2020年12月气候雄心峰会上中国宣布提高国家自主贡献度, 二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值, 努力争取2060年前实现碳中和的目标承诺^{[1, 2]}.二氧化碳排放主要来自化石能源消费, 碳达峰和碳中和的关键是实施能源消费和能源生产革命, 减少化石能源消费^[3~5].对于我国而言, 煤炭是化石能源消费的主体, 煤炭燃烧产生的二氧化碳占我国二氧化碳排放总量的70%以上^{[6, 7]}, 严格控制煤炭消费是我国近期能源结构转型的重点^[8~10].

河南是我国人口大省、农业大省, 也是煤炭生产和消费的重要省份之一, 在国家“双碳”战略中处于重要位置^{[11, 12]}.河南产业结构偏重、能源结构偏煤, 长期以来煤电是河南电力供应的主力电源, 2020年河南电力装机容量达10 169万kW, 发电量达2 791亿kW·h, 煤电装机容量和发电量分别占全行业的64%和68%^[13].河南电力行业煤炭消费占河南省能源消费总量的48%, 电力行业二氧化碳排放量占全省能源碳排放量的40%左右.作为主要的煤炭消耗和碳排放部门, 电力行业实现二氧化碳排放尽早达峰并加快脱碳进度^[14], 对河南省实现碳达峰碳中和目标具有重要意义.

众多研究对电力行业碳达峰和碳中和路径在国家和区域层面进行了深入探讨.生态环境部环境规划院联合电力规划设计总院等14家行业协会和科研机构聚焦电力等重点行业, 基于统一的方法体系和自主研发的排放路径模型（CAEP-CP模型）对中国碳达峰路径进行了讨论^[15~17], 结果显示电力行业将在2030年左右实现达峰.舒印彪等^[18]采用GESP-V软件包进行优化分析, 得到零碳情景将在2028年前后电力系统碳排放达峰；朱法华^[19]等认为中国电力行业的发展路径应贯彻以节能与掺烧为引领.Liu等^[20]开发了一个自下而上的能源系统模型（PECE-LIU）对中国未来燃煤电厂发展进行了分析, 建议政府应将燃煤电厂投资计划纳入长期减排战略.煤炭总量控制研究方面, Lin等^[8]发现未来煤炭消耗增长来自于需要额外的煤炭发电来补充快速增长的用电需求, 比如以改善城市空气质量和抵消石油进口高度依赖而扩大天然气供应的煤气化计划.Chen等^[21]发现建筑业的固定资本形成对所有主要煤炭密集型行业的煤炭消费都有显著的间接影响.Wei等^[22]发现能源密集型行业存在煤炭反弹效应, 导致实际节煤量低于预期.刘晓龙等^[23]提出了全国煤炭消费总量控制路径.区域层面, 分别对四川^[24]、河南^[25]、浙江^[26]、河北^[27]和山西^[28]等省份电力行业的脱碳路径、电力-氢能系统协同和碳达峰路径等进行了研究.

与全国的电力供需基本可达到均衡情况不同, 河南省电力缺口较大^[29], 新能源的开发与利用条件一般, 油气、水、风和太阳能等赋存偏少^{[30, 31]}, 全省目前没有核电, 大型水电资源基本开发殆尽, 气电受气源、气价影响可增空间不足, 风光项目在地理条件、粮食安全和产业发展等因素的制约下可开发土地资源较为有限^{[32, 33]}.目前河南正处于工业化中期向后期转变阶段, 随着未来经济持续增长, 人民生活水平不断提高, 未来河南电力消费需求增大, 实现电力行业碳达峰、碳中和面临严峻挑战.探索构建河南省电力行业中长期控煤路径, 是河南省碳达峰碳中和工作顶层设计的需要, 对于推进河南省实现重点行业碳排放控制目标、推动行业生产方式与能源结构绿色转型具有指导意义.

通过碳排放-能源集成模型（integrated carbon and energy model, iCEM）以行业发展需求、措施政策分析、能源消费、二氧化碳排放、经济分析为主要内容, 涵盖了能源生产（电力）、工业（包括各行业）、建筑（包括生活和第三产业）、交通等全社会用能和碳排放部门, 其机制由人口、GDP、国民经济部门等社会经济驱动因子决定各类能源（煤、石油、天然气、电力等）和原材料（粗钢、水泥等）需求, 在不同情景下确定未来技术扩散率和技术组合, 基于终端用能部门（或工序）的用能（耗煤、耗电等）强度和碳排放强度, 以碳达峰碳中和为约束, 以技术可达性和措施、经济可行性为条件, 反复迭代优化, 得到终端能源消费量和碳排放量^{[34, 35]}.

