中國儲能網訊：2060年前實現(xiàn)碳中和的目標為我國能源轉型提出了明確的方向，相關研究表明，2060年前實現(xiàn)碳中和，需要到2050年左右實現(xiàn)能源系統(tǒng)的近零排放。實現(xiàn)該路徑的技術選擇包括大規(guī)模的可再生能源、核電的使用，以及化石能源使用的CCS技術（碳捕集與封存）。不同的研究對這些技術的前景給予了不同的判斷，也提出了各不相同的產業(yè)技術選擇。主流的研究成果包括高比例可再生能源，以及CCS技術應用的情景。截至目前，各方研究對實現(xiàn)近零排放時能源供應的安全性，特別是高度安全性的討論還不多，本文將就這一議題進行分析，討論在能源供應高安全度前提下的能源供應體系，以進一步明確實現(xiàn)我國碳中和目標下能源系統(tǒng)再構建的方向。
能源是我國經濟社會發(fā)展的命脈產業(yè)，各行各業(yè)的高質量發(fā)展都離不開能源安全供應的保障。我國社會經濟的快速發(fā)展，也給能源供應帶來了相應的挑戰(zhàn)，能源供應的安全性要求也隨著能源消費模式的變化而不斷改變。長久以來，我國電力需求快速增長，到2019年我國電力供應可靠性已達到99.96%，電力的高可靠性供應，為我國社會經濟平穩(wěn)運行打下了良好基礎。2020年8月，習近平總書記表揚了能源行業(yè)，指出在出現(xiàn)嚴重疫情和水災的情況下，我國的糧食和能源行業(yè)沒有出現(xiàn)問題，有力地支持了我國抗疫和抗洪行動。但是，能源安全供應也出現(xiàn)了越來越多的挑戰(zhàn)，近期出現(xiàn)了冬季極端天氣條件下，天然氣供應緊張的狀況。以及美國得州的意外停電，已經波及公眾生命安全，給我國能源供應安全敲響了警鐘。
展望2050年，高比例非化石能源電力接入電網的情況下，會使電網供應的可靠性出現(xiàn)不確定的風險。我們需要高度認識未來能源供應高可靠性的必然趨勢，因此，需從目前就開始著手高可靠性能源供應系統(tǒng)的構建，不要再走彎路。
2050年的能源供應，主要的特征是非化石能源占比超過70%，非化石能源的應用，主要在于電力系統(tǒng)中。由此可將未來的零碳電力發(fā)展模式劃分為兩類，一是采用高比例可再生能源，到2050年發(fā)電占比超過80%；二是平衡情景，即可再生能源發(fā)電占比50%，其中水電占10%左右，風光占40%左右，核電、生物質能發(fā)電、天然氣發(fā)電，以及煤電占比共50%左右。
根據(jù)近期針對國內高比例可再生能源可行性的研究，我國有條件在2050年實現(xiàn)高比例可再生能源供應，并且實現(xiàn)較高的供電可靠性。但一方面，這些研究基本依賴于歷史上的氣候條件為依據(jù)來展望2050年時的氣候條件，并沒有考慮極端氣候，以及氣候變化所帶來的不確定的可能性。此類研究考慮的是，一切在正常情況下的格局。如果要達到高可靠性，高比例可再生能源情景下的系統(tǒng)成本會很高。這體現(xiàn)在首先，需要布局大規(guī)模的區(qū)域間大通道輸電系統(tǒng)，未來特高壓輸電需要建設高于10億千瓦、單條超過1000千米的輸電線路，以及其他各級電網，這需要約4萬億元的投入，以及10億千瓦以上特高壓輸電線路作為備用線路。輸電成本會導致受電端即使在輸電端可再生能源價格明顯下降的情況下仍然無法降低電價。同時由于抽水蓄能無法支撐如此大規(guī)模的可再生能源裝機，需要高度依賴化學儲能系統(tǒng)，特別是在消費端出現(xiàn)電力化后明顯加大的負荷曲線峰谷差的情況下，這又是一筆可觀的投資。
