本化石能源消费集中式电源选择之一。通过对所有可用且有成本效益的资源的充分利用，使两种情景下的转型都具有成本效益。这包括了发电侧和用电侧的大量技术信息获取，以及充分调动各类灵活性电源，包括储能、V2G、工业负荷转移和电动汽车智能充电，以适应高比例可再生能源发电而引起的电力系统波动。该系统将包括新技术以及火电厂的灵活性改造和设计，利用水电站的灵活性，同时扩大和有效利用输电网。图5.7：2050年中国冬季发电（上图）和电力消费（下图）情况（低于2℃情景）55跨省输电线路扩展和灵活运行对于高比例可再生能源发电的整合至关重要跨省电网扩展对于为系统提供稳定和平衡支持至关重要，尤其是当电网需要整合高比例可变可再生能源时。在该模型中，为了有效地传输电力，保证系统安全，按照成本最小化原则规划输电网扩建。短期内假设目前计划或在建的所有线路都将完工。2020年后，为了支持电力需求增长和整合更多的可再生能源，将增加新线路。从2020年到2050年，不同地区内部的跨省电网总容量在既定政策情景下将从361GW增加到682GW，增长89%；在低于2℃情景下将增加到781GW，增长116%。跨区电网容量和输电量的趋势与区域内的情况类似，增长更为迅猛。在低于2℃情景下，跨区电网容量从2020年的411GW扩大到2025年的506GW，增长23%；在既定政策情景下，相应的增长较为平稳，达到16%。此后，容量扩展将加速。与2020年相比，2050年的总容量规模在低于2℃的情景下和在既定政策情景下均增加了一倍多。图5.8：2020年跨区输电情况图5.9：2050年跨区输电情况566.模型6.1中国和欧盟的能源系统模型介绍概述有关能源系统的决策需要建立在强大可靠的分析和建模的基础上。能源系统模型是在考虑社会经济行为和物理约束的情况下，模拟能源如何产生、转化和被消费的计算数学模型。通过这些模型可以洞察一系列问题，包括能源供需、气候变化减缓途径以及能源、环境和经济政策的影响。能源系统的建模非常困难，主要在于能源系统组成部分极其复杂，而且各部门之间以及消费者和生产者的行为之间存在着广泛的经济联系。近年来，可变可再生能源、分布式能源、电气化和灵活性需求的发展使建模工作面临更多挑战。关于政治决策、经济激励和社会行为的假设可能对结果产生很大的影响，但却很难预测，特别是对于长期预测而言。这些不确定性通常通过设定不同的未来情景进行处理，这些情景构成了建模工作的基础。中国能源系统模型在过去的三十年里，中国发展了各种各样的经济模型，但针对能源系统的复杂模型相对较少，而且是最近才出现的。中国可再生能源展望2018（CNREC,2018）7中描述了这一发展。中国最早的能源系统模型是在20世纪80年代开发的，大多是简单的模型，旨在对能源需求进行预测。直到上世纪90年代，中国才开始开发更先进的能源系统模型。例如：1997年，国务院发展研究院与经合组织发展中心合作，开发了中国第一个可计算一般均衡（CGE）模型。1999年，中国社会科学院数量与技术经济研究所与莫纳什大学也合作开发了CGE模型，国家计委能源研究所开始与日本环境研究所合作，基于亚太一体化模式构建中国综合政策评估模型（IPAC）。21世纪初，中国的模型研究开始蓬勃发展。2001年，清华大学的一个研究小组开发了MARKAL-China模型，并将其应用于包括北京和上海在内的多个地区的能源系统规划中。2004年，同一清华团队将自上而下的宏观模型与自下而上的MARKAL模型相结合，创建了一个用于研究碳减排战略及其对能源系统影响的MARCAL-MACRO中国模型。此外，上海财经大学还建立了一个能源经济环境模型，用于分析上海工业部门的“绿色GDP”。7CNREC.(2018).中国可再生能源展望.57表6.1总结了目前用于分析中国能源系统的最重要的能源系统模型（CNREC，2018）。该表并不是一个全面的清单；中国的许多模型，如中国电力科学研究院和国家电网经济技术研究院使用的模型，都是高度机密的，没有公开的文件或研究报告。此外，还有其他一些模型在学术环境中使用，但尚未广泛应用于决策。表6.1：中国目前使用的重要能源系统模型模型全名类型地理分辨率规划范围主要用户MRIO多区域投入产出模型自上而下的输入区域短期中国科学院/输出EPPEI规划模型EPPEI发电规划模型自下而上优化国家中长期电力规划设计总院EPS能源政策解决方案/系统动力国家长期国家气候变化战略与模拟器国际合作中心IPAC-ERI综合政策评估模型混合国家、地区、长期国家发改委能源研究省所CRAME（CGE、中国可再生能源分析混合国家长期发改委能源研究所/LEAP、EDO）模型可再生能源中心CGE-NCEPU可计算一般均衡模型自上而下的CGE国家短期华北电力大学GCAM-中国全球综合评估模型市场均衡国家长期太平洋西北国家实验MSCGE室多部门可计算发电平自上而下的CGE国家中期国务院发展研究中心衡模型GESP发电系统规划模型自下而上优化国家、地区中长期国网能源研究院DCGE-SIC动态可计算一般均衡自上而下的CGE省短期国家信息中心中国-TIMES模型MARKAL-中国MARKAL-EFOM自下而上优化国家长期清华大学MACRO中国系统集成模型市场配置模型与宏观混合国家长期清华大学经济模型清华-MARKAL市场配置模型自下而上优化区域长期清华大学太阳能和风能与输电中长期加州大学伯克利分校，石溪大学SWITCH-中国和传统能源相结合-自下而上优化国家中国MESSAGE能源供应战略选择及自下而上优化国家长期中国科学院大学其一般环境影响模型58欧盟能源系统模型欧洲有许多模型。对这些模型及其范围进行全面概述是一项艰巨的任务，这使得模型比较工作耗费大量资源。自从第一批关于概述和分类并尝试比较能源系统模型面世以来，如(Huntington,H.G,1982)8，多年来，该领域有许多研究采用不同的方法来完成这项任务。随着EMP-E：欧洲能源建模平台的形成，一种描述和分类欧盟能源系统模型的重要方法正在形成。EMP-E是建模者和决策者之间合作的平台。2017年，这个平台上举行了第一次会议，作为欧盟研究和创新框架计划地平线2020的一部分。EMP-E旨在为欧洲能源情景项目提供一份经同行评议的模型和政策见解摘要。2017年的EMP-E会议吸引了90名与会者参加，对47种不同的能源系统模型进行了描述和分类（Müller、Gardumi和Hülk，2017年）。结果如图6.1所示，其中还显示了模型名称和主要用户/开发者（研究机构/大学）。图6.1：EMP-E模型矩阵（蓝色-欧盟、绿色-国家、红色-区域、黄色-其他）(Müller,Gardumi,&Hülk,2017)[Müller,B.,Gardumi,F.,&Hülk,L.(2017).9模型按三个维度进行分类：1）技术丰富性；2）范围和混合性（从单一部门分析到多部门分析）；3）地域重点：如下所示：•颜色表示地域重点：蓝色代表欧盟，绿色代表国家，黄色代表其他。8Huntington,H.G.(1982).Modellingforinsightsnotnumbers;theexperiencesofoftheenergymodellingforum,Omega.9Müller,B.,Gardumi,F.,&Hülk,L.(2017).Comprehensiverepresentationofmodelsforenergysystemanalyses-InsightsfromEMP-E.EnergyStrategyReviews.59•模型矩阵的x轴显示模型的范围和混合，从左（一个行业）到右（多个行业）。从能源系统建模的角度来看，终端能源部门（电、热、液体燃料、天然气）和需求部门（家庭、工业、商业/零售、运输/移动性）通常是不同的。然而，在2017年的EMP-E会议上，包括生态、土地利用、健康和行为等其他部门的模型也受到了关注。因此，没有建议在轴上细分行业，也没有给出行业数量的多少，而是将解释权留给建模者。•y轴表示技术的丰富性。底部展示了具有聚合技术表示的模型（如经济范围的模型）。顶部展示了具有技术细化的模型，例如自下而上的模型。至于x轴，考虑到矩阵中的各种模型和术语“技术”的广泛定义，没有提供技术丰富程度的尺度。EMP-E旨在为建模者之间以及与能源部门参与者之间提供一个不间断的互动交流空间。结论无论是在中国还是欧盟，都正在大力应用能源系统模型。这些模型被广泛使用，以更好地了解能源系统及其潜演变和最佳配置，或用于评估技术的最佳渗透情况或评估特定措施可能产生的影响。考虑到这些模型的广泛用途，ECECP支持欧盟和中国当前和未来的建模能力具有十分重要的意义。6.2候选模型和应用模型的选择在3月17日至19日的网络启动会议上，SGERI和ERI/CNREC分别介绍了他们的规划和市场模型。会议决定将这两种模型用于演示ENTSO-E方法在中国输电规划中的应用。SGERI模型将用于SGERI情景，ERI/CNREC模型用于ERI/CNREC情景。然而，后来得出的结论是，SGERI的模型和数据的分辨率太低（基于地区而不是省份的模拟），无法应用。因此，决定只使用ERI/CNREC的模型进行筛选和CBA模拟。为了完整起见，本章（第6.3节）也描述了SGERI的模型。6.3SGERI模型主要特性简述该模型被称为电力系统多区域源-网-荷-储协调运行仿真。该模型基于中国电力规划结果，用于对系统运行状态进行优化和仿真。首先对主要目标年的源-网-荷-储协调规划方案进行验证；其次，提出了中国电网主目标年的运行方式建议。在该模型中，可以同时得到中国7个区域电网仿真周期的某一日内，各地区的发电量、跨区输电通道的输电量、需求响应和存储容量的最优方案。将其用于中国区域案例研究，模型程序包括3.6万余个公式、约16万个外生变量和约3.2万个内生变量。模型原理示意图如下图所示。60图6.2：电力系统源-网-荷-储协调运行仿真模型示意图模型中的数学公式作为一个数学优化问题，该模型由一个目标函数和一些约束条件组成。目标是使包括发电成本、灾难恢复成本和碳排放成本等在内的总成本最小化。该模型包括以下19个约束条件。其中，为了保证系统备用容量能够应对新能源发电的变化，考虑了光伏和风电对上下旋转备用容量约束的影响。（1）电力供需平衡约束61（2）系统上旋备用约束（3）系统下旋备用约束（4）系统冷备用约束（5）电源输出范围约束（6）电源爬坡速率约束（7）可用风电约束（8）可用光伏发电约束（9）需求响应削减电量上限约束（10）需求响应负荷移出约束（11）需求响应负荷移入约束62（12）跨时段转移电量平衡约束（13）储能充放电平衡约束（14）储能SOC约束（15）系统转动惯量约束（16）受入电力占比约束（17）送出电力占比约束（18）弃风率约束（19）弃光率约束63模型的输入和输出（1）输入模拟目标年的各地区各类电源容量、跨区输电容量、需求响应和储能容量•各区域负荷需求曲线•各区域光伏和风电可用资源曲线•各区域内每类电源的最大和最小输出系数、爬坡率和燃料成本•每条输电通道的最大和最小输出系数•负荷削减容量和电量的上限，以及DR的成本•抽水蓄能和其他蓄能装置的效率和充电状态限制•考虑光伏、风电和负荷需求变化影响的备用率系数•最大可接受的弃光和弃风率•各区域电力进出口比例上限•无惯性电源比例上限•（2）输出各区域每小时各类电源发电量•各跨区输电通道每小时的输电量•各区域每小时的需求响应和储能运行情况•系统成本和排放指标•6.4ERI/CNREC（EDO）模型简述CREO的情景开发由ERI的能源系统建模工具支持，由相互关联的模型组成，涵盖中国大陆的能源部门。6.4.1建模结构发改委能源研究所（ERI）自2011年以来一直致力于开发综合建模工具，分析中国能源系统中可再生能源的开发和整合对能源和社会经济的影响。END-USE模型以终端能源需求为导向基于长期能源替代规划系统（LEAP）的END-USE模型对终端需求及如何满足这种需求进行自下而上建模。终端用能取决于经济中关键活动水平发展的假设，包括关键能源密集型产品（钢铁、水泥、化工等）的产量预测以及其他行业的经济增加值。结合工业产出变化、建筑面积增加、能源效率提升、设备和燃料转换（主要在工业和运输部门）以及终端用能行为特征调整等假设条件，这些驱动因素被转化为能源消费。LEAP还包括区域供热和电力以外的改造活动，包括上游提炼活动，如电解制氢、通过不同技术路线生产生物燃料、炼油等。EDO模型对电力和区域供热部门建模电力和区域供热优化（EDO）模型是建立在Balmorel模型基础上的电力和区域供热系统的基础模型（www.balmorel.com）。考虑到跨省电网限制和扩建方案，电力系统以省级为单位。该模型包括所有相关的生产单元，即供应侧的火电（包括热电联产）、风能、太阳能（包括太阳能发电）、水电、64储能、热锅炉、蓄热器、热泵等。此外，它还考虑了需求侧灵活性的选择，例如来自工业、电动汽车智能充电以及与区域供热部门的充分综合耦合。该模型可以在火电厂和省间电力交换进行限制的情况下，展示当前中国电力系统每小时的调度情况；该模型还可以展现基于成本最小化边际价格优化的省级、区域或国家电力市场的调度。关键特征涉及负荷和供应（例如来自VRE电源）可变性的详细展示，以及灵活性和灵活性潜力，它们可以在容量扩展模式下进行优化操作和有效部署。由于Balmorel模型是开源的，可以灵活定制和增强功能，包括加入核心功能和附加组件以适应其在中国的应用，并与CNREC的系列模型进行交互。EDO于2012年引入，此后一直在被不断地使用和改进，包括早期的CREO报告中也有用到。综合汇总工具两个模型的定量结果结合在一个基于Excel的集成工具中，该工具提供了能源系统的全貌，例如，将EDO的电力和供热系统的燃料消费与终端用能部门的直接消费以及LEAP的其他能源转换部门的消费相结合。图6.3：CNREC建模工具模拟的能源系统6.4.2电力和区域供热优化（EDO）模型使用EDO模型要确保电力和区域供热部门的情景一致。EDO是一个容量扩张模型和最优机组组合与经济调度模型的结合。