文献阅读 | 欧洲能源系统尽早实现低碳化将有所回报

题目

Early decarbonisation of the European energy system pays off

作者

Marta Victoria, Kun Zhu, Tom Brown, Gorm B. Andresen & Martin Greiner

期刊

Nature Communications

时间

2020年12月

一作

单位

a) Department of Engineering, Aarhus University, Inge Lehmanns Gade 10, 8000, Aarhus, Denmark

b) iCLIMATE Interdisciplinary Centre for Climate Change, Aarhus University, Aarhus, Denmark

链接

https://www.nature.com/articles/s41467-020-20015-4

研究内容

对于能源系统而言，在给定中长期碳排放限额时，不同的转型速率、减排路径将意味着截然不同的系统演化趋势与转型成本。那么，就积极开展气候变化应对行动的欧洲地区而言，其能源系统需要以怎样的方式实现低碳转型，从而与长期气候目标相匹配？不同的低碳转型方案又将面临怎样的成本，哪条路径才更加成本有效？该研究探讨了欧盟地区能源系统（特别是电力和供暖部门）的长期低碳转型路径与其对应的成本。

       要分析能源部门的低碳转型方案，首先需要将其放在全球和区域气候应对的大背景中考察。《巴黎协定》提出了“争取实现本世纪末温升在1.5℃之内”的气候目标，这对应着一定数量的全球未来碳排放总量限额（即碳预算）。若要以超过66%的概率将本世纪末温升控制在1.75℃之内，则全球自2018年起所剩余的碳排放空间仅为800GtCO2；进一步地，全球层面的碳预算可以按人均一致、历史责任等不同的原则细化分配给各个国家和地区。与此同时，欧盟也提出了 “到2050年实现气候中性”这一具有雄心的目标，并正在开展谈判，希望将2030年的绝对减排比例提升至55%（编者按：在刚刚过去的12月11日，欧盟成员国在经过数月磋商后，已就这一目标达成共识）；要实现这一长期碳减排目标，需要从当前开始持续努力。这两个层面的气候变化减缓目标塑造了欧洲地区低碳转型的总体格局，为欧盟国家和部门尺度碳减排方案的制定提供了边界和依据。

实现能源系统的低碳化无疑是地区低碳转型的核心需求之一。电力和供暖部门是能源系统中两个重要部门，这两个部门也贡献了大量的碳排放。值得注意的是，在以往的研究中，这两个部门的低碳转型往往被单独考虑；但事实上，若能实现电力和供暖的深度耦合，则相应的碳减排难度和减排成本都可能降低，因为这种部门之间的协调配合将可以较大程度上避免大量运用储能技术，从而给技术发展、技术成本降低留下更多时间余地。也因此，在尝试分析未来减排优化方案时，应当在模型中综合考察这两个部门。

       尽管综合评估模型（IAM）更常被用于分析一定碳减排目标下的转型路径，但自底而上的技术模型在部门转型分析方面也不遑多让。尤其是在IAM模型中，常常使用过时的可再生能源价格假设，且时间分辨率一般较低，因此技术模型其实有独特的优势。该研究以欧盟28国为整体研究对象，使用一个耦合了能源系统多部门的技术模型、最新的能源技术展望数据，来考察欧盟能源系统（电力与热力部门）在2020-2050年间的不同低碳转型路径，以及各转型路径的对应成本。该研究特别对比了“尽早深度减排”和“推迟行动、快速减排”两条不同的减排路径（图1），分析了“笨鸟先飞式”的尽早减排路径在经济和社会效益方面的优势。

图1. 欧洲电力和热力部门（居民/服务业供暖）历史碳排放趋势以及未来减排路径

注：历史数据来自EEA; 不同的减排路径均对应相同的2020-2050年累计碳排放（21Gt）；黑色星标表示欧盟已承诺的减排目标，空心星标表示欧盟正在谈判中的减排目标

研究方法

为了分析欧洲能源系统的低碳转型，该研究首先计算了1.5℃气候目标下欧盟能源系统到2050年的累计碳排放限额。研究参考IPCC《1.5度特别报告》中的全球碳限额，再参考文献中提出的国家层面碳排放空间分配方案、以及各部门历史排放量清单，降尺度得到了欧盟28国电力、热力和交通部门的排放限额。研究表明，欧盟28国能源系统（包括电力、热力部门）在2020-2050年间的碳限额共为21Gt；当纳入交通部门时，能源系统和交通部门的总碳限额为33Gt。

