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净零碳基础设施投资与技术2023 年 10 月 欧盟对外政策工具资助项目Energy Cooperation Platform中国-欧盟能源合作平台EU-CHINA3执行摘要中国和欧盟分别制定了雄心勃勃的目标，旨在到 2060 年和 2050 年实现净零碳排放。许多研究指出，高比例的可变可再生能源（VRE）和终端耗能行业的电气化是脱碳的关键，而电力多元转换（P2X）和碳捕集、利用和封存（CCUS）则是难以减排行业（钢铁、水泥、重型交通等）的关键技术。电力系统面临的一个主要挑战是，如何在化石能源发电量极低的情况下，整合大量的可再生能源并确保系统的充裕性。此外，电力系统的模型需要更多考虑消费侧（包括 CCUS 和 P2X）的情况。因此，需要协同优化电力、天然气、绿色气体和液体燃料基础设施。建模分析对于确保成功的部门整合和能源载体之间的最佳协调至关重要。本报告是中欧能源合作平台（ECECP）项目 B2.6净零碳基础设施投资与技术的最终报告。该项目旨在促进欧盟与中国在实现净零碳目标方面的合作。项目认为，只有通过合作才能将促进能源系统的碳中和转型。该项目介绍了在自由化市场条件下中国电力和天然气行业的综合模型。根据建模结果，评估了系统整合（通过部门耦合、P2X 和氢来加强能源储存）对碳中和目标的影响/益处。项目首先对以下方面进行了评估和比较，作为建立中国能源系统综合模型的背景信息：欧洲和中国碳中和能源系统情景；中国和欧洲的发电规划；中国和欧洲的 CCUS、P2X 和氢能部署。背景研究的启示如下：中国和欧洲的情景设定都聚焦二氧化碳的净零排放（中国是在 2060 年，欧洲是在 2050 年）。未来的一个关键挑战是如何平衡可变可再生能源（风能和太阳能）发电与灵活需求之间的关系；在以可变可再生能源为主的系统中，系统的充裕性至关重要。P2X 和 CCUS 是难以减排的经济领域（直接电气化难以实现）脱碳的必要技术；这些技术必须在中国和欧盟迅速大规模部署。在此过程中，合作至关重要。中国电力与天然气行业综合建模 建模方法鉴于整合可再生能源拥有诸多益处，本研究探讨了对多个能源领域进行整合的协同效应和潜在的机会。通过采用这种综合性的建模方法，强化部门耦合的潜力将得以释放，从而有利于促进可再生能源的无缝整合，并最大限度地提高能源系统的整体效率。为了了解综合建模的影响，本报告考虑了以下几种情景:情景 0：该情景基于不考虑天然气管道基础设施的前提，其中天然气消费（在供热和电力领域）根据省级外生价格进行优化。这意味着各省之间二氧化碳和 X 燃料（电制甲醇、氨和氢）的运输是基于单位燃料单位距离的可变运输成本，而不受管道容量的限制。情景 1：综合考虑天然气基础设施与第三国相连的进出口管道、LNG 终端，以及各省之间的管道容量限制，但不考虑二氧化碳和 X 燃料管道基础设施，即二氧化碳和 X 燃料的运输与 CETO 2023 基于 CNS2 的参考情景 0 一样。这一情景不涉及对天然气基础设施进行额外投资，而只涉4及对二氧化碳、电制甲醇、氨和氢能基础设施的投资。这是因为情景假设从一开始便认为由于碳中和要求，化石燃料天然气的消费正在减少。情景 2：二氧化碳、电制甲醇、氨和氢的省间运输受到管道容量的限制。建设额外的管道容量被确定为一种内在的投资选择，然而，与不使用管道的经济成本相比，使用管道的经济成本在优化过程中基本可以忽略不计，因为管道一旦建成，利用率可能会非常高。天然气管道基础设施如场景 0 所示。情景 3：考虑与天然气、二氧化碳和 P2X 相关的传输基础设施。与情景 1 一样，此情景不涉及对天然气基础设施进行额外投资，只涉及对二氧化碳、电制甲醇、氨和氢能基础设施进行投资。情景假设的目的是为了研究不同建模方法的具体影响。首先，通过比较情景 1 和情景 0，可以单独看出仅增加考虑天然气管道基础设施对建模方法的影响。其次，通过比较情景 2 和情景 0，可以看出考虑管道容量和投资对二氧化碳、电制甲醇、氨和氢的利用和运输的影响。第三，通过比较完整基础设施的情景 3 与情景 0，可以看出考虑管道容量和投资对天然气以及二氧化碳、电甲醇、氨和氢的利用和运输的影响。建模的主要成果本项目的一期合作研究报告题为“ENTSO-E 中国电网规划建模演示”，重点关注在中国电网规划过程中使用 ENTSO-E 的方法进行成本效益分析。