《電力增長零碳化（2020-2030）：中國實現碳中和的必經之路》報告.pdf

電力增長零碳化（2020–2030） 中國實現碳中和的必經之路 落基山研究所，能源轉型委員會 作者 曹藝嚴，陳濟，劉秉祺，Adair Turner 能源轉型委員會， 朱思捷 * 作者姓名按姓氏首字母順序排列。除非另有說明，所有 作者均來自落基山研究所。 其他作者 Koben Calhoun, 李婷 聯系方式 曹藝嚴, ycaormi.org Koben Calhoun, kcalhounrmi.org 引用建議 曹藝嚴，陳濟，劉秉祺，Adair Turner，朱思捷，電力增長零碳 化（2020-2030）中國實現碳中和的必經之路，落基山研究 所，2021年1月 *除特別注明，本報告中所有圖片均來自iStock。 作者與鳴謝 鳴謝 本報告作者特別感謝以下機構和個人對本報告撰寫提供的洞 見觀點與寶貴建議。 Clyde Loutan, California ISO Louise Clark, UK National Grid Mark Dyson, 落基山研究所 王睿, 電力規劃設計總院 張寧, 國家電網能源研究院 韓雪，國家發改委能源研究所 此外，團隊也感謝能源轉型委員會成員對本次工作的積極 參與。 特別感謝Angela Wright Bennett Foundation、Bloomberg Philanthropies、ClimateWorks Foundation、Quadrature Climate Foundation、Sequoia Climate Fund和The William and Flora Hewlett Foundation對本報告的支持。 *按機構首字母順序排列 關于我們 落基山研究所（ROCKY MOUNTAIN INSTITUTE） 落基山研究所（Rocky Mountain Institute，RMI），是一家于1982年創立的專業、獨立、以市場為導向的智庫。我們與政府部門、企 業、科研機構及創業者協作，推動全球能源變革，以創造清潔、安全、繁榮的低碳未來。落基山研究所致力于借助經濟可行的市場 化手段，加速能效提升，推動可再生能源取代化石燃料的能源結構轉變。落基山研究所在北京、美國科羅拉多州巴索爾特和博爾 德、紐約市、加州奧克蘭及華盛頓特區設有辦事處。 能源轉型委員會 （ENERGY TRANSITIONS COMMISSION） 能源轉型委員會（ETC）匯集了全球能源領域中各行各業的領導者，其中包括能源生產商、能源密集型產業、設備供應商、金融機 構和環保領域的非政府機構。我們的使命是打造一個既能夠確保發展中國家達到發達世界生活水平，又能夠將全球氣溫上升限制 在 2℃ 以內，并盡可能趨近1.5℃的全球經濟。要實現這一目標，我們的世界需要在世紀中葉前后實現溫室氣體凈零排放。 目錄 1. 碳中和加速電力增長零碳化進程 ................................................................................................5 2. 零碳電力增長的經濟性日益顯著 ................................................................................................9 3. 瞬時電力平衡管理技術已然成熟 ..............................................................................................19 4. 時-日-季節電力供需平衡可實現 ................................................................................................25 5. 