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碳达峰、碳中和目标下电力转型路径的多情景分析方法
发布时间:2022年05月24日

(一)研究模型与方法

本文采用定量和定性相结合的方式开展具体研究。①评估电力系统碳预算。以碳达峰、碳中和目标实现为约束,从经济社会发展的全局出发,综合考虑国际碳减排现状、不同行业发展趋势和碳减排难度,研判 2020—2060 年我国电力碳排放总预算。②设置转型情景和关键边界条件。考虑电力系统碳减排责任、关键举措实施力度的差异性,结合国民经济增长、能源电力需求、宏观政策目标、能源资源潜力、技术经济性等关键边界条件及其参数,设计电力系统深度低碳、零碳、负碳 3 类转型发展情景。③电力碳减排转型路径优化(见图 1)。针对设计的 3 类发展情景,采用碳达峰、碳中和电力规划软件包 GESP-V 来优化获得电源结构转型路径、电力系统碳减排路径、电力供应成本等。GESP-V 由国网能源研究院有限公司自主开发,以包含新能源在内的多区域电力规划模型为核心,可反映电力电量平衡、碳排放约束、碳捕集改造、电制氢等减碳与新能源利用等关键技术的影响;集成电源规划、生产模拟、政策分析等系统工具,可针对各类情景下的能源电力发展路径、电源发展规模布局、电力流向规模、传统电源 CCUS 改造后的捕集规模、电力碳减排路径等开展优化分析。④关键问题分析与应对策略建议(见图 2)。基于各发展情景下路径优化结果的对比,探讨煤电发展定位、新能源发展利用、清洁能源多元化供应、电力平衡等关键问题,研究提出低碳转型所需的技术、经济、产业、政策等建议。

图 1 碳达峰、碳中和目标下电力发展路径优化模型

注:UHVDC 表示特高压直流输电;UHVAC 表示特高压交流输电。

图 2 碳达峰、碳中和目标下电力低碳转型研究思路

(二)电力碳预算

碳预算指在特定时期中将全球地表温度控制在给定范围内所对应的累积 CO2 排放量上限。研究表明 [23,24],全球最大温升与累积 CO2 排放量约为线性比例关系,CCR 指数可以衡量这种近似线性关系。

ΔT = CCR×ET              (1)

式(1)中,ΔT 是一段时间内的全球温升,ET 为这段时间内累积的 CO2 排放量。CCR 指数值通常为 1.0~2.1℃(/ 1012 t CO2)。

联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)测算 [25,26],全球温升控制在 2 ℃以内的剩余碳预算为 1.2×1012 ~1.5×1012 t CO2,全球温升控制在 1.5℃以内的剩余碳预算为 4.2×1011~5.8×1011 t CO2。为了实现国际间全球碳预算的合理分配,各国研究机构积极探索碳排放限额分配方法,虽然尚未形成统一的碳排放权分配方案,但基本形成以人均碳排放、累计人均碳排放为基础的两类典型分配思路。在我国,为了将全国碳预算分解至各行业,还需考虑全社会各行业的碳排放现状、碳减排难度、碳减排潜力、技术经济性差异。本研究基于全球剩余碳预算,综合考虑国际间碳排放方案、国内行业间碳排放现状及减排能力差异,预测 2020—2060 年我国电力系统碳排放预算为 7.8×1010~1.3×1011 t CO2

(三)发展情景与关键边界条件

以 2060 年为目标年,考虑电力系统不同的碳减排责任、减排关键举措的不同实施力度,设计了电力系统深度低碳、零碳、负碳 3 类转型发展情景(见表 1),剖析实现碳中和不同路径下存在的重要问题,推演各种发展路径的可行性及面临挑战。

表 1 电力低碳转型的主要情景

1. 电力需求预测结果

综合考虑经济增长、产业结构调整、节能节电、电能替代、电制氢等影响因素,未来我国电力需求的增长空间还很大(见图 3):2030 年全社会用电量约为 1.18×1013 kW·h,2040—2045 年电力需求增长趋于饱和(年均增速低于 1%),2060 年全社会用电量约为 1.57×1013 kW·h;远期可再生能源制氢电量占比持续提升,2060 年约为 1.7×1012 kW·h。

图 3 2020—2060 年全社会用电量预测结果

2. 其他关键边界条件

电力低碳转型路径优化除了受电力需求影响以外,还受到经济发展目标、能源需求、非化石能源结构占比、非化石能源开发潜力及目标、碳减排关键目标、电力碳预算等关键边界条件约束(见表 2)。

表 2 电力低碳转型优化的其他关键边界条件