电力行业模块的基本框架如图 1所示.在需求端, 根据全社会各行业的用电规模和特征, 结合各行业产品产量、电耗变化趋势及用电规律, 综合采用产品单耗法、趋势外推法等预测不同部门的用电需求, 自下而上汇算全社会用电需求.在供给端, 从GDP增长和电力需求出发, 以电力电量平衡为方法, 结合能源模块和电源开发进度的约束, 得出电力供应结构.综合考虑供电煤耗、CCUS等发电参数、末端碳捕集技术的影响, 将节能降碳技术纳入模型.以“双碳”目标为约束, 设置不同情景, 对中长期河南电力行业煤炭消费控制和碳排放情况进行模拟分析, 预测电力行业碳排放达峰时间和峰值, 综合评估电力行业控煤的成本, 作为河南省电力行业控煤路径选择的依据.

图 1

Fig. 1

图 1 iCEM模型电力模块结构 Fig. 1 Structure of the iCEM model power module

本研究范围包括河南省本地煤电、气电、水电、核电、生物质、风电和光伏发电等各种电源结构, 以及热电联产的供热部分, 以及从省外调入的电力.煤炭消费核算范围包括供电煤耗和供热煤耗, 碳排放核算范围包括燃煤和燃气等火电厂（含企业自备电厂）化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放, 含供热碳排放和外调电碳排放.本研究的基准年为2020年, 时间跨度2021~2060年.电力行业煤耗和碳排放可表达为：

(1)

式中, CC_elc和EM_elc分别为电力行业的煤炭消费和碳排放；Y_coal为煤电发电量；CI_coal为单位供电耗煤系数；f （S_heat）为电厂供热量, 与集中供热面积增长成正相关关系；S_heat为电厂集中供热面积；CH_heat为单位供热煤耗；Y_gas为气电发电量；CI_gas为单位发电耗气系数；ef_coal和ef_gas分别为煤炭和天然气的碳排放系数；OL_i为从i省外调电量, ef_i,elc为i省电网排放因子.

本文中河南省社会经济方面的数据包括：现状年GDP、人口、装机容量、发电量、集中供热面积、单位发电煤耗和单位供热煤耗等, 主要来自文献[13, 36, 37], 未来河南省宏观经济、电力产业预测以及成本参数等主要参考《河南省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二○三五年远景目标纲要》^[38]和《河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划》^[32], 结合我国电力行业发展趋势、《工业领域碳达峰实施方案》^[39]和《“十四五”现代能源体系规划》^[40]等国家规划, 以及生态环境部环境规划院^[41]和国网河南省电力公司经济技术研究院的研究成果^{[42, 43]}, 省外调电量及省级电网排放因子主要来自于国家电网.

考虑控煤降碳措施力度不同, 依次设置常规、控煤和强化这3个情景, 其设置条件如表 1所示.各情景控煤降碳措施包括电源结构优化调整、加快新型储能发展、提高电力需求侧响应、积极扩大外电入豫规模、节能技术改造和热电联产供热低碳转型, 不同情景的控煤降碳路径通过设定各措施在不同阶段的发展水平来表征：常规情景按现有规划发展的情景, 控煤情景以落实国家碳达峰刚性目标为导向, 强化情景是争取的更高追求, 提前实现碳达峰目标.

表 1 (Table 1)

表 1 情景设置 Table 1 Scenario settings 情景设置 常规情景 控煤情景 强化情景 情景描述 按现有规划发展的情景 与全国同步实现“双碳”目标 提前实现“双碳”目标 电源结构 风光按规划速度发展 风光加快发展 风光超常规发展 煤电峰值维持到2035年开始下降, 2060年保留2 000万kW的煤电, 并全部安装CCUS 煤电峰值维持到2030年后开始下降, 2060年保留还有能力运行的煤电（1 000万kW）, 并全部安装CCUS 煤电2025年后, 旧机组正常退役, 2060年保留少量煤电（200万kW, 仅供热）, 并全部安装CCUS 无核电 2040年后新增核电 2035年后新增核电 水电（含抽蓄）一致 储能 “十四五”参考河南省能源规划, 之后按新增风光装机的10%~20%考虑 需求响应 2030年前达到最大负荷的5%, 2035年达到最大负荷的7%, 2060年需求响应能力达到最大负荷的12% 省外来电 “十四五”、“十五五”和“十六五”分别新增第三、第四和第五直流 同常规情景 早于常规1~2a 供电煤耗 到2025、2030和2035年, 供电标准煤耗为297 g·(kW·h)-1 到2025、2030和2035年, 供电标准煤耗分别为297、295和293 g·(kW·h)-1 到2025、2030和2035年, 供电标准煤耗分别为297、294和291 g·(kW·h)-1 热电联产供热低碳转型 按现有趋势发展 采用更多工业余热, 减少热电联产的能耗 采用更多低碳和零碳热源