未來10年電力零碳增長政策建議 ..............................................................................................47 附錄 ....................................................................................................................................................51 參考文獻 ............................................................................................................................................53 碳中和加速電力增長零碳化進程1 6 | 落基山研究所 碳中和加速電力增長零碳化進程 2020年9月22日舉行的聯合國大會上，習近平主席承諾中國將 在2030年前實現碳排放達峰，并在2060年前實現碳中和。 1 這 是全球應對氣候變化工作的一項重大進展，顯示了中國作為 負責任大國承擔起全球領導力的決心。 我們認為，中國能夠在2060年前，甚至有可能在2050年實現 碳中和，并全面發展成為一個發達經濟體。正如我們近期發 布的兩部報告（分別討論了全球和中國經濟全面脫碳的可行 性 2 ）所示，技術先進的經濟體以非常低的經濟成本在本世紀 中葉實現零碳，其可行性是毫無疑問的。 實現這一碳中和目標的關鍵在于應盡早完成盡可能多部門的 電氣化，并確保幾乎所有電力來源于零碳資源。全球越來越多 的國家都極為重視電力系統低碳轉型的需求與機遇，并制定 了相應的目標 英國現在已通過立法正式承諾將于2050年實現凈零溫室氣 體排放，并計劃在2035年實現零碳或近零碳電力系統。 美國當選總統拜登提議美國將在2035年前實現電力系統零 碳并在2050年前實現全社會凈零排放。 清華大學氣候變化與可持續發展研究院近期發布的一份研究 顯示，中國可以在2060年或更早完成碳中和目標，與將全球溫 升幅度控制在1.5℃的路徑保持一致。 在所有國家可實現的全面脫碳情景中，電力的脫碳都必須先 于更大范圍的整體經濟脫碳。因此，中國電力系統在未來十 年的發展對于其在2030年前實現達峰和在2060年或更早時間 實現碳中和目標至關重要。要完成習主席提出的目標，中國必 須大幅提高零碳發電資源的投資速度，而任何新建煤電投資 形成的資產都有可能阻礙這一目標的實現，或必須被迫在遠 早 于 其 使 用 壽 命 結 束 的 時 間 關 停 ，這 不 但 將 造 成 投 資 資 源 的 浪 費 ，更 對 電 力 系 統 脫 碳 帶 來 更 多 挑 戰 。 因此，符合中國長期碳中和目標的合理策略，應確保中國所有 新建發電裝機基本為零碳清潔能源。但是，目前中國仍在繼 續建設新的燃煤電廠，僅2020年1-6月間，新批復的煤電裝機即 達20 GW，比過去4年中任何一年的全年核準裝機量都高。 i，3 這是不同關切和利益訴求綜合作用的結果。首先，由于各省具 備不同的資源稟賦和經濟發展特征，在考核與激勵措施實施 上可能各有側重。同時，一些偏頗的觀點認為，在不增加更多 新增煤電的前提下增加可再生能源上網和消納，這在技術上 存在難度，甚至是不可能的。另一些觀點認為，零碳電力供應 的增長速度是有限的，難以滿足未來十年的電力需求增長，而 煤電是必然選擇。在本報告中，將闡述為何這些觀點并不準 確，并證明幾乎所有新增發電均來自零碳能源的策略是可行且 具備經濟效益的。 到2050年，中國經濟體將大部分完成脫碳化如地面運輸和 住宅供暖等目前主要使用化石燃料的部門活動基本將接近完 全電氣化，總耗電量將達到約15萬億千瓦時，大約是當前水平 的2倍。研究表明，到 030年，隨著經濟的繼續增長和電氣化 范圍擴大到新的部門，中國的電力需求將達到10-12萬億千瓦 時（ 圖 1 ）。 在本報告中，我們設定了一個與2050年完成中國電力部門脫 碳相一致的2030情景，并將其稱為“零碳投資情景”。如圖2 所 示 ，該 情 景 包 括 了 以 下 假 設 2030年，電力需求約達到11萬億千瓦時，在當前水平基礎上 增長54，年均增長率約4； 將煤電裝機控制在2019年1041 GW的裝機水平，但通過提 高現有裝機的使用率少量提高煤電發電量； ii 非水可再生能源發電裝機平均年增長約110GW，從2019年 的408 GW增長到2030年的1650GW，非水可再生能源發電 量占當年發電總量的比例達到28.5； 非化石燃料發電占比達到53，略高于中國政府在2016年 提出的50的目標。 