在一期研究成果的基础上，本项目扩展了综合能源系统方法的概念，以突显综合系统建模方法的影响。鉴于对可再生能源整合潜在优势的认可，本研究通过对诸多能源领域的整合来探讨协同效应和机会。通过采用综合方法，增强部门耦合的潜力得以释放，从而促进可再生能源的无缝整合，并最大限度地提高整体系统效率。通过综合全面的分析，报告旨在为优化能源系统规划过程，实现更加可持续和更具韧性的能源未来提供有价值的见解。正如研究结果所示，综合能源系统的方法可以提高系统运行效率，促进可再生能源整合，提高系统的灵活性和韧性，实现部门耦合和电气化，优化成本，并为协调的政策和规划提供支撑，从而有助于我们更快速地实现净零排放目标。通过将考虑物理传输基础设施的情景（SC1、SC2、SC3）与不考虑物理天然气和 X-管道的情景（SC0）进行比较，突出了采用综合建模方法的优势。从建模的结果中我们可以看到管道表象反映了不同形式能源商品运输之间的竞争。完整基础设施情景（SC3）下的输电容量低于仅考虑电网作为基础设施进行优化的情景（SC0），我们可以看到在西北适合建造更多的氢气管道，而华北的氢气管道建设则相对较少，这显示出具有高可变可再生能源潜力的省份，如新疆、青海和甘肃，是氢能基础设施部署的理想选址，既可以满足本地需求，还能够供应给北京、河北和天津等能耗较高的地区。结果表明，在考虑物理传输基础设施的情况下，X 管道的利用率明显更高。原因是，一旦管道建成，其后续使用几乎是免费的。这一点可以从对青海省的建模结果中得到证明，不同情景的建模结果显示了不同情景之间存在着显著差异。在 2030 年到 2060 年期间，在考虑基础设施的情景（SC2、SC3）中，氢气管道的容量和利用率明显高于未考虑氢能基础设施的情景（SC0）。同时，在是否考虑天然气管道基础设施的两种不同情景下，模型中用于发电的天然气消费量有很大不同。在考虑天然气管道（SC1 和 SC3）的情况下，天然气用于发电的比例更高，因为只要现有的天然气基础设施仍然在排放限制范围内，就可以继续使用且这样有利于节约成本。在所有的模型中，二氧化碳捕集和封存设施将主要安装在到 2060 年仍有碳排放的重工业地区。此外，5捕集技术也可以用于生物质发电厂。捕集的二氧化碳可被封存或进一步利用，从而实现负排放。投资建造的管道可将捕集的二氧化碳与具有碳封存潜力的地区相连。总体上，二氧化碳输入和捕集量大的省份具有较高的封存潜力。显然，华中，华北和南方地区的高负荷省份主要以二氧化碳输入为主，而东北和西北省份则以输出为主。这些例子表明，采用综合系统建模方法能够更好地展示现有资源并确保它们能够得到有效利用，助力能源系统的低成本转型，以达到净零排放目标。在追求净零排放目标的过程中，能源建模通常聚焦电力部门，这是因为人们对如何减少电力系统碳排放以及相关的成本和挑战都已有了明确的认知和理解。然而，对于那些难以减排的部门，则需要综合考虑能源供应链、资源、技术、系统效率和部门耦合。如分析所示，P2X 和 CCUS 只有在投入成本低、价值流整合的情况下才具有成本效益。碳捕集和封存被视为电力部门负排放的主要解决情景，但成本高昂且能源密集。然而，这些方法为也提供了灵活的机会来支持能源转型，即使经常被忽视。为了以合理的经济成本实现零碳能源系统，关键能源基础设施的优化使用和发展至关重要。为此，需要联合优化天然气和电力基础设施，以使现有设施得到更有效的利用，并促进天然气作为过渡燃料的使用。要建立零碳能源系统，将需要大量新的基础设施和投资来实现。本研究通过展示中国电力、天然气和 P2X 行业的综合建模方法，旨在加深人们对未来能源基础设施投资、运营规划和更协调的监管等方面的理解。中欧能源合作平台（ECECP）发布的 B2.6“净零碳基础设施投资与技术”最终报告，不仅展示了综合能源系统建模的实施路径，更是代表了欧洲和中国之间在能源建模方面的一次成功合作。项目揭示，只有通过紧密合作才能成功实现能源系统向气候中和的方向转型。然而，实现净零碳能源系统的时间非常有限，如果每个国家都独自开发技术，将很难达成目标。没有中国的参与，欧盟将难以实现其气候目标；同样，中国在实现碳中和目标的道路上也不可能独善其身。目 录1.概述 12.中国实现碳中和的主要概念 23.中国和欧盟碳中和能源系统情景 133.1 中国能源系统情景 133.2 欧洲能源系统情景：ENTSO-TYNDP 及欧盟委员会情景 284.