中國電力行業(yè)二氧化碳排放達峰路徑研究

王麗娟，張 劍，王雪松*，陳瀟君，宋曉暉*，周凌安，嚴 剛

1.生態(tài)環(huán)境部環(huán)境規(guī)劃院大氣環(huán)境規(guī)劃研究所,北京 100012

2.電力規(guī)劃設計總院,北京 100120

電力行業(yè)碳排放是全球最大的CO2排放源[1]，也是中國最大的碳排放源[2-3].中國用電需求從2010 年的4.2×1012kW·h 增至2020 年的7.5×1012kW·h，年均增長率為6.0%.電力結構以火電為主，近年來雖有所下降但仍占主導地位，火電發(fā)電量從2010 年占中國總發(fā)電量的80.8%降至2020 年的67.9%.電量需求大和以煤為主的發(fā)電結構是導致中國電力行業(yè)成為最大碳排放部門的主要原因[4].與此同時，與工業(yè)等其他碳排放部門相比，電力部門在脫碳方面具有較高的潛力和成本優(yōu)勢[5].因此，電力行業(yè)達峰路徑是決定國家碳達峰進程的關鍵.

提高非化石能源發(fā)電量是實現(xiàn)電力行業(yè)碳達峰的重要途徑.近年來，我國非化石電源裝機發(fā)展迅速[6-7]，已成為全球最大的可再生能源生產(chǎn)國[5].2020年，全國水、核、風、光等非化石電源裝機容量為9.8×108kW，占總裝機容量的44.7%，比2010 年提高18.1 個百分點；非化石電源發(fā)電量2.6×1012kW·h，占總發(fā)電量的比例由2010 年的19%升至2020 年的33.9%.當前我國水能、核能、生物質(zhì)能發(fā)展?jié)摿τ邢蓿娂夹g成熟、運行靈活，但資源大都已開發(fā)；核電發(fā)展規(guī)模受核電設備生產(chǎn)、項目建設能力和站址資源等限制；生物質(zhì)發(fā)展?jié)摿t受限于燃料供應量及價格影響.相較而言，我國風能、太陽能資源豐富，發(fā)展?jié)摿薮螅虼藶閷崿F(xiàn)碳達峰，風電、太陽能發(fā)電須成為承擔滿足新增電力需求的主體.我國承諾2030年非化石能源占一次能源消費比重將在25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12×108kW，每年約需新增風光裝機容量0.7×108kW，年均增量相當于英國2019 年風光總裝機容量的1.9 倍、美國的40%，未來風光電力發(fā)展任務艱巨.鑒于上述原因，迫切需要在我國碳達峰碳中和總體目標下，科學謀劃電力行業(yè)碳排放控制路徑.

國內(nèi)外關于中國電力部門碳排放特征研究主要有兩類：一是進行電力行業(yè)排放影響因素分析，對各項影響因素進行分解，識別主要因素，定量研究經(jīng)濟、人口、碳價、電價等因素對碳排放的影響[8-15]，此類研究難以給出具體的控制路徑.二是自下而上探討電力行業(yè)減排路徑，分析電源結構、節(jié)能降耗等對電力行業(yè)的影響等[16-20]，但以上研究通常是基于傳統(tǒng)的經(jīng)濟增長模式假設，雖能夠很好地量化某一類因素對電力行業(yè)的減排潛力，但很難從行業(yè)間關聯(lián)的角度對電力行業(yè)碳排放影響進行分析.總結來看，目前已有研究對中國電力行業(yè)未來的CO2減排潛力、貢獻因素做了探索，但鮮有研究統(tǒng)籌考慮宏觀影響因素以及部門間的相互關聯(lián)，包括經(jīng)濟發(fā)展、逐步收緊的碳減排政策下其他相關行業(yè)變革對電力行業(yè)的影響.該研究通過建立電力需求預測模型，統(tǒng)籌考慮經(jīng)濟發(fā)展、各行業(yè)變革對電力需求的影響，進行電力需求預測，采用情景分析方法，綜合考慮發(fā)電結構調(diào)整、節(jié)能降耗技術等因素影響，測算了我國電力行業(yè)碳排放趨勢，分析了影響電力行業(yè)碳達峰的主要驅(qū)動因素，提出了電力行業(yè)碳減排的關鍵路徑和重點措施.

