碳减排已成为全球各国的共识。在此背景下，中国在第75届联合国大会上首次提出 “碳达峰、碳中和”目标；日本提出在2013年水平上，至2030年减排45%~50%；欧盟承诺到2030年，在1990年的水平上减排55%；美国承诺到2030年，在2005年的水平上减排50%~52%，并计划在2050年前实现净零排放。
电力行业是碳减排的关键所在。基于麦肯锡全球碳中和模型的测算，为达成1.5摄氏度控温目标，全球电力行业需要在2050年前减少99%以上的碳排放，相当于几乎要达到零碳排放。为实现减排目标，各大碳排放主体相继制定了能源转型与电力行业改革的目标与方案。
值得一提的是，美国2021年4月提出 “到2035年实现零碳污染电力系统”的目标。本文将重点关注美国为实现这一目标所采取的战略行动，以及它对中国电力行业低碳化转型的借鉴意义。
中国电力行业碳减排的潜在挑战与应对措施
电力行业是中国碳减排的关键所在。在麦肯锡之前的专题文章《中国加速迈向碳中和”电力篇：电力行业碳减排路径》中，我们重点分析了中国在积极推进电力行业低碳转型过程中，需要做好三件事，即提升电力系统灵活性，加快煤电退役，以及解决可再生能源成本偏高的问题。同时我们也探讨了可行的解题思路：
- 三管齐下提升电力系统灵活性。具体来说，通过大力扩增跨省输电容量、加快增量配电网建设来提升电网输配能力；通过降低电化学储能成本、提升安全性，最大程度实现电池的回收利用，发展电池技术优化电力储能技术；通过政府、企业和其他利益相关方共同发力，加强需求侧管理与响应体系建设。
- 根据中国各省煤炭依赖程度和可再生能源丰富度不同，设计针对性的煤电退役路径。对煤炭依赖度高，可再生资源丰富度低的区域，稳步退役不盈利的落后煤电产能，同步投资CCUS技术及其基础设施建设，促进煤电清洁化，优化能源结构；对煤炭依赖度高，可再生资源丰富度高的区域，加速转型，用可再生能源替代退役的煤电产能，并投资储能技术；对煤炭依赖度低，可再生资源丰富度高的区域，加快可再生能源建设，与政府和电网公司协作促进跨区域的电力运输；对煤炭依赖度低，可再生资源丰富度低的区域，着眼未来，积极转向可再生能源电力，并因地制宜，制定符合当地经济发展规划的能源战略。
- 运用市场化手段解决可再生能源成本偏高的问题。可再生能源企业可借助绿色电力交易和碳交易，增加项目收益，同时借助债券等金融手段，提升其资产的盈利能力，从而提高可再生能源的整体回报。
现在让我们来看看美国电力低碳化的思路。他山之石，可以攻玉，希望多维度可以为我国电力行业脱碳提供有益的参考。
美国电力行业的脱碳路线图
2021年4月，美国制定了“到2035年实现零碳污染电力系统”的目标，这是美国实现到2030年碳减排50%~52%、2050年净零排放的重要内容。 1 麦肯锡研究发现，电力行业早日实现大幅碳减排，是通往脱碳经济众多路径的一个关键因素。2在美国大部分市场，太阳能、风能等可再生能源相比煤和天然气已经具备成本竞争力，而且电力减排是推动如交通运输（电动汽车）、建筑（电力供暖）等其它行业绿色低碳转型的必备基础。
本文将基于“2035年净零排放”脱碳情景展开阐述，在该情景下，各地区电力市场将无需其它行业的碳抵消就可实现2035年温室气体（GHG）净零排放。该模型还考虑了由于交通运输、建筑供暖电气化以及工业部门支撑整个经济实现2030年碳减排50%~52%和2050年净零排放目标而增加的电力需求。本质上，这一情景所代表的是在保障电网可靠性和韧性的前提下，实现电力行业碳减排的最低成本路径。3
本文所分析的美国电力系统碳减排的关键理念和战略举措，是从美国实际情况出发的一种可能路径。我们相信也有其它可行路线图，并且随着大家认知的提高和技术的进步，不论是电力行业还是整体经济，新思路将陆续出现。对比之下，“维持现状情景”是指如果联邦政府不加大减排力度，那么技术的持续进步和现有各州的减排承诺，很可能出现减碳迟缓乏力的情形。我们估计，“维持现状情景”下美国电力系统到2040年的碳排放水平相较2005年降低59%。
电力行业对于脱碳化所发挥的核心作用
