引言+執(zhí)行摘要
本研究旨在評估替代性低碳電力系統(tǒng)的成本，該系統(tǒng)能夠?qū)崿F(xiàn)嚴格符合《巴黎協(xié)定》的碳減排目標。因此本文比較了具有代表性的經(jīng)濟合作及發(fā)展組織國家的電力部門6種不同場景的總成本，這些情景均符合50g/kW的低碳約束，但其核能和可再生能源占比不同，特別是風能和太陽能光伏（PV）。這些份額占總用電量的0~75%。本文通過假設未來顯著降低VRE的成本，完成了對低間歇性可再生能源（VRE）投資成本的場景分析。本文圍繞不同級別的可用靈活性資源（互連的可用性或靈活的水電資源）構建的兩個敏感性完成了一套共8個場景的分析，可以很好地理解脫碳成本的主要驅(qū)動因素（參見下面的圖ES1）。研究特別強調(diào)了風能和太陽能光伏生產(chǎn)的間歇性對電力系統(tǒng)成本的影響，反應對其系統(tǒng)成本深刻影響。
本研究不僅強調(diào)了實現(xiàn)雄心勃勃的碳排放目標的成本，還為以最低成本的方式實現(xiàn)這些目標制定了政策框架。這個框架的5個主要支柱是 1）為碳排放設定一個堅挺的價格，2）短期市場的有效調(diào)度與揭示電力系統(tǒng)的價值，3）對供應能力、靈活性和輸電和配電設施的充分監(jiān)管，4）建立低碳技術的長效投資機制，包括改革現(xiàn)有機制，5）在任何實際和必要的情況下將系統(tǒng)成本內(nèi)部化。實現(xiàn)徹底的碳減排并非是輕而易舉的。本研究表明，定義正確的核能和可再生能源比例以及制定正確的政策框架，同時制定高標準的電力供應安全規(guī)范和合理的電力消費者使用價格，將會使得激進的氣候目標的實現(xiàn)成為可能。
圖1 研究50gCO2/千瓦時的低碳電力系統(tǒng)成本的8種方案
引言
根據(jù)2015年12月達成并于2016年11月生效的《巴黎協(xié)定》，許多經(jīng)合組織國家同意協(xié)議約定的排放目標，即將其溫室氣體排放量削減到足以將全球平均氣溫升幅控制在工業(yè)化前水平2攝氏度范圍內(nèi)。這意味著他們將大力降低電力部門的碳排放。將全球氣溫上升控制在2攝氏度，粗略估計需要將地球大氣中的溫室氣體濃度限制在二氧化碳排放當量450ppm以內(nèi)。這需要大力降低發(fā)電的碳排放，因此電力行業(yè)預計將在未來30年里首當其沖地減少碳排放。預測表明，為了實現(xiàn)與2°的目標相適應的減排，到本世紀中葉經(jīng)合發(fā)組織國家電力部門的二氧化碳排放量將需要減少近90%。到2050年，經(jīng)合組織國家目前每千瓦時產(chǎn)生的430gCO2的平均碳排放強度需要降低50gCO2/千瓦時左右。
要實現(xiàn)這一脫碳目標，需要對經(jīng)合組織各國的電力部門進行徹底重組，并進行大規(guī)模的低碳技術部署，尤其是核能和風能、太陽能等可再生能源。其他發(fā)電方式，包括水力發(fā)電，都被限制在25~35年的窗口期內(nèi)，考慮到電力系統(tǒng)的固有慣性，這是很短的；因為在電力系統(tǒng)中，發(fā)電廠和輸電基礎設施的壽命往往是60年或更長。
近年來，可再生能源得到了民眾和政界的廣泛支持。而風能和太陽能光伏的平均千瓦時成本仍略高于核能，但這一發(fā)電成本差距在工業(yè)級（計算電力（LCOE）方法為2015年經(jīng)合組織所列）并不是不可逾越的。然而，VRE技術，如風能和太陽能光伏系統(tǒng)造成很多額外的成本，這被稱為系統(tǒng)成本；這一觀點在經(jīng)濟合作與發(fā)展組織核能署（NEA）關于系統(tǒng)成本的研究中心首次出現(xiàn)，即2012年版的核能和可再生能源：脫碳系統(tǒng)成本電力系統(tǒng)（2012）。