1 方法與數(shù)據(jù)

1.1 技術路線

為系統(tǒng)開展電力行業(yè)達峰研究，該文構建了以全社會用電需求、電源結構、化石能源消費、CO2排放為主要內(nèi)容的研究框架，對不同階段電力行業(yè)發(fā)展情景和碳排放變化趨勢進行預測分析.其中電力需求分析模塊與社會經(jīng)濟發(fā)展、各部門用電需求密切相關，分別采用彈性系數(shù)、部門需求進行預測.電源結構分析模塊在用電需求預測的基礎上，綜合考慮資源條件、在建項目、部門規(guī)劃、其他機構研究等方面因素，判斷水電、核電、生物質(zhì)發(fā)電、氣電等發(fā)展規(guī)模，判斷風電、光伏的未來發(fā)展規(guī)模與發(fā)電量，然后基于供電安全、系統(tǒng)調(diào)峰的需要，確定煤電裝機與發(fā)電量.綜合考慮節(jié)能技術應用與單位發(fā)電量能耗降低的趨勢，預測電力行業(yè)化石能源消費量和CO2排放變化趨勢.結合國家總體達峰要求，綜合研判電力行業(yè)碳排放達峰時間、峰值、達峰路徑，并在此基礎上提出達峰的主要措施和配套政策機制，技術路線見圖1.

圖1 電力行業(yè)碳達峰預測技術路線Fig.1 Technology framework of carbon emission peak forecasting in electric power industry

我國主要的發(fā)電技術包括太陽能發(fā)電(包括光伏發(fā)電、光熱發(fā)電)、風電、核電、水電、傳統(tǒng)燃煤和燃氣發(fā)電，以及生物質(zhì)發(fā)電替代技術，其他發(fā)電技術(如地熱和海洋能源發(fā)電)還處于早期階段，2020 年僅占總發(fā)電量的0.003 7%，由于發(fā)電比例相對較小未予考慮.通常火力發(fā)電廠使用壽命超過20 年，傳統(tǒng)的火電機組將在未來產(chǎn)生強烈的“碳鎖定”效應[21]，因此，發(fā)展低碳發(fā)電技術是減少火電CO2排放的重要選擇.在低碳技術方面，包括高效率發(fā)電(HEG)技術和CO2捕集利用與封存(CCUS)技術.HEG 技術可以通過提高發(fā)電效率來降低傳統(tǒng)燃煤發(fā)電的碳排放強度.CCUS 技術2018 年綜合捕集能力僅為年排放量的0.01%[22]，也未予考慮.

1.2 行業(yè)發(fā)展預測方法

1.2.1 電力需求預測方法

電力需求與社會經(jīng)濟發(fā)展、各部門用電需求密切相關.該研究分別采用彈性系數(shù)法、部門需求預測法兩種方法，開展電力需求預測.

1.2.1.1 彈性系數(shù)法

電力消費彈性系數(shù)是指電力消費增長速度與國民生產(chǎn)總值增長速度的比值，用以評價電力與經(jīng)濟發(fā)展之間的總體關系.中長期看，電力彈性系數(shù)具有一定規(guī)律性.改革開放以來，中國經(jīng)濟發(fā)展大體經(jīng)歷了4 個周期，1981?1990 年中國產(chǎn)業(yè)結構以農(nóng)業(yè)和輕工業(yè)為主，電力彈性系數(shù)為0.82；1991?1999 年產(chǎn)業(yè)結構以輕工業(yè)為主，彈性系數(shù)為0.82；2000?2009 年進入重工業(yè)化階段，電力彈性系數(shù)為1.1；2010?2019年經(jīng)濟進入新常態(tài)，工業(yè)化進入中后期階段，電力彈性系數(shù)為0.92[23].國際、國內(nèi)經(jīng)驗表明，工業(yè)化前期電力彈性系數(shù)小于1，工業(yè)化中期階段，電力彈性系數(shù)大于1；工業(yè)化后期電力彈性系數(shù)小于1.如美國1931?1948 年電力彈性系數(shù)為2.0，1951?1960 年升至2.5，1960?1980 年降至1.6，1980?1993 年僅為0.5，1994 至今約為0.3.“十四五”期間，中國處于工業(yè)化后期發(fā)展階段，預計中國電力彈性系數(shù)為0.8[23].隨著工業(yè)增加值比重的下降，電力彈性系數(shù)呈明顯下降趨勢[23-25]，參考美國彈性系數(shù)下降趨勢，設定我國“十五五”“十六五”期間電力彈性系數(shù)分別為0.7、0.6.基于我國電力需求彈性系數(shù)和經(jīng)濟發(fā)展增速，預測全社會用電量.計算公式：

