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    • 可再生能源成本下降对电力行业碳达峰与碳中和的影响

        一、引言

        

        2020年9月22日,我国在联合国大会上明确表示将加大国家自主减排贡献力度,采取更强有力的政策措施,力争2030年前达到碳排放峰值,并争取2060年前实现碳中和。作为温室气体的主要来源,化石能源的燃烧对低碳可持续发展提出了严峻的挑战,逐步摆脱对化石能源的依赖是人类发展进程中不可逆转的前进方向。为此,加快能源转型已成为各国能源发展新趋势。2018年,我国发电产生的CO2排放量占全国碳排放总量的40%以上[1],作为能源系统的核心,电力行业可将风能、太阳能、生物质能等清洁能源转换成二次电力。由此可见,电力行业绿色转型是带动其他能源密集型行业绿色转型的重要载体。因此,推动电力行业低碳转型,对实现我国碳达峰与碳中和目标具有重要意义。

        

        降低可再生能源发电技术投资成本是推动电力行业低碳转型的重要因素[2]。我国是全球最大的水能、风能和太阳能利用国[3]。据数据显示,2020年,我国水电、风电和太阳能发电装机容量已分别达到3.70亿千瓦、2.82亿千瓦和2.53亿千瓦[4]。若未来投资成本继续维持稳定的下降趋势,可再生能源发电技术就将比传统燃煤技术更具成本优势[5]。由此可见,可再生能源发电技术成本的变化将会影响发电企业投资决策,进而影响电力行业绿色转型的进程和布局,这也是影响电力行业碳达峰与碳中和的重要不确定因素。本文以我国六大电网区域为例,建立含区域间清洁电力调度的技术选择模型,综合考虑区域资源禀赋及可再生能源投资成本下降潜力的不确定性,动态分析可再生能源成本变化对电力行业CO2减排潜力的影响,提出具有区域特色的综合资源战略规划方案,为我国实现能源供应结构多样化、促进中长期各类发电资源有效利用提供决策参考。

        

        二、文献综述

        

        在可再生能源规划方面,大多数研究都比较关注可再生能源的发展时间、地点以及装机容量规模。以最小化建造成本和电力损耗为目标,Zhao等(2020)[6]建立了优化模型,规划了摩洛哥、埃及和突尼斯的风电、太阳能光伏、集中式光热技术的发展路径,并认为可再生电力的跨国传输可实现互惠互利。而Bagdadee和Zhang(2020)[7]以投资成本、运行维护成本、燃料成本、生态成本等总成本最小为目标,在考虑可再生能源发展潜力的前提下,探讨了孟加拉国风电、水电、太阳能光伏等发电技术和传统电源的竞争协调发展路径。在允许可再生能源发展到最大潜力并限制燃煤技术产能情况下,Lenzen等(2016)[8]同样以成本最小化为目标,模拟了满足澳大利亚小时级电力需求的低碳电力技术时空分布情况,并分析了碳价波动对生物质燃料发电的影响。Lei等(2020)[9]基于自下而上的TIMES模型分析了我国各省(市、区)不可再生能源和可再生能源发电技术的发展路径,但研究并未考虑电力传输以及各省(市、区)可再生能源技术开发潜力,也未细分燃煤发电技术类型。

        

        在社会经济转型低碳背景下,电力行业不同转型路径对实现碳减排目标的影响不同。Chen等(2011)[10]研究了我国电力行业低碳技术发展路线发现,不同情景下电力行业均可在2030年前达到碳排放峰值,达峰量位于33.1亿-42.8亿吨之间。基于我国的终端能源使用模型,Khanna等(2016)[11]量化了电力行业煤炭消费与二氧化碳排放的关系,认为在没有可再生能源目标和清洁电力调度的情况下,电力行业碳排放难以在2030年以前达峰。从整个电力系统角度出发,基于“源-网-荷”优化模型,Zhang等(2017)[12]认为我国电力行业碳排放将于2027年达峰,峰值约为66.5亿吨。可以看出,由于考虑的因素(如电力负荷、发电技术、碳排放限制等)、使用的方法和设置的情景各不相同,不同研究得到的碳排放达峰年份和相应的排放水平差异巨大。

        

