EU-CHINAEnergyCooperationPlatform中国-欧盟能源合作平台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本报告由以下人员编写:PeterBørreEriksen、LarsMøllenbachBregnbækEaEnergyAnalysesLuisBoscán、NinaDupont、LarsPauliBornakEaEnergyAnalysesKaareSandholt中国宏观经济研究院能源研究所中国能源转型项目首席国际专家代红才、张宁、李江涛国网能源研究院张琳、雷晓蒙、董博、李艺中国电力企业联合会HelenaUhde中欧能源合作平台感谢以下研究人员给予的贡献和支持：国网能源研究院张丝钰、张希凤、吴潇雨中欧能源合作平台（ECECP）网站：http://www.ececp.eu电子邮件：info@ececp.eu中欧能源合作平台于2019年5月15日启动，旨在支持和落实《关于落实中欧能源合作的联合声明》中的举措。ECECP平台的总体目标是加强中欧能源合作。根据《欧洲绿色协议》、欧洲能源联盟、《全欧洲人共享清洁能源倡议》、气候变化《巴黎协议》和欧盟《全球战略》，通过加强合作，增进欧盟与中国之间的互信和理解，为推动全球能源向清洁能源转型，建立可持续、可靠和安全能源系统的共同愿景做出贡献。ECECP二期项目由ICF国际咨询公司和中国国家发展和改革委员会能源研究所共同实施。免责声明本报告中所述信息和观点均为作者观点，并不一定反映欧盟、中国国家能源局或ECECP的官方意见。欧盟、中国国家能源局或ECECP均不对本研究相关数据的准确性负责。欧盟、中国国家能源局、ECECP或其任何个人代表概不对报告信息的使用负责。有关ECECP的更多信息，请访问官方网站(http://www.ececp.eu)。©欧盟2023。版权所有。英文编辑：HelenFarrell，中文编辑：赤洁乔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CETO2023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3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，4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。5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）655.2P2X825.3中国能源转型展望中的P2X和CCUS926.中国净零碳基础设施的建模与规划976.1目标976.2CETO2023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1201.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、EaEnergyAnalyses，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KaareSandholt作为代表参与，研究结果来自中国能源转型项目（CET）。12.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。2•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3ERR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CreativeCommons协议。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8~12篇，覆盖数十家券商研究所）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)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4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。5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：Greenandlowcarbontechnologyforindustrialprocess6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。7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。8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。9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10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。11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。123.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（CNPCETRI）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（CNPCETRI）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。13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9500TWh、11300TWh和12600TWh。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%。14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70-80GW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80GW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100GW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1300GW。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100GW。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。15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1400GW。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100GW的新能源发电能力。到2030年，新能源发电装机容量将达到1600GW。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。3.1.2SGERI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。16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年分钢铁行业电炉钢占比更早达到60%；小微型别达到20%左右和55%-60%；小微型电动汽电动汽车保有量2060年达到3.2亿辆；炊车保有量在2030年和2060年分别达到7400事电气化率达到65%。万辆和3.1亿辆；炊事电气化率2060年达到60%。新能源发电成本陆上风电：5800（2030年）、5000（2060年）陆上风电：5500（2030年）、4500（2060年）（元/千瓦）海上风电：12000（2030年）、7500（2060年）海上风电：10500（2030年）、6700（2060年）光伏发电：2600（2030年）、2000（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、2030年、2060年分别约为120元/吨、300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%、2030年、2060年分别为最大负荷的6%~7%、10%~12%12%~15%储能成本2030年、2060年固定投资成本分别下降至约2030年、2060年固定投资成本分别下降至1800元/千瓦·时、600元/千瓦·时约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17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钢铁行业电炉钢占比在钢铁行业电炉钢占比在2030年和2050年分别达到2030年和2050年分别达到2030年和2050年分别达到15%和30%；电动汽车保有24%和54%；电动汽车保有25%和55%；电动汽车保有量在2035年和2050年分别量在2035年和2050年分别量在2035年和2050年分别达到9200万辆和2.4亿辆达到1.4亿辆和3.5亿辆达到1.5亿辆和3.6亿辆新能源发电成本陆上风电：4800（2035年）、陆上风电：4500（2035年）、陆上风电：4500（2035年）、（元/千瓦）4400（2060年）3800（2060年）3800（2060年）海上风电：9500（2035年），海上风电：9000（2035年）、海上风电：9000（2035年）、7500（2060年）6700（2060年）6700（2060年）光伏发电：2400（2035年）、光伏发电：2200（2035年）、光伏发电：2200（2035年）、2100（2060）1800（2060年）。1800（2060年）。二氧化碳排放成本由2020年20元/吨逐渐增由2020年20元/吨逐渐增由2020年20元/吨逐渐增长至2060年300元/吨长至2060年300元/吨长至2060年400元/吨18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热电联产机组2035年、热电联产机组2035年、热电联产机组2035年、改造程度2060年调峰深度分别达到2060年调峰深度分别达到2060年调峰深度分别达到30%、40%；40%、50%；40%、50%；非热电联产机组2035年、非热电联产机组2035年、非热电联产机组2035年、2060年调峰深度分别达到2060年调峰深度分别达到2060年调峰深度分别达到60%、70%70%、80%70%、80%需求响应潜力2035年、2060年分别为最2035年、2060年分别为最2035年、2060年分别为最大负荷的6%~8%、12%~15%大负荷的7%~9%、18%~20%大负荷的7%~9%、18%~20%储能成本2035年、2060年固定投资2035年、2060年固定投资2035年、2060年固定投资成本分别下降至约3000元成本分别下降至约2000元成本分别下降至约2000元/千瓦、1500元/千瓦/千瓦、700元/千瓦/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。三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、煤电灵活性改造程度、需求响应潜力以及储能设备的成本。图3.7：三种情景下各部门能源消耗产生的二氧化碳排放量（2020年）在近期和中期内，工业和发电部门将是二氧化碳排放的主要来源，而在长期内，交通和建筑部门的排放量将相对增加（见图3.7）。发电部门将在总体减排方面发挥重要作用，未来将帮助终端用能领域借助电气化来减少排放。193.1.3中国石油经济技术研究院年度报告情景中国石油集团经济技术研究院发布的2021年年度报告共设置了四种情景，分别是：参考情景、可持续转型情景、CCUS技术大规模应用情景和可再生能源突破情景（见图3.8）。图3.8：中国石油经济技术研究院年度报告（2021年）情景在参考情景中，所有参数都是延续现有的政策和技术发展趋势进行推断设定的。在可持续转型情景中，化石燃料将作为灵活性资源，满足例如调峰和应急备用等电力需求。风能、太阳能、CCUS和氢能等低碳和零碳技术将稳步发展，成本将继续下降。与可持续转型情景相比，在CCUS技术大规模应用情景中，CCUS的大规模商业化应用将提前实现。在可再生能源突破情景中，可再生能源及相关支持技术将取得突破性进展。表3.4：情景设置主要参数情景名称参考情景可持续碳中和情景可再生能源转型情景突破情景CCUS技术大规模应用情景社会与经济（1）人口数量将在2030年之前达峰。（2）城镇化率逐步提高，将在2060年达到75%。（3）年经济增速在2035年之前为4.8%，2036-2060年期间为3.1%。（1）车辆燃油经济性将在2035年之（1）车辆燃油经济性将在2035年之前每年提高2%，能源效率前每年提高1.5%，然后保持稳定。然后保持稳定。（2）能源密集型产品的效率每年提高（2）燃煤发电效率每年提高0.3%。1.2%。（3）能源密集型产品的效率每年提高1.3%。技术发展（1）参考情景中，某些技术的成本为上限水平。（2）CCUS技术大规模应用情景中，CCUS技术的成本为下限水平，其他技术为中值水平。（3）可再生能源突破情景中，光伏和风电技术的成本为下限水平，其他技术为中值水平。碳排放-（1）碳排放将在2030年之前达峰。（2）中国将在2060年之前实现碳中和。20情景设计中使用的主要参数见表3.4。四个情景之间的主要区别在于能效水平、关键技术的成本和碳排放量。3.1.4中国能源转型展望（CETO）情景中国宏观经济研究院能源研究所每年都会编制一份《中国能源转型展望》（CETO），重点关注中国能源转型的不同能源系统情景。2021年《中国能源转型展望》包括两类情景。第一类是基准情景，即中国推动实现全球“2摄氏度”情景目标，在2070年左右实现碳中和。第二类情景则提出了中国实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标的路径，即所谓的气候中和情景1和2（CN1和CN2）。此外，报告还包括几项专题分析，包括终端领域的转型、电力行业转型、电力市场改革、P2X、碳价，以及中国CCUS的现状和前景。本章介绍了其碳中和情景的主要特征。能源系统现状中国目前的能源系统以化石燃料为主，尽管在过去十年中，非化石燃料消费速增长度越来越快。如图3.9所示，煤炭主要用于电力和工业部门。运输部门严重依赖石油产品，由于煤炭转化为电力过程中存在一定损耗，因此能源系统的总损耗较高。图3.9：2020年中国能流图来源：CETO202121能源转型战略为了实现碳达峰和碳中和目标，中国的能源转型战略主要依靠三大支柱：•在经济结构调整的同时采取强有力的节能措施。•在最终部门用电能替代化石燃料。•在电力行业大规模部署太阳能和风电以取代煤炭。在实施这些支柱性举措的同时，还必须注重避免投资搁浅，并将碳价和高效的电力市场作为转型的重要驱动力。如图3.10所示，为分析能源转型战略的影响，CETO情景以综合建模工具为基础。终端部门采用自下而上的单个部门模型，而针对电力行业则是采用的经济调度和投资优化模型。图3.10：CETO能源系统建模套件主要情景结果终端部门的能源效率作为CETO情景的框架边界，我们假设2060年的经济规模是2020年的4.2倍。如图3.11所示，尽管经济继续增长，但终端能源消费总量将受到控制，并从2030年左右开始下降。22图3.11：碳中和情景下到2060年的终端能源消费总量化石燃料将逐步被电力所替代，到预测期末，氢能在终端能源消费中将发挥更重要的作用。终端部门的电气化带来了能源效率的大幅提高，而从重能耗产业向轻工业和服务业的经济结构调整将驱动单位GDP的能源强度下降。在工业部门，电气化率（电能占最终能源消费的比例）从2020年的23%增长到2060年的近60%。在交通和建筑部门，电气化率在2060年达到60%以上（见图3.12）。图3.12：主要终端部门电气化率的发展情况电力行业转型如图3.13所示，在碳中和情景5中，由于电气化战略的实施，电力消费迅速增长。5CETO设置了两个碳中和情景，即CNS1和CNS2。CNS1是一个保守的方案，通过平稳的“被动”转型实现双碳目标。CNS2是一个加速转型情景。23图3.13：CNS2情景中2020-60年主要终端部门和用于制氢的电力消费总量（TWh）从2020年到2050年，电力消费总量将增加一倍以上，用电量将达到峰值。在初期，工业、交通和建筑部门的电气化驱动了用电量的增长。随后，绿氢生产所需的用电量将支撑用电量的增长。图3.14：2020-60年电力行业的装机容量（GW）图3.14显示了2020-60年间不同电源的装机容量。新增装机容量主要来自太阳能和风力发电，而煤电装机容量在2030年前略有增长，之后有所回落。发电量也呈现出类似的趋势。如图3.15所示，风能和太阳能发电量大幅增加，而化石燃料发电量在2030年前有小幅增长，2035年后迅速下降。24图3.15：2020-60年间不同电源的发电量（TWh）在CNS2情景中，2020-35年终端部门对煤炭和石油的加速替代是有代价的。电力行业的绿色转型无法与电力消费的增长相匹配，这导致在此期间化石燃料发电的使用有所增加。2035年后，风能和太阳能发电的部署不仅能满足电力消费的增长，还将迅速替代燃煤发电量。电力系统的灵活性风能和太阳能发电等大量可变可再生能源的渗透需要一个非常灵活的电力系统。如表3.5所示，在CNS2情景中，煤电和抽水蓄能在相当长的时期内仍是中国能源系统最重要的灵活性资源，而电动汽车和电化学储能则发挥着越来越重要的作用。表3.5：CNS2情景中灵活性技术的装机容量（GW）灵活性来源（GW）现状2025年份2060年份202020351451187电动汽车智能充电143687077435991需求响应29152004593工业需求响应2122710924681133抽水蓄能30来源：CETO2021电化学储能3新型储能电动汽车V2G0总计682035年冬季和2060年冬季电力系统小时级的电力平衡见图3.16和图3.17所示。25图3.16：2035年冬季电力系统的小时级电力平衡（CNS2）来源：CETO2021图3.17：2060年冬季电力系统的小时级电力平衡（CNS2）来源：CETO202126除了灵活性，电力系统的平衡还需要大规模的跨省电力交换。图3.18和图3.19分别显示了2025年和2060年中国各地区之间的输电网流量。图3.18：2025年中国各区域内部和区域间的电力输送（CNS2）来源：CETO2021图3.19：2060年中国各区域内部和区域间的电力输送（CNS2）来源：CETO202127CETO碳中和情景揭示了中国能源系统转型的几个关键趋势：•提高需求侧能效，确保满足供应需求，并保证经济持续增长。•绿色能源供应——技术进步和成本降低推动可再生能源大规模提供清洁能源，特别是可再生能源电力发展。•电气化推动终端消费中化石能源退出，同时实现电力供应的低碳化。•氢能成为一种重要的能源载体，为低成本的绿色电力供应和最难减碳的需求部门建立起桥梁。绿氢与碳捕集相结合，可以为难以减碳的部门制造燃料，如重型运输、航运和航空部门。•二氧化碳封存创造了负排放和碳汇方面的后备手段，或者说最后的选择。负排放可以补偿2060年能源系统中仍然存在的少量排放。3.2欧洲能源系统情景：ENTSO-TYNDP及欧盟委员会情景就欧盟而言，也许最全面的能源系统情景可以在ENTSO电力和天然气十年网络发展计划（TYNDPs）中找到。这些情景由欧洲输电系统运营商网络（ENTSO-E）和欧洲天然气传输系统运营商网络（ENTSOG）联合制定6。然后，在利益相关者研讨会和多轮反馈中对这些情景进行合并和进一步开发。