式中：El(t)為t年電力需求總量，kW·h；coef 為電力彈性系數(shù)，表示一定時期內(nèi)電力總消費量年均增長率與同一時期內(nèi)國內(nèi)生產(chǎn)總值年均增長率的比值；GDPrate為GDP 增長率，%.

1.2.1.2 部門需求預測法

部門需求預測選取我國最主要的用電部門，開展分部門電力需求預測.圖2(a)顯示：我國全社會用電主要集中于工業(yè)、居民生活、服務業(yè)等部門，2019 年占全社會用電量的95.2%.根據(jù)不同部門用電特點，該研究將我國用電部門分為工業(yè)、居民生活、服務業(yè)、交通運輸和其他等五大類，分別開展用電需求預測.

圖2 我國用電發(fā)展趨勢及用電結構Fig.2 Development trend and structure of electricity consumption in China

工業(yè)是我國最主要的用電部門，2019 年工業(yè)部門用電量4.9×1012kW·h[25]，占全社會用電量的67.0%，其中，有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)、化學原料和化學制品制造業(yè)、非金屬礦物制品業(yè)等為代表的高耗能制造業(yè)用電占工業(yè)用電的42.0%，細化主要用電行業(yè)的預測，有利于更準確地判斷工業(yè)用電的發(fā)展趨勢.根據(jù)有色金屬冶煉、鋼鐵、水泥、化工等[26-30]高耗能行業(yè)發(fā)展情景的不同階段產(chǎn)量預測結果，采用產(chǎn)品單耗法預測各行業(yè)2025年、2030 年、2035 年用電需求.金屬制品、紡織、電子設備制造、橡膠塑料等13 個主要用電工業(yè)的用電需求根據(jù)2010?2019 年各行業(yè)產(chǎn)品產(chǎn)量、產(chǎn)品單耗的變化趨勢，綜合考慮未來產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢及能效提升等因素，采用產(chǎn)品單耗法預測.計算公式：

式中：El(i)為i部門電力需求總量，kW·h；P(i)為i部門產(chǎn)品產(chǎn)量，t；Uc(i)為i部門單位產(chǎn)品耗電量，kW·h/t.

電力、熱力、燃氣及水生產(chǎn)供應業(yè)(簡稱“電力與熱力供應業(yè)”)的用電量主要來自發(fā)電廠自用電、線路損失及抽水蓄能耗電等，根據(jù)全社會總用電量變化趨勢進行預測.除上述行業(yè)外的其他工業(yè)行業(yè)用電需求根據(jù)2014?2019 年用電量歷史趨勢進行預測.

居民生活是除工業(yè)行業(yè)外的第二大用電領域.圖2(b)顯示：2019 年我國居民生活用電量1.02×1012kW·h[25]，占全社會總用電量的14.2%，人均居民生活用電量約732 kW·h/a.全國居民生活用電量最高的省份分別為福建省、北京市、浙江省、上海市，與經(jīng)濟發(fā)展水平密切相關.居民生活用電需求根據(jù)2002?2020 年我國人均居民生活用電量與人均GDP 的相關關系，綜合考慮新型城鎮(zhèn)化和鄉(xiāng)村振興戰(zhàn)略，參比發(fā)達國家主要城市人均用電水平，按照2025 年我國人均居民生活用電量達到1 100 kW·h (北京市、福建省目前水平)、2030 年達到1 600 kW·h (增速參考全國2010?2020 年水平)、2035 年2 000 kW·h (增速參考北京市2010?2020 年水平)，分別預測2025 年、2030 年、2035 年居民生活用電需求.