        综上所述可知,首先,现有研究大多从全国层面出发,忽略了地区资源特点以及电力跨区输送等实际问题。其次,就技术层面,现有研究很少细分燃煤发电技术类型及容量级别,也就无法详细指导电力行业技术布局。再者,各类发电技术的投资成本、发电效率和所用燃料的能源效率等会随着社会、经济、技术发展而变化,而现有研究采用的固定参数会影响运算结果的精确程度。因此,若不考虑未来成本的变化,将会严重低估可再生能源对化石能源的替代潜力。最后,就政策层面,多数研究忽略了淘汰落后产能、改造现有技术等政策要求,使得模拟结果脱离实际发展需求。为弥补已有研究不足,本文结合当前政策目标、发电技术特点、资源环境容量、成本变化趋势等多重因素,将电源规划与电网规划结合起来,探讨可再生能源成本变化对电力行业实现碳达峰与碳中和目标的影响,并提出符合低碳发展需要且具有实际可操作性的技术路径布局方案。

        

        三、模型构建

        

        本文运用NET-Power模型[13,14]研究可再生能源投资成本的变化对电力行业碳排放的影响。NET-Power模型集电源、电网、环境、政策为一体,可以动态模拟多能源共存的复杂电力系统运行路径,其最大的优势在于自下向上地从发电技术角度出发,对各区域发电技术布局、区域间不同品种电力调度以及不同技术所需要的能源和产生的排放量进行准确预测,使模拟过程和结果更加可信。

        

        (一)目标函数

        

        NET-Power模型以规划期内各年的年度总成本最小为目标函数,包括各项发电技术年度初始投资成本、运营和维护成本、燃料成本和电力传输成本。

        

        (二)约束条件

        

        NET-Power模型的约束条件主要包括5类:

        

        1. 电力需求约束。

        

        各区域的总发电量与净输入电力之和应大于该地区的电力需求量。

        

        2. 运行装机容量约束。

        

        各区域电力技术每年实际运行的装机容量不得超过该技术当年的库存量。库存量指前一年折旧后的装机容量加上新建成的容量再除去政策强制淘汰后的装机容量。

        

        3. 总装机容量约束。

        

        考虑到政策和环境物理容量约束,各区域的相关发电技术装机容量存在上下限。例如,对于需要淘汰的落后产能,未来装机容量不应超过基准年的装机容量,则基准年的装机容量为其容量上限;对于政策大力推广的先进技术、清洁技术,基准年的装机容量则为其容量下限;对于受物理资源容量限制的水电、风电及太阳能等可再生能源发电技术,其装机容量不应超过该资源在当地的技术可开发量。

        

        4. 发电比例约束。

        

        根据技术发展趋势或政策规划目标,设置部分技术发电比例约束。例如,对于即将淘汰的落后产能,其发电占比最低为0,最高不得超过基准年的发电比重;对于清洁低碳技术,其发电占比不得低于基准年发电比重,最高不得超过100%。

        

        5. 电力调度约束。

        

        智能电网的建设将加大区域互联程度,区域间电力调度能力也将逐渐增加。故本文假设区域调入电量占该区域当年用电量的比重不低于基准年该地区调入电力占比。同时,为响应国家发改委下发的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中提到的优先调度风电、太阳能等可再生电力,以充分发挥区域间资源优化配置的作用,本文假设调度电力种类为电力输出地区资源丰富的电力类型。

        

        四、数据来源及情景设置

        

        (一)数据来源

        

        本文考虑了煤、气、核、风、水、太阳能、生物质能共7种能源发电的18种发电技术,为满足终端用电需求,在NET-Power模型中这些发电技术存在3种竞争关系:一是可再生能源大类与不可再生能源大类发电技术之间的竞争;二是同种能源大类里不同技术之间的竞争,如气电、核电、各类燃煤发电等不可再生能源发电技术之间的竞争,风电、太阳能、水电、生物质能等可再生能源发电技术之间的竞争;三是同一类发电技术但不同容量级别技术之间的竞争,如300MW级超超临界、600MW级超超临界和1000MW级超超临界这3种不同容量等级技术之间的竞争。

        

        (二)情景设置

        

