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电力系统碳排放预测与分析

作者:杜效鹄等 来源:中国能源杂志社 发布时间:2022-09-11 浏览:

中国储能网讯:电力行业是我国碳排放大户,占全行业排放总量近 40%。电力行业的 减排成效直接关系我国“双碳”目标能否实现。本文阐述了我国电力行业发展现状和碳排放水平,预测了未来电力生产与消费总量,提出未来 40 年碳减排总量 30 亿吨的目标。通过对比分析,确定我国电力行业可行的准零排放水平,提出不同场景下的减排路径。对于构建新能源为主体的电力系统,分析了资源开发、系统安全和经济性等面临的制约因素,提出相应的对策措施和建议。

关键词:碳达峰;碳中和;准零排放;新型电力系统;系统安全

一、“双碳”目标必将对中国电力行业产生巨大的影响

全球气候变化日益成为人类生存和发展面临的最为突出的非传统安全威胁。应对气候变化不仅是我国实现社会主义现代化面临的最大挑战,同时也倒逼我国能源转型、选择绿色发展之路。对此,中国将采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值,努力争取 2060 年前实现碳中和。2020 年 10 月 29 日,中国共产党第十九届五次会议通过《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规 划和二〇三五年远景目标的建议》,提出到 2035 年“广泛形成绿色生产生活方式,碳排放达峰后稳中有降,生态环境根本好转,美丽中国建设目标基本实现”。2020 年 12 月 12 日,习近平主席在气候雄心峰会上进一步宣布,到 2030 年,中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65% 以上,非化石能源占一次能源消费比重将达到 25% 左右,风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。中国成为全球主要排放国里首个设定碳中和目标期限的发展中国家, 这也是中国继《巴黎协定》承诺的基础上,在碳排放达峰时间和长期碳中和问题上设立的更高目标。

中国首次提出碳达峰碳中和的目标,引起了国际社会的极大关注。中国能源碳排放量占世界能源碳排放总量的比重为 28.8%。无论对于整个世界还是对于中国自身而言,中国探索到 21 世纪中叶实现“近零碳排放”的战略路径意义重大,对全球实现碳达峰碳中和目标具有至关重要的作用。

电力行业是我国碳排放大户,占能源行业排放总量四成多。因此,电力行业的减排成效关系到我国总减排目标能否实现。我国电力供给是以火电为主体的生产体系。根据国家能源局、国家统计局和中电联发布数据整理,以装机容量计,2021 年全国电力总装机 23.77 亿千瓦,火电装机容量 13 亿千瓦,占到 54.69%;以发电量计, 2021 年全国发电量为 8.11 万亿千瓦时,火力发电约占 64.5%。火电仍然占绝对主导地位。电力行业减排的重要工作是调整以碳基为基础的能源发电形式,减少火力发电量。

可见,电力行业的碳减排任务十分艰巨。随着经济社会的发展,电力需求还将大幅增长。碳达峰不是“冲高峰”,中国电力行业要实现碳中和目标,理论上意味着碳达峰后不仅不能新增碳基电力,而且还需要在目前的基础上减少 50% 以上的火力(以燃煤为主)发电量。电力结构将需要革命性调整。这种调整不仅需要非碳基电力的增量替代与存量替代同时进行,还要保证电力体系的安全稳定,促进经济、社会、环境多目标的协同发展。“双碳”目标必将对中国电力行业未来 40 年的发展带来深刻而巨大的影响。

