为应对全球气候变化、生态环境保护、经济社会高质量发展带来的挑战，我国始终坚持能源转型战略。2014年6月召开的中央财经领导小组第六次会议上，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，引领我国能源行业发展进入新时代；站在新的历史方位，面对日益复杂的国际形势和日益严峻的气候变化挑战，2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”；2020年12月12日，在气候雄心峰会上讲话中进一步提出“到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右”“风电、太阳能发电总装机将达到12亿千瓦以上”的关键指标；2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议上明确了“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，需要落实的第一项重点工作就是“要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：周孝信 赵强 张玉琼）
在这一系列国家战略规划指导下，我国未来能源电力系统的发展蓝图和关键技术途径有了明确的导向性，即以“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”为战略目标，以落实“构建清洁低碳安全高效的能源体系、构建以新能源为主体的新型电力系统”为实施路径。本文提出新型电力系统主要特征和核心指标，构建“双碳”目标下我国能源电力系统发展情景，提出并阐述综合能源生产单元设想，以期为能源转型路径规划及战略制定提供一定的参考。
新型电力系统主要特征和核心指标
新型电力系统作为未来我国能源体系的核心组成部分，具有5个主要特征：
一是高比例可再生能源广泛接入。一次能源消费中非化石能源主要来自一次电力（水电、风电、太阳能发电等可再生能源电力以及核电等），大幅提高以风、光等新能源为主的可再生能源电力占比，是电力系统升级换代的重要标志，也是实现能源转型的主要支撑；
二是高比例电力电子装备大规模应用。与传统电磁变换装备相比，电力电子装备在物理结构、控制方式、动态行为、设备交互等方面都存在显著差异，伴随超大规模交直流输电及大量新能源机组接入系统，电力电子装备应用数量不断提升、范围不断扩大，将深刻影响电力系统运行特征；
三是多能互补综合能源利用。随着多行业多类型技术高度融合，电力系统的内涵和范畴将不断外延，充分发挥多元资源配置的平台作用，促进风、光、水、煤等协同互补，电、热、冷、气综合利用，实现能源资源的按需、合理、高效开发利用；
四是数字化智能化智慧能源发展。先进数字化、智能化技术将广泛渗透在未来能源电力系统各环节设计规划及调度控制中，形成高效运行、用户友好的智慧能源系统；
五是清洁高效低碳零碳转型。构建新型电力系统作为支撑实现“双碳”目标的核心手段，应以清洁、高效、低碳为根本发展导向，提升新能源开发利用水平、提高系统总体能源利用效率、降低二氧化碳排放，为整体能源转型奠定坚实基础。
为进一步量化描述上述特征，体现新型电力系统在能源转型中的重要作用，笔者提出以下5项核心指标：非化石能源在一次能源消费中比重、非化石能源发电量在发电量中比重、电能在终端能源消费中比重、系统总体能源利用效率、能源电力系统二氧化碳排放总量。
“双碳”目标下我国能源电力系统发展情景分析
科学合理的电源结构是电力系统转型路径规划的核心框架，也是系统分析认知、运行调度、技术布局的基础。基于我国能源转型战略，构建“双碳”目标下我国能源电力系统发展情景，针对2021-2060年我国能源电力结构演变趋势进行预估分析。
将2021-2060年40年期划分为2020-2030年、2030-2050年、2050-2060年三个时间段，分别为前、中、后3个时间段，设定“双碳”目标下能源电力总体发展需求。