欧洲能源情景的要点如下：•在确保能源供应安全的前提下，到2050年可以实现二氧化碳净零排放。•能源效率是实现欧盟长期气候和能源目标的关键。•在整个欧洲范围内大力发展可再生能源将改变电力行业。•部门整合提供了高效的脱碳解决方案。•氢能将在廉价绿色电力供应和最难减排的行业之间建立联系。绿氢与捕集的碳相结合，可为重型运输、海运和航空等最难减排的行业提供燃料。•在供应链、技术的系统整合、P2X技术方面的创新，以及灵活性需求和能源安全问题，都是确保可持续能源未来的关键。与本章相关的ENTSO近期情景报告见图3.20。电力和天然气的通用情景每两年更新一次。6TYNDP2022ScenarioReport–IntroductionandExecutiveSummary28图3.20：ENTSO近期情景报告欧盟条例规定，TYNDP必须以情景为基础。同样需要注意的是，情景并不是预测，而是列出一系列可能的未来，每种未来都有不同的决定性因素。每种情景都呈现了社会不同部门在能源领域的一致未来（见图3.21）。图3.21：通用TYNDP情景概述来源：根据ENTSOTYNDP在欧洲的电力和天然气TYNDP中，通用情景的设计至关重要，它们是跨行业综合能源系统规划的基础。图3.22展示了2020年TYNDP中的三种情景。重要的驱动因素分别是分散化（分布式能源情景）和集中式创新（全球雄心情景）。在这两个情景中，目标都是到2050年实现二氧化碳净零排放。第三种情景是基于国家能源和气候计划（NECP）的自下而上情景。29图3.22：通用情景（TYNDP2020）对传输规划至关重要图3.23：电力和天然气关联情景图3.23中的例子说明了考虑电力和天然气之间相互联系的重要性。例如，在评估例新的输电线路时，应考虑建造相应的天然气输气管道的替代方案。在这种情况下，系统之间的相互联系包括G2P（天然气到电力）和P2G（电力到天然气）。30表3.6显示了TYNDP2022的情景框架。“分布式能源情景”和“全球雄心情景”因“能源转型驱动力”、“能源强度”和“技术”方面的不同特征而呈现不同的发展路径。然而，这两种情景都能在2030年前实现55%的二氧化碳减排，并在2050年前实现碳中和。表3.6：TYNDP2022情景框架分布式能源情景全球雄心情景更高的欧盟能源自给率，注重发展可再生全球经济联系更强，注重低碳和可再生能和分布式能源源集中式发展绿色转型2030年至少减排55%，2050年实现气候中和能源转型驱动力转型由地方和国家层面发起（产消者）转型由欧盟/国际层面发起旨在通过本土可再生能源发展最大化和智大力发展欧盟本土可再生能源，并以其他能的部门整合（P2G/L）实现欧盟能源自足低碳能源和能源进口作为补充通过发展循环经济和改善能源消费行为来能源需求也会下降，但优先注重能源供应减少能源需求侧的脱碳能源强度数字化由产消者和对可变可再生能源的管数字化和自动化增强欧盟的商业竞争力理所驱动注重发展分布式技术（光伏、电池储能等）注重发展大规模技术（海上风电、大型储能）和智能充电注重部署热泵和集中供暖注重混合式供暖技术技术电动汽车渗透率更高，重型运输采用合成交通运输领域相关技术多元化发展（电力、液体燃料和生物燃料氢能、生物燃料）极少使用CCS和核电技术整合核电和CCS技术此外，欧盟委员会也制定了未来的规划情景。图3.24显示了2030年和2050年不同技术的发电装机容量情景。例如，在REG情景中，政策和措施是实现二氧化碳减排目标的主要驱动力，而在CPRICE情景中，碳价是主要驱动力。图3.24：欧盟委员会情景GW31图3.25和图3.26显示了ENTSO情景与欧盟委员会情景之间的对标比较情况。图3.25对两种情境下的陆上风电、海上风电和太阳能发电进行了对标，图3.26则对电力需求进行了对标。从这些图中可以看出，ENTSO情景与欧盟委员会情景之间总体上有着很好的对应关系。图3.25：ENTSO模型与欧盟委员会模型的对标情况来源：ENTSOTYNDP图3.26：电力需求对标情况来源：ENTSOTYNDP324.碳中和与电力市场改革背景下的发电规划本章内容基于项目工作包3（WP3）碳中和与电力市场改革背景下的发电规划。WP3于2022年9月7日和8日举行的在线研讨会上正式启动。第二次研讨会于10月18日举行，重点讨论了WP3的主题，为深入探讨关键问题留出了更多空间。除项目合作方外，来自中国电力企业联合会、国际能源署和牛津能源研究所的外部专家也应邀就WP3的主题发表了自己的看法。此外，会上还讨论了一系列其他相关议题。发电规划中的常见关键要素随着世界向可持续能源系统转型，且可变可再生能源在系统中的占比日益增大，在应对各种挑战的同时确保能源安全显得尤为重要。以下是为确保能源系统的长期可行性时需要考虑的关键要素：•电力系统的充裕性：指电力系统随时可靠地满足电力需求的能力，同时考虑到发电能力、输电基础设施和运行灵活性等因素。•有效的电价机制：指的是一种能有效反映电力市场的供需动态的定价系统，同时能够鼓励对发电能力进行最佳投资，促进以具有成本效益的方式利用资源，并激励需求响应和高效的消费模式。•电力系统的灵活性：是指电网快速有效地适应电力供需变化的能力，既能整合可变可再生能源，又能维持稳定可靠的电力供应。•能源安全：是指在可再生能源占比较高的现代能源系统中，能够确保可靠、有弹性和可持续的能源供应，并降低可再生能源波动性相关的风险，同时确保电力系统的稳定性和充裕性。4.1能源转型背景下的电力安全鉴于能源安全的极端重要性，本节介绍了电力系统规划背景下的安全概念。本节借鉴了国际能源署2020年报告《转型中的电力系统》7中的观点，并利用丹麦基础设施规划方法，阐明了在规划安全可靠的电力供应时应考虑的关键因素和相关策略。电力安全的概念如表4.1所示，电力安全的概念包括几个特征。充裕性、运行安全性和系统弹性都是电力安全的基本要素，但时间尺度不同。7https://www.iea.org/reports/power-systems-in-transition33表4.1：电力安全相关的主要术语及定义术语定义充裕性在正常运行条件下，电力系统在任何时间都能满足某一区域内总电力需求的能力。关键在于准确定义何为正常条件，以及在其他情况下系统如何应对，这对政策决策至关重要。运行安全电力系统在经历任何类型的事件后能尽快恢复到正常状态或者维持正常状态的能力。弹性电力系统及其组成部分具有吸收和适应短期冲击以及长期变化，并从中恢复的能力。这些冲击可能超出标准充裕性评估所涵盖的条件。来源：JRC,IEA更详细地说，电力安全包括灵活性、燃料安全、充裕性、网络弹性，以及从同时发生的突发事件中恢复的能力。表4.2显示了不同的电力系统趋势会对这些电力安全特征造成哪些影响。该表显示了所需的低碳发展与电力安全需求之间的潜在冲突。表4.2：电力系统趋势及其对电力安全各方面的潜在影响来源：IEA，202034能源转型背景下的电力安全1.国际能源署的报告建议采取以下几项措施来确保电力安全：2.制度化：制定明确的责任、激励措施和规则。3.识别风险：定期进行全系统风险分析。4.管理和降低风险：提高整个电力供应链的准备程度。5.监控进展：跟踪、记录和分享经验。6.应对和恢复：应对停电或攻击，总结经验教训。此外，报告还建议引入新的电力安全监测工具，包括长期规划和概率分析，以确保电力市场设计将电力系统的承压期转化为更高的批发价格，并为消费者方面的能效措施和供应方面的投资提供适当的激励。丹麦的能源安全评估系统可以说明这一点（见图4.1）。丹麦能源署作为能源主管部门，负责设定评估假设条件。这些假设在提交给丹麦电力和天然气系统运营商Energinet之前，会在公开听证会上公布，以征求利益相关者的意见。Energinet负责通过编制长期发展计划和专门的年度电力安全评估报告来监控电力系统的安全。图4.1：丹麦的电力安全评估是主管当局与系统运营商之间的相互作用4.2中国的发电规划中国电力行业的转型面临着重大挑战，各研究机构、协会和能源供应商已对此进行了广泛研究。这些研究对路线图、实施路径和行动计划提出了见解，涉及新型电力系统建设、电力市场、电价机制、技术创新、政策和融资等方面。每个机构都为发电规划设定了不同的优先事项。以下是中方合作伙伴的关注重点：35•第一部分重点关注中国能源转型期间电力系统的充裕性和灵活性问题，并对2030年和2050年不同情景下的电力充裕性、能源充裕性和电力系统灵活性进行了评估。•第二部分重点讨论了与可再生能源发电波动性相关的挑战，以及在利用清洁发电、数字化电网系统和可再生能源发电能力增长所带来的机遇的同时对市场机制提出了更高的要求。随后还讨论了中国能源系统的灵活性和能源安全问题。4.2.1电力系统充裕性评估中电联的方法以评估电力系统的充裕性和灵活性为核心，并假设中国能源转型过程中电力部门的一些适当的能源发电组合情景。这并不是一个完整的发电计划。主要挑战之一是将可变可再生能源整合纳入电力系统。这带来了一系列影响电力充裕性的问题，进而影响电力供应的安全性。此外，电力系统的灵活性水平在最大限度减少弃电和有效消纳可再生能源方面起着至关重要的作用。这些问题凸显了中国电力行业转型过程中很有必要评估电力系统的充裕性和灵活性。评估包括不同的情景，例如与国家双碳目标一致的基准情景，其他情景则涉及极端天气条件、可再生能源的高渗透率以及不同程度的煤炭产能淘汰等具体问题。该评估基于几个主要假设。首先，不同地区的需求增长预测各不相同。其次，区域系统中可再生能源的部署基于可再生能源资源的分布，中部和东部地区的可再生能源份额略有增加。最后，从2030年到2050年，区域系统之间的输电能力预计将增加近一倍。情景设定六个区域能源系统的需求预测假设六个区域能源系统的需求预测假设概述如下（表4.3）：表4.3：需求预测假设（2020-50年）负荷预测2021-20252026-20302031-2050用电量预测4-6.5%3-5%1.8%3-5%2-4%1.2%北方地区的年需求高峰出现在冬季，南方地区出现在夏季，需求响应假定为高峰负荷的2%。不同地区的发电结构和布局表4.4列出了不同区域的发电结构和布局假设。表4.4：2030年和2050年发电结构假设来源20302050注释煤电1180GW550GW2030年以前，6个区域系统的年增长率不同风电621.5GW1500GW太阳能发电693.4GW2500GW中部和东部地区的份额略有增加氢能发电419GW500GW核电100GW200GW气电200GW320GW36此外，还假设六大区域系统的跨区输电能力在2030年将达到180GW，在2050年将达到324GW，并且可再生能源发电和常规发电捆绑传输，发电基础设施的维护将按照现行标准实施。可变可再生能源对年度峰值负荷贡献系数的假设可变可再生能源对年度峰值负荷的贡献系数假设可归纳如下：假设本地风电的装机容量贡献系数为5%，跨区风电的装机容量贡献系数为15%。由于高峰负荷一般出现在傍晚，因此太阳能发电容量贡献系数假设为0%；由于地区之间存在时差，因此跨区太阳能发电容量贡献系数假设为10%。交易能力六大区域系统之间的跨区电力交易能力假设基于电力发展计划（PDP），2030年的跨区交易能力（包括常规发电和可再生能源发电）为180GW的电力，2050年为324GW。方法根据中国政府制定的电力发展规划指南，电力和能源充裕性评估应在规划年度内按月计算。该方法是确定性的，并作了一些简化，如电力系统的充裕性评估以年度高峰日为重点，而能源充裕性评估则以年度高峰日和高峰月为重点。除煤炭发电外，不同发电技术的发电容量系数是根据不同地区电力系统的特殊性假定的。评估假定基础设施的维护计划得到妥善安排，并且将跨区电力交易也考虑在内。抽水蓄能和电池储能是为满足电力充裕性提供调峰电力的最后选择，煤电也是在评估重点日和重点月满足能源充裕性的最后选择。2030和2050年电力和能源充裕性评估举例来说，图4.2显示了根据可再生能源对年度峰值负荷贡献的假设进行评估的结果，显示了2030年中国六个区域的旋转备用占年度峰值负荷的百分比以及可变可再生能源装机占总发电装机容量的百分比。此外，如果假设可再生能源发电量占月平均发电量的50%，则会显示高峰月的煤电负荷率。2030年，各地区均不存在电力和能源短缺问题，且可再生能源弃电率低于3%。图4.2：2030年基本情景下旋转备用与可变可再生能源装机容量对比37图4.3给出了2050年的相应评估结果。结果显示，在可再生能源占比较高的区域系统中，如果可再生能源发电量在极端天气情况下大幅减少，则可能会出现电力短缺。图4.3：2050年基本情景下旋转备用与可变可再生能源容量对比2030年和2050年的储能/灵活性需求图4.4概述了以储能需求为重点的灵活性评估。2030年的储能需求为95GW，风能和太阳能发电装机容量预计分别约为620GW和695GW。2050年的相应储能需求为735GW，风能和太阳能发电能力预计分别为1500GW和2500GW。图4.4：基本情景下储存需求评估384.2.2电力系统灵活性评估电力系统灵活性方法旨在解决与可再生能源发电固有波动性和市场机制有关的挑战，同时也强调了清洁发电、数字化电网系统和可再生能源发电能力增长所带来的机遇，随后还讨论了中国能源系统的灵活性、充裕性和能源安全问题。挑战与机遇中国在实现碳中和的能源系统规划方面面临两大挑战：首先，波动性可变可再生能源难以整合，将给电力系统的安全稳定运行带来风险；其次，高比例可再生能源对市场机制提出了更高的要求。新能源（可再生能源）出力的波动范围在不断扩大。2030年，新能源出力占电力系统总用电负荷的比例将在5%到51%之间，而到2060年，新能源出力占电力系统总用电负荷的比例将在16%到142%之间（见图4.5）。图4.5：新能源出力占系统总用电负荷的比例预测来源：Wind第二个挑战是电力市场和价格机制不完善，无法支撑高比例可再生能源电力系统。目前，市场定价的理念尚未完全融入电价改革（见图4.6和图4.7），且支撑高比例可再生能源发展的配套电价措施尚不完善。目前电力市场结构缺乏辅助服务市场、容量市场、输电权市场等配套机制。图4.6：风电标杆电价（单位：元/千瓦时）来源：Wind39图4.7：光伏发电标杆电价（单位：元/千瓦时）来源：Wind除了上述挑战外，中国还面临着一些机遇。这些机遇包括发电的清洁化、电网的数字化以及电力消费的日益电气化。可再生能源在电力结构中所占的比例继续增长。据估计，光伏发电的年均新增装机容量约为65-77GW，风电的年均新增装机容量约为44-55GW。智能电网投资规模在电网投资总额中的占比不断提高。在降低能源需求的同时，电气化水平还有很大的提升空间。预计到2025年，中国的电气化率将提高到32%，到2035年将提高到45%（见图4.8）。图4.8：电源侧、电网侧和负荷侧的机会来源：Wind电力系统的灵活性可再生能源固有的波动性和间歇性为实现电力系统的供需平衡带来了前所未有的挑战。因此，有必要对大量整合可再生能源所带来的灵活性需求进行全面分析。净负荷是指从综合用电负荷中减去风、光出力后的负荷。净负荷的日峰谷差在不断扩大，导致对系统灵活性的需求增加（见图4.9所示）。40图4.9：2050年中国峰谷负荷及净负荷差异时序图2050年，中国最大单日用电负荷约为2340GW，最大日峰谷差约为600GW，占最大用电负荷的25.7%。净负荷的最大峰谷差约为800GW，占最大负荷的34.2%，见图4.10。在日内特征方面，随着剩余负荷的小时变化显著增加，不确定性也随之增加。以华北地区为例，2035年华北地区负荷最大小时变化约为30GW，占日峰值负荷的6.7%。2035年，净负荷的最大小时变化约为50千兆瓦，占峰值负荷的13.8%。2050年，净负荷最大小时变化约为1亿千瓦，占全年最大负荷的23.4%。图4.10：2050年中国峰谷负荷和净负荷差异柱状图41随着可再生能源发电厂（尤其是光伏发电厂）装机容量的增加，日净负荷曲线变成了所谓的“鸭子曲线”日负荷（100GW）（见图4.11）。中午过去是负荷高峰时段，现在则成为净负荷的低谷时段。12:00-20:00之间的净负荷日负荷（100GW）变化很大。当中午光伏出力急剧增加时，原来的负荷峰值将变成净负荷谷值，甚至可能是负值。15:00-20:00，随着光伏出力的下滑，电力负荷攀升，净需求迅速增加。图4.11：2035年（左）和2050年（右）华北地区典型日负荷曲线负荷的日峰谷差在夏季和冬季相对较大（图4.12），而净负荷的日峰谷差在春季和秋季相对较大（见图4.13）。原因在于：夏季中午气温最高，空调负荷在负荷峰值中所占比例相对较大。光伏发电的出力与空调负荷呈正相关性，从而使得夏季的净负荷波动相对稳定。冬季夜间气温相对较低，电采暖在负荷峰值中所占比例相对较大。华北地区的风电出力与电采暖负荷呈正相关性，从而使得冬季的净负荷波动相对稳定。春秋两季负荷与可再生能源输出的相关性相对较低，导致净负荷的峰谷差相对较大。图4.12:负荷的日峰谷差42图4.13:净负荷的日峰谷差灵活性资源灵活资源日益多样化（见图4.14）。在电源侧，燃气发电厂和水力发电厂提供了灵活性。燃煤电厂受益于灵活性改造和辅助服务市场，因此潜力巨大。此外，太阳能光热发电站（CSP）也将为系统的灵活调节做出贡献。图4.14：电力系统中的灵活性资源在电网侧，电力输送的规划和安排应考虑到不同地区的灵活性需求。在不同省份和地区之间共享调峰和备用资源将是积极的一步。在负荷侧，需求响应也可以发挥灵活性资源的作用，可以利用电力现货市场价格或其他经济激励措施刺激负荷侧参与灵活性调节。在储能侧，抽水蓄能电站和电化学储能电站是提高电力系统灵活性的理想工具。43表4.5：各类灵活性资源的优缺点燃煤电厂优势缺点装机容量大、灵活性潜力大燃煤电厂调峰服务补偿机制缺失燃气电厂调节性好，选址相对灵活燃料成本相对较高，对天然气的稳定供应存在高电源调节性好，零碳排放度依赖对进水量存在高度依赖水电站光热发电厂零碳排放在选址和发电时段方面存在限制电网地区之间调峰和备对不同省份和地区高峰时段的差异存在高度依赖经济高效，几乎不需要额外用资源协调互济成本需求响应经济高效市场机制不完善，经济激励的资金来源不明负荷经济高效市场机制尚待完善，对电价影响存在不确定性现货市场实时电价抽水蓄能可靠性高、调节性好场地可用性存在限制且市场机制不完善存储调节性好，布局灵活投资成本较高，存在安全隐患电化学储能上述资源可为电力系统带来灵活性，但也存在一定的局限性（见表4.5）。燃煤发电厂缺乏调峰服务补偿机制。对于燃气发电厂，燃料成本相对较高，且高度依赖于稳定的天然气供应。对于水电站来说，发电量在很大程度上取决于进水量。而不同地区之间调峰和备用资源的协调互济，其效果主要取决于不同省区之间高峰时段的差异。对于需求响应而言，市场机制并不完善，而且经济激励的资金来源并不明确。利用能源系统的耦合增强系统灵活性和集成性氢、热、冷、气等类型的能源载体可以通过关键的能源转换设备和不同能源系统之间的耦合来发挥灵活性资源的作用（见图4.15）。图4.15：P2X技术路线应打破不同能源系统之间的壁垒。P2X技术可使不同形式的能源相互补充：氢、热和冷能资源易于储存，可为电力系统带来更大的灵活性。44电力供暖和制冷技术得到了大规模应用。热泵、电锅炉和空调等技术已相对成熟。未来，更多的供暖和制冷设备以及更多的智能控制模块将在建筑中得到部署。这些技术可以利用廉价的非高峰电力来降低成本，并帮助电力系统调节。电力制氢技术正处于早期研发示范阶段。碱性电解（ALK）正在大规模使用，而质子交换膜（PEM）燃料电池技术迄今为止只应用于示范项目。PEM有可能会成为未来电解槽的主要来源。在2030年左右，绿氢的生产成本很可能与灰氢和蓝氢的经济竞争力相当。任何剩余的清洁电力都可用于制氢。能源安全能源生产与消费之间的差距日益扩大，给能源安全带来了越来越严峻的挑战。能源需求的增长超过了能源生产的增长速度，从而对供应侧造成了压力，如图4.16所示。图4.16：中国能源生产和消费总量（左轴）及增速（右轴）(左轴单位：万吨标准煤，右轴单位：年变化百分比）中国的石油、天然气和其他主要能源供应严重依赖其他国家，是能源供应链中的薄弱环节（见图4.17）。图4.17：中国化石能源对外依存度（单位：百分比）45中国对现代能源体系的愿景为确保能源安全，中国正在大力建设现代能源体系。图4.18展示了支持这一现代化进程的机制。其中包括四个关键方面：加强化石能源的开发和储存；优先发展风能和太阳能，促进低碳转型；加强能源产业链的现代化；充分利用市场机制，努力提高能源效率。