二、电力行业碳排放现状

经过 10 余年的努力,我国电力结构持续优化,节能效率不断提升,低碳发展取得很大进步。2012 年-2021 年期间,我国总发电量由 4.98 万亿千瓦时增长至 8.11 万亿千瓦时,其中火电发电量占比从 78.6% 下降至 64.5%,可再生能源发电量占比从 15.6% 上升至 30.5%。火电(以煤电 为主)比例不断下降,可再生能源快速增长。根据国家能源局发布的数据显示,2021 年我国可再生能源装机规模突破 10 亿千瓦,风电、光伏发电装机均突破 3 亿千瓦,海上风电装机跃居世界第一。2021 年,我国可再生能源新增装机 1.34 亿千瓦,占全国新增发电装机的 76.1%。其中,水电新增 2349 万千瓦、风电新增 4757 万千瓦、光伏发电新增 5488 万千瓦、生物质发电新增 808 万千瓦,分别占全国新增装机的 13.3%、 27%、31.1% 和 4.6%。2021 年, 全国可再生能源发电量达 2.48 万亿千瓦时,占全社会用电量的 29.8%。其中,水电 13401 亿千瓦时,同比下降 1.1%;风电 6526 亿千瓦时,同比增长 40.5%; 光伏发电 3259 亿千瓦时,同比增长 25.1%;生物质发电 1637 亿千瓦时,同比增长 23.6%。

此外,在过去的 10 年中火电机组容量等级持续向大容量、高参数方向发展,装机容量 6000 千瓦及以上电厂供电标准煤耗从 2010 年的 335 克/千瓦时下降至 2021 年的 302.5 克/千瓦时,提高了利用效率,有效地减少了碳排放。

据全球碳计划 Global Carbon Project(GCP) 估算,2020 年全球范围内二氧化碳排放约为 341 亿吨,受新冠肺炎疫情影响,近 10 年来首次出现 下降。其中我国排放约 100 亿吨,较 2019 年下降 1.7%,仍然是世界碳排放最高的国家。

表1 2012-2021年我国能源发电量与占比 单位:亿千瓦时

数据来源:中国电力企业联合会、国家可再生能源中心、中国核能行业协会。

根据国际能源署 International Energy Agency (IEA)最新发布数据显示,2021 年全球能源相关二氧化碳排放量约为 363 亿吨,达到有史以来的最高水平。世界经济从新冠肺炎危机中强劲反弹,并严重依赖煤炭来推动这一增长。尽管 2021年可再生能源发电创下了有史以来最大的增长,但碳排放因能源需求的复苏、恶劣的天气和能源市场条件而加剧,特别是天然气价格的飙升,导致更多的煤炭燃烧。全球二氧化碳排放量增加超过 20 亿吨,按绝对值计算是历史上最大的,远远抵消了前一年下降。截至目前,暂未有官方权威渠道公布 2021 年度世界各国的碳排放总量,2019-2020 年世界主要国家(地区)碳排放总量见表 2。

表2 2019-2020世界主要国家(地区)碳排放总量

根据对中国碳核算数据库China Emission Accounts and Datasets(CEADs) 分析,2019 年和 2020 年我国电力行业碳排放分别约为 39.35 亿吨和 46.24 亿吨。2020 年单位千瓦时碳排放为 594 克,相比 2005 年的 848 克/千瓦时下降了约 30%,但仍然远高于世界平均水平和美国、欧盟等发达国家(地区)。由此可见,无论是总排放量还是单位千瓦时排放量,我国电力行业减排空间很大。

表 3 2020 年世界主要国家(地区)发电量和碳排放有关指标

数据来源:根据 BP 和中国碳核算数据库整理计算所得。

三、电力行业准零排放目标确定

如前所述,2020 年我国电力行业年碳排放总量约 46.24 亿吨,排放水平约 594 克/千瓦时。如果横向比较,中国电力行业碳排放比全球 487克/千瓦时的平均水平仍然高出了22%。对比全球主要国家,电力生产碳排放量从低到高大致分成五个档次: 1近零排放标准是单位千瓦时碳排放 100 克以下,国家有挪威、瑞典、瑞士、法国等; 2超低排放区间是100 克到 200 克之间,国家有新西兰、加拿大、奥地利、芬兰、丹麦、比利时等; 3低排放是 200 克到 300 克之间,国家有英国、匈牙利、西班牙、葡萄牙、意大利等; 4中排放是 300 克到 500 克之间,国家有德国、荷兰、 智利、美国、捷克、土耳其、墨西哥、以色列等; 5高排放是 500 克以上,国家有日本、韩国、 希腊、爱沙尼亚、中国、印度、波兰、澳大利亚、 南非等。