一次能源消费总量指标方面，2020-2030年（前段），考虑经济社会发展水平的刚性增长需求，仍将保持每5年4-5亿吨标准煤的增长速度，至“十四五”末达到55亿吨左右，2030年左右达到峰值59亿吨，此后呈现下降趋势；2030-2050年（中段），前15年间每5年下降1亿吨，2045年降至56亿吨后基本保持稳定；2050-2060年（后段），仍具有小幅下降空间，2060年保持在55亿吨左右水平。
非化石能源消费占比指标方面，总体呈现前后两段稳定增长，中段加速增长的趋势，2030年前（前段），考虑目前新能源发电、电网安全稳定运行控制、储能等方面技术发展水平尚未取得突破性进展，灵活调节资源和技术手段仍较为紧缺，无法全面支撑可再生能源高比例接入和大规模应用，仍需要煤电等传统发电机组提供重要的基础保障作用，而非化石能源以一次电力为主要消费形式，故这一时段非化石能源消费在一次能源消费总量中的占比应保持相对稳定的增长速度，避免过快增长对电力系统安全稳定带来的冲击，以保证能源供应平稳过渡，该指标于“十四五”末达到20%，2030年达到25%，满足国家最新提出的目标要求；2030-2050年（中段），非化石能源加速发展，在一次能源消费中的占比快速提高，二十年间由25%提高至75%，力争2050年为2060年实现碳中和创造基础条件；2050-2060年（后段），仍将在较高水平基础上保持一定速度的平稳增长，2060年达到90%，为碳中和目标实现提供重要支撑。
全社会用电总量指标方面，综合电气化等因素，总体保持增长且速度呈现“前高后低”趋势，在“十四五”和“十五五”期间（前段），分别以4.5%和3.5%年均增速保持稳定增长，至2030年达到11.1万亿千瓦时的水平；2030-2050年（中段），年均增长率逐步下降，2045年全社会用电量约为15万亿千瓦时，达到当前水平的2倍，2050年约为16万亿千瓦时；2050-2060年（后段），增速进一步放缓，2050-2055年间年均增速仅为1%，2055年后基本保持稳定不再增长。
电力装机方面，随着风光等新能源发电快速发展，非化石能源发电在电力装机总量中的占比持续提高，“十四五”末将超过50%。风光发电装机不断增加，2025-2030年间，风光装机总量超过煤电，2030年将达到16.1亿千瓦，占装机总量41.5%；2035年达到24.3亿千瓦，超过电力装机总量的50%，成为装机主体；2060年达到70.1亿千瓦，在电力装机总量中的占比超过85%。
发电量方面，2030-2035年间非化石能源年发电量超过50%，形成非化石能源发电为主体的电力系统；风光发电量快速提升是非化石能源发电量占比提高的主要原因，2030年风光发电量达到2.3万亿千瓦时，占总发电量20%；2035-2040年间风光发电量开始超过煤电，之后煤电进一步加速退役，风光发电量在总发电量中占比加速提高，2045-2050年间超过50%，成为发电主体；2060年风光发电量11.9万亿千瓦时，占总发电量69.2%，为构建以新能源为主体的新型电力系统创造必要条件。
针对本文所构建的我国能源电力发展场景，初步测算能源电力系统年二氧化碳排放指标，可得到以下结论：能源系统和电力系统的年二氧化碳排放均可实现2030年前达峰，2050年和2060年，能源系统年二氧化碳排放分别降低为峰值的28.0%、10.5%，电力系统二氧化碳排放分别降低为峰值的25.4%、1.6%，为实现2060年前碳中和目标奠定基础。
技术进步是构建新型电力系统的根本动力，围绕未来电力系统以新能源为主体的发展需求，笔者综合考虑新能源开发、传统能源转型两个角度，从系统安全、低碳减排、综合能源、灵活性需求等多个方面，提出以下10类关键技术：高效低成本电网支持型可再生能源发电和综合利用技术；燃煤发电提高灵活性低碳排放和碳资源利用技术；高可靠性低损耗新型电力电子元器件装置和系统技术；安全高效低成本长寿命新型储能技术；清洁高效低成本氢能生产储运转化和应用技术；超导输电和新型综合输能技术；新型电力系统规划运行调度和仿真控制保护技术；数字化智能化综合能源电力系统技术；信息物理融合的能源互联网+/物联网技术；综合能源电力市场技术。
综合能源生产单元（IEPU）设想
