清华大学张宁：碳视角下的电力系统规划与碳排放流分析-北极星碳管家网

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我们最先开始提源网荷，新能源加入之后我们有源网荷储，在碳视角下我们电力系统引入新的驱动力就是电力系统的减排也就是碳约束的驱动力。支撑我们电力系统低碳发展离不开数字化技术，即电力系统数字化应用场景，这无论对于源网荷储还是减碳而言都是具有巨大推动作用的。

——清华大学碳中和研究院新型电力系统研究中心副主任张宁

10月26-27日，以“应对碳排双控挑战，构建新型能源体系”为主题的2023国家能源互联网大会在上海举办。清华大学碳中和研究院新型电力系统研究中心副主任张宁作题为《碳视角下的电力系统规划与碳排放流分析》的主题报告。

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今天，我想向大家汇报的研究内容包括电力系统的规划和碳计量两部分内容。

电力系统规划主要面临什么样的挑战，引入碳视角后，电力系统我们叫“源侧面临不确定提升的挑战，荷侧面临大量新型负荷并网以及灵活供需互动的压力，网侧面临能源供应以及保障能源安全稳定的挑战”。

可以说新型电力系统将呈现出来两种挑战：

1、以供需互动及不确定性为特征的新型电力电网平衡模式。

2、以电力电子装备并网为标志的新型安全稳定新特征。

这对电力系统规划而言带来了新的挑战。我们应对这个新的挑战，我们提出一个关键性的技术，就是考虑新能源运行特征的源网荷储协同规划的方案，刚才盛总已经总结了，这是一个典型的算算数的问题，但这个算算数并不简单。

因为我们要在源网荷储整体的系统层面首先要进行协同的规划，然后再进行源网荷储分立的规划。我们在未来高比例可再生能源并网的情况下，电源侧需要考虑低碳电源技术组合的优化，电网侧要考虑复杂电网约束和区域电力更频繁的交互。在荷侧我们要考虑电能替代新增的负荷，以及未来的灵活性负荷，也就是需求响应、虚拟电厂等等，在储能方面，我们要考虑长短时间的储能。

这里面有些关键的技术向大家汇报。首先我们要考虑8760小时全景运行模拟的电力系统规划，因为我们传统电力规划基于典型的运行方式，但是我们未来典型运行方式可能无法满足规划的需求。

我们用典型运行方式进行规划，但是发现在实际运行当中不能满足可再生能源全部的各种运行方式的需求。但是我们内嵌了8760小时运行模拟的规划模型就变成了非常大的规划模型，约束变量数上千万，计算机没法求解。

因此，我们需要提出一些兼顾经济、兼顾效率和兼顾经度时空求解的方法，包括空间上机组的聚类，时间上场景的聚类等等。

第二方面我们在储能方面要考虑长周期的储能以及短期储能的协同，现在储能发展最快的是电化学储能，但是是一个短期的储能，未来在规划当中要考虑氢储能，但是氢储能对电力系统而言引入了其他整个的产业链，因此使规划问题变得更加复杂。

除此之外我们在规划当中还要考虑电力系统安全稳定的约束，也就是说未来电力系统长什么样，我们首先要保障电力系统是能够稳定运行的，但是未来电力系统可能要面临，比如从有功平衡的角度面临惯量的问题，从无功平衡的角度面临送受端电压静态和动态稳定的问题以及一系列振荡的问题我们需要保障。未来的电力系统规划是能够应对这些稳定挑战的。

在此基础上我们建立了源网荷储协同规划的模型，考虑目标就是最小的运行和规划的成本，同时要考虑电力系统保障安全供应以及碳排放的约束，对电源、电网负荷和储能都需要考虑非常多组合的优化问题。

我们对全国源网荷储未来电力系统的转型路径进行了初步的测算，这不代表我们国家的实际情况，但这是我们的一些测算，代表我们对未来的预期。

首先，未来火电的发展，我们可以看到，火电在很长一段时间内，到2040年前还将保持非常高比例的火电装机容量，但是火电从2030年之后发电量降低，这是我们所说的火电大规模的保容减量，从2040年开始进行退役以及CCS或者各方面的改造。

