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实现电力系统低碳转型亟待解决的重大问题
发布时间:2022年05月25日

在电力低碳转型发展路径下,以风能、光伏为代表的新能源将成为电力供应主体,给现有电力系统带来战略性、全局性变革 [27]。在供给侧,新能源逐步成为装机和电量的主体;在用户侧,分布式电源、多元负荷、储能等发 / 用电一体的“产消者”大量涌现;在电网侧,以大电网为主导、多种电网形态相融并存的格局逐步形成。电力系统整体运行的机理必然出现深刻变化,为了推动我国电力碳达峰、碳中和发展目标的实施落地,还需要重点关注以下四方面问题。

(一)科学确定煤电发展定位

煤电与非化石能源并非简单的此消彼长,而应是协调互补的发展关系,解决好煤电发展问题是我国稳妥实现电力低碳转型的关键。煤电由电量主体转变为容量主体,在为新能源发展腾出电量空间的同时,提供灵活调节能力以确保能源供给安全。目前,我国煤电装机容量约 1.08×109 kW,其中约 9×108 kW 的是高参数、大容量煤电机组;应合理利用这些优秀存量资产,科学谋划煤电退出路径,协调好煤电与可再生能源的发展节奏,防止煤电大规模过快退出而影响电力安全稳定供应。

综合考虑,按照“增容控量”“控容减量”“减容减量”3 个阶段来谋划煤电发展路径(见图 9~11)。①“增容控量”阶段。“十四五”时期煤电发展难以“急刹车”,装机容量仍需有一定的增长,在此基础上要严控发电量增长;装机容量峰值约为 1.25×10kW,发电量先于装机 2~3 a 达峰,峰值约为 5.1×1012 kW·h;新增煤电主要发挥高峰电力平衡和应急保障作用并提供转动惯量,保障电力系统安全稳定运行。②“控容减量”阶段。“十五五”时期煤电进入装机峰值的平台期,发电量、耗煤量稳步下降,更多承担系统调节、高峰电力平衡的功能;预计 2030 年煤电发电量达到 5×1012 kW·h,较峰值降低 1×109 kW·h,煤电发电利用小时数降低到4000 h 以下;“十五五”时期煤电 CCUS 改造进入示范应用、产业化培育的初期阶段,2025 年、2030 年累计改造规模为 2×106 kW、1×107 kW,碳捕集规模为 8×106 t/a、3.7×107 t/a。③“减容减量”阶段。2030年以后,煤电装机和发电量稳步下降,一部分逐步退出常规运行而作为应急备用;远期加装 CCUS 设备,逐步增加“近零脱碳机组”并形成碳循环经济发展新模式;2060 年煤电装机降至 4×108 kW,相应占比下降为 5.6%。

图 9 零碳情景下 2020—2060 年各类型煤电装机结构

图 10 零碳情景下 2020—2060 年煤电发电量及利用小时数

图 11 零碳情景下煤电 CCUS 改造规模及碳捕集量

(二)拓展新能源发展模式和多元化利用

新能源将逐步演变为主体电源,宜坚持集中式与分布式开发并举,分阶段优化布局。我国新能源发电资源丰富,风能、光伏发电的技术经济可开发量分别达到 3.5×109 kW、5×109 kW,相关成本也因快速的技术进步、合理的市场竞争而处于快速下降通道。我国新能源产业链相对完整,光伏组件、风力机整机的年产能分别达到 1.5×108 kW、 6×107 kW,为大规模、高强度、可持续开发利用提供了坚实保障(见图 12,13)。

图 12 零碳情景下 2020—2060 年风电发电装机结构

图 13 零碳情景下 2020—2060 年太阳能发电装机结构

在风电方面,近期应因地制宜发展东部、中部地区的分散式风电和海上风电,优先就地消纳,同时稳步推进西部、北部地区的风电基地集约化开发;远期随着东部、中部地区的分散式风电资源基本开发完毕,风电开发重心重回西部、北部地区,同时海上风电逐步向远海拓展,预计 2060 年风电装机容量为 2×109 kW(含海上风电的 5×108 kW)。