服務業(yè)(第三產(chǎn)業(yè)不含交通運輸業(yè))是繼工業(yè)部門、居民生活后的第三大用電領域，2019 年用電量1.01×1012kW·h[25]，占全社會用電量的14.0%.服務業(yè)用電需求綜合考慮5G 基站、大數(shù)據(jù)中心建設規(guī)模及能效變化等因素，預測2025 年、2030 年、2035 年新型基礎設施的用電需求.

交通運輸領域用電主要包括電氣化鐵路、電動汽車、水上運輸業(yè)、航空運輸業(yè)等.按照《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃(2021?2035 年)》提出的“到2025 年，新能源汽車銷量達汽車銷售總量20%”“純電動乘用車新車平均電耗降至百公里12.0 kW·h”，以及未來鐵路電氣化率基本達到100%的目標，分別預測2025 年、2030 年、2035 年用電需求.其他部門用電量根據(jù)2014?2019 年增長趨勢，采用趨勢外推法進行預測.

根據(jù)彈性系數(shù)法、部門需求預測法，到2025 年、2030 年、2035 年全社會用電量分別在9.3×1012～9.5×1012、11.0×1012～11.2×1012、12.2×1012～12.7×1012kW·h 之間.

1.2.2 電源結構預測方法

電源結構調(diào)整是電力行業(yè)達峰的關鍵.目前，我國煤電等化石能源發(fā)電占絕對主導地位，但非化石能源無論是發(fā)電裝機容量還是發(fā)電量，都呈現(xiàn)出擴大的趨勢.基于可開發(fā)資源量、電源項目建設周期、能源價格等方面因素，確定水電、核電、生物質(zhì)發(fā)電規(guī)模，再統(tǒng)籌考慮非化石能源消費比例等，確定風電、光伏發(fā)電規(guī)模.對我國2021?2035 年各類電源結構進行分析，確定裝機規(guī)模及發(fā)電量等.

我國水能資源技術可開發(fā)量居全球首位，全國水電站技術可開發(fā)裝機容量6.87×108kW[31]，除雅魯藏布江上游，其他流域常規(guī)水電資源可開發(fā)規(guī)模為4.1×108kW 左右.基準情景下水電保持“十三五”發(fā)展趨勢，低碳情景下水電基于可開發(fā)資源量測算，到2025 年、2030 年、2035 年，常規(guī)水電開發(fā)規(guī)模將分 別在3.6×108～3.9×108、3.8×108～4.1×108、3.9×108～4.1×108kW之間.

核電發(fā)展規(guī)模主要取決于電源項目建設周期和項目建設能力、能源價格等方面因素，核電每年最大穩(wěn)定開工建設6～8 臺，年均增長1 000×104kW 左右.基準情景下核電保持“十三五”發(fā)展趨勢，低碳情景下核電按照年最大開工量測算，到2025 年、2030 年、2035 年核電規(guī)模分別為0.7×108、1.0×108～1.2×108、1.3×108～1.5×108kW[32].

我國生物質(zhì)資源豐富，分布廣泛，理論資源量約為50×108t，僅每年可作燃料利用的農(nóng)業(yè)剩余物和林業(yè)廢棄物就有5×108～7×108t，折合2.5×108～3.5×108t(以標準煤計)[33].但目前我國生物質(zhì)能源存在原料收集范圍過大、采購成本過高等問題，導致項目長期處于虧損狀態(tài)[34].而單從生物質(zhì)發(fā)電成本來看，與風電、光伏相比，生物質(zhì)發(fā)電并不具備成本大幅度下降的空間，未來環(huán)保成本或許還會隨著排放標準的提高而進一步提高[35].基準情景下生物質(zhì)裝機按照“十三五”年均增量測算，低碳情景下略加快生物質(zhì)發(fā)電裝機增長速度，預計2025 年、2030 年、2035 年裝機量分別為0.5×108、0.7×108～0.9×108、0.9×108～1.2×108kW.

長期以來，由于天然氣燃料價格偏高，導致氣電機組在經(jīng)濟性上無法與其他發(fā)電形式競爭.為實現(xiàn)我國碳達峰和碳中和目標，除東部地區(qū)有部分氣電機組建設外，不建議新建燃氣發(fā)電機組.有研究認為，我國氣電在2025 年將達到1.5×108kW[36]，2030 年發(fā)電耗氣量約為1 300×108m3[37-38]，該研究假設基準情景下保持“十三五”年均增量，低碳情景下略加快，預計2025 年、2030 年、2035 年裝機量分別為1.2×108～1.5×108、1.5×108～2.0×108、1.7×108～2.3×108kW.