4 i 其中大部分新核準的煤電廠項目并非“上大壓小”等容量替代項目。 ii 目前計劃或在建的煤電項目會帶來新增裝機，但應與淘汰落后小煤電的數量持平，考慮到越來越嚴重的資產擱淺風險，總煤電裝機不應高于目前的水平。 電力增長零碳化（2020–2030）中國實現碳中和的必經之路 | 7 碳中和加速電力增長零碳化進程 在該情景時間節點之后，從2030到2050年，零碳發電供應比 例應繼續快速提高，并逐漸減少存量燃煤機組（除非配合碳 捕集與封存）。實現這一情景將有助于實現“2030年前達峰” 的目標，并確保中國處于實現2060年碳中和目標的正確發展 路徑上。 本報告通過以下四個章節展示了用零碳發電資源來滿足未來十 年用電增量的可行性，以及要實現這一目標所需的政策支持 1. 零碳電力增長的經濟性日益顯著 2. 瞬時電力平衡管理技術已然成熟 3. 時-日-季節電力供需平衡可實現 4. 未來10年電力零碳增長政策建議 圖 1 2030年中國電力需求的預測比較 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 常規發展情景 常規發展情景 高比例可再生 能源情景 加速電氣化 情景 重塑能源情景 （高節能情境） 低于2℃情景 國網能源研究院 中國能源電力發展展望2019 重 塑 能 源 中 國 中國可再生能源中心 中國2050高比例 可再生能源發展情 境暨路徑研究 中國可再生能源中 心中 國 可 再生能 源展望2018 電力需求 T W h 8 | 落基山研究所 碳中和加速電力增長零碳化進程 iii 該情境的假設說明在附錄表格A中展示 圖 2 在零碳投資情景下，中國2030年的發電量和發電裝機構成 iii 中國2019年和2030年發電裝機構成對比 中國2019年和2030年發電量構成對比 裝機容量 G W 發電量 T W h 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 2030 2030 2019 2019 燃煤發電 海上風電 天然氣發電 水電 光伏 生物質能 陸上風電 核電 燃煤發電 海上風電 天然氣發電 水電 光伏 生物質能 陸上風電 核電 零碳電力增長的經濟性日益顯著2 10 | 落基山研究所 在全球各地，可再生能源發電成本持續下降并逐漸開始低于 化石燃料發電成本，中國也不例外。但中國需調整政策以確保 可再生能源成本能持續快速下降，并且零碳電源投資也能滿 足未來電力需求增長。 全球可再生能源成本都在下降 過去10年，可再生能源的發電成本降幅巨大。據測算，全球 光伏和陸上風電的平準化發電成本LCOE分別下降了85和 60，海上風電成本如今也開始快速下降，僅過去五年就下降 了60。 5 在可再生能源資源豐富地區，可再生能源競價甚至 更低。目前全球光伏LCOE平均水平大約是每千瓦時0.35元， 但美國加利福尼亞州、葡萄牙和中東已經出現了每千瓦時 0.14元甚至更低的報價。全球海上風電的LCOE目前為每千瓦 時0.63元左右，英國最新的中標價格大約每千瓦時0.36元。 6 在許多國家，光伏與風電目前已經能夠與作為基荷的化石燃料 發電競爭。甚至在一些國家，可再生能源加儲能已經成為比燃 氣輪機更具經濟性的調峰方式?；诿绹袌龅难芯匡@示， 在稅收減免政策的支持下，光伏或風電成本在所有州都已低 于基荷燃氣發電（圖4），許多州也取消了新建燃氣調峰電廠計 劃，為光伏加電池儲能方案提供發展空間。 8 零碳電力增長的經濟性日益顯著 圖 3 2009-2020年全球光伏與風電平準化發電成本基準 7 L C OE / M Wh ， 2 0 19 年實際價格 海上風電 陸上風電 固定支架光伏 跟蹤式光伏 來源 彭博新能源財經 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 20202009 362 50 111 44 39 347 78 190 電力增長零碳化（2020–2030）中國實現碳中和的必經之路 | 11 零碳電力增長的經濟性日益顯著 圖 4 2020年美國成本最低的新建大規模發電項目 9 不含收稅抵免 包含稅收抵免 來源 彭博新能源財經 注釋 區域劃分遵循州邊界，但不能完美地映射到獨立系統運營商的調度區。 