美国碳减排的一个关键抓手，在于交通运输和采暖要从使用化石燃料转为“清洁”的可再生能源。要实现这一转型，电力行业在减排的同时还要满足2035年电网负荷增加约40%的要求（见图1）。这相当于在未来十年用电负荷年增速将达到2%，而在基准情景下年增速仅为0.5%（作为参照，过去15年美国电力负荷增速接近于零）。
随着住宅电气化及水暖电气化的加速普及，用电负荷曲线可能会发生显著改变，冬季用电高峰或将频频出现。在气候寒冷的新英格兰等地区，部分本地电网的负荷高峰已经转向冬季。我们的分析显示，随着热泵使用量的增加，可能几乎所有寒冷地区的市场都会在2035年完成这一转变。与此同时，气候比较温暖的加利福尼亚、德克萨斯州等大型市场将维持夏季负荷高峰，但是由于采暖的增加，冬季用电需求也将出现显著上升。
2035年净零排放情景预计联邦政府的减排计划将快步走在各州前面。考虑到电力行业所起到的关键作用，电力用户、倡议人士和监管部门对其减排速度和各州的最终目标抱以更高的期望。五年前，鲜见电力公司做出全面减排承诺。如今美国23个州制定了规划，力争电力行业或是整体经济在2050年前实现至少80%的碳减排，许多电力公司还设立了比各州更加激进的减排目标。
图1至2035年总发电量将增加约40%，以弥补由于煤和天然气下降带来的能源需求缺口
到2035年，将需要投资2.5万亿美元用于新建电站、输电设施、部署灵活性资源以应对电力系统持续增加的不确定性，而升级配电网、扩大和加强输电网络、投资下游应用的额外成本也将进一步推高整体成本。所有这些成本可能最终还是会由终端用户和纳税人承担，而成本如何分配还有待进一步研究。
十大举措助力实现2035年净零排放
虽然各州及联邦层面的碳减排路径或有不确定性，电力和天然气行业的领先企业现在也应制定相关的战略决策。如前所述，实现2035年温室气体净零排放存在多种可行路径（参见附文“百分百电力减排的可行选择”）。下面是一些可供项目开发商及运营商、电力公司、科技企业、政府和其它相关方参考的举措，这些可能是目前电力行业低碳转型讨论中所缺失的。我们希望，这些具体做法可以帮助利益相关者综合考量资本分配、技术升级、降低风险等因素，而后找到更优的解决方案。
附文：百分百电力碳减排的可行选择
本文以2035年实现电力行业净零排放为假设情景。然而，我们讨论的一些最严峻的挑战在于如何实现最后10%~20%的碳减排。假如电力行业到2035年能实现80%~90%的减排目标，再用十年左右的时间弥补剩余差距，那将有助于消除资本项目配置风险，同时为包括新型太阳能和储能方案（如钙钛矿及长时储能）、商业验证可行的SMR或聚变、漂浮式海上风电、直接空气捕碳等多种新技术的推广提供加速跑道。
着眼长远的减排计划还能降低总体系统成本。按照预测的技术学习曲线，成熟的可再生能源技术将在2035到2045年间额外降本10%~20%（美元/千瓦）。还可降低由供应链紧张引起的涨价风险，为建筑节能改造提供额外的时间。如果电力以外的其他部门也想遵循同样的减排路线，可能需要加快脱碳步伐。但是，全局考量减排、成本、可靠性会带来更好的结果。
1.通过改善选址和提效审批流程、扩展供应链，跨越风能和太阳能装机容量的S型曲线。在该情景下，到2035年，新的太阳能、陆上和海上风能将占到总装机容量的60%，这就意味着太阳能和风能行业的年均装机增速需要提高近七倍，才能实现在未来15年内部署1,500吉瓦可再生能源装机容量的目标。这就要求更多高技能的劳动力、更充裕的供应链产能和新建的海上风能港口设施。尽管可再生能源需要的土地不到美国本土陆地总面积的1%，但因为土地有限且利用较为分散，加上建设输电线路的所需的路权较难获批，使得新建经济可行的新能源项目困难重重。纽约可再生能源选址办公室提供了一个克服种种挑战的早期参考样本，4，其宗旨是通过标准化申请许可和其它流程的改善大幅加快新项目部署。然而，要在全国范围内推广并取得大范围的成功仍需全方位的不懈努力。5
2.扩展跨州输电通道。在可再生能源渗透率较高的地区，输电拥堵情况日益频繁，导致互连成本高昂，许多可再生能源项目也因此止步。事实上， 2014年以来，美国仅开发了3吉瓦跨州输电网络，而中国开发了近260吉瓦的跨省和远距输电网络。6放眼未来，输电能力的受限还会增加对当地发电的依赖，即使当地发电可能成本更高。例如，模型显示，扩展新英格兰地区与加拿大之间的输电网络有利于美国进口低成本水电，而不用新建15吉瓦成本更高的风能和太阳能。联邦及各州政府机构正采取一系列举措努力将这一解决方案加以推广，如近期达成的联邦基础设施法案，包括730亿美元清洁能源输电拨款以及联邦政府机构州际项目提速的新措施和工具。7
