2021年电力增长零碳化（2020–2030）：中国实现碳中和的必经之路-落基山研究所-2021.1-57页-solarbe文库

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电力增长零碳化（2020–2030）中国实现碳中和的必经之路落基山研究所，能源转型委员会作者曹艺严，陈济，刘秉祺，Adair Turner 能源转型委员会，朱思捷 * 作者姓名按姓氏首字母顺序排列。除非另有说明，所有作者均来自落基山研究所。其他作者 Koben Calhoun, 李婷联系方式曹艺严, ycaormi.org Koben Calhoun, kcalhounrmi.org 引用建议曹艺严，陈济，刘秉祺，Adair Turner，朱思捷，电力增长零碳化（2020-2030）中国实现碳中和的必经之路，落基山研究所，2021年1月 *除特别注明，本报告中所有图片均来自iStock。作者与鸣谢鸣谢本报告作者特别感谢以下机构和个人对本报告撰写提供的洞见观点与宝贵建议。 Clyde Loutan, California ISO Louise Clark, UK National Grid Mark Dyson, 落基山研究所王睿, 电力规划设计总院张宁, 国家电网能源研究院韩雪，国家发改委能源研究所此外，团队也感谢能源转型委员会成员对本次工作的积极参与。特别感谢Angela Wright Bennett Foundation、Bloomberg Philanthropies、ClimateWorks Foundation、Quadrature Climate Foundation、Sequoia Climate Fund和The William and Flora Hewlett Foundation对本报告的支持。 *按机构首字母顺序排列关于我们落基山研究所（ROCKY MOUNTAIN INSTITUTE）落基山研究所（Rocky Mountain Institute，RMI），是一家于1982年创立的专业、独立、以市场为导向的智库。我们与政府部门、企业、科研机构及创业者协作，推动全球能源变革，以创造清洁、安全、繁荣的低碳未来。落基山研究所致力于借助经济可行的市场化手段，加速能效提升，推动可再生能源取代化石燃料的能源结构转变。落基山研究所在北京、美国科罗拉多州巴索尔特和博尔德、纽约市、加州奥克兰及华盛顿特区设有办事处。能源转型委员会（ENERGY TRANSITIONS COMMISSION）能源转型委员会（ETC）汇集了全球能源领域中各行各业的领导者，其中包括能源生产商、能源密集型产业、设备供应商、金融机构和环保领域的非政府机构。我们的使命是打造一个既能够确保发展中国家达到发达世界生活水平，又能够将全球气温上升限制在 2℃ 以内，并尽可能趋近1.5℃的全球经济。要实现这一目标，我们的世界需要在世纪中叶前后实现温室气体净零排放。目录 1. 碳中和加速电力增长零碳化进程 5 2. 零碳电力增长的经济性日益显著 9 3. 瞬时电力平衡管理技术已然成熟 19 4. 时-日-季节电力供需平衡可实现 25 5. 未来10年电力零碳增长政策建议 47 附录 51 参考文献 53 碳中和加速电力增长零碳化进程1 6 | 落基山研究所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济体。正如我们近期发布的两部报告（分别讨论了全球和中国经济全面脱碳的可行性 2 ）所示，技术先进的经济体以非常低的经济成本在本世纪中叶实现零碳，其可行性是毫无疑问的。实现这一碳中和目标的关键在于应尽早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。全球越来越多的国家都极为重视电力系统低碳转型的需求与机遇，并制定了相应的目标英国现在已通过立法正式承诺将于2050年实现净零温室气体排放，并计划在2035年实现零碳或近零碳电力系统。美国当选总统拜登提议美国将在2035年前实现电力系统零碳并在2050年前实现全社会净零排放。清华大学气候变化与可持续发展研究院近期发布的一份研究显示，中国可以在2060年或更早完成碳中和目标，与将全球温升幅度控制在1.5℃的路径保持一致。