VRE系統(tǒng)成本中最重要類別是為分布式與傳輸性方面的支出，這是由于其單元尺寸較小和距離負荷中心較遠；以及為不可預測的風速和太陽輻射的變化而準備的平衡成本，其最重要的作用是，在風能和太陽能無法完全供應或根本無法供應的時候，通過剩余系統(tǒng)輸出可靠供應。VRE成本的變化性還導致電力系統(tǒng)中其余可調(diào)度技術的組成發(fā)生重大變化，而這些技術是確保供電安全的基礎。在部署VRE時，人們尤其注意到，從固定成本高的技術（如核能）向固定成本低的更靈活的技術（如燃氣發(fā)電）的轉(zhuǎn)變。雖然后者將能夠更好地吸收由于投入能源因VRE系統(tǒng)而造成的作業(yè)時間損失，但剩余系統(tǒng)的總成本將增加，這一效應稱為“剖面成本”。此外，部署VRE并不會自動轉(zhuǎn)化為碳減排。例如，當核能被混合使用的VRE和燃氣發(fā)電替代，而當VRE無法使用時，總碳排放量將會增加。
所有技術都有系統(tǒng)成本。例如，核能需要特別強大的網(wǎng)絡連接和可靠的冷卻源。但是，這些成本比可再生能源的間歇性所造成的成本要低一個數(shù)量級。在與風能和太陽能光伏的經(jīng)濟競爭中，核能的主要優(yōu)勢在于核電站是可調(diào)度的，即它們可以以可靠和可預測的方式生產(chǎn)大量的無碳基載電力。在電力系統(tǒng)脫碳的背景下，本文討論了3個重要問題：
?從經(jīng)濟角度看，核電和可再生能源的最優(yōu)組合是什么?如果要達到二氧化碳排放目標，額外的成本是多少?
?主要依靠大量可再生能源實現(xiàn)這些目標的電力系統(tǒng)在技術上，尤其是在經(jīng)濟上可行嗎?
?創(chuàng)建框架的關鍵政策工具是什么?這些框架能夠保證向深度脫碳電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型所需的低碳發(fā)電技術投資足夠嗎?
這些問題的精確的答案取決于一系列的合理條件，在整個研究過程中，電力系統(tǒng)中可用的靈活性資源的數(shù)量采用了“格林菲爾德方法”，在該方法中，系統(tǒng)被優(yōu)化，成本被最小化，除了水電資源的可用性之外，沒有對現(xiàn)有發(fā)電組合做出任何假設。這提高了模型結果的透明度和可讀性，從而提高了它們對2050年政策制定的針對性。
系統(tǒng)成本的定義與性質(zhì)
今天，系統(tǒng)成本已不再是一個陌生概念，而是電力系統(tǒng)分析中普遍接受的一部分。2012年，美國能源部發(fā)表了第一份關于系統(tǒng)成本的研究報告，這是早期一系列研究的一部分，這些研究引入并對系統(tǒng)成本的概念進行定義。雖然最初定義的概念，以及利用剩余負荷曲線來評估剖面成本的基本方法已被證明是可靠的，但在過去5年中，情況發(fā)生了很大變化。需要考慮的變化包括：
?可再生能源（尤其是太陽能光伏）LCOE成本顯著下降，這在美國能源署與國際能源署2010年和2015年的發(fā)電成本預計報告中關于投資成本的變化有所體現(xiàn)；
?出現(xiàn)了關于電力系統(tǒng)成本的廣泛而詳細的文獻，其中包括出現(xiàn)了廣泛共享的評估概要成本的方法框架；
?決策者對系統(tǒng)成本的重要性有更強的認識和更好的理解；
?對政策相關問題有更清晰的認識，使得這些問題可以通過現(xiàn)有的概念和建模工具得到有效的提問和回答。