        近年来,受原材料成本下降、技术工艺升级等因素影响,风电和太阳能发电技术投资成本显著降低,且在未来仍具有大幅下降空间[23],是最具发展潜力的清洁技术。如图1所示,国际能源署(IEA)、国际可再生能源署(IRENA)、国家发展改革委能源研究所(ERI)、美国国家可再生能源实验室(NERL)、欧洲经济与环境研究所(EIEE)、德国经济研究所(DIW)、欧洲风能协会(EWEA)、德国Potsdam气候影响研究所(PIK)、欧盟联合研究中心(EC JRC)、国际应用系统分析研究所(IIASA)、PBL荷兰环境评估署(PBL NEAA)等机构组织对未来风电和太阳能发电技术投资成本进行了预测。由预测结果可知,由于掌握的信息和出发的立场不同,各机构组织对于未来可再生能源发电技术投资成本的判断也存在明显差异。为了避免单一判断带来的局限,本文结合不同研究机构给出的信息,设置4种未来可再生能源(主要指风能和太阳能)投资成本可能的变化情景,即基准情景、低速下降情景、中速下降情景和高速下降情景,各情景设置见表6。基准情景作为参照情景,即假定各发电技术的投资成本不发生改变,低速、中速、高速下降情景是在基准情景基础之上,假定风能和太阳能投资成本分别以各机构组织预测的最低速度、平均速度、最高速度下降。需要注意的是,低速和高速下降的成本数据直接采用机构预测的实际值,中速下降情景的成本变化数据选择各机构组织预测的平均值。

        

        五、结果分析与讨论

        

        (一)各区域不同发电资源配置情况分析

        

        可再生能源发电技术的兴起对各区域传统燃煤发电技术产生了不同程度的替代:风电和太阳能技术在华北、西北和东北地区有较大发展;南方和华中地区的水电较多;受到厂址资源的限制,核电主要在华东、南方和东北地区发展。发电装机结构差异大,具体而言:华北地区因电力需求最多,其装机容量明显高于其他地区,所以当可再生能源投资成本高速下降时,2030年该地区风电技术装机容量将增至9.3亿千瓦,2060年将增至23.0亿千瓦;对华东地区,由于可再生资源稀缺,预计在未来直到2060年,华东地区将一直以燃煤发电为主;对华中地区,该地区水资源丰富,在高速下降情景下,其水电装机将保持年均1.1%的速度增长,且风电和太阳能技术的大力发展会替代部分燃煤发电技术,使得2060年风电和太阳能技术将分别占该地区总装机容量的15.2%和44.0%;南方地区的可再生能源发电技术发展较快,在高速下降情景下,预计2030年该地区燃煤技术装机容量占该地区总装机容量的16.2%,2060年将降至3.8%,届时,该地区电力主要来自清洁能源;对西北地区,尽管太阳能发电技术投资成本下降速度比风电快,但风电技术利用小时数高于太阳能技术,所以风电在西北地区得到大力发展。预计到2030年,当风电技术投资成本下降22.0%时,西北地区风电装机容量将达到8.9亿千瓦,约占该地区总装机容量的59.4%,到2060年,西北地区发电装机容量基本为可再生能源,在可再生能源成本高速下降情景下,该地区风能和太阳能技术装机容量分别占66.1%和32.7%;对东北地区,若风电技术投资成本下降34.5%,2060年该地区风电装机容量将达到9.6万亿千瓦,且由于风能和太阳能技术的增加,2060年东北地区将不再使用燃煤发电。

        

        (二)区域间可再生电力调度情况分析

        

        跨区电力传输有利于统筹协调全国和区域间能源资源使用。可再生能源投资成本下降可促进清洁电力跨区域传输。由前文分析可知,在可再生能源成本低速、中速和高速下降情景下,2060年,区域间电力传输总量将分别达到1.51万亿千瓦时、1.60万亿千瓦时和1.78万亿千瓦时,占当年总发电量的11.4%,12.0%和13.4%。其中,西北地区对外输电方向最多,分别向华中、华东和南方地区输出风电和太阳能电。在可再生能源成本高速下降情景下,西北地区2060年输出电量将达到1.03万亿千瓦时,占全国跨区清洁电力输出总量的57.6%。华东地区是主要的电力调入区域,到2060年,其输入电量将达到0.78万亿千瓦时,占该地区用电总量的26.5%。华中地区的跨区输入、输出电量均较大,但输入电量高于输出电量,到2060年,若风能和太阳能投资成本分别下降34.5%和66.8%,则华中地区将净输入电量863.3亿千瓦时。南方、东北地区则分别是净输入、净输出电量区域。

        