在此基础上，该研究使用了一个实现部门间耦合的欧洲能源系统模型来研究给定碳限额下欧盟国家能源系统转型路径。该模型对于欧盟各国的能源系统发展现状和各类能源设施的存量与比例、对现有的能源系统平衡方案和政策措施都有较好的刻画，能够分析包含电力、热力和交通等各个部门之间复杂的能源技术与能源服务关联（图2）。同时，这一分析工具耦合了5年步长的部门技术优化模型与1小时步长的电力系统模型，因而能够在分析中长期能源系统转型路径的同时细致考察电力部门的供需平衡关系和能源系统稳定性，开展更加稳健的电力部门转型路径分析。

图2. 技术模型中每个国家的能源系统结构示意图

这一技术模型以单一国家为最小分析单元，主要原理是成本最小化，即以5年为步长、在每一个分析年份中最小化每个国家的能源系统的技术成本。模拟过程是递归动态的优化求解，而非跨期优化；模型假设包括长期市场均衡、完全竞争。所分析的成本包括新设备购置的年化固定成本、运行维护成本和燃料成本等；能源系统技术则包括发电技术、电力存储技术以及电力输送系统技术等。在这一模型框架中，电力可由传统电站（煤、气、核电）、氢能、离岸在岸风能和太阳能等不同技术生产，同时可通过抽水蓄能、电池和氢能的方式储存。热力生产可来自电暖气、热泵和燃气锅炉，热力也可以被热能储存器储存。热电联产电厂（CHP）使用甲烷和生物质作为燃料，其中甲烷（CH4）可以经由电解水制得的H2与直接空气捕获（DAC）的CO2通过化反生成。当纳入交通部门时，半数的电动车可以与电网进行智能电力交互、提供Vehicle-to-grid服务。各国之间通过高压直接输送电网（HVDC）进行连接，这一电网的输电容量也仅会在具备成本有效性时才会扩张。

在价格和成本核算方面，该研究首先假设能源价格随时间变化，这主要是由于存在学习曲线以及规模效应。对于技术成本，研究统一使用7%的贴现率，不考虑各国之间由于经济社会现实不同所可能存在的差异；但对于分布式技术（例如屋顶太阳能），研究使用略低的贴现率（4%），隐含的假设是个体居民对于这类分布式投资的回报要求相对较低。在评估各年份的技术成本的基础上，该研究加总各年份成本，得到能源转型的总系统成本。加总年际成本时，使用社会贴现率进行贴现；该数字反映的是人们对于近期和远期投资的不同看法，在研究中被设置为2%，与历史投资数据相匹配。对于由于碳约束而提前退役或在特定年份搁置未运行的技术，其相应年份的年化成本也被纳入总系统成本中。

在分析电力和热力系统转型的基础上，本研究也考察了纳入交通部门时的系统转型成本，作为拓展分析的一部分。而对于基准分析和拓展分析，研究均考虑了三种不同的转型情景，并重点对比前两种情景：

情景1“尽早深度减排”——类似“笨鸟先飞”情景，即在近期（2020-2030年）内即开始实现较大幅度的减排，后续年份的减排压力和速率则有所放缓。作者将其比喻为龟兔赛跑中的“乌龟情景”。

情景2“迟到但快速减排”——将更大压力留到了未来年份，即在近期内减排速率较低（快速消耗了剩余碳排放空间）、2030年以后开始快速陡峭的减排。作者将其比喻为龟兔赛跑中的“兔子情景”。

情景3“线性减排”——能源系统的碳排放量在2020-2050年间线性下降。

这三种情景均满足（1）到2050年碳排放下降至0；（2）在2020-2050年间能源系统累计碳排放量相同，均为21Gt的条件。基于这三个情景，作者探讨了不同路径的影响，特别是提早开始深度减排的影响。

研究结果

不同转型路径的成本有效性

相较于“迟到但快速减排”的低碳转型，“尽早深度减排”的转型路径是更加成本有效的（图3）。对比不同减排情景下的成本总量和结构，可以发现，到2050年，在提早或迟滞减排的情景下，能源系统都将达到相似的结构，但二者成本曲线的年际变化差异较大。也因此，在二者能源系统转型的累积成本差异较大。在“尽早深度减排”情景下，在2020-2050年间的能源系统总成本为7.875万亿欧元；而“迟到但快速减排”的情景下，相应成本为8.238万亿欧元。并且只要社会贴现率<15%，“尽早减排的成本较低”这一结论都是成立的。

图3. 不同减排情景下欧洲电力和热力系统的年化系统成本

碳减排下的能源系统演化

在提早部署减排行动、碳排放量在2020-2030年间即出现快速降低的情景下，太阳能发电、海陆风电的发展都将是能源系统低碳转型的重要基础（图4）。研究发现，当把最新的成本展望数据纳入考虑时，风光发电将贡献未来绝大部分比例的电力供应，而生物质能由于成本相对较高，因此未来其用于发电的需求量很少。这与大部分IAM研究的结果不同，主要原因就在于二者的成本假设不同。本研究分析得到的转型路径要求欧洲实现约100GW/年的新增风光装机容量，而这与过去数年欧洲国家可再生能源装机快速增长的趋势是较为一致的，意味着这种大规模的装机增长虽面临挑战、但并非不可能实现。

