【编者按】2020年5月，Mckinsey&Company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市场的脱碳途径。小编先带大家了解一下本报告中的关键信息，读者可点击文末“阅读原文”前往官网下载原文。

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。

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%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%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。

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。

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％。

这类市场通常拥有大量人口，良好的电力互联互通以及大量的化石燃料，电源系统可靠，负荷量大，例如德国电力市场和美国PJM互联市场。

90%脱碳率。增加风电装机容量，并辅以大量储能，可实现90%的脱碳率。弃电率可低至1%，火电利用率可降至20%~25%。但由于这类市场拥有大量火电基础设施，利用率的下降将导致其承受四类市场中最高昂的脱碳成本。

90%~100%脱碳率。需要投资CCUS以实现100%的脱碳率，尤其是对于物理空间不足以支持足够可再生能源的场景。热电厂的利用率将稳定在约48％，弃电率可忽略不计。但是，CCUS工厂建造成本高昂，到2040年，将脱碳率从90％提高到100％可能会使系统总成本增加12％到16％。

这类市场已经拥有大量零碳基荷，例如拥有大量核电的法国，拥有水电资源的巴西和北欧地区。这类市场具有可调度的清洁能源基础和结构优势，能够以很少的成本实现大量脱碳。

90%脱碳率。弃电率仅为1%，火电利用率仅为12%。到2040年，可再生能源替代一些现有火电容量，系统成本增加不到1%。

90%~100%脱碳率。可采用负排放技术，用以抵消负荷高峰时少量的天然气发电。DAC可能是成本最低的选择，弃电率将保持在1％左右，火电利用率将降至3％。到2040年，将脱碳率从90％提高到100％将使系统总成本增加10％到12％。

这类市场覆盖区域广阔，并且具有可再生能源潜力，通常是风能、太阳能或沿河运行的水力发电，例如加利福尼亚、墨西哥和澳大利亚东部部分地区。另外，这类市场通常没有足够的基荷功率。

90%脱碳率。关键技术可能是太阳能加储能，并辅以天然气来帮助管理间歇性。火电利用率将下降到13％，弃电率将是14％。随着太阳能和储能成本的持续下降，到2040年，许多市场都将实现90％的脱碳率，而系统总成本也将下降。

90%~100%脱碳率。P2G2P技术可能是替代化石燃料的最佳选择。火电利用率将下降至6％，弃电率将增加到16％。到2040年，将脱碳率从90％提高到100％将使系统总成本增加10％到12％。