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实现碳达峰碳中和的技术路径及实践探讨▷ 2020年9月，第75届联合国大会：中国力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。 ▷ 2020年12月，气候雄心峰会：2030年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降65%以上，非化石能源比重达到25%左右。 ▷ 2021年3月，中央财经委员会第九次会议：实现碳达峰碳中和，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。构建以新能源为主体的新型电力系统。 .面临严峻挑战 碳排放总量大。中国是世界最大的能源生产国和消费国。2020年，能源碳排放99亿吨、占全球31%。1750年以来，能源累计碳排放2100亿吨，占全球总量的13%。 我国处于工业化发展阶段，经济发展任务艰巨，电力需求还将刚性增长。
时间紧。从碳达峰到碳中和，欧盟约70年，美国、日本40年左右，我国仅有30年时间。 产业结构偏重、能源结构偏煤、能源利用效率偏低。2020年，我国非化石能源比重15.9%，清洁能源发电量占比36%，煤炭消费比重57%、高于世界平均水平30个百分点。 2019年，单位GDP能源消耗410克标煤/美元，是世界平均水平的1.7倍、发达国家平均水平的2.9倍。 低碳技术挑战。欧盟积极落实1.5℃温升目标，在海上风电、氢能利用、循环经济、智能交通、电动汽车等技术领域持续发力。 美国推进核电、新能源和地热能等可再生能源发展和低碳技术进步，引导新兴产业转型升级。目前，全球二氧化碳年捕集能力在40万吨以上的大规模CCS项目美国已建成10个(中国2个)。 电力行业将发挥主力军作用 随着工业化、城镇化深入推进，我国能源消费总量将在2030年前后达峰。能源消费达峰后，电力需求仍将保持增长。 电力行业不仅要在能源生产侧实现对化石能源的“清洁替代”，还要在能源消费侧实现“电能替代”，承接工业、建筑、交通等领域转移的能源消耗和碳排放，服务全社会降碳脱碳。 打造零碳电力系统 挪威、瑞典、瑞士和冰岛等国已经实现或接近实现零碳电力系统，美国、英国等提出到2035年实现零碳电力系统，从低碳到零碳是否保留化石能源发电还没有定论。 我国电力系统从深度低碳到零碳，推荐保留一定规模的火电，发电量占比不超过10%，产生的碳排放通过CCUS技术移除。 电力系统低碳转型经历三个阶段 第一阶段：碳达峰阶段(2021-2030年) 电力系统碳排放在2028年前后进入峰值平台期。工业、建筑、交通等领域电气化进程快速推进，电力需求持续增长(增速4.5%左右)，新增电力需求全部由清洁能源满足。新能源装机达到17亿千瓦，发电量占比升至28%，水电、核电发电量达到13%、7%，煤电、气电发电量分别为42%、9%。
第二阶段：深度低碳阶段(2031-2050年) 电力系统碳排放在平台期后快速下降，采用CCUS部分移除后降至峰值10%左右，电力系统实现深度低碳。电力需求增速放缓(增速1.4%左右)。新能源装机达到44亿千瓦，发电量占比升至53%，水电、核电发电量达到13%、14%，煤电、气电发电量降至13%、7%。 第三阶段：零碳阶段(2051-2060年) 电力系统从深度低碳发展为零碳电力系统。新能源装机达到52亿千瓦，发电量占比升至61%，水电、核电发电量达到13%、16%，CCUS规模进一步扩大，煤电、气电发电量降至7%、3%。 碳达峰碳中和关键技术路径：以“四化”(清洁化、电气化、数字化、标准化)为方向，加强“两个支撑”(科技创新支撑、政策机制支撑)，构建清洁低碳安全高效的能源体系。 清洁化 能源生产侧的碳排放主要来源于生产电力、热力的化石燃料。 从生产侧减少碳排放。尽可能用非化石能源替代化石能源燃料，让化石能源回归原料属性，大幅提升非化石能源消费比重。 增加清洁能源装机和发电量，新能源成为主体能源。未来40年，新增清洁能源装机达52亿千瓦。 目前工业过程碳排放13亿吨，要以低碳原料替代高碳原料减少排放，预计2060年降至3亿吨以下。 立足国情，走出一条中国特色的能源清洁化发展道路。根据中国气象局2020年风能太阳能资源年景公报，我国陆地70米高度风能技术可开发量超过50亿千瓦，太阳能资源理论储量达19万亿千瓦。
