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在这个情景中,电源分布相对比较均匀,可以提供高可靠性的电力供应,实现99.99%以上的供电可靠性。
同时这个情景中,可以更好地实现煤电的和谐转型。煤电在实现30年的技术寿命,甚至延期到35年的技术寿命后,可以停止发电,一部分仍然可以继续保留设备作为应急使用。这样的话,在2035年前,煤电可以成为风电和光伏快速发展下的保障机组,逐渐进入调峰角色,发电利用小时数从目前的的4300小时,逐渐下降到2035年后的300小时以下(见图2)。为了能够保持燃煤机组的合理盈利,需要支付给煤电机组调峰电价(见图3),采用从其他种类的发电机组征收煤电附加费的方法来进行资金平衡。
由于未来光伏、风电、核电等都有发电成本下降的潜力,其中随着技术进步,资源好的地区的光伏发电成本可以下降到0.1元/千瓦时以下,风电可以下降到0.15元/千瓦时以下,核电可以下降到0.3元/千瓦时以下,因而,随着这些发电方式逐渐成为发电主力,总体电价水平也会呈下降趋势。
在实现碳中和的情景下,终端部门电力化是一个重要的技术选择,也会使消费侧负荷的变化更加剧烈。如北京电网2050年的一个典型夏季日负荷曲线会在中午达到3800万千瓦(目前2300万千瓦),傍晚会达到4200万千瓦。冬季典型日负荷会在傍晚达到4400万千瓦。而在傍晚又是光伏和风电出力小的时候,需要大量储能以及其他发电方式的出力来支持供应。
在未来的电网运行中,风电、太阳能发电是供电主力,在消费端日负荷曲线出现明显变化的情况下,需要从目前就开始按照这样的格局,针对高可靠性供电的要求再构建电网,分析不同的电源技术和布局方式,采用抽水蓄能、电池储能、特高压输电、智能电网、需求侧管理等多种方式来实现电力供应的高可靠性。
同时也需要认识到,未来零碳电力的供应也会对我国的产业布局产生明显的影响,钢铁、合成氨、乙烯、苯、PX、甲醇等行业由于减碳的要求,会转向利用绿氢作为还原剂和原料,导致这些行业生产会普遍转移到电价便宜的零碳电力区域,如西北、西南、东北等区域,特别是光伏富集地区,其下游产业也会进行相应的转移。如果这种产业转移大规模出现,就会给电力区域供需格局带来变化,电源和电网的布局也应提前进行相应的规划。
本文刊载于《中国电力企业管理》2021年03期,作者系中国宏观经济研究院能源研究所研究员
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