很明顯從一開始，任何新變化的研究都不應該簡單地視為對2012年研究的更新。在本研究中，作者以盡可能完整的方式對電力部門進行系統(tǒng)性闡述。在這個過程中，經(jīng)合組織核能署與麻省理工學院（MIT）經(jīng)驗豐富的電力系統(tǒng)建模人員進行了深度合作。因此，國際能源署的8種方案模型是建立在麻省理工學院開發(fā)的最優(yōu)發(fā)電擴展（GenX）模型之上的，該模型提供了所需的綜合電力系統(tǒng)的詳細、全面和靈活的展示。
因此，作為本研究基礎的電力部門模型不僅包括小時調(diào)度，還包括保持系統(tǒng)穩(wěn)定和經(jīng)濟均衡的斜坡約束和準備金約束。此外，模型中還添加了一組經(jīng)過精心挑選且可靠的靈活性選項。它們包括與鄰國的相互聯(lián)系、相對高占比的靈活水電資源、需求側(cè)管理（DSM）和若干儲存選擇。技術和靈活性選項都是系統(tǒng)總成本的重要驅(qū)動因素。這一點尤其適用于風力和太陽能光伏發(fā)電，因為它們的間歇性通過增加斜坡成本和準備金要求來挑戰(zhàn)系統(tǒng)的運行，同時也增加了對不同靈活性選擇的需求。
這個建模工作的特征是所有使用場景均嚴格地將碳排放約束在50gCO2/kWh以內(nèi)，經(jīng)合組織國家的電力系統(tǒng)必須共同貢獻以實現(xiàn)限制全球平均氣溫的上升2°C的目標。為了使經(jīng)濟成果盡可能具有普遍性、相關性和透明性（從而獨立于特定國家的發(fā)電結構），本研究采用了“綠地方法”。這方法是從頭開始構建最優(yōu)電力系統(tǒng)的方法，即電力系統(tǒng)的發(fā)展是關于全年電力需求和不同技術具體成本的函數(shù)，就好像所有的電廠都是在一片綠地上從零開始建造一樣。這種方法只受到外部因素的限制，即每千瓦時50gCO2的碳排放和預先指定的不同比例的VRE設施。只有水電資源的份額是外生因素。
而使用棕地方法將產(chǎn)生不同的結果。根據(jù)現(xiàn)有的混合辦法，本文的結果可能有助于個別國家更好地評估其能源結構轉(zhuǎn)換的費用。然而，棕地模型的結果不允許對核電和可再生能源所占比例不同的電力系統(tǒng)各自的成本得出可比的一般性結論。特別是對于風能、太陽能等間歇性可再生能源，系統(tǒng)總成本高度依賴于當?shù)貤l件和剩余系統(tǒng)結構。
各VRE方案中，具有一些特殊性的因素，更具體地說即是風能和光伏，這些因素使其集成到電力系統(tǒng)中特別具有挑戰(zhàn)性。國際能源署已經(jīng)確定了資源增值所特有的6個技術和經(jīng)濟特征，這是解釋和了解與這些特征的綜合有關的系統(tǒng)成本的一個關鍵因素。VRE的關鍵如下：
?變量：功率輸出隨資源（風能和太陽能）的可用性而波動，與需求或系統(tǒng)需求無關。
?不確定性：發(fā)電量無法精確預測。然而，發(fā)電預測的準確性隨著交付時間的臨近而提高。
?位置限制：可用的可再生資源并非在所有地點都一樣好，也不能被轉(zhuǎn)移。有利的地點往往遠離負荷中心。
?非同步性：VRE電廠必須通過電力設備調(diào)節(jié)后才能與電網(wǎng)連接，其不能與電網(wǎng)直接同步。
?模塊化：單個VRE單元的規(guī)模比其他常規(guī)發(fā)電機小得多。
?可變成本低：VRE一旦建成，就能以很少的運營成本發(fā)電。風能和太陽能光伏發(fā)電機組的短期邊際成本為零。
經(jīng)合組織核能署（NEA）和國際能源署（IEA）已對受上述六個因素約束的系統(tǒng)效應的概念進行了概念化和廣泛探討，并從學術界、產(chǎn)業(yè)界和政府的大量新研究中獲益。系統(tǒng)效果通常分為以下四類廣義成本，即配置成本（也被一些研究人員稱為使用成本或備用成本）、平衡成本、網(wǎng)格成本和連接成本。
