经合组织范核能署发布《脱碳的成本—高比例核能、可再生能源的系统成本》（下）（强烈推荐）
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翻译：Maccinian@ERR能研微讯团队
校核：Mirakuru@ERR能研微讯团队
编辑：Yeti@ERR能研微讯团队
2019年，经合组织核能署（OECD NEA）发布《脱碳的成本—高比例核能、可再生能源的系统成本》，在此ERR能研微讯研究团队对报告的执行摘要进行了翻译，分两期分享给大家，欢迎转发扩散！ 报告获取方式：不分组转发本文至朋友圈，保存24小时后，截图给ERR能研君微信（上方右侧二维码添加）获取报告（5天有效，5天后请勿再申请，学生勿入）。
执行摘要
图7 电力供给的总成本（包括所有系统成本）
这些数值需要与VRE发电成本进行比较，根据具体情况，其范围在陆上风力发电60美元/MWh到光伏发电130美元/MWh之间。还应指出的是，只要VRE的份额仍然是外源成本，系统费用基本上不受电厂一级费用下降的影响。诚然，系统成本的所有四个部分（平衡、配置文件、连接和网格成本）都随着VRE资源的部署而增加，但速度不同。通过将系统成本添加到LCOE计算中评估的电厂级发电成本中，可以计算出本研究分析的八种场景的系统供电总成本（见图ES7）。
在电力结构中，VRE占比10%时，只比只有传统可调度发电机的参考系统的成本高出约5%，而在中等规模的系统中，对应的额外成本约为20亿美元/年。VRE占比30%时，成本每年增加约80亿美元，即相对于基本情况增加21%。实现更具雄心的VRE目标将导致更高的成本。如果50%的电力生产是由可再生能源提供的，那么每年的总成本将增加150亿美元以上，与基本情况相比，这将增加42%的成本。达到75%的VRE目标意味着最终的电力供应成本几乎翻倍，达到每年近700亿美元，比基本情况高出330多亿美元。
在电力市场部署低边际成本间歇性资源的一个显著影响是出现零价格的小时数、电力价格波动的大幅度增加以及相应的资本成本的增加（这里没有建模）。这种零价格没有出现在VRE没有安装和低安装率的两种情况下，而是在VRE达到30%时，每有60小时的零价格小时数。随着VRE渗透水平的提高，发生的次数显著增加；在50%的情况下，一年超过1200个小时，也就是14%的时间为零价格。当VRE占比75%时，有3750小时，即超过43%的时间（见图ES8）。由于模型是在融资约束下建立的，电价为零时的频率越高，电价为高时的频率就越高，从而增加了波动性。在75%的VRE渗透率下，每MWh价格在100美元以上的小时数是零或较低VRE安装率时的两倍以上。
图8 5大情景中批发电价的价格持续时间曲线
最后，作为风速或太阳辐射等自然资源可用性的函数，VRE的发电量不仅比可调度电厂的发电量变化更大，而且在有限的几个小时内更集中。高发电周期之后是低或零发电周期。因为他们都应对同样的气象条件，风力涡轮机和光伏发电厂往往会自动关联，即产生不均衡地更多电力；当其他电厂同时的生成和产生更少当其他风能和太阳能光伏发电厂也运行在较低的利用率。再加上VRE资源的短期边际成本为零，这使得VRE发电的平均价格随着渗透水平的增加而下降，这种现象通常称为自相蚕食。图48总结了这一影响，显示了风电和太阳能光伏发电机组在批发电力市场上的平均市场价格，作为它们在电力组合中所占份额的函数。
图9 风能和太阳能光伏发电获得的市场报酬，作为它们在电力结构中所占份额的函数
太阳能和风能资源在电力市场的平均价格随着渗透率的增加呈显著的非线性下降，而光伏的价格下降幅度要比风能大得多，因为光伏和的自相关性更高。即使太阳能光伏发电的渗透率只有12.5%，其价值也几乎减半。进一步部署太阳能光伏发电能力到17.5%的渗透水平将进一步使其市场价值减半，低于每MWh20美元。因此，即使太阳能光伏发电成本除以5，其最优渗透水平也不会超过17.5%。类似的趋势也可以从陆上风力发电中观察到，它比太阳能光伏有更高的负荷系数，其发电时间跨度更大。在22.5%的穿透水平下，每兆瓦时的风能价值会降低25%。对于30%以上的渗透率，风电市场价值低于50美元/MWh，而所有电力的平均价格为80美元/MWh。负载系数更高的海上风力发电可能表现出不那么明显的下降，但没有包括在研究中，因为其整体LCOE明显高于包括核能在内的其他低碳技术。
最后，实现更具雄心的可再生目标也意味着必须更频繁地削减总投资。因此，VRE电厂的投资减少出现在30%的渗透率水平，并随其份额急剧增加。在VRE占比为50%的情况下，部署的边际VRE机组的削减率在10%以上。在以75%的VRE生成份额为特征的场景中，必须缩减约18%的VRE机组，并且部署的最后一个单元的缩减率超过36%。缩减可以理解为一个指标，表明VRE的系统价值低于其系统成本，即在一定时间内减少VRE的产出构成成本最低的可选择项。