从本质上讲，该模型通过包括资金成本、运营维护成本和燃料成本在内的总成本的最小化来找到电力和区域供热部门的最佳成本解决方案，并受方案约束条件（如必须实现的具体目标或政策）的约束。因此，是政策和情景假设引导模型结果朝着情景设定的方向发展，而不是让最低成本算法单独决定实现情景总体目标的装机结构。65EDO模型的关键模块CREAM-EDO模型使用用户设置和输入数据，根据以下电力系统建模概念运行：•经济调度优化——在受电网限制、技术限制和其他限制的情况下，在每个时步中找出每个单元满足电网各区域需求的每个机组最佳发电水平。•机组并网——类似于经济调度优化，但决定何时、哪些机组应启动和停止的复杂性更大。这增加了机组的成本和技术表现的复杂性，因为启动和关闭都是昂贵的操作和离散的决策，这会影响到后续决策。•容量扩展——提供由模型内生决定的容量。因此，该模型可以用来根据系统的需要和经济性来制定发电、输电和储能的投资决策。基本上，该模型生成一系列线性优化程序（或混合整数线性规划），每个程序覆盖一周或一年。标准的商业优化算法解决了这些数学问题。模型运行由一个或多个并行或顺序求解的线性程序组成。一般来说，每一年都是按顺序解决的，没有预见到拟议年份以外的年份。这个模型基本上是在两种不同的模式下运行的，它们可以相互作用。第一种模式用于分析整年。在此模式下，用户配置时间分辨率。由于计算原因，这通常低于完全的逐小时分辨率。第二种模式以每小时分辨率查看整个星期。因此，该模型运行52次代表模拟一年中的每个星期。每种模式都可以连续运行数年，为电力和区域供热系统的发展描绘了一条路径。如果用户允许投资于年度模型，则该模型在一年内的装机容量将在随后的几年内可用，直至技术寿命结束。图6.4：EDO运行流程图输入和输出CREAM-EDO包含描述当前系统容量和发电小时数的输入数据。包括以下内容：•技术被定义为单个单元、单元类型或单元的集合。这些与技术和经济特性有关，例如生产和/或储存能力、效率、固定和可变成本以及相关燃料。•燃料的定义与相关特征：排放系数、可再生能源含量和价格。•资源潜力或最低燃料使用要求可以是不同的层面上的，从国家层面到单个电厂。应规定可用性（如风力和水力）的季节和小时变化。•电力和热力需求预测是区域和地区层面的输入。•输电容量：各国内部（或次国家一级）的输电容量，以及与其他国家的跨境互联以及进/出口能力。容量、损耗和传输成本是在一对相邻区域内定义的。66•税收和补贴包括国家税收和对生产、消费或燃料投入的补贴，取决于地理位置、燃料类型或技术类型。•环境限制或处罚：针对不同排放类型（二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物）。此外，在使用附加模块时可以考虑区域策略，包括可能影响部署或运作的当前和未来策略。一个EDO计算产生了数百万个变量的数值和价格（影子成本）的设定值。为了在分析内容中理解这一点，必须提供、筛选和/或集成数据，以便对所分析的问题提供有意义的见解。数据输出的核心特征如下：•发电和供热机组的地理位置和每次模拟时间步长。•以地理位置、机组（燃料）为特征的用于发电、供热与一次能源（燃料）消费和模拟时间步长。•相邻区域之间的输电量。•可以根据模拟中的区域和时间步长获得电价。同样，其他有限资源的公平市场价值或产生的热量可以从中（例如燃料或二氧化碳排放许可）获取。•对发电和供热装机、输电和储能的投资，在运行容量扩展模型版本时可以获得内生变量。位置限制相关的经济租金（如风电）、输电容量和其他稀缺容量也可以在影子价格背景下进行评估。•根据地理、机组和时间区分的发电和区域供热产生的排放。覆盖区域CREAM-EDO模型的配置覆盖中国大陆31个省份，包括4个省级直辖市，内蒙古被分为蒙东和蒙西，总共形成32个不同的地理区域。在每个区域内，该模型计算发电和区域供热装置的发电、消费和储能，并计算各省之间的电力输送，并用来计算与这些运行系统相关的燃料消费、排放量和经济成本。模型为模拟中的每个时间间隔提供这些数值。这一点很重要，因为电力生产和消费必须同步，因此每个时步内，必须在系统的每一点保持供需平衡。时间分辨率是自定义的，但可以细化到每小时一次。EDO模型还包括省级以上的区域电网。按照目前的电网区域划分，分为东北、华北、华东、华中、南方和西北电网。图6.5：模型优化问题示意图677.模型电网的描述7.1概述输电项目效益计算为有项目的模拟与无项目的模拟之间的差异。第4.6节和图4.8描述了两种拟议项目的评估方法（TOOT和PINT）。在这两种情况下，确定电网初始状态非常重要，即未包含潜在输电项目的状态。我们把2020年电网状态定义为初始电网。第7.2节和第7.3节显示了2020年两种模型下的初始电网状况。7.2SGERI电网初始状态图7.1显示了SGERI模型的覆盖区域和2020年模型区域之间输电容量。模型分辨率对应于中国的七个区域电力系统。图7.1：2020年SGERI模型覆盖范围和分区（区域）之间的输电容量687.3ERI/CNREC电网初始状态如第6.3章所述，中国ERI/CNREC模型中的电网用省级电网表示。每个省被视为网络中的一个节点，具有一定的发电容量组合以及不同的电力需求。假设在一个省内，不存在拥塞。区域电网建立在省级电网之上。•第一层代表区域电网，政策和目标的制定局限于这些区域内部。按照目前的电网分区，分为东北、华北、华东、华中、华南和西北地区。•第二层基本上是省级电网，这里定义电力系统和输电系统。一般来说，它们在模型中被称为地区，因为它们可能偏离实际的行政边界。例如，内蒙古被划分为两个地区。这些地区被视为“模板”，在发电和需求方面没有拥塞。实体可以是抽象的，也可以根据地理位置设定特定名称。地理实体的方法提供了建模范围的灵活性，电力和区域供热系统的结构可以根据任何应用进行定制。这种灵活的地理定义允许通过适当界定模型范围来评估特定的瓶颈。地理分区还引入了一个灵活的概念，可以区分大的区域及其相关的数据，以及特定模拟中包含的大区域。图7.2：EDO中假设的省级电网分区69图7.3：2020年电网结构表7.1：2020年和2025年的跨区输电容量（GW）2020年华中华中华东华北东北西北南方华东792025年华北27158既定政策东北918195西北-104648情景南方261837-123华中131---1182025年华东102低于2℃华北27158东北1323197情景西北-104648南方501837-140华中131---124华东110华北30158东北2125231西北-104648南方511837-140131---12770表7.2：2020年和2025年跨区输电量（TWh）2020年华中华中华东华北东北西北南方华东1622025年华北12109既定政策东北40144424西北-8681118情景南方191149180-347华中5810---3612025年华东370低于2℃华北21107东北97185521情景西北-86135154南方37514958-405华中8410---363华东424华北7115东北157205640西北-86149155南方40614956-4058210---417718.到2030年的输电网络投资筛选8.1概述本章介绍了如何使用欧盟/ENTSO-E方法对中国输电投资进行筛选。该方法通过应用ERI/CNREC的情景和能源系统模型（EDO）进行了论证。8.2中国电力系统情景中国可再生能源展望（CREO）2019使用情景法分析了可再生能源在中国能源系统中的使用。这些情景为长期发展提供了清晰一致的愿景，作为短期决策的基础。考虑了两种情景10：既定政策情景表示坚定实施已宣布的政策的影响，而低于2℃情景则展示了中国履行《巴黎协定》目标、实现生态文明宏伟愿景的路径。这些情景在详细的自下而上的模型中为终端用能部门和电力部门进行建模。宏观经济指标、人口指标和能源系统目标或限制的具体假设被用作模型的输入，以引导发展趋势朝着预期方向发展，并确保实现能源系统的发展目标。在这些边界内，电力部门模型由总成本优化驱动，以确保能源系统改造和调度具有成本效益。既定政策情景。该情景假设全面且坚定落实“十三五”规划和十九大报告中所述的能源部门职能以及相关政策。该情景还考虑了国家自主贡献中提到的2030年前实现碳达峰的气候目标、打赢蓝天保卫战计划的影响、能源生产和消费革命战略的各个方面，以及国家排放交易计划。低于2℃情景。该情景满足建设清洁、低碳、安全、高效能源体系的所有长期目标。此外，中国的贡献对于全球努力实现《巴黎协定》中确定的温升目标至关重要。到2050年，这两种情景都显示，可变可再生能源发电量显著增加，至少占2050年发电总量的80%。到2030年，可变可再生能源发电量占比在45%至55%之间，而2020年的水平约为28%，见图8.1。风能和太阳能发电量的不断增加以及可再生能源资源和需求中心的分布都强调了输电系统的重要性。8.3参考电网中国的电网以省级电网为代表。每个省被视为网络中的一个节点，具有一定的发电容量组合和不同的电力需求。假设省内不存在拥塞。省级电网又组成了区域电网，拥有共同的政策或目标（图8.2）。•区域电网区域电网可以在其边界内拥有共同的政策和目标。根据目前的电网分区，区域电网分为东北、华北、华东、华中、南方和西北电网。10这两种情景源于CREO2019，在第5.3节中有详细描述。72图8.1：既定政策情景（上图）和低于2℃情景（下图）下中国电力系统的发展700020252030203520402045100%600090%500080%400070%300060%200050%100040%30%020%2018202010%0%2050700020252030203520402045100%600090%500080%400070%300060%200050%100040%30%020%2018202010%0%2050•省级电网第二层基本上是省级电网，这里定义电力系统和输电系统。一般来说，它们在模型中被称为地区，因为它们可能偏离实际的行政边界。例如，内蒙古被分为两个地区。各地区被视为“模板”，在发电和需求方面没有拥塞。实体可以是抽象的，也可以根据地理位置设定特定名称。地理实体的方法提供了建模范围的灵活性，电力和区域供热系统的结构可以根据根据实际应用任意定制。这种灵活的地理定义允许通过适当界定模型范围来评估特定的瓶颈。地理分区还引入了一个灵活的概念，可以区分大的区域及其相关的数据，以及特定模拟中包含的大区域。73图8.2：EDO中假设的区域电网分区图8.3：2020年电网结构2020年和2025年的输电容量基于现有电网（图8.3）以及已明确的规划互连线路（表8.1）。这是用于筛选过程的初始参考电网。74表8.1：2020年和2025年跨区输电容量（GW）。对角线上的数字表示区域电网地区内部的电网补强。2020年华中华中华东华北东北西北南方华东792025年华北27158既定政策东北918195西北-104648情景南方261837-123华中131---1182025年华东102低于2℃华北27158东北1323197情景西北-104648南方501837-140华中131---124华东110华北30158东北2125231西北-104648南方511837-140131---127除上述电网连接外，参考电网中还包括更多正在建设和规划中的连接线路。这些额外的输电线路如下：•青海与河南之间的线路，预计2021年投入运营。•山西与湖北之间的线路，预计2022年投入运营。8.4输电系统构建在筛选过程中考虑的新输电项目是相邻省份之间的连接线路以及不相邻省份之间的远距离连接线路，例如四川和江西之间的连接。考虑到计划或在建发电能力以及到负荷中心的距离，因此远距离连接项目也被包括在内。在到2030年的筛选过程中，总共考虑了76个连接项目来补强初始电网。在既定政策情景和低于2℃情景中定义的发电容量和需求发展背景下，分析输电系统建设的潜力。这两种方案最初都是使用EDO模型来共同优化发电和输电系统投资，即正常年度投资计算（NAIC）。然而，本文的目的是展示ENTSO-E方法对中国案例的筛选应用，其次是对两种情景下输电网络投资的稳健性进行检验。为此，将现有电网以外的电网投资和已明确的电网扩建计划从方案中剔除，从而产生发电容量相同但输电容量较低的方案，这被称为剔除电网投资年度计算（RGIAC）。正常年度投资计算（NAIC）-2030年。在这种情况下，EDO模型优化了输电和发电容量。案例将显示成本最优情况下的省级电价差异。剔除电网投资年度计算（RGIAC）-2030年。基于NAIC计算结果，该案例去除了电网投资，但保留了发电投资。本案例将显示如果不进行进一步的电网投资，而预计的发电容量投资仍在继续情况下的省级电价差异。75输电系统扩建成本的估算是基于距离和CREO201911使用的广义成本假设。8.5模拟和结果分析对新输电线路的需求和作用进行量化和分析需要许多结果衡量指标，它们已在EDO模型中得到定义。这些结果衡量指标基于模型模拟中执行的调度和投资优化，用于协助筛选过程。关于筛选和CBA的结果衡量指标。以下三项新的衡量指标被用于协助评估现有输电线路或潜在项目。•平均价差（元/MWh）：两个价格区域的年平均边际电价之间的价差。高平均价差可能预示着输电扩张的良好潜力。该方法适用于对电价区域的平均边际电价进行比较。•输电电价差（元/MWh）：输电线路两端的边际电力成本差异。以A点和B点之间的正值或负值逐小时计算。边际电力成本的绝对差值的平均值是一种现有输电线路阻塞和/或新项目潜在效益的衡量指标。•输电边际价值（元/MW）：从A点到B点增加1MW输电容量的价值。该价值等于价差中计算的绝对价差之和。高值表明输电扩建项目具有良好的潜力。在容量扩张模拟中，可将该值与未启用的扩张方案的投资成本进行比较，以了解待建项目的投资成本应降低多少。失负荷价值（VOLL）。如果给定的发电和输电系统容量（包括输电投资方案）不能满足规定的需求，就会出现电力短缺。这种短缺的成本等于失负荷价值（VOLL），在评估系统成本中应予以考虑。