風能、太陽能發(fā)展是電力行業(yè)達峰的關鍵.電源結構設定時統(tǒng)籌考慮國家達峰要求和2030 年非化石能源占一次能源消費比重在25%左右，風電、太陽能總裝機容量要達到12×108kW 要求，設定電源結構常規(guī)發(fā)展和加速發(fā)展2 個情景，其中常規(guī)發(fā)展情景設定原則為風電、太陽能裝機容量發(fā)展趨勢保持“十三五”期間增長趨勢不變；加速發(fā)展情景的設定原則為綜合考慮國家非化石能源增長需求，加快風電太陽能發(fā)展.

電力行業(yè)碳排放與各類電源發(fā)電量直接相關，發(fā)電量計算根據(jù)全社會用電需求，減掉非化石能源可支撐電量和氣電規(guī)模，確定不同電源結構下的煤電發(fā)電量.電量與裝機容量關系如下：

式中：En 為發(fā)電量，kW·h；Ca 為電源裝機容量，kW；hr 為各電源發(fā)電小時數(shù)，h，氣電、水電、核電、生物質(zhì)等能源發(fā)電小時數(shù)根據(jù)“十三五”平均發(fā)電小時數(shù)確定，風電、太陽能發(fā)電小時數(shù)根據(jù)不同的新建項目和存量項目裝機容量分別確定.

1.2.3 供熱需求預測方法

2011 年我國熱電聯(lián)產(chǎn)裝機容量為2.0×108kW，到2019 年為5.2×108kW，占煤電總裝機比例由2015年的35.6%升至2019 年的50.4%.我國熱電聯(lián)產(chǎn)燃料消耗以煤炭為主，隨著我國城市供熱熱化率的提高、新建筑的增加和供熱范圍的不斷擴大，對熱源有較大需求，使得我國熱電聯(lián)產(chǎn)市場快速發(fā)展，熱電聯(lián)產(chǎn)裝機容量逐年遞增.該研究中熱電聯(lián)產(chǎn)供熱增加的耗煤量采用趨勢外推法進行預測.

1.3 情景設計

為分析電力行業(yè)碳達峰時間、排放量和不同措施對排放的影響，該研究根據(jù)不同電力需求總量、電源結構和發(fā)電標準煤耗，分別形成基準情景、低碳情景、強化情景3 個情景(見表1).基準情景設定原則為電力需求保持較高水平，電源結構保持“十三五”發(fā)展趨勢，發(fā)電標準煤耗保持當前水平；低碳情景設定原則為電力需求保持較高水平，綜合考慮各類電源發(fā)展?jié)摿Α⒔ㄔO周期、能源價格等方面因素，最大限度地開發(fā)非化石能源發(fā)電，發(fā)電標準煤耗設定依據(jù)為2015?2019 年期間我國發(fā)電標準煤耗年均下降2 g/(kW·h)，未來發(fā)電標準煤耗仍有較大下降空間[39]，但由于煤電靈活性改造將提高煤電的耗煤量[40]，假設未來發(fā)電煤耗年均下降1 g/(kW·h)，到2025 年、2030 年、2035 年分別達到286、280、275 g/(kW·h).強化情景設定原則為降低電力需求總量，綜合考慮各類電源發(fā)展?jié)摿Α⒔ㄔO周期、能源價格等方面因素，最大限度地開發(fā)非化石能源發(fā)電，發(fā)電標準煤耗與低碳情景相同.

表1 不同情景下我國電力行業(yè)碳排放控制參數(shù)取值Table 1 Parameter values of key measures for carbon emission control in power industry of China under the scenario of strengthened control

1.4 碳排放分析方法

碳排放核算范圍為燃煤、燃氣等火電廠(含企業(yè)自備電廠)化石燃料燃燒(含熱電聯(lián)產(chǎn)供熱部分燃料消耗)產(chǎn)生的CO2排放.碳排放影響因素包括電力需求量、各類電源發(fā)電量變化及發(fā)電煤耗變化.計算方法為通過電力行業(yè)發(fā)電耗煤量、耗氣量及對應的碳排放系數(shù)，測算電力行業(yè)CO2排放.計算公式：

式中 ：G為CO2排放總量，t；Gncoal、Gngas分別為發(fā)電煤炭消耗量和天然氣消耗量，t或m3；EFcoal、EFgas分別為煤炭和天然氣CO2排放因子，t/t 或t/m3.

