“中国加速迈向碳中和”电力篇——电力行业碳减排路径
作者：华强森（Jonathan Woetzel），汪小帆，廖绪昌和吉雅图
编者按
在“中国加速迈向碳中和”系列的开篇中，我们畅想了2050年由电动汽车、氢气炼钢、光伏发电、绿色储能等新能源元素主导的碳中和世界。要实现这一愿景，全球需要在2030年将人为二氧化碳净排放量在2010年的基础上减少约45%，到2050年达到“净零排放”。面对时间紧、任务重双重挑战，中国在第75届联合国大会一般性辩论上率先提出 “碳达峰、碳中和”目标。
麦肯锡将联合国可持续发展目标第13项列为公司社会责任重点内容。作为麦肯锡全球六个大区之一的中国区，已正式启动大规模碳中和转型研究公益项目。我们希望借助麦肯锡全球可持续发展研究的丰富经验，结合对中国社会、行业和企业的全面理解和深刻洞见，开展横跨各大主要工业板块的碳中和转型趋势、对策和技术研究，为中国达成碳中和目标作出应有的贡献。
本文以电力行业为研究样本，为“中国加速迈向碳中和”系列第6篇。我们热忱欢迎各界专家、同仁不吝赐教，您可在留言区提出宝贵意见，也可直接与团队联系。我们期待与社会各界一道推进绿色中国碳中和转型之伟业。
中国电力行业碳减排的必要性
电力行业是碳减排的关键所在。无论是需求端的改变，生活供电和供能方式的革新，还是碳管理行业的发展，都与电力行业息息相关。基于麦肯锡全球碳中和模型的测算，为达成1.5摄氏度控温目标，全球电力行业需要在2050年前减少99%以上的碳排放，这意味着电力行业几乎要达到“净零排放”。我们认为，这一目标虽富于挑战，但仍可实现。
碳中和之路上的中国电力需求
电力总需求是碳中和的重要话题。除经济发展带来的需求增长外，在减碳目标下，各行业大规模电气化以及电解制氢的普及，将推动电力需求的进一步提升。长期来看，中国电力需求将以年均~2%的速度增长，2050年的电力总需求将是2020年的2倍左右。直接电力需求将在2030年前稳步增长，主要受三大动因驱动：工业生产活动增加、建筑楼宇电气化、电动汽车的推广。而在2030～2050年间，工业用电和建筑楼宇用电需求的增速将放缓，交通运输业的用电需求则因电动车的加速推广将呈现更快的增长态势（见图1）。
应用碳捕集与封存（CCS）技术的电力结构
基于电力总需求的预测，麦肯锡全球能源洞见电力模型测算了1.5℃情境下，2030年和2050年应用碳捕集与封存技术的电力结构。电力总装机容量将从2020年的约2,000GW增加到2050年的约8,700GW，其中约71%将由可再生的光伏和风电贡献，而基于CCS技术的煤电，则可能在2030～2050年间降至总发电容量的6%（见图2）。同时，水电、核电、燃气轮机和电力储存装机将承担基荷，并保证电力系统的灵活性。此外，2050年各区域的电力结构也将更多样化，西北、东北以及华北等区域的电力装机将明显集中于光伏（40%以上为光伏装机量），而华东则更加倾向于风电（61%为风电装机量）。
风电和光伏的发电比例，将在2030年和2050年分别达到62%和83%（见图3）。在应用碳捕集与封存技术情境下的测算表明，从以煤炭为主的电力系统转向以风、光等可再生能源为主的电力系统，对于中国的碳中和探索之路而言至关重要。
电力转型的潜在挑战与应对措施
实现电力“零碳化”任重而道远。麦肯锡认为，要实现1.5℃情境下成本最优的电力结构，中国电力行业需要克服三大挑战。我们相信，在政府和企业的通力合作下，定能有效加以应对。
挑战一
提升电力系统灵活性
光伏和风电将在2050年成为主要能源，占全社会发电量的83%，而鉴于光伏和风电都有连续性较差、存在地理限制、容易出现短期内过剩或短缺等特点，将使得电力系统的灵活性受到进一步威胁。麦肯锡认为，应通过建设以下三方面的能力来提升电力系统灵活性（见图4）。
