周孝信

 

在一系列國家戰略規劃指導下，我國未來能源電力系統的發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。本文從新型電力系統主要特征和核心指標出發，構建“雙碳”目標下我國能源電力系統發展情景，分析我國能源電力轉型實現路徑和關鍵技術需求，提出綜合能源生產單元設想，為能源轉型路徑規劃及戰略制定提供一定的參考。

 

一、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：高比例可再生能源廣泛接入、高比例電力電子裝備大規模應用、多能互補綜合能源利用、數字化智能化智慧能源發展、清潔高效低碳零碳轉型。

 

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，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、非化石能源發電量在發電量中比重、電能在終端能源消費中比重、系統總體能源利用效率、能源電力系統碳排放總量。

 

二、“雙碳”目標下我國能源電力系統發展情景分析

 

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，預估“雙碳”目標下能源電力總體發展需求：一次能源消費總量指標方面，2020~2030年（前段），考慮經濟社會發展水平的剛性增長需求，仍將保持每5年4億~5億噸標準煤的增長速度，至“十四五”末達到55億噸標準煤左右，2030年左右達到峰值59億噸標準煤，此后呈現下降趨勢；2030~2050年（中段），前15年間每5年下降1億噸標準煤，2045年降至56億噸標準煤后基本保持穩定；2050~2060年（后段），仍具有小幅下降空間，2060年保持在55億噸標準煤左右水平。

 

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），考慮目前新能源發電、電網安全穩定運行控制、儲能等方面技術發展水平尚未取得突破性進展，靈活調節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模應用，仍需要煤電等傳統發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定的增長速度，避免過快增長對電力系統安全穩定帶來的沖擊，以保證能源供應平穩過渡。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，2050年全社會用電量為當前水平的2倍，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年后基本保持穩定不再增長。

 

基于上述能源電力發展需求，預估2020~2060年我國電力裝機及發電結構，由此得到風光發電量、煤電發電量、非化石能源發電量占比等關鍵參數演化趨勢。

 

電力裝機方面，隨著風光等新能源發電快速發展，非化石能源發電在電力裝機總量中的占比持續提高，“十四五”末將超過50%。新能源發電裝機不斷增加，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%。

 

發電量方面，2030~2035年間非化石能源年發電量超過50%，形成非化石能源發電為主體的電力系統；風光發電量快速提升是非化石能源發電量占比提高的主要原因，2030年風光發電量達到2.3萬億千瓦時，占總發電量20%；2035~2040年間風光發電量開始超過煤電，之后煤電進一步加速退役，風光發電量在總發電量中占比加速提高，2045~2050年間超過50%，成為發電主體；2060年風光發電量11.9萬億千瓦時，占總發電量69.2%，為構建以新能源為主體的新型電力系統創造必要條件。

 

針對上述我國能源電力發展場景，初步測算能源電力系統年碳排放指標，可得到以下結論：能源系統和電力系統的年碳排放均可實現2030年前達峰，2050年和2060年，能源系統年碳排放分別降低為峰值的28.0%、10.5%，電力系統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。

 

三、我國能源電力轉型實現路徑和關鍵技術

 

為推動我國能源電力轉型、落實“兩個構建”，需考慮5個方面實現路徑。一是大力開發利用可再生能源，發展核能、生物質能、地熱能等非化石能源綜合利用，在電力系統中形成以非化石能源為主的電源結構，是實現能源轉型的關鍵；二是積極推動煤電靈活性改造，為高比例可再生能源電力系統運行提供緊急備用和靈活調節能力，探索煤電碳資源綜合利用，助力煤電實現低碳無碳轉型；三是持續推進終端用能的電氣化，實現以電為中心的多能互補用能結構，大幅提高電能在終端能源消費中比重，提高能源綜合利用效率；四是加強電力電子和儲能等關鍵技術創新，通過數字化轉型，推動新一代輸配電網和能源互聯網建設，促進高比例可再生能源電力消納，確保電力系統安全穩定運行；五是完善能源轉型各項政策，堅持市場化改革方向，加快完善推動綠色電力、碳交易市場建設，助力國家應對氣候變化碳中和目標的實現。

 

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展需求，綜合考慮新能源開發、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類關鍵技術需求：1.高效低成本電網支持型可再生能源發電和綜合利用技術；2.燃煤發電提高靈活性低碳排放和碳資源利用技術；3.高可靠性低損耗新型電力電子元器件裝置和系統技術；4.安全高效低成本長壽命新型儲能技術；5.清潔高效低成本氫能生產儲運轉化和應用技術；6.超導輸電和新型綜合輸能技術；7.新型電力系統規劃運行調度和仿真控制保護技術；8.數字化智能化綜合能源電力系統技術；9.信息物理融合的能源互聯網/物聯網技術；10.綜合能源電力市場技術。

 

四、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劃和相關戰略制定的重要議題。我們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（以下簡稱“IEPU”），期望能作為火電低碳/無碳轉型路徑方案的一種選擇。

 

IEPU基本結構如圖1所示，其基本工作方式為：白天利用低成本的光伏發電制取綠氫，夜間利用低谷時段電網供電或火電機組發電，利于電解制氫系統持續穩定工作，產出的氫氣與煤電機組捕集的碳進一步合成生產甲烷/甲醇等綠色燃料或化工產品。

 

與此同時，IEPU也可有不同類型的結構方案：IEPU所需的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、可再生能源發電、甲醇/甲烷/氨合成、二氧化碳捕集等設備集成為一體，具有以下兩個方面的優點：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，在單元內部各子系統協同優化的同時，實現與電網互動，成為具有高靈活性的虛擬發電單元，為高比例新能源電力系統應對長周期能源供需不平衡提供靈活性支撐；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，一方面可規避大規模二氧化碳捕集后壓縮及封存的高額成本投入，另一方面借助合理可行的產品收益模式，有利于火電企業推廣應用二氧化碳捕集與利用技術，在促進火電行業碳減排及轉型發展的同時，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。

 

綜合能源生產單元解決方案與數字化智能化技術相結合，可構成未來能源供應側的智慧型基本單元，與預想的能源消費側智慧型基本單元一起，組成未來新型電力系統能源生產消費的基礎單元結構，可能對電網的儲能需求、靈活性供應及調控模式產生重要影響。該發展模式的實現將會促進能源領域不同行業之間的融合，對此需要體制機制的突破和創新。（作者系中國科學院院士）