2019-07-25 14:00:29 ERR能研微讯

引言+执行摘要

本研究旨在评估替代性低碳电力系统的成本，该系统能够实现严格符合《巴黎协定》的碳减排目标。因此本文比较了具有代表性的经济合作及发展组织国家的电力部门6种不同场景的总成本，这些情景均符合50g/kW的低碳约束，但其核能和可再生能源占比不同，特别是风能和太阳能光伏（PV）。这些份额占总用电量的0~75%。本文通过假设未来显著降低VRE的成本，完成了对低间歇性可再生能源（VRE）投资成本的场景分析。本文围绕不同级别的可用灵活性资源（互连的可用性或灵活的水电资源）构建的两个敏感性完成了一套共8个场景的分析，可以很好地理解脱碳成本的主要驱动因素（参见下面的图ES1）。研究特别强调了风能和太阳能光伏生产的间歇性对电力系统成本的影响，反应对其系统成本深刻影响。

本研究不仅强调了实现雄心勃勃的碳排放目标的成本，还为以最低成本的方式实现这些目标制定了政策框架。这个框架的5个主要支柱是1）为碳排放设定一个坚挺的价格，2）短期市场的有效调度与揭示电力系统的价值，3）对供应能力、灵活性和输电和配电设施的充分监管，4）建立低碳技术的长效投资机制，包括改革现有机制，5）在任何实际和必要的情况下将系统成本内部化。实现彻底的碳减排并非是轻而易举的。本研究表明，定义正确的核能和可再生能源比例以及制定正确的政策框架，同时制定高标准的电力供应安全规范和合理的电力消费者使用价格，将会使得激进的气候目标的实现成为可能。

图1研究50gCO2/千瓦时的低碳电力系统成本的8种方案

引言

根据2015年12月达成并于2016年11月生效的《巴黎协定》，许多经合组织国家同意协议约定的排放目标，即将其温室气体排放量削减到足以将全球平均气温升幅控制在工业化前水平2摄氏度范围内。这意味着他们将大力降低电力部门的碳排放。将全球气温上升控制在2摄氏度，粗略估计需要将地球大气中的温室气体浓度限制在二氧化碳排放当量450ppm以内。这需要大力降低发电的碳排放，因此电力行业预计将在未来30年里首当其冲地减少碳排放。预测表明，为了实现与2°的目标相适应的减排，到本世纪中叶经合发组织国家电力部门的二氧化碳排放量将需要减少近90%。到2050年，经合组织国家目前每千瓦时产生的430gCO2的平均碳排放强度需要降低50gCO2/千瓦时左右。

要实现这一脱碳目标，需要对经合组织各国的电力部门进行彻底重组，并进行大规模的低碳技术部署，尤其是核能和风能、太阳能等可再生能源。其他发电方式，包括水力发电，都被限制在25~35年的窗口期内，考虑到电力系统的固有惯性，这是很短的；因为在电力系统中，发电厂和输电基础设施的寿命往往是60年或更长。

近年来，可再生能源得到了民众和政界的广泛支持。而风能和太阳能光伏的平均千瓦时成本仍略高于核能，但这一发电成本差距在工业级（计算电力（LCOE）方法为2015年经合组织所列）并不是不可逾越的。然而，VRE技术，如风能和太阳能光伏系统造成很多额外的成本，这被称为系统成本；这一观点在经济合作与发展组织核能署（NEA）关于系统成本的研究中心首次出现，即2012年版的核能和可再生能源：脱碳系统成本电力系统（2012）。

VRE系统成本中最重要类别是为分布式与传输性方面的支出，这是由于其单元尺寸较小和距离负荷中心较远；以及为不可预测的风速和太阳辐射的变化而准备的平衡成本，其最重要的作用是，在风能和太阳能无法完全供应或根本无法供应的时候，通过剩余系统输出可靠供应。VRE成本的变化性还导致电力系统中其余可调度技术的组成发生重大变化，而这些技术是确保供电安全的基础。在部署VRE时，人们尤其注意到，从固定成本高的技术（如核能）向固定成本低的更灵活的技术（如燃气发电）的转变。虽然后者将能够更好地吸收由于投入能源因VRE系统而造成的作业时间损失，但剩余系统的总成本将增加，这一效应称为“剖面成本”。此外，部署VRE并不会自动转化为碳减排。例如，当核能被混合使用的VRE和燃气发电替代，而当VRE无法使用时，总碳排放量将会增加。