在所有国家可实现的全面脱碳情景中，电力的脱碳都必须先于更大范围的整体经济脱碳。因此，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。要完成习主席提出的目标，中国必须大幅提高零碳发电资源的投资速度，而任何新建煤电投资形成的资产都有可能阻碍这一目标的实现，或必须被迫在远早于其使用寿命结束的时间关停，这不但将造成投资资源的浪费，更对电力系统脱碳带来更多挑战。因此，符合中国长期碳中和目标的合理策略，应确保中国所有新建发电装机基本为零碳清洁能源。但是，目前中国仍在继续建设新的燃煤电厂，仅2020年1-6月间，新批复的煤电装机即达20 GW，比过去4年中任何一年的全年核准装机量都高。 i，3 这是不同关切和利益诉求综合作用的结果。首先，由于各省具备不同的资源禀赋和经济发展特征，在考核与激励措施实施上可能各有侧重。同时，一些偏颇的观点认为，在不增加更多新增煤电的前提下增加可再生能源上网和消纳，这在技术上存在难度，甚至是不可能的。另一些观点认为，零碳电力供应的增长速度是有限的，难以满足未来十年的电力需求增长，而煤电是必然选择。在本报告中，将阐述为何这些观点并不准确，并证明几乎所有新增发电均来自零碳能源的策略是可行且具备经济效益的。到2050年，中国经济体将大部分完成脱碳化如地面运输和住宅供暖等目前主要使用化石燃料的部门活动基本将接近完全电气化，总耗电量将达到约15万亿千瓦时，大约是当前水平的2倍。研究表明，到 030年，随着经济的继续增长和电气化范围扩大到新的部门，中国的电力需求将达到10-12万亿千瓦时（图 1 ）。在本报告中，我们设定了一个与2050年完成中国电力部门脱碳相一致的2030情景，并将其称为“零碳投资情景”。如图2 所示，该情景包括了以下假设 2030年，电力需求约达到11万亿千瓦时，在当前水平基础上增长54，年均增长率约4；将煤电装机控制在2019年1041 GW的装机水平，但通过提高现有装机的使用率少量提高煤电发电量； ii 非水可再生能源发电装机平均年增长约110GW，从2019年的408 GW增长到2030年的1650GW，非水可再生能源发电量占当年发电总量的比例达到28.5；非化石燃料发电占比达到53，略高于中国政府在2016年提出的50的目标。 4 i 其中大部分新核准的煤电厂项目并非“上大压小”等容量替代项目。 ii 目前计划或在建的煤电项目会带来新增装机，但应与淘汰落后小煤电的数量持平，考虑到越来越严重的资产搁浅风险，总煤电装机不应高于目前的水平。电力增长零碳化（2020–2030）中国实现碳中和的必经之路 | 7 碳中和加速电力增长零碳化进程在该情景时间节点之后，从2030到2050年，零碳发电供应比例应继续快速提高，并逐渐减少存量燃煤机组（除非配合碳捕集与封存）。实现这一情景将有助于实现“2030年前达峰” 的目标，并确保中国处于实现2060年碳中和目标的正确发展路径上。本报告通过以下四个章节展示了用零碳发电资源来满足未来十年用电增量的可行性，以及要实现这一目标所需的政策支持 1. 零碳电力增长的经济性日益显著 2. 瞬时电力平衡管理技术已然成熟 3. 时-日-季节电力供需平衡可实现 4. 未来10年电力零碳增长政策建议图 1 2030年中国电力需求的预测比较 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 常规发展情景常规发展情景高比例可再生能源情景加速电气化情景重塑能源情景（高节能情境）低于2℃情景国网能源研究院中国能源电力发展展望2019 重塑能源中国中国可再生能源中心中国2050高比例可再生能源发展情境暨路径研究中国可再生能源中心中国可再生能源展望2018 电力需求 T W h 8 | 落基山研究所碳中和加速电力增长零碳化进程 iii 该情境的假设说明在附录表格A中展示图 2 在零碳投资情景下，中国2030年的发电量和发电装机构成 iii 中国2019年和2030年发电装机构成对比中国2019年和2030年发电量构成对比装机容量 G W 发电量 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 燃煤发电海上风电天然气发电水电光伏生物质能陆上风电核电燃煤发电海上风电天然气发电水电光伏生物质能陆上风电核电零碳电力增长的经济性日益显著2 10 | 落基山研究所在全球各地，可再生能源发电成本持续下降并逐渐开始低于化石燃料发电成本，中国也不例外。