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加州“百日绿电”运行情况
2024年3月7日至6月30日期间，美国加州CAISO电网实现了“百日绿电”的高比例可再生能源稳定运行。在116天中有98天实现了每日至少部分时间可再生能源发电功率超过用电负荷的情况，平均持续时长约4.8小时/天。以下图为例，2024年5月25日，午间光伏出力超过最大负荷，可再生能源富余发电量中约半数输往美国西部其他州，剩余大部分则储存在储能系统中。傍晚至夜间，太阳能出力骤降，储能开始大规模放电，同时，风电、水电、地热电站等提供相对稳定出力，天然气发电、外电作为必要补充。
期间加州电力系统主要呈现三个特征：一是可再生能源发电量占比大幅提升，约占总用电量的70%，天然气发电量较去年同期大幅下降40%左右；二是现货市场价格显著降低，较2023年同期降幅约52.9%，主要是由于可再生能源挤占了天然气发电空间，拉低了市场的出清价格；三是弃光率大幅增加，2024年3-7月各月弃光率接近20%，远超其他月份5%左右的弃光率水平。
初步分析，“百日绿电”期间加州电网实现高比例可再生能源发电运行主要原因包括两点：一是储能装机容量的爆发式增长直接转化为电网调节能力的质变，成为平衡日内供需、提高可再生能源消纳率的关键灵活性资源，在2024年6月17日，储能最大放电功率达到778万千瓦，约为电网平均负荷的1/3，单日最大放电量2952万千瓦时，约占全天用电量的5%左右。二是美国西部电网的强力支撑，加州电网与美国西部电网通过多条500千伏交流通道与高压直流（HVDC）背靠背联络线相连，最大输送功率约为3000万千瓦，约占最大负荷的60%，在“百日绿电”运行期间，这一跨区互联体系在保障电力平衡的同时，还为加州电网提供必要的转动惯量支撑，有效提升系统频率稳定与整体运行安全。
近年来，随着我国新能源快速发展，我国部分区域也出现了“100%绿电”供应的情况。2025年5月28-29日，宁夏电网新能源日发电量连续2天超越区内统调用电量，成为国内首个日新能源发电量超越区内统调用电量的省份，其中28日新能源发电量达到3.54亿千瓦时，发电量占比超56%。从县域范围来看，浙江象山县在午间时段，本地风光发电曲线持续高于负荷曲线，2025年上半年新能源满足本县用电需求的天数达124天，占比超三分之二，县域尺度在典型时段已频繁出现风光出力覆盖用电的情况。
可以看出，在新能源装机容量较高、与外部电网联系紧密的区域，部分时段实现100%绿电供应已逐渐成为常态。不可否认，美国加州始终坚定不移地推进能源低碳转型，并在提升可再生能源占比、强化立法引领、完善市场机制等方面取得显著成效，对我国建设新型电力系统具有重要的借鉴意义。
加州电力系统转型分析
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转型成效
加州设定了雄心勃勃的电力转型目标。通过持续出台法规，明确了各阶段可再生能源占比提升目标。2018年通过了《第100号参议院法案》（Senate Bill 100，简称SB100），并于2022年修订，里程碑式设定2045年电力零碳目标，并提出了具体的阶段性目标：到2026年可再生能源电量占比达到50%、2030年达到60%、2040年达到95%。基于资源禀赋，加州提出大力发展光伏发电、海上风电替代天然气发电，在剩余天然气发电加装CCS，最终实现电力近零排放的转型路径。
SB100法案提出后，加州以太阳能为主的可再生能源取得了飞速发展。2024年，加州可再生能源发电量占比56%，提前实现2026年50%的目标。光伏发电装机容量由1300万千瓦增长至3566万千瓦，装机占比由19.1%增长至30.5%，成为全州第二大电源，发电量占比约1/3；水电、风电、核电装机容量均有小幅增长，合计占比约20%。2016年到2024年，加州天然气发电装机容量减少160万千瓦，装机占比由56.6%下降至32%，发电量占比下降至35%左右。
加州自2007年碳达峰后，碳排放量呈持续下降趋势。2012年碳排放量降低到峰值的89%，与1990年排放水平相近，提前实现2020年减排目标。目前，加州碳排放总量较2007年下降约23%，人均排放量下降约30%，单位GDP排放量下降约50%，成为经济增长与碳排放的“脱钩”的典型案例。
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主要举措
（1）以立法强化目标引领