        从发电情况来看,不同时间及情景下我国各区域发电构成呈不同状态。总体而言,随着可再生能源成本不同程度下降,2060年全国可再生能源发电比例介于65.6%-77.6%范围之间。在可再生能源成本高速下降情景下,2060年华北地区可再生能源发电占比达到60.0%;由于可再生能源资源稀缺,华东地区燃煤发电仍然较多。在可再生能源成本低速下降情景下,2060年华东地区燃煤发电量约占该地区用电量的47.8%;华中地区拥有丰富的水资源,2060年水电占该地区总发电量的50.7%;随着风电成本优势凸显,2060年南方地区风电将达到1.0万亿千瓦时,占该地区总发电量的33.5%,风电快速发展取代了该地区的部分燃煤发电;由于西北地区拥有丰富的风电和太阳能资源,在高速下降情景下,2060年该地区风电和太阳能发电占比分别达到67.7%和27.8%;在低速和中速下降情景下,东北地区以风电为主,但在高速下降情景下,随着太阳能投资成本降幅增大,2060年该地区太阳能发电占比将达到34.2%。

        

        (三)电力行业二氧化碳减排潜力分析

        

        图2展示了不同情景下电力行业CO2排放及减排情况。从左图可以看出,可再生能源投资成本下降可以推动电力行业碳排放尽早达峰。若可再生能源投资成本保持不变,则电力行业最早可在2042年达到56.6亿吨的排放峰值;在可再生能源投资成本低速和中速下降情景下,电力行业碳排放可分别于2035和2029年达峰,峰值分别为49.7亿吨和43.9亿吨;若可再生能源投资成本高速下降,电力行业就有望于2023年达到碳排放峰值,排放量为41.5亿吨,而后逐步减少。可以看出,仅降低可再生能源投资成本难以在2060年实现电力行业层面的碳中和。右图阴影部分表示由可再生能源成本变化带来的减排潜力,由于在2025年之前可再生能源成本优势还未明显凸显,故不同情景下减排潜力差异不大。而2025年后,可再生能源成本优势在西北、华北、东北等部分地区逐步显现,所以电力行业减排量在2025年后随着可再生能源发电份额的增加而增加。若可再生能源投资成本维持高速下降,规划期内电力行业年均减排19.3亿吨,至2060年,电力行业累计减排潜力在291.8亿-831.0亿吨范围内,可见减排程度与可再生能源成本下降幅度密切相关。

        

        (四)电力行业技术发展路径分析

        

        表7展示了不同情景下全国电力行业技术发展路径。由表中数据可知,若提升火电技术效率的同时大力发展可再生能源发电技术、降低可再生能源投资成本,在由低到高下降情景下,全国发电装机容量在2030年、2050年和2060年将分别介于36.4亿-41.8亿千瓦、62.4亿-65.7亿千瓦和68.1亿-80.8亿千瓦之间。从装机结构来看,2060年煤电装机份额将降至6.3%-9.5%。受投资成本下降的影响,风电技术装机容量在2030年和2060年分别位于8.5亿-17.6亿千瓦、34.2亿-44.5亿千瓦范围内,太阳能技术装机容量在2030年和2060年分别位于9.0亿-13.4亿千瓦、19.6亿-22.9亿千瓦范围内,风电技术发展时间将早于太阳能技术,开放容量也多于太阳能技术。在可再生能源高速下降情景下,2030年全国装机容量有望突破40亿千瓦,比当前翻一番。至2060年,全国累计装机容量有望突破80亿千瓦,其中风、光、水等可再生能源发电装机约72.8亿千瓦,且新增装机基本来自可再生能源发电技术,2060年可再生能源装机份额约90.8%。总体而言,可再生能源成本下降越多,煤电装机份额越低,可再生能源对传统化石能源的替代就越显著,也越有利于电力系统绿色转型。

        

        六、研究结论与政策建议

        

        (一)研究结论

        

        1. 可再生能源成本下降越快,对传统燃煤发电技术的替代就越显著

        

        可再生能源资源相对丰富的地区,如西北、南方、东北地区,当可再生能源投资成本大幅下降时,其传统燃煤发电技术将大量被风电、太阳能等可再生能源发电技术替代。具体而言,若2060年风能和太阳能投资成本分别相对2015年下降34.5%和66.8%,西北和东北地区就将不再使用燃煤技术发电;若2060年风能和太阳能投资成本分别相对2015年下降19.5%和42.9%,那么西北和东北地区燃煤技术分别为0.1亿千瓦和0.2亿千瓦。

