面向双碳目标的新型电力系统演进路径与挑战（40页 PPT）

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中国电力科学研究院有限公司面向双碳目标的新型电力系统演进路径与挑战王伟胜总工 / 教高中国电力科学研究院有限公司 2023 年 9 月武汉背景新型电力系统演进路径电力系统电碳协同技术新能源并网挑战与措施结语主要内容口 2020 年，我国提出“双碳”战略目标。 2021 年，我国提出建设以新能源为主体的新型电力系统，明确了新能源在“双碳”目标实施中的主体作用。口《“十四五”可再生能源发展规划》提出沙戈荒地区风光基地化规模化开发、中东南部分布式就近开发、东部沿海海上风电集群开发的发展模式。口二十大提出：积极稳妥推进碳达峰碳中和，坚持先立后破，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，积极参与应对气候变化全球治理。海上风电集群开发沙戈荒地区风光基地与海上风电集群开发分布式光伏就近开发》一、背景口能源结构转型是实现双碳目标的必由之路。据预测， 2060 年我国一次能源消费总量约为 46 亿吨标煤，其中非化石能源占比将达到 80% 以上，风、光成为主要能源，且主要转换成电能进行利用。口终端能源消费方面，交通、建筑、工业等行业纷纷将电气化作为实现双碳目标的重要举措， 2060 年电力占终端能源消费比例将超过 70%, 电力系统将成为能源资源优化配置的主要平台。 70 00 50 40 30 20 10 0 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 》一、背景 ■ 常规煤核电 ■ 常规生物质煤 (CCs) ■ 水电 ■ 生物质 (cCs) ■ 油 ■ 风电 ■ 其他气太阳能申能占终端能源消费比例来源：周孝信院士《双碳目标下我国能源电力系统发展前景和关键技术》一次能源消费总量与构成来源：张希良，《 2060 年碳中和目标下的低碳能源转型情景分析》电能在终端能源洞费中的占比 (%) 亿脱标谓 ( 发电复托法口以新能源为主体的新型电力系统是以智能电网为基础平台，以太阳能、风能等新能源发电为主体，以常规能源发电为重要组成，源网荷储协同互动和多能互补为重要支撑手段；口深度融合低碳能源技术、先进信息通信技术与控制技术，实现源端高比例新能源广泛接入、网端资源安全高效灵活配置、荷端多元负荷需求全面满足；口新型电力系统具备清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动等特征。》一、背景 · 电力系统将呈现新能源为主导，大电网、直流电网与微电网等多元电网并存的形态。 · 新能源发电成为电量主体，全面具备电压支撑 / 频率响应能力，常规电源转变为系统调节性电源；电力与多种能源灵活转化、联合控制、互补应用，与工业、建筑、交通等领域实现深度融合；储能、柔性负荷成为多时间尺度调峰的主要手段 · 电力系统将呈现新能源与常规能源并重，交直流输电、各级电网协调发展的形态。 · 系统在总体维持较高转动惯量和交流同步运行的基础上，“双高” ( 高比例可再生能源、高比例电力电子设备 ) 特征进一步显现，储能、柔性负荷成为日内调峰的重要手段，源网荷储互动水平和市场化水平显著提升。口第一阶段： 2021~2030 年：新能源逐步成为装机主体，到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达到 16 亿千瓦以上，有力支撑我国非化石能源占一次能源消费比重达到 25% 左右和碳达峰目标实现。口第二阶段： 2031~2060 年：新能源发电逐步成为电量主体，有力支撑我国碳中和目标实现。》一、背景第二阶段第一阶段二新型电力系统演进路径三电力系统电碳协同技术四新能源并网挑战与措施五结语主要内容背景口新型电力系统存在两条大的演进路径，即低碳演进路径和零碳演进路径。低碳演进路径无法靠自身完成碳中和，所以重点针对零碳演进路径展开分析研究。