通过《可再生能源配额标准》等系列法规，强制绿电消费目标刚性约束，推进新能源快速发展。一是通过法规逐步细化不同阶段的可再生能源比例与减排要求，明确电力公司、用户承担责任，有序有力推动了太阳能、风能的大规模开发和应用。二是设定强制性的可再生能源购买目标，要求电力销售方，包括公用事业公司、公共电力机构、社区选择聚合商和独立售电商，必须提高可再生能源电量比例，加州规定到2030年零售电力的60%必须配套绿证，通过绿证压实消纳责任。三是出台光伏项目税收抵免、强制新建建筑安装太阳能等政策，为风电和光伏项目提供了超过十年的政策确定性。四是明确可再生能源购买目标完成情况受加州公共事业委员会和加州能源委员会监管。五是保障该政策执行至2045年，持续发力实现零碳目标。
通过《全球变暖解决方案法案》等法规，加强碳排放约束。一是设定逐年碳排放上限，确立到2020年将温室气体排放量减少至1990年水平，再到2045年实现碳中和的目标。二是建立覆盖全州85%温室气体排放的碳市场，通过限制碳排放总量、拍卖和免费分配碳排放权，激励企业减排，同时将碳交易收入用于投资清洁能源、低碳交通和生态保护等领域。
（2）以市场机制优化资源配置
一是持续完善分布式光伏发电的价格机制。分布式光伏余量上网的电价不再与零售电价相同，而是以浮动电价的模式获得上网电量的补贴。一般情况用户余电上网的电费收益能覆盖其向电网购电的成本，并在5-7年内即可回收前期分布式光伏项目的投建成本，一定程度上能够鼓励中小型电力用户按分时电价辅助大电网负荷调节。
二是在辅助服务市场中引入灵活爬坡服务。2016年，CAISO引入灵活爬坡服务作为提升系统响应速度和稳定性的关键措施，目的是在保证全系统爬坡能力之外，确保局部地区不会因为输电阻塞而爬坡能力不足，为能够提供上爬坡和下爬坡能力的机组额外付费。
三是制定了分散容量义务机制。加州没有集中的容量市场，采用的是分散容量义务机制，将全区域市场的容量采购义务分配给市场运营范围内的所有负荷服务商，以确保能够满足每月和每年的系统最大峰值负荷。负荷服务商可以自由地与各个电源所有者签订双边容量合约，购买足够的有效容量来履行容量义务，也可以通过自建电厂履行容量义务。
四是通过西部电力不平衡市场提供外部支撑。2014年，加州与周边地区组建西部电力不平衡市场（WEIM），建立电力资源共享调节机制。各参与方需向CAISO提交发电计划、可调度资源报价、辅助服务备用计划、负荷预测、故障管理计划及输电线路容量等。自WEIM运行以来，在提高可再生能源消纳量、实现市场主体经济利益最大化方面取得的成绩明显。为了防止参与WEIM的周边平衡区过于依赖其他区域，要求各个周边平衡区应致力于满足其容量、灵活性和电能传输需求，确保各周边平衡区各自履行其电网可靠性义务。
五是通过电碳协同提高了电能量市场出清价格。碳市场对于火电机组的外部性成本会体现在其在现货市场的报价之中，以此体现两个市场之间的协同作用，煤电机组、燃气机组、燃油机组将碳排放成本纳入到度电可变成本之中，推高了其市场报价，进而提高了电能量市场的出清价格，为可再生能源机组提供了更大盈利空间，推动了电力系统的低碳转型升级。
六是通过需求侧响应机制激发负荷的调节能力。加州主需求响应（Demand Response）机制采用分层运作，总规模约396万千瓦，占最大负荷8%左右。在批发市场层面，CAISO将需求响应设为一种市场产品，基于电价信号来激活，例如，当电价升高到1000美元/兆瓦时，可以通过系统调度的方式启用这部分需求响应资源；而在配电层面，如太平洋燃气与电力公司（PG&E）这样的配电公司，基于自身的运营指标，制定了一系列的需求响应项目，通过价格信号在配电系统中触发，例如空调轮控、可中断电价项目（用户每年同意在一定天数内中断用电，可换取全年较低的电价）等，这些机制都由配电公司负责调度和实施，属于配电侧管理。但在实际执行过程中，也存在部分资源不遵守调度计划的情况。
（3）大力发展新型储能等调节性电源
近年来，加州可再生电源装机占比持续提升，但2020年8月加州停电事件后，加州为了保障电力系统供应安全水平，放缓了气电、核电退役节奏。原计划2018—2020年退役燃气发电机组约920万千瓦，实际到2024年仅退役约160万千瓦。同时，2024 年美国能源部决议将加利州的迪亚布洛峡谷核电站（装机容量约224万千瓦）由退役改为持续运营，并提供资金补贴。
加州加大储能发展支持力度，储能实现爆发式增长。储能装机规模从50万千瓦，迅速增加至目前的1500万千瓦，增长30倍。目标到2030年，储能装机达到2500万千瓦，要求至少50%为4小时以上的长时储能。受此影响，近年来加州调节资源的增速高于新能源的增速，调节资源规模与新能源规模的比值由2016年的0.99上升到2024年的1.25，对新能源消纳起到了积极作用。
新型储能的快速发展，已深刻重塑加州电网的日负荷特性曲线，“鸭子”曲线被填平的特征日益凸显。电池充电有效平滑了日间负荷曲线，使午间电网运行更趋平稳。9月25日的数据清晰展现了这一趋势：计及充电负荷后，从正午至晚高峰期间总负荷仅上升约120万千瓦。若不考虑储能因素，午间实际净负荷会下降近千万千瓦再大幅攀升至晚高峰。