图4.18：构建现代能源体系的机制中国在《“十四五”现代能源体系规划》中概述了其能源系统的发展愿景，主要内容见表4.6所示。表4.6：现代能源体系"十四五"发展目标领域类目目标当前水平能源安全能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上40.8亿吨标准煤能源低碳转型原油年产量2亿吨1.99亿吨能源系统效率天然气年产量2300亿立方米以上2075.80亿立方米发电装机总容量30亿千瓦23.77亿千瓦单位GDP二氧化碳排放五年累计下降18%-非化石能源消费占比20%15.9%非化石能源发电占比39%32.59%电能占终端用能比重30%-单位GDP能耗五年累计下降13.5%-灵活调节电源占比24%-电力需求侧响应能力最大用电负荷的3%-5%-4.3中国能源系统面临的主要挑战在研讨会上，与会者围绕中国能源系统转型在实现国家30-60目标道路上所面临的关键挑战展开了讨论。图4.19概述了这些关键挑战。46图4.19：中国能源系统转型面临的主要挑战脆弱性风险实现双碳目标时间紧迫缺乏灵活性资源供电充裕性...难以减排行业的电气化化石燃料价格社会的转型成本攀升高比例可变可再电力需求增加生能源电力系统（电气化）的运行可靠性实现双碳目标时间紧迫中国面临的首要挑战在于实现30-60双碳目标的时间非常短。中国只有不到10年的时间来实现碳达峰，而从达峰到碳中和也只有30年的时间。如果成功，中国将实现世界历史上规模最大、速度最快的二氧化碳排放强度下降。电力供应的充裕性一个最大的挑战在于，随着中国经济持续稳定的快速增长，未来几年中国的总用电量还将继续增长。中国电力企业联合会（CEC）的研究表明，在未来十年内，中国用电量每年将新增超过380TWh，几乎相当于整个法国（用电量目前排名世界第十）的用电量。47图4.20：全球主要国家用电量，不包括中国和美国。红色一栏代表中国每年新增的用电量。随着中国经济结构的持续升级，电力消费也在不断增长，工业化进程和电气化水平不断提高。然而，近年来中国接连出现异常气温和气候事件，使得电力的供需平衡日趋紧张，尤其是在夏季用电高峰。高比例可再生能源电力系统的安全性和可靠性减排需要与经济和社会的发展同步进行，这一点已经成为人们的广泛共识。因此，保证安全有序的转型是一项重大挑战。极端天气条件可能会引发严重事故，例如在寒冷的冬季，风电机组结冰就有可能会导致停电。此外，系统中可再生能源的增长需要对电网的控制机制进行相应的调整，这使确保可靠供电的任务更加复杂。中电联提出了若干保障措施，如加强规划实施机制，强化依法治理体系，强化能源行业管理，建立规划协调机制，完善税收、征管和投资政策等。这些措施的简要介绍可在中电联网站上进行查阅。8脆弱性风险近年来，新能源装机容量的比例迅速增加。由于风电、光伏等电源易受天气影响（见图4.21），发电侧供电能力的波动明显加剧，新能源出力的高波动性在短期内难以得到有效解决。图4.21：光伏功率曲线与负载功率曲线不匹配来源：Wind8https://english.cec.org.cn/#/datareliability?name=Reliability48长期以来，灵活供电的装机容量一直低于计划（见图4.22）。这限制了新能源（可再生能源）在用电高峰期的实际输出能力，使电力平衡受限。图4.22：调节/灵活供电装机容量低于计划目标(单位：万千瓦）来源：Wind电网可靠性在未来很长一段时间内，中国的电力系统仍将在同步机制下运行。由于风电和太阳能发电出力的波动性和在系统中的高渗透率降低了系统惯性，因此可变可再生能源对电力系统的安全可靠运行带来了重大挑战。缺乏灵活性另一个障碍是系统缺乏灵活性，这使得可再生能源的整合成为一项重大挑战。随着可再生能源在电网中的渗透率不断提高，这就要求系统具有足够的灵活性。然而与西班牙、德国或美国等可变可再生能源比例相对较高的国家相比，中国抽水蓄能或燃气轮机等灵活发电的比例要低得多。图4.23和图4.24分别对部分国家的可变可再生能源装机容量占比和弃电量进行了比较。虽然中国近年来在减少弃风弃光方面采取了许多积极行动值得称赞，但在风电和太阳能发电已成为主要电源的青海和甘肃等省份，弃电量仍然很高。换言之，电力系统的灵活性将是未来支撑可再生能源发展的关键因素，缺乏灵活性将会使可再生能源的发展和消费受限。图4.23：各国可再生能源和灵活发电容量占比（仅包括抽水蓄能和燃气轮机）49图4.24：中国及部分省份的可变可再生能源发电容量占比及弃风弃光率难以减排行业的电气化电力规划面临的另一个重大挑战是需要考虑电力行业与其他行业的关系。例如，钢铁、有色金属、石化、建筑和交通等行业可能会从使用化石燃料转向使用电力，以减少碳排放，从而导致用电量增加。此外，中国已于2021年7月16日启动全国碳市场，覆盖了2000多家电力企业。但目前仍有许多工作有待进一步完善，如完善碳定价机制、加强碳市场与电力市场的协调、充分发挥市场机制的作用等。社会的转型成本高昂的转型成本将波及全社会，对中国经济增长产生影响。如图4.25所示，在煤炭和钢铁价格上涨的推动下，上游制造工业生产者出厂价格指数（PPI）同比涨幅在去年10月达到25.2%的历史高点。下游制造业和中游制造业的相应数据也呈上升趋势。图4.25：制造业上游（右轴）、中游和下游（左轴）的PPI同比变化来源：Wind同时，从对PPI同比变化的拉动情况来看，上游制造业和采矿业的拉动作用最大（见图4.26）。能源价格的大幅上涨导致相关工业产品价格飙升。50图4.26：制造业上游、中游和下游部门对PPI同比变化的贡献来源：Wind4.4欧洲的发电规划电力和能源系统规划概述图4.27说明了当短期边际成本超过长期边际成本时，采用阶梯式方法扩大电力系统容量的总体概念。每一步扩容都有一条新的成本曲线（红色）。电力系统的容量是指供应需求的能力，该系统包括均衡的发电和输电。图4.27：电力系统扩展的基本概念图4.28显示了建设和运行电力系统的成本曲线以及未供应的能源的成本曲线（成本=未交付的能源乘以失负荷价值）。将两条成本曲线相加即为总成本。从理论上讲，当总成本最低时，电力系统就达到了最佳规模。51图4.28：电力系统的理论最佳规模以前，发电和输电过去是在（前）垂直一体化公用事业公司的框架内共同规划的。这样规划是有道理的，因为输电的扩展取决于发电的扩展，反之亦然。随着电力行业的拆分和自由化以及发电市场的开放，电力系统的规划模式发生了变化。如今，输电和发电的规划则是分别进行的（见图4.29）。图4.29：电力行业自由化前后的电力系统规划图4.30显示了欧洲目前电力系统规划的任务分工。发电规划主要由发电公司根据市场信号/指标进行，输电由输电系统运营商TSO（受监管的垄断企业）执行，而供应安全则由TSO/能源管理部门负责。52图4.30：欧洲电力系统规划：发电、输电和供应安全可变可再生能源和发电装机结构的变化图4.31显示了全球可再生能源和非可再生能源的年度投资份额。从图中可以看出，可再生能源的投资份额逐年增加，目前已明显高于非可再生能源的投资份额。2021年，可再生能源的投资份额达到约80%。图4.31：可再生能源占全球年新增装机容量的份额来源：IRNEA,Renewablecapacitystatistics2021随着风能和光伏发电装机量的增加，电力系统净负荷持续时间曲线的变化如图4.32所示。图中显示了化石燃料和核能等可调度电源发电量减少。53图4.32：可再生能源整合对可调度电源覆盖的净负荷曲线的影响图4.33左侧简单说明了无可变可再生能源系统如何优化系统容量。该方法基于投资成本、不同技术的部署以及需求的持续时间曲线。在系统价格高于煤电边际成本（如本例中的气电）的时段内，收入可用于支付煤炭优化的投资成本等。如果系统中可再生能源的容量快速增加，使用寿命与可调度机组相当，则系统的运行情况将如图4.33右侧所示。在这种情况下，更多时间是煤炭满负荷运行，从而决定了系统的边际成本或价格。这将导致缺乏资金来对煤炭进行优化改造，从而造成经济失衡。图4.33：考虑可变可再生能源的系统扩展的短期变化（概念筛选曲线）发电机组组合的长期平衡情景如图4.34所示。煤炭发电容量将减少，资本密集度较低的发电资产（此处为天然气）将相对增加。54图4.34：考虑可变可再生能源的系统扩展的长期变化（概念筛选曲线）供应安全-关注充裕性在讨论供电安全（SoS）时，必须区分资源充裕性和系统可靠性，两者通常合称为供电安全（见图4.35）。••资源充裕性是指确保电力系统有足够的资源来满足任何时段的需求。资源充裕性评估通常在电力输送前几年进行。••系统可靠性是指在不违反任何安全限制的情况下，确保电力系统的实时供需平衡。系统运营商通•常需要借助辅助服务市场来确保系统可靠性。图4.35：系统安全包含资源充裕性和系统可靠性55图4.36列出了一些欧洲国家的充裕性标准。大多数标准以缺电时间期望（LOLE）为单位，通常为每年3至8小时。丹麦采用了一套不同的标准：根据丹麦的制度，普通消费者的停电时间（由于发电量不足）应少于5分钟。图4.36：欧盟国家充裕性标准国家可靠性指标值有无约束力比利时LOLE3小时/年有约束力保加利亚LOLE16小时/年塞浦路斯备用容量189MW有约束力德国LOLE5小时/年无约束力丹麦停电时间5分钟有约束力爱沙尼亚LOLE9小时/年西班牙LOLE3小时/年无约束力备用容量10%无约束力芬兰LOLE3小时/年有约束力法国LOLE3小时/年有约束力LOLE2小时/年（采取市场举措后）有约束力希腊LOLE3小时/年无约束力ISEMLOLE8小时/年有约束力意大利LOLE3小时/年有约束力立陶宛LOLE8小时/年有约束力荷兰LOLE4小时/年无约束力葡萄牙LOLE5小时/年有约束力负荷供应系数≥1有约束力波兰LOLE3小时/年无约束力英国LOLE3小时/年有约束力注：欧盟成员国截至2019年的可靠性标准（ACERMarketMonitoringReport2019），部分数据根据ENTSO-E最新信息进行了更新。本表以外的其他欧盟成员国没有设定可靠性标准。来源：ACERMarketMonitoringReport2019图4.37列出了LOLE最佳水平的简单计算公式。可以看出，随着装机容量的增加，期望缺供电量（EENS）会减少。只有当增加容量的边际效益等于增加容量的边际成本时，增加的容量（图4.37中的dC）才是最优的。请注意，失负荷价值（VOLL）表示电力供应中断的单位成本，而发电机组新进入成本（CONE）是新增容量的成本。56图4.37：最佳缺电时间期望4.5欧盟发电充裕性评估在欧盟，2019年实施的“清洁能源一揽子计划”（CleanEnergyPackage）对资源充裕性评估框架进行了修订，与之前版本不同的是，新的框架明确考虑了天气条件的变化及其对可变可再生能源（VRE）发电和需求的影响。修订后的框架为期10年，以发电量的确定性预测（基于设定的情景）、计划停运和需求为基础，并在评估中明确增加了不确定性因素。为此，框架对风能、太阳能和水电的发电模式（包括强制停电）以及受气候影响的消费模式进行了概率评估，并将其纳入若干备选情景中。该框架不是对资源充裕性进行点估算，而是明确考虑到固有的不确定性，从而得出资源充裕性指标。该框架的一个基本特征是以协调一致的方式进行。每个成员国都制定可靠性标准，并进行国家评估。在欧盟层面，由欧洲输电系统运营商联盟ENTSO-E负责编写充裕性评估报告，欧盟能源监管机构合作署（ACER）负责批准报告或要求进行修改。该评估为解决容量充裕性问题的相关决策提供了信息支撑。图4.38概述了欧洲资源充裕性评估(ERAA)方法。图4.38：欧洲资源充裕性评估（ERAA）57图4.39列出了欧洲资源充裕性评估ERAA的几个重要新特征9。新要求包括使用经济可行性评估（EVA）方法，该方法用于评估发电资源在纯电量市场（不包括容量机制）中的经济可行性。根据这一假设，在市场中无利可图的发电机组必须从计算中剔除，因为不能假设它们在市场环境中会继续运行。鉴于一些欧盟成员国采用了容量机制，欧洲资源充裕性评估的一部分内容就是对有无容量机制的情景进行比较。对有/无有容量机制的情景进行比较，可能会发现需要引入容量支付，以维持一定的目标可靠性水平，通常表示为最佳缺电时间期望（LOLE），也就是预期最大的失负荷小时数。图4.39：欧洲资源充裕性评估的一些重要特征图4.40将欧洲资源充裕性评估中的一些新特征与ENTSO-E先前用于评估欧洲电力系统充裕性的中期充裕性预测(MAF)方法进行了比较。图4.40：欧洲资源充裕性评估的其他新特征9与欧洲资源充裕性评估有关的参考文献如下：•ENTSO-E网站，用于2021年的ERAA：https://www.entsoe.eu/outlooks/eraa/•欧洲内部电力市场条例：https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/HTML/?uri=CELEX:32019R0943&from=DA58值得一提的是，欧洲资源充裕性评估仍未在ENTSO-E内部全面实施。尚待整合的内容包括基于流量的跨区输电容量分配机制，以及与部门耦合相关的进一步考虑。图4.41以图表形式介绍了欧洲资源充裕性评估的基本方法。对于发电和输电的强迫停运使用概率进行评估。风能、太阳能和水能的可变发电量通过数年的时间序列进行描述。具体而言，ENTSO-E使用了34个不同的气候年，即34种不同的气候情景。在需求方面，需求侧响应(DSR)和受温度因素的影响也被考虑在内。ENTSO-E的情景为设定发电组合和确定性需求预测提供了依据。图4.41：欧洲资源充裕性评估方法示意图图4.42说明了样本年的构建。对于34个气象年中的每一个，都使用蒙特卡罗方法构造了N个样本年（每个样本年由8760小时组成）。例如，如果N=100，则计算出3400种可能的实现情况。随着实现次数的增加，不确定的统计参数LOLE和EENS趋于稳定。图4.42：样本年的构建59图4.43是概率结果的一个示例。在这种情况下，基于蒙特卡洛的Sisyfos-R模型被应用于随机生成的250个发电和输电停运年样本，共计220万个系统状态（8760x250）。由此可见，平均缺供电量(ENS)趋于稳定，不确定性为+/-2个标准差。图4.43：使用250个停电样本年进行蒙特卡洛计算的示例图4.44概述了欧洲的容量补偿机制（CRMs）或其他容量措施（CMs）。容量补偿机制按以下方面划分：•欧盟委员会根据国家援助规则批准/不批准。•已有容量补偿机制（CRM），有/无考虑充裕性问题。欧盟委员会介入的原因是，向日前市场以外的发电商支付额外费用很可能会扭曲欧洲电力市场上各国之间的竞争。图4.44：欧洲的容量补偿机制（CRM）实施情况60图4.45和图4.46说明了ENTSO-E在2021年进行的欧洲资源充裕性评估研究针对2025年的充裕性评估结果（LOLE）。图中显示了两种情况：有经济可行性评估（EVA）或容量措施（CM）的国家的估值（图4.45）和有EVA但无CM的国家的估值（见图4.46）。图4.45：2025年各国LOLE估值，无经济可行性评估、无容量措施不出所料，考虑经济可行性评估会导致更高的LOLE值。61图4.46：2025年各国LOLE估值，含经济可行性评估、无容量措施4.6可比性/讨论2022年10月18日举行的WP3后续研讨会为广泛讨论和深入探讨相关主题提供了机会。除项目合作伙伴外，来自中国电力企业联合会、国际能源署和牛津能源研究所的外部专家也应邀分享了他们对关键主题的见解和思考。讨论要点如下：无论是中国还是欧盟，在快速发展的环境中确保能源安全都面临着复杂的挑战，需要制定全面的战略。体制机制发挥着至关重要的作用，包括建立高效、一致的能源市场，以及明确关键利益相关方的角62色定位和有效合作。为了全面掌握能源安全的动态，未来的规划将需要使用能源系统情景工具和概率分析，以便全面了解潜在的风险和机遇。进行通配分析和评估极端情况组合是有价值且必要的。此外，必须优先考虑气候适应能力，适当考虑气候变化和极端天气事件的影响。能源系统发展的时间敏感性使得对价格信号迅速做出反应成为一项挑战，这就突出了系统韧性和灵活性在确保能源供应安全可靠方面的重要作用。中国电力系统规划的主要方面和考虑因素充裕性：•采用确定性方法评估电力充裕性，同时考虑未来的需求预测，包括高峰期和非高峰期。•可变可再生能源（VRE）的扩展要求电力系统具有更大的灵活性，这可以通过煤电机组灵活改造、电池储能和抽水蓄能来实现。•可以采取容量补偿机制等措施来激励发电投资。•燃煤电厂正在向调峰或备用机组过渡。能源安全：•由于中国在石油、天然气和其他关键能源方面高度依赖外国，因此能源供应链较为脆弱。灵活性需求：•必须发展输电线路，包括直流点对点和交流电网系统的拓展。•风电和光伏发电量的波动预计会增加，从而导致潜在的电力供应短缺和高弃电率。•电力市场和定价机制需要进一步发展，以支持更高比例的可再生能源，包括建立辅助服务、容量和输电权市场。•电价系统应考虑灵活性和监管成本。•发电部门正在向清洁能源过渡，电网正在数字化，消费侧则日益电气化。•净负荷的日峰谷差越来越大，因此需要提高系统灵活性。•西北和华北地区对系统灵活性的需求最大。•净负荷的小时波动和不确定性很大，12:00-20:00期间对额外电力的需求最大。•电力系统中的灵活资源越来越多样化，包括发电机组、储能、电网和需求侧资源。•不同的能源系统，包括氢能、热能、冷能和燃气，都可以通过耦合机制转变成灵活性资源。63欧盟电力系统规划的主要方面和考虑因素•电力行业的自由化和拆分以及发电市场的开放导致输电和发电规划分开进行。•增加可变可再生能源时系统的短期和长期运行变化（可调度电力容量组合的变化）。•供电安全性、资源充裕性和系统可靠性之间的联系。•ERAA（欧洲资源充裕性评估）基于最先进的方法和概率模型。目前在ENTSO-E中使用。•电网互联和扩大输电能力至关重要。•确保有足够的可调度资源：欧洲基于欧洲资源充裕性评估的容量补偿机制（CRM）。•可变可再生能源发电容量信用的概率评估方法（一般方法：有效载荷容量ELCC）。•主要关注系统的充裕性和运行安全。欧洲的经验表明，未来必须更加关注与以下方面有关的能源安全问题：»能够获得价格可承受的燃料（天然气、核能、石油、煤炭（CCS）、生物质......）。»国际政治争端/冲突/战争风险。»天然气、供应安全、电力安全之间的联系。•欧洲近期能源价格（电力、天然气）飙升，导致出现了大量的需求响应，从而降低了需求和消费成本。•直到最近，欧洲发电充裕性对天然气的依赖在电力供应安全和天然气输送之间建立了重要联系。现在必须更新这种联系，以确保煤炭和核电机组继续可用。645.CCUS、P2X、氢能在中国和欧盟的应用本章基于欧盟-中国能源合作平台项目的工作包4（WP4）--碳捕集、利用与封存（CCUS）、P2X和氢。WP4于2022年11月15日和16日举行了在线启动研讨会。与会者包括项目合作伙伴国网能源研究院、丹麦能源署的Matteod’Andrea（接替了能源研究院CET项目KaareSandholt的工作）、中国电力企业联合会、中欧能源合作平台和EaEnergyAnalyses，ICF担任项目协调。5.1碳捕集、利用和封存（CCUS）碳捕集、利用和封存（CCUS）是指一系列技术和工艺，包括捕获工业二氧化碳排放，利用或转化捕获的二氧化碳用于其他有益用途，或将其封存于地下以防止其释放到大气中。CCUS的目的是通过减少释放到大气中的二氧化碳来减缓温室气体排放和应对气候变化。CCUS是目前实现化石能源低碳化利用的唯一技术选择。从兼顾实现碳中和目标和保障能源安全的角度考虑，未来应积极构建以高比例可再生能源为主导，核能、化石能源等多元互补的清洁低碳、安全高效的现代能源体系。据估计，到2050年，化石能源将占中国能源消费比例的20%以下。CCUS的历史CCUS工艺开发于20世纪20年代，当时碳捕集设备首次被用于净化天然气、氢气和其他气体流（见图5.1）。20世纪50年代，人们发现向油田注入二氧化碳可以促使更多的石油从油井中开采出来，这一过程被称为提高石油采收率（EOR）。1972年，第一个大规模商业CCUS项目在得克萨斯州实施，该项目将捕获的二氧化碳用于商业目的。1996年，第一个纯地质碳封存项目（无EOR）在挪威建成，开始将从天然气生产中捕获的二氧化碳泵入北海地下的含盐蓄水层。