碳中和与电力市场改革背景下的发电规划 334.1 能源转型背景下的电力安全 334.2 中国的发电规划 354.3 中国能源系统面临的主要挑战 464.4 欧洲的发电规划 514.5 欧盟发电充裕性评估 574.6 可比性/讨论 625.CCUS、P2X、氢能在中国和欧盟的应用 655.1 碳捕集、利用和封存（CCUS）655.2 P2X 825.3 中国能源转型展望中的 P2X 和 CCUS 926.中国净零碳基础设施的建模与规划 976.1 目标 976.2 CETO 2023 和 ECECP 净零碳基础设施项目中的建模 976.3 结果 1047.讨论和结论 113附件 115缩略词 115图片目录 116表格目录 12011.概述本报告是中欧能源合作平台（ECECP）B2.6 项目“净零碳基础设施投资与技术”的最终报告。项目的背景情况概述如下：中国和欧盟都致力于实现碳中和和气候中和的宏伟目标。要实现这一目标需要对能源基础设施、规划和监管进行改革。显然，未来能源基础设施的开发和运营需要加强不同能源载体和部门之间的协调。建模分析对于确保成功的部门整合和能源载体之间的最佳协调至关重要。在此背景下，本项目的目标是透过协调的能源系统建模和情景模拟，来加强对未来更加协调的能源基础设施投资和运营规划以及监管方法需求的理解。此外，该项目还旨在促进欧盟与中国在实现净零排放目标方面的合作。项目意识到，只有通过通力合作，才能实现能源系统向气候中和的目标方向转型。本项目于 2022 年 3 月启动，于 2023 年 9 月结束。合作参与方包括国网能源研究院（SGERI）、中国电力企业联合会（CEC）、中国可再生能源中心（CNREC）/能源研究所（ERI）1、Ea Energy Analyses，由ICF 负责项目协调。由于新冠疫情期间的旅行限制，中方专家和国际专家的所有联合工作都通过在线研讨会和其他线上方式合作开展。本项目包括以下六个工作包（WP）：工作包 1：项目启动，包括讨论如何协调合作伙伴的贡献。启动报告已于 2022 年 4 月提交。工作包 2：碳中和能源系统情景。工作包 2 报告已于 2022 年 9 月提交。工作包 3：碳中和与电力市场改革背景下的发电规划。工作包 3 报告已于 2022 年 11 月提交。工作包 4：碳捕集、利用和封存（CCUS）、P2X 和氢能。工作包 4 报告已于 2023 年 1 月提交。工作包 5：净零碳基础设施的建模和规划。工作包 5 的启动报告已于 4 月提交，主要报告于2023 年 9 月提交。工作包 6：形成最终报告，即当前这份报告。本报告（第 2-7 章）介绍了各工作包的主要成果，参见目录。第 6 章介绍了中国净零碳基础设施的建模情况。第 7 章对建模结果进行了讨论，得出最终结论，并对未来前景进行了评估。1由 Kaare Sandholt 作为代表参与，研究结果来自中国能源转型项目（CET）。22.中国实现碳中和的主要概念本章介绍了实现未来碳中和能源系统的几个关键概念和技术，包括在可再生能源比例不断增加的系统中的能源安全、综合能源系统和虚拟电厂的概念，以及核电技术、储能技术和碳捕集、利用和封存等关键技术。能源安全在能源安全方面，电网的首要任务是确保电力系统的安全稳定运行。在电源侧，应逐步对煤电厂进行改造，主要目的是降低能耗、提高灵活性，并通过加装 CCUS 来减少碳排放。此外，还应规划建设大型的风电和太阳能发电基地。由于大部分可再生能源位于中国西北部，而负荷中心则位于东部沿海地区，因此需要建设更多的特高压输电线路，以使电网实现最佳的大规模能源输送（见图 2.1）。在负荷侧，分布式智能电网需要实现自平衡状态，如微电网。在储能方面，需要建设更多的抽水蓄能和电化学储能装置。此外，有必要建立发达的电能市场、容量市场和辅助服务市场，以反映供需关系，从而实现更高效的大规模资源配置。图 2.1：向碳中和转型的能源安全需求中国电力企业联合会（CEC）用三个要点来定义能源安全。首先应具有遵循一系列基本原则的多元化电力供应体系，如大力发展集中和分布式新能源、因地制宜开发水电，有序发展核电。最终的目标是建立低碳的电力供应结构。其次，应明确煤电的市场定位。由于燃煤电厂具有灵活性和调峰能力，煤炭等化石燃料仍然至关重要。对于煤电而言，关键是要对保障能源供应和减污降碳的需求进行综合考量。应增加燃煤发电能力，以满足能源平衡的要求，同时减少燃煤发电量，给日益增长的可再生能源留出市场空间。3 第三，应显著提高系统的灵活性（见图 2.2）。综合考虑到不同资源的技术特点和各种情景下的要求，最大限度地发挥源、网、荷和储等所有资源的潜力，以确保系统具有足够的灵活性，促进新能源的大规模开发和消纳。