1.5 數(shù)據(jù)來源

該研究基準年為2020 年，研究時段為2021?2035 年.電力行業(yè)發(fā)電量、用電量、各電源裝機容量、發(fā)電小時數(shù)等活動水平數(shù)據(jù)來自國家統(tǒng)計局統(tǒng)計數(shù)據(jù)、電力工業(yè)統(tǒng)計資料匯編、中國能源統(tǒng)計年鑒等文獻或報告.

2 結果與討論

2.1 行業(yè)排放現(xiàn)狀和特征

基于碳排放核算邊界和方法，電力行業(yè)排放來源于化石燃料燃燒，2020 年CO2排放總量為45.8×108t，其中燃煤發(fā)電排放39×108t，燃氣發(fā)電排放1.1×108t，熱電聯(lián)產(chǎn)中供熱部分排放5.7×108t.改變發(fā)電結構降低化石燃料使用量是電力行業(yè)碳排放控制方向，在水電、核電、生物質(zhì)和燃氣發(fā)電規(guī)模受可開發(fā)資源量、裝備生產(chǎn)和項目建設能力、燃料供應等因素制約的前提下，風電、光伏發(fā)電的發(fā)展規(guī)模是電力行業(yè)實現(xiàn)碳達峰的關鍵.

2.2 行業(yè)發(fā)展預測結果

情景結果顯示，到2025 年、2030 年、2035 年全社會用電量分別在9.3×1012～9.5×1012、11.0×1012～11.2×1012、12.2×1012～12.7×1012kW·h 之間，2025 年、2030 年、2035 年電力高需求分別比電力低需求電量高1.9%、2.1%、4.0%左右.工業(yè)部門、居民生活、5G基站和大數(shù)據(jù)中心等將是我國電力增長的主要推動因素，分別占“十四五”期間新增用電量的27%、25%和22%，“十五五”期間新增用電量的17%、41%和7%，“十六五”新增用電量的14%、37%和6%.這些新增用電與國計民生直接相關，屬于剛性需求，是支撐我國經(jīng)濟轉(zhuǎn)型升級和未來居民生活水平提高的重要保障.

2.3 行業(yè)碳排放預測及達峰路徑

2.3.1 碳排放預測結果

不考慮供熱的情況下，基準情景下，即非化石能源發(fā)展保持“十三五”增速、發(fā)電標準煤耗保持當前水平，電力行業(yè)無法在2035 年前達峰.低碳情景和強化情景下，即進一步提速風光新能源發(fā)展和節(jié)能降耗，電力行業(yè)CO2排放總量將在2028?2031 年達峰(見圖3)，峰值排放量在43.2×108～44.9×108t 之間，峰值排放量比2020 年增加3.2×108～4.9×108t.考慮供熱的情況下，基準情景下電力行業(yè)在2035 年前不達峰，低碳情景和強化情景下達峰時間將推遲3 年左右，在2031?2033 年達峰，峰值在50.7×108～53.0×108t之間，峰值排放量比2020 年增加4.9×108～7.2×108t.電力行業(yè)達峰后排放量將緩慢下降，保持4 年左右的平臺期，電力行業(yè)達峰形勢嚴峻.

圖3 不同情景下我國電力行業(yè)CO2 排放量Fig.3 CO2 emission trends in the power industry under different scenarios in China

2.3.2 碳排放影響因素及達峰路徑

為識別電力行業(yè)碳減排的主要影響因素，結合研究中3 類情景設定參數(shù)，以2020 年為基準年，定量化分析電力需求、氣電、核電、水電、生物質(zhì)、風電、光電發(fā)電裝機容量、發(fā)電績效等因素對電力行業(yè)CO2總排放量產(chǎn)生的影響，不同因素的減排效果測算原則見表2.不同情景下，各類驅(qū)動因素對電力行業(yè)CO2排放的控制效果動態(tài)評估結果見圖4.