數字代表每個獨立系統運營商的基準LCOE。 加利福尼亞州獨立 系統運營商 35/MWh 中部電力系統運營商 37/MWh 中部電力系統運營商 27/MWh 西南電力聯 營公司 27/MWh 西南電力聯 營公司 16/MWh 德克薩斯州電力 可靠性委員會 26/MWh 德克薩斯州電力 可靠性委員會 15/MWh 新英格蘭 47/MWh 新英格蘭 38/MWh 紐約 44/MWh 紐約 36/MWh PJM 42/MWh PJM 34/MWh 東南 35/MWh 東南 32/MWh 西南 32/MWh 西南 26/MWh 西北 37/MWh 西北 35/MWh 陸上風電 跟蹤式集中式光伏 燃氣-蒸汽聯合循環 加利福尼亞州獨立 系統運營商 29/MWh 12 | 落基山研究所 零碳電力增長的經濟性日益顯著 展望未來，可再生能源發電成本下降趨勢必將持續下去。因 此，光伏和風電成本很快就將在一些國家降至低于現有燃煤 或燃氣電廠邊際運營成本。未來十年，許多國家的光伏與風電 成本都將陸續達到這一轉折點，而可再生能源的優勢也將隨 時間推移愈加顯著。圖5展示的美國發電成本變化趨勢顯示， 可再生能源的競爭力正在超過新建煤電項目和許多現有燃煤 電廠，給這些電廠及投資者帶來了越來越大的經濟性壓力。 10 中國可再生能源和其他零碳發電成本 全球范圍的大趨勢在中國也在同步發生。中國的光伏發電成 本已經低于燃煤發電成本，而陸上風電也將很快達到這一水 平。海上風電成本很可能將在未來十年具備競爭力，而中國的 核電成本目前已經基本可以與煤電競爭。 光 伏成本已經低于新建煤電 據彭博新能源財經預計，中國光伏發電目前的LCOE在每千瓦 時0.2-0.41元之間，在多數地區已經具備了與新建燃煤發電競 爭的能力（圖6）。2018年以前，中國通過煤電標桿上網電價加 固定度電補貼形式支持光伏項目發展，且補貼水平逐年降低。 而在2019年，中國開始啟用了補貼競價模式。最新的核準與競 價結果已經在很大程度上確認了彭博新能源財經的預測光 伏目前已經能夠與新建煤電競爭，并將逐漸具備與現有煤電競 爭的能力。 2019年的競價結果顯示，光伏上網電價與2018年的標桿電價 相比已下降30，而2020年的結果在2019年的基礎上進一步 圖 5 美國新建可再生能源與現有火電項目經濟性對比 11 新建風電對比現有煤電和燃氣-蒸汽聯合循環 新建光伏對比現有煤電和燃氣-蒸汽聯合循環 來源 彭博新能源財經 燃氣-蒸汽聯合循環 注釋 光伏與風電LCOE測算不考慮稅收減免投資稅減免ITC和生產稅減免PTC與棄電。LCOE的范圍代表了不同成本和項目容量范圍。在測算海上風電， 我們涵蓋了發電資產、海上變電站、送出電纜和陸上變電站?；痣婍椖慷唐趦鹊倪呺H成本范圍反應了不同的機組效率。 L C OE 對比運行成本 U S D / M Wh , 2 0 19 實際價格） L C OE 對比運行成本 U S D / M Wh , 2 0 19 實際價格） 海上風電 陸上風電 煤電 煤電 跟蹤式光伏 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 燃氣-蒸汽聯合循環 電力增長零碳化（2020–2030）中國實現碳中和的必經之路 | 13 零碳電力增長的經濟性日益顯著 來源 彭博新能源財經 下降20，這與彭博新能源財經預計的26的LCOE降幅相 近。 iv 因此，雖然2020年仍有近20個省份申請了光伏補貼，但 平均補貼金額已經下降至每千瓦時0.033元 v ，最低補貼金額僅 為每千瓦時0.0001元（圖7）。 13 成 本 下 降 是 必 然 趨 勢 ，這 意 味 著2021年可實現的上網電價將在幾乎所有省份顯著低于標桿 煤電電價（圖8），在許多省份甚至低于煤電市場化交易價格 （ 圖 9 ）。 vi 這也與行業預測相一致，即2021年起光伏補貼或將 全面取消。 圖 6 2020年中國不同發電來源的平準化發電成本 12 USD/MWh 固定支架光伏 陸上風電 海上風電 小水電 生物質能 燃煤發電 核電 燃氣- 蒸汽聯合循環 光熱 抽水蓄能 開放式燃氣輪機發電 活塞式燃氣發電機 iv 價格降幅計算基于國家能源局公布的競價結果。 v 補貼是指在標桿煤電價格基礎上支付的價格溢價。 