风光的电量在2060年将占到将近70%，总体的装机容量将超过60亿千瓦。除此之外，我们风光，主要是供应电量，电力是由谁供应？包括气电，生物质CCS储能光热等等为我们提供电力的支撑，这是我们未来电源的结构。

未来电网结构，我们发现未来电网省级交换以及区域级的交换将会更加频繁，2060年区域间交换是2020年的3.6倍，我们的边界条件里，2060年负荷仅是2020年的两倍，也就是说未来传输一度电需要更多电网、更多电力的互济。

与此同时，我们还需要大量负荷侧灵活资源的需求，这里包括三类，一方面是电制氢引起的灵活性的需求，以及电动汽车灵活充放电，以及未来需求响应，主要来源于工业的需求响应，有一部分来自于居民和商业的需求响应，这三部分加一起，未来需求量大概占整体负荷25%左右才能够满足电力系统灵活性的需求。这是我们对电力系统规划方面的认识。

对电力系统碳排放、碳计量方面，下面向大家汇报一些这方面的研究成果。

电力系统到底排了多少碳，我们在源侧是能够算清楚的，但是我们对于负荷侧而言，我们用一度电产生多少碳，我们生产一个产品产生多少碳，目前并没有非常精确的计算。

因为我们用电看不到直接排放，我们用电在电力系统当中我们叫做间接碳排放，目前间接碳排放，我们就是用用电量乘平均碳排放因子，但是这个平均碳排放因子发布是具有滞后性，而且发布的时空分辨率都会比较低。

比如说我们现在的碳排放因子，基本上是全国每年一个数值，我们上海其实每年发布关于上海的数值，这个数值由于上海接纳很多来源于西南部的水电，所以说它的碳排放因子是比较低的。我们就在想如何增加碳排放因子的时间和空间差异性，包括分辨率，这样能够更准确的进行谈计量。

我们康老师在2011年提出来碳排放流的理论，我们把碳排放流定义为依附电力潮流存在，就是说我们从电厂追踪这个碳排放一直到负荷。这里有一个假设我们叫公平性假设，有一个高碳排放，有一个低碳排放，但是注入一个地区之后就进行了混合，用这种方法我们就能够唯一去追踪电厂发的碳排放都流向哪个负荷。

我们在此基础上也提出了碳计量的技术，以及整个源网荷的碳表体系，使得我们碳排放通过硬件、软件的方式能够进行测算和剂量。

我们也在一些地区进行了示范，比如说在江苏形成电力系统源网荷全景碳分析平台，这是整个平台的动画，以及我们在国网南网都实现了碳排放的监测服务平台，目前这个碳表系统也在进行示范当中。

我们进行全景碳分析以及碳排放流的分析，能够做什么呢？首先基于我们规划的结果，我们可以计算从2020年一直到2060年我们各个省每年平均碳排放因子是多少，这对于我们省做碳规划是具有非常重要的意义。

我们还可以测算，比如说我们主动进行需求响应能够减少多少碳，我们测算了一下2040年，如果有5%的负荷参与到响应当中，整体我们能够减排0.4亿的碳排放。我们还可以把动态碳排放因子，做到更细时间尺度，比如说我们做到实时的碳地图，可以向我们发布空气质量指数一样，我们可以发布实时碳排放因子。

这样的话对于我们其他工业环节，比如说工业用电、电动汽车的用电都可以进行很好的低碳方面的引导，这个就是我们在碳计量、碳核算方面做的工作，希望接下来继续能够跟企业一块儿合作，我们能够把碳计量和核算能够推进到我们碳认证等等各个方面的工作当中，去引导电力系统进行碳减排。

最后，我总结下我的汇报，那就是电力系统六要素，我们最先开始提源网荷，新能源加入之后我们有源网荷储，在碳视角下我们电力系统引入新的驱动力就是电力系统的减排也就是碳约束的驱动力。支撑我们电力系统低碳发展离不开数字化技术，也就是刚才戴老师提出的电力系统数字化应用场景，无论对于源网荷储减碳而言都是具有巨大推动作用的。

以上就是我关于课题组研究的汇报，谢谢大家！

（北极星电力网根据现场速记整理，未经专家审核，转载请获取授权！）

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