表2 不同因素對電力行業(yè)碳排放影響的測算原則Table 2 Estimation principles on the effects of CO2 emission mitigations factors in the power industry

電力需求的變化與電力行業(yè)達峰緊密相關，在電源結構不變的情況下，電力低需求與電力高需求相比，2025 年、2030 年、2035 年電力需求分別降低1.9%、2%、3.9%左右時，碳排放量分別削減2.9%、3.5%、7.4%，同時提前4 年左右達峰.

電源結構的變化對電力行業(yè)達峰起著決定性的作用.由圖4 可以看出：與基準情景相比，提高風電、太陽能裝機容量是電力行業(yè)減少CO2排放潛力最大的措施.到2025 年，提高風光發(fā)電、水電、氣電、生物質(zhì)發(fā)電裝機容量及發(fā)電量等各項措施的減排貢獻率分別為62.5%、20.6%、7.4%、0.3%.因核電建設周期較長，新建裝機與現(xiàn)有開工項目相關，核電減排貢獻率無變化.到2030 年，提高風光發(fā)電、核電、水電、生物質(zhì)、氣電發(fā)電裝機容量及發(fā)電量各項措施的減排貢獻率分別為55.3%、10.6%、9.2%、7.6%、5.7%.到2035 年，提高風光發(fā)電、核電、生物質(zhì)、氣電、水電發(fā)電裝機容量及發(fā)電量等各項措施的減排貢獻率分別為60.1%、13.9%、7.2%、4.1%、2.7%.

圖4 不同措施對我國電力行業(yè)碳減排影響分析Fig.4 Impact of different factors on carbon emission reduction in power industry in China

發(fā)電標準煤耗受到考慮到技術進步和發(fā)電機組上大壓小等措施影響，在電力需求保持不變的情況下，到2025 年、2030 年、2035 年，降低發(fā)電煤耗將分別削減碳排放0.4×108、1.4×108、2.1×108t，減排貢獻率分別為9.3%、11.5%、11.8%.

2.4 行業(yè)碳達峰路徑政策建議

非化石能源發(fā)展是實現(xiàn)碳達峰目標的關鍵，建議全面加強頂層設計，著力在風光等新能源開發(fā)建設、新能源消納、電力系統(tǒng)智能化升級、電力體制機制改革以及其他非化石能源發(fā)展等方面提前謀劃，統(tǒng)籌推進.

a) 建議研究制定風電太陽能發(fā)電提速發(fā)展行動方案.以2030 年前碳達峰為目標導向，強化頂層設計，出臺風電、太陽能發(fā)電2021?2030 年十年發(fā)展行動方案.明確發(fā)展目標和重點任務，指導產(chǎn)業(yè)鏈上下游協(xié)同布局，提出各地任務分解方案，完善源網(wǎng)荷儲一體化、風光水火儲一體化、光伏建筑一體化、海上風電開發(fā)送出一體化規(guī)劃等一攬子配套政策，完善產(chǎn)業(yè)技術創(chuàng)新體系和相關標準體系，健全投融資服務體系.

b)建議進一步完善新形勢下新能源發(fā)展消納保障機制.按照深化電力體制改革總體要求，確定各地可再生能源消納責任權重，提出電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升目標.指導各地大力推進火電機組靈活性改造，深度挖掘煤電調(diào)峰潛力.因地制宜發(fā)展調(diào)峰氣電項目，鼓勵分布式智慧綜合能源燃氣發(fā)電建設.加快抽水蓄能電站建設，做好選址工作.推動新型儲能規(guī)模化發(fā)展，加快推進新型儲能技術研發(fā)和應用.進一步深化調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務市場建設，加快容量市場、合約市場等配套市場建設，通過合理補償進一步激勵調(diào)峰機組參與輔助服務.研究出臺自備電廠參與電力系統(tǒng)輔助服務指導意見，全面承擔公用電廠義務，明確可再生能源消納責任.研究出臺儲能設施成本疏導機制，鼓勵抽水蓄能電站、新型儲能投資主體多元化，理順儲能設施運行管理體制和電價形成機制.