vi 市場化交易價格是中長期合同的價格，通常介于邊際運營成本和全成本之間，一定程度上可以反映電廠的運行成本。 隨著光伏成本競爭力的增強，光伏項目的補貼也逐漸退出， 平價項目將越來越普遍。2020年，33GW新建平價項目得到 核準，近50GW平價光伏項目正在建設當中，橫跨中國20個 省份。 300 250 200 150 100 50 0 59 62 104 66 68 97 130 276 235 250 93 33 29 41 69 50 51 75 116 83 121 132 41 29 14 | 落基山研究所 零碳電力增長的經濟性日益顯著 圖 7 中國新建煤電與光伏競價對比 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 安徽 河南海南 寧夏 云南甘肅 江蘇 四川重慶 湖南 上海 黑龍江 陜西廣西 吉林 新疆北京 湖北 山東河北 青海 浙江廣東 江西 天津福建 內蒙古 山西貴州 遼寧 西藏 煤電標桿電價 2019年競價結果 2020競價結果 圖 8 中國新建煤電、2021年可行價格與2020競價對比 vii 煤電標桿電價 2020競價結果 2021年可實現的最低價格 vii 2021年的可實現價格是在2020年最低項目價格基礎上降低20。 安徽 河南海南 寧夏 云南甘肅 江蘇 四川重慶 湖南 上海 黑龍江 陜西廣西 吉林 新疆北京 湖北 山東河北 青海 浙江廣東 江西 天津福建 內蒙古 山西貴州 遼寧 西藏 元/ 千瓦時 元/ 千瓦時 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 電力增長零碳化（2020–2030）中國實現碳中和的必經之路 | 15 零碳電力增長的經濟性日益顯著 圖 9 中國現有煤電與新建可再生能源電價對比 14 煤電交易價格 2020競價結果 2021年可實現的最低價格 陸上風電成本即將低于煤電，海上風電也在未來十年達 到這一水平 自2010年以來，中國陸上風電成本已下降約40，彭博新能源 財經預計，2020年成本范圍在每千瓦時0.29-0.43元之間，與新 建煤電相比已具備了很強的競爭力?；谌绱司薮蠼捣?，政府 在2019年提出2021年后停止向陸上風電提供補貼（圖 0）。 但是，政策框架的重大變化增加了近期成本分析的不確定性 2019年執行了風電競價的省市（如天津與重慶）的競價結 果顯示，補貼范圍在每千瓦時0.08-0.17元水平，遠高于2019 年光伏競價每千瓦時0.065元的平均值。 2020年已獲核準的新增平價項目裝機總量較低，僅有 11GW。 值得注意的是，發電成本將會受裝機速度的影響出現短時內 的動態波動，但并不影響其長期趨勢。短期內，在補貼退出 的壓力下，出現了項目搶裝和風機訂單的激增，受到行業產 能的限制，暫時提高了項目建設成本；而一旦裝機恢復常態 化穩步增長，成本仍將出現大幅下降。彭博新能源財經預計 到2025年，平均成本還將下降30，在2025年和2030年分別 降至每千瓦時0.25元左右和0.21元，而多數具備資源優勢的 地區的發電成本將遠低于這一水平（圖11）?？紤]到未來政 策將會繼續支持行業發展以實現2030年裝機量大幅增長目 標（如圖2），預測中國風電成本將在 020年代后期低于煤電 交易價格。 安徽 河南海南 寧夏 云南甘肅 江蘇 四川重慶 湖南 上海 黑龍江 陜西廣西 吉林 新疆北京 湖北 山東河北 青海 浙江廣東 江西 天津福建 內蒙古 山西貴州 遼寧 西藏 元/ 千瓦時 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 16 | 落基山研究所 零碳電力增長的經濟性日益顯著 并網截止日期 2019年1月前核準的項目 2019-2020年核準的項目 陸上風電 2020年底 2021年底 光伏 無確定截止日期 圖 10 中國風電、光伏補貼退出的并網日期 圖 11 中國各發電來源新建大規模發電項目經濟性對比 15 到目前為止，海上風電在中國發展規模有限，截至2019年的 裝機容量僅為6GW。據估計，當前新建海上風電裝機的成本遠 高于新建煤電成本。隨著全球范圍內成本的快速下降和海上 風電產業在中國的快速發展，海上風電將在2025年以后具備 與新建煤電項目競爭的能力。明確的量化目標（如廣東省目標 在2030年建成30GW海上風電裝機）將有助于推動這些成本 的下降。 