气候变化影响下，新型电力系统面临规划之变

01

高概率极端天气下，新型电力系统面临新挑战

“十五五”时期，既是落实能耗双控转向碳排放双控制度、实现2030年前碳达峰目标的关键节点，也是加快构建新型电力系统的关键期。以新能源为主体的新型电力系统，具有一系列新趋势与新特征，包括电源结构向高比例可再生能源转变，电力系统高度电力电子化，跨省跨区输电比例持续上升，夏季、冬季用电高峰日益突出等。同时，高概率极端天气也给新型电力系统带来了诸多新挑战。

从电源侧来看，随着风电、光伏等新能源（风、光、生物质等）占比持续上升，新能源发电与气候之间的耦合性日益增强。2024年，我国新能源发电装机容量达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机容量；清洁能源发电量达3.7万亿千瓦时，占比超过1/3。根据我们预测，“十五五”期间，风电、光伏发电总装机容量将达到26.7亿千瓦；到2030、2050年，全国电力总装机容量将达到51亿、98亿千瓦，清洁能源发电装机容量将达到35亿、85亿千瓦，清洁能源发电装机占比将达到68%、87%；清洁能源发电量占比将达到52%、84%。

气候变化对电源侧的影响主要体现在两方面，一是气候变化直接影响可再生能源的资源量，导致可再生能源发电的波动性增强。研究发现，气候变化导致我国风能和太阳能资源总体呈减少趋势，冬夏季长时间静稳天气和阴雨天气导致的无风无光、小风寡照等极端事件则呈上升趋势。此外，气候变化还会改变水资源的时空分布，导致“旱涝急转”现象。例如，2022年8月，受历史罕见的“三重拉尼娜”影响，我国西南地区遭遇大范围长时间极端高温干旱天气，长江流域降雨量较常年同期偏少46%，导致四川水电来水偏枯达五成。未来，长江流域极端降水与干旱并存，强降水日数增加，但小雨日数减少，加剧干旱风险，长江流域夏季干旱日数预计延长30%，西南地区“旱涝急转”现象频发，水电丰枯矛盾突出。二是气候变化会间接影响传统电源发电效率和冷却用水，导致电网物理风险增加。例如，高温会降低火电厂发电效率，水资源短缺影响火电厂冷却用水，强降水和洪水则可能毁坏火电厂。

从负荷侧来看，2024年我国全社会用电量达9.85万亿千瓦时。预计“十五五”期间，电力需求增速仍将高于经济增速，电力负荷增长显著高于用电量增长。电动汽车、数字基础设施、可再生能源制氢、电制燃料原材料等新型用电领域成为用电需求增长的新动能。预计到2030、2050年，全社会用电量将分别达到13.2万亿千瓦时和19.5万亿千瓦时，终端用能的电气化率则提升至35%和66%。

近年来，气候变化与极端气温已经成为推高用电负荷和用电量的重要因素。夏季和冬季用电高峰期，制冷、采暖负荷“尖峰化”趋势日益凸显，随着夏季最高温屡破极值，我国全年最大用电负荷也不断刷新纪录。其中，我国夏季空调负荷峰值占总负荷比重已经超过三成，受极端气温影响的温敏负荷已成为影响电力供需平衡的重要因素。受极端高温影响，2022年夏季川渝地区制冷负荷占比超过50%。研究表明，迎峰度夏期间最高气温每升高1摄氏度，最高负荷增加5000万千瓦。

从电网侧来看，未来送端在我国西北、西南、东北及华北北部等大型清洁能源基地，推动水电、风电、太阳能发电等清洁能源多能互补协调发展与跨区域协同开发；在东中部地区负荷中心和受端，未来约70%的负荷依靠区域内清洁电力满足，30%的负荷依托特高压由西部、北部送入。到2050年建成以特高压为骨干网架的东部、西部两个同步电网，将形成“西电东送、北电南供、多能互补、跨国互联”的总体格局。

气候变化对电网侧的影响，一是各类输配电和新能源发电基础设施易受极端天气引发的物理影响，如野火、冰雪、大风、沙尘会破坏输电线、杆塔、变电站等，高温会导致输电效率下降。以寒潮为例，2008年我国南方发生雨雪冰冻灾害，导致多地输电网架和塔杆倒塌。统计数据表明，我国20世纪50年代至今已发生1000多起6千伏及以上电压等级的电力系统覆冰灾害。二是电力系统的稳定平衡也易受气候条件以及极端天气的冲击，导致电力系统出现电压波动、频率不稳定、局部失负荷乃至大面积停电事故。如2021年河南特大暴雨导致近30%供电设施受损，370多万户停电。

灵活性资源是应对气候变化与极端天气的重要手段。储能系统不仅可以在极端天气下提供可靠的电力保障，还可以提高可再生能源利用率、平抑负荷波动、增强电力系统的灵活性和韧性等，是构建安全、可靠、可持续电力系统的重要支撑。预计到2030、2050年，抽水蓄能与电化学储能等新型储能容量将分别达到2.8亿、7.3亿千瓦。需求侧灵活性资源方面，车网互动（V2G）、电制氢、虚拟电厂等将通过提供需求响应、调峰、调频等灵活调节能力，在极端天气或有序用电场景中发挥重要作用。未来需积极发挥需求侧可调节负荷的响应作用，统筹优化虚拟电厂等灵活性资源。预计到2030、2050年，虚拟电厂容量将分别达到2.9亿、17亿千瓦，为系统提供重要的调节能力。