另外一種情景則給與電力系統(tǒng)中核電、化石能源相對高一些的比例。如在能源所IPAC模型組的情景中，到2050年我國電力需求為15.4萬億千瓦時，其中太陽能、風電發(fā)電占比41.6%，水電占比11.1%，核電占比28.6%，生物質能占比8.3%（見圖1）。煤電和天然氣發(fā)電占比10.5%，均采用CCS技術。相比其他研究機構的情景，IPAC模型組給予了核電很大比重，2050年達到裝機5.6億千瓦，其中3.9億千瓦為目前已經有預留的核電廠的三代為主的機組，另外1.7億千瓦為四代核電機組，以小型堆智能堆為主。在這樣的系統(tǒng)下，核電可以作為保障電源，年發(fā)電利用小時超過7000小時，以及在水電等相對穩(wěn)定的電源共同支撐下，可以促使在大規(guī)模建設備用電網的情況下，電力價格的下降。
在這個情景中，電源分布相對比較均勻，可以提供高可靠性的電力供應，實現(xiàn)99.99%以上的供電可靠性。
同時這個情景中，可以更好地實現(xiàn)煤電的和諧轉型。煤電在實現(xiàn)30年的技術壽命，甚至延期到35年的技術壽命后，可以停止發(fā)電，一部分仍然可以繼續(xù)保留設備作為應急使用。這樣的話，在2035年前，煤電可以成為風電和光伏快速發(fā)展下的保障機組，逐漸進入調峰角色，發(fā)電利用小時數(shù)從目前的的4300小時，逐漸下降到2035年后的300小時以下（見圖2）。為了能夠保持燃煤機組的合理盈利，需要支付給煤電機組調峰電價（見圖3），采用從其他種類的發(fā)電機組征收煤電附加費的方法來進行資金平衡。
由于未來光伏、風電、核電等都有發(fā)電成本下降的潛力，其中隨著技術進步，資源好的地區(qū)的光伏發(fā)電成本可以下降到0.1元/千瓦時以下，風電可以下降到0.15元/千瓦時以下，核電可以下降到0.3元/千瓦時以下，因而，隨著這些發(fā)電方式逐漸成為發(fā)電主力，總體電價水平也會呈下降趨勢。
在實現(xiàn)碳中和的情景下，終端部門電力化是一個重要的技術選擇，也會使消費側負荷的變化更加劇烈。如北京電網2050年的一個典型夏季日負荷曲線會在中午達到3800萬千瓦（目前2300萬千瓦），傍晚會達到4200萬千瓦。冬季典型日負荷會在傍晚達到4400萬千瓦。而在傍晚又是光伏和風電出力小的時候，需要大量儲能以及其他發(fā)電方式的出力來支持供應。
在未來的電網運行中，風電、太陽能發(fā)電是供電主力，在消費端日負荷曲線出現(xiàn)明顯變化的情況下，需要從目前就開始按照這樣的格局，針對高可靠性供電的要求再構建電網，分析不同的電源技術和布局方式，采用抽水蓄能、電池儲能、特高壓輸電、智能電網、需求側管理等多種方式來實現(xiàn)電力供應的高可靠性。
同時也需要認識到，未來零碳電力的供應也會對我國的產業(yè)布局產生明顯的影響，鋼鐵、合成氨、乙烯、苯、PX、甲醇等行業(yè)由于減碳的要求，會轉向利用綠氫作為還原劑和原料，導致這些行業(yè)生產會普遍轉移到電價便宜的零碳電力區(qū)域，如西北、西南、東北等區(qū)域，特別是光伏富集地區(qū)，其下游產業(yè)也會進行相應的轉移。如果這種產業(yè)轉移大規(guī)模出現(xiàn)，就會給電力區(qū)域供需格局帶來變化，電源和電網的布局也應提前進行相應的規(guī)劃。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年03期，作者系中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員
