受伊顿公司(Eaton)与可再生能源协会(RenewableEnergyAssociation)委托，彭博新能源财经主持的针对高比例可再生能源电力系统的研究成果重磅发布。该研究以彭博新能源财经的《新能源展望》（《NewEnergyOutlook》）为基础，强调风电和光伏将如何快速成为主要发电来源，并探讨可能随之出现的灵活性挑战。

　　欧洲新能源发展三大转折点

　　受快速增长的先进技术和持续增加的规模影响，风电和太阳能发电的成本持续下降，同样，这样的趋势也发生在锂电池储能业。根据彭博新能源财经发布的《新能源展望》预测，在整个欧洲，风电和光伏发电技术有望在2040年前将这两种资源的发电成本至少下降一半。先进技术的广泛应用将促使风电和光伏在2020年中期成为最大的电源类型。同样，锂电池成本的下降也将使电储能成为更经济的系统装备，从终端用户储能到平衡系统峰值需求，电储能都将被广泛应用。

　　多重因素驱使新能源整体发电成本的下降，这其中包含以下不同的先进技术：

　　——陆上风电平准化电力成本从2017年66美元/兆瓦时下降至2040年35美元/兆瓦时。分摊成本下降的最大因素是新型低风速风电机组利用率的提升。

　　——离岸风电平准化发电成本从2017年171美元/兆瓦时下降至2040年50美元/兆瓦时，成本下降得益于安装成本的下降，以及大型风电机组的普及和实际运行经验的提升。

　　——公共事业范围光伏平准化发电成本从2017年的66美元/兆瓦时下降至2040年23美元/兆瓦时。光伏元件生产成本的下降是减少光伏平准化发电成本的最重要因素。

　　——锂电池价格从2017年的273美元/千瓦时下降至2030年的73美元/千瓦时。电池化工生产工程的推进有效促进了电池成本的下降。

　　上述范围内成本的下降，将促使欧洲能源系统内产生三个转折点：

　　转折点一——当风电和光伏发电成为最经济的电源类型。实际上在欧洲大部分地区，该转折点已经被实际触碰，这两种发电技术已经促使风电和光伏发电成本较新建燃煤和气电站更具经济优势，促使它们成为电力供应最经济的选择。

　　转折点二——当新建光伏和风电厂的运行成本低于现有化石能源发电成本。在2020年末，大部分风电和光伏发电项目运行成本将有望低于现有气电和煤电的运行成本。

　　转折点三——当屋顶光伏系统的运行成本低于从电网购电的成本。目前欧洲大部分地区已经跨过了这一经济转折点，未来的增长将受到消费者使用、地方监管和屋顶资源量来共同推动。

　　在不同的国家，在何时将电储能加入系统来进一步提升经济性，还取决于当地的太阳能资源，电力零售价格等，以及储存系统的互补价值流的可用性。

　　新能源将以惊人的速度

　　引领欧洲电力系统发生巨变

　　根据《新能源展望》分析，电力需求的下降将导致2017~2030年电力投资疲软。2030年以后，电动汽车将有助于电力需求再次回升。到2040年电动汽车的市场占比达到12%，将会创造新的电力容量需求，但这并不存在于整个欧洲市场。当然，当电力系统在风电和太阳能发电遭遇阴雨天气时，仍需要气电或煤电来进行削峰填谷，这也会导致新建风电和太阳能发电投资趋缓。

　　在英国，风电和光伏发电将在2030年占比达到39%，到2040年达到50%。根据彭博新能源财经《新能源展望》，英国的风电和太阳能发电容量将在2017~2040年增长45吉瓦，其中风电容量增加25吉瓦。这其中，到2027年主要的增长是依靠于补贴政策下的离岸风电容量增长；2028年~2040年，基于有利的风速以及增长的电力需求，将使陆上风电成为最经济的选择，这期间，英国将增加13吉瓦的陆上风电容量。

　　在同一时间段，该国还将增加20吉瓦光伏发电容量。但基于该国贫瘠的太阳能资源，意味着到2040年，光伏发电为该国新能源发电容量增长所作出的贡献率仅为8%，尽管到2030年左右，光伏发电就即将成为最具经济性的发电类型。

