东北地区碳排放现状分析与“双碳”目标下新能源发展建议

2022-09-09张忠华李春山

东北电力技术 2022年8期

张忠华，李春山，胡杰，于淼

(1．中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，吉林长春 130021；2．国家电网有限公司东北分部，辽宁沈阳 110180)

2020年9月，在第75届联合国大会上，中国提出“将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，力争2030年前CO2排放达到峰值，努力争取2060年实现碳中和”。为尽早实现“双碳”目标，我国将加快构建以适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统，东北地区(本文仅指辽宁、吉林和黑龙江三省)有丰富的风、光资源，新能源发展潜力巨大。

本文根据对2010—2019年东北地区碳排放特别是电力行业碳排放情况的分析，论证地区碳排放总体形势及达峰情况，并结合地区新能源实际开发情况，提出适应东北地区能源转型及可持续发展的新能源发展建议。

1 东北地区经济与电力供应概况

1.1 经济发展概况

2019年，东北地区GDP总量为50 126.5亿元，同比增长4.5%，低于全国GDP增速1.5个百分点。其中，辽宁省GDP总量为24 855.3亿元，同比增长5.4%；吉林省GDP总量为11 726亿元，同比增长3.0%；黑龙江省GDP总量为13 544.4亿元，同比增长4.0%[1-3]。

2010—2019年，东北地区GDP年均增速约为6.1%。“十二五”初期，地区GDP年增速略高于全国GDP年增速，随着地区产业结构调整及外在经济大环境影响，2014年以来，地区GDP增速均低于全国GDP年增速，且地区经济总量占全国占比逐年下降，2019年占比约为5.0%，除辽宁省经济排名居中前位外，其他两省均排名靠后。2010—2019年，东北地区GDP增长情况如图1所示。

图1 2010—2019年东北地区GDP增长情况

1.2 电力供应概况

2019年，东北地区发电量4005.3亿kWh，同比增长4.7%。其中，化石能源发电量2880.9亿kWh，水电发电量138.1亿kWh，核电发电量327.3亿kWh，非水可再生能源发电量659.1亿kWh。

2010—2019年，东北地区化石能源发电量占比由89.4%下降至71%，非水可再生能源发电量占比由4.1%提高到16.5%，风、光、生物质发电量不断增加，电力清洁化程度有显著改善，并始终高于全国电力清洁化平均水平。2010—2019年，全国及东北地区非化石能源发电量占比情况如图2所示。

2010—2019年，东北三省非水可再生能源发电量占比也不断提高。其中，2019年吉林省和黑龙江省非水可再生能源发电量占比均已超过20%，如表1所示，辽宁省在计入核电发电量后，非水清洁能源发电量占比也超过20%，电力清洁化程度均较高。

表1 东北三省非水可再生能源发电量占比单位：%

图2 2010—2019年全国及东北地区非化石能源发电量占比情况

2 东北地区碳排放及总体形势分析

2.1 碳排放量概况

a.CO2碳排放总量

2019年，东北地区CO2排放量1015.3×106t[4]，同比增长5.2%，高于全国30省(不含西藏)平均增速1.8个百分点。其中，辽宁省、吉林省和黑龙江省CO2排放量占比分别为53%、20%和27%。

2010—2019年，东北地区CO2排放量年均增速约为1.5%，低于全国30省(不含西藏)年均增速约1.2个百分点。2010—2019年，东北地区与全国30省碳排放量对比如图3所示，“十二五”初期，地区CO2排放量年增速较快，在经历2013年、2014年2年平稳期后，2015年和2016年，地区CO2排放量均为负增长，2017年以后地区CO2排放量呈波动性上涨趋势。

2010—2019年，东北地区三省CO2排放量增速变化较全国30省(不含西藏)更为剧烈。其中，“十二五”初期，吉林省和黑龙江省增速变化与全国30省(不含西藏)相反，后期三省增速变化趋势与全国近同。2010—2019年，东北三省与全国30省碳排放量增速对比如图4所示。

图3 2010—2019年东北地区与全国30省碳排放量对比

图4 2010—2019年东北三省与全国30省碳排放量增速对比

b.电力行业CO2碳排放量

2019年，东北地区电力行业CO2排放量523.3×106t，同比增长4.9%，约占地区CO2排放量的51.5%，与全国30省(不含西藏)占比基本持平。其中，辽宁省、吉林省和黑龙江省电力行业CO2排放量占比分别为47%、22%和31%。

2010—2019年，东北地区电力行业CO2排放量年均增速约为2.4%，低于全国30省(不含西藏)年均增速1个百分点，主要呈现增长态势。地区电力行业CO2排放量占比基本维持在50%左右，近期占比有增大趋势。2010—2019年，东北地区与全国30省电力行业碳排放量对比如图5所示。

2010—2019年，东北地区三省电力行业CO2排放量增速变化较全国30省(不含西藏)更为剧烈，除黑龙江省增速变化与全国30省(不含西藏)相反，辽宁省和吉林省增速变化趋势与全国相近，具体增速对比情况如图6所示。