但中国需调整政策以确保可再生能源成本能持续快速下降，并且零碳电源投资也能满足未来电力需求增长。全球可再生能源成本都在下降过去10年，可再生能源的发电成本降幅巨大。据测算，全球光伏和陆上风电的平准化发电成本LCOE分别下降了85和 60，海上风电成本如今也开始快速下降，仅过去五年就下降了60。 5 在可再生能源资源丰富地区，可再生能源竞价甚至更低。目前全球光伏LCOE平均水平大约是每千瓦时0.35元，但美国加利福尼亚州、葡萄牙和中东已经出现了每千瓦时 0.14元甚至更低的报价。全球海上风电的LCOE目前为每千瓦时0.63元左右，英国最新的中标价格大约每千瓦时0.36元。 6 在许多国家，光伏与风电目前已经能够与作为基荷的化石燃料发电竞争。甚至在一些国家，可再生能源加储能已经成为比燃气轮机更具经济性的调峰方式。基于美国市场的研究显示，在税收减免政策的支持下，光伏或风电成本在所有州都已低于基荷燃气发电（图4），许多州也取消了新建燃气调峰电厂计划，为光伏加电池储能方案提供发展空间。 8 零碳电力增长的经济性日益显著图 3 2009-2020年全球光伏与风电平准化发电成本基准 7 L C OE / M Wh ， 2 0 19 年实际价格海上风电陆上风电固定支架光伏跟踪式光伏来源彭博新能源财经 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 电力增长零碳化（2020–2030）中国实现碳中和的必经之路 | 11 零碳电力增长的经济性日益显著图 4 2020年美国成本最低的新建大规模发电项目 9 不含收税抵免包含税收抵免来源彭博新能源财经注释区域划分遵循州边界，但不能完美地映射到独立系统运营商的调度区。数字代表每个独立系统运营商的基准LCOE。加利福尼亚州独立系统运营商 35/MWh 中部电力系统运营商 37/MWh 中部电力系统运营商 27/MWh 西南电力联营公司 27/MWh 西南电力联营公司 16/MWh 德克萨斯州电力可靠性委员会 26/MWh 德克萨斯州电力可靠性委员会 15/MWh 新英格兰 47/MWh 新英格兰 38/MWh 纽约 44/MWh 纽约 36/MWh PJM 42/MWh PJM 34/MWh 东南 35/MWh 东南 32/MWh 西南 32/MWh 西南 26/MWh 西北 37/MWh 西北 35/MWh 陆上风电跟踪式集中式光伏燃气-蒸汽联合循环加利福尼亚州独立系统运营商 29/MWh 12 | 落基山研究所零碳电力增长的经济性日益显著展望未来，可再生能源发电成本下降趋势必将持续下去。因此，光伏和风电成本很快就将在一些国家降至低于现有燃煤或燃气电厂边际运营成本。未来十年，许多国家的光伏与风电成本都将陆续达到这一转折点，而可再生能源的优势也将随时间推移愈加显著。图5展示的美国发电成本变化趋势显示，可再生能源的竞争力正在超过新建煤电项目和许多现有燃煤电厂，给这些电厂及投资者带来了越来越大的经济性压力。 10 中国可再生能源和其他零碳发电成本全球范围的大趋势在中国也在同步发生。中国的光伏发电成本已经低于燃煤发电成本，而陆上风电也将很快达到这一水平。海上风电成本很可能将在未来十年具备竞争力，而中国的核电成本目前已经基本可以与煤电竞争。光伏成本已经低于新建煤电据彭博新能源财经预计，中国光伏发电目前的LCOE在每千瓦时0.2-0.41元之间，在多数地区已经具备了与新建燃煤发电竞争的能力（图6）。2018年以前，中国通过煤电标杆上网电价加固定度电补贴形式支持光伏项目发展，且补贴水平逐年降低。而在2019年，中国开始启用了补贴竞价模式。最新的核准与竞价结果已经在很大程度上确认了彭博新能源财经的预测光伏目前已经能够与新建煤电竞争，并将逐渐具备与现有煤电竞争的能力。 