16 海上風電 陸上風電 煤電 燃氣-蒸汽聯合循環 L C O E U S D / M W h , 2 0 1 9 實 際價格 來源 彭博新能源財經 100 75 50 25 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 電力增長零碳化（2020–2030）中國實現碳中和的必經之路 | 17 零碳電力增長的經濟性日益顯著 可再生能源成本的進一步下降將對現有煤電產威脅 光伏和風電已經或即將成為中國最具經濟性的的新建發電電 源。此外，據彭博新能源財經估計，到2020年代末，新建風電 和光伏的發電成本將低于許多現有燃煤電廠（或聯合循環燃 氣輪機）的運行成本，使現有煤電資產不再具備經濟效益（圖 12）?，F有燃煤發電的產能過剩更加劇了這一風險目前中 國燃煤發電廠的平均利用率僅為56。這一風險已經在可再 生能源資源較為豐富的中國西北和西南等地區成為了現實， 當地的燃煤電廠的平均利用率僅為35，造成了巨大的經濟 損失和資產擱淺。 核電和水電成本具備競爭力 彭博新能源財經預計，中國核電成本可以達到每千瓦時0.36- 0.48元，而當前的實際上網電價也符合這一估算。這使得核電 作為基荷電力完全具備與煤電競爭的能力。中國水力發電成 本同樣非常具有競爭性。水電的邊際成本低，其市場化交易價 格通常在每千瓦時0.3元左右，有些甚至低至每千瓦時0.2元。 在 中 國 ，水 電 是 普 遍 認 為 成 本 最 低 的 發 電 方 式 。 明確的量化目標可進一步提速成本下降 中國過去的零碳電力發展成果矚目現有風電和光伏裝機總 量已超過400GW，引領全球可再生能源項目開發。這反映了過 去政策的成功，即早期補貼與量化目標促進了產業的快速擴 張，并推動成本大幅下降。通過明確量化裝機增長速度，實現 了規模經濟和學習曲線效應，促成了中國乃至全球成本的大 幅下降。 然而，零碳電力目前的并網速度并不足以達到2030目標，尤 其是風電部署的速度。據估算，要實現2030目標，中國仍必 須新增大約650GW光伏、600GW陸上風電、60GW海上風 電、113GW水電和66GW核電裝機（圖2）。 2020年，中國核準的光伏項目裝機總量目前是59GW，達到 了實現2030年目標所需的年新增量，其中平價項目裝機量為 33GW。核電方面，考慮到目前大約12GW正在建設中，以及 約22GW已確定開工日期66GW的新增目標看起來是可以 實現的。約40GW的在建項目和超過20GW的計劃項目也是提 圖 12 中國新建光伏與陸上風電平準化發電成本與現有燃煤和燃氣電廠運營成本的對比 17 70 60 50 40 30 20 10 0 2019 2025 2030 2035 2040 2045 2050 來源 彭博新能源財經 集中式光伏 陸上風電 煤電 燃氣-蒸汽聯合循環 L C O E U S D / M W h , 2 0 1 8 實 際價格 18 | 落基山研究所 零碳電力增長的經濟性日益顯著 供了實現110GW新建水電裝機目標的可能性。但是，相對于 2030年目標水平，目前新增風電項目的速度還達不到要求。隨 著風電補貼的逐步退坡，已獲核準的的11GW平價風電的開發 速度顯然無法滿足未來電力需求。 如果合適的政策得到落實，每年55GW新增風電的投資速度無 疑是可以實現的在2016和2017年，各有30GW新增風電裝機 獲得核準，提前實現十三五規劃目標。未來幾年，隨著風電開 發商和風機制造商逐漸完成積壓的項目訂單，新項目申報和 核準的速度大概率會加快。但依然存在的主要風險在于，未來 幾年的投資速度過于緩慢，新增煤電投資會填補這一空缺， 從而造成不必要的成本投入，導致未來的資產擱淺。 合適的政策制定需要明確風電（和光伏）項目新增裝機數量， 從而確保實現成本和價格的下降。其他國家的經驗表明，隨 著光伏和風電成本接近或低于化石燃料發電成本并消除對補 貼的依賴后，為可再生能源發電企業提供大部分發電量的價 格保障依然是十分重要的，因為這可以降低可再生能源項目 的開發風險，從而降低成本和所需的價格收益要求。 viii 由于中國的電力系統約為英國系統的25倍（按發電量計算），這大致相當于中國的1000GW目標。 