“双碳”目标下我国能源电力系统发展趋势分析：绿电替代与绿氢替代
“双碳”目标下我国能源电力系统发展趋势分析：绿电替代与绿氢替代
在“双碳”目标的引领下，我国能源电力系统正经历深刻转型。中国电力科学研究院周孝信院士团队最新研究指出，绿电替代与绿氢替代将成为实现能源转型的关键路径。本文通过建立中长期能源电力发展估算模型，深入分析了能源消费结构、发电装机及电量结构、碳排放等关键指标的未来演化趋势，并提出了源端综合能源生产单元和终端消费综合能源产消单元的创新构想，为构建新型能源体系提供了重要参考。
研究背景
随着新型电力系统建设进程不断推进，风光等新能源发电占比持续提升，电力电量平衡问题日益凸显、电力安全稳定风险不断加大。在从碳达峰迈向碳中和的中远期阶段，能源电力系统将进一步面临能量季节性不平衡、难减排行业深度脱碳、现有能源基础设施有效改造利用等多重挑战。基于非化石能源电解水制备的绿氢及其相关衍生品既是重要的工业原料，也可作为优质的能源载体，以绿电替代辅以绿氢替代将可能成为应对上述挑战的有效途径。针对双碳目标下，如何以科学合理的演化路径，推动绿电绿氢“双替代”下的能源电力转型，还需要进行更为深入的研究。
论文所解决的问题及意义
本文通过建立计及绿电替代与绿氢替代的中长期能源电力发展估算模型，分析探讨了能源消费结构、发电装机及电量结构、碳排放等我国能源电力系统关键指标的未来演化趋势，研判了各水平年绿电替代与绿氢替代总体规模，为我国构建新型能源体系和建设新型电力系统路径规划提供参考；针对有效实现绿氢生产利用、推动绿电绿氢与现有能源系统协同发展的具体做法，提出源端基地综合能源生产单元和终端消费综合能源产消单元设想，阐述其基本结构、运行方式和功能价值，为促进多类型资源协同优化、支撑实现双碳目标提供方案建议。
论文重点内容
- 能源消费演化趋势
考虑未来非化石能源发电占比不断提升的趋势，传统基于发电煤耗法计算所得的能源消费总量与实际能量消耗值之间将出现较大差异，本文在能源消费计量中，采用电热当量法取代传统发电煤耗法进行非化石能源电力消费折算。基于计及绿电替代和绿氢替代的中长期能源电力发展估算模型，预估我国2020-2060年能源消费总量及结构演化趋势如图1所示。我国能源消费总量将在2025-2030年间达峰，之后进入下降阶段，2050年后趋于稳定。在2030年前的碳达峰阶段，以煤炭为主的化石能源仍占能源消费主导地位；在2030-2050年的加速碱碳阶段，非化石能源消费快速增长，以风光可再生能源发电为主的“绿电”迅速成为能源消费的主体；在2050-2060年的碳中和阶段，绿电消费增速放缓，绿氢、地热、生物质等非电利用快速发展，在能源消费中占比提升约6个百分点，成为在绿电替代困难场景下用能的重要补充方式。到2060年，化石能源占比降至10.7%，基本实现以“绿电为主”、“绿氢为辅”对传统化石能源消费的“双替代”，共同支撑能源电力系统实现碳中和目标。
图1 基于电热当量法的能源消费总量及结构演化趋势
- 电力装机及发电量演化趋势
2020-2060年我国电力系统装机及发电量演化趋势如图2所示。在2030年前的碳达峰阶段，新增发电量的64%与新增发电装机容量的72%均为非化石能源发电。在2030-2050年的加速碱碳阶段，新型电力系统建设将进入从加速转型到成熟发展的关键时期。到2035年，太阳能发电装机容量超过煤电，成为装机容量最大的电源类型，非化石能源发电量占比超过50%，新型电力系统基本建成。到2050年，风光发电成为电量主体，新型电力系统全面建成。在2050-2060年的碳中和阶段，可再生能源发电装机与发电量占比均超过80%。随着波动性可再生能源成为电量主体，电力系统对季节性储能等长时储能需求进一步凸显，灵活性资源需求大幅提升。绿氢发电装机在2050年后迅速提升，到2060年，绿氢发电装机在总装机容量中占比将达到7.1%，但由于其作为储能及备用容量的性质，年发电利用小时数较低，发电量增速平缓，电力系统基本实现绿电为主、绿氢为辅的双替代格局。