进入21世纪后，北美和欧洲的一些国家开始广泛建设CCUS项目，不仅在油田，而且在燃煤发电、钢铁和生物能源生产装置中也有应用。图5.1：CCUS技术发展概述65政府间气候变化专门委员会（IPCC）和《联合国气候变化框架公约》（UNFCCC）的早期报告强调了CCUS作为减缓气候变化关键技术的作用。在政府间气候变化专门委员会1992年的第一份评估报告（FAR）及其1992年的补充报告中，二氧化碳分离及地质和海洋处置被作为可用于控制温室气体的技术范例（见图5.2）。三年后，在IPCC第二次评估报告（SAR）中，引入了CCS的正式定义。2001年，IPCC的第三次评估报告（TAR）发现，“大多数模型结果表明，已知的技术情景可以实现广泛的大气二氧化碳稳定水平”，但“没有任何一种技术情景可以提供所需的全部减排量”。作者们指出，要实现二氧化碳稳定，需要综合采取各种减缓措施。2005年，IPCC发布了一份关于CCS的特别报告，介绍了二氧化碳的来源、捕获、运输和封存，这可以被视为对CCS的系统定义。IPCC最新的第六次评估报告再次确认，CCS是到本世纪中叶实现净零排放和减缓气候变化的关键。《联合国气候变化框架公约》历届缔约方大会都将CCS作为一项关键的去碳化技术。图5.2：CCUS时间表随后，围绕CCUS的重要性形成了共识。根据IPCC第六次评估报告（AR6），将全球温升限制在1.5°C的剩余碳预算约为5亿吨二氧化碳，限制在2°C的剩余碳预算则为1150亿吨二氧化碳。这些结果都说明，CCUS是实现净零排放和维护能源安全的重要技术。能源转型也面临着资产搁浅的风险。IPCC第6次评估报告显示，如果要将全球温升限制在2°C，预计从2015年到2050年，全球未使用的化石燃料和搁浅的化石燃料基础设施的综合折现价值将在1万亿美元到4万亿美元之间，如果将全球温升限制在1.5°C，这一价值将更高。二氧化碳捕集与封存技术可以延长化石燃料的使用时间，减少搁浅资产。IPCC第六次评估报告还详细总结了二氧化碳去除（CDR）的方法，尤其是生物质能+CCS（BECCS）和直接空气碳捕获和储存（DACCS）。BECCS的减排潜力可达每年0.5Gt到11GtCO2。而对于DACCS而言，每年可减排5Gt和40GtCO2之间。66图5.3：1.5℃目标下2020-2050年CCUS应用领域预期变化来源：IPCC，2022；IEA，2021CCUS技术最初是为碳捕集而开发的，后来扩展到包括油田利用和地质封存。IPCC第六次评估报告以减排潜力和成本、综合效益和应用前景为重点，系统地定义了四个类别：碳捕集与封存（CCS）、碳捕集与利用（CCU）、生物质能与CCS（BECCS）、直接空气捕集与封存（DACCS）（见图5.3）。IPCC第六次评估报告引入了“负碳排放”一词，即二氧化碳去除（CDR），指人类活动从大气中清除二氧化碳，并将其持久储存在地质、陆地或海洋储层或产品中。根据这一定义，BECCS和DACCS都属于CDR（见图5.4），但用于去除化石燃料二氧化碳的CCU和CCS不算作CDR。图5.4：CCUS工艺链示意图利用CCUS实现碳中和CCUS可以保持电力系统的灵活性，从而助力于实现碳中和。在中国，火电加装CCUS是具有竞争力的重要技术手段，可实现近零碳排放，提供稳定清洁低碳电力，平衡可再生能源发电的波动性，并在避免季节性或长期性的电力短缺方面发挥惯性支撑和频率控制等重要作用对于钢铁和水泥等难以减排的行业，CCUS也是一种可行的技术选择。预计到2050年，钢铁行业通过采取工艺改进、效率提升、能源和原料替代等常规减排方案后，仍将剩余34%的碳排放量，水泥行业通过采取其他常规减排方案后，仍将剩余48%的碳排放量。因此，CCUS的前景非常乐观。CCUS与生物质能的结合（通常称为BECCS）可以实现负排放。负排放技术可中和温室气体排放，67推动温室气体净零排放，为实现碳中和目标提供重要支撑。表5.1列出了碳捕集技术的关键参数。第一代捕集技术渐趋成熟，但能耗与成本偏高，中国缺乏开展大规模示范的工程经验；第二代捕集技术可大幅降低能耗与成本，但尚处于实验室研发或小试阶段，2035年前后有望大规模推广应用。表5.1：碳捕集技术的关键参数（中国）第一代燃烧后捕集成本（元/吨）效率损失(%)能耗（GJ/t）捕集技术燃烧前捕集300~4503.0富氧燃烧250~43010~132.2第二代燃烧后捕集300~4007~10-捕集技术燃烧前捕集-8~12富氧燃烧-5~82~2.5-3~71.6~2.05~8-表5.1展示了二氧化碳捕集技术的成本和能耗前景。中国火电行业在2035-2045年间将迎来机组更新高峰。综合考虑火电行业的发展规律与捕集技术的发展趋势，2035年前应以采用第一代捕集技术的存量火电机组改造为主，2035年后应以采用二代捕集技术的新建火电机组为主。图5.5：碳利用技术概览来源：UNECE,TechnologyBrief:Carboncapture,useandstorage(CCUS)图5.5介绍了碳利用的技术方向。碳利用可细分为三个主要领域：矿化、生物和化学。二氧化碳可用于制造化肥、合成燃料、合成气、甲醇和聚合物。在土壤中使用生物炭可以捕获二氧化碳，提高土壤质量，促进植物生长。二氧化碳可以与混凝土中钙、镁组分之间发生矿化反应，从而提高混凝土的强度和耐久性。68CCUS现状根据全球碳捕集与封存研究所（GCCSI）的报告10，截至2021年底，全球共有135个商业CCUS设施。其中，27个正在运行，2个暂停运行，其他正在建设或处于早期开发阶段（见图5.6）。大多数项目位于美国和欧洲国家。图5.6：截至2021年底全球CCUS设施分布来源：GCCSI，2021近年来，CCUS设施的规模越来越大，项目也越来越多样化。在仍处于早期开发阶段的项目中，大多数项目属于天然气加工和化工生产领域。目前，已实施的项目有发电、钢铁生产、水泥生产和DACCS。11CCUS典型工程加拿大的边界大坝CCUS项目是全球首个燃煤电厂百万吨级燃烧后二氧化碳捕集与封存项目。该工程主要是对原有的3号机组进行改造，该机组于1968年开始运行，在运行45年后原计划于2013年关闭。CCS改造的目的是将该机组的寿命再延长30年，从而避免退役和建造新机组的成本。Cansolv的烟气脱硫（FGD）系统由壳牌能源公司（ShellEnergy）运营，该系统被整合到项目中，能够限制二氧化硫和二氧化碳的排放。美国的佩特拉诺瓦（PetraNova）项目是全球最大的燃煤电厂烟气二氧化碳捕集与封存项目。该项目旨在从烟道气中捕集约90%的二氧化碳，每年约140万吨。捕集到的二氧化碳将被压缩并通过一条80英里长的管道输送到一个正在运营的油田，用于提高石油采收率，并最终被封存。项目碳捕集综合成本估计为每吨二氧化碳55-60美元。遗憾的是，受新冠疫情大流行和低油价（2020年底为每桶50美元）的影响，该项目于2020年5月起停运至今。专家表示，只有当油价在每桶75美元到100美元之间时，该项目才具有经济意义。10GlobalCCSInstitute(2021)GlobalStatusofCCS2021.https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2021/10/2021-Global-Status-of-CCS-Report_Global_CCS_Institute.pdf11同上。69美国亚瑟港项目于2011年开工建设。当时，世界上大多数二氧化碳捕集与封存设施都采用胺吸收工艺。真空变压吸附（VSA）气体分离技术此前尚未大规模应用于二氧化碳分离和净化。该项目是世界上首个采用VSA技术的商业规模蒸汽甲烷重整（SMR）制氢设施。这是一项了不起的成就，也是替代技术的领先范例。美国伊利诺斯州的乙醇厂项目是全球首个百万吨级BECCS二氧化碳捕集与封存项目。该项目旨在从乙醇生产厂收集二氧化碳，通过生物发酵将玉米加工成燃料级乙醇副产品。二氧化碳则被储存在地下深处的盐层中。冰岛的Climeworks项目是世界上最大的直接空气捕获（DAC）和二氧化碳封存设施。该项目每年能从空气中去除4000吨二氧化碳。二氧化碳与水混合后被泵送到地下深处，随后通过不到两年的自然矿化过程将其封存在石头中。5.1.1CCUS在中国的发展中国的碳捕集、利用和封存技术中国已开发出多种碳捕集技术（见图5.7）。其燃烧前捕集技术已进入商业应用阶段。其燃烧后捕集（化学吸附）方法正处于试验阶段。其他技术大多处于工业示范阶段。图5.7：中国的碳捕集技术燃烧后捕集总体而言，燃烧后碳捕集技术在中国还处于试验阶段。它可进一步分为三个子类型：吸收法、吸附法和膜分离法。其中，化学吸收法是一项成熟的技术。具有更高效率和更低能量损失的吸收剂是关键障碍。对于吸附法来说，二氧化碳的饱和容量和传热性能需要改进。大多数涉及膜分离的项目都处于研发阶段。价格不稳定和成本高昂是该技术应用的主要限制因素。燃烧前捕集燃烧前捕集系统体积小、能耗低，在效率和污染物控制方面具有巨大潜力。然而，目前的投资成本较高，而且该技术并不能提供可靠的结果。70富氧燃烧捕集对于富氧燃烧方法而言，与空气分离系统相关的成本很高，并且由于燃烧温度高，对需要使用的材料提出了更高的要求。二氧化碳运输在二氧化碳运输方面，罐车运输和海上管道运输在工业或商业上已经成熟（见图5.8）。图5.8：中国的二氧化碳运输技术罐车适用于小规模和短距离（200公里以内）的运输。目前，中国大多数的碳捕集、利用和封存项目都使用卡车运输。船舶也适用于小规模运输，华东油田和丽水气田都使用了船舶运输。管道适用于大规模运输，吉林油田和齐鲁石化EOR项目已建成运输管道。二氧化碳利用二氧化碳的利用包括地质利用、化学利用和生物利用（见图5.9）。在地质利用方面，提高石油采收率和地浸采油技术已进入商业应用阶段。提高天然气、煤层气和水的采收率主要处于研发阶段或试点项目阶段。图5.9：中国的二氧化碳利用技术在化学利用方面，二氧化碳可以合成燃料或聚合物，或用于混凝土生产，以提高其强度和耐久性。不过，关于二氧化碳的利用也有一些不同的想法。由于化学产品的寿命太短，不能被视为碳汇，因此化学利用只有在取代石化产品时才会产生净效益。碳的生物利用可应用于微藻固定。我们应该注意到，将二氧化碳用于压裂和天然气开采是不可持续的，因为二氧化碳会逸散到空气中，无法储存。71二氧化碳封存潜力中国二氧化碳地质封存总潜力估计在1.21-4.13万亿吨之间（见图5.10）。中国的油田主要分布在松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地。气田主要分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地、渤海湾盆地和塔里木盆地。图5.10：中国二氧化碳封存潜力图来源：OECD,IEA,ReadyforCCSretrofit:thepotentialforequippingChina’sexistingcoalfleetwithcarboncaptureandstorage.表5.2列出了中国CCUS的估计成本。表5.2：2025-2060年CCUS技术的成本（单位：元/吨，包括固定成本和运营成本）年份202520302035204020502060燃烧前捕集100-18090-13070-8050-7030-5020-40230-310190-280160-220100-18080-15070-120捕集技术燃烧后捕集300-480160-390130-320110-23090-15080-1300.9-1.40.8-1.30.7-1.20.6-1.10.5-1.10.5-1富氧燃烧0.450.80.70.60.525-300.4运输罐车50-6040-5035-4030-3520-25RMB/t·km管道封存中国的碳捕集、利用和封存示范项目中国的CCUS示范项目规模较小且成本较高。CCUS的成本主要包括经济成本和环境成本。经济成本包括固定成本和运营成本。环境成本包括环境风险和能源消耗。中国已投运或在建的碳捕集、利用和封存项目约有40个，捕集能力约为300万吨/年，累计储存能力为200万吨二氧化碳。72现有的CCUS试点示范项目主要关注展示碳捕集技术和EOR技术。大规模、完整链条的项目相对较少。中国具备大规模、全过程系统的设计能力，并积极准备建设完整链条的CCUS工业集群。中国电力行业应用CCUS始于2008年（见表5.3）。截至2020年底，已建成11个CCUS项目，总捕集能力达60万吨/年。其中大部分是燃烧后捕集项目，应用于从工业到食品等不同行业。表5.3：中国电力行业的CCUS项目序号项目技术运输封存或利用投运年规模(万吨/年)//0.31华能高碑店电厂燃烧后/200812/工业与食品200912华能石洞口电厂燃烧后焊接、氢冷置换20104罐车201033中电投双槐电厂燃烧后管道EOR20112罐车盐水层封存20120.14中石化胜利油田电厂燃烧后201410/食品2014105连云港清洁能源动力系统燃烧前罐车/20152罐车2019156国电北塘电厂燃烧后工业2020/计划EOR7华能长春电厂燃烧后/工业与食品咸水层封存8华中科大35MW富氧燃烧示范富氧燃烧9华能天津IGCC电厂燃烧前10华润海风测试平台燃烧后11国家能源锦界电厂燃烧后中国首个电厂CCS项目于2007年建成，并在2008年北京奥运会前开始运行（见图5.11）。该项目设计年捕集能力为3000吨二氧化碳，与美国和加拿大的项目相比，捕获能力相对较低，因此总体投资相对较低（仅为2400万元人民币）。捕集的二氧化碳将被提炼用于食品加工，如生产碳酸饮料或制作防腐剂和消毒剂。生产固化二氧化碳的成本约为每吨600元人民币，而市场价格可高达每吨1000元。该项目本应带来健康的利润回报，但由于发电厂没有获得必要的食品许可证，导致其二氧化碳产品销售价格较低（约为预期价格的一半）。图5.11：中国发电厂首个二氧化碳利用CCUS项目73锦界CCUS项目是一个燃烧后碳捕集设施，于2021年初开始调试，并于2021年6月完成试运行。该设施每年碳捕集能力未15万吨，建成后的发电成本预计将增加61%。位于山东省的中石化齐鲁-胜利CCUS项目是中国首个百万吨级CO2-EOR项目（见图6.19）。该项目从齐鲁化肥厂捕集二氧化碳，并将二氧化碳注入胜利油田以提高石油采收率并封存。该项目于2022年1月投入运行。CCUS在中国面临的挑战中国在部署和实施CCUS方面仍面临一些挑战，如图5.12中的概述所示。图5.12：中国CCUS的主要障碍当前最紧迫的问题是如何处理捕集的二氧化碳。捕集设施当地对二氧化碳的需求远远低于生产量。其次是环境问题。地下二氧化碳封存存在泄漏风险。快速泄漏很容易发现，而缓慢泄漏只能通过对当地农作物、动物和水进行详细监测才能发现。在美国，二氧化碳封存的安全期不少于20年。但在中国，对二氧化碳封存的监测、报告和核查的研究还不够。第三，中国鼓励发展CCUS，但主要是通过指导性文件，没有出台专门的财政或税收支持措施。第四，监管框架不完善，在示范项目的选址、建设、运营和地质利用，以及封存点关闭后的环境风险评估和监测方面，缺乏足够的法律法规。CCUS项目的经济性下面列出了一些与中国CCUS有关的研究成果。首先，整个CCUS项目的经济性评估框架如图5.13所示。该框架包括二氧化碳排放源评估、场地适宜性评估、源汇匹配度评估（包括技术经济模型）以及潜在综合CCUS项目的成本曲线。74图5.13：CCUS项目成本曲线分析的评估框架场地适宜性分析主要基于地理信息系统（GIS）数据库，包括代表一个地点能否储存二氧化碳及其潜在存储容量的相关参数。通过筛选和选择，确定合适的地点。在碳排放源方面，对发电厂或化工厂进行技术经济分析，得出碳捕集成本。随后通过源汇匹配，得出成本曲线。图5.14：适宜部署CCUS的燃煤电厂分布情况燃煤电厂CCUS改造的适用性标准包括距离二氧化碳存储地点≤800千米、使用年限≤40年和机组容量≥600兆瓦，或可捕获的二氧化碳总量≥1000万吨/年且年运行小时数≥4000小时）（见图5.14）。经过筛选，至少有613千兆瓦或508座电厂（占总装机容量的73%或总煤电厂的63%）适合进行碳捕获利用与储存（CCUS）的改造。总二氧化碳排放约为2.2Gt/年。几乎所有选定的燃煤电厂都是在200575年至2015年期间建成的，且拥有一个或多个发电容量超过600兆瓦的机组。这些电厂仍有数十年的预期运行寿命。由于中国大多数煤电厂都相对较新，大都是在过去二三十年内建成的，并且已经制定了严格的SOx、NOx和其他污染物排放控制标准。与缺乏现代化环境控制的电厂相比，中国的这些燃煤电厂所需的升级改造更少，因此资本投资也更少，这使得中国的燃煤电厂CCUS改造与许多其他国家相比更具优势。图5.15：煤电机组CCUS改造的成本曲线（LACOE为CCUS改造导致的平准化度电增量成本（美元/兆瓦时）累计装机容量（GW）来源：CAS在成本方面，对现有煤电机组加装CCUS将使整个机组的平准化发电成本（LCOE）平均增加24-37美元/兆瓦时，净减排率在50%-85%之间（见图5.15）。中国CCUS的前景与建议随着中国碳达峰和碳中和目标的公布，CCUS技术引起了更多关注。未来，需要加大力度构建低成本、低能耗、安全可靠的CCUS技术体系和产业集群，为化石能源低碳化利用、实现碳中和目标、能源安全和经济社会可持续发展提供技术支撑（见图5.16）。据估计，CCUS将于2040年左右在中国实现大规模商业应用，并在2060年前为实现碳中和提供支撑。图5.16：CCUS发展的愿景及目标76在短期内，需要采取协调的政策设计、加快技术体系建设、探索市场激励机制、加强国际合作等措施来推动CCUS的发展（见图5.17）。图5.17：短期CCUS发展任务5.1.2CCUS在欧盟的发展欧盟委员会认为，CCS/CCUS在水泥、钢铁和电力等行业中具有生产低碳氢气的潜力，与生物源二氧化碳相结合还可产生负排放12（见图5.18）。图5.18：CCS/CCUS应用潜力欧盟CCUS监管框架在2022年10月27日于挪威举行的CCUS论坛上，欧盟能源专员卡德里-西姆森（KadriSimson）在开幕致辞中总结了欧盟委员会对CCUS的看法，并强调：“（......）CCUS在我们实现气候中和的道路上具有难以置信的潜力。如果没有CCS和CCU，将全球变暖限制在1.5摄氏度的目标实际上是不可能实现的。”13虽然欧盟的CCUS战略要到2023年才会公布，但已经有了相关的监管框架，如表5.4所示。12EuropeanCommission:Carboncapture,storageandutilisation.https://energy.ec.europa.eu/topics/oil-gas-and-coal/carbon-capture-storage-and-utilisation_en13EuropeanCommission(27/10/2022):SpeechbyCommissionerSimsonattheCarbonCapture,UseandStorageForum.https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/SPEECH_22_642477表5.4：欧盟CCUS监管框架欧盟绿色新政，气候法欧盟能源及气候目标→脱碳2009/31/EC指令二氧化碳的安全运输和（地质）存储的监管框架欧盟指令2018/2001促进可再生能源发展，包括非生物来源可再生燃料，以及由捕集的通讯文件可持续碳循环（2021/EC）二氧化碳制成的燃料第五批共同利益项目（2021/EC）列出了工业CCUS的支持措施，包括评估欧盟跨境二氧化碳基础设[主要优先项目]施部署需求、地区及国家层面到2030年及以后的需求，提出对碳去除进行认证欧盟范围内碳清除认证的自愿框架（2022年11月30日）项目列表中包括6个欧盟范围内的跨境二氧化碳基础设施项目，重视发展二氧化碳枢纽支持工业领域碳清除技术，如生物质能碳捕集与封存（BECCS）和直接空气捕集与封存（DACCS）欧盟绿色协议和气候法设定了欧盟的脱碳目标，从而为CCUS作为脱碳技术奠定了基础。第2009/31/EC号指令为二氧化碳的安全运输和地质封存提供了法律框架，对CCS/CCUS具有特别重要的意义。第2018/2001号指令（欧盟）规定推广使用可再生能源，包括推广非生物来源的可再生燃料，如利用捕集的二氧化碳生产的燃料。