图 2.2：不同的电力系统灵活性资源概览来源：IEA部门耦合和电气化“部门耦合”是能源转型的新流行语。在本报告中，我们将重点介绍中国的最新进展。为了实现碳达峰和碳中和，必须制定一项战略，将能源产业与钢铁、有色金属、建材、石化和运输等其他难以减排的产业结合起来考虑（见图 2.3）。减少这些行业碳排放的有效方法是增加电力消费，减少煤炭或石油等化石燃料的使用。这意味着整体减排与电气化和部门耦合密切相关。图 2.3：电力行业与其他行业的紧密关系ERR 能研微讯 微信公众号：Energy-report 欢迎申请加入 ERR 能研微讯开发的能源研究微信群，请提供单位姓名（或学校姓名），申请添加智库掌门人（下面二维码）微信，智库掌门人会进行进群审核，已在能源研究群的人员请勿申请；群组禁止不通过智库掌门人拉人进群。ERR 能研微讯聚焦世界能源行业热点资讯，发布最新能源研究报告，提供能源行业咨询。本订阅号原创内容包含能源行业最新动态、趋势、深度调查、科技发现等内容，同时为读者带来国内外高端能源报告主要内容的提炼、摘要、翻译、编辑和综述，内容版权遵循 Creative Commons 协议。知识星球知识星球 提供能源行业最新资讯、政策、前沿分析、报告（日均更新 15 条+，十年 plus 能源行业分析师主理）提供能源投资研究报告（日均更新 812 篇，覆盖数十家券商研究所）二维码矩阵二维码矩阵 资报告号：ERR 能研微讯 订阅号二维码（左）丨行业咨询、情报、专家合作：ERR 能研君（右)视频、图表号、研究成果：能研智库 订阅号二维码（左）丨 ERR 能研微讯头条号、西瓜视频（右)能研智库视频号（左）丨能研智库抖音号（右)4建筑领域：碳排放2019 年，整个建筑行业的碳排放总量约为 50 亿吨二氧化碳，占中国碳排放总量的 51%，因此减排需求十分迫切。同时，建筑施工和运营过程中产生的碳排放量约为 21.3 亿吨，占总排放量的 23%，主要来自化石能源、电力和热力（见图 2.4）。图 2.4：2019 年中国建筑行业碳排放总量建筑领域：可再生能源与建筑之间的联动耦合正在加速在可再生能源中，太阳能、风能、浅层地热和生物质能的应用大都与建筑物有关。目前，户用光伏的普及率还很低，约占光伏总量的 1.4%，但在政策的推动下，中国的户用光伏将有望实现快速增长。住房和城乡建设部（MOHURD）发布了“十四五”建筑节能与绿色建筑发展规划，大力倡导在建筑中使用可再生能源（见图 2.5）。图 2.5：可再生能源在建筑中的应用来源：“十四五”建筑节能与绿色建筑发展规划，2020 中国太阳能热利用行业运行状况报告5交通领域：新能源汽车普及率再创新高汽车的碳排放量占中国交通领域碳排放量的 80%以上，约占全社会碳排放量的 7.5%。汽车行业的电气化是实现去碳化的有效途径。2021 年，新能源汽车2的产销量超过 350 万辆，同比大幅增长 1.6 倍（见图 2.6）。图 2.6：中国新能源汽车产销量同比增长情况来源：中国汽车工业协会2022 年上半年，新能源汽车的普及率预计达到 9.27%（占整个车队的比例），乘用车的普及率预计达到 11.28%，这两个数字均创下了新纪录。图 2.7：中国新能源汽车生产/销售量渗透率来源：中国汽车工业协会截至 2021 年底，中国的充电桩保有量已达到 260 万个（见图 2.8）。2017 年到 2021 年，充电桩保有量的复合年增长率（CAGR）达到 56%。国家电网公司不断完善充电桩领域的运营模式，其主要策略包括放开省级合资、下放招标权、与房地产运营商合作提供社区充电桩以及引入私人电动汽车充电站共享等。2“新能源汽车”是中国政策中的一个术语，指主要以电能为动力的汽车，包括插电式汽车、电池汽车、混合动力汽车和燃料电池汽车。6图 2.8：中国充电桩保有量(单位：万套）来源：iFinD,EVCIPA截至 2021 年 10 月，中国已建成电动汽车换电站 1086 座，同比增长超过 100%。与充电模式相比，换电设施的规模仍然相对较小。预计在“十四五”期间（2021-25 年），国家电网将建设 1000 多个公共和商业换电站。工业领域：受高耗能产业结构的制约，工业低碳发展的任务依然艰巨削减水泥、钢铁、合成氨和乙烯生产的排放量并非易事（见图 2.9、图 2.10）。原料加工产生的排放量约占这四个重点行业排放量的 45%。