為應對全球氣候變化、生態(tài)環(huán)境保護、經濟社會高質量發(fā)展帶來的挑戰(zhàn)，我國始終堅持能源轉型戰(zhàn)略。2014年6月召開的中央財經領導小組第六次會議上，習近平總書記提出“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，引領我國能源行業(yè)發(fā)展進入新時代；站在新的歷史方位，面對日益復雜的國際形勢和日益嚴峻的氣候變化挑戰(zhàn)，2020年9月22日，習近平主席在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上宣布“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”；2020年12月12日，在氣候雄心峰會上講話中進一步提出“到2030年中國單位國內生產總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右”“風電、太陽能發(fā)電總裝機將達到12億千瓦以上”的關鍵指標；2021年3月15日，中央財經委員會第九次會議上明確了“十四五”是碳達峰的關鍵期、窗口期，需要落實的第一項重點工作就是“要構建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統”。
（來源：微信公眾號“電聯新媒” 作者：周孝信 趙強 張玉瓊）
在這一系列國家戰(zhàn)略規(guī)劃指導下，我國未來能源電力系統的發(fā)展藍圖和關鍵技術途徑有了明確的導向性，即以“2030年前碳達峰、2060年前碳中和”為戰(zhàn)略目標，以落實“構建清潔低碳安全高效的能源體系、構建以新能源為主體的新型電力系統”為實施路徑。本文提出新型電力系統主要特征和核心指標，構建“雙碳”目標下我國能源電力系統發(fā)展情景，提出并闡述綜合能源生產單元設想，以期為能源轉型路徑規(guī)劃及戰(zhàn)略制定提供一定的參考。
新型電力系統主要特征和核心指標
新型電力系統作為未來我國能源體系的核心組成部分，具有5個主要特征：
一是高比例可再生能源廣泛接入。一次能源消費中非化石能源主要來自一次電力（水電、風電、太陽能發(fā)電等可再生能源電力以及核電等），大幅提高以風、光等新能源為主的可再生能源電力占比，是電力系統升級換代的重要標志，也是實現能源轉型的主要支撐；
二是高比例電力電子裝備大規(guī)模應用。與傳統電磁變換裝備相比，電力電子裝備在物理結構、控制方式、動態(tài)行為、設備交互等方面都存在顯著差異，伴隨超大規(guī)模交直流輸電及大量新能源機組接入系統，電力電子裝備應用數量不斷提升、范圍不斷擴大，將深刻影響電力系統運行特征；
三是多能互補綜合能源利用。隨著多行業(yè)多類型技術高度融合，電力系統的內涵和范疇將不斷外延，充分發(fā)揮多元資源配置的平臺作用，促進風、光、水、煤等協同互補，電、熱、冷、氣綜合利用，實現能源資源的按需、合理、高效開發(fā)利用；
四是數字化智能化智慧能源發(fā)展。先進數字化、智能化技術將廣泛滲透在未來能源電力系統各環(huán)節(jié)設計規(guī)劃及調度控制中，形成高效運行、用戶友好的智慧能源系統；
五是清潔高效低碳零碳轉型。構建新型電力系統作為支撐實現“雙碳”目標的核心手段，應以清潔、高效、低碳為根本發(fā)展導向，提升新能源開發(fā)利用水平、提高系統總體能源利用效率、降低二氧化碳排放，為整體能源轉型奠定堅實基礎。
為進一步量化描述上述特征，體現新型電力系統在能源轉型中的重要作用，筆者提出以下5項核心指標：非化石能源在一次能源消費中比重、非化石能源發(fā)電量在發(fā)電量中比重、電能在終端能源消費中比重、系統總體能源利用效率、能源電力系統二氧化碳排放總量。
“雙碳”目標下我國能源電力系統發(fā)展情景分析
科學合理的電源結構是電力系統轉型路徑規(guī)劃的核心框架，也是系統分析認知、運行調度、技術布局的基礎?；谖覈茉崔D型戰(zhàn)略，構建“雙碳”目標下我國能源電力系統發(fā)展情景，針對2021-2060年我國能源電力結構演變趨勢進行預估分析。
將2021-2060年40年期劃分為2020-2030年、2030-2050年、2050-2060年三個時間段，分別為前、中、后3個時間段，設定“雙碳”目標下能源電力總體發(fā)展需求。