02

电力系统的安全边界与发展路径亟待重塑

气候变化引发的极端天气频发，正深刻重塑电力系统的安全边界与发展路径。为构建面向未来的气候适应型电力系统，亟须在理念方法、功率预测、电网规划、灵活性资源、模型工具、电力气象融合等重点领域进行系统性变革。

一是创新电力系统规划理念，提升电力系统的气候适应性。随着新能源比例不断提高和气候系统不确定性增强，电力系统规划的目标正从“满足最大负荷”转向“控制缺电风险”，规划理念也由传统的“刚性保障”转向“风险优化”。相应地，规划方法亟须由确定性分析转向以概率为基础的不确定性方法，更加科学地评估资源充裕性与系统韧性，提升整体效率与经济性。我们首次提出“气候适应型电力系统”的概念、内涵和理论体系。气候适应型电力系统具有资源充裕、安全稳定、智能感知、灵活韧性等关键特征，涵盖以新能源为主体的多元化电源系统、数智化互联互通的电网传输系统、灵活多样开放互动的负荷系统、精准完备的气候感知系统、电力气象技术标准体系以及市场与应急相结合的体制机制。通过构建“事前预防、事中应对、事后恢复”的全链条应对体系，提升对气候变化和极端天气的响应能力。

二是电源规划需融合气候预测与新能源功率预测，将气候变化与极端场景纳入电源中长期规划。气候变化导致风光出力波动性增强，为应对这一挑战，需提升新能源全时空尺度功率预测准确率。我们与国家气候中心联合提出了“气象要素预报-风光场站识别-新能源发电能力预测”的预测框架，首次对全国风光发电年景进行预测，为能源政策制定者开展能源系统规划与年度能源平衡分析、电力企业制定生产经营计划与风险管理策略提供月-季-年度长时间尺度的决策支撑。

三是电网规划需强化跨区互济与多能互补能力。根据我国可再生能源资源与负荷中心逆向分布、可再生能源资源分布异质性强的特点，应充分发挥大电网的“空间平滑”效应，增强对极端天气条件下风光出力波动的应对能力。研究表明，通过特高压通道实现西南水电与西北风光互补互济，可在枯水期增加系统风光出力，削减约40%的季节性电力缺口。未来需重点推进西部“沙戈荒”大型基地外送通道建设，配套开发西南地区水电与风光的跨季调节能力，发挥新能源开发、新型抽水蓄能与跨流域调水协同作用，构建“水风光打捆”的稳定电源组合。

四是灵活性资源规划需重视需求侧响应与储能等柔性资源的发展。随着新能源占比不断提高，新能源发电呈“山峦曲线”特性，日内负荷峰谷差扩大，传统的“源随荷动”规划理念应转变为“荷随源动、源荷互动、柔性协同”的战略思路，提升电力系统对新能源大规模接入的适应能力，增强电力系统的灵活性、稳定性和可持续性。需要在东中部主要负荷中心加快虚拟电厂等灵活性资源发展，聚合空调负荷、车网互动、储能、氢能等多元柔性资源，推动负荷侧主动参与电网调节。

五是需构建面向极端天气的电力系统影响评估与电力规划耦合模型，开展极端天气标准制定、影响评估、气候风险预警等研究，为气候适应型电力系统规划提供支撑。当前在美欧等国，学者已在探索应用人工智能与机器学习方法，推动电力规划与天气气候模型耦合。我们搭建了全球气候预测与电力规划耦合模型，量化研究气候变化对全球电力系统的影响。例如，基于第六次国际耦合模式比较计划（CMIP6）气候情景和区域降尺度方法，构建高精度时空气象数据集，提出电力极端天气标准并识别多类典型极端天气场景。电源影响评估方面，研究表明在不同排放情景下，极端高温、极端低温天气将导致我国“沙戈荒”地区的风电、光伏发电出力效率分别下降15%～23%和13%～18%。电力系统影响评估方面，研究表明，在高排放情景（SSP585）下，极端天气场景造成的失负荷量占全部场景的35%。电力系统规划研究方面，未来华北、华东和华中区域，以及西南地区的平均气温将升高4～5摄氏度，为保障电力供应的充裕，长时储能需增加12%，全系统成本约增加2个百分点。

六是加强电力与气象的跨部门合作，全面提升电力气象基础设施与能力建设水平。我国气象部门已出台《能源气象服务行动计划》，2024年，国家电网公司与中国气象局签署战略合作框架协议，积极推动气象与电力领域深度融合。建议电力行业与气象部门在可再生能源出力预测、负荷变化分析、电力基础设施风险监测等方面加强协同，提高极端天气电力预测的准确率。加快构建覆盖源、网、荷、储等关键环节，贯通短时临近至月、季、年多时间尺度，空间无缝隙的一体化电力气象服务业务体系，提升全链条、全场景的气象支撑能力。

（作者均供职于全球能源互联网集团有限公司）