我国稍早前提出了“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”的目标，为我国应对气候变化、加快能源转型提供了方向指引。
目前，我国能源领域是二氧化碳排放的主体，约占总排放量的85%，能源系统对实现碳排放目标起决定性作用，未来能源碳排放应及早达峰，且尽可能控制峰值，为非能源二氧化碳排放、非二氧化碳温室气体排放争取更多空间。在能源碳排放中，电力系统排放约占四成，未来电力将扮演越来越重要的角色，应通过电能替代方式减少终端用能部门的直接碳排放，并以自身加速减排推动能源碳排放大幅降低。
电力系统碳排放有望在2025年后达峰
电力系统在能源低碳发展中承担着越来越重要的作用，考虑到经济社会发展的电力需求和各类电源的发展约束，以在2030年前尽早实现碳排放达峰为目标，对近中期电力低碳发展进行量化分析。“十四五”和“十五五”期间电力系统将呈现如下低碳发展态势：
一是新能源装机规模将快速提升。“十四五”期间，新能源将实现“倍增”式发展，按年均增长1.2亿千瓦规划，其中风电4500万千瓦，光伏7500万千瓦。2025年新能源装机量将达到约11亿千瓦，较2020年提高一倍以上，新能源装机占比约35%。在“十五五”期间，新能源规模将进一步提升，2030年风电、太阳能发电装机容量将分别达到约8.1亿千瓦、9.3亿千瓦，在电源装机容量中占比达到约44%。新能源发电量占比显著提升。2025年，新能源发电占比约18%，提升9个百分点。2030年，新能源发电量达到约3.2万亿千瓦时，占比约为28%。
二是各类电源将呈现多元化发展态势。“十四五”期间煤电装机容量仍有小幅增长空间，2025年前后达峰，峰值约为12亿-13亿千瓦。煤电装机容量虽将呈现先升后降趋势，但未来较长一段时期内，我国约9亿千瓦高参数大容量低排放煤电机组仍将在电力系统中发挥重要作用。同时，气电、核电、水电稳步发展，2025年装机容量或将分别达到约1.2亿千瓦、0.9亿千瓦、3.9亿千瓦。2025年全国电源装机总规模达到约30亿千瓦。
三是电力碳排放将达峰并保持稳中有降态势。“十四五”期间电力碳排放总量增速放缓，2025年碳排放量达到约44亿吨，并有望在稍后达峰，峰值控制在45亿吨以内，此后稳中有降。度电排放强度显著下降，2025年降至约460g/kWh，较当前水平下降约120g/kWh。非化石能源特别是新能源装机占比持续提升，是电力碳减排的主要贡献因素。
电力系统低碳转型的关键在于消纳高比例新能源
远期来看，低碳电力系统的发展更加有赖于技术创新突破，面临更多不确定性。因此，应通过设置不同路径，探讨未来电力低碳发展情景。新能源大规模发展是实现碳中和愿景的必然要求，电力系统低碳转型的关键在于高比例新能源的消纳利用。围绕解决高比例新能源消纳的不同技术路线，设置以下三种路径：路径一主要依靠电力系统自身实现高比例新能源消纳利用；路径二是通过大规模发展电制氢，跟踪新能源波动性出力，助力新能源利用；路径三是基于绿氢和煤电CCUS产生的二氧化碳制取甲烷、甲醇，实现电-氢-碳协同发展。
路径一——依靠电力系统自身消纳利用高比例新能源
新能源主要通过转化为电力进行利用，提升电力系统自身的新能源消纳利用能力是未来能源电力低碳发展的基本要求和关键所在。该路径下，需要电力系统源、网、荷、储各环节全面发力，持续优化电源结构，加强互联电网建设，挖掘需求响应资源，推动新型储能快速发展，增强系统对新能源的消纳利用能力。但随着新能源渗透率大幅提高，电力系统的灵活调节能力和安全稳定运行将面临更大考验，新能源发展规模可能受限。
由于新能源发电出力存在高度波动性和不确定性，随着装机规模逐步扩大，其出力波动范围和波动速率也将日益增大。因此，亟需多措并举提升系统灵活调节能力。在电源侧激发多元电源的协同调节潜能，在电网侧实现更加灵活优化的运行方式，在负荷侧推动需求响应常态化，在储能侧引导各类储能资源参与系统调节。