提升电网输配能力：在成本最优的情境下，2050年总输电容量需从2019年的约150GW提升至约600GW，而新增输电容量将主要应用于连接华北与华东、华南与华东的跨区域供电，以满足沿海地区的电力需求。这就需要中央政府制定政策，做好顶层规划，平衡多方利益，为跨省电网的大规模发展提供支持，加强跨省统筹合作；同时持续推动配电改革，加速增量配电网建设。近期，国家发改委在《<关于进一步完善落实增量配电业务改革政策的八条建议>回函》中，进一步明确了增量配电网的行政地位，允许可再生能源、分布式电源以适当电压等级就近接入增量配电网，此举既可有效助力可再生能源的消纳，也解决了增量配电网“缺电”的实际困难，大大提振了相关开发者的信心。同时，业界也应积极应用智能电网技术，实现对电网运输实时数据的收集和管理，提升电网系统的能级。这不仅需要大力发展电网数字化技术，也需要加快推广电力行业的市场机制。
优化电力储能技术：能源储存技术已经广泛应用于电力行业价值链的各个环节。为应对系统灵活性的挑战，到2050年，整体储能系统的累计装机量需要从2019年的约32GW提升至约1,400GW；其中，除抽水蓄能等传统储能方式外，电池技术的应用极为关键。考虑到各类储能技术的特点，锂电池储能因其运营成本低、所需空间小、循环周期长，成为短期内的应用首选。
纵观以锂电池为代表的电池储能技术的发展，有三大痛点亟需解决。首先是成本，当前电化学储能成本较高，但麦肯锡预计，随着核心技术的发展，以锂电池为代表的电池储能技术成本可在2030年降至煤电发电成本的水平，到2050年甚至比后者更低；政府和业界应通力合作，进一步拓宽电池技术的研究，使其惠及电动车与可再生能源行业。其次是电池的安全性，政府与业界应高度重视电池设计、生产和使用等环节的安全问题，在电池技术的应用中尽可能减少因电池引发的安全事故。最后一个痛点是电池的资源回收再利用，由于电池寿命通常为5~8年，回收是一个不可避免的话题，当下相关方仍在寻找两全之策，以期最大限度实现电池的回收再利用，同时尽可能降低其对环境造成的负担。各地政府应制定政策，规范回收行业，同时提供补贴，支持可持续电池回收解决方案的推广。业界则应优化运营，推动电池回收规范的落地。
加强需求侧管理与响应：除提升供给侧的灵活性之外，需求侧的改革也是降低储能系统成本、提升电力系统稳定性的有效手段。当前的需求侧改善手段主要包括需求侧响应（部分用户自主进行负荷调节）及需求侧管理（覆盖大量用户的统一用电行为调整），两者均可降低社会高峰用电需求（见图5）。这两类技术广泛应用于北美以及欧盟多数国家在中国，以上海等区域为试点的小型需求侧响应项目尚处于测试阶段。基于海外发达国家应用需求侧响应技术的历史经验，需求侧响应通常可有效降低4%~6%的容量储备需求。
着眼未来，需求侧响应技术在中国的应用，可结合电动车、楼宇等创新型场景，实现远超历史数据的高峰用电需求削减。需求侧响应的推广需要政府、企业和其他利益相关方共同发力，着力解决以下五大问题：一是明确需求侧响应的战略地位，达成全社会对需求侧改革重要性的共识；二是推动电力市场化机制，由政府牵头加速电力现货市场的试点；三是加强需求响应基础设施的建设，发电和用电双方都需要本地化程度更高的电网体系，同时应用智能电网技术进行动态调控；四是加强对需求侧响应的补贴，在中短期，补贴仍然是需求侧响应的主要工具，各地政府需要制定清晰的规划，以最佳方式为企业提供相关激励；五是助推电力聚合行业的兴起，随着需求侧改革的深入，聚合行业将自然而然成为供电方和用电方之间的媒介，但这需要政府的引导和支持。
加速淘汰煤电存在实际困难
若电力行业碳排放需在2050年“清零”，燃煤电厂将不可避免地退出历史舞台。中国目前的燃煤发电装机容量达1,100GW，超过50%需在2040年前逐步淘汰。虽然中央及各省正陆续出台逐步淘汰燃煤电厂的政策，但落地过程中不仅面临着供电稳定性挑战，也一定程度影响了煤炭高度依赖区域的短期经济增长。麦肯锡将中国各省按煤炭依赖程度和可再生能源的丰富程度进行了划分（见图6），对于不同类型的区域，应采取不同的煤电退出路径。