所有技术都有系统成本。例如，核能需要特别强大的网络连接和可靠的冷却源。但是，这些成本比可再生能源的间歇性所造成的成本要低一个数量级。在与风能和太阳能光伏的经济竞争中，核能的主要优势在于核电站是可调度的，即它们可以以可靠和可预测的方式生产大量的无碳基载电力。在电力系统脱碳的背景下，本文讨论了3个重要问题：

•从经济角度看，核电和可再生能源的最优组合是什么?如果要达到二氧化碳排放目标，额外的成本是多少?

•主要依靠大量可再生能源实现这些目标的电力系统在技术上，尤其是在经济上可行吗?

•创建框架的关键政策工具是什么?这些框架能够保证向深度脱碳电力系统转型所需的低碳发电技术投资足够吗?

这些问题的精确的答案取决于一系列的合理条件，在整个研究过程中，电力系统中可用的灵活性资源的数量采用了“格林菲尔德方法”，在该方法中，系统被优化，成本被最小化，除了水电资源的可用性之外，没有对现有发电组合做出任何假设。这提高了模型结果的透明度和可读性，从而提高了它们对2050年政策制定的针对性。

系统成本的定义与性质

今天，系统成本已不再是一个陌生概念，而是电力系统分析中普遍接受的一部分。2012年，美国能源部发表了第一份关于系统成本的研究报告，这是早期一系列研究的一部分，这些研究引入并对系统成本的概念进行定义。虽然最初定义的概念，以及利用剩余负荷曲线来评估剖面成本的基本方法已被证明是可靠的，但在过去5年中，情况发生了很大变化。需要考虑的变化包括：

•可再生能源（尤其是太阳能光伏）LCOE成本显著下降，这在美国能源署与国际能源署2010年和2015年的发电成本预计报告中关于投资成本的变化有所体现；

•出现了关于电力系统成本的广泛而详细的文献，其中包括出现了广泛共享的评估概要成本的方法框架；

•决策者对系统成本的重要性有更强的认识和更好的理解；

•对政策相关问题有更清晰的认识，使得这些问题可以通过现有的概念和建模工具得到有效的提问和回答。

很明显从一开始，任何新变化的研究都不应该简单地视为对2012年研究的更新。在本研究中，作者以尽可能完整的方式对电力部门进行系统性阐述。在这个过程中，经合组织核能署与麻省理工学院（MIT）经验丰富的电力系统建模人员进行了深度合作。因此，国际能源署的8种方案模型是建立在麻省理工学院开发的最优发电扩展（GenX）模型之上的，该模型提供了所需的综合电力系统的详细、全面和灵活的展示。

因此，作为本研究基础的电力部门模型不仅包括小时调度，还包括保持系统稳定和经济均衡的斜坡约束和准备金约束。此外，模型中还添加了一组经过精心挑选且可靠的灵活性选项。它们包括与邻国的相互联系、相对高占比的灵活水电资源、需求侧管理（DSM）和若干储存选择。技术和灵活性选项都是系统总成本的重要驱动因素。这一点尤其适用于风力和太阳能光伏发电，因为它们的间歇性通过增加斜坡成本和准备金要求来挑战系统的运行，同时也增加了对不同灵活性选择的需求。

这个建模工作的特征是所有使用场景均严格地将碳排放约束在50gCO2/kWh以内，经合组织国家的电力系统必须共同贡献以实现限制全球平均气温的上升2°C的目标。为了使经济成果尽可能具有普遍性、相关性和透明性（从而独立于特定国家的发电结构），本研究采用了“绿地方法”。这方法是从头开始构建最优电力系统的方法，即电力系统的发展是关于全年电力需求和不同技术具体成本的函数，就好像所有的电厂都是在一片绿地上从零开始建造一样。这种方法只受到外部因素的限制，即每千瓦时50gCO2的碳排放和预先指定的不同比例的VRE设施。只有水电资源的份额是外生因素。