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面临的挑战
（1）电力供应安全风险加大
随着新能源的快速增长，叠加燃气发电和核电退出、跨区受电缺少机制保障等影响，加州电力供应安全风险逐渐增加。2020年8月14-20日，加州出现极端高温天气，负荷超出预测值约400万千瓦，晚高峰光伏出力快速下降后，部分燃气机组恰逢非正常停运，多因素叠加下加州出现电力短缺，加州独立系统运营商（CAISO）被迫启动两次超过一小时的轮流停电，影响电力用户超过100万，期间现货市场电价一度飙升至1美元/千瓦时以上。2025年12月20日，加州因一处变电站起火发生大规模停电事故，影响约13万家庭和商户，暴露出加州电力供应安全的脆弱性。
（2）系统成本高企导致终端电价快速上涨
随着新能源装机规模的增加，加州灵活调节资源、电网建设改造投入持续增长，电价水平美国本土最高。2010年至今，加州电价快速上涨，涨幅近一倍。加州居民平均零售电价从14.75美分/千瓦时上升到29.51美分/千瓦时，涨幅约为100%。工业电价涨幅从9.80美分/千瓦时增长到18.64美分/千瓦时，涨幅约为90%。
（3）风光比例不协调导致系统成本升高
受资源禀赋、政策和产业基础影响，加州以发展光伏发电为主，风电发展缓慢，光伏、风电装机比例6﹕1。随着光伏发电装机快速增长，加州太阳能发电占最大负荷比重迅速提升，加州净负荷特性在“鸭子曲线”基础上进一步发生畸变，形成“峡谷曲线”特性，加剧了净负荷波动，增加了储能配置规模和投资，增加了转型的系统成本。若适当增加风电装机，通过风光出力互补的特性能显著降低系统对储能的配置要求。
（4）光伏项目收益面临严峻挑战
光伏装机快速增长，导致光伏上网电价显著下滑。2023年4—5月，加州电价多次跌至负值，南加州2024年5月负电价时段占比近20%，较上一年同期5%大幅提升。伴随以NEM 3.0为核心的净计费改革落地，户用光伏余电上网电价与市场分时电价挂钩，均价由0.30美元/kWh降至0.08美元/kWh，收益大幅下降。弃风弃光率亦明显上升，2022年前CAISO弃光率基本控制在10%以内，而2022年4月、2023年3月、2024年3月分别达16.4%、22.3%、19.4%。其主要成因在于电网阻塞——风光电站多位于远离负荷中心区域，而跨区输电能力不足，高发时段易出现通道容量瓶颈。
带来的启示
加州基于自身资源禀赋、经济水平和政治体制，形成了以“光伏+储能”为方向、天然气发电为支撑的转型路径。加州降碳成效显著，但出现拉闸限电、负荷曲线畸变、电价快速上涨、新能源收益大幅下滑等情况值得关注。加州电力转型情况，结合我国电力转型发展实际，提出以下建议。
（一）协调的电源结构是实现安全经济转型的关键基础
加州在新能源快速发展的同时，气电、核电等支撑电源规模相对保持稳定。光伏、风电本身具有明显的互补特性，加州光伏、风电发展规模失衡，出力波动加剧，大幅增加了配储需求，是加州电力供应安全、电价上升的原因之一。目前，我国风光发展差距逐渐拉大，山东等地区出现与加州类似净负荷曲线和市场价格情况。建议中东部地区出台支持风电发展政策，加大风电开发力度，促进风光比例协调发展。
（二）完善的市场机制是构建新型电力系统核心驱动
一是出台更公平的容量电价机制，保证系统容量充裕度。我国目前仍以容量补偿机制为主，各类调节性电源的容量价格多以政策规定形成，通过市场化手段能有效提高调节资源的配置效率。建议进一步建立和完善与调节成本相适应的价格机制公平显性化体现系统成本，确保同质主体公平准入和公平竞争，促进调节资源快速发展。二是完善跨区跨省电力交易合约机制，为跨区交易提供保障。目前我国跨省区的输电通道多采用经协商的固定电价形式，与受端电力市场匹配度不高。建议将特高压直流送电通道的落地价格与受端电力市场价格挂钩，进一步提高大基地与受端负荷的匹配度。三是建立需求侧响应市场机制，降低系统转型成本。目前我国的需求侧响应的市场机制仍不健全，尤其是配套的保供政策、价格机制、技术平台等方面仍需要进一步加强，部分地区已投产项目的实际运行情况也不尽如人意。
（三）系统的规划是实现调节资源高效配置的重要前提
灵活调节资源是应对风光发电这种不确定性和波动性的“稳定器”和“调节阀”，通过规划引领，明确灵活调节需求，可以避免过度建设冗余的煤电机组作为备用，引导投资向更经济、更环保的调节资源倾斜，降低全社会的长期用电成本。建议通过规划和仿真明确相应发展阶段灵活调节资源总规模，引导储能、抽蓄、水电等快速调节资源发展力度，推进各类调节资源规模协调、功能互补、运行高效。