配置成本（或使用成本）是指整個電力系統(tǒng)的發(fā)電成本隨著伏特輸出的變化而增加。因此，它們是系統(tǒng)效應概念的核心。他們特別注意到，在大多數(shù)情況下，在使用VRE的系統(tǒng)中提供剩余負荷比在使用可調(diào)度設施替代的等效系統(tǒng)中要昂貴得多。另一種考量太陽能發(fā)電成本的方法是，將風力或太陽能光伏發(fā)電集中在有利的氣象條件下的有限時間內(nèi)。這降低了每個額外的VRE單元的系統(tǒng)價值，但對應著配置成本的等價增加。此外，發(fā)電模塊通常增加了殘余荷載的變異性，表現(xiàn)出更陡和更頻繁的斜坡。這給其他可調(diào)度的電廠帶來了額外的負擔，也被稱為靈活性效應，因為它們需要更多的啟動和關閉、更頻繁的循環(huán)和更陡峭的斜坡，從而導致效率水平的降低、設備磨損和發(fā)電成本的增加。
發(fā)電過程中的不確定性（不可預見的停電或發(fā)電預測誤差）。在可調(diào)度電廠的情景下，運營儲備的數(shù)量和成本通常由連接到電網(wǎng)的最大機組（或兩個最大機組）的最大應急預案決定。在VRE的情況景，平衡成本基本上與產(chǎn)出的不確定性有關，而這種不確定性在累積到大容量時可能變得很重要。預測誤差可能需要在系統(tǒng)中進行更多的空轉(zhuǎn)儲備。
電網(wǎng)成本反映了由于VRE電廠的分布式性質(zhì)和區(qū)位約束而造成的輸配成本的增加。然而，核電站也會因為選址要求而增加電網(wǎng)成本。電網(wǎng)成本包括新建基礎設施（電網(wǎng)擴建）以及增加現(xiàn)有基礎設施的容量（電網(wǎng)擴容）。此外，當電力長距離傳輸時，傳輸損耗往往會增加。分布式太陽能光伏資源可能尤其需要對配電網(wǎng)進行投資，以應對在當?shù)匦枨蟛蛔阆乃a(chǎn)生的電力時出現(xiàn)的更頻繁的反向潮流。
連接成本包括將發(fā)電廠連接到最近的輸電網(wǎng)連接點的成本。如果需要連接長距離資源（或低負荷因素的資源），比如海上風力發(fā)電，或者該技術有更嚴格的連接要求，比如核能發(fā)電，它們就會非常重要。連接成本有時集成在系統(tǒng)成本中（參見NEA，2012），但有時也包括在LCOE電廠級成本中。這反映了商業(yè)實際，因為不同的立法制度要求連接成本要么由電廠開發(fā)商承擔，要么由輸電網(wǎng)運營商承擔。在前一種情況下，它們是電廠級成本的一部分，因此完全內(nèi)部化，而在后一種情況下，它們是系統(tǒng)成本中要考慮的外部性。
圖2 圖解系統(tǒng)成本
上面列出的4類系統(tǒng)成本并不是完全詳盡的。因為，物理慣量是由可調(diào)度的電力提供的，而不是由VRE提供的，因此這也是本文的一個研究主題。盡管如此，這四個類別加起來仍然構成了系統(tǒng)成本的大部分。如上圖ES2。
NEA系統(tǒng)成本研究的模擬結果
美國能源部的研究表明，將明確的VRE技術目標與嚴格的碳排放限制結合起來，對發(fā)電組合的構成及其成本具有重要影響。特別是，總裝機容量隨著VRE的部署而顯著增加。由于VRE的負荷因數(shù)和容量。
圖3 不同份額間歇性可再生能源的裝機結構
圖4 主要區(qū)域的發(fā)電占比（主要情景）
