近日，Cell杂志姊妹刊《焦耳》（Joule，IF=41.248）刊发了电气学院陈新宇教授课题组与哈佛大学关于碳中和的最新联合研究成果“Pathway towards Carbon-Neutral Electrical Systems in China by Mid-century with Negative CO2 Abatement Costs Informed by High-Resolution Modeling”（《基于高分辨率模型的2050中国电力能源系统“碳中和”转型路径优化》）。该研究为中国科学院院士、华中科技大学程时杰教授与美国艺术与科学学院院士、哈佛大学Michael McElroy教授领衔，汇集华科、哈佛、清华三校力量。陈新宇教授为第一作者和领衔通讯作者,文劲宇、Michael McElroy教授为共同通讯作者,刘亚星为共同一作与第一学生完成人，重要合作者包括清华大学康重庆教授、我校陈霞教授等。

习总书记2020年9月在联合国大会辩论会上提出我国将力争在2060年前实现碳中和。作为全球最大能源系统，我国碳中和转型预计需要百万亿级的固定资产投资，将成为推动后疫情时代世界和中国经济绿色复苏的重要驱动力。

然而，目前电力能源系统国家层面的转型路径顶层设计尚不明晰，各地方的减排目标、减排方案缺乏统筹，甚至出现了盲目关停高能耗企业等“运动式”减碳现象。受世界宏观经济下行影响，进口电煤价格飙升价格飞涨；而国内由于煤矿关停、自然灾害的影响，煤炭产量大幅下降。由此导致国内电力安全供应形势严峻，出现了限电甚至是大范围停用居民电的情况，碳减排和能源安全供应之间的矛盾日益尖锐。亟需制定科学合理的转型路径，统筹考虑低碳发展、保障能源供应安全以及电力能源系统的运行可行性与经济性。

为此，华中科技大学电气学院陈新宇教授团队与哈佛大学联合经过六年攻关，形成了电力能源系统数字孪生平台，包含超过40年的高精度陆上风电、海上风电和光伏发电历史资源评估，全国超过5000台火电机组的详细的地理位置和运行情况，全国所有规模以上水电机组的流量信息与运行特性，全国跨省输电线网架数据，全国各省电网实际运行的小时级负荷需求，目前主流的储能技术和最具前景的几种电解水制氢技术的性能和造价预测等全面、详实、精确的数据。该平台可以进行全年8760小时的电力系统运行模拟，优化碳中和转型下的各省发电结构和全国跨省输电网的投资，形成我国电力能源系统技术可行、有经济最优的碳中和转型路线图。该平台采用快速机组组合技术、全国输电网规划预优化技术、电动汽车车辆群充电行为整体优化技术、蓄水式水电站梯级建模技术等加速方法，攻克了宏观规划与小时级运行一体化出清运算量超大的难题，平台结构如图1所示。基于该平台，形成了全年8760小时、60个不同场景小时级精度运行模拟和最优投资计划。结果表明，不同减排路径之间年化投资和运营总成本会相差2.3万亿元，研究提供的最优碳中和转型路径不仅技术可行，而且经济性优于传统化石燃料为主的能源系统，该方案相比各省单独推进碳中和转型方案，可降低年化成本1.2万亿元，大致相当于中国每年卫生健康财政支出的2/3。各情景之间的经济性比较如图2所示。

图1 全国电力能源系统平台结构

图2 2050年80%可再生能源渗透率情景各去碳策略的度电成本和碳减排成本比较

该研究分析了实现80%可再生能源渗透率目标下全国统筹规划与各省分别规划的投资和运行结果，强调了统筹规划输电线网络、加强各省电力系统联系的重要性。结果显示“全国一盘棋”统筹优化的情况下，每年可节省年化投资和运行费用达1.2万亿元，相当于我国2020年财政总支出的5%。全国统筹规划中，跨省区输电网络的加大投资能够有效促进可再生能源的消纳，利用大空间范围削弱可再生能源的波动性，大幅降低储能投资，并且很大程度缓解我国负荷和资源分布极端不均匀的问题。

