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现实可行且成本可负担的中国电力低碳转型路径

2021-02-22   来源:洁净煤技术   作者:李政

  中国具有世界上最大的电力行业,产生的巨大碳排放量(几乎等于欧盟国家的总排放)和所保有的大量燃煤电厂(截至2018年底为1010 GW)决定了其在全球应对气候变化中的重要作用。

  

  从技术和经济角度出发,相比其他行业,电力行业更容易脱碳,因此其低碳转型是减少全球二氧化碳排放的关键。

  

  现实中,决策者在制定转型路径和政策时,往往会考虑三方面关键因素,它们的明确答复对决策具有重要意义:

  

  一是转型路径成本的准确评估。由于中国幅员辽阔,不同区域的资源禀赋和负荷需求区别很大。因此,除了发电技术的投资成本,还应考虑资源和需求的区域间匹配成本以及可再生能源并网的系统成本等。

  

  二是煤电资产的出路。需要定量评估减排目标对于煤电的冲击,为煤电资产制定可行且可接受的出路,以及决定是否需要投入开发碳捕集技术。

  

  三是系统性的政策建议。由于电力低碳转型不能局限于电力系统本身,而是要与整个社会经济系统以及能源系统变革相一致,因此需要在能源经济发展的总体框架下给出系统性的政策实施建议。

  

  回答上述三个问题的基础,是要具备电力系统的定量分析评估工具,能够准确描述分区域特性、发电技术细节以及电力系统的运行过程,使得尽可能与实际物理系统保持一致。

  

  为了填补以上研究的空缺,清华大学气候变化与可持续发展研究院李政教授团队建立了具有足够时空分辨率和技术准确度的“自下而上”能源系统模型,通过该模型模拟与优化中国电力行业的未来发展路径。

  

  研究通过设置三种典型情景,分别为基准情景(BAU)、2℃情景(2DS)、1.5℃情景(1.5DS),分析电力脱碳技术路径以及相应的实施方案。


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  2018-2050年电力行业碳排放

  

  研究发现,相比于基准情景,2℃情景和1.5℃情景中由于在2030年前采取了更强化的减排措施,电力行业的碳排放达峰时间从2029年提前至2023年,碳排放峰值从44.1亿吨降低至40.9亿吨,更严格的碳排放预算倒逼电力碳排放在2030年后进一步加速下降。为了实现《巴黎协定》的气候目标,累积的CO2排放量应位于图b的粉红色带中。但是,基准情景中的累积CO2排放量已经超过了该范围,这意味着当前的减排努力还不够。因此必须在当前基础上加大可再生能源扩张、加快燃煤电厂退出以及大规模部署碳捕集技术。

  

  未来30年,风电和光伏发电需要逐渐转变为主力电源,年均装机增速达到当前水平的2~4倍。燃煤机组的容量需要逐渐减少,部分机组甚至要提前退役,这将导致燃煤机组的平均寿命降低0.42~1.93年,对应1050亿~6550亿元的搁浅成本。

  

  碳捕集技术需要大规模应用,尤其是煤炭生物质掺烧再加碳捕集装置的技术,到2050年,电力行业的二氧化碳年捕集量达到8.9亿~10.8亿吨。

  

  为了保障上述转型路径的实现,需要处理好电网安全稳定运行、煤电有序退出、碳捕集技术的部署以及转型投资成本的问题。

  

  通过加大储能等先进技术研发力度、建立存量煤电有序退出机制、加快碳捕集相关技术的研发与应用示范以及建立和完善绿色投融资机制等措施,可以有效地解决这些问题。

  

  最后,研究人员提出,应对气候变化是全人类共同的责任,应当从现在起就超前部署相关措施和政策,以实现2℃/1.5℃目标下的中国电力低碳转型。


这项研究得到了国家自然科学基金、华能集团基础能源科技研究项目的资金支持,成果以《现实可行且成本可负担的中国电力低碳转型路径》为题(点击查看)在《洁净煤技术》2021年第2期进行了网络首发。


  责任编辑:宫在芹

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