實現這些的途徑可以是設定可再生能源占總電量比例的目標 （如中國的可再生能源配額制），和/或繼續根據預先確定的 可再生能源發電裝機規模進行競價。在競價機制引導下，未來 一到兩年內可再生能源競價報價就有望低于火電發電價格。 例如，英國首相最近宣布英國將在2030年前建造40GW海上 風電項目 viii ，并 將 通 過 競 價 機 制 確 保 采 購 到 最 低 成 本 的 電 力 供應。這些競價將以“差價合約”和批發市場電力價格進行核 算，在某些情況下可能造成可再生能源發電企業向電網支付 費用的情況（如果競價價格低于未來批發電價）。但由于這種 合約提供了價格確定性，對于發電企業仍然非常具有吸引力。 本報告第四章節將深入討論推動快速發展所需的政策。只要 這些政策得到落實，可再生能源發電成本將保持快速下降 勢頭，不但能夠以低于新建煤電項目的成本提供新增電力供 應，還能在2030年前下降至低于許多現有燃煤電廠運營成本 的水平。 與全球許多其他市場一樣，中國目前面臨的關鍵問題已不再 是可再生能源和其他零碳發電技術是否具備成本競爭力，而是 電網接納高比例非水可再生能源面臨的技術和經濟性挑戰。 瞬時電力平衡管理技術已然成熟3 20 | 落基山研究所 中國非水可再生能源裝機目前占總裝機容量的21，貢獻了 10.2的發電量。這些比例都將繼續上升，并且如第二章節所 述示，其電力供應的成本也將更具競爭力。但中國電力系統一 直以來存在的觀點和顧慮是，從某種意義上說，將可再生能 源比例在當前基礎上大幅提高，在技術上是不可能的，或者說 其高昂的成本是系統無法承擔的。 放眼全球許多其他國家，當非水可再生能源增長到類似階段 時往往也出現同樣的顧慮。但是有些國家的非水可再生能源 占 能 源 供 應 的 比 例 在 一 些 時 候 已 經 超 過 了 5 0 ，峰 值 時 段 占 比甚至更高。 在德國，可再生能源電力占凈電力供應的比例在2019年4月22 日當天高達70，其中風電40，光伏20，其他17。 18 在 整個歐盟，可再生能源電力占總發電量比例在2020年5月11日 和24日分別達到了54和55。 19 在美國加利福尼亞州，風電 和光伏發電量占電力需求總量的比例在2017年3月23日上午 1120時刻達到了49.2。 20 而英國在2020年8月26日凌晨 130，風力發電占電力供應總量的比例幾乎達到了60。 21 這些例子充分說明運行一個非水可再生能源比例遠高于中國 當前水平，甚至高于“零碳投資情景”下28水平的電力系統 在技術上是完全可行的。同時，這也有力地證明了當前有足夠 的方案來解決以下在討論提高非水可再生能源比例問題時經 常被提起的四大技術性挑戰 頻率控制 電壓控制 故障穿越 遠距離高壓直流輸電線路的利用 頻率控制 一些中國行業專家表示的最大擔憂是，非水可再生能源比例 的不斷上升將增大頻率控制的難度。但其他國家已經開發了一 系列解決方案來確保高比例非水可再生能源電力系統的穩定 運行。 穩定的系統運行需要供需的瞬時平衡以維持頻率在可接受的 范圍內。如果供需嚴重不平衡，頻率偏差就會導致發電機組脫 網。在傳統以火電為主的系統中，轉動慣量提供了一種靈活的 手段來減緩頻率波動，直調電廠也可以靈活地快速調整出力 以跟蹤負荷變化。 相反，非水可再生能源不具備隨意調度的能力，并且無法準確 預 測 其 未 來 出 力 。因 此 ，隨 著 非 水 可 再 生 能 源 比 例 的 上 升，頻 率控制的難度會越來越大。但這些挑戰可以通過以下四種方 式的結合來解決 1.提高對可再生能源出力的預測 非水可再生能源出力的不確定性越大，對備用容量和靈活性 資源的需求就越大，這樣才能應對預料之外的出力波動。如果 能夠提高預測的準確性，即便非水可再生能源比例增加，對 “調節能力”（即快速增加或減少出力的能力）或備用容量的 需求也會降低。 以加利福尼亞州獨立系統運營商（CAISO）為例，非水可再生 能源發電比例在2015-2019年間從12.2上升到了20.9， 22 但 由于日前和實時預測的平均絕對百分誤差（MAPE）顯著改善， 對調節能力和備用容量的需求基本上沒有發生變化（圖13）。 中國目前的日前預測平均絕對百分誤差（約10-20）遠高 于CAISO（4-6）。因此，提高預測準確性是當前的優先任 務。以下信息框A 提供了一些關鍵的最佳實踐做法。 