无法在EDO模型中估计失负荷价值，但它们在计算中应作为输入考虑。以往的研究表明，大量的VOLL使用调查法或投入产出法（Lin2006，He2007，TanX2008，Wang2011）。根据以往的研究成果和专家经验，本报告中的VOLL值设定为43元/kWh。筛选过程确定了新的输电系统（新线路或现有线路补强）投资，这些新投资项目与拟议的扩建项目相关的投资成本相比，可提供最高的社会经济福利（SEW）效益。8.6筛选标准和过程引入“收益成本比”来评估投资新连接线路或扩建某一现有连接线路容量的价值。其计算方法为某一年连接线路的MWh电价差/（连接线路的MW建设成本12年金系数）。这些线路根据两种情景下的平均“收益成本比”排列。在筛选过程中，数值高的项目具有较大的扩建潜力从而被选择。一旦连接线路的“收益成本比”等于或小于指定的参考值（例如，1.25），就可以得出结论，这条线路不再值得投资。该过程从不加入新的输电项目（RGIAC）仅使用参考电网模拟EDO模型开始，通过（多步骤）迭代，按照筛选标准选定若干新项目，并将其添加到下一步的模拟中。这一过程一直持续到该步骤的社会经济福利比前一步骤差（或系统总成本高于前一步）为止。11中国可再生能源展望12输电线路的广义成本假设采用CREO2019/CREO2020(中国可再生能源展望)76筛选过程1.使用EDO模型在ERI/CNREC的模型设置中进行计算。2.对2030年的两种情景进行计算：既定政策和低于2℃的情景。对两种情景并行计算每个步骤，并将结果的平均值用作评估标准。3.起点是参考电网或RGIAC。这称为步骤0。4.对于两种情景•逐一时步计算2030年各地区、各省的平均边际成本。未满足需求（负荷损失）将显著影响平均边际价格。•计算每种情景下的输电容量边际价值（元/MW）。•计算输电容量的平均边际价值除以在所有边界增加容量的相对“标准成本”。这包括交流或直流线路成本。成本取决于距离、电压等。这称为“收益成本比”。•计算两种情景的平均收益成本比。5.对所有“输电容量边际价值/标准成本”的结果进行排序。6.根据距离、电压、负荷损失等需要，选择标准化输电容量100、2000、4000或8000MW，扩建排名最高的x条线路。除排序外的其他考虑因素可能包括：电价高的地区可能会表现出向邻近地区增加输电容量的高价值，但同时增加所有线路的容量并不一定是有益的。7.进行模型模拟，包括两种情景下的扩建。8.根据第7点中的两个计算，计算与步骤4a中的起点相比的整个系统的成本和效益。成本的差异是电网扩建的资本成本（元/年）+运行和维护成本（元/年）。输电扩建的资本成本按照使用年限为40年、（实际）利息为4.7%的投资成本计算。福利差异（SEW）根据描述SEW的CBA方法计算。收益的差异可以根据年总可变发电成本减少（元/年）的近似值来估计。9.如果收益>成本，重复步骤4-8。现在“grid”=“grid加上当前迭代的扩建”。10.如果收益<成本，则上一次迭代的电网扩建定义了后续CBA分析中要包含的潜在扩建列表。目前的迭代将不被使用，因为已经被证明收益过低。8.7计算步骤说明对情景的模拟表明，输电系统容量扩展的价值很高（表8.2中的步骤0）。RGIAC情况下的平均边际电价如图8.4所示。以下部分进一步解释了从步骤0到步骤1所做的决定，以描述筛选过程。除了最重要的标准“收益成本比”外，还考虑了其他一些方面来缩小意向连接线路的选择范围。这些额外的考虑是为了降低一个步骤中过度投资的风险，并避免一些不佳选择会对整个步骤的评估产生不利影响。77表8.2：选定连接线路筛选过程前5个步骤的收益成本比收益成本比步骤0步骤1步骤2步骤3步骤4步骤5188510944444440湖北-江西999887山西-蒙西502222广东-海南676611青海-西藏461301291296845湖北-湖南566555蒙东-山西349594945033湖南-广东444444河南-陕西888888宁夏-蒙西777776河北-蒙西223333重庆-新疆298281814329湖南-河南172810140414137安徽-江西15188835353532福建-江西298079794228贵州-湖南555554蒙东-湖北333333黑龙江-吉林766666重庆-四川7914719202018四川-江西184949492718湖南-四川666665甘肃-蒙西444444河南-湖北233333河北-山东233333安徽-山东444444甘肃-青海344444河南-山西333334河北-山西333333辽宁-吉林333333湖北-陕西222222甘肃-山东222222云南-贵州图8.4：RGIAC案例中的电价分布情况78需求未满足问题在RGIAC（筛选过程中的第0步）中，由于江西省避免负荷损失的潜在价值高，所有到江西的连接线路都有较高的“收益成本比”。这一效益只能实现一次，因此在步骤1中价值最高的连接线路（湖北-江西）被选定进行扩建。发电边际成本由于湖南缺乏足够有成本效益的发电资源，与湖南相连的连接线也都具有较高的“收益成本比”。因此，步骤1的筛选中，湖北-湖南之间的连接线路更有望被扩建，因为它具有最高的“收益成本比”。但是，考虑到“湖北-江西”线路的扩建可能会对“湖北-湖南”线路的“收益成本比”构成影响，因此决定将潜在的扩建推迟到下一步。可再生能源整合蒙西地区可再生能源电源占比较高，并与周边地区有许多连接线路，其排名仅次于江西和湖南的线路组别。步骤1中，“山西-蒙西”连接线路被选中进行扩建，因为该连接线在该组中显示出最高的价值。广东-海南“广东-海南”连接线路的“收益成本比”也很高。考虑到海南与中国大陆只有一条连接线路，在步骤1中决定将这条连接线路的容量扩大100MW。步骤1以后和附加标准步骤1结束时，选取了三条连接线路进行下一步的扩建，并选择了一条连接线路在以后的步骤中进行进一步研究，但在此阶段不选择扩建。图8.5:步骤5中的平均边际电价79多条连接线路的价值以上例子说明了在许多备选方案中选择最有价值的连接线路进行扩建的原则：筛选步骤1从每组连接线路中只选择一条。在步骤3和步骤4中分别选择了湖北和广东的单一连接线路之后，在步骤5中从广东-湖南和湖北-湖南的两个连接线路被扩展（见图8.5）。长距离潮流能量流也是筛选过程中的一个重要指标。受资源分布和能源需求不均的影响，我国能量流动呈现出由西向东、由北向南的流动趋势。因此，通常情况下，高“收益成本比”不能通过扩大具有高“收益成本比”的连接线路的容量来获得，而是通过一系列的容量扩展允许能量能够从电源流向负荷中心。在这种情况下，远距离连接线路比在相邻省份之间扩建一系列线路能更有效地调整能源流动。因此，筛选过程中的另一个考虑因素是全国的能量流动情况。投资其他连接线路而不是仅投资于具有较高“收益成本比”的线路，有可能会导致后者较高的“收益成本比”出现下降。另一例子根据步骤5的结果选择重庆与新疆之间的连接线路（图8.6）。在步骤5中，四川-新疆连接线路的“收益成本比”较高，而当重庆价格上涨时重庆-新疆线路的“收益成本比”随之升高。由于四川也负责向江西送电，江西的电价比重庆高得多，因此选择扩大重庆与新疆之间的连接容量，而四川的电力则留给江西。这样一来，重庆-四川连接线路（步骤5）和四川-江西连接线路（步骤8）的“收益成本比”都得以降低。图8.6:评价长距离连接线路（步骤5）808.8筛选结果输电容量通过使用上述标准对筛选过程进行迭代，确定了14个步骤，并使用EDO模型进行了模拟。下表8.3显示了在每个步骤中选择的项目以及项目的输电容量大小。表8.3:每一步骤增加的输电容量（单位MW）输电容量步骤1步骤2步骤3步骤4步骤5步骤6步骤7步骤8步骤9步骤10步骤11步骤12合计湖北-江西山西-蒙西80002000--100020001000-----14000广东-海南30000青海-西藏4000800080004000-20004004004004002400-湖北-湖南400蒙东-山西100100100100--------8000湖南-广东1200河南-陕西-400020002000--------8000宁夏-蒙西河北-蒙西--400-200200400-----800重庆-新疆6000湖南-河南--200020004004008004004004001200-4000安徽-江西28000福建-江西---400200-200-----12000贵州-湖南4000蒙东-湖北---10002000400400--2002000-黑龙江-吉林400重庆-四川----4004004004004004001600-400四川-江西400湖南-四川----4000-4000400040004000400040008000甘肃-蒙西1200河南-湖北----4000----4000-40002000河北-山东4000安徽-山东-----4000------2000甘肃-青海2000河南-山西------400-----12000河北-山西8000辽宁-吉林------400-----12000湖北-陕西4000甘肃-山东------400-----8000云南-贵州8000------800400-4002400400012008000------400400--400-40004000------400400-400800--------4000-----------2000-----------400400400800--------2000400040016004000--------40040012006000--------4000-40004000---------20002000----------40004000----------4000-4000----------1200-----------40004000----------20002000-----------400081表8.3显示了筛选过程中每个步骤的新增输电容量。从参考电网开始，每一步都会加入一系列通过上述筛选标准而选出的项目。每个步骤都包括来自先前步骤的项目，例如，步骤3包括了在步骤1和2中增加的输电容量。系统成本与前面的步骤相比，步骤13和步骤14显示了系统总成本有所增加。由此表明，在前12个步骤中发现的输电项目可能产生系统在社会经济福利方面的最佳解决方案。在下一节中，将展示筛选过程步骤的一些主要结果。如上所述，既定政策情景和低于2℃的情景提供了未来的发展道路。上述步骤被添加到这两种情景中，并考虑了其各自到2030年的发电容量扩张。每个步骤的结果在这里显示为两个情景的平均值。输电项目的社会经济价值在这两种情景下会有所不同，并且这些输电项目到2030年的实现价值具有不确定性。因此，通过将输电项目置于两种不同的未来情景并对结果进行平均，可以确保结果的鲁棒性。在筛选过程的第一步，电力和热力系统的平均总系统成本显著降低（图8.7）。这些成本包括发电和输电容量的所有资本支出，以及与耦合系统中的发电和供热相关的可变成本，包括燃料成本、可变操作和维护、电厂的启/停成本、运行备用补偿、排放税。图8.7：筛选过程每个步骤的系统总成本每个步骤的平均系统总成本都会降低，直到步骤12开始增加。输电项目的增加使得整个系统的调度更加经济高效，从而有机会利用新的输电线路，用更便宜的选择替代昂贵的电源（例如，以煤替代天然气，或风能或太阳能替代煤）。各个情景中的系统总成本是不同的，特定的步骤在一个情景中可能是有益的，但在另一个情景中可能不是。图8.8显示了两种情景下各自的RGIAC比较，系统总成本的降低情况及其合并平均值。这表明，筛选过程的步骤可能对正在研究的系统有些敏感。在低于2℃的情景下，步骤13中的系统成本最低，而既定政策情景下步骤10中的成本最低。平均而言，步骤12的系统成本最低。82这表明，在低于2℃情景下，由于可再生能源所占份额较大，因此对输电容量的需求较高，因此与既定政策情景相比，更需要通过输电线路进行整合。该图还说明了在确定输电项目时获得可靠结果的重要性。前面几个步骤在这两种情景下都是有益的，但在最后几步，益处取决于所研究的两种情景下电力系统的详细配置。图8.8：筛选过程的每个步骤的系统总成本与参考成本（=100%）的比值参考电网（RGIAC，见第8.4节）显示，大量未满足需求或损失负荷具有较高的货币价值（42.796元/kWh），导致系统总成本较高。步骤1中的输电项目在很大程度上缓解了这一问题，使失负荷成本降低了约95%。每一步都显示出成本的进一步降低，因为通过增加输电项目，可以找到供电与区域供热系统的更便宜的选择。从步骤12到步骤13，系统总成本增加，这意味着改进调度所节省的成本无法覆盖步骤13中增加的输电项目的资金成本。这表明对于低于2℃和既定政策情景下的发电容量，步骤12将是与之相匹配的最佳输电容量。步骤12包括总计206GW的新增输电容量，与RGIAC相比，成本可降低约9000亿元，占系统总成本的17%。扩大输电容量的主要省份是内蒙古、山西和山东。气候和环境影响图8.9:筛选过程每一步骤的二氧化碳排放（单位：千吨）新增输电容量的影响不仅仅局限于财务方面，对环境的影响也很重要，通过检查每个筛选步骤对排放的影响来说明。图8.9显示了新的输电线路有助于减少温室气体排放。通过增加输电容量，该系统可以用低排放或无排放的发电取代高排放发电。83与RGIAC相比，步骤14的CO2排放量减少了4%，根据曲线趋势可以推断，新的输电项目有助于进一步减少排放。然而，如图8.7所示，在步骤12之后，成本因素不利于增加输电容量。对发电的影响在RGIAC中，需要额外的线路，以便输送可再生能源发电量。如图8.10所示，在最后的几步中，大约200TWh的煤炭发电量被150TWh的可再生发电量和40TWh的天然气发电量替代，其余是核电、地热能发电以及减少的输电损失和储存。图8.10:与RGIAC相比步骤1-14发电量变化由于发电容量在所有步骤中都是固定的，因此风能和太阳能的额外发电量来自于弃电量的减少（图8.11)。如果缺乏输电容量，一些潜在的可再生能源发电量无法输送到负荷中心，而是被丢弃掉。