零碳报告：2030年中国非水可再生能源将达16.5亿千瓦，技术和经济性完全可行

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划重点今天强烈推荐一篇近期由落基山研究所（RMI）和能源转型委员会（ETC）发布的《电力增长零碳化（2020–2030）：中国实现碳中和的必经之路》报告，本文详细阐述了中国2030年前实现碳达峰和2060年前实现碳中和目标和可行性路径分析。

报告核心观点认为：1. 中国电力系统在未来十年的发展，对于其在2030年前实现达峰和在2060年或更早时间实现碳中和目标至关重要。

而确保中国所有新建发电装机基本为零碳清洁能源是符合中国长期碳中和目标的合理策略。

2. 零碳投资情境中提出，到2030年，中国电力需求将达约11万亿千瓦时，煤电装机控制在2019年水平，非水可再生能源发电装机达到1650GW，每年新增装机约为110GW。

非化石燃料发电占比达到53%。

3. 随着新建风电和光伏发电成本不断降低，将在未来五年间低于许多现有火电项目的运行成本，新增煤电投资将加剧资产搁浅的风险。

4. 通过分析一些非水可再生能源比例可达50%以上（甚至接近100%）的有关国家经验和案例，研究认为，包括频率控制、电压控制、故障穿越和高压直流输电线路的利用等所有的技术挑战都有技术可行的解决方案。

5. 在中国以省为主体的多级调度机制情景中，如果能在提升既有火电、水电以及省间电力交易的灵活性三个方面加大工作力度，中国将有能力应对相关挑战，在2030年非水可再生能源占比达到28%的电力系统中实现供需平衡。

6. 为实现碳中和目标，中国未来十年电力增长的零碳化不仅是需要努力的方向，更是在技术上和经济上可以完成的使命。

作者：曹艺严、陈济、刘秉祺、Adair Turner 、朱思捷按姓氏首字母顺序排列执行摘要2020年9月22日举行的联合国大会上，习近平主席承诺中国将力争在2030年前实现碳排放达峰，努力争取2060年前实现碳中和。

[i]这是全球应对气候变化工作的一项重大进展，彰显了中国作为负责任大国发挥全球领导力的决心。

我们认为，中国能够在2060年前，甚至有可能在2050年实现碳中和，并全面发展成为一个发达经济体。

中国碳中和目标正加速推动电力增长的零碳化进程。

实现碳中和目标的关键在于尽早（远早于目标日期）完成尽可能多部门的电气化，并确保几乎所有电力来源于零碳资源。

2020年12月12日，习近平主席在气候雄心峰会上除重申了碳中和目标外，还提出到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到1200GW以上的目标，充分展示了国家领导人对电力零碳增长对于实现碳中和目标重要性的肯定。

因此，为与实现碳中和目标、推进中国电力部门全面脱碳等长期目标相一致，此研究 设定了“零碳投资2030情景”（图1）。

该情境预期到2030年， 中国电力需求将达约11万亿千瓦时，煤电装机控制在2019年水平，非水可再生能源发电装机达到1650GW，非化石燃料发电占比达到53%。

（一）中国实现零碳电力增长的经济性日益显著2019年的竞价结果显示，中国光伏上网电价与2018年的标杆电价相比已下降30%，而2020年的结果在2019年基础上进一步下降20%。

2020年平均光伏补贴金额下降至每千瓦时0.033元，最低补贴金额仅为每千瓦时0.0001元。

[ii]预计2021年可实现的上网电价将在几乎所有省份显著低于标杆煤电电价，在许多省份甚至低于煤电市场化交易价格。

陆上风电即将低于煤电，海上风电成本有望在未来十年具备竞争力。

其他的零碳电源如水电与核电的成本目前已经基本可以作为基荷与煤电竞争，并且水电是普遍认为成本最低的发电方式。

我们预计，到 2020年代末，新建风电和光伏的发电成本将低于许多现有火电项目的运行成本，现有煤电资产将不再具备经济效益。

目前继续新增煤电投资将更加加剧资产搁浅的风险。

(二) 瞬时电力平衡管理技术已然成熟虽然经济性优势有利于快速扩大非水可再生的规模，但一些电网运营商认为，随着非水可再生能源渗透率不断增高会给系统带来潜在的技术挑战，包括频率控制、电压控制、故障穿越和高压直流（HVDC）输电线路的利用。

通过分析一些非水可再生能源比例可达50%以上（甚至接近100%）的有关国家经验和案例，我们认为上述所有挑战都有技术可行的解决方案（图2）。

（三）高比例可再生能源电力系统带来的时-日季节供需平衡挑战可以解决对于像中国这样以火电和水电为主的电力系统，随着可再生能源上网比例的增加，电力供需平衡的难度也将增大。

目前多个国家的经验表明，可再生能源比例在20%-30%的水平时，大部分问题是可以通过现有火电（燃气或燃煤）更灵活的运 行来解决的。

例如，在德国2020年8月的一周中，硬煤机组出力在1.4GW到6.5GW之间调整以（79%变化量）满足系统平衡。

[iii]随着可再生能源比例的进一步提高，其他灵活性资源，如抽水蓄能、电池储能和需求侧资源也将发挥越来越大的作用。

尽管灵活性资源将会增加系统运行成本，但随着零碳电力成本的持续下降，系统成本也将很大程度被抵消。

能源转型委员会的一份研究表明，到2035年，在一些情景下，非水可再生能源占比达到85%的电力系统的成本可实现比以煤炭或天然气为主的系统成本更低。

[iv]中国各地区的用电负荷特征与其他国家相比并无本质性区别，系统平衡的挑战主要是由于供给侧的以下两个特征带来的：一是对于煤电的依赖很高，而非天然气:二是水电灵活性不足。

同时，目前省间交易的不灵活也会给平衡带来进一步的挑战。

然而，这些挑战都并非不可攻克。

在实现全国范围调度、省间充分互连的情景下，即使核电和水电出力在日内完全不具备灵活性，中国能够实现2030年零碳投资情境中非水可再生能源占比28%的目标。

图3展示了零碳投资情境中2030年夏季和冬季典型日的全国供需平衡模拟图。

考虑所有非灵活调度的资源出力后，火电将在下午时段降低出力，傍晚和夜间提高出力来帮助平衡太阳能发电。

通过抽水蓄能将小部分夜间发电需求转移到白天，结合灵活性较高的燃气发电来满足晚上和夜间的部分调峰需求，可进一步减少对煤电的灵活性需求。

即使在现有的煤电厂灵活性水平下，也完全可以实现系统的平衡。

除了（图3）所示的每小时可预测的需求和供应变化外，该系统还必须对风电和光伏出力的随机波动做出响应，即使这样的波动能够被全国范围内的整合大大减少。

但同时，在现实运营中，水电是可以实现短时快速调节来提供灵活性的，尽管在较长时间尺度的调节能力相对有限。

在更为现实的以省为主体的多级调度机制情景中，通过提升既有火电、水电以及省间电力交易的灵活性，中国也能在2030年非水可再生能源占比达到28%的电力系统中实现供需平衡。

中国目前的现实情况是电力调度以省为主，同一区域内的省份可通过省间互济解决短时发电余缺问题，更大范围的跨省调度则主要通过制定年度省间送电计划解决。