图5 2010—2019年东北地区与全国30省电力行业碳排放量对比

图6 2010—2019年东北三省与全国30省电力行业碳排放量增速对比

2.2 碳排放强度分析

本文碳排放强度按碳排放量与GDP的比值[5]设定，电力行业碳排放强度按行业碳排放量与发电量的比值设定。

经计算，2010—2019年，东北地区碳排放强度由3.13 t/万元GDP降低到2.03 t/万元GDP，高于全国30省(不含西藏)平均碳排放强度；下降幅度为34.6%，低于全国30省(不含西藏)平均下降幅度。

2010—2019年，东北地区电力行业碳排放强度由31.8 t/万kWh降低到25.3 t/万kWh，高于全国30省(不含西藏)电力行业平均碳排放强度；下降幅度为20.2%，低于全国30省(不含西藏)平均下降幅度。近期全国30省及东北地区碳排放强度统计如表2所示。

表2 近期全国30省及东北地区碳排放强度统计

2.3 碳排放脱钩性分析

根据2002年经济合作与发展组织(OECD)提出的脱钩理论[6]，碳排放弹性系数按碳排放量增速与经济增长增速比值。参考OECD 脱钩理论及Tapio脱钩模型[7]，本文设定电力行业碳排放弹性系数为电力碳排放量增速与电力发电量增速的比值。

通常，碳排放弹性系数的脱钩状态可分为4种类型，分别为弱脱钩、强脱钩、衰退型脱钩及负脱钩[8]。其中，当碳排放量增速与经济(或发电量)增速均为正值，且碳排放量增速更小时，为弱脱钩；当经济(或发电量)正增长而碳排放量负增长时，为强脱钩；而当碳排放量增速与经济(或发电量)增速均为负值，且碳排放量降速更大时，为衰退型脱钩；其他情况均为负脱钩。因此，通过分析地区碳排放弹性系数特别是碳排放量占比较大的电力行业碳排放弹性系数，对判断地区碳达峰情况具有重要意义。

经计算，2010—2019年，东北地区碳排放弹性系数由2010年的1.06波动性调整至2019年的1.16。其中，“十二五”期间主要呈现弱脱钩性，“十三五”以来，弹性系数波动性较大，总体呈现负脱钩性，2019年碳排放量增速明显加快。

2010—2019年，东北地区电力行业碳排放弹性系数由2010年的0.98波动性调整至2019年的1.06，整体呈现弱脱钩性，个别年份出现表象性负脱钩。东北地区及地区电力行业碳排放弹性系数变化情况如图7所示。

图7 2010—2019年东北地区碳排放弹性系数变化

2.4 碳排放总体形势判断

从碳排放量看，东北地区碳排放总量特别是电力行业碳排放量仍在波动性增长；从碳排放强度看，东北地区碳排放强度及电力行业碳排放强度均有明显下降，但与全国30省(不含西藏)仍有一定差距；从碳排放弹性系数来说，近期东北地区碳排放系数呈负脱钩性，而电力行业碳排放系数呈弱脱钩性。

碳达峰常见判断方法包括与最新碳排放量数据对比，历史碳排放量已达最高水平；在碳排放量达峰后5年内，地区碳排放量减少10%以上等[9]。按照上述判断方法，东北地区碳排放仍未实现达峰，电力行业达峰趋势快于整体发展。因此，“双碳”目标下，东北地区碳达峰压力较大，产业结构和能源消费结构仍有待进一步优化调整，对新能源的高质量可持续性发展需求迫切。

3 东北地区新能源发展情况及面临的形势

3.1 风资源情况及风电发展现状

东北地区处于“三北”风能资源丰富区，所属吉林省和黑龙江省均已纳入全国九大大型风电基地，东北地区风电潜在可开发量约为5.2亿kW。

2019年，东北地区风电装机约为2000.4万kW，同比增长6.8%，占全国风电装机的9.6%。地区风电已开发量约为潜在可开发量的4%。

2019年，东北地区风电发电量约437.7亿kWh，同比增长10.9%，占全国风电发电量的10.8%。

3.2 光资源情况及光伏发展现状

东北地区光资源较为丰富，属于太阳能辐照的二类地区。其中，辽宁省年太阳能辐射量为5103 MJ/m2，年日照时数2100～2600 h；吉林省年太阳能辐射量为5052 MJ/m2，年日照时数2200～3000 h；黑龙江省年太阳能辐射量为4400～5028 MJ/m2，年日照时数2242～2842 h。据统计，东北地区光伏潜在可开发量约为4.3亿kW[10]。

2019年，东北地区光伏装机约为891.4万kW，同比增长14.0%，占全国光伏装机的4.4%。地区光伏已开发量约为潜在可开发量的2%。

2019年，东北地区光伏发电量约为114.4亿kWh，同比增长49.8%，占全国光伏发电量的5.1%。

3.3 新能源消纳情况

受消纳能力限制，黑龙江省、吉林省和蒙东地区均在“十三五”初期出现风电建设红色预警。在采取鲁固直流外送、火电机组灵活性改造、大用户直供等多项措施后，电网调峰能力逐渐好转，新能源接纳水平显著提高。2019年，除蒙东赤峰地区风电建设仍为橙色预警外，其他地区均为绿色。