特别是在内蒙古，如果没有进一步的输电建设，大量的可再生能源将无法得到利用。西藏、四川和青海的情况也是如此，这些地区的输电建设有助于改善这种状况，并将总的弃电率从约4%降至1%。图8.11:筛选过程每一步骤中可再生能源发电的弃电情况848.9选择用于成本效益分析的输电线路组合根据TOOT过程，选择若干输电线路进行详细的单独的成本效益分析。在ENTSO-E过程中，项目是根据两个地区之间实际预测的新增输电容量进行评估的。被选定进一步单独进行CBA分析的输电线路是“湖北-江西”、“重庆-新疆”和“湖北-陕西”线路。这是根据筛选结果选出的线路，见第8.7和8.8章。这些线路被认为是中国电网未来扩建的代表。湖北-江西线路在解决需求不足的问题方面至关重要，筛选过程确定了14GW的总扩容潜力。重庆-新疆线路是一个已经在考虑中的长距离项目，筛选过程识别出其拥有总计12GW的巨大扩容潜力。湖北-陕西线路将促进晋北能源供应集约化发展和大规模送电。所选线路的详细信息如下:•湖北和江西之间的线路是筛选过程中选定的第一条扩建线路。这条线路首先解决了江西省电力供应不足的问题，并通过扩建输电线路从湖北向江西引入了相对便宜和灵活的水电，有助于降低江西的高电价。通过研究该连接线路的成本和效益，可以进一步分析输电线路容量扩展在实现系统灵活性和缓解缺电状况方面的价值。•重庆与新疆之间的线路是一条长距离的输电线路，将新疆当地廉价且富余的电力输送到电力供应紧张且成本较高的重庆。通过成本效益分析，为中国在资源潜力与电力需求高度不匹配、人口密集地区电力需求快速增长的特殊背景条件下，建设长距离输电线路提供了一个评估视角。•陕北-湖北±800kV特高压直流输电线路始于陕西榆林，途经山西、河南、湖北三省，止于湖北武汉13。该项目将有力促进陕北能源供应集约化发展和大规模送电，促进能源资源高效利用，实现资源优势向经济优势转化，促进区域协调发展。图8.12展示了有待进一步进行CBA评估的推荐线路。8.10方法调整在细致的筛选过程中，对方法进行了一些调整，与ENTSO-E电网规划过程有所不同。这些差异的一部分原因在于当前项目的主要关注点是原理的执行和示范，因此必须减少一些细节；另一部分原因在于通过调整可以使筛选过程更符合中国电力系统的具体特征和预期情景。•电网损耗未考虑电网损耗和输电系统补强对电网损耗的影响。该方法可包括电网损耗建模，但由于缺乏建模所需的输电系统不同部分的技术特性的详细数据，因此需要在本项目范围之外另行分析。13在详细规划阶段，应重新评估湖北省的供电资源数据。85图8.12：有待进一步CBA评估的推荐线路注：图中的价格任意选择为筛选过程开始时的省平均日前价格，见第8.7节。•标准扩建规模中国电力系统中受益输电项目的规模从几百MW到几千MW不等。对不同的输电线路使用标准的补强规模将需要大量的运算步骤，并且无法考虑小型交流项目和大型、长距离和大容量直流项目之间的成本不同因素。因此，在不同的步骤中增加的输电线路的大小已经根据具体情况进行了调整。•每个步骤的线路数量根据预期的相关效应和潜在的价值增益，每个步骤中包含的线路数量是不同的。因此，在最初的几步中，选择了较少的线路进行扩建，因为输电系统部分扩建的价值非常高，预计将对系统其他部分的价值产生重大影响。经过多个步骤后，整个系统的输电系统扩建价值更具可比性，并且在每个步骤中添加了更多的线路。同时，从最初几步中得到的结果使系统行为的信心增加，并允许后续更大的步长。•收益成本比筛选过程一直持续直到系统总成本增加。在更谨慎的方法中，筛选过程可以设定一个收益大于成本的必要条件，并设定一定的利润率，例如25%。•情景的实施在每个步骤中，综合评估两种不同情景下输电系统扩建对于发电容量的价值，并根据两种情景下的平均值选择扩建线路。另一种方法是对每个情景分别执行整个筛选过程，并比较最终得到的电网。869.用ENTSO-E方法对中国输电项目进行成本效益分析（CBA）9.1中国框架下的方法调整在筛选过程中，选择了一部分潜在输电投资进行详细的单独成本效益分析。ENTSO-E在欧洲的评估过程，是根据两个地区之间实际预计的新增输电容量对项目进行评估。然而，中国筛选过程的结果14表明，对于到2030年期间将要修建的许多潜在线路而言，有益的输电容量扩张所带来的收益要高于单个项目能够增加的输电容量。第一个项目的价值将不同于最后一个项目的价值（假设周围系统没有变化）。这为成本效益分析提供了许多选择（如图9.1所示）。这里假设筛选过程中的输电系统的总扩建容量为2000MW，按500MW递增：•给定线路的总输电扩容价值。其计算是基于对有/无拟议的整个输电系统扩容情况的比较。•第一个项目的价值。其计算是基于对没有输电扩容的情况与增加一个项目输电能力的情况的比较。•最后一个项目的价值。其计算是基于对没有输电扩容的最后一步的情况与包含输电扩容的最后一步的情况的比较。在随后针对中国项目的CBA分析中，对所有三种方法都进行了说明。图9.1：第一个项目、最后一个项目的社会经济价值和总扩容平均值说明。在这里，假设输电扩建总量为2000MW，按500MW递增。14参见第8章和筛选报告，2020年12月(A4.1.1:ENTSO-E电网规划模型中国演示，中欧能源合作平台ECECP)。879.2对筛选中选取的线路进行详细的CBA分析为进一步进行CBA分析而选择的线路为“湖北-江西”、“重庆-新疆”和“湖北-陕西”线路。（参见第8.9节输电线路说明）。表9.1列出了有待进一步CBA评估的推荐线路的主要数据。这些线如图8.12所示。表9.1：CBA分析中选定输电线路的关键参数15连接线路容量电压等级AC/DC长度湖北-江西14000MW750kVAC390千米重庆-新疆12000MWDC2300千米湖北-陕西8000MW±800kVDC1136千米±800kV9.3选定线路的CBA分析在针对中国项目的CBA分析中，重点是通过市场建模生成CBA参数。之所以做出这样的选择，是因为市场和市场模型在中国是相当新的概念。因此，本研究对中国最大的价值在于展示这些新概念在中国条件下的应用。成本根据线路长度、技术（AC/DC）、电压等进行估算得出。选定的CBA参数有：•社会经济福利（SEW）•燃料成本（包括在SEW中）•CO2减排（包括在SEW中）•可再生能源整合：弃电量的削减（GWh/年）•拟议投资的资本支出（CAPEX）•拟议投资的运行和维护成本（OPEX）未考虑电网损耗和输电系统补强对电网损耗的影响。该方法可包括对电网损耗进行建模，但由于缺乏建模所需的输电系统不同部分的技术特性的相应数据，因此需要在本项目范围之外另行分析。9.4CBA分析结果–2030年本节分别介绍了选定的三条输电扩建项目的CBA分析结果。结果显示每一线路在三种情况下对上述参数的影响，如图9.1中的样例所示。实际容量已被选为整个项目的第一个2000MW、最后一个2000MW以及筛选过程中发现的整个项目。在筛选过程中，在步骤12中找到了输电线路最佳组合的估计值（见图8.7和表8.3）。因此，将与步骤12对应的输电系统用作参考输电网（运用TOOT方法，参见第4.6章和图4.8），如下所示结果为与步骤12的差异。经济效益的计算是参照中国的情景计算的：“既定政策情景”和“低于2˚C情景”（见第5.3节）。以下图表中给出的结果表示两种情景下的平均值。CBA评估概述见表9.2所示。15在详细规划过程中，应重新评估湖北-江西750kV电压等级线路。88表9.2：CBA评估案例概述连接线路案例湖北-江西(HJ)重庆-新疆(CX)湖北-陕西(SH)案例：整体扩建14GW12GW8GW案例：第一个2GW2GW2GW2GW案例：最后一个2GW2GW2GW2GW9.4.1湖北-江西线路（HJ）表9.3总结了成本效益评估。由此可见，输电扩容后负荷损失的减少完全决定了效益相关数据（假定失负荷价值为40000元/MWh）。表9.3：年成本效益（百万元）全部14GW湖北-江西最后一个2GW1947第一个2GW206年成本效益123-35118269-26燃料成本16242-6可变运行维护235083138启动和辅助服务-324税收、配额和补贴105756362-265总调度效益-185260330失负荷价值-265-122输电资本成本10625460427成本效益合计表9.3中的结果显示，第一个2GW和14GW整体扩建的净效益均为正。而最后2GW扩建的结果则为负。图9.2：湖北-江西整个项目、第一个2GW和最后一个2GW扩建情景的二氧化碳排放量增量（单位：千吨）以及每MW输电容量的二氧化碳排放变化。正值表示二氧化碳排放量增加。89由于线路减少了负荷损失，因此将导致二氧化碳排放增加（“负荷损失”没有排放）。然而，这还可再生发电量增量（GWh）不到总排放量的0.02%（图9.2）。输电线路扩建的替代方案可能是建设新的本地电源，例如石油调峰电源，这可能导致更高的二氧化碳排放。图9.3：湖北-江西线路整体扩建、第一个2GW和最后一个2GW扩建情境的发电量变化，单位：TWh/年。正值意味着由于输电线路扩建，发电量增加。图9.4：湖北-江西线路整个项目、第一个2GW和最后一个2GW扩建情境下的可再生能源发电量增量，单位：GWh。增长是由于风电和光伏发电弃电量减少。90如图9.3所示，当线路建成时，可用火电容量可以满足损失的负荷，这导致了二氧化碳排放量的增加。然而，可再生能源发电量也出现增加。太阳能和风能发电量的增加（图9.4）是由于输电容量的增加，使得风机和太阳能发电园区得到更好的利用。增加的发电量与减少的弃电量相等。图9.5和图9.6显示了湖北-江西线路在扩建14GW之后、初始（0GW）、第一个2GW之后和最后一个2GW建成之前在两种情景下输电终端的价差持续时间曲线。图9.5：湖北-江西线路整体扩建14GW后、初始时（0GW）、第一个2GW后和最后一个2GW建成前输电终端价差的持续时间曲线。低于2˚C情景，单位为元/MWh。图9.6：湖北-江西线路整体扩建14GW后、初始（0GW）、第一个2GW后和最后一个2GW建成前输电端点价差的持续时间曲线。既定政策情景，单位为元/MWh。91表9.4基于图9.5和图9.6。表中的数字表示输电扩建不同阶段的输电扩容边际价值。边际价值的计算方法是在建设的不同阶段，线路端点的每小时价格差（全年）之和。表9.4：输电扩容边际价值（百万元/MW/年）湖北-江西扩容边际价值0GW第一个2GW最后一个2GW全部14GW0.38低于2℃情景159.8528.550.360.38既定政策情景9.626.400.36因此，在所有情况下，扩容的边际价值都高于扩容的边际成本。然而，有/无最后2GW的计算（表9.3）结果显示总体成本效益略为负。从理论上讲，这并不矛盾：边际效益表示给定参考值下无穷小扩容的价值，而表9.3显示了整个2GW扩张的结果。9.4.2重庆-新疆线路（CX）表9.5总结了成本效益评估。所有的扩容都有正的净收益。表9.4：输电扩容边际价值（百万元/MW/年）年成本效益全部12GW重庆-新疆最后一个2GW6157第一个2GW907燃料成本-43-14可变运行维护1971166-11启动和辅助服务581-1858税收、配额和补贴689261939总调度效益-2156-0失负荷价值-4773-796输电资本成本21171364143成本效益合计-2-796566下图显示了重庆-新疆线路和湖北-江西线路的CBA分析结果。随着煤电被天然气和风电所取代（图9.7），所有的扩容情景都会导致二氧化碳排放减少（图9.8）。系统中风电的增加是由于弃风量减少（图9.9）。92图9.7：重庆-新疆线路整个项目、第一个2GW和最后一个2GW的二氧化碳排放量增加（千吨/年）以及每MW输电容量对应的二氧化碳排放变化。正值表示二氧化碳排放量增加。图9.8：重庆-新疆线路整个项目、第一个2GW和最后一个2GW的发电量变化（TWh/年）。正值表示输电线建设使得发电量增加。93图9.9：重庆-新疆线路整个项目、第一个2GW和最后一个2GW的可再生能源发电量增量可再生发电量增量（GWh）（GWh/年）增加。增加是由于风电和光伏发电弃电量减少。图9.10和图9.11显示了在不同扩容情况下，两种情景中输电终端价格差异的持续时间曲线。在一个特定的扩容阶段，一年中每小时的价格差异总和等于输电扩容的边际价值。价值如表9.6所示。图9.10：重庆-新疆线路输电终端在12GW之后、初始（0GW）、第一个2GW之后和最后一个2GW扩容之前的电价差持续时间曲线。低于2˚C情景，单位为元/MWh。94图9.11：重庆-新疆线路在12GW之后、初始（0GW）、第一个2GW之后和最后一个2GW扩容之前的输电终端电价差持续时间曲线。既定政策情景，单位为元/MWh。表9.6：扩容边际价值（百万元/MW/年）扩容边际价值重庆-新疆低于2˚C情景0GW第一个2GW最后一个GW全部12GW既定政策情景1.050.84每MW年投资成本:40万元0.751.030.890.590.720.64因此，在所有情况下，扩容的边际价值都高于扩容的边际成本。这与表9.5的结论一致。9.4.3湖北-陕西线路（SH）表9.7总结了成本效益评估。所有的扩容都有正的净收益。表9.7：年成本效益（百万元）全部8GW湖北-陕西最后一个2GW2169第一个2GW536年成本效益-15-48760531燃料成本-97-49可变运行维护214422514启动和辅助服务32税收、配额和补贴-17880-447总调度效益359-2869失负荷价值599输电资本成本-1成本效益合计-44715195下列图片显示了湖北-陕西线路的CBA分析结果，顺序与湖北-江西和重庆-新疆线路相同。图9.12：湖北-陕西线路整个项目、第一个2GW和最后一个2GW的二氧化碳排放量增量（千吨/年）以及每MW输电容量相应二氧化碳排放增长。正值表示二氧化碳排放量增加。图9.13：湖北-陕西线路整个项目、第一个2GW和最后一个2GW的发电量变化（TWh/年）。正值表示输电线建设使得发电量增加。