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高源禹
2021年1月15日，落基山研究所(RMI)与能源转型委员会(ETC)联合发布了《电力增长零碳化(2020-2030)：中国实现碳中和的必经之路》报告。
报告分析了“零碳投资情景”下中国发展零碳电力在经济和技术上的可行性，并提出了“十四五”期间实现零碳电力发展的相关政策与规划建议。
报告表示，中国电力系统在未来十年的发展对于其在2030年前实现达峰和在2060年或更早时间实现碳中和目标至关重要。符合中国长期碳中和目标的合理策略，应确保中国所有新建发电装机基本为零碳清洁能源。
报告称，到2030年，我国电力需求将达到10-12万亿千瓦时，如果设定一个与2050年完成我国电力部门脱碳相一致的2030年情景——“零碳投资情景”，则包括以下假设：
2030年，电力需求约达到11万亿千瓦时，在当前水平基础上增长54%，年均增长率约4%；
将煤电装机控制在2019年1041 GW的装机水平，但通过提高现有装机的使用率少量提高煤电发电量；
非水可再生能源发电装机平均年增长约110GW，从2019年的408 GW增长到2030年的1650GW，非水可再生能源发电量占当年发电总量的比例达到28.5%；
非化石燃料发电占比达到53%，略高于中国政府在2016年提出的50%的目标。
报告认为，我国需调整政策以确保可再生能源成本能持续快速下降，并且零碳电源投资也能满足未来电力需求增长。
目前，我国的光伏发电成本已经低于燃煤发电成本，而陆上风电也将很快达到这一水平，海上风电成本则可能在未来10年具备竞争力，且核电成本基本可与煤电竞争。
“中国过去的零碳电力发展成果瞩目”，“然而，零碳电力目前的并网速度并不足以达到2030目标”，因此报告估算，要实现2030年目标，我国必须新增大约650GW光伏、600GW陆上风电、60GW海上风电、113GW水电和66GW核电装机。
报告表示，与许多其他市场一样，中国目前面临的关键问题已不再是可再生能源和其他零碳发电技术是否具备成本竞争力，而是电网接纳高比例非水可再生能源面临的技术和经济性挑战。
目前，我国非水可再生能源装机目前占总装机容量的21%，贡献了10.2%的发电量，根据经验分析，时-日-季节电力供需平衡可实现。依据能源转型委员会对2035年建立几乎完全使用可再生能源的电力系统的成本进行的测算，大部分系统都能实现约每千瓦时0.35-0.4元水平的总发电成本，不过资源结构不同的国家和地区在细节上不会完全一致。
就我国而言，一方面对煤电依赖性仍较高，另一方面水电灵活性不足等特性都会带来挑战。当然，报告也表示，相比于其他同样在进行电力系统清洁转型的国家，中国的负荷特性并不会造成系统平衡中明显的困难和挑战。
通过有效利用和开发跨省输电、火电和水电这三种灵活性资源，我国可以在2030年前轻松实现非水可再生能源渗透率28%的目标，并有望在2035年左右达到更高的水平。
关于未来10年电力零碳增长政策建议，报告指出关键在于提出明确的量化目标，进一步完善电力市场建设、提高技术规范要求以及加大数据公开透明力度等。
包括风电和光伏装机都以每年50-60GW速度增长，到2030年各自达到800GW以上；核电与水电到2030年分别达到120GW左右和440GW；除已经在建的燃煤电厂外，停止新增煤电投资；推进实时能源批发市场建设；优化电力规划流程以支持可再生能源项目的开发等。