碳中和国家并不是意味着一吨碳都不排放,只是碳排放和碳汇集之间尽可能达到平衡。电力的低碳化是一个国家碳中和的先决条件。大部分发达国家在 2050 年实现碳中和目标的情境下,电力行业都要基本实现脱碳化(零排放)或者近零排放。比如欧盟 2050 绿色新政实现碳中和的情景下,预计电力行业 80% 以上的装机都将是可再生能源装机,部分国家甚至是 90% 以上。由此,本文通过研究比较全球主要国家电力行业的碳排放标准,提出我国电力行业合理的碳排放水平,确定电力行业的近零排放目标。

(一)碳达峰至碳中和期间,电力生产总量年均增长率为 2.1% ~ 2.3%

电力生产与实际GDP、资本存量和熟练劳动力人口(年龄为14~65)三个变量之间存在自然对数关系。在此,我们采用三变量模型预测电力消费量,然后通过电力生产与消费的对应关系,计算得到电力生产量。

在电力预测中,三个自变量影响最为敏感的是 GDP 的取值。长期的 GDP 准确预测难度很大。对于中国未来经济,本文以 2040 年为界,认为之前可以保持中速增长,采用年均增长率为4%的假定;此后将逐渐减缓,每 10年降 1 个百分点,2050 年增速在 2%,2060 年保持在 1% 左右。对于资本存量,采用永久库存法估计整个经济中每年的实际资本存量。14 岁~65 岁人口采用《2020 年中国人口老龄化市场分析报告》的统计数据并做了一定修正。我国从 2015 年开始,14 岁~65 岁人口数量从 9.96 亿的峰值稳步下降,目前已降到 2010 年 9.8 亿的水平。本文预测从 2020 年,老龄化使得这一年龄段的人口每年减少 200 万,2060 年将下降至 9 亿。80% 受教育程度保持在 12 年左右。熟练劳动人口数量变化有一定减少,但质量变化不大。未考虑全社会产业结构调整对电力消费的影响。

在碳达峰至碳中和期间,电力生产总量是增加的,年均增长率 2.1%~2.3%。2015年至2060 年,全国电力生产总量,以及火电、水电、核电、 风电和太阳能发电量变化趋势如图 1。

图 1 碳中和目标下主要电力发展过程

(二)电力行业排放标准确定

本文对电力行业单位千瓦时碳排放量拟定了三个标准,分别为100克/千瓦时、50克/千瓦时和 10克/千瓦时。图 2 是不同标准下的电力行业碳排放过程预测。

电力行业产生的碳排放量就将直接影响全行业总减碳量目标的实现。因此也会影响中国 2060 年碳中和目标的实现。

图 2 电力行业不同标准下的碳排放过程预测

如果将电力碳排放标准设定为 10克/千瓦时,届时碳排放总量为 1.7 亿吨。这是一个极低的碳排放水平,接近“零碳排放”标准,达到这个标准难度将非常大。我国在 2060 年能源行业要实现碳中和,电力行业低碳发展目标是尽可能降低单位千瓦时碳排放,但对电力行业发展,甚至经济社会安全稳定将是巨大的影响和挑战,因此极端的高限标准并不一定是最优选择。

为实现碳中和目标,把电力行业单位千瓦时碳排放标准确定为50 克更为合理可行。目前挪威、瑞士等国单位千瓦时的碳排放量已经在 50 克以下,虽然国家间电力结构各异,但可以预见达到这个水平是可以实现的。

从 2020 年的 594 克/千瓦时碳排放现状开始,到实现 2060 年 50 克/千瓦时的减排目标,意味着每 10年减少 130 多克,减排幅度也是很大的。不同排放标准下的减排预测见(图 3)。

图 3 不同场景下的减排过程

四、减排路径

电力行业要达到“准零碳排放”标准,碳排放总量要比 2020 年减少 30 亿吨。从发展过程来看, 50克/千瓦时的标准可以促使电力行业在 2027 年左右达峰,峰值排放量达到 42.95 亿吨,如图2。若以 100克/千瓦时的排放标准,碳达峰时间大约在 2037 年,后续的碳中和目标实现压力很大。