在太阳能方面,近期仍以光伏发电为主导,优先发展东部、中部地区的分布式光伏,西部、北部地区则推动建设集中式太阳能发电基地;中远期,包括光热发电在内的太阳能发电基地建设将在西北地区及其他有条件的区域持续扩大规模,预计 2060 年太阳能装机容量为 2.6×109 kW(含光热发电的 2.5×108 kW)。

着眼中远期发展,单纯依靠电力系统难以充分实现新能源利用,因而跨系统发展循环碳经济是新能源多元化利用的重要方式。宜积极运用绿电制氢、气、热等电力多元化转换(Power-to-X)和跨能源系统利用方式,与火电 CCUS 捕获的 CO2 结合来制取甲醇、甲烷等(应用于工业原料领域),全面扩大碳循环经济规模。

(三)构建多元化清洁能源供应体系

未来各类型清洁电源的发展定位是电力低碳转型的焦点问题。单纯依赖新能源增长并不科学,需要在统筹平衡、功能互补的前提下,明确各类型电源发展定位,注重能源绿色低碳转型与灵活性调节资源补短板并重,实现“水核风光储”等各类电源协同发展。

一是积极推进水电开发,安全有序发展核电。 2030 年以前加快开发西南地区的优秀水电站址资源,而 2030 年后重点推进西藏自治区的水电开发; 2030 年水电总装机容量为 4×108 kW 以上,年发电量约为 1.6×1012 kW·h,开发率(不含西藏水电)超过 80%;2040 年水电基本开发完毕,2060 年装机容量保持在 5×108 kW 以上。在确保安全的前提下有序发展核电,2030 年前年均开工 6~8 台机组, 2030 年核电装机容量约为 1.2×108 kW;随沿海站址资源开发完毕,2030 年后适时启动内陆核电建设, 2060 年装机容量增长至在 4×108 kW 左右。

二是适度发展气电,增强电力系统的灵活性并实现电力多元化供应。气电的度电排放约为煤电的50% 且灵活调节性能优秀,适度发展是保障电力安全稳定供应的现实选择;气电定位以调峰为主,预计 2030 年、2060 年装机容量分别为 2.2×108 kW、 4×108 kW。未来仍需重视天然气对外依存度、发电成本、技术类型等问题,积极探索天然气掺氢、氢气和 CO2 制取天然气等碳循环模式作为补充气源。

三是合理统筹抽水蓄能和新型储能发展。近中期,在站址资源满足要求的条件下,应优先开发抽水蓄能以保证电力平衡并提供系统惯量;中远期需进一步挖掘优秀站址资源,预计 2060 年抽水蓄能装机容量达到 4×108 kW。为满足电力平衡、新能源消纳等需求,中远期新型储能将取得快速发展,预计 2060 年装机容量达到 2×108 kW。

(四)务实解决电力平衡与供应保障问题

电力平衡是电力低碳转型亟需面对的重大难题和挑战,如近期受电煤供应紧张、煤炭价格涨幅明显等因素的影响,多地出现了限产限电现象,引发各方高度关注。值得指出的是,一定时期内煤炭仍是我国重要的“兜底”保障能源,应在妥善解决电煤市场供需、秩序、价格等问题的基础上,着力构建多元化的清洁能源供应体系,以此充分保障电力供应的充裕性。

近期,煤电仍是保障电力平衡的主力电源。新能源具有有效出力不稳定且偏小的特点(见图 14),预计 2025 年、2030 年在电力平衡中的贡献度占比分别为 6%、7%,而煤电的相应占比高达 57%、 48%。充分挖掘需求侧资源也是保障电力系统安全运行、促进新能源消纳的重要方式,预计 2030 年、 2060 年可利用规模超过最大负荷的 6%、15%。为此,未来应从规划设计、市场培育、机制完善、基础设施建设等方面着手,建立健全需求侧资源利用体系。

图 14 2020—2060 年我国各类电源电力平衡贡献图

远期,保障电力平衡依赖多元化的清洁能源。预计 2060 年全国电力平衡容量需求为 2.8×109 ~3.2×109 kW;风能、光伏的装机规模约为 4.6×109 kW,但参与电力平衡的有效容量仅约 4×108 ~5×109 kW,仅能满足约 15% 的电力平衡容量需求;水电、核电、气电、生物质等清洁能源对电力平衡容量的贡献度达到 40%,抽水蓄能与新型储能的贡献度为 17%,CCUS 改造、调峰、应急备用煤电电力的贡献度分别为 5%、5%、3%。