（a）发电装机
（b）发电量
图2 双碳目标下2020-2060年电力装机及发电量演化趋势
- 能源电力系统碳排放演化趋势
碳排放作为衡量能源电力系统低碳转型发展进程的核心指标，其变化趋势预估如图3所示。能源系统碳达峰时间预计在2025-2030年之间，电力系统碳排放预计2030年左右达峰，稍晚于能源系统，有助于支撑其他行业电气化带来的用电需求增长，同时为传统火电发展保留一定空间，更好地发挥煤电/气电支撑性、调节性作用，保障新能源安全有序替代，避免相关基础设施过早退役带来的能源保供风险及经济损失。绿氢替代将为电力系统进入加速减排期后的深度减排提供可行选择，其减排效果在2050年后的碳中和阶段尤为明显。考虑绿氢替代化石能源发电情况下，2060年电力系统年CO2排放量可较未替代场景减少70%，2050-2060年十年间绿氢替代发电累计碳减排量约30亿吨。
图3 能源电力系统碳排放演化趋势
- 考虑绿电绿氢替代的多能互补综合能源发展模式设想
为促进可再生能源消纳利用、支撑能量供需长周期平衡、提升电力系统灵活性与韧性，同时推动在役传统煤电机组升级改造与低碳利用，提出在煤电基地和可再生能源基地等源端基地建设综合能源生产单元(integrated energy production unit，IEPU)的构想。IEPU典型结构如图4所示，一般包括燃煤电厂(或混燃生物质)、可再生能源发电、CO2捕集分离系统、电解水制氢装置、甲烷/甲醇/氨等化工合成装置、燃气轮机发电机等设备，在可再生能源大发时段利用低成本绿电为电解槽及其他负荷提供动力，其余时段利用具有生物质混燃功能的煤电机组或水电、风电等其他可再生能源发电以及低谷时段网电，保持电解水制氢系统连续稳定运行，氢气可与从燃煤电厂捕集的CO2合成生产甲烷、甲醇及其他绿色燃料/原料，或储存后在用电高峰期时通过燃气轮机发电，为新型电力系统提供灵活性资源，同时最大程度利用既有煤电资源，充分发挥其基础性保障和调节作用。
图4 源端基地综合能源生产单元示意图(典型结构之一)
为应对终端电气化水平不断提升、风光等分布式能源规模不断扩大、新型负荷不断涌现等新挑战，探索受端综合能源电力系统发展模式，提出综合能源产消单元(integrated energy production and consumption unit，IECU)的构想。IECU典型结构如图5所示，一般包括分布式电源、分布式储能、高效电热冷多联产系统、电动汽车充放电系统、建筑能源系统等多种能源电力生产消费基础设施，就地实现电/热/气/冷等多维能源形式的协同耦合与优化配置，在此基础上，在终端消费侧形成多个能源产供销一体化单元相互柔性连接的组合结构，建设结构合理、安全可靠的配用电网络，大幅提高灾害情况下用能用电的快速恢复和保障能力，提升系统韧性、灵活性、经济性水平。
图5 终端消费综合能源产消单元示意图(典型结构之一)
结论与展望
未来以绿电为主、绿氢为辅对传统化石能源的“双替代”，有助于大幅降低能源电力系统碳排放量，作为实现双碳目标的关键措施，将在新型能源体系和新型电力系统建设中发挥决定性作用。为构建未来绿电绿氢替代下的多能互补综合能源系统，本文提出的源端综合能源生产单元设想既能以其高灵活调节能力支撑高比例可再生能源电力系统稳定运行，又可生产绿氢及其衍生的甲烷/甲醇/氨等便于运输储存的绿色燃料，适合为新能源基地提供长时储能等灵活性调节资源、为工业交通等领域提供绿色替代燃料/原料，并期望为燃煤发电转型提供可行的路径方案；终端综合能源产消单元则既是负责内部分布式能源电力生产和消费自治管理的智慧能源电力网络，也可作为提供灵活性资源、减轻大电网灵活性需求压力、增强系统韧性、参与电网调度和电力市场的基本单元。在绿电替代与绿氢替代背景下，通过IEPU和IECU的广泛建设，有助于推动从传统以“西电东送”为核心的纯电力传输系统向未来“西能东输”绿色能源电力传输系统的转变，实现多能互补与资源优化配置。