这些部门都需要高温热量（重点行业对高温热量的需求从 700 摄氏度到 1600 多摄氏度不等，产生的排放量约占 45%）。鉴于相关工业流程的结合相当紧密，流程中某一环节的任何改变都会使其他环节也必须做出调整。工业生产场所，尤其是四个重点行业的生产场所，通常寿命超过 50 年，并需要定期维护。图 2.9：水泥、钢铁、合成氨和乙烯生产的排放很难减少来源：Green and low carbon technology for industrial process7工业领域：在政策推动下，绿色制造体系已初具规模，新（绿色）能源和技术在工业领域的渗透不断加强截至目前，中国已建成 2121 家绿色工厂、171 个绿色产业园区和 189 家绿色供应链企业，开发了近2 万种绿色产品。政府推动新能源生产服务与装备制造业协调发展，支持智能发电和智能用能装备系统的开发部署，推动高效的能源管理和交易，发展分布式储能，促进氢能产业创新和集中式发展。所有这些行动都旨在加快中国工业的低碳转型。图 2.10：工业脱碳情景P2X3可作为可控负荷，通过需求侧管理实现负荷平移与削峰填谷。P2X 还可用作储能，用来平抑供需两侧的季节性波动。此外，P2X 还可以作为不同能源系统之间的接口，在不同的能源部门和网络之间发挥协同作用。氢能是 P2X 技术的重要中间载体（见图 2.11）。3电转 X 也称电力多元转换（P2X 和 P2Y），是指利用剩余电能（通常在可再生能源发电量波动超过负荷时）进行各种转换、存储和再转 换的途径。8图 2.11：P2X 技术路线综合能源系统在综合能源系统中，电力、供热、制冷、燃气和水等不同能源的供应、转换、储存和消耗同时得到优化，以提高效率和降低成本。此类系统包含三种类型。第一类为区域型系统，如城市新区、旧城改造、新城镇等。第二类为园区类系统，如工业园区、科技园区、物流园区、文化产业园、机场等。第三类为建筑类系统，包括办公楼、商业综合体、学校、医院、数据中心等。综合能源系统在需求/负荷侧越来越常见，可实现电力、供热、制冷和燃气系统之间的联动。最常用的设备是燃气三联供、热泵、压缩制冷和储能电池。电氢耦合（协同）是目前热议的话题。它可以以不同的模式提供，包括负荷侧和电源侧的协同。9图 2.12：负荷侧电氢协同对于负荷侧的电氢耦合（见图 2.12），其主要优势在于：1）由于电力由电网提供，因此可灵活选择地点；2）由于峰谷电价差可能很大，因此有利可图。然而，这种耦合并不能充分利用电解槽的动态调节能力。图 2.13：电源侧电氢协同和输电电源侧的电氢协同（见图 2.13），通过电力远距离传输能源，可以充分利用电解槽的动态调节能力。电解槽可以吸收可再生能源的波动，而不会对电网造成巨大压力。然而，电-氢-电转换过程中不可避免地会出现大量的能量损失并且效率较低。10图 2.14：电源侧电氢协同和输氢一个更有前景的情景是在电源侧将电-氢系统耦合，并通过氢气远距离输送能量（见图 2.14）。这种方式除了可以充分利用电解槽的动态调节能力外，还具有更高的能源利用效率，并可节约成本。虚拟电厂虚拟电厂（VPP）采用智能控制技术和互动型商业模式，以现代信息通信技术和先进智能技术为基础，可以整合不同类型的资源，实现能量平衡和灵活互动，如图 2.15 所示。图 2.15：虚拟电厂示意图11关键技术在分析中，中国电力企业联合会强调了有助于实现未来碳中和能源系统的四项关键技术，包括核能、储能、CCUS 以及氢能。未来的第一项关键技术是核能技术，这包括几项新的发展，如第三代压水反应堆、高温气冷反应堆、小型模块化反应堆和核聚变。核能还可用于蒸汽和热能供应、工业制氢和海水淡化。第二项关键技术是储能技术。不同类型的储能技术具有不同的特点，因此适用于各种应用。利用传统技术，可以在梯级电站或径流电站之间建造抽水蓄能电站。此外，还有一些新的储能技术，如电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能、蓄热和蓄冷等（见图 2.16）。图 2.16：不同储能技术的效率和能量损失示意图第三项关键技术是 CCUS。鉴于化石燃料在未来几年仍将占据重要份额，CCUS 是与化石燃料相结合实现碳减排的必要技术。然而，要克服技术瓶颈并降低能耗成本，还需要开展更多的研究。应更多地关注 CCUS 技术的应用，如大规模使用 CCUS 提高石油采收率（CCUS-EOR），淀粉、甲醇和氨的化学合成，以及其他一些工业应用，如物理转化为建筑材料、碳纳米管等。