表 1 情景设置 Table 1 Scenario settings

2020年全省全社会用电量实现3 392亿kW·h, 同比增长0.8%.“十三五”期间, 受产业结构优化调整、省内电解铝行业转移迁出、新冠肺炎疫情等因素影响, 全省全社会用电量增速明显放缓, 年均增长3.3%, 较全国年均6.2%增速低近3个百分点.分阶段看, “十五”、“十一五”、“十二五”和“十三五”年均增速分别为13.4%、11.7%、4.1%和3.3%, 增速呈现逐步放缓的趋势.

河南省电力需求和全社会最大负荷预测结果如图 2所示.2030年前, 河南省将持续加大产业结构优化升级, 推动能源电力清洁低碳发展, 尽早实现碳达峰.高耗能行业实施更加严格的节能改造, 行业用电将呈现稳中有降态势, 新兴行业为代表的新动能将成为拉动用电量增长的主要动力, 预计“十四五”期间全省用电量将保持平稳增长, “十五五”之后, 全省用电量增速将趋缓.预计2025、2030和2035年, 河南省全社会用电量将分别达到4 670、5 527和6 242亿kW·h.2035~2060年年均用电增速按照1.9%考虑, 2060年河南省全社会用电量将达到9 889亿kW·h^[43].

图 2

Fig. 2

图 2 电力需求与全社会最大负荷预测结果 Fig. 2 Predicted results of electricity demand and maximum social load

河南省最大负荷增速高于用电量, 2020年河南省全社会最大负荷6545万kW, 受夏季凉爽多雨气候影响, 多年来首次出现负增长.随着第三产业和居民生活用电比例上升, 全省用电负荷特性发生明显变化, 负荷增速高于电量增速.预计到2025年, 全社会最大负荷将达到9 800万kW.2025年后, 河南将逐步由工业化后期向后工业化阶段迈进, 新兴工业负荷大量涌现, 二产负荷占比继续下降, 三产和居民用电负荷比例将进一步上升, 考虑到分布式发电的普及、需求侧管理的实施和电动汽车及储能技术的大范围应用, 预计2035年河南省全社会用电负荷将达到13 315万kW, 2060年将达到18 656万kW.

“十三五”以来, 随着新能源发电、吸纳区外电量的迅速增长, 河南电源总体结构不断优化, 煤电装机占比、发电量占比逐年下降, 但煤电仍保持了省内电源主体地位.清洁能源发电方面, “十三五”期间, 河南省清洁能源实现了跃升式发展, 风电光伏装机年均增速超过80%, 远高于全国平均水平.到2020年可再生能源装机占比超过30%.

河南省3种情景下各类电源装机容量预测结果如图 3所示.考虑到目前国家的能源安全和煤电的基础地位, 未来煤电装机仍将有一定增长, 常规情景下, 煤电装机将在2025年左右达到峰值的7217万kW, 之后煤电仍将发挥兜底保障作用, 煤电装机保持不变, 并一直保持到2035年.考虑国际局势和地缘政治因素, 以及能源安全保障形势变化, 2060年将保留2 000万kW的煤电, 并全部安装CCUS.控煤情景下煤电装机将在2025年左右达到峰值, 并一直维持到2030年我国碳达峰目标年, 2030年后开始缓慢下降, 到2060年保留还有能力运行的煤电（约1 000万kW）, 并全部安装CCUS.强化情景下加速推进落后机组淘汰, 煤电装机在2025年达峰后旧机组按正常退役年限退役, 2060年河南省煤电装机保留少量, 约200万kW, 仅用来供热和安全性保障, 占总装机不到1%.而河南省产业结构偏重、能源结构偏煤问题较为突出, 压控煤炭消费、降低碳排放需要供给侧、需求侧协同发力, 加速推进落后机组淘汰和现役机组节能改造, 科学利用煤电的调节和支撑作用, 完善煤电退出和调峰的市场机制, 增加系统灵活性^[44~47].