信用值明顯低于常規(guī)火力發(fā)電廠，因此生產(chǎn)相同數(shù)量的電力需要大量提高容量。相同條件下，在沒有安裝VRE的基本情況下容量為98GW，而部署VRE達到10%和30%的滲透水平后，系統(tǒng)的總?cè)萘糠謩e增加到118GW和167GW。如果VRE裝機容量達到50%，則總裝機容量將增加一倍以上，達到220GW。如果全部電力需求的75%由VRE發(fā)電提供，則容量將超過325GW，即超過峰值需求的三倍。換句話說，由于VRE的滲透增加了巨大容量，因此需要投資來滿足對應的需求。上圖ES3顯示了五種主要場景中不同發(fā)電技術的容量組合，上圖ES4顯示了它們各自的發(fā)電份額。
VRE的集成改變了熱電混合的長期結構。在一般情況下，化石燃料發(fā)電的比例（開式循環(huán)燃氣輪機（OCGT）和聯(lián)合循環(huán)燃氣輪機[CCGT]）仍然基本沒有改變，這是因為受碳帽影響.然而，由于VRE的存在，燃氣電廠的裝機容量結構以及OCGT和CCGT發(fā)電的相對份額都發(fā)生了顯著的變化。雖然在一般情況下，CCGT電廠的容量幾乎是恒定的，但在VRE較多的情況下，它們的運行負荷系數(shù)較低。另一個重要的發(fā)現(xiàn)是，由于本研究采用的嚴格的碳約束標準，煤炭從未在研究的任何場景中被使用，盡管煤炭比其他技術更便宜。在發(fā)電方面，VRE對核電的置換幾乎是一對一的，這是由于固定的碳約束與固定數(shù)量的水電資源相結合的結果。
由于平均負荷因子降低，坡度和負荷符合要求的增加，火力發(fā)電廠的運行方式也發(fā)生了顯著的變化。圖ES5顯示了所考慮的5種主要方案中的四種（75%的VRE下沒有核能發(fā)電）的預計每小時發(fā)電模式。這使人們能夠直觀地看到核電站靈活性要求的提高，以及與VRE部署相關的核電裝機的減少。
圖5 核電廠的預計發(fā)電模式
核電裝機容量隨著可再生能源的比重上升而逐步下降。在成本最低且無VRE的情況下，核電是低碳電力的主要來源，約占總電力需求的75%，且核電對靈活性的需求極小。在總費用較高的情況下，對核能靈活性的需求逐步增加。在VRE占比50%的情況下，核電機組最多可增減其裝機容量的30~35%。
不同技術的容量組合、發(fā)電結構和負載因素的變化可以在不同場景的系統(tǒng)成本中捕獲。因此，額外的網(wǎng)格成本、平衡和連接成本被添加到配置成本中，即這些成本已經(jīng)在不同的優(yōu)化場景中被隱含在內(nèi)了。如前所述，配置成本是由于VRE的變動性導致的對剩余系統(tǒng)的去優(yōu)化而造成的。對于10%、30%、50%和75%的四種方案，以及兩種敏感性方案，全部系統(tǒng)成本（以VRE向電網(wǎng)輸送的每單位凈電力的美元表示）如圖ES6所示。這些系統(tǒng)成本必須被理解成為提供相同的電力供應服務而增加的總成本，高于不使用任何VRE的最低成本方案的成本。參考系統(tǒng)中的系統(tǒng)成本為零，因為所有電力都是由可調(diào)度的技術產(chǎn)生的，所以不存在間歇性問題。該圖還將系統(tǒng)總成本細分為4個主要部分。此外，誤差欄還提供了一個不確定性范圍的指示，該不確定性范圍來自于對網(wǎng)格、連接和平衡成本的一系列可能假設。
圖6 每兆瓦時的VRE系統(tǒng)成本
風能和光伏發(fā)電占比10%的系統(tǒng)成本為，每MWh的成本低于10美元，風能和光伏發(fā)電占比75%的系統(tǒng)成本為，每MWh的成本超過50美元。
風能和光伏發(fā)電占比50%的系統(tǒng)成本為，每MWh的成本為50美元。成本的變化是與鄰國水電資源的靈活度相關。雖然這種估計有一定程度的不確定性，但其數(shù)量級為政策選擇提供了明確的指示。