电力部门去碳的有效政策选择
为实现《巴黎协定》设定的气候目标而对能源体系进行的去碳化，对经合组织国家来说是一个巨大的挑战。要将电力部门的碳强度降低到每千瓦时50gCO2（目前水平的八分之一），就需要对电力系统进行迅速而彻底的改造，采用低碳排放技术，如核能、水力发电和间歇性可再生能源（VRE）。由于缺乏捕捉和储存二氧化碳的机制，这将意味着将逐步淘汰煤炭，并将严格限制燃气发电的使用。考虑到实现这一转变所需的巨额投资，至关重要的是建立为所有发电技术的投资者提供稳定和信心的长期框架。这对电力行业以外的领域也具有重要影响。要使经合组织国家的能源和经济部门实施去碳化，就需要大力推进电气化（参见国际能源署《2018年世界能源展望》）。很明显，这不仅关系到交通部门，还关系到工业和住房。减少碳排放和限制气候变化的有效行动取决于建立一个强大的低碳化电力部门。
如果经合组织（OECD）的政策制定者希望实现如此深度的低碳电力混合，他们必须大力投资于核能、VRE和水电等低碳技术。在水力发电受到自然资源禀赋限制的地方，核能和VRE发电仍然是主要的选择。这就是为什么第三章的模型采用棕地方法来处理水力发电，即预先确定可用资源的数量，不受市场条件或VRE部署的影响。在本研究的一般性水平上，这是一个有用的初始假设。但是，应当指出，在适当的经济条件下，也可以增加现有设施的发电能力。因此，水力资源的发电能力可能会增加，例如，通过对目前仅用于灌溉的大坝进行重新供电（见Testeretal.，2012：p.623）。虽然技术潜力是存在的，但按目前替代办法的费用计算，经济潜力仍有问题（同上：637）。利用这些现有的额外水电资源的经济成本高度依赖于选址，其成本与电站的规模成反比。因此，特别需要从当地、区域和全球所有成本和利益的成本角度来充分考量小型水利项目。
无论它们在水电资源中所占的份额如何，经合组织国家中依赖非管制市场来确保充分投资的电力系统目前都面临巨大压力，难以实现快速脱碳和充分投资低碳技术的双重目标。原因是缺乏坚挺而可靠的碳价格，尤其是在价格波动的非管制市场中技术相较于与高额固定的成本并不占优势，以及可再生能源的大量场外融资，却很少考虑其对电力系统其余部分的影响。这些缺点使逐步重新管制成为经合发组织国家电力部门未来发展的一个选择。
如果没有明确的未来路线图，风险在于这种回归到受监管体系的做法将失去自由化带来的效率收益，弊大于利。另一种选择是基于五个支点转向低碳发电的具体策略：1）继续开展短期市场的有效调度工作，揭示所生产电力的真正系统价值；2）碳定价；3）为输电和配电充分提供能力、灵活性和基础设施的框架；4）促进低碳技术长期投资的适当机制，包括改革现有支持机制；5）在任何实际和必要的地方进行系统成本的内部化。虽然电力市场改革的细节需要进行实质性的专家讨论，但重要的是，政策制定者必须了解这五大支柱的重要性，这五大支点是维持低碳发电的短期竞争压力和长期投资激励之间的适当平衡所必需的。
第一，维护当前短期电力市场，实现高效调度。电力市场的放松管制并没有把一切都搞砸。尽管人们普遍认为，放松管制的电力市场并没有为低碳技术投资提供足够的激励，但人们也认识到，此时的电力市场善于有效利用现有资产。以短期可变成本为基础的边际成本定价，对于刺激资本成本较高的技术建设来说，并不理想。然而，这是确保现有资源得到最佳利用的适当机制，即在任何特定时刻以尽可能低的成本生产电力，并使发电受到市场价格的约束。认识到这一两面性意味着，要将有明确短期调度机制的市场与促进低碳技术的投资结合起来。
其次，无论存在何种制度障碍和游说努力，最重要的直接措施都是引入碳定价，这将提高电价、减少温室气体排放，并增强核能和VRE等低碳技术的竞争力。在排放交易体系中，碳价格达到一个有意义的水平，将意味着价格高到足以确保以下结果：
a）使天然气在所有经合组织国家的市场上具有与煤炭的竞争能力，并在适当情况下与褐煤竞争；
b）提高在燃气投资成本低且没有外部核电建设支持的地区中，核电站相对于燃气电厂的竞争力，；
c）在没有任何市场外支持的足够有利的情况下，提高可再生能源相对于燃气发电的竞争力；
d）为投资开发更有效的低碳新技术提供激励措施。