瞬時電力平衡管理技術已然成熟 電力增長零碳化（2020–2030）中國實現碳中和的必經之路 | 21 瞬時電力平衡管理技術已然成熟 CAISO 中國 年份 2015 2019 2019 年 用 電 量（ G W h） 231,495 214,955 7,225,000 非水可再生能源滲透率 12.2 20.9 10.2 風電預測MAPE 日前 6.2 5 10–20 實時 2.7 1.1 - 光伏預測MAPE 日前 6.4 4.2 10–20 實時 3.7 1.6 - 調節需求 向上調節能力（MW） 347 350 - 向下調節能力（MW） 327 430 - 備 用 容 量（ M W ） 1,664 1,600 - 圖 13 CAISO與中國電力系統及運行信息對比 ix ix CAISO數據總結自參考文獻22。 信息框A提高非水可再生能源預測的最佳 實踐 提高預測準確性和協助電力調度的國際經驗 提高數據質量。 確保輸入預測模型的歷史數據的數據質 量，對用于預測過程的信息進行充分的數據校核，并優 化數據集選擇。 持續更新預測算法和軟件。 對所提供的預測進行準確性 分析，并定期與供應商就觀察到的情況進行反饋。 通過評估預測和相應反饋機制持續提高準確性。 對可 再生能源預測的準確性進行多種統計，對實時運行中觀 察到的情況進行全面評估并及時調整，進而提高預測水 平。 減少預測用的數據時間跨度。 與外部預測供應商合作， 通過降低歷史數據時間跨度降低數據冗余和干擾，提升 預測精度。 22 | 落基山研究所 瞬時電力平衡管理技術已然成熟 2. 預測并減少短期可再生出力極端變化 即便預測準確性得到改善，但突發性或不可預知的天氣變化仍 會造成非水可再生能源發電量的迅速變化，特別是對風電而 言。這種情況對頻率控制造成的危險可通過以下方式規避 大規模功率變化事件的探測與預測。 例 如 ，德 克 薩 斯 州 電 力管理委員會（ERCOT）開發了ERCOT大型功率變化警報系 統（ERLAS），生成不同嚴重程度和不同持續時間的功率變 化事件的概率分布，可每15分鐘提供未來六小時內區域性 和整個系統范圍的天氣預測。這可以用來警告系統運營商 風電發量可能發生大幅度快速變化。 降低風電功率變化產生的影響。 可以通過調整風機的設計 和操作方式來避免因風速的瞬間變化而造成出力同等幅度 的突然變化。多家系統運營商都要求風電場限制風機功率 變化的最大速度（圖14）。 3. 使 用非水可再生能源和其他非火電資源來提供頻率 控制服務 包括中國在內的許多國家，非水可再生能源提供一次頻率調 節已成為一種常見要求，但中國目前仍依賴火電廠提供二次 頻率調節（也稱為自動發電控制服務）。然而，在其他國家，逆 變器或管理系統的變化現在已經使非水可再生能源能夠提供 自動發電控制。例如，美國科羅拉多州的Xcel Energy公司現 在要求風機具備自動發電控制能力，而在該公司運營的地區 內，有三分之二的風電場已經具備了這種能力。電廠的經驗還 表明，光伏電站可以通過結合使用智能逆變器和先進的控制 風電裝機容量 功率變化速度限制 新英格蘭電力調度中心 200 MW 每分鐘小于額定容量的10 美國西南電力聯營 200 MW 每分鐘小于額定容量的4 圖 14 非水可再生能源頻率變化速度限制的國際案例 23 策略來提供自動發電控制。CAISO已對此進行了測試，并證明 是可行的。 24 飛輪和電池儲能也可以提供調頻服務事實上，它們對頻率控 制信號的響應速度比傳統的火電機組快17倍。因此，使用電池 進行頻率控制越來越普遍 在澳大利亞，電池儲能目前可提供6秒、60秒和300秒調頻 服務。2017年12月和2018年1月澳大利亞發生的兩次發電機 組脫網事件中，電池快速響應顯著縮短了恢復時間。 25 在美國，聯邦電力監管委員會從2013年起允許與電網相連 的電池可作為小型發電機組提供電力供應服務。到2015 年，PJM、CAISO、紐約獨立系統運營商（NYISO）、中部電力 系 統 運 營 商（ M I S O ）和 新 英 格 蘭 電 力 系 統 運 營 商（ I S O N E ） 地區的調頻市場均在使用電池儲能。 同時，在德克薩斯州ERCOT市場中，一些滿足分時計量和遙 測等特定要求的工業負荷可以作為受控負荷資源（CSR）提供 調頻服務。 4.提高系統慣量監控并應用新的監控方式 系統慣量的監測和預測越準確，對慣量資源的需求就越低。 因此，德克薩斯州ERCOT開