口根据直接降碳 (CCUS) 、替代降碳 ( 新能源 + 大容量长时储能 ) 、结构降碳 ( 电氢综合应用 ) 三种降碳模式及其关键影响技术的发展，零碳演进路径主要存在三种可能演进方向。 2060 年仍充许一定的排放配额 [ 演进方向 1 大规模新能源 + 煤电 +CCUS 演进方向 2 超大规桢新能源 + 储能 + 需求侧响应演进方向 3 更大规模新能源 + 储能 + 电氢》二、新型电力系统演进路径新型电力系统两大演进路径路径 1 低碳演进路径路径 2 零碳演进路径 -◆ 当前 2030 年现状 ( 电源结构、电量结构、电网形态、负荷特性等 ) 2060 年推荐目标场景及演进路径行业 2060 碳中和，碳排放为 0 2030 年目标场景路径选择 ◆ 2045 年 2060 年 8 新型电力系统关键影响技术——零碳路径下演进方向 1( 大规模新能源 + 煤电 +CCUS) 口现有发展模式下延续性最好的演进方向，在新能源大规模发展的同时，煤电仍得以较多保留，但需要依靠 CCUS 技术实现煤电碳排放的移除。口预计到 2030 年，煤电总装机仍需保持约 13.5~14 亿千瓦， 2060 年煤电总装机需保留约 8.2~10.7 亿千瓦，但煤电总体利用小时数将低于 1000, 到碳中和目标年需要 CCUS 移除的碳排放量将达 10 亿吨 / 年。 2030 年高峰负荷日电力平衡 2060 年高峰负荷日电力平衡》二、新型电力系统演进路径 CCUS mu 新型电力系统关键影响技术——零碳路径下演进方向 2( 超大规模新能源 + 储能 + 需求侧响应 ) 口在方向 1 的基础上，如考虑到 CCUS 技术的成熟度和经济性问题，以及高调节性能、低利用小时数煤电的技术经济性和生存机制等问题，导致煤电无法保留足够规模，新能源装机规模需进一步增加。口需要配置更多的抽蓄和储能以部分解决日内调峰和电力平衡问题，但在日电量不足时则无法应对，需要依靠需求侧响应技术以有限解决电力平衡缺额问题。 3000 2500 2000 1500 1000 500 1 22.23.24.25.26.27.28.29.210.211.212.213.214.2 储能装机容园 ( 亿干瓦 ) 》二、新型电力系统演进路径新能源利用率随储能装机变化的关系曲线图储能利用小时数 ( 折合满功率容量 ) 随储能装机变化的关系曲线图情慌折合凋容国的利用小正出储能装机容量 ( 亿千瓦 ) 析武件利用事新型电力系统关键影响技术 — — 零碳路径下演进方向 3 ( 更大规模新能源 + 储能 + 电氢 ) 口与方向 2 相比，该方向的主要特色是依靠电氢综合利用技术来应对日电量不足的情况，可从电能需求、保供手段和制氢来源三方面进行分析：口降低电力保供压力：未来如果氢能和用氢 / 氢基负荷得以较好发展，将会减少电能消费的需求。口新增保供电源：氢燃料电站和氢燃机发电技术发展成熟，具有快速启动调节特性。口增加新能源非电消纳途径：主要用于在源端以非并网形式 ( 至少为非功率交互形式 ) 进行独立绿电制氢。 OH·HO ly·CO -OIy* jO unlGcmraibm Umit 》二、新型电力系统演进路径 2022 年 9 月全球最大煤制氢变压吸附装置项目在陕西榆林正式投运综合能源生产单元典型结构示意图路径 / 方向路径 / 方向选择关键影响技术化石能源发电保留规模新能源开发规模新能源并网规模保供能力系统总电量低碳传统技术最大较大较大强大零碳 / 方向一 CCUS 大大大强大零碳 / 方向二大规模长时储能小超大超大弱大零碳 / 方向三电氢小，但中间过程中可较大最大大或超大强相对较小新型电力系统演进路径——演进方向口两条路径以及零碳路径的三个演进方向的特征对比如下表所示。》二、新型电力系统演进路径新型电力系统演进路径——演进方向口零碳路径三个演进方向的描述是三种降碳模式各自单一驱动下的极限发展场景，可以看作是电力系统降碳演进路径集合曲线簇的边缘包络线。口目前影响零碳路径演进方向选择的三类关键影响技术都在加快研发和示范，从以往历史发展经验来看，各种技术都是边实践边进步，既竞争又合作。因此，按照包含多种关键影响技术的综合方案来推荐未来最可能的目标场景和具体演进路径。