大力发展陆上新能源。坚持集中式和分布式并举，西部北部建设大基地，实现规模化开发、智能化运维、集约化经营。东中部分布式新能源潜在开发量超过20亿千瓦，积极发展分散式风电和分布式光伏。 加快发展海上风电。利用我国东部海城5亿千瓦以上的可开发量，加快布局近海深水，逐渐向远海方向发展。 积极开发水电。我国水能资源技术可开发量6.9亿千瓦，80%待开发水电分布在西南地区。加强流城统筹规划，以水电为先导，通过“水风光”互补开发，打造“西电东送”接续能源基地。 积极有序发展核电。在确保安全前提下积极有序发展核电，重点开发沿海核电，适时启动内陆核电项目。 电气化 从消费侧减少碳排放。用清洁能源生产的电力满足工业、建筑、交通领域能源需求。预计到2060年，95%的非化石能源将转化为电能使用，电能占终端能源消费的比重达到70%以上。
提高能源利用效率。预计到2030年，电气化率每上升1个百分点，单位GDP能耗下降3.2个百分点；2031-2060年，电气化率每上升1个百分点，单位GDP能耗下降4.1个百分点。 降低碳排放强度。预计到2030年，电气化率每上升1个百分点，单位GDP碳排放减少5.6%；2031-2060年，电气化率每上升1个百分点，单位GDP碳排放减少9.5%。 提升工业、建筑、交通电气化水平。工业领域，能源消费21亿吨标煤，年碳排放33亿吨，电气化率26%。加快推进工业电能替代，发展电炉炼钢，推广电锅炉、电窑炉、热泵等。预计2030、2060年，工业电气化率分别达到34%、70%。 建筑领域，能源消费7.5亿吨标煤，年碳排放9亿吨，电气化率40%。推进建筑供暖、热水、炊事领域电气化，在屋顶、墙壁加快发展分布式能源、储能系统，推广“光储直柔″建筑，实现可调节灵活发用电。预计2030、2060年，建筑电气化率分别达到50%、80%。 交通领域，能源消费4.9亿吨标煤，年碳排放9亿吨，电气化率不足4%。加快发展电动汽车、电气化铁路、城市轨道交通、港口岸电、机场桥载电源。预计2030、2060年，交通电气化率分别提高到10%、50% 。 数字化• 数字赋能新型电力系统。电力系统的形态正在发生重大变化，从以化石能源为主体转变为以新能源为主体，电动汽车、储能等多元负荷和分布式、微电网大量接入，分散性、随机性、波动性显著增强。构建“广泛互联、智能互动、灵活柔性、安全可控、开放共享”的新型电力系统，必须依靠数字赋能。 从根本上改变能源配置方式。利用5G、大数据、云计算、人工智能等现代信息技术，提升电力系统智能互动、灵活调节水平，传统能源电力配置方式由部分感知、单向控制、计划为主，转变为高度感知、双向互动、友好包容。 大力发展数字基建。各行业实施数字化建设和改造，打通能源生产、输送、消费、交易等各环节数据流通渠道，充分挖掘各类能源资源，提高能源利用效率，实现多能互补、主动响应、协同高效。 标准化 建立碳减排标准体系。补齐碳排放监测、计量、核算、认证等关键领域短板，加快低碳技术和碳减排标准体系建设，建立与国际接轨的碳减排制度体系。 加强国际标准合作。深化新能源、电工装备、节能环保等领域国际标准研究与制定，构建"标准+检测"服务体系，搭建一体化标准化服务平台。 实现碳达峰碳中和，需要加强两个方面支撑 ①科技创新支撑。凝聚优势科研力量，开展多学科、多领域协同攻关，加快突破海上风电、光伏、光热、核电、储能、CCUS、氢能、电力电子等一批关键核心技术。 ②政策机制支撑。加强碳达峰碳中和顶层设计、行动方案和政策体系研究。推进全国统一电力市场和碳市场建设，发展绿色金融，促进低碳技术研发应用，降低全社会低碳转型成本。 低碳产业技术基础与实践探 近10年，陆上风电、光伏发电成本分别下降40%、82%。海上风电并网最大单机达10兆瓦。光伏210毫米硅片大尺寸组件最大功率670瓦，光伏发电转化效率超过24%，最低度电成本低至0.15元/斤千瓦时。