图 3

Fig. 3

图 3 各类电源装机容量预测 Fig. 3 Power capacity prediction

坚持集中式和分布式并举, 大力发展风能、太阳能、生物质能、地热等新能源和可再生能源是未来电力发展的重要途径.3种情景下, 风光发电均将成为未来新增电源主体.常规情景下, 到2030年, 可再生能源发电量占本地发电量的比例达到30%.控煤情景下, “十四五”风光装机年均新增量要达到445万kW, 生物质装机加速发展, “十四五”年均增长50万kW.预计到2030年, 风电和光伏发电装机总容量将达到7 160万kW, 风光装机年均新增450万kW, 新能源装机占比提升至45%.外调电力是控煤降碳的影响关键因素之一, 若2030年前第四直流不能投产, 则需确保省内新能源发电装机年均增加650万kW以上.2040年后开始布局核电.强化情景下核电发展早5a.为保障新能源快速有序发展, 需要出台可再生能源发电发展与消纳保障政策, 积极创新可再生能源开发模式和路径, 充分利用农村能源发展优势与试点建设经验, 加大对生物质发电的政策支持力度, 完善电价补贴政策等政策, 保障可再生能源发电科学规划、实施与消纳.

河南能源资源禀赋决定了仅依靠河南自身难以保障能源供应, 能源对外依存度高, 未来电力供需形势趋紧, 应积极推进规划已明确的跨省跨区输电通道前期工作, “十四五”时期加快推动陕电送豫直流工程等新增直流建设, 其中可再生能源电量比例不低于50%, 提前谋划区外电力送豫工程, 充分利用全网统一调度优势, 科学制定跨省区电力平衡方案.之后应积极推进与金沙江和雅砻江流域“风光水储一体化”清洁能源基地的对接, 持续扩大外电入豫规模, 可再生能源电量比例达到100%, 并积极支持依托存量输电通道配套建设水电、风电和光伏发电基地, 进一步提升输电通道输送效率.此外, 河南省需要从国家层面给予河南支持, 统筹规划建设跨省跨区输电通道, 在全国（含区域）和省级电力规划编制过程中, 结合送受端资源禀赋、电力供需及控煤降碳形势, 规划建设跨省跨区输电通道, 做好全国电力规划与地方性电力规划之间的有效衔接.

综合考虑省外来电规划、电源结构优化和技术进步等措施, 不同情景下河南省电力行业煤炭消费量和CO₂排放预测结果分别如图 4和图 5所示.碳达峰阶段, 常规、控煤和政策情景将分别在2031年、2029年和2027年实现煤炭消耗达峰, 峰值较2020年分别增加1 881、1 592和1 148万t标煤对应碳排放达峰年分别为2033、2030和2028年（含省外来电碳排放）.对比常规情景, 控煤情景通过发展新能源、节能改造等措施, 在2021~2035年累计实现减煤3350万t标煤（占常规情景的2.5%）, 其中太阳能发电、风力发电、供热低碳转型、煤电节能改造、生物质发电和气电等措施分别贡献约28%、27%、19%、18%、7%和1%.强化情景下各项措施力度增大, 2021~2035年累计实现减煤9 765万t标煤（占常规情景的7.2%）, 其中风电和太阳能发电量增长贡献占比达到34%, 采用太阳能、风能、地热能、热泵及工业余热等清洁热源可以大幅降低煤炭消耗.供热低碳转型对减煤量的贡献达到30%, 应把供热低碳转型纳入构建以新能源为主体的新型能源系统统筹考虑, 采用更多低碳、零碳热源, 随着电力系统中零碳电力占比的提升, 不断提高电热泵供热市场份额, 从而减少供热系统碳排放.提高省外来电能力在河南电力系统中至关重要, 对减煤量的贡献达到了25%, 河南应积极争取在国家电网系统的规划, 同时加快完善建设本地电网系统, 超前规划外调电, 加快外引清洁能源保障.