欧盟委员会于2021年12月发布了关于可持续碳循环的通讯文件，旨在通过支持二氧化碳的工业捕获、利用和封存等方式，建立可持续的、具有气候韧性的碳循环。2022年11月30日，欧盟委员会通过了一项关于欧盟范围内碳清除认证自愿框架的提案，这将促进工业碳捕集技术，如生物质能碳捕集与封存（BECCS）或直接空气捕集与封存（DACCS）。欧盟对CCUS的资助CCUS技术前期的研发费用高昂，为其提供支持的相关资金匮乏是部署CCUS的一大障碍。不过，欧盟有几种资金选择，特别是创新基金、地平线欧洲和成员国的国家援助（见表5.5）。表5.5：欧盟CCUS资助框架名称资金/规模资助对象创新基金通过欧盟排放交易体系提供资金：用于创新低碳解决方案的交叉领域项目；2020年至2030年提供约380亿欧第一轮（11/2021）：7个中标项目中的4个项目与元的支持（碳价75欧元/吨），CCUS价值链有关；具体取决于碳价水平第二轮（07/2022）：17个项目中有7个项目与CCUS有关；地平线欧洲欧盟主要的研究与创新资助计划，对在制定、支持和实施欧盟政策方面的研究和创新提预算955亿欧元（2021-2027年）供资金支持，同时应对全球挑战，包括开发新的和/或改进现有二氧化碳捕集技术；国家援助丹麦：50亿欧元；荷兰继续鼓励欧盟成员国可在《气候、环境保护和能源国家援助指CCUS。比利时、瑞典、克罗地亚以及希腊已经在国家复苏计划中南》（2022年）中规定的具体条件下为CCUS提供国家援助和资金支持。加入了CCS和CCU相关投资。78碳捕集、运输和储存有关CCUS等能源技术的技术数据可在技术数据目录中找到，如丹麦能源署（DEA）定期发布的技术数据目录14。表5.6显示了DEA技术目录中的碳捕集技术实例，包括燃烧后、富氧燃烧和直接空气捕集技术。表5.6：丹麦碳捕集技术目录碳捕集技术项目描述优势不足燃烧后捕集采用选择性溶剂吸附法除去烟气中的二氧可应用于现有的烟气处后分离方法能耗TsiropoulosI,化碳，目前最有前景的溶剂是单乙醇胺（用理技术高、费用昂贵，需于边界大坝项目）要直接连接固定2017装置富氧燃烧燃料在氧气中而非在空气中燃烧，产生二烟气主要由二氧化碳和制氧能耗高、费用氧化碳和水蒸气烟道流（不产生氮气）。水组成，这两种物质分昂贵，需要直接连TsiropoulosI,从该烟道流中凝结水分并获得二氧化碳离起来更容易也更便宜。接固定装置2017流。燃烧所需氧气是从空气中就地提取的。直接空气捕获采用选择性溶剂吸附法和大型空气导体直不需要二氧化碳重烟气，接从空气中捕集二氧化碳。然后，释放纯因此可以就近存储或用能耗非常高Keith,Holmes,二氧化碳供日后处理。目前最常用的溶剂于发电燃料生产。Angelo&Heidel,是碳酸钙。2018此外，图5.19举例说明了100MWth生物质锅炉的能量和物质平衡。该锅炉配备了捕集能力90%的碳捕集与压缩装置，每小时可产生32吨的二氧化碳，管道压力为150巴。图5.19：燃烧后捕集改造的100MWth生物质锅炉的能量平衡图5.20是碳捕集成本估算的一个例子。碳捕集的总成本约为50欧元/吨二氧化碳（2020年价格）。相比之下，欧盟碳排放交易系统的二氧化碳配额价格约为75欧元/吨（2022年11月）。14https://ens.dk/en/our-services/projections-and-models/technology-data79图5.20：500MW生物质锅炉燃烧后捕集改造碳成本估算碳的运输和存储碳通常以液态形式运输最为有效和经济。图5.21显示了丹麦技术目录中提供的有关管道、船舶或陆路碳运输的信息类型。图5.21的右侧显示的是压力-温度相图。CO₂的临界点在31℃和74巴，这代表了可以出现液相的最高温度和压力。在相图温度较低的一端是二氧化碳的三相点，即-56.6℃和5.2巴，这代表了可以出现液相的较低温度和压力。因此，对于液态二氧化碳的运输，例如用油罐车或轮船运输，温度必须在-56至+31℃之间，压力必须在5.2至74巴之间。在实际操作中，相变曲线需要一定的操作余量，这将减小操作窗口。对于二氧化碳管道运输来说，通常不希望在可能发生相变（气-液）的条件下运行。因此，管道通常在二氧化碳临界压力（74巴）以上运行，以避免形成两相。另一个重要因素是实现高密度。对于大规模运输（>100万吨/年），只有管道和船舶运输是可行的运输情景。公路运输通常只适用于较小规模和短距离运输，因为建立管道并不可行。从图5.21的左侧可以看出，管道运输在700千米以内的距离具有经济优势，而在700千米以上的更远距离，船舶运输则是首选15。此外，在很短的距离内，船舶运输的成本似乎要高得多。二氧化碳排放量占运输量的百分比通常可以忽略不计（图5.21上部）。图5.21：丹麦技术目录中的碳运输示意图15CostofCO2transport(EUR/tonne/km,2010prices)bypipelineat50%capacityandbyshipat100%capacity(includingterminal)for10MTPA.80图5.22和图5.23列出了目录中碳运输链的示例。运输阶段被定义为从捕获/压缩到将二氧化碳注入封存的这个阶段。图5.22：丹麦技术目录中的碳运输链示例来源：丹麦技术目录图5.23：二氧化碳捕集和封存、运输和注入/封存各要素之间的关系来源：丹麦技术目录目录中还包括有关封存的数据。图5.24展示了不同的封存情景。丹麦和格陵兰地质调查局（GEUS）绘制了一些潜在的封存结构图，一些海上油气运营商也评估了利用枯竭油气田或近海含水层封存二氧化碳的可能性。研究发现，丹麦的地质条件非常适合二氧化碳封存，丹麦北部海域封存容量潜力约10亿吨，北海丹麦枯竭油气田的封存潜力约20亿吨，丹麦南部结构约30亿吨。图5.24：丹麦技术目录中的碳封存选择示例来源：丹麦技术目录815.2P2X电转X（P2X）是指将电力转化为各种能源载体或化学产品的一系列技术。它可用于将剩余的可再生能源电力转化为氢气、合成燃料和热能等各种能源载体。P2X可以提供长期能源存储和脱碳解决方案，并能够有利于将可再生能源整合到现有系统中。P2X可以大规模生产绿氢、合成燃料和用于区域供热。它增强了部门耦合，有助于实现可持续的能源未来。表5.7列出了P2X（中国）的主要技术概览。除电转冷和电转热之外，大多数P2X技术都以电解制氢为基础。表5.7：P2X主要技术优势局限性技术阶段清洁、便利-名称空调商业应用PowertoCool(P2C)电转冷PowertoHeat(P2H)清洁、安全、便利在一次完整循环中，热泵、电锅炉、商业应用初始电转热能效较低、成本较高电暖器阶段PowertoGas(P2G)清洁、灵活在一次完整循环中，电解槽示范&商业应电转气能效较低、成本较高用初始阶段PowertoLiquid(P2L)清洁成本高电解，合成示范PowertoFuels(P2F)电转液或电转燃料清洁成本高电解，合成示范PowertoChemicals(P2C)长周期存储成本高，能效低燃料示范PowertoProducts(P2P)电转化学或电转产品PowertoPower(P2P)电转电5.2.1P2X在中国的发展2019年，中国的氢气产量约为3342万吨，约占全球总产量（1.15亿吨）的三分之一。其中，电解制氢占比不到1%。目前，中国有12个绿氢项目在运营，22个项目在建设，161个绿氢项目正在规划中，合计每年可生产23100吨氢气。根据RMI的预测，到2030年，每年将生产770万吨绿氢。电解槽的安装容量将达到100GW。到2060年，每年将生产0.75万至1亿吨氢气。82图5.25：绿氢的生产成本来源：RMI目前，目前煤制氢和工业副产氢的成本约为每千克10-12元，可再生氢成本约为每千克20-25元（见图5.25）。只有充分提高成本经济性的竞争力，才有可能实现灰氢和蓝氢向可再生氢的转型，而产业规模的扩大特别是装机量的快速提升恰恰是降低成本的最有效方式。未来十年，随着电解槽规模扩大至100GW，中国碱性电解槽投资成本将从2020年的每千瓦2000元，降低至2030年的每千瓦1500元。同时，得益于未来可再生电力成本的进一步降低，平均可再生电力制氢总成本有望下降至每公斤13元，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。图5.26：绿氢基地发展蓝图资料来源：RMI83在中国东北地区，利用风能和生物质能制氢是可行的。生产的氢气可通过管道运输。在华北地区，风电制氢生产的氢气可用于钢铁工业或运输到其他地区（见图5.26）。中国华东和华南地区也可利用风电制氢，氢气可在国内运输或进行国际贸易。在内蒙古自治区，风能和太阳能发电产生的氢气可供附近的化学工业使用。新疆也具备利用风电和光伏制氢的潜力。电力部门有潜力与绿氢项目结合，从而有利于构建新型电力系统。在四川省，水力发电制备的氢气可用于合成氨或长途运输到中国华东和华南地区。在宁东地区，利用光伏发电产生的氢气可用于当地的化工行业。图5.27：有关绿氢项目的部分研究成果绿氢项目可以离网或并网运行。在离网模式下（如图5.27中上半部分所示），平准化制氢成本（LCOH）最初会降低，然后随着光伏/电解槽容量比率的增加而增加。光伏与电解质比率越高，可确保最低氢气平准化成本的光伏与电解质比率就越低。此外，随着发电量系数的增加，光伏/风能与电解质比率趋向于1。在并网模式下，绿氢项目的最佳配置在很大程度上取决于电力成本。如果资本支出（CAPEX）降低到一定程度，使平准化电力成本在非高峰期低于电网电价，那么电解槽将以离网模式运行。假设未来的电价与当前水平相当，那么越来越多的绿氢项目可能会选择以离网模式运行（见图5.27）。图5.28：区域电氢协同的部分研究成果84国网能源研究院在中国西北部进行了一项案例研究，对四种不同的规划进行了评估（见图5.28）。•情景1：无电氢耦合，依靠电化学储能电池进行调峰•情景2：受端电氢耦合•情景3：源端电氢耦合，通过超高压（UHV）线路将电力输送到负荷侧•情景4：源端电氢耦合，然后就地利用或将氢气输送到负荷侧案例研究考察了两种情景：一种情景是可再生能源出力相对稳定，如图5.28中的蓝柱所示；另一种情景是可再生能源出力波动较大，如图5.28中的红柱所示。对这四种情景的分析表明，电氢耦合比不进行耦合更有优势。与受端耦合相比，源端耦合被认为是一种更优的方法。最佳的解决方案是就地利用氢气。在可变可再生能源波动较大的情况下，电氢耦合表现出更高的竞争力，这从1-4中红色柱子之间的较大差异可以看出。图5.29：输电和输氢情景来源：GEIDCO在全国范围内优化电氢耦合的研究结果表明需要建设两条新的氢气输送通道，如图5.29所示，以促进从西南地区向华南地区以及从西北地区向华中地区输送氢气。5.2.2P2X在欧盟的发展P2X技术已成为欧盟能源转型战略的重要组成部分，可促进可再生能源的整合，并能将剩余电力转化为可储存和可运输的形式，如氢或合成燃料。图5.30展示了绿氢和绿色燃料的生产以及碳捕集、利用和封存的概况。绿色燃料主要用于航空、海运和陆上重型运输。二氧化碳则被用于工业生物技术、建筑材料、化学、食品、饮料和农业等领域，其余则封存于地下。85图5.30：CCUS和绿色燃料概述来源：COWI网站图5.31和图5.32说明了电子燃料的组成及其生产过程中的转化损失。目前的转化损失在40%到55%之间，这些数字有望得到改善，不过可能仍然高达约40%。图5.31：输入、合成流程及P2X产品概览来源：OEKOInstitut(2019)86图5.32：P2X转换效率--100%输入功率的剩余功率来源：OEKOInstitut(2019)图5.33显示了在可能的情况下直接电气化的重要性，这里以运输部门为例。电动汽车可以利用70%的能源，而使用绿氢（燃料电池）和使用绿色甲烷作为燃料的汽车的能源利用效率则相对较低，仅为10%至30%。图5.33：运输领域各类绿色燃料的效率比较来源：ENTSO-EVision，2022年10月图5.34显示了欧洲工业目前的电气化水平，以及利用成熟技术和新兴技术分别可达到的水平。目前欧洲工业的总体电气化水平约为30%，使用成熟技术可提高到75%。从图中可以看出，主要的挑战在于钢铁和水泥行业。87图5.34：欧洲工业领域电气化潜力比较（不包括运输行业）来源：ETIPWindandWindEurope系统整合图5.3516说明了利用P2X进行系统整合的重要性。图中对发电和制氢独立的情景（叠加的负荷持续时间曲线）与整合解决方案的情景（整合的负荷持续时间曲线）进行了比较。在独立的情景中，为了满足基本电力负荷，必须将相对较大比例的氢气用作发电燃料。而在整合解决方案的情景中，额外的电力可以直接用于满足基本负荷，而无需首先转化为氢气。图5.35：P2X系统整合的重要性该图表明，整合解决方案能够减少单独发电和制氢的限制，从而更加高效，并为更多的优化解决方案提供了机会。16ETIPWindandWindEurope:Gettingfitfor55andsetfor2050–ElectrifyingEuropewithwindenergy,2021.ETIPWindbasedonMadedduetal.(2020)88P2X过程的二氧化碳排放图5.36和图5.37显示了P2X的几个例子：电转液体燃料、电转甲醇和电转绿氨NH317。绿氨在使用阶段不排放二氧化碳。但是，液体燃料和甲醇会排放二氧化碳。因此，重要的是，用于生产绿色燃料的二氧化碳应具有生物来源性质（如从生物质发电厂捕获的二氧化碳），或可从空气中直接捕集（直接空气捕集DAC工艺）。图5.36：电转液态燃料和电转甲醇电转甲醇电转液态燃料图5.37：绿氨工厂：零碳排放P2X产品的二氧化碳排放量在很大程度上取决于输入工艺的电力所产生的二氧化碳。图5.38显示了P2X输出的每千瓦时二氧化碳排放。17DanishEnergyAgency,Technologydata:https://ens.dk/en/our-services/projections-and-models/technology-data89图5.38：P2X工艺的碳排放由上图可见，基于化石燃料的电力输入会使P2X工艺产生的二氧化碳排放量（克CO2/千瓦时）高于输入电力的碳排放量，因为工艺效率低于1。航空燃料和甲醇中的二氧化碳含量分别约为360克CO2/千瓦时和245克CO2/千瓦时。由此推论，从气候角度来看，在生产P2X时，最好使用绿色能源，并使用生物来源或DAC（直接空气捕获）中捕获的二氧化碳。图5.39：P2X需要额外的可再生能源发电换句话说，只有在安装了额外的可再生能源发电设备以满足消耗量，或者为P2X工艺供电的电力系统的二氧化碳排放量极低的情况下，通过电能转换成的其他物质才能为气候保护做出贡献（见图5.39）。欧盟的氢能战略2020年7月8日，欧盟委员会发布了“气候中和欧洲氢能战略”18。该战略描述了氢能的阶段式发展，以实现欧盟绿色协议（GreenDeal）战略目标，并作为“下一代欧盟”恢复计划的一部分（见图5.40）。18https://energy.ec.europa.eu/topics/energy-system-integration/hydrogen_en#eu-hydrogen-strategy90图5.40：迈向气候中和的欧洲氢能战略逐步构建欧洲氢生态系统：图5.40显示了该战略的阶段式发展思路。到2024年，欧洲电解槽装机目标为6GW，到2030年将增至40GW：从2030年起，绿氢应在所有难以降碳的行业进行大规模部署。图5.41列出了欧洲清洁氢联盟（ECHA）建议的绿氢推广措施清单。该联盟汇集了工业界、公共机构、民间社会和其他利益相关者。如图所示，其所建议的氢生态系统的结构基于六大支柱。图5.41：促进欧洲氢能发展的举措虽然中短期内需要其他形式的低碳氢，但当务之急是开发主要利用风能和太阳能发电生产的清洁、可再生氢气。根据“Fit55”一揽子计划（旨在实现欧盟绿色协议），到2030年，可再生能源在欧盟整个能源结构中的占比目标将提高到至少40%。氢能的发展目标是到2030年氢能产量达到560万吨（见表915.8）。面对近来的俄乌冲突，欧盟认为有必要摆脱对俄罗斯进口能源的依赖，因此在其REPowerEU计划中将氢能的目标提高到到2030年实现2000万吨可再生氢气供应。其中，1000万吨将在欧盟生产，同时将额外进口1000万吨。表5.8：欧盟2030年氢能目标REPowerEU可再生能源指令/Fitfor552030年2000万吨2030年560万吨(65GW)(44GW)如果比较一下到2030年计划的氢气使用量，就会发现这一目标变化尤为显著。与已颇具雄心的“Fitfor55”目标相比，氢气在工业热能供应中的使用量预计将增加4.5倍，而在交通领域的使用量预计将增加2.5倍以上19（见图5.42）。图5.42：2030年欧洲各领域的氢气使用量来源:EuropeanCommission,20225.3中国能源转型展望中的P2X和CCUS中国能源转型展望概述《中国能源转型展望》（CETO，2022年）报告涵盖多个方面，如中国和国际能源政策、2060年中国能源情景、电力行业和终端行业分析、社会经济影响评估以及专题分析，见图5.43。该报告每年出版一次，提供有关中国能源状况的最新见解和信息。19EuropeanCommission(2022).ImplementingtheREPowerEUActionPlan:InvestmentNeeds,HydrogenAcceleratorandAchievingtheBio-MethaneTargets.92图5.43：中国能源转型展望内容概览P2X技术能够适用于各种应用。然而，由于工艺效率低下以及合适的生物来源二氧化碳有限，最好的方式是优先在难以减排行业中使用P2X。这些行业包括钢铁、水泥、海运、航空运输和重型公路运输等行业，这些行业在脱碳方面往往面临巨大挑战。通过在这些行业重点应用P2X解决方案，可以最大限度地挖掘其减排潜力，应对最具挑战性的经济领域的减排问题。P2X的比较研究《中国能源转型展望2022》中包含了一项对中国广东和青海P2X部署情况的比较研究。之所以选择这两个省份，是因为其具有不同特点（见图5.44）。广东是一个负荷中心，可再生能源潜力有限，是一个典型的电力输入省份，而青海则是一个外送电省份，可再生能源潜力巨大。图5.44：广东和青海的P2X比较研究93图5.45显示了分析中的模型设置。该设置使用OptiFlow（转换模块）、Balmore（l功率模块）和LEAP（需求模块）。X代表固定输入，电力（P）和转换过程经过成本优化，以满足需求（X）。图5.45：OptiFlow中用于P2X分析的模型设置图5.46显示了电价对电解槽投资情景选择的影响。图中显示了两省电价的持续时间曲线。广东的电价高于青海。因此，对于广东来说，模型选择SOEC（固体氧化物电解槽）进行投资，其成本大大高于AEC（碱性电解槽），但效率更高，而在青海则没有投资SOEC。图5.46：电价对电解槽投资的影响图5.47重点表明二氧化碳来源及其如何影响甲醇生产的投资选择。在这两个省份，甲醇技术的推广程度不同。在广东，二氧化碳可从生物质中提取，而该省生物质资源丰富。因此，广东选择了生物质制甲醇工艺。而在青海，由于缺乏生物质资源，所以首选电制甲醇工艺，二氧化碳从空气中直接捕获或是来源于发电厂安装的CCS设施。94图5.47：部分甲醇工艺图5.48中的图表显示了不引入P2X的基准情景与引入P2X的情景之间发电量的差异。正值表示发电量比基准情景有所增加。广东高度依赖煤炭，因此随着P2X的部署导致电力需求增加，短期内煤炭用量也会增加。而在可再生能源发电较多的青海，这种影响则不太明显。图5.48：过早引入P2X会导致煤炭消耗量和二氧化碳排放量增加图5.49显示了两省安装P2X后二氧化碳排放量与基准线相比的变化。在广东，2030年的P2X需求最初由煤炭满足，这导致了电力行业的额外排放（2030年深绿色部分）。这一额外排放量超过了P2X所避免的排放量。2050年，由于电力行业尚未完全去碳化，我们仍然可以看到电力行业排放量的增加，尽管增幅小于2030年。青海的情况则不同，因为可再生能源可以满足P2X带来的额外需求。因此，与基准线相比，该省的二氧化碳排放量有所减少。