火力发电供给量在 2027 年达峰值为 5.82 万亿千瓦时,随后发电量需要逐年下降。无碳发电由增量替代转换为存量替代。非水可再生能源发电量增长最快,未来 40 年的年均增长率为7.5%~8%,常规水电和抽水蓄能发电量也需要快速增长,2040 年之前的年均增长率 3.3%。核电以提供基荷电量为主,本文预计偏谨慎增长。

图4 2060年不同电力种类发电量构成

2060 年,我国电力行业的发电量构成:风电 + 太阳能发电量占总发电量的 75%;水电发电量占比 15%;核电占 3%;火电占 7%。各类生物质发电不足 1%,在此忽略。

如此高比例的新能源发电量,我们预测需要80亿千瓦~90 亿千瓦新能源装机。我国并不缺乏新能源资源。根据国家可再生能源信息管理中心 提供数据显示,我国陆地 50m、70m、100m高度层风能资源技术开发量分别为 20 亿千瓦、26 亿千瓦和 34 亿千瓦,我国近海领域风电资源技术开发量约 1.9 亿千瓦,深海风电资源技术可开发量约为 20 亿千瓦,我国太阳能技术可开发量更是达到 156 亿千瓦,可满足技术可开发的容量要求。

从资源禀赋的角度,新能源替代化石能源在理论上是可行的。但这些低碳资源如何开发出来,又能够安全地被电网消纳,还要以可接受的价格被消费者所接纳,无论中间还是两端都存在不少的制约因素。

五、制约因素与对策

如前所述,电力行业要实现碳中和目标,75%的电量需由新能源发电来提供。未来打造有更强新能源消纳能力的新型电力系统,在资源开发、系统安全、经济性方面还存在以下制约因素。

(一)资源开发制约因素与对策

不同行业的发展规划目标、任务以及措施对新能源开发形成掣肘。例如国土空间规划和土地资源用途管制,一些地方的发展规划设置了太多限制开发的红线,新能源开发可利用的土地资源非常有限;环境规划一方面要求碳减排,另一方面又不让开发。更有甚者认为,只要开发就是破坏环境,环境保护与资源开发在理念上形成了对立。

应进一步开展全国风能、太阳能等新能源资源勘查和评估,确保资源的精准、高效利用,最大程度提高太阳能、光伏、生物质、地热等新能源发电形式的总体发电量,满足未来发电总量的增长需求;形成规模布局集中式多能互补可再生能源发电基地和因地制宜部署分布式生产、消纳电源形式相结合的发展格局;推动新能源发电技术进步,提高新能源资源利用效率和电力经济性,做好关键技术研发与重大工程布局。在发展新能源的同时,优化电化学储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活电源规划,支撑新能源消纳能力持续提升。

(二)系统安全制约因素与对策

高比例新能源接入对电网安全和运行稳定提出了巨大挑战。随着新能源大规模接入,常规电源被大量替代,系统转动惯量和调频、调压能力持续降低,电网发生大范围、宽频带、连锁性故障的风险持续累积。此外,大量分布式新能源接入配电网可能引起系统功率失衡、线路过载、节点电压超限等问题,对供电可靠性带来极大挑战,这说明中国目前的电力系统还没有为可再生能源 大规模接入做好转型准备,更无法适应未来可再生能源装机占比逐年上升的发展趋势。而我国电力系统灵活调节能力目前还存在短板,抽水蓄能电站、燃气发电等灵活调节电源比重仅为6%, 大型水电、附加碳捕集与封存技术的煤电灵活性改造容量效益的保障政策缺失,制约可再生能源发展。

从根本上解决可再生能源发展和电力系统不匹配的问题,要从电源侧、电网侧和用户侧充分挖掘灵活性资源的潜力,以新规划理念引导“源网荷储备”各类灵活性资源的协调发展。

在电源侧,要提高新能源资源富集地区灵活性电源的比重,规划建设调节性能好的大型水电站、抽水蓄能电站和燃气电站;利用现有水电基地,规划建设“水风光储”清洁能源基地;发挥梯级电站群调节性能优势,优化风、光资源的配比,在电源侧打捆电力外送,减小对电网冲击。

