广东电力碳达峰路径研究

郑敏嘉，吴伟杰，李逸欣，张伊宁，孙辉

(广东电网有限责任公司，广东 广州 510600)

对于二氧化碳排放，我国提出力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，体现出中国积极应对气候变化、推动全球绿色低碳转型的坚定决心和责任担当[1]。在此背景下，电力行业作为能源行业碳排放重要的组成部分，提出了加快构建新型电力系统、提高终端能源电力占比、加快能源电力优化转型等一系列节能减碳的措施，取得了显著成效[2-3]。

为结合广东实际情况探索电力碳排放达峰路径，本研究首先综合分析其他发达国家的碳达峰实现路径，研究不同历史发展进程和不同电源结构对碳排放达峰时间和排放量峰值的影响；然后，拟定基本、低碳、零碳3种情景，根据电力碳排放因子的变化趋势倒推广东电源结构，并测算碳排放量和达峰时间；最后，对比分析3种碳达峰路径，提出实现碳达峰的关键问题、技术难点和政策建议，为广东电力碳达峰、碳中和的实现提供参考。

1 背景

1.1 发达国家电力碳达峰实现路径

当前，包括欧盟、美国、加拿大、日本、韩国在内的世界主要发达国家、经济体已陆续实现碳达峰[4]。受到资源禀赋、能源结构、经济发展水平以及历史人文等因素的影响，各国碳达峰实现路径各有不同，但共同点是随着经济社会发展进入后工业化时代，经济增长与能源消费增长脱钩，用电量增速放缓进入平台期，电源结构逐渐优化并朝着更清洁的方向发展。欧盟在1990年左右实现碳达峰，美国、加拿大在2007年实现碳达峰，韩国、日本在2013年实现碳达峰[5-6]。通过分析主要发达国家、经济体的碳达峰实现路径，可以发现能源结构的清洁低碳化转变、加强重点行业节能减碳的措施、政策体系和保障机制的完善是实现碳达峰的有效举措。进一步结合各国碳达峰时间、用电量和火电发电量历史趋势，对电力系统碳排放进行分析，可以发现碳达峰和电力产业的关系具有2个特点：①通常情况下用电量达峰时间要晚于碳达峰时间，见表1，欧盟用电量达峰时间较碳达峰时间晚20年，美国、加拿大、韩国用电量达峰时间较碳达峰时间晚分别约11年、10年、5年。实现碳达峰后的一段时间内，用电量仍然保持增长态势，随后到达平台期或缓慢下降，见表2。②火电发电量的达峰时间与电源结构(火电发电量占比，见表3)紧密相关。加拿大火电装机占比不超过30%，欧盟火电装机占比不超过60%，占比均较少，火电发电量达峰时间通常早于用电量达峰时间；而日本、韩国等火电装机占比较高，最高超过70%，对火电依赖程度高，火电发电量达峰趋势呈现与用电量同步达峰或者略有滞后的趋势。另外，碳达峰时间还受到能源资源、气候条件等因素的影响，碳达峰实现路径有所差异，气候寒冷的地区供热需求较大，供热产生的碳排放也可能成为制约实现碳达峰的因素。总结来说，对火电依赖程度越高的国家，其达峰时间可能越晚，加快调整电源结构是保障电力碳排放按时达峰的关键[7]。

表1 各国达峰时间对比Tab.1 Comparisons of carbon emission peak time

表2 各国用电量历史趋势Tab.2 Historical trends of power consumption in different countries

表3 各国火电发电量占比历史趋势Tab.3 Historical trends of thermal power generation in different countries

1.2 全国碳排放历史情况

2020年中国二氧化碳排放总量102×108t，其中电力行业碳排放约占总排放量的43.1%[8]。纵观我国碳排放历史趋势，能源行业碳排放和电力碳排放自1990年以来均呈现快速增长态势，与我国经济快速发展的趋势相符，如图1所示。电力行业的碳排放占比不断增加，也表明电力行业在能源中的地位越来越重要[9]。近年来在国家大力推动节能减排的驱动下，电力生产结构逐步优化，减排效果明显，电力行业的碳达峰将在推动全国碳达峰的过程中起到关键作用[10-11]。为协调节能减排和经济发展之间的关系，持续推动能源结构转型进程，实现2030年前碳达峰的总体目标，仍然需要完善电力市场、碳排放交易市场以及相关政策和机制[12]。