此外，新能源大量接入导致系统转动惯量降低，频率问题逐渐凸显，动态无功支撑能力降低，易诱发机理复杂的宽频震荡，当发生大规模脱网时将以潮流转移等形式引发级联故障，扩大停电范围，引发恶性循环。因此，亟需加强“双高”（高比例新能源、高度电力电子化）电力系统的运行机理和稳定特性研究，对多类型电力电子装备精准建模，进行系统动态仿真，通过广泛部署同步调相机等设施提高电压支撑能力，持续完善“三道防线”。
路径二——以电-氢协同助力新能源消纳利用
利用清洁能源发电制氢被称为绿氢，是未来氢能发展的重要方向。电制氢设备能够容许较大程度的输入电力波动，大规模制氢是平抑新能源出力波动的有效途径。该路径下，可充分发挥制氢负荷的灵活性，通过离网、并网等方式大规模部署电制氢设施，在源侧和网侧实时跟踪新能源发电波动性出力，有效解决高比例新能源下电力系统的灵活调节问题。
从氢能制取-储运-终端利用环节来看，碱性电解水和质子交换膜电解水能接受波动性电源输入，适合作为消纳新能源的主要电制氢技术。储运是制约氢能大规模发展的关键因素。气态储运效率低，液体储运成本高，安全、经济的储运技术有待突破。目前国内储氢罐关键材料依赖进口，低温液氢技术、储氢材料技术与国外先进水平存在较大差距，产业化相距甚远。在氢能的终端利用方面，氢能在重卡等终端消费细分市场具有一定应用前景，可作为电能的重要补充，预计2050年氢能在我国终端能源消费中占比有望达到10%左右。
从经济性来看，现阶段氢气的终端应用领域和经济竞争力相对不高，但随着电制氢技术的成熟、新能源发电成本持续降低以及氢气储运瓶颈的突破，电制氢将实现规模化生产，“绿氢”全链条经济性将逐步增强。预计2030年之后绿氢的热当量成本有望与油气大致相当。同时，从电力系统调节角度看，未来电制氢装置的初始投资与储能大致相当，同时可产生氢、氧等产品，收益方式更加多元，建设电制氢装置将是提供系统灵活性的一种可能路径。
路径三——以电-氢-碳协同实现全链条优化
在发挥电制氢灵活调节性能的基础上，通过在煤电机组加装CCUS，为系统保留转动惯量的同时可捕捉二氧化碳，与绿氢广泛结合大规模制取甲烷或甲醇，在终端替代进口油气。从全环节来看，该路径不仅可以有效支撑大规模新能源消纳利用、促进煤电资产的高效低碳延寿使用，还可以大幅降低我国能源对外依存度、提升国家能源安全，综合效益显著。
相较于氢气，甲烷和甲醇更易存储和运输。从储存来看，甲烷的液化温度高于氢气，液化成本较低；甲醇无需液化。从运输来看，氢气管道造价较高，且甲烷可注入天然气管道；甲醇可通过汽运方式运输。从安全性来看，相较于氢气，甲烷的扩散系数更低、点火能量更高，更加安全；甲醇作为液体，不易扩散，安全性高。未来，随着新能源度电成本的下降，甲烷和甲醇在终端利用的经济性将逐步显现，可作为动力替代进口油气。初步测算表明，当新能源度电成本降至0.1元/kWh左右时，制取的甲醇相比传统油气具有价格竞争力。
同时，制取甲烷或甲醇为火电厂CCUS捕集的二氧化碳提供了应用场景，是发展循环碳经济的可行方式。我国未来仍将存在大量高参数大容量低排放煤电机组，如何利用好现有的高效率煤电机组是未来我国电力低碳发展亟待回答的重大问题。煤电加装CCUS在实现净零排放的同时，保留了系统转动惯量，有助于保障电力系统安全稳定运行，是符合我国国情的战略性选择。从经济性来看，预计2030年前后我国加装CCUS的度电增量成本和新能源并网的度电系统成本大致相当，都在0.2元/kWh左右，加装CCUS相较于发展新能源替代煤电并不会明显推高系统成本。随着第二代CCUS技术的逐步成熟，2050年CCUS技术的成本有望进一步下降至100元/吨左右，煤电加装CCUS的度电增量成本有望下降至约0.1元/kWh，经济竞争力更加明显。
总体来看，以上三种路径各有千秋，未来电力系统低碳发展应当是多种路径融合发展的结果。电力系统需要不断提升自身对高比例新能源的消纳利用能力，同时充分发挥电制氢的调节作用，并积极探索电制甲醇等P2X技术路线，共同支撑新能源的大规模发展。
展望未来，我国电力低碳化发展路径将大致经历以下三个阶段：近期，以电力系统支撑新能源消纳利用为主；中期，仅依靠电力系统消纳高比例新能源难度日益增大，需探索电、氢、碳多元耦合发展方式；远期，多元化路径并存，要多措并举支撑大规模新能源消纳利用，助力循环碳经济发展。
文章来源：中国能源报