2019年的竞价结果显示，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年的基础上进一步图 5 美国新建可再生能源与现有火电项目经济性对比 11 新建风电对比现有煤电和燃气-蒸汽联合循环新建光伏对比现有煤电和燃气-蒸汽联合循环来源彭博新能源财经燃气-蒸汽联合循环注释光伏与风电LCOE测算不考虑税收减免投资税减免ITC和生产税减免PTC与弃电。LCOE的范围代表了不同成本和项目容量范围。在测算海上风电，我们涵盖了发电资产、海上变电站、送出电缆和陆上变电站。火电项目短期内的边际成本范围反应了不同的机组效率。 L C OE 对比运行成本 U S D / M Wh , 2 0 19 实际价格） L C OE 对比运行成本 U S D / M Wh , 2 0 19 实际价格）海上风电陆上风电煤电煤电跟踪式光伏 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 燃气-蒸汽联合循环电力增长零碳化（2020–2030）中国实现碳中和的必经之路 | 13 零碳电力增长的经济性日益显著来源彭博新能源财经下降20，这与彭博新能源财经预计的26的LCOE降幅相近。 iv 因此，虽然2020年仍有近20个省份申请了光伏补贴，但平均补贴金额已经下降至每千瓦时0.033元 v ，最低补贴金额仅为每千瓦时0.0001元（图7）。 13 成本下降是必然趋势，这意味着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（图8），在许多省份甚至低于煤电市场化交易价格（图 9 ）。 vi 这也与行业预测相一致，即2021年起光伏补贴或将全面取消。图 6 2020年中国不同发电来源的平准化发电成本 12 USD/MWh 固定支架光伏陆上风电海上风电小水电生物质能燃煤发电核电燃气- 蒸汽联合循环光热抽水蓄能开放式燃气轮机发电活塞式燃气发电机 iv 价格降幅计算基于国家能源局公布的竞价结果。 v 补贴是指在标杆煤电价格基础上支付的价格溢价。 vi 市场化交易价格是中长期合同的价格，通常介于边际运营成本和全成本之间，一定程度上可以反映电厂的运行成本。随着光伏成本竞争力的增强，光伏项目的补贴也逐渐退出，平价项目将越来越普遍。2020年，33GW新建平价项目得到核准，近50GW平价光伏项目正在建设当中，横跨中国20个省份。 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 | 落基山研究所零碳电力增长的经济性日益显著图 7 中国新建煤电与光伏竞价对比 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 安徽河南海南宁夏云南甘肃江苏四川重庆湖南上海黑龙江陕西广西吉林新疆北京湖北山东河北青海浙江广东江西天津福建内蒙古山西贵州辽宁西藏煤电标杆电价 2019年竞价结果 2020竞价结果图 8 中国新建煤电、2021年可行价格与2020竞价对比 vii 煤电标杆电价 2020竞价结果 2021年可实现的最低价格 vii 2021年的可实现价格是在2020年最低项目价格基础上降低20。安徽河南海南宁夏云南甘肃江苏四川重庆湖南上海黑龙江陕西广西吉林新疆北京湖北山东河北青海浙江广东江西天津福建内蒙古山西贵州辽宁西藏元/ 千瓦时元/ 千瓦时 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 电力增长零碳化（2020–2030）中国实现碳中和的必经之路 | 15 零碳电力增长的经济性日益显著图 9 中国现有煤电与新建可再生能源电价对比 14 煤电交易价格 2020竞价结果 2021年可实现的最低价格陆上风电成本即将低于煤电，海上风电也在未来十年达到这一水平自2010年以来，中国陆上风电成本已下降约40，彭博新能源财经预计，2020年成本范围在每千瓦时0.29-0.43元之间，与新建煤电相比已具备了很强的竞争力。基于如此巨大降幅，政府在2019年提出2021年后停止向陆上风电提供补贴（图 0）。但是，政策框架的重大变化增加了近期成本分析的不确定性 2019年执行了风电竞价的省市（如天津与重庆）的竞价结果显示，补贴范围在每千瓦时0.08-0.17元水平，远高于2019 年光伏竞价每千瓦时0.065元的平均值。 