2019年，东北地区新能源利用率99.0%，较2016年提高18.3个百分点。其中，风电利用率98.8%，光伏利用率99.5%，新能源利用水平较2016年均有明显提高，具体对比情况如图8所示。

图8 2016年和2019年东北地区新能源利用率对比

3.4 新能源发展面临的形势

a.新能源定位调整

东北地区风、光资源较为丰富。目前，风电及光伏已成为地区第2、第3大装机容量电源，但其发电量合计仅占地区发电量的13.8%，新能源已开发量仅为潜在可开发量的3%，新能源利用程度明显偏低。在“双碳”目标背景下，东北地区新能源将迎来新一轮大发展，新能源定位也将由补充电源过渡为主力电源，需重新理清和定位新能源在电力系统中发挥的作用及应承担的责任。

b.电力系统灵活性需求

受风、光等新能源发电间歇性和波动性特点影响，随着风电、光伏接入系统规模的不断增加，系统出力可控性显著降低，系统运行的随机性和不确定性增加，对电力系统灵活性资源需求明显提高。目前，东北地区系统灵活性资源主要体现在电源侧，即利用常规火电调峰能力及灵活性改造、抽水蓄能电站及电化学储能等，灵活性资源来源较为单一，灵活性资源不足问题日益突出。

c.资源与需求匹配度不高

东北地区风、光丰富资源地区通常为系统结构较为薄弱地区，如吉林省松白地区、黑龙江东部地区等，风、光资源与电网及负荷呈现典型的逆向分布特点[11]。地区风、光资源开发以规模化、集中式电站为主，通常采用电力汇集方式，经长距离、高电压等级送出后在更大范围内消纳。地区内资源开发与并网需求、消纳需求匹配度不高，送出及消纳矛盾较为突出。

4 适应东北地区新能源发展的建议

4.1 提升电力系统灵活性

电力系统灵活性一般指在一定时间尺度下，电力系统通过优化调配各类可用资源，以一定成本适应发电、电网及负荷随机变化的能力[12]。随着新能源接入系统的规模及比例不断增长，电力系统灵活性需求更加强烈，建议从源、网、荷、储几个方面联合互动，全面提升电力系统灵活性。

a.电源侧

东北地区现有灵活性电源主要为火电、水电及抽水蓄能电站，且受现有电源结构影响，火电为主力调节电源，调节手段较为单一。建议进一步采取丰富电源灵活性的措施，包括加快抽水蓄能电站布局建设，加大煤电灵活性改造力度，推动风光储互补互济联合送出模式形成，谋划燃气调峰电站建设等。

b.电网侧

东北电网目前经鲁固特高压直流和高岭背靠背直流与华北电网连接。受资源与负荷分布不均衡等因素影响，东北电网为典型的送端电网，随着新能源的大规模接入，地区电力电量的送出需求更加迫切。建议以松辽清洁能源基地为平台，加快跨省跨区输电通道建设，推动新能源特高压直流输电通道、多端直流输电通道的谋划落地。

此外，建议充分利用中俄东线天然气资源，探索电、气双网循环发展模式，推动气电产业和清洁能源的高效融合发展。气、电双网循环系统设想如图9所示。

图9 气、电双网循环系统设想

c.负荷侧

受气候及地理环境影响，东北地区供暖需求大，供暖期长。在“双碳”目标的新形势下，煤电发展将更为谨慎科学。为满足持续增长的供暖需要，建议开展“互联网+”清洁供暖技术，充分利用互联网调节控制策略，将风电、光伏等新能源转换成供热主力。

d.储能侧

储能能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段。建议大力发展压缩空气、飞轮、超级电容等新兴储能技术，鼓励可再生能源场站合理配置储能系统，允许储能系统与机组联合或作为独立主体参与辅助服务交易，通过完善辅助服务补偿(市场)机制建立储能系统促进可再生能源消纳的长效机制。

此外，生物质能源作为优质的零碳燃料，与常规燃煤供热相比，其供热可有效降低颗粒物及二氧化硫排放量。东北地区有丰富的生物质能，但现有开发程度不足。建议以北欧国家生物质能供热的成功经验为借鉴，在秸秆等农林作物丰富的农村地区，合理推广生物质供热技术，调整优化地区供热模式。

4.2 因地制宜促进新能源高质量发展

东北地区除辽宁省为具有较长海岸线的受端电网外，吉林省和黑龙江省均为典型的内陆送端电网。建议因地制宜采取有针对性的新能源高质量发展策略。其中，辽宁省炼油行业较发达，对氢气需求量较大，可考虑利用辽宁西部、北部较丰富的陆上风电资源及沿海城市较好的海上风电资源实现规模化制氢产业；吉林省松白地区、黑龙江省西部地区风、光资源较为丰富，建议联合形成松辽风光储一体化基地，采用特高压直流输电技术集中将新能源送至华北等负荷中心。