在电网侧,可借助人工智能、大数据等新技术,提升电网对新能源发电设备的运行管理能力,建立高精度、高可信度的新能源功率预测系统,为高比例新能源并网优化运行奠定坚实基础。

在用户侧,储能技术能够解决新能源消纳和波动性问题,调节负荷,大大提高电力系统的安全性和稳定性。储能系统可以峰谷套利,参与电网需求侧响应,提供应急备电等多种功能,在工商业储能领域、需求侧响应、分布式光伏优化、充电站扩容、家庭储能等众多用户侧方面有着较大的应用价值。

(三)经济性制约因素与对策

目前,全球已有超过 30 个国家的风电和光伏成本低于化石燃料发电,这只是表象。从系统整体来看,新能源并没有实现真正意义上的“平价”。配套电网建设、调度运行优化、备用服务、容量补偿等辅助性的投资不断增加,整个电力系统成本随之增加,最终将由终端用户买单,传导到全社会。2019 年,德国可再生能源装机占比接近 40%,10 年提高了 24 个百分点,而电价上涨了 30%。近 10 年以来,澳大利亚电力价格指数已飙升 117%,远高于同期 CPI。其中,南澳州电价更是高居全球度电税后价格第三,仅次于丹麦、德国。

我国电价改革 40 多年来已明显低于发达国家的电价,确保了接近发达国家的供电保障能力和电力服务水平。随着“双碳”目标的推进,新能源装机比例的提高,可以预测未来的系统成本必将是上升的。届时降电价的预期与系统成本上涨之间的矛盾会愈发突出。

从电力系统总体发展来看,预计在“十四五” “十五五”期间,新能源“平价”利用面临挑战,但合理控制发展节奏,将有利于缓减新能源利用成本上升。同时也需要通过市场竞争机制,推动全社会共担绿色发展成本。要注重经济效益与社会效益协同,既要算好“经济账”,也要算好“民生账”。一是在考虑新能源辅助投资的基础上,加快技术进步,以降低新能源发电成本的进一步; 二是兼顾公平满足兜底,保障基本公共服务供给,妥善处理电价交叉补贴,确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳;三是向公众普及低碳绿色转型成本,增进社会各方对价格改革的理解支持,形成共同推动实现碳达峰碳中和的全社会合力。

六、结论和展望

我国电力行业碳排放总量居世界首位,碳排放水平也高于世界平均水平。预测中国未来 40 年电力生产与消费总量还将增长。2060 年电力生产 将超过 17 万亿千瓦时,碳排放水平需降低至50克/千瓦时以下,才能实现电力行业的碳中和。

目前,我国是以煤电为主体的电力生产体系,可再生能源电力只占 27%,非水可再生电力占比更是不足10%。未来,将构建以可再生能源为主的新型电力系统,非水可再生电力占比将超过 75%,煤电的发电量占比需要降低至 7%。届时,新能源发电量将达到 13 万亿千瓦时左右,总装机容量超过 80 亿千瓦。

建设超高比例的新能源电力系统,将在资源开发、系统安全和经济供给等方面面临诸多困 难和制约因素。但是,这些困难和制约因素并不是不可逾越的。我们要发挥社会主义集中力量办大事的制度优势,加强顶层设计,制定多行业统一协调的碳中和资源发展规划,促进新能源资源开发。

我国的智慧能源体系也将得到飞速发展。构建新型电力系统必将促进新能源功率高精度预测, 远海风电电力远距离输送,大规模高精度交直流混联电网仿真,自我感知能力的“源网荷储备”多元接入的多级调度协同和广域协调安全稳定控制关键技术,高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术,新型制氢、储氢技术等技术将快速发展。

(本文作者:杜效鹄,王继琳,张 妍)

作者简介  

杜效鹄,男,工学博士,水电水利规划设计总院正高级工程师,主要从事可再生能源规划、自然灾害防治、安全管理和风险评估等方 面的研究工作。

文章来源    

本篇文章发表于《中国能源》杂志2022年第8期。

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