3.提高电网日内灵活性。低碳电力行业的发电将主要依靠间歇性可再生能源。按每小时匹配电力供应与需求，灵活性资源的部署应与低成本可再生能源形成互补（见图2）。建立300吉瓦以上的短时响应能力才能满足日内电力需求。电网级储能，例如锂电池储能，在整合可再生能源的同时还能提高输电基建设的利用率。幸运的是，截至2020年底，美国电网互连队列中电池储能已超过200吉瓦，标志着市场正快速增长。8在配电系统内周密部署电池储能，不仅有助于管理电气化带来的电力负荷大幅波动，还能强化老旧配电网络基础设施的韧性和可靠性。此外，需求端抓手的重要性与日俱增，包括实现交通运输电气化的充电管理以及采暖及热水蓄能中的智能建筑能源管理，这两种做法越来越受到欢迎。9最后，商业及工业电力需求响应也能发挥关键作用，可调度负荷如双燃料工业供热、高延时数据中心、低谷期抽水蓄能，以及灵活电解制氢等，具有显著的平衡潜力，同时又对终端用户的财务（或实际）影响很小，基本可忽略不计。图2部分市场需建立储能能力以管理太阳能发电的日内波动
4.加快煤电退役。由于排放限制和经济效益不佳，在2035年净零排放情景下，煤基发电将会快速退役（未来15年退役245吉瓦以上装机容量）。近年来，煤电装机退役的声音有增无减。按照目前规划，2035年产能较2015年基准线将削减45%（疫情前计划削减30%）。不过余下的煤电厂中有相当一部分决定着受监管电力公司的费率基准，在资产负债表上保有大量的价值，因此一个可行的退役方案必须将这些价值考虑其中。
目前已制定的方案包括煤电厂用户电费价值的证券化、加快退役以及资产减记等，证券化可激励电力公司将资本重新部署到可再生能源。例如，2020年密歇根公共服务委员会批准了Consumers Energy公司的提案，准许其以发行6.88亿美元债券的方式完成D. E. Karn煤电厂的退役。此举预计可为用户节省1.24亿美元，且可为新的低碳投资筹措资本。10整体的煤电退役计划也需要考虑煤电厂下岗员工的过渡安置。
5.继续运营现存核电设备。根据已公布的退役计划以及现有许可证到期情况，我们估计到2035年将有超过20吉瓦的核电装机退役。尽管如此，模型显示保留剩余的60吉瓦产能仍具有经济、减排和可靠性效益，目前许多核电厂因为低电价和高固定成本面临经营困难。11各州和联邦政府正就提供额外财务援助以保证部分核电厂正常运转开展讨论。例如，伊利诺伊州在宣布关闭拜伦和德雷斯顿两家核电站后，又批准了新的财务支持以维持其运营。最低成本分析显示，保持这些核电厂的正常运营能带来整体系统效益，同时也印证了关于核电的讨论往往十分棘手。
6.部署可调度的零碳发电，包括明确天然气的角色。在2035年净零排放情景下，天然气发电装机量有望持续增加。这部分增长既可提供季节灵活性，又能补齐区域可再生能源产量较低时期的缺口，到2035年运营装机将从目前的414吉瓦增加到590吉瓦（见图3）。只不过按照净零排放趋势，这些燃气电厂可能无法像现在这样运营。因此，我们可能需要对氢、生物甲烷、可再生天然气和氨等零碳或低碳燃料进行组合利用，提供调峰产能，应对极端天气下的电力短缺。同时，那些发电设备利用小时数较高，解决结构性不均衡或季节性失配的气电企业，则需要进行碳捕集改造。再者，生物能源与碳捕集和封存相结合（BECCS）可形成负排放资产，虽然运营成本不菲，但也能为实现电力净零排放做出重要贡献。
成本最优情景显示，只要部署得当是有可能将以上三种选项有机结合的。例如，加利福尼亚计划建造燃气调峰电厂，以解决近期出现的电力短缺问题。另外，长时储能或小型模块化核反应堆（SMR）也能起到同样的作用，不过推广这类技术以实现2035年净零目标，可能会比利用已有天然气基础设施和已验证技术更具挑战性。
图3 假设碳捕集和封存（CCS）以及氢混合可实现低排放发电，那么天然气将继续提供发电支持，确保可靠性
