报告全文|电力增长零碳化（2020–2030）： 中国实现碳中和的必经之路

到目前为止，海上风电在中国发展规模有限，截至2019年的 装机容量仅为6GW。据估计，当前新建海上风电装机的成本远 高于新建煤电成本。随着全球范围内成本的快速下降和海上 风电产业在中国的快速发展，海上风电将在2025年以后具备与新建煤电项目竞争的能力。明确的量化目标（如广东省目标 在2030年建成30GW海上风电装机）将有助于推动这些成本 的下降。

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）。