着眼长远,我国电源发展存在多种路径,具有高度的不确定性;为了化解各种不确定性伴生的风险,应建立更加稳定的电力供应体系,提升极端情形下电力安全供应保障水平。基于碳达峰、碳中和目标约束,设置了煤电装机的平稳削减、加速削减两种情景,据此模拟电力供应的保障情况(见图 15)。①平稳削减情景。2060 年全国煤电装机容量保留 8×108 kW,其中近零脱碳机组装机容量为 3.8×108 kW,灵活调节机组装机容量为2.2×108 kW,应急备用机组装机容量为 2×108 kW。 2030 年后,通过延寿、新建机组替换退役机组,保持煤电装机容量平缓下降,同时提高“退而不拆” 的应急备用煤电规模;需配置的新能源装机规模为 3.9×109 kW。②加速削减情景。2060 年全国煤电装机容量保留 4×108 kW,其中近零脱碳机组装机容量为 1.5×108 kW,灵活调节机组装机容量为 1.5×108 kW,应急备用机组装机容量为 1×108 kW。 2030 年后,煤电装机的自然退役规模快速增加,有较小规模的延寿和退役替换机组;需配置的新能源装机规模为 4.6×109 kW。

图 15 2020—2060 年全国煤电装机情景对比

相较加速削减情景,平稳削减情景对无风无光、阴雨冰冻等极端天气的电力供应保障能力显著提升;但系统冗余备用成本有着较大增加, CCUS 改造需求时间提前且数量上升(如 2060 年的碳捕集量需达到 1.4×109 t),整个规划期的电力供应成本提高约 4%。

五、对策建议

(一)优化电力行业顶层设计,稳妥规划电力转型节奏

统筹确定各省份、各行业的碳减排预算,特别是进一步明确电力行业碳预算,科学制定并实施相应的碳排放达峰时间与主要指标。在加快发展新能源、水电、核电等非化石能源的基础上,综合考虑电力供应保障、系统灵活调节资源等需求,协调煤电退出规模、节奏以及可再生能源发展;积极采取煤电延寿、退役煤电转为应急备用机组等措施,预防因火电大规模快速退出而影响电力安全稳定供应的潜在风险。密切关注碳预算、产业结构、技术、政策等内外部环境的变化,滚动优化电力低碳转型路径,动态调整电力低碳转型发展节奏。

(二)实施绿色低碳核心科技攻关,统筹电力全链条的技术与产业布局

加强国家科技战略引领,论证并制定新型电力系统科技发展规划,编制电力行业碳中和技术发展路线图,针对性部署领域重大专项攻关计划。建议围绕新型电力系统构建,培育国家实验室及创新平台,在国家级科技计划中支持一批重大技术项目,尽快在新型清洁能源发电,新型电力系统规划、运行、安全稳定控制,新型先进输电,新型储能与电氢碳协同利用等技术方向取得突破;加快先进适用技术研发、示范、规模化应用,构建与新型电力系统建设深度融合的“政产学研用”技术产业创新体系;持续加强碳中和关键技术研发和示范工程支持力度,完善配套的科技政策体系,促进电力行业高质量、可持续发展。

(三)完善利益平衡、统筹兼顾的市场机制,建立绿色金融政策保障体系

发挥市场在资源配置方面的决定性作用,以市场化手段解决新能源系统利用成本显著提高的问题。积极探索容量补偿机制,挖掘电力系统“源网荷储”灵活性资源配置潜力,保障新能源的高效利用及用户供电的可靠性。完善电力等能源品种价格的市场化形成机制,优化差别化电价、分时电价、居民阶梯电价政策,发挥促进产业结构调整、缓解电力供应紧张矛盾的积极作用。科学设置碳排放总量控制目标、配额分配方式,建立碳价与电价的联动机制,实现碳交易与其他绿色交易品种的协调。发挥政府投资的引导作用,构建与碳达峰、碳中和目标相匹配的投融资政策体系。有序推进绿色低碳金融产品和服务开发,设立碳减排货币政策工具;建立绿色信贷评估机制,完善绿色金融政策框架。