如果中国要实现2060年前碳中和目标，需要拥有2TW的风电装机容量和3.9TW的光伏装机容量，大约是2022年装机容量的10倍。
撰文 | 零碳知识局团队
出品 | 零碳知识局
2月26日，《美国国家科学院院刊》发布了最新研究报告《中国碳中和的空间解析土地和网格模型》。该研究由加州大学圣地亚哥分校和清华大学的学者共同完成。他们的模拟发现，如果中国要实现2060年前碳中和目标，需要拥有2TW的风电装机容量和3.9TW的光伏装机容量，大约是2022年装机容量的10倍。
风光发展的潜力和区域
该研究指出，2TW的风电装机和3.9TW的光伏装机分别能够产出6PWh和5.3PWh的发电量。预计将占2060年全国总发电量的65%。
其中，新增发电将会集中在中部和东部地区，以减少输电线路的拥堵。另外，研究指出，中国2060年海上风电装机将会达到416GW，成为东部发达地区减排的主力。
2060 年陆上、海上风电和光伏（公用事业规模 + 分布式光伏）的优化部署。风电 ( A ) 和光伏 ( B ) 的规划容量（GW，新建+现有）。连接到特定负载中心的风电 ( C ) 和光伏（ D ） 总容量。连接风电 ( E ) 和光伏 ( F ) 电池（按计划容量加权）到相应负荷中心的支线和干线总距离（公里）的累积分布（分布式光伏以零连接距离建模）。“无约束特高压扩张”情景中风电和光伏的土地利用设置是基本情况。
相较之下，3.9TW的光伏装机则会更多地集中在东部地区。这意味着届时光伏装机将会占据东部地区绝大部分适宜开发的土地资源。
例如，安徽（99%）、浙江（98%）、江苏（86%）和上海（80%）的光伏占据了80%以上的适宜土地。一些新的集中式光伏也出现在负荷中心较少、土地约束也较少的省份，例如新疆、甘肃和内蒙古西部。
尽管之前的研究表明，基于土地和辐照度，中国光伏装机的物理潜力最高可达141 TW，主要集中在西北和内蒙古西部。但该分析发现，中国华北、华中和华东地区是大多数负荷中心的所在地。即使在辐照度略有降低的情况下也能容纳大部分光伏装机（58%）。
假设分布式光伏的投资成本较高，但去除了集中式光伏的长距离输电成本，在东部地区分布式光伏依然具有很强的经济竞争力。
离负荷更近还是离资源更近？
在研究中，研究人员发现，负荷中心要么由长期规划确定，要么由特高压的终端确定。2060年的风电（68%）和光伏（67%）装机将主要集中在华北、华中、华东和华南等主要负荷服务地区，合计占总需求的82%。
尽管事实上西北和东北地区拥有较好的风电和光伏资源，大型风电、光伏基地大多位于新疆、甘肃、内蒙古东西部，但研究认为集中式新能源也更优先选择接入省内电网而不是通过特高压外送。
全国范围内，超过80%的光伏和55%的风电建设在距主要负荷中心100公里以内，超过80%的风电和光伏资源位于距负荷中心200公里以内
2060年各省容量（固定发电机和风电、光伏、抽蓄、电化学储能）和峰值负荷。峰值负荷是指全年的最大需求。
上图的结果显示，风电、光伏和储能部署规模较大，而固定的低碳电源相对于需求而言较小。在全国范围内，我们假设2060年中国存在以下稳定的低碳电源：248GW的热电联产 (CHP) 煤炭及碳捕集与封存（CCS），110GW的生物能源（BECCS），218 GW核电、580 GW水电和320 GW天然气发电+CCS (NG-CCS)。
这些容量和空间分布假设是基于中国容量规划的评估，其中包括成本和非成本组成部分：根据资源或选址限制（例如水电和核电）最大限度地利用大型设施，利用沉没基础设施来降低成本与其他部门的有效耦合，考量空气污染、电网灵活性资源等因素。
例如，在研究中，安徽省只有2GW的固定电源，但安装了118GW风电、200 GW光伏、28 GW抽水蓄能和42 GW电池存储。而四川的峰值需求相当，但水电资源丰富，因此只安装了6 GW风电、45 GW光伏、15 GW抽蓄和350MW电池存储。