c)建議落實風光新能源大規(guī)模開發(fā)配套保障政策.堅持系統(tǒng)觀念，加強規(guī)劃銜接，做好新能源發(fā)展與國土資源、林業(yè)草原、海洋海事、生態(tài)環(huán)境等銜接，統(tǒng)籌處理好保護與開發(fā)的關系，完善新能源開發(fā)土地支持政策.加快推進適應新能源快速發(fā)展的電力市場建設，豐富交易品種、優(yōu)化交易機制、擴大交易范圍.完善綠色低碳電力調(diào)度機制.研究制定適應高比例新能源發(fā)展的電力安全供應保障方案，確保電力穩(wěn)定可靠供應.加快構建新型電力系統(tǒng)，實施電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)的數(shù)字化升級改造，提升復雜電力系統(tǒng)安全水平.

d)建議提早謀劃核電、生物質(zhì)等電源發(fā)展.積極發(fā)展核電是落實碳達峰、碳中和戰(zhàn)略的重要保障，加快攻關“卡脖子”技術裝備研發(fā).提前謀劃核電中長期發(fā)展規(guī)劃，做好核電布局和時序安排統(tǒng)籌等工作.進一步完善生物質(zhì)發(fā)電補貼機制，充分挖掘生物質(zhì)等非常規(guī)電源的潛力.因地制宜發(fā)展生物質(zhì)能清潔供暖，推進秸稈等農(nóng)林剩余物收儲體系建設，推動生物質(zhì)成型燃料產(chǎn)業(yè)發(fā)展.

3 結論

a) 我國電力需求面臨剛性增長壓力.隨著工業(yè)化、城鎮(zhèn)化、信息化加快推進以及居民生活水平的進一步提升，我國電力消費將在一定時期內(nèi)持續(xù)增長.工業(yè)部門、居民生活、5G 基站和大數(shù)據(jù)中心等將是我國電力增長的主要驅(qū)動，分別占“十四五”期間新增用電量的27%、25%和22%，“十五五”期間新增用電量的17%、41%和7%，“十六五”新增用電量的14%、37%和6%.這些新增用電與國計民生直接相關，屬于剛性需求，這決定了我國電力部門碳排放達峰不可避免地要面臨新增需求帶來的壓力.

b) 保持當前發(fā)展水平不變，電力行業(yè)無法在2035 年前達峰；通過積極措施，電力行業(yè)有望能夠在2030 年左右達峰.不考慮供熱的情況下，電力行業(yè)CO2排放總量將在2028?2031 年達峰，隨后排放量將緩慢下降；考慮供熱的情況下，電力行業(yè)CO2排放總量將在2031?2033 年達峰，隨后排放量將緩慢下降.

c) 水電、核電、生物質(zhì)發(fā)電等對保障電力系統(tǒng)低碳穩(wěn)定運行意義重大.水電技術成熟、運行靈活，但資源大都已開發(fā)，到2030 年可新增水電規(guī)模僅為0.7×108kW 左右，只能滿足用電增量的6%.核電是穩(wěn)定的電源，但其發(fā)展規(guī)模取決于核電設備生產(chǎn)、項目建設能力和選址等限制，按照現(xiàn)有項目的建設周期和未來最大開工能力計，到2030 新增核電裝機能力也僅為0.7×108kW，可滿足用電增量15%左右.生物質(zhì)發(fā)展?jié)摿κ苋剂瞎考皟r格影響較大，到2030 年新增裝機容量能達到0.6×108kW，可滿足用電增量的8%.

d) 為保證電力行業(yè)2030 年左右達峰，風電、太陽能發(fā)電必須成為承擔電力增長需求的主體.在充分挖掘水電、核電、生物質(zhì)能等資源條件下，到2025年、2030 年、2035 年，風光裝機總量應從2020 年的5.3×108kW 分別升至10.6×108、16.4×108、22.7 ×108kW，風光發(fā)電量應從2020 年占總發(fā)電量的9.5%分別升至17.9%～18.2%、22.7%～23.2%、27.5%～28.6%.此外，在非化石能源發(fā)電規(guī)模一定的情況下，通過實施“上大壓小”、現(xiàn)役機組節(jié)能升級改造等節(jié)能降耗措施，降低煤炭使用量，方可實現(xiàn)電力行業(yè)在2030 年左右碳排放達峰.