第一篇 国内外可再生能源和综合能源系统发展概况及趋势
　　第1章 世界发达经济体的绿色低碳能源战略及发展概况
　　气候变化是人类面临的重大而紧迫的全球性挑战。近年来尤其是进入21世纪后，随着温室气体浓度的不断增加，气候变化和日益频发的极端气候事件越来越多地威胁到人类的生存和健康。为应对气候变化这一人类*为重大和紧迫的问题，需要从根本上转变传统的生产生活方式和消费模式，推动转型和创新，走绿色、低碳、循环的发展道路。
　　2016年4月22日，171国(包括中国)领导人齐聚纽约联合国总部，共同签署《巴黎协定》，以应对气候变化挑战。《巴黎协定》为2020年后全球应对气候变化行动做出了安排，并就控制全球温度升高不超过2℃、并努力控制在1.5℃以下的目标达成共识。要实现这一目标，需要世界各国加大控制和减排温室气体的力度，到2050年全球要实现二氧化碳的近零排放。到2021年底，全球已有137个国家承诺2050年实现碳中和，包括发达国家及发展中国家。
　　2019年底欧盟发布《欧洲绿色新政》，承诺于2050年实现碳中和，并出台了关于能源方面的政策和措施路线图。美国众议院在2020年6月份发布的《气候危机行动计划》报告中提到要为全球控制温升1.5℃的目标努力，定下了2050年温室气体排放比2010年减少88%、二氧化碳净零排放的目标。英国通过修改《气候变化法》，把2050年碳中和纳入法律条款。
　　根据*新统计，全球碳排放总量最高的国家和经济实体前三名是中国、美国和欧盟。由于能源领域是碳排放的最主要来源(其次是交通运输、制造业与建筑业)，本章就选取在能源减排方面有显著成果的发达经济体，即欧盟(以德国、丹麦为例)和英国、美国为典型实例，分析和概述这些国家可再生能源和综合能源发展的思路、经验、政策及法规，产生的实际效果，以及发展趋势，为我国新一代能源系统建设提供参考。
　　1.1 欧盟能源电力发展目标及计划
　　1.1.1 以碳减排目标引导能源变革
　　低碳经济是欧盟制定的未来经济社会发展的重要战略方向。欧盟早在2011年就发布了《2050有竞争力的低碳经济路线图》，提出要在2050年实现在1990年基础上减少80%碳排放的长期目标。能源是社会和经济发展的基础和动力，能源转型将在欧盟实现低碳经济的进程中扮演关键角色，发展可再生能源及综合能源系统是欧盟实现能源转型的重要途径。
　　为实现2050年的长期减排目标，欧盟先后制定了一系列阶段性目标和计划。2009年，欧盟通过立法，颁布了《2020气候能源一揽子计划》，提出了欧盟的2020年气候能源发展目标，就是著名的“欧盟20-20-20能源政策”，包括温室气体排放在1990年的基准上至少减少20%；可再生清洁能源的消费为欧盟能源总产量的20%；能源效率比2020年的原定基准提高20%。
　　为了实现阶段性目标并最终实现2050年的长期目标，欧盟在《2050有竞争力的低碳经济路线图》中，明确了电力、房屋建筑、工业、交通运输、农业及建设工程等主要排放行业所需完成的减排量，由于清洁能源发电的大量接入及智能电网新技术的广泛应用，电力行业在各行业中具有最大的减排潜力。到2050年，电力行业基本可以实现零排放。此外，电力在交通运输及供热行业可取代部分化石燃料，因此在欧盟的低碳经济发展和能源转型中将扮演非常重要的角色。以智能电网为核心的能源系统将成为欧盟应对气候变化、推动经济进步、实现可持续发展的基础。
　　2011年12月欧盟又发布了《2050能源路线图》，明确提出，至2050年，电力在最终能源需求中的比例将加倍，达到36%～39%，电力将为轻型机动车提供近65%的能量。
　　为达到以上目标，到2030年，电力行业的低碳化水平应达到57%～65%；到2050年应达到96%～99%。欧盟为此在《2050能源路线图》中提出了一系列针对电力行业发展的计划。
　　1)大量接入可再生能源发电
