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电力行业碳中和的实施方式

高比例风光新能源是现阶段电力生产侧实现碳中和的必然选择

目前全社会用电量需求还在逐年上升，而在碳捕获与封存（Carbon Capture and Storage，简称CCS）技术尚不成熟的条件下，电力行业需要大力发展零碳发电技术。目前成规模的零碳发电技术一般是核电、水电、生物质和风光等非化石燃料发电技术。

水电大规模增长空间有限。水电目前已成为我国第二大主力装机电源，装机达3.6亿千瓦，占总装机17.7%，成为世界第一水电装机大国。而水电发展由于资源受限、厂址选择受限、移民安置困难、季节性丰枯期发电不均、生态保护影响大等原因，就目前的技术水平，水电在未来全社会用电量中的占比总体可能成下降趋势。

核电大规模增长的条件尚不具备。国内核电技术发展较快，已发展至第四代核电技术，核电装机达4874万千瓦，占总装机2.4%，成为世界第三核电装机大国。然而，核电受制于安全约束、技术难度伴随固定投资增加、厂址选择受限和核废料处理困难等问题，就目前技术水平来看，核电尚不具备大规模增长的条件。

生物质发展难占“C位”。生物质发电是众多发电类型中的一个小众发电模式，但是由于其发电可控，二氧化碳排放为零，引起了行业内部重视。目前生物质发电主要有气化发电和直接燃烧发电两种形式，以直接燃烧发电较为普遍。而生物质发电由于燃料运输半径受限，单机容量普遍较小，造成投资成本和运行成本较大，电量占比上升空间有限。

相对于其他电源种类，风光新能源发电虽然存在季节性能源分布不均，天气影响较大，发电出力波动性、随机性较大等问题，但是由于风光等新能源资源丰富、地域分布广、厂址选择受限较小、运行成本小、固定投资成本相比水电、核电较低等优势，高风光电量占比的系统在国际上有一定的运行经验，是现阶段技术经济条件下，实现碳中和必然选择的电源。因此，国家也在电力规划中重点发展风光发电，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上（较2019年增长近8亿千瓦）。

大电网为主消纳是现阶段高比例风光消纳的唯一选择

2020年中国风电、太阳能发电总装机容量4.4亿千瓦，装机容量占比达20%。根据规划，到2030年风电、太阳能发电装机容量占比将达40%以上，而到2060年风电、太阳能发电装机容量占比将接近70%。风光发电出力不可控的波动性和随机性，造成风光发电出力曲线与电力系统负荷曲线不符甚至是相反。为了有效解决风光新能源的波动影响用户电力使用平稳的问题，目前解决平衡消纳的手段主要有大电网和储能两种。

储能消纳风光发电的优劣：储能技术可以很好地起到移峰填谷作用，有效消除风光新能源的波动性。目前实施的储能技术主要分为物理机械储能、电化学储能和氢储能。物理机械储能以抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能为代表。物理储能的优势就是安全系数较高、储能容量大、技术成熟、寿命长，而劣势则是投资成本大、选址困难、效率低。电化学储能以锂电池、铅酸电池为代表，优势是效率高、充放电速度快、选址容易，劣势是投资成本大、安全系数低、环境温度影响大。

氢储能以电解氢+氢燃料电池为代表，优势就是能量密度大，劣势是技术尚不成熟，安全问题没有彻底解决。总之，目前除了尚不成熟的储能技术，较为成熟的抽水蓄能和化学电池储能之外，其他储能技术都存在投资成本过大和运行成本高的缺陷，抽水蓄能电站的综合效率一般为0.65~0.75，而化学储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元千瓦时。在电网托底的条件下，京津唐地区大负荷期间如需使用高比例风光电源，则需要具备存储50亿千瓦时的能力，按目前最经济的存储方式也需要5万亿的投资，类推全国则需要100万亿以上投资，是目前全国电网资产的20倍以上。

如不用电网托底，完全依靠配套储能的方式，投资还要有数十倍的增加。因此，在可预见的时间内或者至少近期，在经济性上尚无一种储能技术可以成为风光发电消纳的主要手段，就是说传统的“电力不具备大规模经济存储条件”的规律仍然发挥作用。

大电网消纳风光发电的优劣：大电网消纳风光发电就是利用电网的电能输送能力，将风光发电发出的具有波动性、随机性的电能及时输送到电力需求侧，利用电力系统内部可调节性机组的调节能力（虚拟储能）实现风光发电消纳。大电网消纳风光发电相对于储能技术的优势就是经济性明显，而存在的劣势就是存在安全事故联锁反应风险，而且大电网消纳容易出现经济责任难以划分的情况。

考虑到储能技术突破的周期通常为20~30年，因此达成30·60目标不能寄希望于储能技术快速解决其经济劣势，实现风光发电消纳的唯一选择仍是依靠大电网的电能调配手段。尽管大电网消纳是风光消纳的唯一经济性现实选择，但是要实现未来如此高比例的风光发电消纳，目前仍有系列障碍难以跨越，需要加大科研力量，以问题为导向，寻求解决这些障碍的技术经济方案。

原标题：【专稿】电力行业碳中和的实施方式和障碍

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