根据全球碳捕集与封存研究所（CCSI）的报告，截至 2021 年底，全球共有 135 个商业 CCUS 设施（见图 2.17）。其中，27 个已投入运营，2 个暂停运营，其他正在建设或处于早期开发阶段。大多数项目位于美国和欧洲国家。12图 2.17：截至 2021 年底全球 CCUS 设施分布来源：GCCSI，2021第四项关键技术是氢能技术。氢能可以成为综合能源系统的一部分，并可用于多种用途。特别是，它可以用来减少工业和交通等难以减排部门的碳排放。可再生能源富足地区可利用富余电力生产绿氢。此外，氢气涡轮机可以像同步发电机一样产生惯性，但却是低碳的，因此可以减少煤炭消耗。133.中国和欧盟碳中和能源系统情景本章讨论了实现碳中和的各种情景。本章基于项目工作包 2（碳中和能源系统情景），参与该项目的专家讨论了欧盟和中国的不同能源系统情景。中国的能源系统情景由中国电力企业联合会（CEC）、国网能源研究院（SGERI）、能源研究所（CET 项目）和中国石油天然气集团公司经济技术研究院（CNPC ETRI）创建。欧洲的能源系统情景基于欧洲输电和输气运营商联盟（ENTSOs）的十年网络发展计划（TYNDP）以及欧盟情景。不同能源系统情景概述能源系统情景模拟和技术经济分析为气候目标设定、基础设施规划和可行的政策措施评估提供了重要工具。这项工作能够为政府和私营部门利益相关者的决策提供支持。情景假设不应与预测相混淆。与预测不同，情景设置能够根据对驱动能源系统变化的主要因素进行不同假设，来展现一系列可能的未来。中欧能源系统情景的共同特点：中国和欧洲情景设置的主要目标都是展示实现碳中和的途径。在大多数的中国情景中，一般设置碳达峰出现在 2030 年，到 2060 年实现碳中和，而欧洲的情景则一般都设置 2050 年实现碳中和。中国和欧洲实现目标的主要措施是相同的。化石燃料将逐步减少，取而代之的是可再生能源技术，主要是风能和太阳能。电气化和部门耦合以及提高能源效率的措施将得到推行。对于难以减排行业，基于可再生能源的氢和P2X将发挥作用。这对于重型公路运输、船舶运输以及钢铁和水泥行业尤为重要。电力系统的灵活性、电网发展、电力系统的充裕性和安全性，以及不同地区之间大规模的电力交易是中国和欧洲能源系统实现成功转型的关键。3.1 中国能源系统情景中国的不同研究机构使用了一系列的能源系统情景。在工作包 2 中，我们对中国电力企业联合会（CEC）、国网能源研究院（SGERI）、能源研究所（中国能源转型 CET 项目）和中国石油集团经济技术研究院（CNPC ETRI）使用的部分情景进行了描述和讨论。这些情景如图 3.1 所示。14图 3.1：中国能源系统情景概览3.1.1 中国电力企业联合会电力系统碳中和情景中国电力企业联合会（CEC）代表了中国的电力行业，其碳中和情景设置主要针对电力行业，并从发电的角度进行描述。图 3.2：中国电力需求预测如图 3.2 所示，在可预见的未来，中国的电力需求预计将继续增长。据 CEC 估计，到 2025 年、2030年和 2035 年，中国的电力消费总量将分别达到 9500 TWh、11300 TWh 和 12600 TWh。这意味着每五年的复合年增长率（CAGR）将分别达到 4.8%、3.6%和 2.2%。15不同发展路径下的情景为满足电力需求的大幅增长，发电产能预计将大幅增加。要满足能源平衡，能源发展应遵循的基本原则包括：在符合环保要求的前提下扩大水电，大力发展可再生能源，安全有序地扩大核电，适度发展气电，严格限制煤炭消费的增长，并根据储能设施的技术成熟度逐步提高储能的利用率。在碳中和情景构建中，中国电力企业联合会区分了三种不同的碳中和情景：新能源快速发展情景4（S1），2020-2023 年，每年将建设 70-80 GW 的风能和太阳能发电厂以及四座核电厂。核电和新能源快速发展情景（S2），其中核电的发展速度快于第一种情景。新能源跨越式发展情景（S3），这一情景假设储能技术已经成熟并实现商业化，因此可以为更高比例的可再生能源提供更大的灵活性。图 3.3 显示了三种情景（S1-S3）下的电源结构。图 3.3：不同情境下的电源结构新能源快速发展情景（S1）第一种情景（S1）为新能源快速发展情景。这一情景假设 2020-2030 年每年新增 70 到 80 GW 的风能和太阳能以及 4 座核电站，由风能和太阳能提供清洁电力，核能提供充足的负荷供应。2030 年后，每年新增 100 GW 的新能源装机容量（风能和太阳能）。