图1 中国碳排放历史趋势Fig.1 Historical trend of carbon emission in China

1.3 广东省电力碳排放历史情况

广东能源发展转型升级取得显著成效，能源结构加速向低碳化方向演变，已基本形成煤炭、石油、天然气、新能源全面发展的多元化能源供应新发展格局。

2000年以来，广东经济社会保持高速发展，用电需求增长快速，省内全社会用电量W从2000年的133.5 TWh增加至2020年的692.6 TWh，电能替代水平提升，2020年电能占终端能源消费比重达到35%。随着节能减排步伐加快，省内电源结构朝着更清洁化的方向发展，非化石能源电量占比k从2000年的22.5%增加至2020年的32.1%。

各行业碳排放核算方法多样[13-14]，针对国家级、省级、地市级的碳排放核算方法有所不同[15]。为直观地反映电力行业碳减排的变化趋势，本研究引入电力碳排放因子δe作为评价指标，其计算式为：

δe=Ce/Wg，

(1)

Ce=mbWt，

(2)

Wt=Wcoal+Wgas+Wlj.

(3)

式(1)—(3)中：Ce为电力行业产生的碳排放量；Wg为省内电源发电量；Wt为省内火电发电量；Wcoal、Wgas、Wlj分别为省内燃煤电厂、燃气电厂、垃圾电厂的发电量；b为火电供电煤耗；m为标准煤折算二氧化碳系数。

经过测算，广东δe从2000年的0.628 2逐步下降至2020年的0.487 2，2020年广东Ce达到2.46×108t。

广东电力碳排放历史趋势见表4，通过分析历史趋势，可以发现广东电力碳排放主要受以下几个因素的影响：

表4 广东电力碳排放历史趋势Tab.4 Historical trend of carbon emission in Guangdong province

a)广东社会经济已步入工业化中后期发展阶段，终端能源利用效率提高，电能替代步伐加快，用电量将在较长一段时间内保持刚性增长。初步判断广东全社会用电量近期仍将保持较快增速，在2025年前后增速逐步放缓，在2060年左右达到峰值并进入平台期。

b)广东电源结构进一步优化，电源构成趋于多元化，随着核电、新能源等非化石能源装机快速增加，电力行业碳排放增速将逐步放缓。

c)广东煤电清洁化发展进程较快，省内大部分煤电已基本实现超低排放和节能改造，煤耗降低空间有限，预测未来广东火电供电煤耗将呈现缓慢下降趋势。

2 电力碳达峰多情景分析

2.1 拟定电力碳达峰情景

为了分析广东电力碳达峰的不同发展路径，本文拟定3种电力转型情景，分别为基本情景、低碳情景、零碳情景。3种情景的区别主要在于δe的下降速度和Ce的峰值，其中：基本情景δe基本维持现状水平，在全社会用电量保持增长的情况下，Ce也保持增长态势；低碳情景δe将逐步下降至现状值的40%，Ce呈现先增后减的趋势；零碳情景δe将以更快速度下降，Ce将在更早的时间达峰，随后逐步下降至0。

2.2 基本情景

基本情景下，δe维持现状(2020年)0.48左右水平，省内新增电源主要为火电、核电以及新能源发电，电源结构与现状接近，如图2所示。随着全社会用电量和省内电源发电量的增加，Ce继续保持增长趋势，2060年Ce将达到4.37×108t。

