本文针对电力系统近中期和远期的低碳发展问题，差异化地构建了电力低碳发展量化分析模型和新能源多元化利用方式的全链条技术经济评价模型，并提出了依靠电力系统自身、电-氢协同、电-氢-碳协同消纳高比例新能源三种远期电力系统低碳转型路径。经过研究发现：“十四五”期间，新能源将呈“倍增”式发展，电力低碳转型进程提速；“十五五”期间，电源结构进一步优化，电力系统碳排放达峰后稳中有降。远期来看，随着氢能和CCUS技术成熟度的提升和规模效应逐渐显现，电-氢协同、电-氢-碳协同路径将逐步具备经济竞争力，未来电力系统低碳化转型将呈现多种路径融合发展态势。
（来源：中国电力 ID：ELECTRIC-POWER）
中国电力系统低碳发展分析模型构建与转型路径比较
引用本文
张运洲, 张宁, 代红才, 等. 中国电力系统低碳发展分析模型构建与转型路径比较[J]. 中国电力, 2021, 54(3): 1-11.
ZHANG Yunzhou, ZHANG Ning, DAI Hongcai, et al. Model construction and pathways of low-carbon transition of china's power system[J]. Electric Power, 2021, 54(3): 1-11.
1.研究背景
中国提出的碳达峰目标和碳中和愿景，对能源电力碳减排提出了更高要求，电力系统的清洁低碳化转型路径亟待探索。为此，本文立足于能源及电力行业在碳减排中的重要作用，针对电力近中期低碳发展形势，构建考虑碳排放外部成本的规划模型，并开展量化展望分析；针对远期低碳发展情景，提出电-氢协同路径和电-氢-碳协同路径，构建适用于新能源多元化利用方式的全链条技术经济评价模型，对氢气、甲醇等终端产品的经济竞争力进行评估。
2.论文所解决的问题及意义
本文首先从能源电力领域的碳排放现状出发，明确了能源电力在碳减排中的定位。其次， 差异化地构建了适用于近中期的电力低碳发展源网荷储协调规划模型、适用于远期的新能源多元化利用方式全链条技术经济评价模型。在此基础上，对近中期电力低碳化发展进行了量化分析，对远期电力低碳化转型提出了依靠电力系统自身、电-氢协同以及电-氢-碳协同助力新能源消纳3种路径，并展开优劣势分析，为我国电力低碳化转型路径提供重要参考。
3.论文重点内容
3.1 模型方法
为有效开展未来不同阶段电力系统低碳化转型研判，采用差异化的建模思路。对于近中期，采用电力系统源-网-荷-储整体优化规划模型进行分析。以电力系统总成本净现值最低为目标，以目标函数外部成本内部化和约束性指标方式处理低碳目标，计及电力电量平衡与系统灵活性等各类约束条件，求解满足未来电力需求的各阶段各区域的煤电、气电、核电、水电、陆上风电、海上风电、光伏发电、光热发电、生物质能发电等各种电源与跨区输电通道、需求响应、能效电厂与储能等电力系统各组成元素的优化发展规模。
对于远期，新能源多元化利用方式将实现技术突破。为了解决多元化利用场景下环节考虑不全面的问题，本文提出了计及新能源发电、电力系统的灵活调节与安全稳定运行、多能耦合转换、存储运输与终端利用等环节的全链条技术经济评价模型，有助于理清各环节之间的协同关系，为中远期电力系统低碳化发展路径的技术经济性评估与比选提供量化分析工具。该模型的重点构成部分是低碳电力的平准化度电成本LCOLE（levelized cost of low-carbon electricity）计算模型和P2X终端产品的平准化成本LCOPP（levelized cost of P2X product）计算模型。
3.2 电力近中期低碳发展的量化分析
近中期中国新能源呈“倍增”式发展，各类电源之间呈现多元化发展态势。“十四五”期间，新能源规模快速提升，年均增长1.0亿~1.2亿kW。2025年，新能源装机规模达到11亿kW左右，占比35%左右。在“十五五”初期，煤电装机规模达到峰值，为12亿~13亿kW；新能源装机规模进一步提升，2030年装机容量达到17亿kW左右，占比达到约44%。