图9.13中的用电量表明，当增加输电线路时，总用电量正在减少（显示为正发电量=减少用电量）。用电量的变化主要是由于供热用电的变化，即热泵、地热和电锅炉。这种变化会导致更高的二氧化碳排放量，如图9.12所示。原因是较高的电价导致分散的化石燃料锅炉供热增加。96图9.14：湖北-陕西线路整个项目、第一个2GW和最后一个2GW扩建情况下可再生发电量可再生发电量增量（GWh）的增量（GWh/年）。可再生能源（风电和光伏）发电量的变化源于弃电量的变化。图9.14显示，增加输电线路后，太阳能发电量增加，但风力发电量减少。这一结果有点武断，因为假设风能与太阳能相比具有略高的可变成本。图9.15和图9.16显示了在不同扩容情况下，两种情景下输电终端价格差异的持续时间曲线。在一个特定的扩容阶段，一年中每小时的价格差异总和等于输电扩容的边际价值。价值见表9.8。图9.15：湖北-陕西线路在8GW之后、初始（0GW）、第一个2GW后和最后一个2GW扩容之前输电终端的电价差持续时间曲线。低于2˚C情景，数字单位为元/MWh。97图9.16：湖北-陕西线路在8GW之后、初始（0GW）、第一个2GW之后和最后一个2GW扩容之前的输电终端电价差持续时间曲线。既定政策情景，单位为元/MWh。在所有情况下，扩容的边际价值都高于扩容的边际成本。这与表9.7的结论一致。9810.A4.1.1项目后续研究建议在欧洲TSO背景下，电力和天然气系统评估一段时间以来一直是在ENTSOs运营商联盟（ENTSO-E和ENTSOgas）、欧洲能源监管机构（ACER）和欧盟委员会之间进行讨论。根据欧盟第347/2013号法规，ENTSOs必须开发“一致且相互关联的电力和天然气市场以及包括电力和天然气传输基础设施在内的网络模型”。ENTSOs提供了一个相互关联的模型，其重点在于共同情景的构建上，但ACER认为，许多其他方面有待进行更详细的调查。这将有望使电力和天然气网络十年发展计划（TYNDP）中纳入电力和天然气项目的成本效益计算的相互关联问题。在图10.1中，天然气和电力系统之间的联系用G2P（气体发电）和P2G（电制气）表示。后者被认为对未来绿色气体和绿色液体燃料的生产非常重要，可以替代化石燃料，实现气候中和的能源目标。图10.1:电力和天然气系统之间相互联系示意图（A：单独系统；B：互联系统）来源：EaEnergyAnalysis实际上，两个系统之间有更多的联系，但为了简单起见，这里的联系仅限于G2P和P2G。很明显，评估一个新项目，例如输电线路，若是仅局限于评估其对电力系统的影响，将存在潜在的缺陷（见图10.1A）。一条新的输电线路也可能对天然气系统产生重要影响，包括发电站的天然气供应量、绿色天然气产量（P2G）以及输气管道中的天然气流量（见图10.1B）。在未来几年煤炭消费减少的情况下，天然气有望在中国发挥重要作用。因此，在中国使用包括电力转换为其它能源（Power-to-X）的各个方面能力的气体模块来增强电力系统模型（如ERI的EDO模型）将是十分有益的。这将大大提高能源系统的建模能力。本项目主要探讨市场框架下的输电规划问题。同样值得注意的是，中国目前的发电计划需要随着市场改革的深入而改变，就像欧洲一样。这一课题可以作为中欧未来合作的另一个研究领域。99附录1CEC-预筛选分析方法概述:以下文本概述了CEC开发的预筛选分析的简单方法。其目的是将新线路/现有线路补强的成本（平准化能源成本，LCOE）与线路终端处的价格差异进行比较。LCOE（元/kWh）={（隔夜资本成本资本回收系数+固定运维成本）/（8760容量因子）}+可变运维成本。LCOE成本与线路所连接省份的煤电基准价格进行比较。线路终端的基准价格（元/kWh）的差异代表了通过该线路输送电力的收益。根据这些结果，可以计算输电线路的效益/成本比或效益与成本的差值。1.项目成本测算1.1输电工程预计投资总额测算方法本项目预计投资总额根据中电联电力工程造价与定额管理总站公布的2019年发电项目成本数据计算。2019年，500kV～1000kV交流架空线路工程单位造价范围16为264万元/km～780万元/km，±500kV～800kV直流架空线路工程单位造价范围为249万元/km～495万元/km。500kV～1000kV变电站工程单位造价范围为159万元/kVA～370万元/kVA。±500kV和±800kV换流站的单位造价分别为749万元/kW和592万元/kW。电网工程输电线路、变电站、换流站全国平均造价见下表所示。表1：500kV及以上输电线路工程单位造价1-交流架空线路工程电压等级单位造价（百万元/km)2-直流架空线路工程500kV2.64750kV2.991000kV7.08±500kV2.49±750kV4.95注：输电线路工程单位造价已折算为单回线路造价水平。16本小节的货币单位均为人民币（元）。100表2：变电站和换流站的单位造价变电站电压等级单位造价（百万元/kVA;百万元/kW)换流站500kV1.59750kV1.481000kV3.70±500kV7.49±800kV5.92假设：对于电压等级±800kV、长2000公里、输电额定功率800万千瓦的高压直流（HVDC）输电线路a而言，根据上述成本指标，可以估算出该输电项目的总投资约为245.36亿元。需要注意的是，这一计算结果是根据相应电压等级的全国平均造价所得，而在实际中，某个具体输电工程的造价将根据线路走廊所经过的实际地形地势等具体情况以及其他特殊要求，其预计投资总额在全国平均水平造价的基础上相应有所调整。1.2项目总投资成本测算方法项目总投资成本包括项目预计投资总额和项目建设期间财务费用成本。其中：•项目建设期按三年时间考虑；•建设期财务费用的贷款利率按照五年期以上贷款市场报价利率（LPR）5.0%考虑；•项目贷款金额及放贷时间在三年中简化为均匀分布考虑。根据上述参数和测算方法，可以计算出特高压输电项目a建设期财务费用为14.72亿元，项目总投资成本260.08亿元。输电价格计算采用“简易平准化能源成本计算器”模型来计算特高压输电线路的工程造价。1.3简易平准化能源成本计算器这是一个简单的LCOE模型，提供了一个可比较的包含资本成本、运营和维护、性能绩效在内的综合指标。虽然LCOE代表了能源项目盈亏平衡所需的最低销售价格，但LCOE计算器也可用于计算输电价格，只需将燃料成本设置为零。简易平准化能源成本采用以下公式计算：LCOE={（隔夜资本成本资本回收系数+固定运维成本）/（8760容量因子）}+可变运维成本。表3：模型主要参数指标单位1周期年%2贴现率$/kW%3资金成本$/kW-年$/kWh4容量因子5固定运维成本6可变运维成本101表4：主要假设参数单位假设1设计寿命年30%5.02长期贷款利率%1.5%-----3HVDC换流站电量损失率%6.0$/kWh$/kWh4线损率5贴现率6VariableO&MCost1.4.模型参数设定•工程设计寿命按30年考虑。•贴现率为6.0%，由两部分组成：一部分为资本金，占总投资的20%，按回报率为10%考虑；另一部分为贷款额，占总投资的80%，按长期贷款利率5%考虑。•输电线路利用率：直流工程及交流工程均考虑两种情况：直流输电线路利用率分别考虑电网工程年利用小时按照情景1为5000小时，情景2为5500小时这两种情况下对用的利用率，这两种情况均需要扣除线损率。交流输电线路利用率分别考虑电网工程年利用小时按照情景1为4000小时，情景2为4500小时这两种情况下对用的利用率，这两种情况均需要扣除线损率。换流站电量损失率按1.5%考虑。•输电线路的电量损失率是参照灵绍直流、宾金直流、湘上直流、锦苏直流、天中直流等现有HVDC工程的线路单位长度的线损率求得的，这些特高压交直流工程的输电损耗率在输电价格监管期内都经过了国家发改委的核实。•运维费用按单位投资成本的3%考虑。•根据财政部和国家税务总局的最新文件规定，增值税率按13%考虑。2.结果综合考虑市场空间、资源优化配置、政策导向和电网安全等因素，共筛选出9个特高压工程，分别为8个±800kV特高压直流输电工程项目，以及1个1000kV特高压交流输电工程项目，具体如下：表5：选定的9个特高压项目清单No.名称投运时间线路终端长度(km)电压(kV)技术(AC/DC)2021海南，驻马店1587±800DC1青海-河南(在建)2022陕北，武汉1136±800DC2022雅中，南昌1711±800DC2陕北-湖北(已确定)2023包头，常熟2087±800DC2024会东，杭州2195±800DC3雅中-江西2026哈密，重庆2300±800DC2027陇东，山东1300±800DC4白鹤滩-江苏2028锦上，华中1800±800DC2025张北，胜利4601000kVAC5白鹤滩-浙江6哈密-重庆7陇东-山东8锦上-华中9张北-胜利102图1：未来十年拟建的九条输电线路通过上述计算方法，本项目预计投资总额、单位千瓦投资额、输电线路利用率等指标计算如下：表6：相关参数指标的计算结果No.名称预计投资总投资度电投资线损率运维成本利用率(s1)利用率(s2)总额（亿元）(元/kW)（%）（元/kW/年）（%）（%）（亿元）1青海-河南22624330376.091.153.759.02陕北-湖北18519924864.774.654.459.83雅中-江西24626433066.399.253.558.84白鹤滩-江苏30733041257.4123.852.958.25白鹤滩-浙江25527434277.7102.852.758.06哈密-重庆25026933598.0100.852.557.87陇东-山东20021526885.280.654.159.58锦上-华中25026933596.6100.853.358.79张北-胜利40437171.521.545.050.6注：张北-胜利输电线路仅包括线路投资。103将上述相关指标参数的计算结果输入“简易平准化能源成本计算器”模型，可以得到两种利用率情况下特高压项目平均成本。具体情况见下表：表7：特高压项目平均成本No.特高压线路名称LCOE(不含税)LCOE(含税)(分/kWh)(分/kWh)1青海-河南情景1情景2情景1情景22陕北-湖北6.656.057.516.845.374.896.075.533雅中-江西7.276.618.227.479.178.3310.369.414白鹤滩-江苏7.656.958.647.857.526.838.507.725白鹤滩-浙江5.845.316.606.007.416.738.377.606哈密-重庆1.871.672.111.897陇东-山东8锦上-华中9张北-胜利将输电项目价格与送受端系统的燃电基准价差进行比较，9个特高压输电工程项目的经济性情况如下：表8：选定的特高压输电项目经济性情况单位：分/kWh送端系统受端系统收益No.燃煤发电标杆电燃煤发电标杆电情景1情景2(分/kWh)系统名称价(分/kWh)系统名称价(分/kWh)(分/kWh)1青海22.77河南37.797.518.182陕北35.45湖北41.610.090.633雅中33.21江西41.430.000.754白鹤滩28.74江苏39.100.000.955白鹤滩32.89浙江41.530.000.796哈密25.00重庆39.646.146.927陇东29.78山东39.493.113.718锦上34.31华中42.680.000.779张北37.20胜利39.490.180.40其中，青海-河南线路、哈密-重庆线路的经济效益均在6分钱/kWh以上，是最高的。雅中-江西、白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江和锦上-华中输电工程均为大型水电站的外送输电工程。上述特高压输电通道的效益体现在以下两个方面。104A.经济效益一方面，通过市场化交易，受电省份可以降低用电价格。全国参与市场化交易的电量比重在40%左右，每度电降价幅度为0.03元/千瓦时左右。据此计算出每条输电通道使受端省份用户降低的用电成本如下表所示：表9：输电线路给受电省份带来的用电成本的下降情况情景1情景2No项目名称送电量市场交易电量减少的用电成本送电量市场交易电量减少的用电成本（十亿kWh）（十亿kWh）（十亿元）（十亿kWh）（十亿kWh）（十亿元）1青海-河南37.615.00.4541.416.50.502陕北-湖北3雅中-江西38.115.20.4641.916.80.504白鹤滩-江苏5白鹤滩-浙江37.515.00.4541.216.50.496哈密-重庆7陇东-山东37.014.80.4440.816.30.498锦上-华中9张北-胜利36.914.80.4440.616.20.4936.814.70.4440.516.20.4937.915.20.4641.716.70.5037.414.90.4541.116.40.4931.512.60.3835.514.20.43可见上述特高压直流输电项目，每个项目通过市场化交易方式每年给受端省份用户降低用电成本4.4-5.0亿元；张北-胜利这个特高压交流输电项目每年可使受端省份用户用电成本减少3.8-4.3亿元。B.环境效益通过水电和其他非化石能源电力的输送，可以帮助受电省份减少二氧化碳排放，加快能源转型。表10：特高压输电项目有助于减少二氧化碳排放情景1情景2No项目名称送电量减少二氧化碳排放送电量减少二氧化碳排放（十亿kWh）（百万吨）（十亿kWh）（百万吨）1青海-河南37.631.541.434.72陕北-湖北38.131.941.935.137.531.441.234.53雅中-江西37.031.040.834.236.930.940.634.04白鹤滩-江苏36.830.840.533.937.931.841.734.95白鹤滩-浙江37.431.341.134.431.526.435.529.76哈密-重庆7陇东-山东8锦上-华中9张北-胜利105附录2SGERI：对附录1中前五条未来长距离输电线路的描述1.