而使用棕地方法将产生不同的结果。根据现有的混合办法，本文的结果可能有助于个别国家更好地评估其能源结构转换的费用。然而，棕地模型的结果不允许对核电和可再生能源所占比例不同的电力系统各自的成本得出可比的一般性结论。特别是对于风能、太阳能等间歇性可再生能源，系统总成本高度依赖于当地条件和剩余系统结构。

各VRE方案中，具有一些特殊性的因素，更具体地说即是风能和光伏，这些因素使其集成到电力系统中特别具有挑战性。国际能源署已经确定了资源增值所特有的6个技术和经济特征，这是解释和了解与这些特征的综合有关的系统成本的一个关键因素。VRE的关键如下：

•变量：功率输出随资源（风能和太阳能）的可用性而波动，与需求或系统需求无关。

•不确定性：发电量无法精确预测。然而，发电预测的准确性随着交付时间的临近而提高。

•位置限制：可用的可再生资源并非在所有地点都一样好，也不能被转移。有利的地点往往远离负荷中心。

•非同步性：VRE电厂必须通过电力设备调节后才能与电网连接，其不能与电网直接同步。

•模块化：单个VRE单元的规模比其他常规发电机小得多。

•可变成本低：VRE一旦建成，就能以很少的运营成本发电。风能和太阳能光伏发电机组的短期边际成本为零。

经合组织核能署（NEA）和国际能源署（IEA）已对受上述六个因素约束的系统效应的概念进行了概念化和广泛探讨，并从学术界、产业界和政府的大量新研究中获益。系统效果通常分为以下四类广义成本，即配置成本（也被一些研究人员称为使用成本或备用成本）、平衡成本、网格成本和连接成本。

配置成本（或使用成本）是指整个电力系统的发电成本随着伏特输出的变化而增加。因此，它们是系统效应概念的核心。他们特别注意到，在大多数情况下，在使用VRE的系统中提供剩余负荷比在使用可调度设施替代的等效系统中要昂贵得多。另一种考量太阳能发电成本的方法是，将风力或太阳能光伏发电集中在有利的气象条件下的有限时间内。这降低了每个额外的VRE单元的系统价值，但对应着配置成本的等价增加。此外，发电模块通常增加了残余荷载的变异性，表现出更陡和更频繁的斜坡。这给其他可调度的电厂带来了额外的负担，也被称为灵活性效应，因为它们需要更多的启动和关闭、更频繁的循环和更陡峭的斜坡，从而导致效率水平的降低、设备磨损和发电成本的增加。

发电过程中的不确定性（不可预见的停电或发电预测误差）。在可调度电厂的情景下，运营储备的数量和成本通常由连接到电网的最大机组（或两个最大机组）的最大应急预案决定。在VRE的情况景，平衡成本基本上与产出的不确定性有关，而这种不确定性在累积到大容量时可能变得很重要。预测误差可能需要在系统中进行更多的空转储备。

电网成本反映了由于VRE电厂的分布式性质和区位约束而造成的输配成本的增加。然而，核电站也会因为选址要求而增加电网成本。电网成本包括新建基础设施（电网扩建）以及增加现有基础设施的容量（电网扩容）。此外，当电力长距离传输时，传输损耗往往会增加。分布式太阳能光伏资源可能尤其需要对配电网进行投资，以应对在当地需求不足消耗所产生的电力时出现的更频繁的反向潮流。

连接成本包括将发电厂连接到最近的输电网连接点的成本。如果需要连接长距离资源（或低负荷因素的资源），比如海上风力发电，或者该技术有更严格的连接要求，比如核能发电，它们就会非常重要。连接成本有时集成在系统成本中（参见NEA，2012），但有时也包括在LCOE电厂级成本中。这反映了商业实际，因为不同的立法制度要求连接成本要么由电厂开发商承担，要么由输电网运营商承担。在前一种情况下，它们是电厂级成本的一部分，因此完全内部化，而在后一种情况下，它们是系统成本中要考虑的外部性。