　　在德国，到2030年风电和光伏发电在整个电力系统中的占比将达到47%，到2040年将达到61%。2017~2040年，德国的光伏和风电装机容量将增长超过127吉瓦。其中，光伏装机容量增加108吉瓦。增长的首要因素是小规模的光伏发电系统的发展，当然，这也受到高昂的零售价格和屋顶资源的限制。

　　同时，风电容量的增长仅为18吉瓦。这样的小幅增长是受到电力需求下降以及光伏的大规模应用的冲击，到2040年，德国风电总装机将达到80吉瓦，并稳定在该区域范围内。

　　2040年，德国仍将保持50吉瓦化石能源发电能力，目前，德国现有化石能源发电总容量71吉瓦。

　　在北欧市场（挪威、瑞士、丹麦及芬兰），到2030年风电和光伏发电占比将达到15%，到2040年回落至11%。2017~2040年期间，基于该地区良好的水电资源利用，风电和太阳能发电能力将保持稳定。2017年，水电在该地区的总容量达到51吉瓦，在整个电力系统中的占比超过一半，并满足2/3的电力需求。这也将导致北欧地区光伏发电容量仅增加6吉瓦，离岸风电容量仅增加2吉瓦，陆上风电容量回缩6吉瓦，当然，这样的下降也是由于老旧风电场达到其运行年限而没有被及时重建。

　　英国

　　据彭博新能源财经《新能源展望》预测，基于迅速下降的新能源发电成本，英国能源系统中新能源的占比将持续增加。到2026年，英国新能源占比将超过整个能源系统占比的一半以上，到2040年，该国新能源发电量将超过63%。其中，低成本的风电、光伏发电资源将在2030年占比达到40%，到2040年达到50%，新能源将逐步满足英国的电力需求。

　　2017年，风电和光伏发电仅满足该国25%的电力需求。到2040年，这些可再生资源将满足超过49%的电力需求，同时，根据增加的频率，风电和太阳能将逐渐满足所有电力需求。到2030年，该国的弃风弃光率仅为1%，但到了2040年，当750小时满负荷输出满足电力需求，弃风弃光率将提升至3%（该数据不包括电网或其他限制，并且有可能会达到更高的数值）。

　　这一情况将成就储能技术的爆发，这也将更好地满足灵活性的需求，比如电动汽车充换电以及工业生产过程，将更好地利用有可能被弃掉的可再生能源。同时，电网互联工程将发挥更大的作用，来支持电力电能的输出。

　　基于风电和光伏发电所具有的波动性，其他柔性资源也需要加大或减少出力，来达到电力供需的瞬时平衡。根据模型测算，2017年英国电力系统波动率中上升最大幅度达到10吉瓦/小时，下降最大波动率达到11吉瓦/小时，这要求该国1/3的气电机组启动或关停1小时来平抑波动。

　　到了2040年，这样的波动将达到上升幅度21吉瓦以及下降幅度25吉瓦，这就要求该国20%~25%的发电机组全部关停或启动1小时。这将助力储能、需求响应、气电等具备快速启停性资源迅猛发展，来满足瞬时快速上升的电力需求。有可能会出现的需求极值将会对该国电力系统造成压力，并使传统的发电机组效率更低，需求响应和储能技术有助于减轻这些影响。

　　最快在2030年，风电和光伏发电将满足以周为计算周期内的每一天的电力需求，这也意味着类似于核能等“基荷电源”将没有发电空间，新能源将满足全天甚至数周的电力需求。基于英国风电资源特性，最高风电和光伏发电输出集中在冬季，同时，夏季的电力需求较低，这意味着全年内，风电和太阳能发电的份额保持相对稳定。

　　到2040年，当风电和太阳能发电输出达到最大，可以满足该国所有的电力需求，但当某些时刻新能源不能满足以小时为记的电力需求，就需要储能技术来辅助电力供应。随着时间的递进，多变的可再生能源逐渐接近于满足全年的用电需求。但从最高电力输出月可以满足近70%的电力需求来看，仍需要其他类型的资源来助力可再生能源达到满足全部电力需求的目标。

　　由于英国可能出现的长时间多云天气，有很长时间可能出现无风电和太阳能发电出力的情况。这样的情况多发生在夏天，风电出力表现为最低。尽管如此，我们仍可期待到2040年，在无风/太阳能的天气下，新能源发电仍可满足80%/72%的电力需求。这也导致了到2040年后备电源的需求量和2017年保有量持平。届时，将由70吉瓦分布式电源（储能、需求响应及电网互联工程）来满足低风电及低太阳能发电出力时的峰值需求。

