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碳中和、电力系统脱碳与煤电退出

时间:2021-07-22 01:30  作者:admin  来源:未知   查看:  
内容摘要:北极星火力发电网讯:2020年9月22日,国家主席习在第75届联合国大会一般性辩论上宣布,中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。这是继2030年碳达峰中期目标后,我国提出的

  北极星火力发电网讯:2020年9月22日,国家主席习在第75届联合国大会一般性辩论上宣布,中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。这是继“2030年碳达峰”中期目标后,我国提出的首个远期碳减排承诺,对于坚定国内低碳转型决心、强化全球气候治理信心有积极作用。

  (来源:微信公众号“中国电力企业管理” ID:zgdlqygl 作者:袁家海 张浩楠)

  2060年碳中和目标对我国是一个巨大挑战。根据政府间气候变化专门委员会(IPCC)的科学评估,要实现2℃目标全球二氧化碳中和的时间在2070年左右,实现1.5℃目标全球二氧化碳中和的时间在2050年左右。德国、法国、英国等国家在20世纪70年代碳排放达峰至承诺的2050年温室气体中和,将经历约80年的“峰-零”转型期;而我国力争在30年内实现该宏伟目标,意味着我国低碳转型力度将远超其他国家。

  电力部门是我国碳排放的主要来源,2019年电力碳排放42.27亿吨,占全社会排放总量的43%,并且电力部门实现碳中和目标甚至负碳排放的难度相对较低,因而被视为推动全社会低碳转型的核心部门。以2005年为基准年,从2006年到2019年,通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施,电力行业累计减少二氧化碳排放约159.4亿吨,有效减缓了我国二氧化碳排放总量的增长;其中,供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率为37%,非化石能源发展贡献率为61%,表明非化石能源成为推动碳减排的主力。从长远来看,碳中和情景会迫使化石能源的利用大幅减少,大部分的用能需求将由非化石能源以电能的形式来满足。这意味着电力部门将要开展更深度的低碳转型,颠覆现今煤电主导的电力系统,构筑足以支撑高电气化社会庞大用能需求的清洁电力系统。

  我国基础设施建设和长期以来的经济增长结构使得能源密集型重工业依然占据相当大的增加值比重,而资源禀赋决定了我国煤炭主导的能源结构。在过去的二十年里,我国高能源强度、高碳密度的发展轨迹使得二氧化碳排放量增长了两倍以上(如图1所示)。我国提出碳中和目标,不仅是将碳约束内生在能源清洁高效发展过程中,更是要求实现社会经济全链式转型升级。具体来讲,到2060年,影响碳排放的主要部门要分别实现:电力部门深度脱碳甚至负排放、工业部门工艺流程创新大幅降低碳排放、交通部门电动化与生物燃油化、建筑部门高度清洁化。

  能源需求水平和能源清洁水平直接影响我国碳中和进程,二者共同决定了能源供应保证社会经济繁荣的同时,在资源环境可承载范围内尽可能降低碳排放量。

  发展的第一要义是生存,碳中和不能以牺牲经济增长为代价,但可以通过减少能源需求来实现。我国已达成人均GDP10000美元的成就,未来将继续向着2035年现代化目标、“两个一百年”目标前进。若继续保持当前的能源强度(即单位GDP产值的能源消耗量)3.3吨标准煤/万美元,到2060年人均GDP增长4-5倍时(较2018年),我国能源需求总量将超过200亿吨标准煤,相当于650亿千瓦风电装机的年发电量,远远超出资源环境承载力;若2060年我国能源效率达到同阶段OECD国家平均水平1.4吨标准煤/万美元,即能源强度降低58%,届时能源需求总量将达到100亿吨标准煤左右,同样会对资源环境造成巨大压力;若能源强度降低83%,2060年我国能源需求量可保持在与当前相当的46亿吨标准煤左右。因此,2060年我国能源效率要有巨大提升,甚至远超同阶段发达国家水平,才能降低非化石能源开发压力。能效提升不仅依靠技术进步,还需产业模式升级、工艺流程创新、管理水平提高、城市化进程加速、社会性节能、可持续农业等方面的共同努力。

  在终端用能方面,2018年,我国终端用能占一次能源消费总量的63%(见图2)、终端电气化率达到了25.5%。与2018年相比,中国2060年碳中和情景的能源利用环节的不同在于:一是能源利用过程中的损耗大大减少,以燃煤发电为例,我国煤电平均效率为40%,其他60%的能量无法充分利用而被浪费,而非化石能源的发电过程可不考虑能量损失;二是终端用能效率大大提升,经济结构向高科技制造业和服务业主导大幅调整,工业、运输、住宅等部门节能提效显著,可减少大量不必要的能源消耗;三是极高的电气化水平将大幅提高能源效率。由于能源供应和终端用能环节能量损耗均减少,假设2060年中国终端用能占一次能源供应量的比重较2018年增加6个百分点至70%(该比例高于目前的日本和OECD平均值)(见图3),中国能源需求总量46亿吨标煤的情况下,终端能源消费量约为32亿吨标煤,人均终端用能约为2.3吨标煤/人(与2018年水平相当)。