图2图解系统成本

上面列出的4类系统成本并不是完全详尽的。因为，物理惯量是由可调度的电力提供的，而不是由VRE提供的，因此这也是本文的一个研究主题。尽管如此，这四个类别加起来仍然构成了系统成本的大部分。如上图ES2。

NEA系统成本研究的模拟结果

美国能源部的研究表明，将明确的VRE技术目标与严格的碳排放限制结合起来，对发电组合的构成及其成本具有重要影响。特别是，总装机容量随着VRE的部署而显著增加。由于VRE的负荷因数和容量。

图3不同份额间歇性可再生能源的装机结构

图4主要区域的发电占比（主要情景）

信用值明显低于常规火力发电厂，因此生产相同数量的电力需要大量提高容量。相同条件下，在没有安装VRE的基本情况下容量为98GW，而部署VRE达到10%和30%的渗透水平后，系统的总容量分别增加到118GW和167GW。如果VRE装机容量达到50%，则总装机容量将增加一倍以上，达到220GW。如果全部电力需求的75%由VRE发电提供，则容量将超过325GW，即超过峰值需求的三倍。换句话说，由于VRE的渗透增加了巨大容量，因此需要投资来满足对应的需求。上图ES3显示了五种主要场景中不同发电技术的容量组合，上图ES4显示了它们各自的发电份额。

VRE的集成改变了热电混合的长期结构。在一般情况下，化石燃料发电的比例（开式循环燃气轮机（OCGT）和联合循环燃气轮机[CCGT]）仍然基本没有改变，这是因为受碳帽影响.然而，由于VRE的存在，燃气电厂的装机容量结构以及OCGT和CCGT发电的相对份额都发生了显著的变化。虽然在一般情况下，CCGT电厂的容量几乎是恒定的，但在VRE较多的情况下，它们的运行负荷系数较低。另一个重要的发现是，由于本研究采用的严格的碳约束标准，煤炭从未在研究的任何场景中被使用，尽管煤炭比其他技术更便宜。在发电方面，VRE对核电的置换几乎是一对一的，这是由于固定的碳约束与固定数量的水电资源相结合的结果。

由于平均负荷因子降低，坡度和负荷符合要求的增加，火力发电厂的运行方式也发生了显著的变化。图ES5显示了所考虑的5种主要方案中的四种（75%的VRE下没有核能发电）的预计每小时发电模式。这使人们能够直观地看到核电站灵活性要求的提高，以及与VRE部署相关的核电装机的减少。

图5核电厂的预计发电模式

核电装机容量随着可再生能源的比重上升而逐步下降。在成本最低且无VRE的情况下，核电是低碳电力的主要来源，约占总电力需求的75%，且核电对灵活性的需求极小。在总费用较高的情况下，对核能灵活性的需求逐步增加。在VRE占比50%的情况下，核电机组最多可增减其装机容量的30~35%。

不同技术的容量组合、发电结构和负载因素的变化可以在不同场景的系统成本中捕获。因此，额外的网格成本、平衡和连接成本被添加到配置成本中，即这些成本已经在不同的优化场景中被隐含在内了。如前所述，配置成本是由于VRE的变动性导致的对剩余系统的去优化而造成的。对于10%、30%、50%和75%的四种方案，以及两种敏感性方案，全部系统成本（以VRE向电网输送的每单位净电力的美元表示）如图ES6所示。这些系统成本必须被理解成为提供相同的电力供应服务而增加的总成本，高于不使用任何VRE的最低成本方案的成本。参考系统中的系统成本为零，因为所有电力都是由可调度的技术产生的，所以不存在间歇性问题。该图还将系统总成本细分为4个主要部分。此外，误差栏还提供了一个不确定性范围的指示，该不确定性范围来自于对网格、连接和平衡成本的一系列可能假设。

图6每兆瓦时的VRE系统成本

风能和光伏发电占比10%的系统成本为，每MWh的成本低于10美元，风能和光伏发电占比75%的系统成本为，每MWh的成本超过50美元。

风能和光伏发电占比50%的系统成本为，每MWh的成本为50美元。成本的变化是与邻国水电资源的灵活度相关。虽然这种估计有一定程度的不确定性，但其数量级为政策选择提供了明确的指示。