净零碳基础设施投资与技术

EUEU-CHINAEnergyCooperationPlatform中国-欧盟能源合作平台PeterBørreEriksenKaareSandholt中国宏观经济研究院能源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3中国和欧盟分别制定了雄心勃勃的目标，旨在到2060年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•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；•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•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•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4及对二氧化碳、电制甲醇、氨和氢能基础设施的投资。这是因为情景假设从一开始便认为由于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•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5捕集技术也可以用于生物质发电厂。捕集的二氧化碳可被封存或进一步利用，从而实现负排放。投资建总体上，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，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3.2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5.CCUS、P2X、氢能在中国和欧盟的应用656.2CETO2023和ECECP净零碳基础设施项目中的建模附件•显然，未来能源基础设施的开发和运营需•建模分析对于确保成功的部门整在此背景下，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ICF负责项目协调。由于新冠疫情期间的旅行限制，中方专家•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3•第三，应显著提高系统的灵活性（见图2.2）。综合考虑到不同资源的技术特要求，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“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42019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5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%。汽车行业的电来源：中国汽车工业协会来源：中国汽车工业协会量的复合年增长率（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6来源：iFinD,EVCIPA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，通常寿来源：Greenandlowcarbontechnologyforindustrialprocess7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），8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、9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、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、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。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•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•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•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。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•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第三种情景（S3）为新能源跨越式发展情景。这一情景假定储能技术发展良好，已经足够成熟，可以进行商业应用。因此，与前两种情景相比，新型储能的容量更大，这为电力系统提供了更大的稳定性与灵活性，与核电类似。风能和太阳能发电装机容量也会更大，2020年到2030年每年将新增超过100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.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，能钢铁行业电炉钢占比在2030年和2060年分别达到20%左右和55%-60%；小微型电动汽车保有量在2030年和2060年分别达到7400万辆和3.1亿辆；炊事电气化率2060年达到钢铁行业电炉钢占比更早达到60%；小微型电动汽车保有量2060年达到3.2亿辆；炊2030年、2060年固定投资成本分别下降至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、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，清洁能钢铁行业电炉钢占比在2030年和2050年分别达到15%和30%；电动汽车保有钢铁行业电炉钢占比在2030年和2050年分别达到24%和54%；电动汽车保有钢铁行业电炉钢占比在2030年和2050年分别达到25%和55%；电动汽车保有2060年调峰深度分别达到非热电联产机组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非热电联产机组2035年、2060年调峰深度分别达到2035年、2060年分别为最2035年、2060年分别为最2035年、2060年分别为最2035年、2060年固定投资成本分别下降至约3000元2035年、2060年固定投资成本分别下降至约2000元2035年、2060年固定投资成本分别下降至约2000元表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、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CCUS技术-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来源：CETO2021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。终端部门采用自作为CETO情景的框架边界，我们假设2060年的经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在工业部门，电气化率（电能占最终能源消费的比例）从20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32400来源：CETO2021来源：CETO2021来源：CETO2021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年来源：CETO2021来源：CETO2021•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•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•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3.2欧洲能源系统情景：ENTSO-TYNDP及欧盟委员会情景•在确保能源供应安全的前提下•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，而是列出一系列来源：根据ENTSOTYNDP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数字化由产消者和对可变可再生能源的管电动汽车渗透率更高，重型运输采用合成此外，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。从这些图中可以来源：ENTSOTYNDP来源：ENTSOTYNDP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•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•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•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•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•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•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，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，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（PDP2030年的跨区交易能力（包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d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），dd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65-77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d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，约为50千兆瓦，占峰值负荷的13.8%（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-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燃料成本相对较高，对天然气的稳定供应存在高经济高效，几乎不需要额外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）。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。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-----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缺乏灵活性资源供电充裕性难以减排行业化石燃料价格攀升高比例可变可再脆弱性风险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d8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d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。这将导致供应安全-关注充裕性•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•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，通常为值来源：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•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•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•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•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•发电部门正在向清洁能源过渡，•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•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•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•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•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•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•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»能够获得价格可承受的燃料（天然气、核能、石油、煤炭（CCS）、生物•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•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5.CCUS、P2X、氢能在中国和欧盟的应用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图5.1）。20世纪50年代，人们发现向油田注入二过程被称为提高石油采收率（EOR）。1972年，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CCUS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）（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），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，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， -- 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CCUS现状近年来，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CCUS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of-CCS-Report_Global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5.1.1CCUS在中国的发展总体而言，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、渤海来源：OECD,IEA,ReadyforCCSretrofit:thepotentialforequippingChina，sexistingcoalfleetwithcarboncaptureandstorage.70-1200.5-1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1//2/3/14453627//89/2/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。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2022CCUS在中国面临的挑战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2005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commission/presscorner/det2009/31/EC指令促进可再生能源发展，包括非生物来源可再施部署需求、地区及国家层面到2030EC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，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要直接连接固定从该烟道流中凝结水分并获得二氧化碳烟气主要由二氧化碳和水组成，这两种物质分采用选择性溶剂吸附法和大型空气导体直因此可以就近存储或用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-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，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来源：丹麦技术目录来源：丹麦技术目录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来源：丹麦技术目录电转X（P2X）是指将电力转化为各种能源载体或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 PowertoChemicals电转化学或电转产品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，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•情景3：源端电氢耦合，通过超高压（UHV）•情景4：源端电氢耦合，然后就地利用或将氢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，其来源：COWI网站来源：OEKOInstitut(2019)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7来源：ETIPWindandWindEurope16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。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显输入电力的碳排放量，因为工艺效率低于1。航空燃料换句话说，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203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5.8）。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来源:EuropeanCommission,2022《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《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，其成本大大高于图5.47重点表明二氧化碳来源及其如何影响程度不同。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6.2CETO2023和ECECP净零碳基础设施项目中的建模电力输出、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•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•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6.2.4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/10.1016/j.ap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“西伯利亚力量”1号管道“西伯利亚力量”1号管道扩建6 来源：RystadEnergyGasMarketCube为了了解综合建模的影响，我们考虑了一个天然气消费（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