  决定碳排放的第二个因素是能源清洁水平,而能源清洁水平是由非化石能源发展决定的。非化石能源(水、核、风、光等)主要以电能形式被利用,到2060年将作为主要的能源品种用于社会生产生活,预计将占能源消费总量的80%以上(见图4),客观上决定了未来以清洁电力为中心的高电气化能源利用格局,同时也表明电力系统深度脱碳对碳中和目标的重要作用。而非完全电气化部门,例如少数工业过程(采矿、钢铁、水泥、化工等部分生产环节)、交通部门(长距离货运、远洋航运和航空等),尽管生产能耗显著降低,但部分生产环节仍需一定量的化石能源,难以实现完全脱碳,意味着仍会有一定数量的与能源相关的二氧化碳排放。这部分二氧化碳需要由碳汇来中和。碳汇主要包括自然碳汇(自然生态系统固碳)和技术碳汇(碳捕获与储存技术,CCS)。2016年我国森林碳汇达到每年5-6亿吨水平;有研究显示,2010-2016年中国陆地生态系统碳汇年均11.1±3.8亿吨,未来自然碳汇会小幅增加但很难实现翻倍增长。预计2060年我国能源相关碳排放降至14亿吨,若加上非能源类碳排放,无法完全依靠自然碳汇实现碳中和,还需发展技术碳汇。

  电力部门负排放是成本最低、可行性最佳的大规模创造技术碳汇的方式。首先,非化石电力取代传统火电可直接有效地减少碳排放。我国非化石能源可经济开发潜力巨大,水电约5亿千瓦、风电80亿千瓦、太阳能光伏270亿千瓦、核电2.5亿千瓦。初步估算,2060年,我国能源消费总量46亿吨标煤以内、终端用电量18万亿千瓦时(当前的2.5倍)、终端电气化率70%(此处未将电制氢纳入)的情况下,水电、核电装机容量达到经济可开发上限,风电和太阳能光伏要分别达到34亿千瓦和50亿千瓦左右,结合特高压输电、智能电网、大量灵活性资源(如储能、需求侧资源)、少量的气电和生物质发电等,可构建清洁低碳的电力供应体系、支撑电力化率70%以上的终端用能体系。其次,生物质发电耦合CCS是在低碳电力系统基础上进一步实现负排放的主要方式。生物质发电的能量来源主要是生物质能,理论上属于零碳的可再生能源,而捕获的CO2可以被压缩并通过管道、船舶、铁路或卡车运输,注入深层地层(包括枯竭的油气田或盐碱地层)将CO2永久储存,或用于合成燃料、化学品和建筑材料等,从而实现负排放。有研究统计,2015年,我国常规生物质资源潜力为4.11亿吨标准煤,不适宜农业生产的边际性土地(例如盐碱地、沙地、矿山、沼泽地等)可种植能源作物潜力为3.45亿吨标准煤。假定2060年我国生物质资源利用总量增加到10亿吨标准煤,其中20%用于生物质发电(大部分主要用于生产生物燃油),预计可创造的年碳汇量为5亿吨CO2。在极高比例非化石能源系统情景下,自然碳汇和技术碳汇的共同作用有望实现我国2060年碳中和愿景。

  碳中和目标对我国电力行业低碳转型提出了极高的要求。“远期负排放、中期快速下降、近期尽快达峰”,是逐步实现电力深度脱碳的倒序路线)。

  从远期来看,煤电需完全退出,水电与核电达到可经济开发上限,新能源成为电力主体,多元化灵活性资源广泛部署,生物质发电耦合CCS达到一定规模,先进信息技术与电力系统深度融合;从中期来看,煤电有序退出,新能源快速增长,电化学等新型储能设备在电力系统全面部署,在适宜地区部署推广CCS;近期则需要电力行业碳排放尽快低水平达峰,新能源实现全面平价,开发源网荷储灵活产品组合,完善电力市场机制。因此,为实现电力行业深度减排与负排放,电力系统要解构与重塑,从以煤电为主的高碳电力系统逐渐过渡到“清洁、灵活、数字化”为特征的负碳电力系统。