图 4

Fig. 4

虚线表示不同情景的峰值年 图 4 不同情景下的含外调电的河南省电力行业碳中和预判 Fig. 4 Carbon neutrality prediction of Henan Province's power industry with external power adjustment under different scenarios

图 5

Fig. 5

图 5 控煤和强化情景较常规情景的减煤量 Fig. 5 Reduced coal consumption of intensified scenario and conventional scenario compared to conventional scenario

碳中和阶段, 若生物质、水电、气电、风电和其他能源均按照规划的上限来发展, 2060年需求侧响应能力达到最大负荷的12%、2035~2060年新增四条直流, 则2060年风光装机至少要达到3.6亿kW, 布局核电2 000万kW, 剩余煤电、气电全部配备CCUS（碳捕获、利用与封存）才能满足碳中和目标（控煤情景）.若未来无法增加核电（常规情景）, 2035年后需要通过以下两种路径替代：一是进一步发展可再生能源, 2035~2060光伏装机年均增加量要达到1 500万kW, 2060年光伏发电至少要增加到4.4亿kW（按照滩涂、沼泽和屋顶面积的58%发展光伏）^[48]；二是要加大力度引进清洁省外来电, 2035~2060年共需引进8条省外来电, 增加3 200亿kW·h的省外来电量.以上两种路径需要对剩余火力发电和生物质能发电全部配套CCUS技术.碳中和阶段, 核电发挥了主要作用, 控煤情景较常规情景的减煤量的84%由核电发电贡献, 强化情景较常规情景减煤量的67%由核电贡献.

（1）3种情景下河南省电力行业煤炭消费量在“十四五”期间均呈持续增长趋势, 达峰区间为2027~2031年.综合考虑电源结构优化和技术进步等措施, 常规、控煤和强化这3种情景下“十四五”河南省电力行业煤炭消费量将持续增长, 并分别于2031、2029和2027年达到煤炭消费峰值, 峰值较2020年分别增加1 881、1 592和1 148万t标煤.考虑外调电碳排放的情况下, 河南省电力行业碳排放将于2033、2030和2028年实现碳达峰.

（2）大力发展以风电和太阳能为主的清洁能源, 采用更多低碳零碳热源、提高外调电比例、加大煤电节能改造是碳达峰目标约束下河南省控煤主要措施.相比常规情景, 控煤情景下通过发展新能源、节能改造各种措施, 在2021~2035年煤炭消耗量较常规情景减少2.5%, 其中风电和太阳能发电量增长贡献占比达到55%；强化情景下各项措施力度增大, 2021~2035年累计减少煤炭7.2%, 其中风电和太阳能发电量增长贡献占比达到34%, 供热低碳转型、提高外调电能力贡献较大, 分别达到30%和25%.碳中和阶段, 核电发挥了主要作用, 67%~84%的减煤贡献由核电贡献.

（3）布局内陆核电是缓解河南省控煤压力与实现“双碳”目标的重要路径之一, 需要提前开展论证研究.在布局2 000万kW核电的情况下, 河南在2060年风光装机至少要达到3.6亿kW, 剩余煤电、气电全部配备碳捕获、利用与封存（CCUS）的情况下才能满足碳中和目标.若未来无法或不考虑增加核电, 则需要进一步加强可再生能源发展或加大力度引进清洁外调电, 同时还应大力度发展生物质能结合碳捕集与封存（CCUS/BECCS）, 捕集电力碳排放.

（4）针对河南省减污降碳路径提出以下政策建议：一是科学利用燃煤发电, 统筹煤电发展和能源保供, 提高电力平衡支撑能力, 推进煤电布局优化, 完善煤电退出和调峰的市场机制.二是加强统一规划, 推动可再生能源超常规发展保障政策实施.统筹推进新能源推广应用与生态环境保护、国土等部门的协调发展；大幅度加强财税金融支持, 设立省级新能源发展专项基金；积极创新可再生能源开发模式和路径, 充分利用河南省农村能源发展优势与试点建设经验.三是开展河南落地内陆核电研究, 安全有序发展核能.尽快对河南省核电发展必要性、可行性、安全性做出科学研判, 做好国家规划衔接.四是超前规划外调电, 加快外引清洁能源保障.积极挖掘现有外电入豫通道送电能力, 加快构建广泛互联的大电网平台, 加强城网、农网改造力度, 鼓励微电网、智能电网建设, 提高电网末端地区的供电能力以及电网安全运行水平.五是增加系统灵活性, 促进可再生能源消纳机制.以新的电力规划理念引导“源-网-荷-储”灵活性资源发展的协调统一；建立公平的灵活性补偿机制并增加灵活性调节产品来完善电力市场机制, 激励灵活性资源发展.