发展高效率电网友好型风机、高转化效率光伏发电、低成本长储热光热发电，海上风电突破主轴承制造、控制系统国产化、平台轻量化等技术。 截至2020年底，华能新能源并网装机超过3100万千瓦，海上风电已建在建规模超过800万千瓦。建成江苏大丰海上风电场、中心离岸距离55公里，江苏如东海上风电场、装机容量70万千瓦。牵头成立海上风电创新联合体，投运国内首个千万点秒级国产实时新能源数据平台、国内首个海上风电智慧运维平台、首台5兆瓦国产化海上风电机组。 核电 在运装机5216万千瓦，在建1476万千瓦。华龙一号、CAP1400等国产化第三代压水堆技术具备规模化发展条件，开展高温气冷堆技术攻关。
预计2060年，核电装机3.3亿千瓦。加快国产化第三代压水堆技术推广，推进第四代核电关键技术研发，积极发展核电小型堆、核聚变技术，探索核能在供汽供热、工业制氢、海水淡化等领域综合利用。 华能山东石岛湾高温气冷堆示范工程已完成首堆冷试、热试和首次装料、临界，计划今年并网发电。发电效率高、堆芯出口温度高、具有固有安全性。牵头自主研发核心设备，推进商业化应用，预期设备国产化率超过93%。 水电 累计装机3.8亿千瓦，投运世界单机容量最大的百万千瓦水轮机组，水电规划设计、施工运行、设备制造等处于世界领先水平。
高水头大容量机组、工控系统国产化、核心零部件制造、高海拔高寒地区水电开发是重要的技术发展方向。 投运全国首套70万千瓦水电机组国产计算机监控系统，开展澜沧江流城国家级风光水储一体化清洁能源基地建设，积极推进西南战略性水电开发，推动在水电工程智能建造、高海拔高寒地区水电建设和生态环保等技术领取得新突破。 CCUS CCUS技术包括二氧化碳捕集、利用和封存三个环节。截至2020年底，全球共有65个大型一体化项目，我国建成35个示范项目。CCUS商业化还存在能耗大、成本高等问题，捕集成本就高达400元/吨CO2 。 加强捕集、运输、利用、封存及监测多环节技术攻关，实现低成本、低能耗捕集和大规模封存及转化利用，发展与生物质耦合的负碳排放技术，形成完整的技术链和产业链。 华能2006年开始碳捕集技术研究，创立了具有完全自主知识产权的燃烧前和燃烧后二氧化碳捕集理论，研发了成套技术。牵头成立CCUS技术创新联合体，代表我国参加ISO碳捕集运输与封存技术委员会(TC265)，参与发布2项国际标准。规划在甘肃陇东能源基地，与中石油合作，建设百万吨级CCUS示范项目。 新型储能 近10年，我国电化学储能成本下降81%，能量密度提升2.3倍，实现了百兆瓦级储能电站系统集成。截至2020年底，已投运电化学储能320万千瓦。 加快大容量、长周期、高安全、低成本电化学储能研发应用，建立完善的动力电池退役、回收、再利用体系，实现规模化梯次利用。推进氢能、蓄热、蓄冷等技术硏发应用，解决新能源长时间尺度大范围波动问题。 华能通过发展“新能源+储能”，积极推进储能技术规模化应用。投运山东德州丁庄风光储一体发电项目，配置8兆瓦电化学储能。在江苏金坛建设我国首个盐穴压缩空气储能示范项目。规划在陇东能源基地，建设60兆瓦/120兆瓦时电化学储能装置以及具有自主知识产权的国内首套兆瓦级重力压缩空气储能装置。 氢能 过去5年，世界绿氢制备成本下降40%。目前，我国可再生能源制氢成本2.5元/Nm3，能耗5千瓦时/Nm3，电解效率60-75%，氢燃料电池效率50%。 加快研究制定我国氢能发展路线，突破绿氢制备、储运和燃料电池等关键技术。 国内多家能源和设备制造企业正在积极布局氢能产业链。华能在吉林白城已建成国内最大的离网风电制氢项目，在福建漳州发展氢能相关设备制造产业，在四川成都建设13兆瓦电解水制氢项目，计划明年3月投产。 |
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