到 2030 年，新能源发电装机容量将达到 1300 GW。最终，电力供应的缺口由煤炭和天然气等化石燃料填补。在这种情况下，电力行业的二氧化碳排放将在2032 年左右达峰。核能和新能源快速发展情景（S2）第二种情景（S2）为新能源及核能快速扩张情景。这一情景假定核能的发展速度比第一种情景更快，每年建造 6 台核电机组。风能和太阳能发电每年新增 80 到 100 GW。由于通常情况下核电站的建设周期4“可再生能源”和“新能源”这两个词经常交替使用。在这里，“新能源”更广泛地指能源领域的新兴和创新技术，包括可再生能源 以及新型或改进的能源储存、分配和消费方法。16超过五年，因此前五年（2020-25 年）与第一种情景相同，但 2025 年之后的碳减排速度比第一种情景更快。到 2030 年的新能源装机容量为 1400 GW。电力行业的二氧化碳排放将在 2030 年左右达峰。新能源跨越式发展情景（S3）第三种情景（S3）为新能源跨越式发展情景。这一情景假定储能技术发展良好，已经足够成熟，可以进行商业应用。因此，与前两种情景相比，新型储能的容量更大，这为电力系统提供了更大的稳定性与灵活性，与核电类似。风能和太阳能发电装机容量也会更大，2020 年到 2030 年每年将新增超过 100 GW 的新能源发电能力。到 2030 年，新能源发电装机容量将达到 1600 GW。电力行业的二氧化碳排放将在 2028 年左右达峰。综合分析分析结果表明，2030 年电网的惯性较高，足以保证系统的稳定性。电力行业能够为工业、交通、建筑和其他经济部门提供绿色电力，并服务于整个社会的能源转型和碳达峰。不确定因素包括是否会有一个更强大的供应链来为核电站建造和铀资源管理提供支持。此外，新的储能技术是否完全成熟也是一个不确定因素，尤其是在无风无光的情况下能否长期安全运行。3.1.2 SGERI 年度能源和电力展望中的情景国网能源研究院（SGERI）每年都会发布中国能源电力发展展望报告（见图 3.4）。本节将介绍该系列报告中的各种情景。图 3.4：低碳和深度脱碳情景来源：SGERI中国能源电力发展展望 2021中国国家主席习近平宣布，中国将在 2030 年实现碳达峰，在 2060 年实现碳中和。因此，在这两个情境中，实现“双碳”目标都是硬性要求（见图 3.4）。在能源供应方面，由于煤炭是中国目前的主要能源，该报告的作者认识到煤炭的重要作用以及煤电作为中国重要电源的基本事实。因此，该报告提倡清洁、有序地减少煤炭使用量，实现电力的安全稳定供应。在关键能源和电力技术方面，考虑到所需的低碳发展和技术进步水平，报告认为氢能、CCUS、抽水蓄能等方面的预期成本和发展潜力较为乐观。在低碳情景中，电力系统将在 2060 年达到近零排放。到 2060 年，能源系统将在陆地碳汇的支持下实现碳中和。在深度脱碳情景中，终端用能技术在提高能源效率方面具有更大潜力，终端能源和一次能源的结构变化将进一步加快，CCUS、氢能和生物燃料等各种减排技术将得到快速发展。到 2060 年，能源系统将实现近零排放。17表 3.1:情景设置主要参数（2021 年）关键指标低碳情景深度脱碳情景经济环境2021-2060 年 GDP 每五年的年均增速分别为 5.5%、4.8%、4.3%、3.8%、3.3%、3.0%、2.8%和 2.7%。2050 年、2060 年总人口分别为 12.8 亿和近 12.0 亿。电气化水平钢铁行业电炉钢占比在 2030 年和 2060 年分别达到 20%左右和 55%-60%；小微型电动汽车保有量在 2030 年和 2060 年分别达到 7400万辆和 3.1 亿辆；炊事电气化率 2060 年达到60%。钢铁行业电炉钢占比更早达到 60%；小微型电动汽车保有量 2060 年达到 3.2 亿辆；炊事电气化率达到 65%。新能源发电成本（元/千瓦）陆上风电：5800（2030 年）、5000（2060 年）海上风电：12000（2030 年）、7500（2060 年）光伏发电：2600（2030 年）、2000（2060 年）陆上风电：5500（2030 年）、4500（2060 年）海上风电：10500（2030年）、6700（2060年）光伏发电：2300（2030 年）、1500（2060 年）碳排放成本2030 年、2060 年分别约为 80 元/吨、300 元/吨2030 年、2060 年分别约为 120 元/吨、400 元/吨需求响应潜力2030 年、2060 年分别为最大负荷的 5%6%、10%12%2030年、2060年分别为最大负荷的6%7%、12%15%储能成本2030 年、2060 年固定投资成本分别下降至约1800 元/千瓦时、600 元/千瓦时2030 年、2060 年固定投资成本分别下降至约 1400 元/千瓦时、400 元/千瓦时情景中使用的主要参数见表 3.1 所示。