7.简化表后发电 (用户侧或分布式发电)并推广应用。分布式太阳能和储能、家电电气化、以及建筑能效升级等只有大规模推广才能实现碳减排目标。然而太阳能的普及面临多重挑战，包括互连和许可方面的复杂性。实际上，截至2021年美国已安装300万套住宅太阳能系统（家庭渗透率约为2.4%），德国约为200万套（家庭渗透率为6.0%）。12表后解决方案还能减少升级输电网络的必要性，降低大规模可再生能源项目带来的挑战及风险。而且，住宅太阳能系统可让用户和相关运营商自主管理，有利于增强大众对能源转型的参与意识。13这些解决方案可能需要各州做出切实承诺，以释放资本、扩充人力、设计合适的激励措施。
8.强化电网韧性。过去两年来，电网运营商一直在努力解决因极端天气、现代历史上最大的山火喷发、以及有记录以来最活跃飓风等自然灾害造成的大规模断电问题。最突出的两个例子是2021年2月德克萨斯州电力和天然气服务大面积中断，以及新奥尔良州受飓风艾达袭击后持续断电。气候变化导致的极端天气现象还会发生，同时将有更大比例的经济活动要依靠电网。这意味着需要强化电网韧性，不论是通过打造新的预测能力、制定更严格的电气设计标准，还是大力加强网络安全。这方面值得关注的项目包括2012年以来联合爱迪生电力公司新增的10亿美元投入14、以及佛罗里达电力照明公司进行中的电网韧性项目。15
9.重建市场和监管机制。各州、各区域电力市场以及联邦政府可以考虑以下几种新工具推动大幅减碳。第一，监管层面对排放的限制有助于确保减排进度符合预期；第二，政府层面的支持有利于降低技术成本（如研发和部署资本）、推动普及（通过加快许可）、确保核心配套基础设施建设到位；第三，出台针对性计划，如低收入家庭能源援助计划（LIHEAP）等可为弱势家庭提供针对性支持；16 第四，许多大型工商业客户的电价已经从电度电价改为容量电价，有助于刺激发展需求响应，减少对确定发电的需求（从智能汽车充电装置到热水器，已有多种产品通过技术验证并可快速推广）；第五，能源市场可能需要探索新的定价机制，应能充分补偿电力边际成本接近于零的电力系统内的可调度装机；最后，建立基于绩效的、旨在协调商业激励与用户服务目标的监管框架，也能为应用可再生能源及其它新技术的电力公司提供路线图。随着这些变革的推进，各州与独立系统运营商之间或者在多州市场运营的区域输电组织之间的各种拉锯可能会持续存在甚至有所加剧。
10.打造一个全国性的氢能和碳捕集输送网络。部署新型氢燃料和碳捕集基础设施十分关键 ——对于实现可调度的低碳发电如此，对于其它行业采用电气化以外的低碳替代方案亦是如此，特别是在电气化遭遇技术挑战（如高温工业用热或清洁交通的燃料密度），或者天然气作为工业过程中的一种原料可被替代（如水泥和肥料）的情况下。17例如，美国低成本天然气和地质碳封存的出现，意味着与世界其它大部分地区采用的绿色电解氢技术相比，低碳甲烷制氢或“蓝氢”（通过蒸汽甲烷重整或自发性热重整）的经济效益从短期来看可能更加有利。根据分析，直到2040年绿氢才将在以经济为主要驱动的新建项目中“胜出”，并将继续利用已有的管道网络，同时实现需求灵活性，以推动更高水平的间歇性可再生能源发电（见图4）。欧洲正积极讨论建立广泛的氢能网络，有力地支持了价值链各环节企业采取战略行动以扩大投资。18
图4 到2035年，排放限制将会促使某些市场采用氢混合
结束语
本文着重阐述了美国实现2035年电力系统零碳污染应具备的条件，其中资本部署规模、电力系统转型与升级、政策引导与演变都将是巨大的。我们希望这篇文章能激发市场参与各方的讨论，思考如何达到所设定的碳减排目标，探索其间蕴藏的商业机遇。也希望为中国电力行业的绿色低碳转型提供有益的参考。
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关于作者：
Rory Clune为麦肯锡全球董事合伙人，常驻波士顿分公司；
Evan Polymeneas为麦肯锡全球董事合伙人，常驻芝加哥分公司；
Humayun Tai为麦肯锡全球资深董事合伙人，常驻纽约分公司；
汪小帆为麦肯锡全球董事合伙人，常驻上海分公司；
廖绪昌为麦肯锡全球副董事合伙人，常驻香港分公司;
吉雅图为麦肯锡全球副董事合伙人，常驻北京分公司。
作者感谢Jesse Noffsinger、 Ksenia Kaladiouk、华强森、刘晓然、莫琪和叶葩对本文的贡献。