火电电 - 氢抽蓄大规模长时储能 CCUS 》二、新型电力系统演进路径负荷侧响应新能源当前 2030 2060 经济发展目标 2060 年国民生产总值较 2020 年翻两番， 2020-2030 年期间 GDP 年均增速约 5.1%,2030~2060 年期间 GDP 年均增速约 2.9% 。能源消费总量一次能源消费 2030 年前后达峰，峰值控制在 60 亿吨标煤以内。能源结构非化石能源消费占一次能源消费比重 2030 年达到 25% 以上， 2060 年达到 80% 以上。碳汇预计 2020-2060 年间碳汇能力稳步提升，选取 2060 年碳汇能力为 15 亿吨作为研究基础。碳减排目标 2030 年前碳排放达峰， 2060 年碳中和， 2030 年单位 GDP 二氧化碳排放比 2005 年下降 65% 以上。非化石能源开发潜力及目标常规水电、核电技术可开发量约 6 亿和 4 亿 ~5 亿千瓦； 2030 年新能源装机规模 12 亿千瓦以上。电力碳预算 2020~2060 年我国电力碳排放预算约 780 亿 ~1300 亿吨。能源电力协同演进场景——推荐演进路径场景描述口通过分析研判 CCUS 、大容量长时储能、电氢综合利用技术的远期发展规模，并综合考虑能源消费总量、非化石能源消费占比、自然碳汇能力、电力碳预算等重大边界条件，提出我国能源电力推荐演进路径，包括一次能源消费、终端能源消费、用电需求、电源装机规模、电源发电量及结构等变量的路径轨迹。》二、新型电力系统演进路径注：研究范围主要为我国大陆地区，暂不包括香港、澳门与台湾地区。 14 能源电力协同演进场景——推荐演进路径场景描述口一次能源：以风电、光伏发电为代表的清洁能源逐步成为一次能源供应的主体，非化石能源占一次能源消费比重 2030 年超过 25%,2060 年超过 80% 。口终端能源：电力在终端能源消费中的角色愈发重要，终端电气化水平 2030 年超过 39%,2060 年超过 70%, 氢能远期应用加速，在工业和交通领域替代逐步加强， 2060 年有望达到 7200 亿立方米， 60 50 40 30 20 10 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2055 2060 ■ 焊■消■气■核■木■尺■光■其能》二、新型电力系统演进路径 ■ 煜■泊■天然气 = 热力■电力■氢■其他零碳情景下 2020-2060 年终端能源结构演进路径占终端能源消费的比重有望达到 15% 左右。零碳情景下 2020-2060 年一次能源结构演进路径次晚限需决尾 ( 亿吨杯准四 ) 终凋魄淑震水 ( 亿吨标准烂 ) 能源电力协同演进场景——推荐演进路径场景描述口电力需求：预计 2030 年全社会用电量为 11.8 万亿千瓦时， 2060 年达 15.7 万亿千瓦时。口电源装机： 2030 、 2060 年电力系统总装机达 40 亿、 68 亿千瓦，风光新能源装机占比 2030 年达到 38%,2060 年达到 62%; 口发电量结构：风光新能源发电量占比 2030 年达到 21%,2060 年达到 54% 。 110000 160000 10000 12000 100000 00 00 10 000 2000 2 0 2 0 甲 2 0 1 9 年 2 0 3 0 用 2 0 3 5 甲 2 0 1 0 罪 2 0 1 5 卑 2 0 5 0 年 1 0 5 5 年 1 0 6 0 印 ■ 湿电 ■气电 ■相电 ■ 生物质 ■合现水电 ■ 从上风电■期上只电■见状 ■光胁 ■ 其 0 0 M.0 0.0 100 2.0 0.0 2 28 200 200 -F-Pa T 二 P - 宣三尸盟 R11 QMRe■ -4nnelat 》二、新型电力系统演进路径 2020-2060 年全社会用电量增长趋势 2020-2060 年电源装机规模及结构演进路径 2020-2060 年发电量及结构演进路径 7 0 4 0 年 1 0 6 5 年 7G01205 年 ) 0 1 0 年 ■ 空由质 ■ 常观木电 ■园上风电 000 100r00 0 2000 年电 ■ 与上 Re ■ 无伏及电■元昌发电 ■ 拍图旦■拍水图肥 ■ X 的 200000 00000 600000 5000000 400000 2080 年 2035 年当电 2075 年气电千孔 0.0 0 路径摄动减碳成本敏感性分析口在电力系统碳中和过程中，碳减排宜“先慢后快”。