95图5.49：如果无法获得低碳电力，部署P2X可能会导致碳排放量增加总之，除非可以确定无二氧化碳发电可以满足额外的电力需求，否则不应建设大规模的P2X生产资产。966.中国净零碳基础设施的建模与规划本章基于工作包5（WP5）--净零碳基础设施的建模与规划。它描述了在自由化市场条件下对中国电力和天然气行业的综合研究。6.1目标中国和欧盟都有实现碳中和/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在能源载体和部门之间进行更多协调。净零排放目标提高了对能源系统建模的要求。人们一致认为，高比例的可再生能源和电气化将是能源系统脱碳的基石，同时需要将P2X和CCS作为难以减排的消费领域的关键脱碳技术。因此，电力系统正面临着许多新的挑战：如何整合高比例的可再生能源，同时确保系统在化石能源发电量极低情况下保持充裕性？电力部门模型需要与消费端建立更紧密的联系，并应将CCS和P2X也纳入其中。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。因此，本项目的目的是在概念层面上模拟自由化市场条件下的中国电力和天然气部门的整合，并评估系统整合（利用部门整合加强能源存储、P2X和氢能部门）对实现碳中和目标的影响和益处。6.2CETO2023和ECECP净零碳基础设施项目中的建模6.2.1概述本项目在CETO2023模型的基础上，增加了天然气基础设施、P2X基础设施和完整的基础设施情景，如图6.1所示。CETO2023模型包括需求侧建模（在LEAP中）、电力、区域供热和合成燃料转换与供应（EDO模型）、省级天然气价格预测，但不包括管道基础设施。图6.1：基于CETO2023CNS2情景的变体及增强模型97CETO2023模型假定中国能源系统有三种发展路径：•基准情景（BLS）：中国为全球2℃减排目标做出贡献，并在2070年左右实现碳中和。•碳中和情景1（CNS1）：2030年前实现碳达峰和2055年实现能源系统碳中和的途径。•碳中和情景2（CNS2）：2030年前实现碳达峰和2050年实现能源系统碳中和的途径。EDO中的电力和区域供热模型见图6.2所示。ECECP一期旗舰项目（ENTSO-E中国输电系统规划建模演示）使用了EDO模型。该模型包括两个步骤：最低成本投资模型和每小时的调度模型。图6.2：EDO电力和区域供热模型不同能源部门间的综合净零目标对能源系统建模框架提出了更高的要求（见图6.3）。这就必须要对电力、天然气、绿色气体和绿色燃料（包括储存）的基础设施进行综合优化。图6.3：EDO电力和区域供热模型在这方面可以使用OptiFlow模型（见图6.4）。OptiFlow是一种通用工艺流程模型，可与EDO结合使用，从而填补电力、天然气、氢气、绿色气体、绿色燃料等不同能源部门耦合的空白。98图6.4：OptiFlow的特点OptiFlow的关键组成部分是节点（=过程）和弧（=流）（见图7.5）。“流”代表某物进出某一过程。“过程”表示某物被转化为其他形式，并允许有多个输入和输出，同时一致地表示不同输入和输出之间的关系。因此，Optiflow采用了一种非常通用的建模方法，这对于表示新技术或新兴技术以及不同的可能配置情况非常有用。与EDO电力和区域供热模型的硬链接整合能够展现出部门整合考虑因素以及这些流程与电力部门之间联系的影响，从而反映出对电力系统平衡和系统充裕性的影响。图6.5：OptiFlow的关键组成部分图6.6显示了在OptiFlow中对过程与流进行设置和组合的灵活性。它还可以模拟区域间的传输。99图6.6：OptiFlow主要方面示意图OptiFlow和EDO/Balmorel之间的联系可根据需要灵活定义（见图6.7）。例如，工艺过程中的电力消耗、电力输出、热量消耗或从工艺过程中提取的热量、发电厂捕获的二氧化碳以及工艺过程后续的运输和消耗或运输二氧化碳到最终封存等。图6.7：EDO(Balmorel)和OptiFlow之间的关联6.2.2在OptiFlow模型中对天然气进行建模中国能源转型展望2023EDO模型使用省级层面的天然气价格预测，但未直接体现管道基础设施。本项目在ENTSO-E和ENTSOG情景的基础上增加了天然气基础设施的表示。该模型考虑了国内天然气供应和存储能力、剩余消费量以及管道和液化天然气进口量。此外，还增强了二氧化碳、氢气、甲醇和氨等主要商品的基础设施表示，并通过与电力和供热的经济协同优化来确定管道容量。建模的目的是评估综合系统建模的影响，例如基础设施因素对P2X和CCUS作用的影响，以及天然气基础设施是否可用于强化氢能在净零能源系统中的作用。建模考虑了以下的流程和关联：••液化天然气进口能力：指各省每个液化天然气终端的可用容量。100••管道天然气进口能力：指该省通过与国外连接的天然气管道的进口能力。••天然气来源：指单个省份天然气开采的具体可用性。••天然气管道：指考虑与其他省份的天然气管道相连及各省的接收和送出总量。••天然气存储（exo）：指现有的天然气存储能力；这一过程与天然气管道的双向流动有关，即天然气可以在储气库中储存或提取。••天然气存储（endo）：指未来的天然气存储能力，其功能类似于exo。••天然气本地消耗量：指单个省份的天然气消耗量，包括工业、运输和居民用途。这一数字包括该省所有的天然气消费，但不包括发电和供热（区域供热）。••天然气到EDO：表示OptiFlow和EDO模型之间的联系，前者表示商品流，后者表示用于发电和区域供热的天然气。图6.8：天然气基础设施模型示意图6.2.3在OptiFlow模型中对P2X和CCUS进行建模PtX和CCUS分析的设置已经在第6章中进行了描述，建立在CETO2023报告的基础上。该过程使用OptiFlow（转换模块），EDO（电力和区域供热模块）和LEAP（需求模块）。基于电力的燃料生产路径（P2X）如图6.9所示。相关过程和流可以在OptiFlow中与EDO/Balmorel共同建模。图6.9：燃料生产路径1016.2.4数据：中国能源系统中的P2X、CCUS和天然气各省天然气产量和需求量的历史数据以及各省现有天然气储量数据均基于中国国家统计局的官方数据。需求预测基于中国能源转型展望。国内天然气产量的预测基于以下假设：在到2060年实现碳中和的政策背景下，中国不太可能在长期内拥有相当大规模的国内天然气产量，但可以将天然气作为一种过渡技术。因此，从2023年开始，国内天然气产量的最大值被设定为一个恒定值，并在2060年实现碳中和目标之前的二十年内有所下降。由于中国已承诺到2060年实现净零排放，因此在中国能源转型展望CNS2情景中，剩余天然气需求会有所减少，一旦碳减排途径成为约束性条件，电力部门的天然气消费也将会被替代。从经济角度来看，此时对天然气基础设施进行新的投资是可行的。因此，我们预计从2043年开始，国内天然气产量将随着天然气需求的下降而下降。此时，剩余天然气消费量和国内天然气产量将会持平。产量减少也是必要的，因为天然气价格下降（供应稳定且需求下降）将无法维持天然气供应行业发展所需的进一步投资。天然气模型考虑了省间天然气管道输送能力、天然气存储能力（包括注入、提取和容量）、管道和液化天然气进口的边界交换能力、预期的天然气供应情景（管道可用容量）、预期国内天然气生产情景，以及各省剩余天然气需求的分布。中国的部分能源基础设施数据（如液化天然气终端数据）基于贝克研究所（BakerInstitute）20的中国能源地图，如图6.10所示。各省的天然气管网数据基于张等人的研究。21图6.10：中国能源地图来源：BakerInstitute,2023在这种情况下，中国严重依赖进口天然气来满足能源需求。这些进口天然气通过（现有、在建的或规划中的）管道输送，或通过沿海省份的LNG终端以液态形式输送。通过建有LNG终端的省份或与第20BakerInstitute(2023).OpenSourceMappingofChina’sEnergyInfrastructure.https://www.bakerinstitute.org/open-source-map-ping-chinas-energy-infrastructure21Zhangetal.(2022).PotentialroleofnaturalgasinfrastructureinChinatosupplylow-carbongasesduring2020–2050.AppliedEnergy.https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2021.117989102三国相连的管道基础设施来进口。中国现有的天然气管道与俄罗斯、缅甸和中亚相连。在模型中，这些跨境管道的状况以RystadEnergy提供的数据为基础，如表6.1所示。同样，中国跨境管道和LNG终端的接收能力和利用率也是基于RystadEnergy的预测。表6.1：中国的跨境天然气管道起点跨境管道状态起始年份管道输送能力（十亿立方米/年）“西伯利亚力量”1号管道运行201938远东管道在建20261050俄罗斯“西伯利亚力量”2号管道（途径蒙古）规划20306-“西伯利亚力量”1号管道扩建构想202815中俄西溪管道搁置-1525中国-中亚管道A线运行20093012中亚中国-中亚管道B线运行2010中国-中亚管道C线运行2017中国-中亚管道D线在建2026缅甸中缅管道运行2013远东管道俄罗斯段已接近完工，中国段尚未安排。吉尔吉斯斯坦段于2014年开工建设。来源：RystadEnergyGasMarketCube6.2.5情景设定为了了解综合建模的影响，我们考虑了一个参考情景和三个不同基础设施情景（见表6.2）：••情景0（SC0）：这是一个参考情景（基于CETO2023中的CNS），没有上述管道基础设施表征，天然气消费（供热和供电部门）根据省一级的外生价格进行优化。这意味着各省之间X燃料的运输是基于可变的运输成本，即每单位距离的燃料成本，但不受管道容量的限制。••情景1（SC1）：天然气基础设施包括通往第三国的管道、液化天然气终端和各省之间的管道限制，但不考虑X-燃料管道基础设施，即X-燃料的运输与基于CNS2的CETO2023参考情景相同（不允许对天然气基础设施进行额外投资。这是因为从一开始，情景假设就描述了由于碳中和的要求，化石天然气的消费正在下降）。天然气管道基础设施被视为模型中第一年的初始情况，没有扩大基础设施的投资选项。••情景2（SC2）：各省之间的二氧化碳、甲醇、氢气和氨气运输受到管道容量的限制。管道容量是作为未来投资选项确定的，但使用管道与不使用管道的经济成本在优化过程中可以忽略不计。因此，如果建立了管道容量，其利用率可能会很高。天然气管道基础设施的表示与情景0相同，即各省的天然气价格是外生的，但不包括整个天然气网络的天然气运输模型。••情景3（SC3）：同时考虑天然气和P2X基础设施。不允许对天然气基础设施进行额外投资，只允许对氨、二氧化碳、甲醇和氢气基础设施进行额外投资。这是因为从一开始，情景假设就描述了由于碳中和的要求，化石天然气的消费正在下降。这种情景设置旨在回答有关不同建模方法影响的具体问题。首先，单独研究在情景中增加天然气管道基础设施的影响（例如，比较情景1和情景0）。在CETO2023报告的CNS2情景（情景0）中，我们看到天然气的作用正在迅速下降。由于CNS2中的本地化天然气价格是在相当拥堵的系统中观察到的价103格的函数，因此当系统变得不那么拥堵或更加拥堵时，天然气运输的定价机制可能会发生变化。只对进口节点（即第三国管道进口或液化天然气接收终端）施加天然气外生价格，并假设遵循特定的国内天然气生产情景，天然气将根据市场可用的进口量和系统中剩余天然气的使用价值（如在EDO中用于发电和区域供热）在模型中获得机会价值。在建模过程中，天然气网络的拥堵问题将作为限制因素考虑在内，从而在根据运输限制将天然气消费分配到不同省份的过程中发挥作用。其次，将情景2与情景0进行比较，将显示包括管道容量和投资对二氧化碳、电制甲醇、氨和氢四种商品的利用和运输的影响。将完整基础设施的情景3与情景0进行比较，将显示包括管道容量和投资在内的影响（但请注意，这仅指二氧化碳和X燃料22基础设施的投资），以及对天然气和二氧化碳、电制甲醇、氨和氢四种商品的利用和运输的进一步影响。表6.2：综合建模情景概览X管道的可变成本运输情景2（P2X-基础设施情景）天然气外生价格，不包括天然气管情景0道基础设施情景3情景1（完整基础设施情景）包括天然气管道基础设施（天然气基础设施情景）6.3结果本研究对自由化市场条件下中国电力和天然气行业进行了综合建模，以评估不同系统对实现碳中和目标的影响/益处。下文将分三部分展示研究结果：•首先，在建模方法中加入天然气管道基础设施的影响（比较情景1、3与情景0）。•其次，包括管道容量和投资对二氧化碳、电制甲醇、氨和氢四种商品的利用和运输的影响（比较情景2与情景0）。•第三，包括管道容量和投资的影响（但请注意，这仅包括对二氧化碳和X燃料基础设施的新增额外投资），以及对天然气和二氧化碳、电制甲醇、氨和氢四种商品的利用和运输的进一步影响（比较完整基础设施情景3与情景0）。6.3.1在模型中考虑天然气管道基础设施的影响天然气和电力基础设施的共同优化为能源系统中天然气使用的转型提供了一个全面的视角。一旦天然气基础设施到位，使用天然气的实际成本很低，往往远低于收回初始投资所需的电价。然而，政策的发展，如中国的碳中和目标，可能会使天然气的使用减少。在一个不拥堵的系统中，只有当基础设施处于闲置状态时，输气成本才会降低。相反，随着需求上升导致拥堵加剧，需要有长期稳定的消费前景来证明进一步的基础设施投资是合理的。本报告中的模型记录了能源转型期间的天然气消费模式。忽略了这一点的替代模型可能会无意中将基于现有基础设施和拥堵水平的天然气市场价格引入对拥堵水平完全不同的未来的预测。有些情景可能会显示天然气使用量在下降到净零之前会暂时上升。这些22‘X’包括二氧化碳、电子甲醇、氨和氢气104模型可能隐含着对电网的进一步投资需求，而这些投资在净零背景下将变得多余。本模型细化了天然气需求侧的情况，纳入了EDO模型中电力和区域供热部门的需求以及LEAP模型中的其他天然气需求，从而展现了中国向净零目标转型过程中天然气的需求情况。天然气供应侧依赖于基本的国内供应估算，这对确定中国的天然气进口量至关重要，因此需要进一步详细分析。通过比较情景0、情景1和情景3的模拟结果，可以看出增加天然气和X燃料管道基础设施对优化系统的影响。在净零排放目标下，假定天然气总需求将随着时间的推移而减少。从图6.11中可以看出，在2060年前的10到15年，电力行业的天然气需求已经呈现下降趋势。图6.11：电力和区域供热部门天然气消费的情景模拟结果在SC0和SC2（不考虑天然气基础设施的两个情景）以及SC1和SC3（考虑天然气基础设施的两个情景）中，可以观察到电力部门天然气需求的类似趋势。有趣的是，在考虑天然气基础设施的情景中，电力部门对天然气的需求要高得多。在SC0和SC2情景中，模型根据天然气历史价格（过去价格一直较高）来确定最佳需求，而在SC1和SC3情景中，模型则根据天然气基础设施来确定最佳需求。并且由于天然气基础设施已经建成，因此在这些情景中天然气的使用时间更长，但由于碳排放限制，到2050年发电领域对天然气的需求将逐步下降，并降至为零。图6.12和图6.13显示了天然气的平衡情况。图6.12：天然气平衡（SC1）105图6.13：中国能源系统的天然气供应情况（SC1）从图6.12和图6.13中可以看出，大部分天然气需求由国内生产满足，管道气进口和液化天然气进口作为补充。2043年后，随着需求下降，国内产量和液化天然气进口量也会出现下降，而管道气进口则保持不变。图6.14：管道气进口和LNG进口的变化情况管道气和LNG的进口情况在情景1和情景3下较为相似（见图6.14）。LNG的进口量几乎没有差异，而从国外进口的管道气也仅呈现微小差异。这意味着考虑X管道基础设施（情景3）不会影响天然气进口（情景1）。图6.15给出了在情景3（完整基础设施情景）下2060年各省的天然气平衡概况。总体上看，各省之间的天然气流动明显较大，目的是优化天然气输送以满足需求。该结果支持将天然气基础设施纳入建模，从而获得基于容量和输气管网潜在拥堵情况的有效结果。106图6.15：2060年省级层面的天然气平衡（SC3）进一步就管道气进口来看，图6.16显示了黑龙江、新疆和云南三省与天然气出口国（SC1和SC3）的管道连接情况。由于天然气基础设施在SC0中没有体现，因此无法在此纳入情景结果。这说明了能源行业仅对电网建模的局限性，该模型考虑了天然气和P2X，但没有包括基础设施的表示。实线表示三个省份的管道输送能力，虚线和点线表示不同情景下的管道利用率（使用的容量）。在黑龙江和云南，管道气进口从一开始就低于管道输送能力，并且进口量保持在非常低的水平。通过新疆进口的管道天然气在2035年之前接近管道可用容量，之后随着需求下降而逐渐减少。由于假设进口管道气价格最低，因此通过新疆进口管道天然气的持续时间最长。随着消费量的下降，一般有足够的省际管道容量来支持西气东输。2045年至2057年期间，通过新疆从中亚进口的管道气几乎保持不变。由于中国国内天然气产量下降，进口管道气将继续满足一定比例的天然气需求。图6.16：进口管道气的变化情况1076.3.2在模型中考虑P2X和二氧化碳基础设施的影响气体管道和电力线缆与其他的输送方式有所不同，按平准化成本计算，它们往往比卡车、轮船等其他运输方式更便宜。管道或输电线路建成后就相当于形成了一条输送走廊，相关商品可以以较低的可变成本在两点之间运输。在能源系统优化模型中表示此类输送情景时，有限的管道容量（将来可能会扩展）会为系统引入了一个动态因素，会产生不同的输送模式，这与简单地应以单位商品运输成本计算的方式不同。一方面，管道建成后，其利用率通常会很高。当然，除非促使管道投资的经济要求在管道投资后发生重大变化。另一方面，流量模式往往会被之前的管道投资所锁定。为了了解管道容量和投资（注意，模型只考虑二氧化碳和X燃料基础设施的新增额外投资）的影响，我们将仔细研究天然气以及二氧化碳、电制甲醇、氨和氢四种商品的利用和运输情况。为了解管道容量和投资对上述四种商品的利用和运输的影响，我们将情景0的结果与情景2和情景3进行了比较。氢能图6.17：青海省氢气管道输送能力和年度流量一些省份的氢气管道利用率在基准情景（SC0）和基础设施情景（SC2和SC3）下存在显著差异，例如青海、四川和云南。在青海省，不同情景的建模结果显示出显著差异。图6.17中描述的氢气管道容量代表了从青海到其他邻近省份的所有氢气管道的总容量之和。同样，平均流量也是氢气流量的总和。图6.17显示，在SC0情景下，2035年至2060年氢气输送能力保持不变23，而在两个基础设施情景（SC2和SC3）下，新建氢气管道的输送能力急剧增加。氢气的年平均流量与可用容量的流动形态一致。表6.3显示了氢气管道利用率，计算方法是用年流量除以可用容量。从表中可以看出，在2030年至2060年的所有年份中，基础设施情景（SC2、SC3）的利用率明显高于不考虑氢基础设施的情景（SC0）。23在SC0情景中，由于不考虑物理传输，其容量被定义为在所示年份之前的最大传输量。108表6.3：氢气管道利用率（青海省）氢气管道利用率（青海省）年份SC0SC2SC3203034%89%61%204029%92%84%20507%87%84%206023%84%80%表6.4：电解槽和电制燃料生产过程的满负荷运行时间占比SC0电解槽（总）2030204020502060(CNS2)碱性电解槽AEC61%64%60%65%质子交换膜电解槽PEM59%48%48%57%SC2固体氧化物电解槽SOEC26%44%33%36%（P2X基础氨合成98%100%100%100%费托工艺99%97%100%100%设施）甲醇合成0%88%21%49%甲醇升级100%94%78%68%SC3电解槽（总）100%95%77%71%（完整基础碱性电解槽AEC65%60%55%57%质子交换膜电解槽PEM64%58%37%50%设施）固体氧化物电解槽SOEC46%23%29%21%氨合成85%100%98%100%费托工艺100%100%100%100%甲醇合成6%89%66%31%甲醇升级100%99%67%71%电解槽（总）100%95%68%71%碱性电解槽AEC64%59%55%57%质子交换膜电解槽PEM63%57%37%50%固体氧化物电解槽SOEC45%20%29%21%氨合成85%99%100%100%费托工艺100%100%100%100%甲醇合成5%89%68%58%甲醇升级100%99%64%71%100%95%68%71%表6.4显示了不同情景下中国全国范围内的电解槽和电制燃料生产过程的满负荷运行时间占比差异。