两种情景的主要区别在于电气化水平、可再生能源发电成本、二氧化碳排放成本、需求响应潜力和储能成本。能源燃烧产生碳排放的主要部门包括发电、工业、建筑和交通（见图 3.5）。在中短期内，发电和工业部门将是能源相关二氧化碳排放的主要来源，而在长期内，由于 CCUS 技术的推广和碳捕集能力的提高，交通和建筑部门将成为相对较大的碳排放源。图 3.5：深度脱碳情景下中国各部门的二氧化碳排放量18国网能源研究院的中国能源电力发展展望 2020中评估了三种情景：常规转型情景、电气化加速情景和深度减排情景（见图 3.6）。常规转型情景假设电气化率稳步提升。在电气化加速情景中，终端用电量增长更快，清洁能源发展更加迅速。在深度减排情景中，能效和电气化率的提高更为显著，清洁能源在一次能源结构中的比例更高。图 3.6：中国能源电力发展展望 2020 情景表 3.2：情景设置主要参数（2020-21）关键指标常规转型情景加速电气化情景深度减排情景经济环境2021-2060 年 GDP 每五年年均增速分别为 5.5%、5.0%、4.2%、4.2%、3.2%、3.2%、2.5%和 2.5%。2050 年后总人口将达到 14 亿。电气化水平钢 铁 行 业 电 炉 钢 占 比 在2030 年和 2050 年分别达到15%和 30%；电动汽车保有量在 2035 年和 2050 年分别达到 9200 万辆和 2.4 亿辆钢 铁 行 业 电 炉 钢 占 比 在2030 年和 2050 年分别达到24%和 54%；电动汽车保有量在 2035 年和 2050 年分别达到 1.4 亿辆和 3.5 亿辆钢 铁 行 业 电 炉 钢 占 比 在2030 年和 2050 年分别达到25%和 55%；电动汽车保有量在 2035 年和 2050 年分别达到 1.5 亿辆和 3.6 亿辆新能源发电成本（元/千瓦）陆上风电：4800（2035年）、4400（2060 年）海上风电：9500（2035年），7500（2060 年）光伏发电：2400（2035年）、2100（2060）陆上风电：4500（2035年）、3800（2060 年）海上风电：9000（2035年）、6700（2060 年）光伏发电：2200（2035年）、1800（2060 年）。陆上风电：4500（2035年）、3800（2060 年）海上风电：9000（2035年）、6700（2060 年）光伏发电：2200（2035年）、1800（2060 年）。二氧化碳排放成本由 2020 年 20 元/吨逐渐增长至 2060 年 300 元/吨由 2020 年 20 元/吨逐渐增长至 2060 年 300 元/吨由 2020 年 20 元/吨逐渐增长至 2060 年 400 元/吨19表 3.3：情景设置主要参数（2020-22）关键指标常规转型情景电气化加速情景深度减排情景煤电灵活性改造程度热 电 联 产 机 组 2035 年、2060 年调峰深度分别达到30%、40%；非热电联产机组 2035 年、2060 年调峰深度分别达到60%、70%热 电 联 产 机 组 2035 年、2060 年调峰深度分别达到40%、50%；非热电联产机组 2035 年、2060 年调峰深度分别达到70%、80%热 电 联 产 机 组 2035 年、2060 年调峰深度分别达到40%、50%；非热电联产机组 2035 年、2060 年调峰深度分别达到70%、80%需求响应潜力2035 年、2060 年分别为最大负荷的 6%8%、12%15%2035 年、2060 年分别为最大负荷的 7%9%、18%20%2035 年、2060 年分别为最大负荷的 7%9%、18%20%储能成本2035 年、2060 年固定投资成本分别下降至约 3000 元/千瓦、1500 元/千瓦2035 年、2060 年固定投资成本分别下降至约 2000 元/千瓦、700 元/千瓦2035 年、2060 年固定投资成本分别下降至约 2000 元/千瓦、700 元/千瓦表 3.2 和表 3.3 列出了 2020 年报告情景中使用的主要参数