若电力碳减排路径保持匀速“下斜直线”或先快后慢“下凹曲线” , 将对新能源规模和脱碳技术应用提出更高要求，预计电力成本需提高 4%-8% 。 □ CCUS 技术将深刻影响碳中和阶段煤电去留和电力低碳转型路径选择。若 CCUS 提前至 2030 年布局并增大规模，能够降低峰值水平，推进煤电顺利转型，驱动系统向演进方向 1 演进。口新能源成本加速下降有利于更快推进低碳转型进程，但对电力系统安全和消纳带来更大压力，将倾站邮时间提前达峰边界变化水中降低 0.4 亿吨 2030 、 2060 年 CCUS 改瓷机组规模增加 300 力供四和安全保降能力提升万、 1000 万千瓦转型成本提高 1470 乙元》二、新型电力系统演进路径向于驱动系统向演进方向 2 演进。 CCUS 配置增加带来的效益和成本蹊排放 ( 亿吨 ) 背景新型电力系统演进路径电力系统电碳协同技术新能源并网挑战与措施结语主要内容口在能源低碳转型加速发展背景下，远期系统新能源占比极高，需要开展对火电、储能、负荷电能灵活调节资源的需求评估，以应对新能源消纳与电网运行风险并存的局面。口考虑到 2030 年以后源、网、荷具有较大不确定性，采用标幺化分析方法，以最大负荷作为功率标幺值 1 、负荷电量作为电量标幺值 1, 分析不同清洁电量占比下系统常规电源及灵活性需求。 (MD ) 时阅 (h) 标幺化系统常用分析指标口新能源：概率特性、波动特性口负荷：峰谷差率、负荷率、持续曲线口常规电源：装机占比口网：网架约束边界条件口以 2030 年电源结构为基础构建“碳中和”场景。口风 / 光装机比例按 1:5 。口煤电、气电、水电、核电不增加；受入电力不增加。口储能时长 2/4 小时。》三、电力系统电碳协同技术碳排放测算——基础边界条件声地队理论可火电九章 ( 0 W ) 湘汐 0.001 % 大阳能 3% 风电储能 0.01% 2020 年全国各地区电力行业碳排放情唇泊机组 0.008% 生物质中 0.8% 垃级恐全机泪 6% 口华东电网基本情况：截至 2020 年底，华东电网新能源累计装机 7620 万千瓦，占总装机比例为 18.5%, 新能源发电量 920.5 亿千瓦时，占总发电量的 6.2%; 年用电量 17694 亿千瓦时，其中燃煤、燃气发电量分别为 9985 、 861 亿千瓦时，分别占用电量的 56.4% 、 4.9%; 受入电量 2800 亿千瓦时按清洁电量考虑，其年度电力碳排放约为 8.4 亿吨，度电碳排放 0.475kgCO₂/kWh, 占全国电力碳排放的 20.7% 。况 / 亿吨》三、电力系统电碳协同技术碳排放测算——基础边界条件华东电网 2020 年各类电源发电情况 2020 年各地区电力碳排放情况 2 电源类型装机 ( 万 kW) 占最大负荷比例抽蓄电池储能 4.9% 4.3% 生物质能发电及其他 2.6% 太阳能 23.8% 水电 2.8% 煤电 33.3% 长 m 凯塘江器水电 2116 4.32% 煤电 24852 50.79% 气电 7554 15.44% 核电 4003 8.18% 风电 9540 19.50% 太阳能 17720 36 21% 碳排放测算——碳达峰场景 □ 2030 年，华东电网新能源累计装机 2.73 亿千瓦，占总装机比例为 36.6% 。口测算结果显示，新能源利用率为 93.7%, 新能源发电占比 14.2% 。年用电量 26779 亿千瓦时，其中燃煤、燃气发电量分别为 14260 、 4820 亿千瓦时，分别占用电量的 54% 、 18%; 若受入电量按清洁电量考虑，其全年碳排放约为 13.6 亿吨，度电碳排放 0.519kgCO₂/kWh 。华东 2030 各