在国家层面，抽蓄的装机容量为538GW（8小时存储），电化学储能容量为740GW（4小时存储），约占风电和光伏总装机容量的22%，与之前关于风电和光伏的研究结果相当。
研究指出，2060年全国弃风率和弃光率分别为9.2%和16.0%，各省间差异显着：例如，弃风率最高的是东北部的吉林（22.3%），弃光率最高的是西内陆地区的蒙古和西藏（
30%）。弃风率和弃光率最低的分别是江西2.8%和重庆4.4%。
对发电、容量、输电、限电和成本的敏感性分析。( A ) 年调度电量 (PWh)。( B ) 发电装机容量 (GW)。( C ) 按电网划分的 VRE（风电和光伏）容量 (GW)。( D ) 高压输电容量(TW-km)。( E ) 储能容量（GW）。( F ) 年度风电和光伏弃电率。( G ) 平均电费（元/千瓦时）。
显然，研究结果显示的2060年弃风弃光率要显著高于目前的弃风弃光率。在风光装机爆炸性增长的情况下，全额保障性消纳显然不再现实。这直接导致了弃风弃光率的上升。
研究指出，弃电的增加主要发生在秋季和冬季的中午，此时光照充足，光伏发电成为发电量主力。另外，即使增加了风电和光伏装机容量，在负荷中心较多的地区（华北、华中、华东和华南）的风电（66%）和光伏（61%）装机容量份额几乎保持不变。
紧张的土地资源
该研究还探讨了模型结果对可再生能源开发土地利用政策变化的敏感性。
土地利用假设。( A ) 发电机容量（GW）。（B）平均电费（元/千瓦时）。( C ) 中国各电网地区的 VRE 容量（GW）。( D ) 风电（陆上+海上）和光伏（公用事业规模+分布式）容量（GW）。( E ) 高压输电容量（TW-km）。( F ) 储能容量（GW）。
研究发现在不同的土地利用情景下，装机总发电量可能会有所不同（变化从-15.2%至+3.3%），而系统成本变化程度较小（3.6%至+2.1%）。
最保守的土地利用方案下，风电装机容量增加175GW，但光伏装机容量减少890 GW。与风电土地利用场景相比，光伏土地利用场景在光伏和风电总容量及其地理分布方面显示出更大的变化。
随着集中式光伏选址变得更加保守，分布式光伏在高需求和土地竞争更加明显的农业大省更大程度地取代了集中式光伏：例如河南、山西、山东和安徽等省。较低的光伏装机会导致较大的区域间传输和较低的存储容量。相比之下，风力发电对土地利用假设不太敏感，这或许可以表明风机建设不太收到土地条件制约。
结论
除以上内容外，该研究还对风光成本下降、技术演变、低碳动力等相关内容进行了分析研究。研究在结论部分指出为了实现2060年碳中和目标，中国需要对电力行业进行大规模转型。综合考虑经济、土地等因素，分布式光伏会在各类低碳技术中更具成本效益。
尽管中国已经建成了世界上最大的特高压输电网络，但从2060年的需求来看，还需要更多的电网建设。不过随着输电对发电成本更加敏感，电网需要根据市场变化来制定灵活的输电计划。
实现2060体系效益的先决条件是中国电力行业的市场、规划和运营改革取得进展。2015年，中国启动了新一轮改革，旨在提高效率、容纳可再生能源和减少排放。首先，优先考虑风电和光伏等零边际成本发电而不是化石能源发电的调度需要市场和运营的进一步发展以考虑经济调度。其次，为了解决可再生能源的地理多样性问题，必须对目前主要基于长期合同和不经常改变的固定流向相对严格的长距离输电线路运营进行改进。第三，必须修改目前基于总流量的输电成本监管，以激励线路的高单向利用率，以实现向许多新走廊系统提供的大规模可再生能源的平衡效益。
（关于本研究的详细信息，请点击阅读原文）
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