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「可再生能源」全球电力系统如何脱碳：四种典型的脱碳途径


「可再生能源」全球电力系统如何脱碳：四种典型的脱碳途径
2020年5月 ， MckinseyCompany发布了《全球电力系统如何脱碳》 ， 分析了电力系统在50%~60%、80%~90%以及100%脱碳率水平下的技术可行性、系统变化、脱碳成本 。 由于气候、自然资源和基础设施的差异 ， 报告分别研究了四种典型的脱碳途径 。
电力行业正在经历全球转型 。 过去十年 ， 可再生能源发电成本已大幅下降(太阳能发电成本降低了80% ， 风能发电成本降低了约40%) ， 在全球绝大多数地区与传统燃料(例如煤炭和天然气)相比已具有竞争力 。 2018年 ， 可再生能源贡献了大部分的新增发电容量 。 在大多数市场上 ， 可再生能源已是增加边际容量的最便宜的选择 ， 同时也是所有国家减少温室气体排放计划的重要组成部分 。
到2040年 ， 电力系统脱碳率达到50%~60%在技术上并不困难 ， 通常也是最经济的选择 。 从50%~60%到90%通常在技术上是可行的 ， 但有时成本很高 。 要达到100%的脱碳率 ， 在技术上和经济上可能都很困难 。
50%~60%脱碳率
大多数市场只需很少甚至不增加额外投资就可以实现50%~60%的脱碳率 。 太阳能、风能以及储能是脱碳方案的重要组成部分 ， 其成本已大幅下降且下降速度很快 。 太阳能的日波动周期适合配置4~8小时的储能 ， 确保稳定的电力供应 。 太阳能和风能能够实现互补 ， 同时拥有这两种资源的市场能够更好的管理间歇性 。
50%~60%的脱碳率通常不会对电力系统运行产生实质影响 。 这种情况下 ， 弃电率约为2%~5% ， 火电利用率(发电时间百分比)维持在50%~60% ， 廉价可再生能源的接入可能会使一些机组退役 ， 几乎不需新建输电线路 。 总之 ， 电力系统无需太多改变 ， 即可达到50%~60%的脱碳率 。
80%~90%脱碳率
80%~90%的脱碳率会增加系统成本和复杂度 。 虽然不需要新技术 ， 但储能使用时间更长 ， 需求侧管理更严格(主动管理建筑物供暖、制冷 ， 转移工业负荷) 。 一些市场可能需要新建输电线路 ， 汇集可再生能源 ， 将基荷在更大地理范围内分摊 。
80%~90%脱碳率的系统与之前已明显不同 。 弃电率增至7%~10% ， 火电利用率降至20%~35% ， 许多电厂作为可再生能源发电的备用 。 此时 ， 脱碳成本在不同市场间差异很大 ， 若发电成本高于市场平均成本 ， 其系统总成本可能略有下降(每年1%~2%);若发电成本低于市场平均成本 ， 其系统总成本可能会上涨 。
100%脱碳率
100%的脱碳率会使系统更加复杂 ， 成本因市场而异 。 火电利用率进一步降至4%~6% 。 从根本上说 ， 由于可再生能源的间歇性 ， 系统完全脱碳需要填补更长的时间间隔 ， 这在技术上是可行的 ， 但其成本可能比最低成本的方案高出25% 。 一些新技术可能会帮助缩小这些间隔 ， 以构建100%脱碳率的系统 ， 包括生物质燃料 ， 碳捕集、利用和封存(CCUS) ， 生物质能结合碳捕集与封存技术(BECCS) ， 电转气转电(P2G2P) ， 直接空气捕集(DAC)等 。
四种电力市场中的脱碳途径
由于气候、自然资源和基础设施的差异 ， 不同的市场需要采取不同的途径对其电力系统进行脱碳 。
01 孤岛市场
孤岛市场通常需要进口发电燃料 ， 缺乏电力互联 ， 发电成本较高 。 但很多孤岛市场太阳能资源丰富(例如夏威夷) ， 太阳能发电成本的下降和高昂的进口化石燃料价格 ， 使其不需要额外激励就可以自然脱碳 。 若采用成本最低的电源组合 ， 预计其脱碳率可达到82% 。
90%脱碳率 。 综合利用太阳能、风能和储能技术 ， 脱碳率可达到90% 。 但间歇性将导致弃电率达到10% 。 考虑到可再生能源发电成本的下降 ， 90%的脱碳率路径到2040年的发电成本会大幅下降 。
90%~100%脱碳率 。 最佳解决方案是P2G2P ， 尽管边际成本很高 ， 但使用频率不高 ， 在提供可调度发电资源方面仍然具有成本效益 。 利用多余的太阳能或风能生产清洁燃料 ， 弃电率可降至6% ， 火电利用率降至4% 。 到2040年 ， 将脱碳率从90%提高到100%会使系统总成本增加3%~5% 。


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