除2030年外，与SC0相比，基础设施情景（SC2和SC3）下电解槽的平均利用率略低。这与基础设施的灵活性相对降低有关，从管道情况来看，这也表明不同省份间过度部署现象略有增加。一般来说，固体氧化物电解槽（SOEC）的满负荷时间更长，因为虽然它们比质子交换膜电解槽（PEM）和碱性电解槽（AEC）更昂贵，但效率也更高。就氨和甲醇而言，在所有情景和年份中，满负荷运行时间占比都超过了64%，但这些商品在计算中只占很小的比例。随着时间的推移，这些工艺的平均满负荷小时数会有所下降，原因可能是成本降低，也可能是因为它们在支持电力系统消费侧平衡方面发挥的作用越来越大。109二氧化碳在这些情景中，二氧化碳捕集与封存设施主要安装在重工业地区，这些地区到2060年仍在排放二氧化碳。此外，碳捕集设施也可建在生物质发电厂附近，以便捕获二氧化碳并加以利用或封存，从而产生负碳排放。管道投资将这些地区与具有碳封存潜力的地区连接起来。图6.18显示了2060年各地区二氧化碳捕集的建模结果。虽然基准情景0与基础设施情景（SC2、SC3）下的模式非常相似，但在中国的华东地区，即浙江、上海、江苏、福建和安徽省，却有明显的不同。在SC0中，这些省份的工业二氧化碳捕集潜力仅得到部分利用。图6.18：2060年各地区的二氧化碳捕集量图6.19：各省的二氧化碳平衡（SC3，2060年）结果显示，根据模型估算，就发电厂二氧化碳捕集而言，2060年黑龙江、河南、山东和广东等省的捕集量尤其高，而就工业二氧化碳捕集而言，河北的捕集量最为突出。在考虑和不考虑天然气和P2X管道基础设施（SC3和SC0）的情况下，这种模式是相似的。这些省份都是高负荷中心。在SC0中，假设110黑龙江、河南、山东和广东没有省外二氧化碳输入。图6.19支持这一解释。该图描述了2060年SC3情境下的二氧化碳平衡概况，显示了二氧化碳外省输入、捕集、本省输出和封存的情况。小部分二氧化碳被用于X燃料的加工。由此可见，碳捕集和外省输入量大的省份通常碳封存价值也更高。很明显，中部、北部和南部的高负荷省份是二氧化碳的输入省份，而东北和西北地区的省份则以输出为主。6.3.3在模型中考虑天然气和P2X基础设施的影响从模型中可以明显看出，管道表示反映了不同能源商品运输形式之间的竞争。输氢是输电的替代形式，而对一种能源形式的基础设施投资也会影响其他的能源形式。图6.20显示了情景0（CNS2）和情景3（完整基础设施情景）中输电容量的建模结果。在2035年之前，情景3下的省内输电容量高于情景0，而在2050年和2060年，情景3的输电容量低于情景0。两种情景都考虑了电网基础设施，但只有情景3考虑了天然气和P2X基础设施。在情景3中，中国中部地区在整个时间框架内建设了更多的输电能力。这可能反映了电网投资是在较早的阶段进行的，当时考虑的是完整的基础设施，此外，在稍晚的年份，由于主要是以氢气的方式运输而不是电力，因此对输电容量的要求较低。图6.20：SC0和SC3情境下的省内输电能力与省内输电容量一样，如果考虑到天然气和P2X基础设施，省间输电容量（图6.21）在所有时间跨度上都相对较低。图6.21：SC0和SC3情境下的省间输电容量111结果显示，如果将天然气和P2X基础设施考虑在内（情景3），那么所需的省际输电容量则相对较低。从图6.22中氢气管道容量的结果来看，2060年氢基础设施的容量略高。有趣的是，在情景3中，从2035年到2060年，西北部的氢气管道容量增加，而北部的氢气管道容量减少。很明显，新疆、青海和甘肃等具有较高可变可再生能源潜力的省份安装了氢气基础设施，以满足当地和京津冀等消费较大省市的需求。图6.22：SC0和SC3情境下的氢气管道容量1127.讨论和结论本项目的前身，中欧能源合作平台一期合作项目“ENTSO-E电网规划模型中国演示”24，侧重于在中国电网规划过程中使用ENTSO-E方法进行成本效益分析。在先前研究经验的基础上，本项目扩展了综合能源系统方法的概念，以突出综合系统建模方法的影响。认识到可再生能源整合的潜在效益，本研究探讨了整合多个能源部门的协同作用与机遇。通过采用综合的方法，可以使加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，并最大限度地提高能源系统的整体效率。通过这种综合全面的分析，本报告旨在为如何以最佳的方式优化系统规划流程，实现更具可持续性和韧性的能源未来提供有价值的见解。研究结果表明，综合能源系统方法可以提高效率、促进可再生能源整合、提高系统灵活性和韧性、实现部门整合和电气化、优化成本，并能为协调的政策和规划工作提供支持，所有这些都有助于更有效地实现脱碳目标。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，可以突出综合建模方法的优势。我们模型中的管道代表反映了能源商品不同运输形式之间的竞争。第6章的分析结果表明，在电网层面，完整基础设施情景（SC3）的输电容量要低于仅将电网视为基础设施优化目标的情景（SC0）。与此同时，我们还观察到氢气基础设施容量的变化：在可再生能源潜力大的省份将建设更多的氢气管道容量，以便将氢气输送到能源消耗较大的省份。此外，天然气用于发电的情况在模型中也有很大不同，这取决于是否考虑了天然气管道基础设施。在考虑天然气管道的情景（SC1和SC3）中，使用天然气进行发电的机率较高，因为天然气基础设施已经建成，只要在经济上是更好的选择，并且控制在排放限制范围内，天然气发电就是很好的选择。在增加P2X基础设施方面，模型结果表明，在考虑到物理传输基础设施的情景中，X管道的利用率明显更高。这是因为管道一旦建成，就可以几乎零成本地使用。青海省的结果就说明了这一点，不同情景的模拟结果呈现显著差异。在2030年至2060年期间的所有年份，考虑基础设施的情景（SC2、SC3）中的氢气管道容量和利用率都明显高于不考虑氢气基础设施的情景（SC0）。在所有情景中，二氧化碳捕集与封存设施都将主要部署在重工业地区，这些地区到2060年仍会产生二氧化碳排放。此外，碳捕集设施还可以安装在生物质发电厂，以便捕集、利用或封存二氧化碳，实现负碳排放。管道投资将捕获的二氧化碳与具有碳封存潜力的地区连接起来。一般来说，碳进口量大、碳捕集量大的省份具有较高的碳封存潜力。很明显，华中、华北和华南的高负荷省份是二氧化碳的受入省份，而东北和西北的省份则更偏向送出。就可再生能源和氢气之间的联系而言，模型显示西北地区正在建设更多的氢气管道容量，而华北的氢气管道容量则相对较少。这表明，新疆、青海和甘肃等可再生能源潜力大的省份是安装氢气基础设施的理想选择，既能满足当地需求，又能将氢气运往京津冀等消费较大地区。这些例子表明，综合系统方法能更好地体现现有资源并确保其得到充分利用。这有助于能源系统实现低成本高效率的转型，从而实现净零排放的目标。24http://www.ececp.eu/en/entso-e/113在寻求实现净零排放目标时，能源系统建模通常侧重于电力部门，这是因为人们已经了解了如何使电力系统脱碳，也了解其相关的成本和挑战。然而，要解决难以减排领域的排放则需要以综合性的视角关注能源供应链、资源、技术、系统效率和部门偶合。如本报告分析所示，只有在投入成本低、价值流得以整合的情况下，P2X和CCUS才具有成本效益。碳捕集与封存被视为实现电力行业负排放问题的主要手段，但其成本高昂且耗能较大。然而，人们往往忽视了这些方法也为增强系统灵活性以支持能源转型提供了机会。要以合理的经济成本实现零碳的能源系统，优化利用和发展关键能源基础设施至关重要。为此，需要联合优化天然气和电力基础设施，这样才能确保最有效地利用现有基础设施，并影响天然气作为过渡燃料的使用。实现净零碳能源系统还需要大量新的基础设施和投资。通过展示中国电力、天然气和P2X行业的综合建模方法，本项目加强了我们对中国未来在能源基础设施投资、运营规划和监管方面需求的了解。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”的最终报告不仅展示了综合能源系统建模的实施情况，还展示了中欧团队在能源建模合作方面的成功实践。项目团队认识到，只有通过通力合作，才能更好地推动能源系统向气候中和转型。实现净零能源系统的时间非常有限。如果每个国家都自行开发技术，将很难实现目标。没有中国，欧盟将无法实现其气候目标，而中国要实现气候目标也需要世界其他国家的支持。114缩略词附件CAGR复合年增长率CEC中国电力企业联合会CETO中国能源转型展望CNREC/ERI中国国家可再生能源中心/能源研究所CONE新进入成本CCUS碳捕集、利用和封存DEA丹麦能源署ECECP中欧能源合作平台EENS期望缺供电量EV电动汽车G2P燃气发电LNG液化天然气LOLE缺电时间期望MOHURD住房和城乡建设部NECP国家能源和气候计划P2C电转化工品P2F电转燃料P2G电转气P2H电转热P2L电转液体燃料P2P电-氢-电P2X/PtX电转X（电力多元转换）RE可再生能源SGERI国网能源研究院SoS能源供应安全TSO输电系统运营商TYNDP十年网络发展计划（由ENTSO-E和ENTSO-G共同制定）VOLL失负荷价值VRE可变可再生能源115图片目录目录图2.1：向碳中和转型的能源安全需求....................................................2图2.2：不同的电力系统灵活性资源概览..................................................3图2.3：电力行业与其他行业的紧密关系..................................................3图2.4：2019年中国建筑行业碳排放总量..................................................4图2.5：可再生能源在建筑中的应用......................................................4图2.6：中国新能源汽车产销量同比增长情况..............................................5图2.7：中国新能源汽车生产/销售量渗透率..............................................5图2.8：中国充电桩保有量..............................................................6图2.9：水泥、钢铁、合成氨和乙烯生产的排放很难减少....................................6图2.10：工业脱碳情景.................................................................7图2.11：P2X技术路线.................................................................8图2.12：负荷侧电氢协同...............................................................9图2.13：电源侧电氢协同和输电.........................................................9图2.14：电源侧电氢协同和输氢........................................................10图2.15：虚拟电厂示意图..............................................................10图2.16：不同储能技术的效率和能量损失示意图..........................................11图2.17：截至2021年底全球CCUS设施分布.............................................12图3.1：中国能源系统情景概览.........................................................14图3.2：中国电力需求预测.............................................................14图3.3：不同情境下的电源结构.........................................................15图3.4：低碳和深度脱碳情景...........................................................16图3.5：深度脱碳情景下中国各部门的二氧化碳排放量.....................................17图3.6：中国能源电力发展展望2020情景................................................18图3.7：三种情景下各部门能源消耗产生的二氧化碳排放量（2020年）.......................19图3.8：中国石油经济技术研究院年度报告（2021年）情景.................................20图3.9：2020年中国能流图.............................................................21图3.10：CETO能源系统建模套件......................................................22图3.11：碳中和情景下到2060年的终端能源消费总量.....................................23图3.12：主要终端部门电气化率的发展情况..............................................23图3.13：CNS2情景中2020-60年主要终端部门和用于制氢的电力消费总量（TWh）...........24图3.14：2020-60年电力行业的装机容量（GW）.........................................24图3.15：2020-60年间不同电源的发电量（TWh）........................................25图3.16：2035年冬季电力系统的小时级电力平衡（CNS2）.................................26图3.17：2060年冬季电力系统的小时级电力平衡（CNS2）.................................26图3.18：2025年中国各区域内部和区域间的电力输送（CNS2）.............................27图3.19：2060年中国各区域内部和区域间的电力输送（CNS2）.............................27图3.20：ENTSO近期情景报告.........................................................29图3.21：通用TYNDP情景概述........................................................29图3.22：通用情景（TYNDP2020）对传输规划至关重要...................................30图3.23：电力和天然气关联情景........................................................30图3.24：欧盟委员会情景..............................................................31图3.25：ENTSO模型与欧盟委员会模型的对标情况.......................................32图3.26：电力需求对标情况............................................................32图4.1：丹麦的电力安全评估是主管当局与系统运营商之间的相互作用.......................35图4.2：2030年基本情景下旋转备用与可变可再生能源装机容量对比.........................37116图4.3：2050年基本情景下旋转备用与可变可再生能源容量对比.............................38图4.4：基本情景下储存需求评估.......................................................38图4.5：新能源出力占系统总用电负荷的比例预测.........................................39图4.6：风电标杆电价.................................................................39图4.7：光伏发电标杆电价.............................................................40图4.8：电源侧、电网侧和负荷侧的机会.................................................40图4.9：2050年中国峰谷负荷及净负荷差异时序图.........................................41图4.10：2050年中国峰谷负荷和净负荷差异柱状图........................................41图4.11：2035年（左）和2050年（右）华北地区典型日负荷曲线...........................42图4.12:负荷的日峰谷差...............................................................42图4.13:净负荷的日峰谷差.............................................................43图4.14：电力系统中的灵活性资源......................................................43图4.15：P2X技术路线................................................................44图4.16：中国能源生产和消费总量（左轴）及增速（右轴）................................45图4.17：中国化石能源对外依存度......................................................45图4.18：构建现代能源体系的机制......................................................46图4.19：中国能源系统转型面临的主要挑战..............................................47图4.20：全球主要国家用电量，不包括中国和美国。