未来中国碳中和电力系统分区展望


文|李永红   清华大学建筑节能研究中心教授级高工


2019年我国二氧化碳排放量100亿吨,其中发电占比40%,电力部门是最大的排放部门,很多机构的研究表明,推动电力系统向新能源大规模、高比例发展是实现碳中和的重要保证。

中央提出构建以新能源为主体的新型电力系统,目前来看面临着时间和空间平衡的挑战,也就意味着原来的一次能源主体由可存储、可运输的化石能源转向不可存储、不可运输,而且与气象环境、资源分布高度相关的风能和太阳能,一次能源供应因此面临高度不确定性。

多个机构预测未来电力系统中新能源装机占比80%,发电量占比超过60%。第一个观点是2035年以后煤电会大量退役,实现碳中和则需要完全退出;风光等可再生能源渗透率达到70.8%,电力系统以风光可再生能源为主体(54.6亿kW装机)。第二个观点是2030年以后煤电装机和发电量逐步下降,一部分退出常规运行作为应急备用,远期加上CCUS(碳捕获、利用与封存)设备,逐步增加近零脱碳技术;2060年煤电装机4亿kW,气电4亿kW,风光装机46亿kW;另外设置了内陆也可以发展核电的情景,沿海及内陆核电发展总规模4亿kW。

电力系统分区模型(日总量角度)

从风光资源潜力来说,根据国家气侯中心等多个机构的研究结论,100米高度风电技术可开发量是44亿kW,集中光伏26亿kW,分布式光伏26亿kW。我国水电技术可开发量5亿kW,另外假设未来中国只发展沿海核电,沿海核电厂址的最大发展规模是2.06亿kW。我国分为7个大的供电分区,分区统计风电、光电、水电和核电的最大技术可开发能力可作为后续模型的输入条件。我国已建成十交十四直的特高压骨干网架,全国跨区跨省电力流总规模2.2亿kW,输送电量5318亿度,可再生能源电量占46%。目前西北、西南、东北电网属于典型的送端电网,华东、华北是受端电网,华中电网承担区域电网调度配置的枢纽功能。

预计中国在2050年电力消费总量达13.8万亿kWh,日平均负荷19亿kW。从各个大区全年电负荷曲线来看存在明显的冬夏电力负荷双高峰的情况。各可再生能源电力出力特性导致时间上和空间上的电力供需不匹配;水电存在比较大的季节差,从若干中国比较大的河流的年径流量变化也可以看出夏多冬少的特点。风光电也存在比较大的季节差,风力60%集中在春冬,光伏60%集中在夏秋。另外从区域分布层面,风光电出力也存在比较大的季节差,比如西北光伏发电最大利用小时数达1500小时,华中1000小时;西北风电最大利用小时数2500小时,华中光伏1800小时。

下面的模型可从日均电力供需平衡角度分区看火电调峰作用,主要表现在未来为新能源电力调峰保障的火电容量要保留多少,发电出力时间和空间上如何分布。电源和电网侧储能技术从规模和时间尺度上分析,电池以及压缩空气储能主要是日内调节,抽水蓄能也是以日内调节为主,个别配置比较大的水库的水电可以做日间的调节,对于电制氢或合成气则考虑季节性调峰。我国目前煤电达到10.8亿kW,9亿kW是高参数大容量的煤电机组,很多服役年限比较短,通过灵活性改造可以为电力系统提供支撑能力。火电+CCUS相比电制氢气及合成燃料方式可为日间及季节性调峰提供更好的经济性支撑。由于现有储能技术可以解决日内电力调峰,解耦了发电与用电之间的实时同步关系,可对风、光电的出力和电负荷按日总量来构建分区电力模型进行分析。

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情景方案研究

各供电分区风、光、水、核电容量的确定,按不超过各区域最大资源开发量设置,风、光电主要是考虑了总的弃风光率,控制不超过15%,最终选择了60 亿kW 总装机容量。情景方案研究主要针对风光电的安装区域以及容量比例设置了六个方案,方案一到方案三是优先送端安装的方案,各片区风光容量资源约束条件下发电量最大,尽量放在资源比较丰富的三北和西部地区。方案四到方案五是优先受端区域方案,华东、南方、华中区域按最大技术开发量安装,减少跨区的长距离大规模输电量。方案一到方案三和方案四到方案五总的风、光电安装容量比例分别按1:1.5、1:1.3 和1:1设定。从计算输出的结果来看,各方案全国火电最大出力维持在8.5 亿kW 左右,全国火电发电最大负荷小时数1500 ~2000 小时,其中三北火电最大出力2.2 亿~4.5 亿kW,最大负荷小时数1050~2300 小时。另外,从输配上看,优先送端方案输配总电量3.7万亿~4.3万亿kWh,总的最大输配电功率11亿~13亿kW,优先受端方案在1.5万亿~1.6万亿kWh,受端方案总的最大输配电功率6亿~8亿kW。

从各个方案投资和运行费的角度进行比较分析,优选推荐方案是方案四,优先受端安装按1 :1.5 进行风光配置。计算投资包含风电、光电、火电CCUS 以及跨区输电投资,运行费是火电消耗燃料费及CCUS费用,计算的基础数据发电煤耗取300gce/kWh,煤价800元/tce,CCUS发电效率降低10%,400元/t CO2。在未来全社会用电量13.8万亿kWh情景下,推荐方案的电源总装机75.5亿kW,风、光电装机占比接近80%,总电量中风光电量占比63%,火电占12.7%,火电的1/3 按生物质考虑,则整个非化石能源的发电量占比超过90%以上。推荐方案全国火电最大发电出力8.4亿kW,最大负荷利用小时数2083 小时,发电量1.75万亿kWh,折算燃料5.2万亿tce,煤、气、生物质按各占1/3,二氧化碳排放量6.6万t。

结论及建议

通过跨区域日平衡电力模型分析,未来构建新能源为主体的新型电力系统,电源结构中仍需保留8.4亿kW火电作为调峰保障,风光电装机规模60亿kW,比例1:1.5。未来应在优先发展中东部分散风电、海上风电和分布式光伏就地消纳的基础上,再发展西部、北部的集中风电、光伏基地。未来三北地区保留火电规模4.4亿kW,最大负荷利用小时2350小时,余热资源最大潜力52亿GJ,结合跨季节储热等方式可以为北方地区建筑集中供热做支撑。