该文章给出了2050年时80%可再生能源渗透率下各省的发电装机结构和全国跨省输电线格局，如图3所示。总体来看，2050年实现80%可再生能源渗透率需要海上风电约900吉瓦，陆上风电约1700吉瓦，光伏发电约1350吉瓦。分地区来看，东部沿海地区将会装设大量的海上风电；三北地区（东北、西北、华北）仍将是陆上风电的主要建设区域，总共将建设1500吉瓦的陆上风电；而光伏发电则主要集中于西北（200吉瓦）、华北（500吉瓦）和华东区域（250吉瓦）。2050年时在高比例可再生能源情况下，全国输电线格局将发生结构性变化。由于华中地区缺乏优质风光资源，因此整体输电格局将由目前的“西电东送”转变为“四周向中部地区送电”的格局。

图3 2050年80%可再生能源渗透率下各省发电装机结构和全国跨省输电网络布局

该文章还分析了在电力能源系统碳中和转型过渡过程中火电机组的配置和运行情况。分析表明，在80%可再生能源渗透率情景下，火电机组的总装机容量仍将超过1000吉瓦。然而，结果显示这些火电机组的全年满负荷小时数仅为1400小时（折合利用率16%），将实现火电装机容量与其二氧化碳排放量的脱钩。火电机组在高比例可再生能源系统中将完成从发电主力电源到容量和调节灵活性支撑的角色转变，需要火电上网电价形成机制做出相应调整。

该研究同时分析了储能价格的下降和电解水制氢技术的成熟与应用对实现碳中和电力能源系统的重大价值。结果表明2050年时电化学储能价格每下降10%，可以为系统节省年化总运行费用约280亿元。储能价格下降会使储能与可再生能源容量配比提升，加强了电力系统消纳可再生能源电力的能力，使得可再生能源建设收益提升。电解水制氢技术的成熟和应用则可以为电力系统运行提供大量灵活性。极高比例可再生能源下，利用大量富余的可再生能源电力进行氢气生产，可提升碳中和电力系统整体效益。

除此之外，该研究优化了碳中和情景下大量电动汽车并网充电策略并分析了充电行为对电网运行的影响，对电力系统和交通系统共同脱碳具有重要的指导意义。该研究优化了电动汽车充电策略，采用慢充充电策略可以有效利用正午的光伏发电以减小弃电率，减小电动汽车充电的尖峰负荷，如图4所示。在慢充策略的情况下，电动汽车的充电行为与目前相比出现了时间和空间上的转移，充电模式将由低比例可再生能源渗透率时的晚高峰、住宅处充电转移到下午时刻、目的地（工作地点或者商场等）进行充电，该结果对电动汽车充电设施规划和充电价格的政策设计具有重要指导作用。

图4 不同电动汽车电气化策略与电力能源系统耦合运行情况

结合该研究的结果，对后续碳中和转型相关政策的制定有以下几点建议：一是需要加强电力能源系统转型路径的科学顶层设计，不同转型路径的年化成本可相差数万亿人民币，缺乏科学规划会带来能源安全稳定运行的挑战。二是需要进一步加强对海上风电的投资和研发力度，海上风电将成为远期我国东南沿海负荷中心低成本脱碳的最大来源。三是需统筹规划全国跨省输电网的格局，发展区域内和区域间的特高压输电技术可大幅降低全国总投资费用，同时，需重视碳中和转型下全国输电网络格局的转变。四是需优化电动汽车充电基础设施的布局。目前充电桩布局主要关注居住地，2050年在高比例可再生能源渗透率的情况下，办公场所、商场等目的地将成为主流的充电地点，应关注这些地点的充电桩建设。

该课题受到了华科-国家电网未来电网研究院、哈佛全球研究院、能源基金会、中国自然科学基金委的资助。

文章全文（29页）链接为DOI：

https://doi.org/10.1016/j.joule.2021.10.006

以及附录（95页）详见链接：

https://authors.elsevier.com/c/1dxne925JEG7-P