青海-河南±800kV特高压直流输电线路工程青海-西藏-河南±800kV特高压直流工程线路起于青海省，途经青海、甘肃、山西、河南等省，止于河南驻马店。输电线路全长1587公里。额定输电容量800万千瓦。总投资226亿元。该项目于2018年10月获得国家发改委批准，将于2021年竣工并投入使用。该项目完全依靠清洁能源的互补能力独立供电。这将是第一个专为清洁能源输送而建造的特高压通道，旨在促进新能源发电的大规模整合，是中国特高压输电技术开发应用的重大创新。该项目可将青海能源基地的电力直接送至华中负荷中心，满足华中地区经济发展和负荷增长的需要，有效缓解华中地区中长期电力供需矛盾。该线路将有效促进西部地区清洁电力消费，保障国家能源安全，助力青海脱贫攻坚，助推河南能源转型发展。2.陕北-湖北±800kV特高压直流工程陕北-湖北±800kV特高压直流工程线路起于陕西榆林，途经山西、河南和湖北省，止于湖北武汉。线路全长1136公里，额定输电容量800万千瓦，总投资185亿元。该项目将于2022年建成并投入使用。该项目将有力促进陕北能源基地集约化开发和大规模送电，促进能源资源高效利用，实现资源优势向经济优势转化，促进区域协调发展。项目建成后，每年将输送电力400亿千瓦时，带动供电等相关产业投资700多亿元。3.雅中-江西±800kV特高压直流输电工程雅中-江西±800kV特高压直流工程线路起于四川盐沅，途经四川、云南、贵州、湖南和江西省，止于江西抚州。线路全长1711公里，额定输电容量800万千瓦，总投资246亿元。该项目将于2022年建成并投入使用。该工程是国家电网服务“西电东送”能源战略、保障西部水电消费、满足中东部地区绿色发展需要的重大输电工程。项目建成后，每年可发电400多亿千瓦时，减少标准煤耗约1600万吨，减少二氧化碳排放约4000万吨。这将为四川基本解决水电弃水问题提供有力支撑。项目建成投产后，将通过特高压交流输变电网向湖南省提供400万千瓦容量。届时，湖南特高压电网将建成，主网架构也将完善，提高祁韶特高压直流输电能力。湖南电网最大供电能力将增加800万千瓦以上，有效弥补电力缺口。4.白鹤滩-江苏±800kV特高压直流输电工程白鹤滩-江苏±800kV特高压直流工程线路起于四川布拖，途经四川、重庆、湖北、安徽、江苏等省市，106止于江苏常熟。线路全长2087公里，额定输电容量800万千瓦，总投资307亿元。该项目将于2023年建成并投入使用。白鹤滩-江苏输电工程是我国实施“西电东送”战略的重点工程，也是促进国家能源结构调整和节能减排的重大清洁能源工程。工程建成后，可以保证白鹤滩水电站的大规模送电，利用夏季输电通道剩余的送电能力，可以大大缓解四川的弃水问题。白鹤滩-江苏工程投产后，输电容量将达到800万千瓦，可满足江苏当地经济和负荷的发展。该线路可与华东地区现有特高压工程相配合，充分发挥特高压电网大容量、远距离、低损耗的优势，有利于提高江苏清洁能源消费比重，加强各种电源协调发展，有效缓解华东地区中长期电力供需矛盾。5.白鹤滩-浙江±800kV特高压直流输电工程白鹤滩-浙江±800kv特高压直流工程线路起于四川惠东，途经四川、重庆、湖北、安徽、江苏等地，止于浙江杭州。线路全长2195公里，额定输电容量800万千瓦，总投资255亿元。该项目将于2024年建成并投入使用。项目建成投产后，将满足白鹤滩水电站的送出需求，提高四川富余水电的外送能力，减少水电弃电损失，满足浙江省负荷增长需求。图1：选定的5条长距离输电线路示意图107附录3ENTSO-E电网规划模型中国演示项目指导委员会会议纪要2020年10月13日，记录人：•梁晨，合同和采购专家，ECECP，chen.liang@icf.com•HelenaUhde，ECECP初级研究生学者。uhde@ececp.eu议程：108MeetingSummaryObjectiveofthemeetingThisobjectiveofthemeetingwastoreviewtheENTSO-EChinaShowcasingProjectworkplanandtheinceptionreport.MembersoftheSteeringGroup(SG)commentedontheprojectsandgavepresentationsonhowtheywantedtomakeuseofthemethodology.Themeetingofferedaplatformforexpertstodiscusstheresearchandprovidefeedbackontheinceptionreport.OpeningremarksOctavianStamate,CounsellorClimateActionandEnergyattheEUDelegationinBeijing,extendedawarmwelcometoalltheparticipantsandunderlinedtheimportanceofthemeetingasitmarkstheimplantationofthesecondannualworkplan(AWP2)oftheEU-ChinaCooperationPlatform(ECECP)17.HewentontoreflectontherecentannouncementbyPresidentXiJinping,onChina’saimforCO2emissionstopeakbefore2030andforcarbonneutralitybefore2060.ThisannouncementhasdirectimplicationsforECECP’swork.TheEUDelegationisreadytosupportChinatowardsachievingitsambitiousgoals.[Duetoconnectionissues,NEArepresentativeswereonlyabletojoinatalaterpointofthemeeting.]ProjectoverviewPeterBørreEriksen,teamleaderoftheENTSO-EChinaShowcasingProjectSteeringMeeting,presentedanoveralloutlineoftheproject,introducedtheactivityandworkplanandgaveanoverviewofexpecteddeliverables.TheEUandENTSO-Ehavetheonlytrulyconsistentandcoordinatedprocessforgridplanningonapan-continentalscale-ascalecongruentwiththeChinesesystem.Thisapproachincludesthreesteps:scenariobuilding,screeningandcost-benefitanalysis(CBA).Asamulti-indicatorassessment,ENTSO-ECBAaimstooptimisethesocialeconomicwelfareofthesystem,whiletakingtheintegrationofrenewablesandsecurityofsupplyintoaccount.MrEriksenstressedthattheprojectrelatestothetransferofENTSO-Emethodology,notdeliveringatransmissionplanforChina.Theworkplan,madeupofi)thelauncheventwasinMarch2020),ii)preliminaryscreening,iii)screeningplusCBAandiv)thefinalanalysis,isaccompaniedbyalistofdeliverables,includingaplanningworkshopinDecember,thepresentationofscreeningresultsinFebruaryandthefinalworkshopandpresentationofresultsinJune2021.Theprojectoverviewbytheprojectteamleader,PeterBørreEriksen,wasfollowedbyaninitialroundofcommentsbythemembersofthesteeringgroup.SteeringGroupComments(Round1)KristianRuby,SecretaryGeneral,EURELECTRIC,acknowledgedtheimportanceofthiscooperation.TheEUandChinasharetheobjectiveofbecomingcarbonnaturalaroundmid-century,withdifferenttimelinesduetothespecificchallengestheyface.Sharinglearningsondecarbonisationbetweenthetwostrongestglobaleconomiesis17TheENTSO-EGridPlanningModellingShowcaseforChinaProjectistheflagshipprojectofAWP2oftheECECP.109Figure1:EaEnergyAnalyses-TransmissionPlanninginEurope.Figure2:EaEnergyAnalyses-Proposedworkandactivityplan.110Figure3:EaEnergyAnalyses-ProposedscreeningprocessforChina.Figure4:EaEnergyAnalyses-Inception/Scopingandthetwomainreports.111ofsignificantvalue.EURELECTRICworkswiththeUS,JapanandAustraliaandcandrawfromitsglobalexperiencewhencooperatingwithChina.WhilethescaleinChinaisverydifferent,themodellingapproachusedintheinceptionreportisverysimilartothemodellingpractisedbyEURELECTRIC.MrRubyhighlightedthatitisimportanttoaskhowarobustCBAcanbeadoptedtoensurethattaxpayers’moneyisspentinthemostefficientwaypossible.LeiXiaomeng,senioradvisorandpersonalenvoytoMrYANGKun,executivepresident,ChinaElectricityCouncil,recognisedtheworkthattheprojectteamhasdoneoverthelasttwomonths,basedonbasicandsimilarassumptions.Inthenextstage,itwouldbeimportanttoconsiderdifferentdemands,realelectrificationscenarios,anddifferentkindsofrenewableenergyintegrationscenarios.OneofthemaindifficultiestheprojectteamisfacingisthecollectionofdataforCBA,thuscomprehensivecooperationisvital.Currently,thecentralgovernment,includingNEA,isworkingonthenextfive-yearpowerdevelopmentplan.Theworkoftheproject,lookingtenyearsintothefuture,couldbeofgreatvalue.MrLeiclosedhiscommentsbyemphasisingthatthepowersectorwillplayasignificantroleinChina’seffortstoachievethe2030target.Apartoftheprojectcouldbetoforecastandanalysetheshareofrenewableenergythatneedstobeachievedby2030.KaareSandholt,chiefexpert,CNREC,commentedthatthisprojectprovidedagoodopportunitytolookattheEuropeansystemandexplorehowthemethodologycouldfitintotheChinesecontext.Therearethreekeyareasforlearning:•Overatime-spanof20years,theEUhaslearnedhowtoimplementtheplanningofanunbundledsystemwithpricessetbymarketsandtheinteractionofarangeofdifferentstakeholders.GiventhatChinaisonthevergeofmovingtoasystemdrivenbymarketforces,thecountrycouldfacesimilarchallenges.