红色一栏代表中国每年新增的用电量。....48图4.21：光伏功率曲线与负载功率曲线不匹配............................................48图4.22：调节/灵活供电装机容量低于计划目标..........................................49图4.23：各国可再生能源和灵活发电容量占比（仅包括抽水蓄能和燃气轮机）................49图4.24：中国及部分省份的可变可再生能源发电容量占比及弃风弃光率......................50图4.25：制造业上游（右轴）、中游和下游（左轴）的PPI同比变化........................50图4.26：制造业上游、中游和下游部门对PPI同比变化的贡献..............................51图4.27：电力系统扩展的基本概念......................................................51图4.28：电力系统的理论最佳规模......................................................52图4.29：电力行业自由化前后的电力系统规划............................................52图4.30：欧洲电力系统规划：发电、输电和供应安全......................................53图4.31：可再生能源占全球年新增装机容量的份额........................................53图4.32：可再生能源整合对可调度电源覆盖的净负荷曲线的影响............................54图4.33：考虑可变可再生能源的系统扩展的短期变化（概念筛选曲线）......................54图4.34：考虑可变可再生能源的系统扩展的长期变化（概念筛选曲线）......................55图4.35：系统安全包含资源充裕性和系统可靠性..........................................55图4.36：欧盟国家充裕性标准..........................................................56图4.37：最佳缺电时间期望............................................................57图4.38：欧洲资源充裕性评估（ERAA）.................................................57图4.39：欧洲资源充裕性评估的一些重要特征............................................58图4.40：欧洲资源充裕性评估的其他新特征..............................................58图4.41：欧洲资源充裕性评估方法示意图................................................59图4.42：样本年的构建................................................................59图4.43：使用250个停电样本年进行蒙特卡洛计算的示例..................................60图4.44：欧洲的容量补偿机制（CRM）实施情况..........................................60图4.45：2025年各国LOLE估值，无经济可行性评估、无容量措施.........................61图4.46：2025年各国LOLE估值，含经济可行性评估、无容量措施.........................62图5.1：CCUS技术发展概述...........................................................65图5.2：CCUS时间表.................................................................66图5.3：1.5℃目标下2020-2050年CCUS应用领域预期变化................................67图5.4：CCUS工艺链示意图...........................................................67117图5.5：碳利用技术概览...............................................................68图5.6：截至2021年底全球CCUS设施分布..............................................69图5.7：中国的碳捕集技术.............................................................70图5.8：中国的二氧化碳运输技术.......................................................71图5.9：中国的二氧化碳利用技术.......................................................71图5.10：中国二氧化碳封存潜力图......................................................72图5.11：中国发电厂首个二氧化碳利用CCUS项目........................................73图5.12：中国CCUS的主要障碍........................................................74图5.13：CCUS项目成本曲线分析的评估框架............................................75图5.14：适宜部署CCUS的燃煤电厂分布情况............................................75图5.15：煤电机组CCUS改造的成本曲线................................................76图5.16：CCUS发展的愿景及目标......................................................76图5.17：短期CCUS发展任务..........................................................77图5.18：CCS/CCUS应用潜力..........................................................77图5.19：燃烧后捕集改造的100MWth生物质锅炉的能量平衡..............................79图5.20：500MW生物质锅炉燃烧后捕集改造碳成本估算...................................80图5.21：丹麦技术目录中的碳运输示意图................................................80图5.22：丹麦技术目录中的碳运输链示例................................................81图5.23：二氧化碳捕集和封存、运输和注入/封存各要素之间的关系........................81图5.24：丹麦技术目录中的碳封存选择示例..............................................81图5.25：绿氢的生产成本..............................................................83图5.26：绿氢基地发展蓝图............................................................83图5.27：有关绿氢项目的部分研究成果..................................................84图5.28：区域电氢协同的部分研究成果..................................................84图5.29：输电和输氢情景..............................................................85图5.30：CCUS和绿色燃料概述........................................................86图5.31：输入、合成流程及P2X产品概览...............................................86图5.32：P2X转换效率--100%输入功率的剩余功率.......................................87图5.33：运输领域各类绿色燃料的效率比较..............................................87图5.34：欧洲工业领域电气化潜力比较（不包括运输行业）................................88图5.35：P2X系统整合的重要性........................................................88图5.36：电转液态燃料和电转甲醇......................................................89图5.37：绿氨工厂：零碳排放..........................................................89图5.38：P2X工艺的碳排放...........................................................90图5.39：P2X需要额外的可再生能源发电................................................90图5.40：迈向气候中和的欧洲氢能战略..................................................91图5.41：促进欧洲氢能发展的举措......................................................91图5.42：2030年欧洲各领域的氢气使用量................................................92图5.43：中国能源转型展望内容概览....................................................93图5.44：广东和青海的P2X比较研究...................................................93图5.45：OptiFlow中用于P2X分析的模型设置...........................................94图5.46：电价对电解槽投资的影响......................................................94图5.47：部分甲醇工艺................................................................95图5.48：过早引入P2X会导致煤炭消耗量和二氧化碳排放量增加...........................95图5.49：如果无法获得低碳电力，部署P2X可能会导致碳排放量增加.......................96图6.1：基于CETO2023CNS2情景的变体及增强模型.....................................97图6.2：EDO电力和区域供热模型......................................................98图6.3：EDO电力和区域供热模型......................................................98118图6.4：OptiFlow的特点...............................................................99图6.5：OptiFlow的关键组成部分.......................................................99图6.6：OptiFlow主要方面示意图......................................................100图6.7：EDO(Balmorel)和OptiFlow之间的关联.........................................100图6.8：天然气基础设施模型示意图....................................................101图6.9：燃料生产路径................................................................101图6.10：中国能源地图...............................................................102图6.11：电力和区域供热部门天然气消费的情景模拟结果.................................105图6.12：天然气平衡（SC1）..........................................................105图6.13：中国能源系统的天然气供应情况（SC1）........................................106图6.14：管道气进口和LNG进口的变化情况............................................106图6.15：2060年省级层面的天然气平衡（SC3）.........................................107图6.16：进口管道气的变化情况.......................................................107图6.17：青海省氢气管道输送能力和年度流量...........................................108图6.18：2060年各地区的二氧化碳捕集量...............................................110图6.19：各省的二氧化碳平衡（SC3，2060年）.........................................110图6.20：SC0和SC3情境下的省内输电能力.............................................111图6.21：SC0和SC3情境下的省间输电容量.............................................111图6.22：SC0和SC3情境下的氢气管道容量.............................................112119表格目录目录表3.1:情景设置主要参数（2021年）...................................................17表3.2：情景设置主要参数（2020-21）..................................................18表3.3：情景设置主要参数（2020-22）..................................................19表3.4：情景设置主要参数.............................................................20表3.5：CNS2情景中灵活性技术的装机容量（GW）......................................25表3.6：TYNDP2022情景框架.........................................................31表4.1：电力安全相关的主要术语及定义.................................................34表4.2：电力系统趋势及其对电力安全各方面的潜在影响...................................34表4.3：需求预测假设（2020-50年）....................................................36表4.4：2030年和2050年发电结构假设..................................................36表4.5：各类灵活性资源的优缺点.......................................................44表4.6：现代能源体系"十四五"发展目标...............................................46表5.1：碳捕集技术的关键参数（中国）.................................................68表5.2：2025-2060年CCUS技术的成本.................................................72表5.3：中国电力行业的CCUS项目.....................................................73表5.4：欧盟CCUS监管框架...........................................................78表5.5：欧盟CCUS资助框架...........................................................78表5.6：丹麦碳捕集技术目录...........................................................79表5.7：P2X主要技术.................................................................82表5.8：欧盟2030年氢能目标..........................................................92表6.1：中国的跨境天然气管道........................................................103表6.2：综合建模情景概览............................................................104表6.3：氢气管道利用率（青海省）....................................................109表6.4：电解槽和电制燃料生产过程的满负荷运行时间占比................................10912086-1065876175info@ececp.eu中华人民共和国，北京市朝阳区建国门外大街2号，银泰中心C座31层，3123&3125，100022www.ececp.eu中欧能源合作平台由欧盟资助121