深度报告|电力增长零碳化（2020–2030）：中国实现碳中和的必经之路

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。

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2030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；

• 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。

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

2.零碳电力增长的经济性日益显著

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。

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。

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。

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

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。

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。

v 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。

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10）。

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2020年代后期低于煤电 交易价格。