　　据欧盟预计，2050年风能、太阳能、海洋能等可再生能源将成为欧盟*主要的能源。因此，欧盟鼓励新技术的应用，以降低新能源接入的成本；同时鼓励建立新的政策及市场机制以支持新能源的大规模应用。
　　2)发展天然气、碳捕获与储存技术
　　发展碳捕获与储存技术可以使天然气发电成为主要的低碳技术，具有重要意义。若缺少碳捕获与储存技术的支撑，则天然气发电只能作为灵活备用电源，为电力系统提供辅助服务。
　　3)继续发展核能发电
　　核能发电将降低系统成本和电价，因此仍然发挥重要的作用。欧盟将进一步完善核能安全框架，帮助各成员国确保核电的安全使用。
　　4)发展储能技术
　　储能技术可有效应对新能源接入所带来的不稳定性问题。目前电力储能技术的成本相比燃气存储仍然较为昂贵，而传统的抽水蓄能受到地域限制。大规模发展高效及低成本的新型电力储能是智能电网中的一项重要技术。
　　5)整合并运用局部能源
　　主动配电网是智能电网的核心，可以促进分布式发电、电动汽车、需求侧响应等技术的整合，从而促进智能电网的发展。
　　6)创新电力管理和电力市场规则
　　由于新能源的大量接入，电力系统需要大量灵活资源以应对新能源发电的间歇性。此外，风电、太阳能发电的边际成本为零，当其大量接入电网时，将造成实时电价持续走低，影响所有发电公司尤其是灵活的备用发电机组的收益。因此需建立新的市场机制以确保所有灵活资源——如负荷需求侧、储能等——可以得到适当的回报。
　　7)发展互联电网
　　发展互联电网可以应对局部新能源发电的不稳定性，从而减少所需的储能及备用容量。欧盟鼓励地中海国家将其所产的风能、太阳能输送给欧盟其他邻国，也将继续支持挪威、瑞典的互联，同时将关注俄罗斯、乌克兰的可再生能源如生物质能的发展。
　　8)发展综合能源系统/能源互联网
　　通过热泵和热储能等技术，可再生能源发电可以用于供热和制冷，从而为低碳发展做出重要贡献。同时，电力也可以作为电动汽车的动力，实现交通行业的清洁能源替代。发展综合能源系统，用系统化、集成化和精细化的方法来分析、设计、运行和管理整个能源系统的能量生产、传输、存储和使用，可以极大提高整个能源系统的安全性、可靠性和可持续性，同时降低能源价格。
　　欧盟理事会在2014年10月布鲁塞尔的欧盟峰会通过决议，发布《2030年气候与能源政策框架》，确认欧盟在2030年的气候能源发展目标，包括：温室气体排放在1990年基础上至少减少40%；可再生清洁能源在能源消费中的占比不少于27%；能源效率至少提高27%。决议还提出完成内容部能源市场，各成员国之间电力互联互通15%。
　　2021年6月30日，欧盟正式通过首部《欧盟气候法案》，将在1990年基础上的2030年温室气体减排目标提升为55%。
　　考虑到能源领域超过欧盟温室气体排放的75%，可再生能源在能源消费中的比例的2030年标准也持续提升，从2014年制定的27%，2018年的32%，2021年的40%，到2022年改成45%。至于能源效率，除了定下原始能源的39%和最终能源的36%的标准，还要求成员国从2024年到2030年，每年节约的终端能源不少于1.5%。
　　1.1.2 欧盟对能源资源危机的应对
　　众所周知，2022年初以来的国际局势对欧盟一些国家的能源资源供给产生较大影响。2022年5月18日，欧盟委员会提出REPowerEU计划，*先是节约能源减少消费，建议提高现有能效目标；其次是推进能源供应来源的多元化；再次是加快清洁能源发展以替代化石燃料，大力支持可再生氢能产业，并扩大生物甲烷，还要加快新能源项目审批进程；*后是智能投资，精选项目扩大投资，保证能源安全性，还要加速扩展电力，并强调储能的重要性。
　　应该说，欧盟是京都会议之后在应对气候变化的行动中一直起到引领和典范作用的*大国际实体。这些年来欧盟的相关政策和实践都很有参考和借鉴价值。
　　1.2 德国能源系统的变革