2020年已获核准的新增平价项目装机总量较低，仅有 11GW。值得注意的是，发电成本将会受装机速度的影响出现短时内的动态波动，但并不影响其长期趋势。短期内，在补贴退出的压力下，出现了项目抢装和风机订单的激增，受到行业产能的限制，暂时提高了项目建设成本；而一旦装机恢复常态化稳步增长，成本仍将出现大幅下降。彭博新能源财经预计到2025年，平均成本还将下降30，在2025年和2030年分别降至每千瓦时0.25元左右和0.21元，而多数具备资源优势的地区的发电成本将远低于这一水平（图11）。考虑到未来政策将会继续支持行业发展以实现2030年装机量大幅增长目标（如图2），预测中国风电成本将在 020年代后期低于煤电交易价格。安徽河南海南宁夏云南甘肃江苏四川重庆湖南上海黑龙江陕西广西吉林新疆北京湖北山东河北青海浙江广东江西天津福建内蒙古山西贵州辽宁西藏元/ 千瓦时 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 16 | 落基山研究所零碳电力增长的经济性日益显著并网截止日期 2019年1月前核准的项目 2019-2020年核准的项目陆上风电 2020年底 2021年底光伏无确定截止日期图 10 中国风电、光伏补贴退出的并网日期图 11 中国各发电来源新建大规模发电项目经济性对比 15 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。 16 海上风电陆上风电煤电燃气-蒸汽联合循环 L C O E U S D / M W h , 2 0 1 9 实际价格来源彭博新能源财经 100 75 50 25 0 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 电力增长零碳化（2020–2030）中国实现碳中和的必经之路 | 17 零碳电力增长的经济性日益显著可再生能源成本的进一步下降将对现有煤电产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的计划项目也是提图 12 中国新建光伏与陆上风电平准化发电成本与现有燃煤和燃气电厂运营成本的对比 17 70 60 50 40 30 20 10 0 2019 2025 2030 2035 2040 2045 2050 来源彭博新能源财经集中式光伏陆上风电煤电燃气-蒸汽联合循环 L C O E U S D / M W h , 2 0 1 8 实际价格 18 | 落基山研究所零碳电力增长的经济性日益显著供了实现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。 viii 由于中国的电力系统约为英国系统的25倍（按发电量计算），这大致相当于中国的1000GW目标。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。瞬时电力平衡管理技术已然成熟3 20 | 落基山研究所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 5 0 ，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 1120时刻达到了49.2。 20 而英国在2020年8月26日凌晨 130，风力发电占电力供应总量的比例几乎达到了60。 21 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。瞬时电力平衡管理技术已然成熟电力增长零碳化（2020–2030）中国实现碳中和的必经之路 | 21 瞬时电力平衡管理技术已然成熟 CAISO 中国年份 2015 2019 2019 年用电量（ G W h） 231,495 214,955 7,225,000 非水可再生能源渗透率 12.2 20.9 10.2 风电预测MAPE 日前 6.2 5 10–20 实时 2.7 1.1 - 光伏预测MAPE 日前 6.4 4.2 10–20 实时 3.7 1.6 - 调节需求向上调节能力（MW） 347 350 - 向下调节能力（MW） 327 430 - 备用容量（ M W ） 1,664 1,600 - 图 13 CAISO与中国电力系统及运行信息对比 ix ix CAISO数据总结自参考文献22。