实现这一目标的碳价格的精确数值将因不同国家不同技术的相对成本而有所不同。按数量级计算，每吨二氧化碳50美元的碳价就足以满足上述标准。化石燃料发电企业及其利益相关者对政治决策的影响力，使有效的碳定价成为经合组织国家的案例，而不具有普遍性然而，在瑞典或英国等国家，这种方法在推动脱碳方面非常有效。不考虑具体的效率因素，一个可信的碳价格是一个强有力的信号，以塑造生产者、消费者和其他利益相关者（如供应商）对电力系统长期发展的预期。碳定价将为社会带来总体收益。然而，这也会给一些利益相关者带来损失，尤其是化石燃料生产商及其客户。因此，适当的补偿需要当作为任何可持续政策的一揽子计划的组成部分。
第三，制定长期框架，为输电和配电提供足够的能力、灵活性和基础设施：发电是任何电力系统的核心，但它最终只是电力系统的一部分。任何电力系统都需要提供能力、灵活性、系统服务和适当的物理基础设施的框架。虽然情况总是如此，但是间歇性资源和新技术的发展使这些补充服务日益重要。IEA最新一期《2018年世界能源展望》（World Energy Outlook 2018）也强调了提供灵活性的重要性。技术和行为上的变化，如网络管理、电池和需求侧管理（DSM）的数字化，以及在某些情况下分散的发电和消费，使得解决问题变得越来越复杂。提供灵活性的短期市场、平衡、加强与邻国的联系以及能力薪酬机制都是其中的一部分。同样重要的是，要认识到核电站或水电站等大型集中发电机组对系统稳定性和惯性的积极贡献，并适当评估它们的价值。
第四，建立促进低碳技术长期投资的适当机制。在创建可持续的低碳电力系统方面，所有低碳技术都需要发挥作用。然而，高资本密集度使其需要具体的融资解决方案，因为它们不会仅仅根据竞争性市场的边际成本定价来进行部署。这适用于所有的低碳技术，尤其是VRE，它们自身也因其带来的更低价格而遭受了最大的损失。由于寿命、风险状况和融资结构的不同，个别技术也将继续需要专门的、个别设计的工具，尽管它们都基于相同的原则，即投资于高固定成本技术需要高水平的价格和收入的稳定。
就其本身而言，对可调度的低碳供应商的碳定价和能力报酬都不够，尽管它们在原则上构成了与气候保护和供应安全的公共产品内部化相关的适当工具。旨在于极端用电高峰时段提供电力的容量报酬机制（CRMs），是青睐于固定容量成本（通常为OCGTs）较低的技术，只有在预期营业时间达到两位数时，它们才愿意投资。这就是为什么政策制定者必须在场外支持和低碳技术批发市场价格（如核能和VRE等固定成本较高的技术）之间找到适当的平衡。一方面，上网电价（FITs）、长期购电协议（PPAs）、差价合约（CFDs）、管制电价、上网溢价（FIPs），甚至通过贷款担保等直接资本补贴，都是实现低碳技术长期供应安全的合适手段。FIPs或直接资本补贴甚至与批发市场价格保持联系，这都对于有效的分配和价值发现非常重要。即使使用上网电价和其他具有长期合同核心特征的工具来保证与平均成本相对应的价格，也不一定意味着完全放弃竞争。竞争性拍卖可以用市场竞争代替市场竞争。
第五，将系统成本内部化（前四大支柱尚未做到这一点），碳定价将认可低碳发电的环境属性，而产能报酬将认可可调度性。原则上，对电价的敞口将使配置成本内部化，并按系统的真实价值对每一单位发电量进行补偿。然而，这一理论上合理的原则在需要对上述低碳技术提供长期价格保障方面存在局限性。重要的是，不要在显性补贴的基础上再增加隐性补贴。
这五大因素一起构成与允许优化VRE共存的低碳电力市场的基本设计结构，在一个独立于个人成本假设或国别禀赋的有效综合电力系统内，水力发电和核能将产生高度无碳化的电力系统。更重要的是，这五大支柱为建设可持续发展的市场设计提供了条件，因为它们能够为大规模部署低碳技术提供必要的投资，而低碳技术是电力系统快速彻底转型所必需的。
应该强调的是，这一框架并不取决于各国对核电、水电或VRE发电的偏好。所有低碳技术都可以发挥作用。基于主要场景中使用的成本假设，本研究表明，依赖核能的混合能源是实现每千瓦时50gCO2脱碳目标的最具成本效益的选择。此外，成本的增长比例过大，所占的全部成本强加于系统。然而，这些结果反映了当前的最佳估计。特别是，如果生产核废料技术的成本进一步下降，就会形成核和核废料都占相当大份额的综合系统。这就是情景六的精髓，“用低成本的可再生能源实现成本最小化”。由于风力和光伏发电的夜间成本比基本情况低三分之一至三分之二，它支持了对未来电力混合的愿景，这对经合组织的许多国家来说都是现实的。这种融合了VRE和可调度技术的混合将由四个主要因素组成：
1.风电、光伏市场占有率30~40%；
2.其中40~60%的份额由可调度的低碳技术提供，比如核能，或者也许有一天，由化石燃料的碳捕获、利用和封存（CCUS）电厂提供；
3.尽可能多的低碳柔性资源，包括水电、需求响应和电网互联；
4.高度灵活、化石燃料技术所占份额不断下降，确保剩余的灵活性。
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