报告：中国实现碳中和的必经之路——电力增长零碳化（2020–2030）
1.碳中和加速电力增长零碳化进程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在2030年前实现碳排放达峰，并在2060年前实现碳中和。1 这 是全球应对气候变化工作的一项重大进展，显示了中国作为 负责任大国承担起全球领导力的决心。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
可再生能源成本的进一步下降将对现有煤电产生威胁
光伏和风电已经或即将成为中国最具经济性的的新建发电电 源。此外，据彭博新能源财经估计，到2020年代末，新建风电 和光伏的发电成本将低于许多现有燃煤电厂（或联合循环燃 气轮机）的运行成本，使现有煤电资产不再具备经济效益（图 12）。现有燃煤发电的产能过剩更加剧了这一风险——目前中 国燃煤发电厂的平均利用率仅为56%。这一风险已经在可再 生能源资源较为丰富的中国西北和西南等地区成为了现实， 当地的燃煤电厂的平均利用率仅为35%，造成了巨大的经济 损失和资产搁浅。
核电和水电成本具备竞争力
彭博新能源财经预计，中国核电成本可以达到每千瓦时0.36- 0.48元，而当前的实际上网电价也符合这一估算。这使得核电 作为基荷电力完全具备与煤电竞争的能力。中国水力发电成 本同样非常具有竞争性。水电的边际成本低，其市场化交易价 格通常在每千瓦时0.3元左右，有些甚至低至每千瓦时0.2元。 在中国，水电是普遍认为成本最低的发电方式。
明确的量化目标可进一步提速成本下降
中国过去的零碳电力发展成果瞩目：现有风电和光伏装机总 量已超过400GW，引领全球可再生能源项目开发。这反映了过 去政策的成功，即早期补贴与量化目标促进了产业的快速扩 张，并推动成本大幅下降。通过明确量化装机增长速度，实现 了规模经济和学习曲线效应，促成了中国乃至全球成本的大 幅下降。 然而，零碳电力目前的并网速度并不足以达到2030目标，尤其是风电部署的速度。据估算，要实现2030目标，中国仍必 须新增大约650GW光伏、600GW陆上风电、60GW海上风 电、113GW水电和66GW核电装机（图2）。 2020年，中国核准的光伏项目装机总量目前是59GW，达到 了实现2030年目标所需的年新增量，其中平价项目装机量为 33GW。核电方面，考虑到目前大约12GW正在建设中，以及 约22GW已确定开工日期——66GW的新增目标看起来是可以 实现的。约40GW的在建项目和超过20GW的计划项目也是提供了实现110GW新建水电装机目标的可能性。但是，相对于 2030年目标水平，目前新增风电项目的速度还达不到要求。随 着风电补贴的逐步退坡，已获核准的的11GW平价风电的开发 速度显然无法满足未来电力需求。
如果合适的政策得到落实，每年55GW新增风电的投资速度无 疑是可以实现的：在2016和2017年，各有30GW新增风电装机 获得核准，提前实现十三五规划目标。未来几年，随着风电开 发商和风机制造商逐渐完成积压的项目订单，新项目申报和 核准的速度大概率会加快。但依然存在的主要风险在于，未来 几年的投资速度过于缓慢，新增煤电投资会填补这一空缺， 从而造成不必要的成本投入，导致未来的资产搁浅。
合适的政策制定需要明确风电（和光伏）项目新增装机数量， 从而确保实现成本和价格的下降。其他国家的经验表明，随 着光伏和风电成本接近或低于化石燃料发电成本并消除对补 贴的依赖后，为可再生能源发电企业提供大部分发电量的价 格保障依然是十分重要的，因为这可以降低可再生能源项目 的开发风险，从而降低成本和所需的价格收益要求。
实现这些的途径可以是设定可再生能源占总电量比例的目标 （如中国的可再生能源配额制），和/或继续根据预先确定的 可再生能源发电装机规模进行竞价。在竞价机制引导下，未来 一到两年内可再生能源竞价报价就有望低于火电发电价格。
例如，英国首相最近宣布英国将在2030年前建造40GW海上 风电项目viii，并将通过竞价机制确保采购到最低成本的电力 供应。这些竞价将以“差价合约”和批发市场电力价格进行核 算，在某些情况下可能造成可再生能源发电企业向电网支付 费用的情况（如果竞价价格低于未来批发电价）。但由于这种 合约提供了价格确定性，对于发电企业仍然非常具有吸引力。
本报告第四章节将深入讨论推动快速发展所需的政策。只要 这些政策得到落实，可再生能源发电成本将保持快速下降 势头，不但能够以低于新建煤电项目的成本提供新增电力供 应，还能在2030年前下降至低于许多现有燃煤电厂运营成本 的水平。
与全球许多其他市场一样，中国目前面临的关键问题已不再 是可再生能源和其他零碳发电技术是否具备成本竞争力，而是 电网接纳高比例非水可再生能源面临的技术和经济性挑战。