　　同时，在英国，后备电源的需求将越来越少，在无风及无太阳能期间后备电源的平均利用率将从2017年的50%下降至2040年的29%。这也将损害现有发电装机的经济性，主要包括循环气电机组。

　　电储能技术和灵活的需求响应可以很好地解决可再生能源带来的短期波动性问题，例如在一天内将能源从一个小时转移到另一个小时；甚至在一周内将能源从一天转换到另一天。但电储能技术仍将无法完全承担后备电源的功能，当无风/太阳能持续数周甚至数月，电储能技术无法满足电力需求。要解决这个长期性电力缺口问题，仍需要分布式以及灵活资源来调节。目前，仅有抽水蓄能、电网互联以及气电机组在实现经济性的前提下满足长期电力缺口问题，其他技术比如大型水库储能，则仍需要在减少成本上持续推进。同时，储能技术可以满足短期内风电和太阳能发电对系统所提出的灵活性需求。尽管如此，目前季节间的储能技术仍十分有限。

　　德国

　　根据彭博新能源财经《新能源展望》预测，基于持续下降的成本因素，德国能源系统中的可再生能源占比仍持续增长。到2022年，可再生能源将占到整个德国电力容量的一半以上，到2040年，可再生能源发电占比将达到74%。这其中，低成本的风电和太阳能发电占比将在2030年达到49%，可再生能源发电将逐步满足该国电力需求。

　　2017年，可再生能源（风能和太阳能）不足以满足超过37%的每小时电力需求。到2040年，这些资源将满足该国半年内超过71%的每小时电力需求，并且随着时间推移，风电和太阳能发电量将逐步超越该国所有电力需求。在2030年，弃风弃光率达到3%，到2040年提升至16%，2300小时的发电输出将超过电力需求，相当于全年利用小时的1/4（该数据不包括电网及其他限制，有可能会更高）。这一情况将助力电储能技术的发展，还包括需求响应，以及电动汽车充换电等灵活需求的发展，来支持可再生能源的更广泛使用。同时，电网互联也将承担更为重要的角色，来支持电力的出口。

　　正如风能和太阳能发电的波动性，其他灵活性资源也将需要上下波动调节出力以达到系统平衡。同时，在需求侧也存在波动。根据模型测算，在2017年最大波动曲线率表现为上升阶段13吉瓦/小时，以及下降阶段11吉瓦/小时。这意味着近半数的德国气电机组启停1小时。到2040年，波动最大上升曲线为38吉瓦，最大下降曲线为34吉瓦，相当于近40%的德国分布式发电机组启停1小时。

　　这对于具有快速启停特性的资源来说是发展的良机，如储能、需求响应，以及天然气机组，以支持所需的系统平衡。极端的波动率可能会对系统造成压力，并使常规发电机的运行效率降低；灵活的需求响应和储存可能有助于减轻这些影响。

　　最早到2030年，风电和太阳能发电可以满足该国一天内任何小时的电力需求，但这完全仰仗于基荷电源的持续稳定输出，同时对于“基荷电源”技术提出更多的挑战。

　　目前在德国，最高的风电和太阳能发电输出持续于冬季，届时风力将达到最大。随着太阳能发电的持续发展，这一现状将被改变。到2040年，夏季的新能源发电输出能力将和冬天持平。

　　可以预见，到2040年，当风电和太阳能发电输出达到最大，将超过整体的电力需求。尽管风电和太阳能发电输出与每小时的电力需求并不匹配，但其将在以周为单位的时间周期内，提供充足的电力以满足用电需求。同时，也需要储能和灵活的需求响应来辅助以达到供需平衡。随着时间的推移，新能源发电将逐步达到年供需平均。风电、太阳能发电月度最大输出值将满足78%电力需求。但仍需其他类型的发电资源配合以达到天、周，甚至月度平衡。

　　相对来说，在德国，多云天气可以持续很多天，偶尔也会有几个小时几乎没有风力和太阳能发电的状况出现。这样的情况最常见于秋季和冬季，低风速也将出现于冬季，阳光也不像在夏季那样充足。尽管这样，到了2040年，我们仍可以期待在没有风力和太阳能的整周时间内，风电和太阳能发电仍可满足85%和63%的电力需求。同时，2040年后备电源的需求量和2017年持平，来辅助风电和太阳能发电。