　　1.2.1 德国能源变革轨迹和成果
　　德国是世界第四、欧洲第一大经济体，其2020年电力消费总量位居欧盟首位，达4850亿kW h。德国煤炭资源丰富，煤炭曾经有力支撑了19世纪德国第一次工业革命和第二次工业革命。自20世纪90年代起，德国开始推行能源转型政策。其中效果最为突出的是最初基于1991年的《可再生能源电力上网法》修改的2000年3月出台并经过多次更新的《可再生能源法》。
　　从1990到2020年的30年内，2020年德国的国内生产总值GDP增长了45.5%，而年度电力消费总量则基本不变，一次能源年度消费总量减少了21.6%，而温室气体排放总量降低了40.8%。这说明，国民经济的增长并不需要以能源消费和环境污染的增加为代价。德国电力能源结构转型明显，可再生能源在德国发电能源和一次能源消费中的占比逐年提高，而在这些占比里下降幅度*大的则是核能和煤炭，天然气则一直在增长。
　　图1-1和图1-2分别展示了2022年上半年(1～6月)可再生能源在发电(总量以及公用电量)和一次能源消费中的占比。22年过去，德国的可再生能源发电占总电量46%，其中风电23%、光伏发电11%、生物质能发电8%、水电3%。相比之下，化石能源比例分别是褐煤发电19%、无烟煤发电10%、天然气发电15%。目前，核电发电量占总发电量的16%。可再生能源已经在发电量上超过化石能源，占公用消费电量之比已经从2000年的6%提高到了2022年上半年的49%。
　　在2022年上半年的一次能源消费中，石油和天然气占比59%，煤炭占比19%，核能占比3%，可再生能源占比18%，和煤炭比例相近。

目录
前言
第一篇 国内外可再生能源和综合能源系统发展概况及趋势
第1章 世界发达经济体的绿色低碳能源战略及发展概况 3
1.1 欧盟能源电力发展目标及计划 3
1.1.1 以碳减排目标引导能源变革 3
1.1.2 欧盟对能源资源危机的应对 6
1.2 德国能源系统的变革 6
1.2.1 德国能源变革轨迹和成果 6
1.2.2 德国能源转型政策和市场改革 7
1.2.3 德国能源互联网系统的探索与创新 10
1.2.4 德国能源转型面临的挑战和应对 12
1.3 丹麦风电发展及热能利用 14
1.3.1 丹麦能源系统发展概况 14
1.3.2 丹麦能源系统转型动力 15
1.3.3 丹麦风电及热能利用发展趋势 19
1.4 英国综合能源系统 20
1.4.1 英国能源系统发展概况 20
1.4.2 英国能源系统转型动力 21
1.4.3 英国华威大学的综合能源系统 22
1.4.4 英国能源系统发展趋势 23
1.5 美国能源系统的低碳发展 23
1.5.1 美国能源结构概况 23
1.5.2 美国能源系统转型动力 25
1.5.3 美国的综合能源系统 26
1.6 主要国家和地区能源转型评述 27
第2章 我国可再生能源发展概况及趋势 29
2.1 概述 29
2.2 可再生能源发展“十三五”规划的目标和主要指标 31
2.3 我国大规模可再生能源的发展概况及趋势 32
2.3.1 水电 32
2.3.2 风电 34
2.3.3 太阳能 34
2.3.4 生物质能 35
2.3.5 地热能 35
2.4 我国分布式可再生能源发展概况及趋势 36
2.4.1 分布式天然气 39
2.4.2 分布式光伏 39
2.5 本章小结 40
第二篇 新一代能源系统的运营模式和市场机制
第3章 国内外电力市场调研 45
3.1 国外电力市场情况 45
3.1.1 美国PJM市场 45
3.1.2 英国电力市场 48
3.1.3 电力市场存在的问题 51
3.2 我国电力市场情况 54
3.2.1 上一轮电力体制改革情况 54
3.2.2 新一轮电力体制改革情况 55
3.2.3 我国电力市场建设的成效 62
3.3 本章小结 62