“双碳”目标下，我国能源电力系统清洁低碳转型任务艰巨，如何科学推进传统煤电升级改造及有序退出、同时促进新能源消纳成为能源转型路径规划和相关战略制定的重要议题。一方面，由于资源禀赋及行业发展历史等原因，我国仍保有大量燃煤火电机组，且当前大量在役火电厂发电效率已基本达到瓶颈，单纯大规模推广碳捕集及封存技术代价昂贵，若采用简单关停处理方式，又不利于一定时期内能源平稳供应过渡，同时涉及国有资产保值增值、就业等多方面问题，迫切需要有效手段，有序推进存量煤电机组的升级改造，充分发挥其基础性保障和调节作用；另一方面，由于以风光发电为主的可再生能源具有波动性和间歇性，机组出力不确定性强，抗扰动能力和动态调节能力弱，新能源高比例接入将对电力系统安全稳定运行带来巨大挑战，系统灵活调节资源的需求显著提升。为应对上述问题，本文提出一种融合火电机组碳捕集、燃煤机组混烧生物质、可再生能源电解水制氢、甲烷/甲醇合成等技术的设想——综合能源生产单元（Integrated Energy Production Unit, IEPU），期望能作为火电低碳/无碳转型路径方案的一种选择。
综合能源生产单元基本结构如图5所示，其基本工作方式为，白天利用低成本的光伏发电制取绿氢，夜间利用低谷时段电网供电或既有火电机组发电，利于电解制氢系统持续稳定工作，产出的氢气与煤电机组捕集的二氧化碳进一步合成生产甲烷/甲醇等绿色燃料或化工产品。
IEPU可有不同类型的结构方案：IEPU所需的二氧化碳可由火电厂碳捕集，未来也可从空气中捕集；IEPU可由风光发电与电解水制氢装置、水电厂与电解水制氢装置组成，生产的绿氢与空气中氮气耦合制氨；IEPU可由燃气电厂与风光发电及电解水制氢、储氢耦合组成，未来燃气电厂的燃料将由绿氢提供，成为应对长周期能源不平衡的绿色重要措施。IEPU本身可以是实体的也可以是虚拟的。
IEPU将电解制氢、可再生能源发电、甲醇/甲烷/氨合成、二氧化碳捕集等设备集成为一体，通过单元内部各子系统协同运行及单元与外部电网的灵活互动，以及多类型能源的生产、存储和化工合成等过程耦合，具有以下两个方面的优点：
一是以电解制氢装置作为可控负荷，通过与火电、水电等可调机组联合运行，在综合能源生产单元内部各子系统协同优化的同时，实现与电网互动，成为具有高灵活性的虚拟能源生产单元，为高比例新能源电力系统提供灵活性支撑，以包含煤电、光伏、电解水制氢制甲醇的方案为例，则其可参与电力系统日调度的出力上限为：煤电机组额定功率+光伏发电功率-电解水制氢制甲醇装置出力下限；出力下限为煤电机组最小出力限制-电解水制氢制甲醇装置出力上限。可见若将该系统整体作为一个虚拟发电单元，其灵活性调节范围较传统煤电机组显著提高。
二是通过二氧化碳直接与氢气合成，生产甲烷、甲醇等便于存储、运输的绿色燃料或作为重要化工原料产品，一方面可规避大规模二氧化碳捕集后压缩及封存的高额成本投入，另一方面形成合理可行的产品收益模式，有利于火电企业推广应用二氧化碳捕集与利用技术；在促进火电行业碳减排及转型发展的同时，所生产的氢气本身及与二氧化碳、氮气合成生成的绿色燃料化工原料产品，也可为能源相关领域化石燃料和原料替代提供一定的来源补充。
为探讨IEPU应用潜力和工程推广性，以合成甲醇为例开展经济性初步测算，考虑如下设备技术规范参数：利用设备已折旧完毕的300兆瓦燃煤火电机组改造，碳捕集量约15万吨，光伏发电装机容量为180兆瓦、年运行时间为1300小时，满足容量为140兆瓦电解槽的用电需求，整个系统可实现年产甲醇约10万吨。采用当前可预期主要设备运行成本和产品售价的条件下，技术经济性初步分析结果表明，项目初始投资约10.86亿元，在贴现率10%情况下，投资回收期约14年，内部收益率约为13.1%。
可再生能源制氢和各类IEPU的经济性是制约其发展的关键因素，对此须进一步结合实际工程的各种因素及相关技术进步，进行详细的经济性分析；IEPU设想的实现将会促进能源领域不同行业之间的融合，对此需要体制机制的突破和创新。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件
作者：周孝信 赵强 张玉琼
单位：中国电力科学研究院