与此同时，在碳约束下，无论选择哪种减排路径，传统能源发电都可能面临资产搁浅问题。在两种转型情景下，搁浅资产成本占累积系统成本的比例均为12%左右。其中，“尽早深度减排”情景中的资产搁浅的产生主要是由于较早即要求大量减排，导致近年新增的传统机组无法回收成本；而在“迟到但快速的”减排情景下，大量资产搁浅发生在减排力度迅速上升的2030-3040年，不过该情景下由于调峰需求较大，CHP电厂有较大运行空间，因此总资产搁浅比例与前一情景仍然接近。不过，尽管有资产搁浅问题，高能耗和高排放的传统发电设施提前退役仍将是系统成本最小的转型方案。

图4. 不同发电能源的寿命表

碳价与成本效益

通过在技术模型中求解碳约束的影子价格，可以内生得到能源系统转型的碳成本，以碳价形式表示（图5）。可以看到，在“尽早深度减排”的情景下，碳价自2020年起较为稳定地增长；而在“迟到但快速”的减排情景下，碳价自2025年起才为正，并将在2030-2040年间将出现近10倍的快速增长，随后略有下降。可以看到，到2040-2050年，与1.5℃相匹配的两条低碳路径下，欧盟地区的碳价都将达到约400欧元/吨的水平，明显高于当前欧洲ETS市场的交易碳价。不过这种碳减排成本将可能有较大一部分被碳减排的潜在效益所抵消。根据Vandyck等人的研究，仅考虑碳减排的协同效益，欧洲地区实现2℃气候目标时，单位碳减排的健康和农业协同效益就达到约125-425欧元/吨。因此，从成本效益的角度来看，欧洲地区实现1.5℃的低碳目标也是具有经济可行性的。

图5. 不同情景下欧盟地区碳价年际变化趋势

国家与小时层面的分析

从国家层面展开分析可知，欧盟各国由于资源条件等有所差异，在同一减排路径下的未来电力结构也有差异。欧盟南部国家（包括西班牙、意大利以及许多东欧国家）的太阳能资源相对丰富，到2050年太阳能发电将占据其电力供应的一大部分。其他几个能源大国则将是风光兼有、且风电贡献可能超过一半。不过这里只展示了成本最优情况的结果；事实上，也有分析表明，如果稍微放宽成本限制，在成本相对最优情况仅略升高时，各国电力结构就可能与最优情况有很大的不同。

图6. 到2050年，“尽早减排情景下”欧盟各国的发电量、电力结构与跨国电力运输情况

再细化到小时尺度进行考察，到本世纪中叶，电力供应系统中，可再生能源发电技术对调峰和能源平衡将有较大的要求。到2050年，在典型的一周中，可以看到显著的可再生能源峰谷波动、风光互补，以及储能技术的重要运用（图7）。对于大量安装使用光伏发电的国家，同时安装大容量的储能技术是成本有效的；而对于更偏向风力发电的国家而言，氢能和抽水蓄能可能是更好的调峰手段。

图7. “尽早减排情景”下欧盟2050年某一周的电力总需求与供应曲线

敏感性分析

最后，该研究分析了几组敏感性情景，同样考察不同的技术和模型假设下两条减排路径的转型成本。对比可知，在分布式热力供应未来进一步发展的情景下，转型成本将下降约2.4%（“尽早深度减排”路径）；在绿色建筑推广、建筑供暖需求下降的情景下，成本将下降约11.3%；在输送电能力上限提高的情景下，成本可下降1.3%。而在纳入道路和铁路交通部门时，转型成本将有所提高（+5.4%），因为在交通部门电动化情景下，终端电力需求进一步增加，同时其带来的电网灵活性增加程度尚不足以抵消碳限额约束的影响，因此推动总成本提高（不过，度电成本的演化趋势没有明显差异）。

研究结论

正如伊索寓言“龟兔赛跑”中稳步前进的乌龟最终取胜一样，在1.5℃的气候目标约束下，欧洲电力部门若能尽早开始深度低碳转型，也能避免陡峭的成本和减排路径，以更低的总成本实现累计碳减排目标。当考虑技术的学习曲线和可再生能源成本快速下降的前景时，欧盟实现电力部门的彻底低碳化、2050年净零排放是完全可行的，并且风电和光伏这两类可再生能源需要扮演重要的角色。这种全局优化、步履稳健的转型，不仅能给技术的发展优化和成本下降留足时间和空间，还能取得实实在在的经济效益，同时也更具备社会和文化方面的可行性，应当成为决策者优先考虑推动的转型策略。

编辑：吴雅珍

排版：江琴

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