电力系统碳排放达峰后稳中有降。从总量来看，有望在2025年或稍后达峰，峰值控制在45亿t以内，2035年降至34亿t左右。从碳排放强度来看，未来中国度电二氧化碳排放持续下降，2025年下降至约460 g/(kW·h)，2035年降至280 g/(kW·h)左右。
3.3 电力远期低碳发展的路径探讨
随着新能源装机规模的扩大，其出力波动范围和波动速率也将迅速增大，电力系统的灵活调节能力与安全稳定运行将成为制约新能源大规模发展的关键因素。围绕高比例新能源消纳问题，提出以下3种路径探讨未来电力低碳发展情景。
常规路径下，新能源主要通过转化为电力进行利用。为了提升系统对新能源的消纳能力，在电源侧激发多元电源的协同调节潜能；在电网侧广泛部署有功、无功补偿装置，提升系统电压和频率的稳定性，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；在储能侧扩大储能装机规模并引导其参与系统调节。
在电-氢协同路径下，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。随着电制氢技术的成熟以及规模化生产的实现，“绿氢”的经济性逐步增强，2060年成本下降至约7.2元/kg，预计2030—2040年时期绿氢的热当量成本有望与油气大致相当。
电-氢-碳协同路径下，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，一方面为系统保留了转动惯量，另一方面，CCUS捕获的二氧化碳可与绿氢反应制取甲烷或甲醇，可以在终端替代进口油气，大幅降低中国能源对外依存度。从经济性的角度来看，预计2030年前后中国加装CCUS的度电增量成本在0.2元/(kW·h)左右，基本与新能源并网的度电系统成本持平。
总体来看，3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。电力系统不断提升自身对高比例新能源的消纳能力，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。
4.研究结论
本文针对电力系统近中期和远期的低碳发展问题，差异化地构建了电力低碳发展量化分析模型和新能源多元化利用方式的全链条技术经济评价模型，并提出了依靠电力系统自身、电-氢协同、电-氢-碳协同消纳高比例新能源三种远期电力系统低碳转型路径。经过研究发现：“十四五”期间，新能源将呈“倍增”式发展，电力低碳转型进程提速；“十五五”期间，电源结构进一步优化，电力系统碳排放达峰后稳中有降。远期来看，随着氢能和CCUS技术成熟度的提升和规模效应逐渐显现，电-氢协同、电-氢-碳协同路径将逐步具备经济竞争力，未来电力系统低碳化转型将呈现多种路径融合发展态势。
作者介绍
第一作者：张运洲（1962—），男，高级工程师（教授级），从事电力系统规划与管理、能源互联网、综合能源研究，
E-mail：zhangyunzhou@sgeri.sgcc.com.cn；
第二作者：张宁（1989—），男，博士，高级工程师，从事能源电力规划、能源互联网、综合能源研究，
E-mail：zhangning@sgeri.sgcc.com.cn；
第三作者：代红才（1977—），男，高级工程师，从事能源电力战略规划、能源互联网、综合能源研究，
E-mail：daihongcai@sgeri.sgcc.com.cn；
第四作者：张丝钰（1993—），女，通信作者，博士，从事能源电力规划、综合能源研究，
E-mail：zhangsiyu@sgeri.sgcc.com.cn；
第五作者：吴潇雨（1991—），男，博士，从事能源互联网、综合能源系统研究，
E-mail：wuxiaoyu@sgeri.sgcc.com.cn；
第六作者：薛美美（1991—），女，博士，从事能源电力系统建模、能源转型等研究，
E-mail：xuemeimei@sgeri.sgcc.com.cn。
团队介绍
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