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电力系统低碳转型路径
发布时间:2022年05月25日


针对碳达峰、碳中和目标下电力系统低碳转型的路径优化问题,本研究以 2020—2060 年电力供应成本低为优化目标,以各类电源装机、发电量、 CCUS 改造规模等为优化变量,兼顾电力电量平衡、碳预算、可再生能源发电资源等约束条件,建立了电力系统多情景优化规划模型,优化得到不同情景下电力系统碳减排路径、电力供应成本变化情况。

(一)电源结构转型路径

电源转型路径整体呈现出了电源结构不断清洁化发展的态势,非化石能源装机和发电量占比稳步提升,逐步演变为以新能源为主体的新型电力系统。对于零碳情景,①在电源装机结构方面(见图 4), 2030 年电力系统总装机达到 4×109 kW,非化石能源装机占比从 2020 年的 46% 提高至 64%;2060 年总装机达到 7.1×109 kW,非化石能源装机占比提升至 89%;②在发电量结构方面(见图 5),2030 年电力系统总发电量达到 1.18×1013 kW·h,非化石能源发电量占比从 2020 年的 36% 提升至 51%; 2060 年电力系统总发电量达到 1.57×1013 kW·h,非化石能源发电量占比提升至 92%,煤电电量占比降至 4%。对于深度低碳、负碳情景,2060 年非化石能源装机占比分别为 85%、92%,2060 年非化石能源发电量占比分别为 88%、94%。

图 4 零碳情景下 2020—2060 年电源装机结构

图 5 零碳情景下 2020—2060 年发电量结构

(二)电力系统碳减排路径

电力碳减排路径主要分为碳达峰、深度低碳、碳中和 3 个阶段,各阶段的电力碳减排演化路径特征表述如下。

在碳达峰阶段,对于零碳情景,2028 年前后电力系统碳排放达峰,峰值约为 4.4×109 t CO2(不含供热碳排放),约占能源燃烧 CO2 峰值的 49%,其中煤电排放约 4×109 t CO2、气电排放约 4×108 t CO2。电力行业要承担其他行业电气化带来的碳排放转移,同时碳达峰阶段的新增电力需求难以完全由非化石能源发电满足,两方面因素共同导致电力碳排放达峰可能滞后于其他行业,但整体上有利于全社会碳排放的提前达峰。对于负碳情景,电力系统将承担更多的碳减排责任,预计 2025 年前后碳排放达峰,较零碳低峰值情景提前 2~3 a;相应碳排放峰值降低至 4.1×109 t CO2。对于深度低碳情景,预计 “十五五”时期末段电力碳排放达峰,相应峰值约提高至 4.7×109 t CO2

在深度低碳阶段,电力排放达峰后进入短暂平台期(2~3 a),之后碳减排速度整体呈先慢后快的下降趋势。随着新能源、储能技术经济性进一步提高、新一代 CCUS 技术商业化应用规模扩大,电力系统将实现深度低碳。在零碳情景下,2050 年电力碳排放降低到 1×109 t CO以下。

在碳中和阶段,2060 年电力系统实现零碳(见图 6)。在零碳情景下,煤电、气电碳排放分别为5.3×108 t CO2、2.5×108 t CO2(不计 CCUS 碳捕集量),煤电、气电、生物质发电的 CCUS 碳捕集量分别为 3.2×108 t CO2、1.2×108 t CO2、3.4×108 t CO2

图 6 零碳情景下 2020—2060 年电力碳排放和吸收图

(三)电力供应成本分析

根据不同情景下电源装机结构、发电量结构、火电机组 CCUS 改造情况,统计得到电力系统低碳转型路径下、规划周期内的投资成本、运行成本、碳排放环境成本结构(见图 7)。不同碳减排路径对低碳技术、非化石能源需求存在差异,电力转型成本与承担的减排量、实施的减排力度呈明显的正相关关系。在零碳情景下,按 4% 贴现率考虑,2020—2060 年全规划周期电力供应成本贴现到 2020年约为 60 万亿元,其中新增投资在电力系统规划费用组成中的占比最大(约为 42%)。相对于零碳情景,负碳情景下的新能源并网比例迅速提高,对灵活资源、输配电网、碳捕捉利用设备的投入也将大幅增加,电力供应成本提高约 17%。深度低碳情景下的电力供应成本低,较零碳情景降低约 12%。

图 7 不同情景下的电力供应成本及构成

零碳情景下的不同碳减排路径对比表明(见图8):在相同电力碳预算的情景下,先慢后快的“上凸曲线”减排路径,其技术经济评价相对更好;若电力碳减排路径保持匀速的“下斜直线”或先快后慢的 “下凹曲线”趋势,将对新能源规模、脱碳技术应用提出更高要求,预计 2020—2060 年电力成本需提高 4%~8%。因此,碳达峰、碳中和路径的制定,应统筹考虑经济社会发展规律、关键技术发展成熟度等客观因素,合理分配不同历史时期的碳减排责任,避免“抢跑式”“运动式”减碳,力求符合实际、切实可行。

图 8 零碳情景下不同碳减排路径对比图

测算数据表明,电力供应成本近中期波动上升,中远期先进入平台期然后逐步下降。在零碳情景下,为满足新增的用电需求,实现碳达峰、碳中和目标,各类电源尤其是新能源需高速发展,相应电力投资将保持在较高水平。新能源电量渗透率超过 15% 后,系统成本到达快速增长的临界点,测算的 2025 年、2030 年系统成本分别是 2020 年的 2.3 倍、3 倍;上述因素将推动供电成本波动上升,预计 2020—2025 年、2025—2030 年、 2030—2040 年电力供应成本投入分别约 14.5 万亿元、16.1 万亿元、33.0 万亿元(不考虑折现); 2045 年前后电力供应成本投入进入平台期,电力需求转入低速增长阶段,电力基础设施新增投资较少,电力需求主要由上网边际成本很低的新能源发电提供,系统运行成本进入平台期。