第4章 国内外天然气市场调研 63
4.1 国外天然气市场情况 63
4.1.1 美国天然气市场 63
4.1.2 澳大利亚天然气市场 65
4.1.3 天然气市场存在的问题 67
4.2 我国天然气市场情况 69
4.3 本章小结 70
第5章 国内外碳交易市场调研 71
5.1 国外碳交易市场情况 71
5.1.1 欧盟碳排放交易市场 71
5.1.2 芝加哥气候交易所 73
5.1.3 碳交易市场存在的问题 75
5.2 我国碳交易市场情况 76
5.3 本章小结 79
第6章 新一代能源系统的建设思路 80
6.1 未来我国电力市场的建设思路 80
6.2 未来我国天然气市场的建设思路 81
6.3 未来我国碳交易市场的建设思路 82
6.4 本章小结 83
第7章 构建新一代能源市场的机制需求和政策建议 84
7.1 构建新一代能源市场的经济效益分析 84
7.2 构建新一代能源市场的关键机制需求 85
7.2.1 迫切要求实现各种能量资源和手段定价的市场化 85
7.2.2 迫切要求将系统运行的外部成本内部化 85
7.2.3 迫切要求以激励相容的机制抑制市场风险 86
7.2.4 迫切要求以市场的手段引导基础建设投资，提升能源系统的安全性 86
7.2.5 迫切要求以市场机制引导可再生能源发电消纳 86
7.3 构建新一代能源市场的政策建议 87
第三篇 源端大规模可再生能源电力传输、消纳及转化技术
第8章 西部可再生能源发展情景和挑战 91
8.1 西部可再生能源资源禀赋及供应格局 91
8.2 西部非水可再生能源开发面临的挑战 92
8.3 本章小结 93
第9章 电力传输技术 94
9.1 西部送端电网组网边界条件 94
9.1.1 未来电力流方向预想方案 94
9.1.2 西部送端电网覆盖范围 94
9.2 我国未来西部电网可能模式 95
9.2.1 西部电网构建的基本要求 95
9.2.2 西部可再生能源电力传输的技术选择 95
9.2.3 交流电网配合特高压直流点对点输电模式 97
9.2.4 直流电网输电模式 97
9.3 西部电网输电模式技术经济性 99
9.4 西部电网输电模式关键技术需求 100
9.4.1 交流电网配合特高压直流点对点输电模式技术需求 100
9.4.2 直流电网输电模式技术需求 101
9.5 本章小结 103
第10章 西部可再生能源就地消纳技术 104
10.1 电能替代 104
10.2 能源电力综合利用 105
10.2.1 西部能源电力综合利用现状 105
10.2.2 西部能源电力综合利用发展趋势 108
10.3 电制云就地消纳 109
10.4 可再生能源就地转化 110
10.5 本章小结 110
第四篇 受端多能互补综合能源系统及其规划运行技术
第11章 受端系统的能源转换与利用方式 115
11.1 受端能源转换方式 115
11.2 受端能源的转换元件 115
11.2.1 化学能—电能的转换 116
11.2.2 机械能—电能的转换 117
11.2.3 光能—电能/热能的转换 119
11.2.4 储能装置 120
11.3 受端供能系统的典型终端负荷特性 124
11.3.1 楼宇型 124
11.3.2 区域型 127
11.3.3 海岛型 129
11.3.4 综合对比 130
11.4 本章小结 132
第12章 现有综合能源系统构架 133
12.1 典型综合能源系统类型 133
12.1.1 燃气轮机冷热联供系统 133
12.1.2 基于多能源互补的区域供热和区域供热供冷系统 134
12.1.3 以太阳能综合利用为主的冷热电联供系统 136
12.1.4 含多种能源的大型综合能源系统 136
12.1.5 含电转气技术的大型综合能源系统 137
12.2 综合能源系统典型案例 138
12.2.1 河北张家口可再生能源示范区 138