3.瞬时电力平衡管理技术已然成熟
中国非水可再生能源装机目前占总装机容量的21%，贡献了 10.2%的发电量。这些比例都将继续上升，并且如第二章节所 述示，其电力供应的成本也将更具竞争力。但中国电力系统一 直以来存在的观点和顾虑是，从某种意义上说，将可再生能 源比例在当前基础上大幅提高，在技术上是不可能的，或者说 其高昂的成本是系统无法承担的。
放眼全球许多其他国家，当非水可再生能源增长到类似阶段 时往往也出现同样的顾虑。但是有些国家的非水可再生能源 占能源供应的比例在一些时候已经超过了50%，峰值时段占 比甚至更高。
在德国，可再生能源电力占净电力供应的比例在2019年4月22 日当天高达70%，其中风电40%，光伏20%，其他17%。18 在 整个欧盟，可再生能源电力占总发电量比例在2020年5月11日 和24日分别达到了54%和55%。19 在美国加利福尼亚州，风电 和光伏发电量占电力需求总量的比例在2017年3月23日上午 11:20时刻达到了49.2%。20 而英国在2020年8月26日凌晨 1:30，风力发电占电力供应总量的比例几乎达到了60%。
这些例子充分说明运行一个非水可再生能源比例远高于中国 当前水平，甚至高于“零碳投资情景”下28%水平的电力系统 在技术上是完全可行的。同时，这也有力地证明了当前有足够 的方案来解决以下在讨论提高非水可再生能源比例问题时经 常被提起的四大技术性挑战：
频率控制
电压控制
故障穿越
远距离高压直流输电线路的利用
频率控制
一些中国行业专家表示的最大担忧是，非水可再生能源比例 的不断上升将增大频率控制的难度。但其他国家已经开发了一 系列解决方案来确保高比例非水可再生能源电力系统的稳定 运行。
稳定的系统运行需要供需的瞬时平衡以维持频率在可接受的 范围内。如果供需严重不平衡，频率偏差就会导致发电机组脱 网。在传统以火电为主的系统中，转动惯量提供了一种灵活的 手段来减缓频率波动，直调电厂也可以灵活地快速调整出力 以跟踪负荷变化。
相反，非水可再生能源不具备随意调度的能力，并且无法准确 预测其未来出力。因此，随着非水可再生能源比例的上升，频 率控制的难度会越来越大。但这些挑战可以通过以下四种方式的结合来解决：
1.提高对可再生能源出力的预测
非水可再生能源出力的不确定性越大，对备用容量和灵活性 资源的需求就越大，这样才能应对预料之外的出力波动。如果 能够提高预测的准确性，即便非水可再生能源比例增加，对 “调节能力”（即快速增加或减少出力的能力）或备用容量的 需求也会降低。
以加利福尼亚州独立系统运营商（CAISO）为例，非水可再生 能源发电比例在2015-2019年间从12.2%上升到了20.9%，22 但 由于日前和实时预测的平均绝对百分误差（MAPE）显著改善， 对调节能力和备用容量的需求基本上没有发生变化（图13）。
中国目前的日前预测平均绝对百分误差（约10%-20%）远高 于CAISO（4%-6%）。因此，提高预测准确性是当前的优先任 务。
以下信息框A 提供了一些关键的最佳实践做法。
2. 预测并减少短期可再生出力极端变化 即便预测准确性得到改善，但突发性或不可预知的天气变化仍 会造成非水可再生能源发电量的迅速变化，特别是对风电而 言。这种情况对频率控制造成的危险可通过以下方式规避：
大规模功率变化事件的探测与预测。例如，德克萨斯州电 力管理委员会（ERCOT）开发了ERCOT大型功率变化警报系 统（ERLAS），生成不同严重程度和不同持续时间的功率变 化事件的概率分布，可每15分钟提供未来六小时内区域性 和整个系统范围的天气预测。这可以用来警告系统运营商 风电发电量可能发生大幅度快速变化。
降低风电功率变化产生的影响。可以通过调整风机的设计 和操作方式来避免因风速的瞬间变化而造成出力同等幅度 的突然变化。多家系统运营商都要求风电场限制风机功率 变化的最大速度（图14）。
3. 使用非水可再生能源和其他非火电资源来提供频率
控制服务
包括中国在内的许多国家，非水可再生能源提供一次频率调 节已成为一种常见要求，但中国目前仍依赖火电厂提供二次 频率调节（也称为自动发电控制服务）。然而，在其他国家，逆 变器或管理系统的变化现在已经使非水可再生能源能够提供 自动发电控制。例如，美国科罗拉多州的Xcel Energy公司现 在要求风机具备自动发电控制能力，而在该公司运营的地区 内，有三分之二的风电场已经具备了这种能力。电厂的经验还表明，光伏电站可以通过结合使用智能逆变器和先进的控制策略来提供自动发电控制。CAISO已对此进行了测试，并证明是可行的。
作者： 来源：落基山研究所 责任编辑：jianping
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