　　到2040年，德国需要97吉瓦的分布式能源来平衡电力的峰值需求。但这些后备电源的需求量将逐步下降，平均利用率将从2017年的51%下滑至2040年的27%，这一情况也将逐步损害现有电源的经济性，包括煤电和气电。

　　未来的德国能源体系以新能源为主，同时必须辅之以具有灵活性的资源。储能技术和需求响应能够很好地解决可再生能源带来的短期波动问题，例如将能源从此小时转移到彼小时，或从某一天转移至另一天。到2040，德国有了大量的太阳能发电能力，这为日用储能向日夜转换储能的发展提供机会。

　　然而，这些技术不能很好地适用于在风能和太阳能发电不足以满足需求的情况下，提供数周和数月的能源储备。为了满足这些较长期的需求缺口，需要可调度的，理想的是具有灵活性的资源。目前，只有抽水蓄能、电网互联和气电能够在满足经济性的前提下进行。诸如氢存储之类的其它技术仍将需要显著的降低成本。

　　尽管在德国，风电和太阳能发电的占比达到60%，季节储能的需求并不大。短期储能和其他资源发电将为系统平衡提供充足的灵活性。

　　北欧地区

　　在这份报告中所述北欧地区，包括丹麦、芬兰、挪威和瑞士。彭博新能源财经《新能源展望》中预测，北欧地区能源系统主要以水电为主、风电和太阳能发电为辅。

　　和欧洲其他国家不同，北欧地区并未见到风电、太阳能发电由于成本下降而爆发式增长。包括水电的可再生能源已经占据了北欧电力供应3/4的份额。到2040年，近78%的电力供应仍将以可再生能源为主导，其中水电独大，占比67%。

　　最早到2030年，低成本的风电和太阳能发电资源将占比15%，但是到2040年，由于机组退役或补贴不足，该占比将回落至11%。

　　2017年，风电和太阳能发电在满足电力需求中的小时需求占比17%，到2030年将提升至24%。到2040年，这些资源占比将回落至2017年水平，以及在2030年，甚至2040年，单纯的风电和太阳能发电仍将无法满足全部电力需求。

　　由于风电和太阳能发电输出超过需求而导致的弃风弃光问题，将不会成为北欧地区的能源问题。同时，作为一个风电、太阳能发电渗透率较低的地区，北欧的系统波动性也不会有所增加。

　　根据模型测算，2017年系统波动率上升曲线为8吉瓦/小时，下降曲线为6吉瓦/小时。这意味着北欧地区1/6的水电机组关停一小时。到2040年，最大上升曲线为5吉瓦，以及最大下降曲线3吉瓦，较目前水平下降37%~50%。尽管大量的水电资源非常适合处理北欧的系统波动需求，然而当系统出现波动，在远离水电站的区域或者偶然出现的线路拥塞情况下，仍然需要本地灵活性资源进行调剂。

　　和其他欧洲电力系统不同，尽管风电和太阳能发电持续增长，但北欧市场保持相对稳定。风电和太阳能发电能力的增加相对较小，不会对现有发电机组的总体结构和运行产生重大影响。基于水电的占比，78%的可再生能源（其中风电和太阳能发电占比11%）不会产生系统波动性以及“弃风弃光”的情况，基荷电源将保持稳定的占比。

　　北欧地区的水文循环情况大致是，在冬季水的流入量最低，大部分水被冻结；春季和夏季，雪融化时，水流入量最高。相对在冬季电力需求高的时候，风力发电更高，夏天则较低。尽管分析的是北欧电力市场，但实际上，主要的水电资源还是存在与挪威和瑞士。这些资源使整个区域既能实现深度脱碳，又能引进可变的风能和太阳能发电资源，而不会遭遇系统灵活性挑战。

　　北欧的地域和资源优势，使得其可以利用廉价的风电和太阳能发电，减少了对其他类型的容量和资源的利用——包括储能技术（这其中假定北欧国家之间有很强的电网互联关系）。事实分析表明，该地区有足够的灵活的水电资源来处理风电和太阳能发电的多变性，这为加强与英国和德国等其他欧洲国家的电网互联提供了机会，以便北欧水电能够为风电和太阳能发电可能达到更高渗透率的市场提供更多的灵活性选择。

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