信息框A提高非水可再生能源预测的最佳实践提高预测准确性和协助电力调度的国际经验提高数据质量。确保输入预测模型的历史数据的数据质量，对用于预测过程的信息进行充分的数据校核，并优化数据集选择。持续更新预测算法和软件。对所提供的预测进行准确性分析，并定期与供应商就观察到的情况进行反馈。通过评估预测和相应反馈机制持续提高准确性。对可再生能源预测的准确性进行多种统计，对实时运行中观察到的情况进行全面评估并及时调整，进而提高预测水平。减少预测用的数据时间跨度。与外部预测供应商合作，通过降低历史数据时间跨度降低数据冗余和干扰，提升预测精度。 22 | 落基山研究所瞬时电力平衡管理技术已然成熟 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风电装机容量功率变化速度限制新英格兰电力调度中心 200 MW 每分钟小于额定容量的10 美国西南电力联营 200 MW 每分钟小于额定容量的4 图 14 非水可再生能源频率变化速度限制的国际案例 23 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。 24 飞轮和电池储能也可以提供调频服务事实上，它们对频率控制信号的响应速度比传统的火电机组快17倍。因此，使用电池进行频率控制越来越普遍在澳大利亚，电池储能目前可提供6秒、60秒和300秒调频服务。2017年12月和2018年1月澳大利亚发生的两次发电机组脱网事件中，电池快速响应显著缩短了恢复时间。 25 在美国，联邦电力监管委员会从2013年起允许与电网相连的电池可作为小型发电机组提供电力供应服务。到2015 年，PJM、CAISO、纽约独立系统运营商（NYISO）、中部电力系统运营商（ M I S O ）和新英格兰电力系统运营商（ I S O N E ）地区的调频市场均在使用电池储能。同时，在德克萨斯州ERCOT市场中，一些满足分时计量和遥测等特定要求的工业负荷可以作为受控负荷资源（CSR）提供调频服务。 4.提高系统惯量监控并应用新的监控方式系统惯量的监测和预测越准确，对惯量资源的需求就越低。因此，德克萨斯州ERCOT开发了一种惯量监测工具，它可以计算所有在线同步发电机的总惯量贡献，并通过循环滚动方式预测未来七天的惯量情况。然后，系统操作人员可以在必要时调度同步发电机来增加惯量，进而降低对额外惯量的需要。电力增长零碳化（2020–2030）中国实现碳中和的必经之路 | 23 瞬时电力平衡管理技术已然成熟此外，系统惯量还可以通过非火电资源提供，例如同步调相机或同步补偿器带有旋转设备的储能，如飞轮储能光热发电（ C S P ） 26 具备能提供该功能逆变器的风机、太阳能光伏和电池 27 需求侧旋转机械电压控制电压控制有时会被认为是非水可再生能源比例上升的潜在挑战，但技术解决方案已经存在。其中，无功功率和电压谐波是需要解决的两大问题无功功率必须立即得到局部补偿，以保持功率因数在允许的范围内。与其他国家类似，中国对非水可再生能源的功率因数的要求在-0.95 至 0.95之间。这可以通过部署静止无功补偿器（SVC）、静止无功发生器（SVG）、静止同步补偿器（ S T A T C O M ）或晶闸管控制串联电容器（ T C S C ）等设备来实现。电压需要保持在安全范围内，以确保系统的稳定性。谐波不可避免地会影响电压的稳定性。应采用滤波器处理电压中的谐波，提高电能质量。因此，应在非水可再生能源电源侧和电网侧部署电压控制装置。即使是在非水可再生能源比例非常高的情景下，也将会有充足的资源来提供电压控制。故障穿越短期电压变化是电力系统中常见现象，如果系统突然失去一台发电机组，这种变化会被放大。在系统恢复正常之前，发电机组必须具备穿越电压扰动的能力，这一点至关重要。非水可再生能源发电机组的耐受电压范围常常比传统的火电机组要窄，更容易脱网，一旦脱网，电压波动将进一步增加，甚至导致连锁故障。然而，这种危险可以通过要求非水可再生能源机组配备高