一次能源消費總量指標方面，2020-2030年（前段），考慮經濟社會發(fā)展水平的剛性增長需求，仍將保持每5年4-5億噸標準煤的增長速度，至“十四五”末達到55億噸左右，2030年左右達到峰值59億噸，此后呈現下降趨勢；2030-2050年（中段），前15年間每5年下降1億噸，2045年降至56億噸后基本保持穩(wěn)定；2050-2060年（后段），仍具有小幅下降空間，2060年保持在55億噸左右水平。
非化石能源消費占比指標方面，總體呈現前后兩段穩(wěn)定增長，中段加速增長的趨勢，2030年前（前段），考慮目前新能源發(fā)電、電網安全穩(wěn)定運行控制、儲能等方面技術發(fā)展水平尚未取得突破性進展，靈活調節(jié)資源和技術手段仍較為緊缺，無法全面支撐可再生能源高比例接入和大規(guī)模應用，仍需要煤電等傳統發(fā)電機組提供重要的基礎保障作用，而非化石能源以一次電力為主要消費形式，故這一時段非化石能源消費在一次能源消費總量中的占比應保持相對穩(wěn)定的增長速度，避免過快增長對電力系統安全穩(wěn)定帶來的沖擊，以保證能源供應平穩(wěn)過渡，該指標于“十四五”末達到20%，2030年達到25%，滿足國家最新提出的目標要求；2030-2050年（中段），非化石能源加速發(fā)展，在一次能源消費中的占比快速提高，二十年間由25%提高至75%，力爭2050年為2060年實現碳中和創(chuàng)造基礎條件；2050-2060年（后段），仍將在較高水平基礎上保持一定速度的平穩(wěn)增長，2060年達到90%，為碳中和目標實現提供重要支撐。
全社會用電總量指標方面，綜合電氣化等因素，總體保持增長且速度呈現“前高后低”趨勢，在“十四五”和“十五五”期間（前段），分別以4.5%和3.5%年均增速保持穩(wěn)定增長，至2030年達到11.1萬億千瓦時的水平；2030-2050年（中段），年均增長率逐步下降，2045年全社會用電量約為15萬億千瓦時，達到當前水平的2倍，2050年約為16萬億千瓦時；2050-2060年（后段），增速進一步放緩，2050-2055年間年均增速僅為1%，2055年后基本保持穩(wěn)定不再增長。
電力裝機方面，隨著風光等新能源發(fā)電快速發(fā)展，非化石能源發(fā)電在電力裝機總量中的占比持續(xù)提高，“十四五”末將超過50%。風光發(fā)電裝機不斷增加，2025-2030年間，風光裝機總量超過煤電，2030年將達到16.1億千瓦，占裝機總量41.5%；2035年達到24.3億千瓦，超過電力裝機總量的50%，成為裝機主體；2060年達到70.1億千瓦，在電力裝機總量中的占比超過85%。
發(fā)電量方面，2030-2035年間非化石能源年發(fā)電量超過50%，形成非化石能源發(fā)電為主體的電力系統；風光發(fā)電量快速提升是非化石能源發(fā)電量占比提高的主要原因，2030年風光發(fā)電量達到2.3萬億千瓦時，占總發(fā)電量20%；2035-2040年間風光發(fā)電量開始超過煤電，之后煤電進一步加速退役，風光發(fā)電量在總發(fā)電量中占比加速提高，2045-2050年間超過50%，成為發(fā)電主體；2060年風光發(fā)電量11.9萬億千瓦時，占總發(fā)電量69.2%，為構建以新能源為主體的新型電力系統創(chuàng)造必要條件。
針對本文所構建的我國能源電力發(fā)展場景，初步測算能源電力系統年二氧化碳排放指標，可得到以下結論：能源系統和電力系統的年二氧化碳排放均可實現2030年前達峰，2050年和2060年，能源系統年二氧化碳排放分別降低為峰值的28.0%、10.5%，電力系統二氧化碳排放分別降低為峰值的25.4%、1.6%，為實現2060年前碳中和目標奠定基礎。
技術進步是構建新型電力系統的根本動力，圍繞未來電力系統以新能源為主體的發(fā)展需求，筆者綜合考慮新能源開發(fā)、傳統能源轉型兩個角度，從系統安全、低碳減排、綜合能源、靈活性需求等多個方面，提出以下10類關鍵技術：高效低成本電網支持型可再生能源發(fā)電和綜合利用技術；燃煤發(fā)電提高靈活性低碳排放和碳資源利用技術；高可靠性低損耗新型電力電子元器件裝置和系統技術；安全高效低成本長壽命新型儲能技術；清潔高效低成本氫能生產儲運轉化和應用技術；超導輸電和新型綜合輸能技術；新型電力系統規(guī)劃運行調度和仿真控制保護技術；數字化智能化綜合能源電力系統技術；信息物理融合的能源互聯網/物聯網技術；綜合能源電力市場技術。