12.2.2 国网客服中心北方园区局域综合能源互联网 139
12.2.3 “南方电网生产科研综合基地”生态型示范建筑 142
12.2.4 甘肃省国家新能源综合示范区 146
12.2.5 陕西延长石油综合能源互联网示范工程 148
12.2.6 三峡集团东湖燃机冷热电三联供项目 149
12.3 综合能源系统建模与优化 151
12.3.1 综合能源系统随机多目标优化 151
12.3.2 综合能源系统规划和运行决策 156
12.3.3 基于部分负荷特性的综合能源系统运行优化 156
12.4 本章小结 158
第13章 未来能源网络架构展望 159
13.1 未来能源系统的变化趋势 159
13.1.1 未来终端能源构成的走势 159
13.1.2 能源转换传输(供能)系统未来走势 159
13.2 未来能源网络的物理架构 160
13.3 本章小结 162
第14章 举措及相关政策建议 163
14.1 技术举措 163
14.2 政策举措 164
第五篇 储能技术在高比例可再生能源电力系统中的需求和应用
第15章 储能技术的特点、现状以及应用概况 167
15.1 储能技术分类及特点 167
15.2 不同的储能技术形式及其基本原理 167
15.3 不同类型储能技术的特点 171
15.4 储能技术的发展现状 175
15.4.1 不同类型兆瓦规模储能系统的特性 175
15.4.2 新兴储能材料 177
15.4.3 高性能的能量转换技术 179
15.5 储能技术在电力系统中的应用概况 180
15.6 新型储能工程实例 182
15.7 本章小结 185
第16章 未来电力系统对储能技术的总体需求 186
16.1 能源变革背景下未来电力系统的发展趋势以及所面临的挑战 186
16.2 未来电力系统对储能技术的总体需求 187
16.3 本章小结 189
第17章 储能在未来电力系统中的应用 190
17.1 平抑波动的储能配置 190
17.1.1 配置目标和基本原理 190
17.1.2 风电储能配置模型 191
17.1.3 配置计算结果 193
17.1.4 卧牛石风电场储能配置需求统计评估 194
17.2 区域电网储能配置以及经济性分析 197
17.2.1 储能规划模型 197
17.2.2 甘肃电网基本情况 199
17.2.3 储能开发潜力 199
17.2.4 储能规划计算及经济性分析 201
17.3 辅助可再生能源消纳的储能需求评估 202
17.3.1 跨区储能配置方法 203
17.3.2 单区域储能配置灵敏度分析 203
17.3.3 多种方式联合优化消纳可再生能源 206
17.4 本章小结 208
第18章 分布式储能在未来电力系统中的应用 210
18.1 储能在配电网中应用需求分析流程 210
18.2 储能需求分析数学模型 211
18.3 储能需求的经济性分析 211
18.4 应用实例分析 212
18.4.1 计算场景设置 212
18.4.2 金寨县配电网系统结构及计算参数说明 213
18.4.3 给定场景下配电网系统的储能需求评估结果 215
18.4.4 不同场景下配网系统对储能容量需求的对比评估分析 219
18.5 本章小结 225
第19章 储能/技术未来发展方向及路线图 227
19.1 储能技术的发展方向 227
19.2 我国储能容量发展预测 230
19.2.1 分项计算法 230
19.2.2 趋势外推法 234
19.3 储能综合发展技术路线图 236
19.4 本章小结 237
第六篇 能源互联网技术
第20章 能源互联网的驱动力与发展沿革 241
20.1 建设能源互联网是能源革命的重要内容 241
20.2 发展能源互联网的动因 244
20.3 能源互联网发展的国际经验 246
20.4 本章小结