  电力深度脱碳的倒序路线图,更准确地来说,是煤电发展的倒序路线年非完全电气化部门碳排放量依然保有14亿吨以上规模的可能性,煤电要在2060年前、甚至2050年完全清零以减轻碳汇压力;按照煤电机组设计运行寿命30-40年计算,我国煤电应在2020-2025年间达到规模峰值,且规模峰值越小,中长期煤电退出压力和搁浅资产规模就越小;煤电在从规模峰值到规模清零的期间,要同时做好以下几项工作,落后淘汰和正常退役煤电机组让渡发电空间,高效清洁机组提升利用率,灵活改造机组配合新能源消纳,备用调峰机组补足用电负荷缺口,维持电力安全。总的来讲,碳中和目标下我国煤电要“近期控规模、中期调功能、远期退清零”。

  我国煤电仍处于规模扩张阶段,2020年1-7月份,全国基建新增煤电装机1905万千瓦;截至2020年7月底,全国煤电装机容量达到10.6亿千瓦(6000千瓦及以上机组),同比增长3.6%;处于计划状态(在建、缓建、停建、封存、核准、核准前开发和宣布)的煤电机组容量约为4.13亿千瓦,若全部建成将加剧我国煤电产能过剩风险,严重拖慢碳中和实现进程。通过对2025年各区域电网最大用电负荷、用电量和电源增长情景进行预测,香港六合现场开奖估算到2025年我国煤电合理规模应在10.2-11亿千瓦范围内;在温控目标基准情景碳排放预算约束下,我国煤电碳排放量要在2025年达到峰值45亿吨,对应的煤电装机规模约为11亿千瓦。因此,碳中和目标约束和电力需求增长情景下,我国煤电应在2025年达到11亿千瓦的规模峰值。

  具体来讲,“十四五”煤电发展要实现以下目标:一是2025年煤电装机规模控制在11亿千瓦以内,实现煤电装机容量和发电量均在2025年达峰,2025-2030年期间煤电规模不再增长,之后煤电机组逐渐退出;二是2025年前全部机组实现超低排放和节能改造,不达标机组完全退出;三是计划机组采取“上大压小”等量/减量替代、分批有序建设的方式,实现规模管控和机组更替,过剩风险严重地区要取消部分计划项目;四是西部地区承接大多数的煤电增量项目落地,2025年后东部地区不再建设任何煤电机组,2030年后中部地区不再建设煤电机组;五是2025年煤电机组平均供电煤耗降至300克标煤/千瓦时,此后保持在此水平;六是2025年火电度电碳排放量降至820克/千瓦时,电力行业平均碳强度降至450克/千瓦时左右,电力碳排放达峰;七是进一步完善现货电能量市场和辅助服务市场机制,探索容量市场,推动煤电功能定位转型。

  2030-2060年煤电中长期发展路径如下:一是中国煤电装机规模、发电量和碳排放均在2025年达峰后,在经历了2025-2030年的短暂平台后,2030-2060年间退出进程将显著加快;二是2025-2030年间在空气质量、水文环境和碳储存环境适宜的地方规划煤电选址,遵循等量/减量替代“上大压小”原则优化煤电机组结构;三是2030年后煤电装机开始有序退出,同时电化学储能设备在新能源侧加快发展;四是2035年煤电规模较2025年峰值减半,开始为大容量火电机组部署CCS装置,并且电化学储能大规模商业化应用;五是2050年煤电规模降至3亿千瓦左右,约半数机组安装CCS装置;六是2060年前,未加CCS改造的煤电完全退出,煤电掺烧生物质耦合CCS使得电力行业有望实现大规模负排放。

  综上,2060年我国碳中和目标的实现路径可总结为“五要素”:超高能源效率、非化石能源、脱碳电力系统、高电气化、碳汇与负碳技术。其中,大力推广节能是实现低碳减排最为经济可行的方式;以非化石能源为主的能源系统要自主实现碳中和,以减轻自然碳汇压力;以“清洁电”为中心的高电气化策略将极大地减少碳排放;作为技术可行性最高、最容易脱碳的部门,电力系统2050年应实现零排放,2060年实现负排放。

  我国实现碳中和将是一个长期而艰难的过程,需捋顺长远目标与近期发展的内在强关联——以长远目标为发展导向制定近期发展策略,近期发展为长远目标做好谋篇布局。传统化石能源行业面临着前所未有的变革压力,资源开发上限的内生约束和碳中和的外生压力预示着未来化石能源必然要退出历史舞台、被非化石能源取代。能源设施往往具有长周期性,如燃煤电厂寿命期可达30-40年,继续大规模开发建设将延长我国高碳发展路径,加重碳中和目标负担;而及早布局新能源行业为代表的新基建,发挥我国技术领先和规模化生产的优势,对促进能源转型和经济社会绿色发展具有重要的现实意义和深远的战略意义。

  本文刊载于《中国电力企业管理》2020年11期,作者供职于华北电力大学经济管理学院

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