图2 基本情景电源结构Fig.2 Power supply structure of basic scenario

2.3 低碳情景

低碳情景下，δe呈逐步下降趋势，至2030年下降至0.31，2060年进一步下降至0.19，省内新增电源主要为核电和新能源等清洁能源，同时煤电逐步实施到期退役，电源结构如图3所示。随着电源结构不断优化，Ce和发电量将在“十四五”后期实现脱钩，测算Ce在2024年达峰，峰值约3.02×108t；随着新能源的大规模发展，煤电到期退役步伐加快，2025年开始Ce将以较快速度下降，至2040年下降至约1.99×108t；随后Ce将进入平台期，在2060年下降至约1.72×108t。

图3 低碳情景电源结构Fig.3 Power supply structure of low carbon scenario

2.4 零碳情景

零碳情景下，δe呈快速下降趋势，从2020年的0.48左右下降至2030年的0.23，2060年进一步下降至0，拟定电源方案如下：除“西电东送”和省内核准电源外，新增电源主要为核电和新能源等清洁能源，同时加快省内煤电退役，电源结构如图4所示。随着电源结构不断优化，Ce和发电量将在“十四五”中期实现脱钩，测算Ce在2023年达峰，约2.92×108t；随着新能源和核电的大规模发展，煤电退役步伐加快，Ce将保持较快速度下降，在2060年降至0。

图4 零碳情景电源结构Fig.4 Power supply structure of zero carbon scenario

3 指标对比

为综合分析上述3种情景，研究广东电力碳达峰路径，本研究主要从碳排放达峰时间、碳排放量峰值、远景电源结构、经济性等方面进行对比，详见表5。

表5 方案指标对比表Tab.5 Comparisons of different scheme indicators

远景年，基本情景中电源结构仍然以火电为主，其占比约三分之二，低碳情景中火电、核电、新能源电量占比约各三分之一，零碳情景中核电、新能源电量约各占一半。核电、新能源调节性能较差，因此低碳情景、零碳情景需要配置大量抽水蓄能、电化学储能等灵活调节电源，保障电力系统安全稳定运行，将增加电源建设投资。另外，由于风电、光伏等新能源可靠出力较低，可替代装机规模有限，为保证电力供应需求，可能出现一定程度的电力系统装机冗余，远景年低碳情景装机规模约为基本情景的1.4倍，零碳情景装机规模约为基本情景的1.7倍。

对于碳排放费用，结合广东碳交易市场的历史交易情况，按照40元/t价格进行初步测算，自2020年至2060年的40年间：零碳情景较基本情景减少碳排放约16×108t，节省碳排放费用630亿元；低碳情景较基本情景减少碳排放约10×108t，节省碳排放费用410亿元。

4 结论和政策建议

电力碳排放是能源行业碳排放的重要组成部分，占比最高，且电力行业数据基础较好；因此，针对电力行业进行碳排放分析，优化电源结构，进而推动能源行业绿色低碳转型发展是可行的。

本文提出了基本情景、低碳情景、零碳情景3种碳排放分析场景，结合技术经济分析如下：低碳情景大力推动新能源和核电等清洁电力发展，电力碳减排效果较优，同时保留已完成清洁低碳改造的煤电在系统中继续发挥托底保障作用，电力系统可靠性、灵活性较优，综合分析低碳情景经济性较优；零碳情景虽然电力碳减排效果最优，但此情景的电力系统转动惯量较小，调节能力较差，为了保障电力系统安全稳定运行需要配置大量抽水蓄能、电化学储能等灵活调节电源，装机冗余度高，可能还需要配置调相机、静止同步补偿器等装置，进一步增加电源投资。

建议制订电力碳减排发展路径时，综合考虑节能减碳与电力供应安全可靠之间的矛盾[16]，在加快发展新能源、核电、水电等低碳电源的同时，也要充分考虑煤电、气电等传统电源在电力系统中承担的作用，统筹电源建设和退役时序，保障电力系统安全稳定运行。建议进一步优化完善碳排放交易机制以及电力市场交易[17]、调峰调频服务市场等市场机制[18-19]，以及可再生能源消纳的需求侧灵活性机制[20]，充分调动电源企业和电力行业参与市场的积极性，促进能源低碳转型。