•TheEuropeansystemdevelopedfromseparatednationalmarketsintoaEuropeansystem.ThisprocesscouldbecomparablewiththeintegrationofprovincialmarketsinChina.•TheEUhasestablishedthatstakeholderinvolvementandtransparencyarekeyfactorsintheplanningprocess.Regardingthescopeoftheproject,MrSandholtexpressedtheneedtofocusonmethodologicalissuesandcriticallyevaluatewhatisorisnoteffective.Stakeholderinvolvementandtransparencywillbemeritfurtherstudyinthefuture.ChristianRomig,headofconsultinginChina,AFRYConsulting,explainedthatitisimportanttorecognisethatinfuture,China’sprovincialelectricitymarketswillbecompetitiveratherthanplanned.Itwillbeinterestingtoseehowthesystemwilllooklikeinthelate2020s,2030sandfurtherintothefuture,particularlywithregardstoeffectiverenewableenergyintegration.AnimportantresultoftheCBAwillbetoshowtherealvalueofinterconnectorsforthemarket.Takingintermediarysteps,thepricesneedtoreflecttherealvalueofenergyandenergycapacity.Inadditiontoprices,whichareformedclosertorealtime,auctionshavethepotentialtoallocatecapacitymoreefficiently.MrRomigconcludedthattheobjectoftheanalysisshouldbeto112understandnotonlythevalueofinterconnectorsinthefuture,butalsotheintermediatestepspriortoconstruction.DrGianlucaFulli,deputyheadoftheEnergySecurity,DistributionandMarketsUnit,JointResearchCentre(JRC)oftheEuropeanCommission,emphasisedthattheEUandChinashareambitiousclimatetargets.Forthemodelling,DrFullisuggestedconductingacontingencyanalysisandcomparingdifferentcases,i.e.largescaleinterconnectors.Asthe‘scientificbranchoftheEuropeanCommission’-JRCisoneoftheDirectorates-GeneraloftheEC--theJRCiseagertoseehowtheprojectwilldevelopandhappytoprovidecomments.BenteHagem,executivevicepresident,Statnettpointedoutthatlastyear’sIEAreport18providedexcellentinsightsintothechallengesfacedbyChinaandthepotentialforthistypeofcooperation.MsHagemacknowledgedthehighqualityoftheinceptionreportandsuggestedtheprojectshouldbeevenmoretransparentonmarketdevelopmentanditsconsequencesforChina.Marketdevelopmentisaverycomplexanddifficultprocess:inEuropeanefficientmarketisaprerequisite,eventhoughtherealmarketisnotperfect.Thequestionforthemodellingistherefore:HowtocompleteCBAwithoutaperfectmarket?Thesteeringgroup'scommentswerefollowedbythreepresentationsbyrepresentativesfromtheStateGridResearchInstitute(SGERI),theChineseElectricityCouncil(CEC),andtheEnergyResearchInstituteoftheNDRC(ERI)onChinesetransmissionplanningandreviewprocesses.PresentationsPresenttransmissionplanninginChinaDrZhangNing,Researcher,SGERI,gaveanoverviewoftransmissionplanninginChina.In2019,theStateGridCorporationestablishedthePowerGridPlanningManagementCommitteeandthePowerGridPlanningExpertAdvisoryCommittee.WhiletheManagementCommitteeexaminestheworkplanandprioritiesofpowergridplanningandcoordinatesthesafety,qualityandefficiencyofpowergrids,theExpertAdvisoryCommitteeprovidesadviceandtechnicalsupportforthedecisionsoftheManagementCommittee.TherearefourlevelsofregionalbranchesandprovincialcompaniesofthePowerGridPlanningManagementCommittee,includingi)headquarters,ii)regionalbranchesiii)provincialcompaniesandiv)localandmunicipalcompanies.ThefourstepsoftheChinesetransmissionplanningapproachareshowninFigure5.Thekeyfactorsintransmissionplanningincludeenergyrequirements,safeandstableoperation,andtheintegrationofpowersourcesinremoteareasorpowersupplyforusersinremoteareas.Forhigh-voltage(especiallyDC)transmission,theneed18Shelikelyreferredtothisreport:IEA(2019),ChinaPowerSystemTransformation,IEA,Parishttps://www.iea.org/reports/china-power-system-transformation.113forresourceallocationandcomplementaryandmutuallybeneficialfunctionsindifferentregionscarrymoreweight.Thefinalconstructiondependsontheoutcomeofstakeholderinvolvementandtheconsideredapprovalfromnationalgovernment.Forlow-voltagetransmission,thesafetyandstabilityofpowersystemoperationandthereliabilityofpowersupplyarethemaindecisioncriteria.Sincetheconstructionisusuallynotcontroversial,theconstructionmainlydependsonlocalrequirementsforpowersupplyreliabilityandtheinvestmentsituationofgridcompanies.Figure5:SGERI-Chinesetransmissionplanningapproach.MarketdevelopmentandbriefscreeninganalysisofthecandidatetransmissionlinesYeJing,seniorengineerofthestatisticalcentrefortheelectricityindustry,CEC,gaveapresentationontheprogressofChina’spowermarketreformandthepre-screeningofultra-high-voltage(UHV)transmissionlines.InJuly2020,thebasicrulesformediumandlong-termpowertradingwererevisedbyNDRCandNEA,includingmoretradingproductscoveringyears,seasons,monthsandweekswithdistinguishingpeakandoff-peak.Theplanisforintermittentrenewablestojointhemarketinastep-by-stepprocess.Inordertoguaranteerenewableenergyconsumption,mandatedquotasareissuedannually.Apartfrommedium-andlong-termtrading,eightspotmarketpilotslaunchedinOctober2019.Tradedelectricitymakesup85.6%oftotalintra-provincialtransactionsand14.4%ofinter-provincialelectricitytransactions.Between2017and2021,thewindcurtailmentratedecreasedsignificantly114from17%to4%,showingimprovedrenewableenergyutilisation.MrLeifurtherexplainedthepre-screeningofUHVtransmissionlines,illustratedinFigure6.Figure6:CEC-Pre-ScreeningofUHVtransmissionlines.Therearefiveindicatorsforthisprocess:i)marketspace,ii)optimalresourcedistribution,iii)policydirection,iv)securityandstabilityofthepowergridandv)thecostevaluation.Thecostevaluationisperformedusinglevelisedcostsofenergy(LCOE)onthebasisofeconomicevaluationoverthelifespanoftheprojectandnationalconstructionparameters.AnexampleofthecostcalculationcanbeseeninFigure7.Here,twoscenariosarecompared,onewith4000hrs/yrandanotherwith4500hrs/yrutilisationofthetransmissionline.Figure7:CEC-Costcalculationoftransmissionlines.115ProgressontransmissionexpansionscreeningDrHanXue,assistantprofessor,ERI,reportedontheprogressoftransmissionexpansionscreening,whichisbasedontheEstimatedDynamicOptimisation(EDO)model,asdepictedinFigure8.Figure8:ERI-EDOmodelstructure.ThebasicEDOmodelisextendedtoextractshadowpricesi.e.thepricespreadalongtransmissionconnections.Thevalueoflostloadisaddedandthevalueofextendingcapacityiscalculated.Furtherevaluationisbasedontwoscenarios,theStatedPoliciesScenarioandtheBelow2°CScenario.Thereferencegridcontainsallprovinces,eachtreatedasanodeinthenetwork.Sevenregionalgridsarebuiltontopoftheprovincialgrids.Overa10-yeartimespan(2020-2030),threecasestudiesareconducted,includingi)normalannualinvestmentcalculation,ii)removegridinvestmentannualcalculationandiii)frozengridannualinvestmentcalculation.Thescreeningprocessconsistsof14stepsandtakesintoaccountfourmainscreeningcriteria:price/costvalue,electricitypricedistribution,energyflowandlongdistancevs.shortdistancetransmissionconnection.AnexampleofanevaluationoftotalsystemcostsoverthetimeframeisgiveninFigure10.Thescreeningresultsleadtoanumberofobservations:•JiangxiexperienceslossofloadandthereisasignificantpricedifferencebetweenJiangxiandallsurroundingprovinces.•Hunanexperiencesveryhighpricesduetopowerscarcity.Allpowersourcesneedtobeactivatedtomeetconsumptionrequirements.116Figure9:ERI-Referencegrid.Figure10:ERI-Screeningresults(totalsystemcost).117•ThepriceinTibetisverylow,becausepowergenerationismuchhigherthandemand.Electricitycannotbeexportedfromtheregionbecauseofpoorconnectionswiththenationalgrid..•InnerMongoliaandHainanalsoexperiencelowpricescomparedtootherprovinces.Giventheaboveobservations,fourtransmissionexpansionswereproposed:Hubei-Jiangxi,ShanxiandWest-InnerMongolia,Qinghai-Tibet,Guangdong-Hainan.Withtheimplementationoftheseexpansions,itcouldbeshown:i)thelossofloadinJiangxihasbeenresolved;ii)thepriceinHunanremainshigh;iii)gridexpansionbetweenTibetandQinghairemainsinadequate.Finally,ProfessorHanraisedthreequestionsforfurtherdiscussion:•1.Howshouldtheinteractionsofthedifferentgridexpansionpathwaysbeevaluated?•2.Howtoapproachpointtogridorpointtopointconditions?•3.Howtobalancemultiplescenarios?ProfessorHanconcludedwithsuggestionsforthenextstepsintheproject:ananalysisofhourlyresults,theselectionoftransmissionlinesforCBAanddraftingofthefinalreport.Afterthepresentations,themembersofthesteeringcommitteemadefurthercomments.CommentsbytheSteeringGroup(Round2)[Sincethemeetingwasabitdelayed,KristianRubyandChristianRomighadtoleaveearlyduetoapriorcommitment.]LeiXiaomeng,senioradvisorandpersonalenvoyofMrYangKun,ExecutivePresident,CEC,statedthatCNREC/ERIteamhadprovidedanexcellentanalysiswithreferencetoENTSO-Emethodologyandgavecasesofinterconnectionsbetweenprovincialsystemsbasedonaneconomicanalysis.Hesuggestedthatthechangesofthenationalgridconfigurationwouldbetreatedcarefullywhenconsideringinterconnectionsbetweentheasynchronisedregionalsystems.[Duetonetworkissues,hiscommentwasnottransmittedinitsentirety.]KaareSandholt,chiefexpert,CNREC,thankedthethreespeakersfortheirexcellentpresentations.Henotedinparticularthattheworkonthescreeningprocesswaspresentedinasimplewaythatmadeiteasytounderstandthedynamics.InordertoanswerthethreequestionsraisedbyProfHan,hesuggestedadiscussiononwhatkindofvaluethescreeningprocessaddsandfurtherdiscussionabouttheuncertaintyofdifferentparameters,includingthedevelopmentofdifferentloadlevelsintheprovinces.Onesolutionforthecommonissueswouldbetofindarobusttransmissionexpansionortohaveaweightingforthedifferentscenarios.MrSandholtconcludedbystatingthatitwouldbeveryvaluableinthereporttohaveadiscussiononthedifferentscreeningmethodsandthevalueofthesecomparedtothecurrentplanningapproach.118DrGianlucaFulli,deputyheadoftheEnergySecurity,DistributionandMarketsUnit,JointResearchCentreoftheEuropeanCommission,pointedoutthatthetwoquestionsonhowtoevaluatethedifferentexpansionpathwaysandhowtobalancethedifferentscenarios,willrequirefurtherthought.ForthepurposeofCBA,itisimportanttounderstandhowsustainabilityandreliabilityareanalysed.DrFulliconcludedbystatingthathewouldbepleasedtotakepartinfurtherdiscussions.BenteHagem,executivevicepresidentofStatnett,thankedtheparticipantsfortheirinterestinginsights.SpeakingfromherownexperienceintheEuropeanmarket,shepointedoutthatitisimportanttotakemarketdesignintoaccountduringthescreeningprocess,andinparticularthequestionofwhetherimplicitmarketcouplingoranexplicitmarketdesign(withauctionsbeforetheprice)areusedasaprerequisite.Ifanimplicitmarketdesignisused,whichisassumedintheinceptionreportlookingatChina’sfuturecoupledmarket,between10%and15%ofinfrastructurecostscouldbesavedthroughmoreefficientuseofinfrastructure.ClosingremarksThetwohosts,PeterBørreEriksen,teamleaderoftheENTSO-EChinaShowcasingProjectSteeringMeeting,andDrFloraKan,teamleaderofECECP,thankedeveryonefortheirconstructiveparticipationandapologisedfordelaysandtoNEAfortheconnectionproblems.RegisteredParticipantsList#NameOrganisationJobTitleSGmembers1M(arpToolomgaiessz)JerzyniakDmGissEiNonER,EuropeanCom-InternationalRelationsOfficer2MrOctavianStamateEUDelegationinChinaCounsellor,EnergyandClimateAction3MrKristianRubyEurelectricSecretaryGeneral4MrLeiXiaomengCECSeniorAdvisor5MrKaareSandholtCNRECChiefExpert6MrChristianRomigAFRYconsultingHeadofConsultinginChina7DrGianluccaFulliEC-JRC(JointResearchDeputyHeadoftheEnergySecurity,Centre)DistributionandMarketsUnit8MsBenteHagemStatnettExecutiveVicePresident9MsernPeterBørreErik-EaEnergyAnalysesTaskLeader/ConsultantInvitedparticipants&speakers10MrDongBoCEC11DrZhangNingSGERIResearcher11912DrHanXueERIAssistantProfessor13MrLarsBornak14MrLarsBregnbaekEaEnergyAnalysesSeniorConsultant15ProfShiJingli16MsYeJingCseNsREC/EaEnergyAnaly-ChiefModellingExpert/Partner17LiuChao18LiYiCNRECHeadofPolicyResearchDepartment19LvJingNEAInternationalDepartmentNEAGeneralDivisionoftheElectricPowerDepartment20DuCuiNEAPowerGridDivisionoftheElectricPow-erDepartment21MrHuiJingxuanERITeamLeaderECECPTeamSupporttoTeamLeaderJuniorPostgraduateFellow22DrFloraKanECECPJuniorPostgraduateFellow23MsLiangChenECECP24MsHelenaUhdeECECP25MsVeronikaSpurnaECECP12086-1065876175info@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