        

        2. 受资源条件和可再生能源成本变化影响,未来各区域发电装机结构差异较大

        

        风电和太阳能技术在华北、西北地区有较大发展;南方和华中地区的水电居多;受到厂址资源限制,核电主要在华东、东北和南方地区发展。2060年,所有地区可再生能源发电装机将超过50%。若可再生能源投资成本高速下降,那么2060年华北地区风电技术装机占比为58.4%,西北地区风电技术装机占比为66.1%。在高速下降情景下,2060年,东北地区的核电装机最多,占全国核电装机总量的63.2%,华中地区的水电最多,占全国水电装机的44.0%。

        

        3. 可再生能源投资成本下降程度会影响清洁电力跨区域传输规模

        

        成本下降越多,电力跨区域传输规模也越大。2060年,在可再生能源成本低速、中速和高速下降情景下,区域间电力传输总量分别为1.51万亿千瓦时、1.60万亿千瓦时和1.78万亿千瓦时,各占当年总发电量的11.4%,12.0%和13.4%。西北地区是主要的电力输出地区,在可再生能源成本高速下降情景下,将对外输出清洁电力1.03万亿千瓦时。华北地区主要向华中和华东两个地区送电。在高速下降情景下,2060年华北地区对外送电比低速下降情景多22.1%,比中速下降情景多12.7%。东北和华中地区对外送电也将随着可再生能源投资成本的下降而增加。

        

        4. 可再生能源投资成本下降将推动电力行业碳减排

        

        若可再生能源投资成本保持不变,那么在现有政策趋势下,电力行业减排压力较大,最早可在2042年达到56.6亿吨的排放峰值。但若可再生能源成本高速下降,则可再生能源技术有望凭借成本优势得到大力发展,可推动电力行业在2023年达到41.5亿吨的碳排放峰值。此外,随着可再生能源投资成本不同程度的下降,规划期即2018-2060年内电力行业累计碳减排量位于291.8亿-831.0亿吨范围内。全国发电装机容量有望于2060年突破80亿千瓦,其中风电和太阳能发电技术装机容量占比约83.4%。若可再生能源投资成本维持低速下降,则2040年前以发展太阳能技术为主,2040年太阳能和风电技术装机容量分别为19.9亿千瓦和18.8亿千瓦,占总装机容量的37.8%和35.6%。若可再生能源成本保持中高速下降,则风电技术先于太阳能技术发展。在高速下降情景下,2045年风电技术装机容量占比超过50%,太阳能技术装机容量占比为27.5%,而后缓慢增至2060年的28.4%。

        

        (二)政策建议

        

        1. 降低可再生能源投资成本,提高竞争优势

        

        投资成本大幅下降将推动可再生能源大力发展,提升电力行业减排潜力。若2060年风电和太阳能投资成本分别下降34.5%和66.8%,全国可再生能源发电装机容量占90.8%。因此,为保证电力充分供应的同时能够实现煤电技术与可再生能源发电技术竞争协调发展,建议通过市场化手段,使我国发电技术装机容量至2030年、2050年和2060年分别增加到41.8亿千瓦、65.7亿千瓦和80.8亿千瓦。

        

        2. 转变能源结构,推广清洁能源发电技术

        

        华北、东北、西北地区应大力推广风电和太阳能发电技术,以期至2060年这三个地区风电和太阳能技术装机容量分别占全国风电和太阳能技术装机容量的83.1%和71.0%;而南方和华中地区则应增加水电技术,保证到2060年这两个地区水电技术装机容量为4.7亿千瓦,占全国水电装机的85.9%。东部沿海地区可以利用地理位置优势,安全推广核电技术。

        

        3. 加大支持力度,促进区域间清洁电力传输规模

        

        为促进区域间清洁电力调度,建议政府部门通过鼓励企业加大可再生能源发电技术的研发力度或完善专项补贴等手段降低企业成本。2060年,当风电和太阳能技术投资成本分别比2015年下降19.5%和42.9%时,跨区域清洁电力传输量将达到1.51万亿千瓦时;若分别比2015年下降34.5%和66.8%时,跨区域清洁电力传输量将增加18.2%。因此,降低可再生能源投资成本可促进区域间清洁电力调度,西北、华中和华北地区是可再生资源较为丰富的地区,在大规模建设可再生能源发电技术的同时,也要注意电网的建设、清洁电力的接入和充分利用。

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