煤炭依赖度高，可再生资源丰富度低：这类区域的能源转型将面临严峻挑战，应考虑实施“软着陆”。为保障能源安全，可稳步退役不盈利的落后煤电产能，同步投资CCS技术及其基础设施建设，促进煤电清洁化，同时将本地可再生能源发电与能源输入相结合，优化能源结构。为保障经济发展不受影响，各地应着力提升当地的能源利用效率，由政府牵头协助退役煤电厂修整与再开发，推动相邻低碳产业的发展，并通过拨款和培训等赋能当地社区，做好职工的再就业工作。
煤炭依赖度高，可再生资源丰富度高：该类区域可再生资源丰富，但需大规模退役煤电厂，可谓机会与挑战并存，应加快转型。在能源安全方面，应为所有煤电装机容量制定退出计划，用可再生能源替代退役的煤电产能，并投资储能技术，以确保供电稳定性。
煤炭依赖度低，可再生资源丰富度高：该类区域自然禀赋高，应作为“排头兵”引领中国可再生能源的发展。各地应积极制定政策，加快可再生能源建设，与政府和电网公司协作促进跨区域的电力运输。同时，在经济发展方面，应加快当地经济的电气化，成为能源密集型行业的工业基地，并提供新的就业机会吸引高质量人才。
煤炭依赖度低，可再生资源丰富度低：该类区域受电力系统转型影响更小，更应着眼未来，积极转向使用可再生能源电力，并因地制宜，制定符合当地经济发展规划的能源战略。
可再生能源成本依然偏高
相较上述两类挑战，可再生能源在成本方面的挑战影响相对较小。得益于良好的本地供应链，国内集中式陆上风电及光伏已开始进行平价竞标上网，分布式及海上风电预计不久后也将进入零补贴时代。
沿着当前的技术发展轨迹，可再生能源度电成本将持续下降，到2030年，在全国范围内，风电和光伏的成本将有望全面低于煤电。随着平价时代加速到来，大部分可再生能源项目的投资回报率逐年降低；同时，为了响应国家号召，大量其他行业的龙头企业也积极参与到可再生能源的投资、建设中来。这虽然大大激发了市场活力，但同时也加剧了可再生能源的行业竞争，进一步压缩了相关企业的利润空间。企业一方面可通过持续优化风、光电厂全生命周期（前期开发、建设、运维周期等）的运营表现来提高盈利能力，一方面可通过市场手段来提高整体回报：
参与绿色电力证书交易。中国绿证体系始于2017年，数年下来，机制日益完善。随着可再生能源平价上网和“强制绿证”的推进，未来发电、电网、售电、用户等执行主体均有获取绿证的需求，将大幅拉升整体需求量；绿证价格和碳汇价格如形成联动，也有助于价格机制的进一步完善。对于可再生能源企业来讲，绿证或将成为增加项目收益的重要途径。
参与碳交易。当前，可再生能源企业可通过国家核证自愿减排量（CCER）的交易进入碳市场，重点排放单位可通过向可再生能源企业购买CCER，用以抵扣不超过5%的经核查碳排放量。虽然CCER备案工作从2017年开始已暂停，但长期来看，CCER（或形式类似的产品）与绿证的有机结合，势必将成为补贴可再生能源发展的重要手段。
运用金融手段提升盈利能力。对于已有可再生能源资产的企业，可以预期收入为基础资产发行债券产品，快速回笼资金，加速新项目投资。由于过去已投运的电厂通常享有较高补贴的电价，利润空间通常较好，企业也可考虑收购已建成的可再生能源资产，以提高整体资产的盈利能力。
实现“零碳中国 ”的美好愿景，需要未来几十年里持之以恒的关键举措与实际行动。碳中和转型早已不是“可选项”，而是如箭在弦的“必选项”。我们希望这一系列的专题文章可为尽快落实碳中和转型提供思路和洞见，触发更多思维激荡和观点碰撞。我们愿与社会各方合力构建零碳社区，为实现碳达峰，迈向碳中和作出应有的贡献。
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