綜合能源生產單元（IEPU）設想
“雙碳”目標下，我國能源電力系統清潔低碳轉型任務艱巨，如何科學推進傳統煤電升級改造及有序退出、同時促進新能源消納成為能源轉型路徑規(guī)劃和相關戰(zhàn)略制定的重要議題。一方面，由于資源稟賦及行業(yè)發(fā)展歷史等原因，我國仍保有大量燃煤火電機組，且當前大量在役火電廠發(fā)電效率已基本達到瓶頸，單純大規(guī)模推廣碳捕集及封存技術代價昂貴，若采用簡單關停處理方式，又不利于一定時期內能源平穩(wěn)供應過渡，同時涉及國有資產保值增值、就業(yè)等多方面問題，迫切需要有效手段，有序推進存量煤電機組的升級改造，充分發(fā)揮其基礎性保障和調節(jié)作用；另一方面，由于以風光發(fā)電為主的可再生能源具有波動性和間歇性，機組出力不確定性強，抗擾動能力和動態(tài)調節(jié)能力弱，新能源高比例接入將對電力系統安全穩(wěn)定運行帶來巨大挑戰(zhàn)，系統靈活調節(jié)資源的需求顯著提升。為應對上述問題，本文提出一種融合火電機組碳捕集、燃煤機組混燒生物質、可再生能源電解水制氫、甲烷/甲醇合成等技術的設想——綜合能源生產單元（Integrated Energy Production Unit, IEPU），期望能作為火電低碳/無碳轉型路徑方案的一種選擇。
綜合能源生產單元基本結構如圖5所示，其基本工作方式為，白天利用低成本的光伏發(fā)電制取綠氫，夜間利用低谷時段電網供電或既有火電機組發(fā)電，利于電解制氫系統持續(xù)穩(wěn)定工作，產出的氫氣與煤電機組捕集的二氧化碳進一步合成生產甲烷/甲醇等綠色燃料或化工產品。
IEPU可有不同類型的結構方案：IEPU所需的二氧化碳可由火電廠碳捕集，未來也可從空氣中捕集；IEPU可由風光發(fā)電與電解水制氫裝置、水電廠與電解水制氫裝置組成，生產的綠氫與空氣中氮氣耦合制氨；IEPU可由燃氣電廠與風光發(fā)電及電解水制氫、儲氫耦合組成，未來燃氣電廠的燃料將由綠氫提供，成為應對長周期能源不平衡的綠色重要措施。IEPU本身可以是實體的也可以是虛擬的。
IEPU將電解制氫、可再生能源發(fā)電、甲醇/甲烷/氨合成、二氧化碳捕集等設備集成為一體，通過單元內部各子系統協同運行及單元與外部電網的靈活互動，以及多類型能源的生產、存儲和化工合成等過程耦合，具有以下兩個方面的優(yōu)點：
一是以電解制氫裝置作為可控負荷，通過與火電、水電等可調機組聯合運行，在綜合能源生產單元內部各子系統協同優(yōu)化的同時，實現與電網互動，成為具有高靈活性的虛擬能源生產單元，為高比例新能源電力系統提供靈活性支撐，以包含煤電、光伏、電解水制氫制甲醇的方案為例，則其可參與電力系統日調度的出力上限為：煤電機組額定功率+光伏發(fā)電功率-電解水制氫制甲醇裝置出力下限；出力下限為煤電機組最小出力限制-電解水制氫制甲醇裝置出力上限。可見若將該系統整體作為一個虛擬發(fā)電單元，其靈活性調節(jié)范圍較傳統煤電機組顯著提高。
二是通過二氧化碳直接與氫氣合成，生產甲烷、甲醇等便于存儲、運輸的綠色燃料或作為重要化工原料產品，一方面可規(guī)避大規(guī)模二氧化碳捕集后壓縮及封存的高額成本投入，另一方面形成合理可行的產品收益模式，有利于火電企業(yè)推廣應用二氧化碳捕集與利用技術；在促進火電行業(yè)碳減排及轉型發(fā)展的同時，所生產的氫氣本身及與二氧化碳、氮氣合成生成的綠色燃料化工原料產品，也可為能源相關領域化石燃料和原料替代提供一定的來源補充。
為探討IEPU應用潛力和工程推廣性，以合成甲醇為例開展經濟性初步測算，考慮如下設備技術規(guī)范參數：利用設備已折舊完畢的300兆瓦燃煤火電機組改造，碳捕集量約15萬噸，光伏發(fā)電裝機容量為180兆瓦、年運行時間為1300小時，滿足容量為140兆瓦電解槽的用電需求，整個系統可實現年產甲醇約10萬噸。采用當前可預期主要設備運行成本和產品售價的條件下，技術經濟性初步分析結果表明，項目初始投資約10.86億元，在貼現率10%情況下，投資回收期約14年，內部收益率約為13.1%。
可再生能源制氫和各類IEPU的經濟性是制約其發(fā)展的關鍵因素，對此須進一步結合實際工程的各種因素及相關技術進步，進行詳細的經濟性分析；IEPU設想的實現將會促進能源領域不同行業(yè)之間的融合，對此需要體制機制的突破和創(chuàng)新。
本文系《中國電力企業(yè)管理》獨家稿件
作者：周孝信 趙強 張玉瓊
單位：中國電力科學研究院
評論