国家电网公司发布“碳达峰、碳中和”行动方案

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能源是经济社会发展的重要物质基础。改革开放以来,我国能源行业快速发展,已成为全球最大的能源生产国、消费国,有力支撑了经济社会发展。但是,我国能源结构长期以煤为主,油气对外依存度高,是全球最大的碳排放国家,能源清洁低碳转型要求紧迫。

***总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略,为我国能源发展指明了方向,开辟了中国特色能源发展新道路。我们应遵循***总书记生态文明思想,积极应对碳排放带来的全球气候变化问题,坚定不移推进绿色发展,加快构建清洁低碳、安全高效能源体系,持续推进碳减排,引领全球化治理行动。

一、公司推动能源电力转型主要实践

国家电网公司牢固树立“能源转型、绿色发展”理念,加快电网发展,加大技术创新,推动能源电力从高碳向低碳、从以化石能源为主向以清洁能源为主转变,加快形成绿色生产和消费方式,助力生态文明建设和可持续发展。

全力推动新能源发展,促进能源供给清洁化。加快电网建设,“十三五”电网投资约2.4万亿元,建设坚强智能电网,保障新能源及时并网和消纳。加强输电通道建设,跨省区输电能力达到2.3亿千瓦,输送清洁能源电量比例43%,实现全国范围资源优化配置。加快抽水蓄能电站建设,“十三五”以来累计开工抽水蓄能电站21座、装机容量2853万千瓦,在运在建规模达到6236万千瓦,提升新能源消纳能力。

2020年底,公司经营区清洁能源装机7.1亿千瓦,占比42%。其中风电和太阳能发电装机4.5亿千瓦,占比26%,比2015年提高14个百分点,利用率达到97.1%;21个省区新能源成为第一、第二大电源;风电和太阳能发电发电量5872亿千瓦时,减少电煤消耗2.5亿吨、减排二氧化碳4.5亿吨。

大力实施电能替代,促进终端能源消费电气化。全面完成北方地区“煤改电”任务,累计完成1063万户,助力打赢蓝天保卫战。加快电动汽车充电网络建设,建成覆盖176个城市的高速公路快速充电网络,搭建全球规模最大的智慧车联网平台,支持新能源汽车产业发展。贯彻长江经济带发展战略,积极推动长江沿线港口岸电建设,累计建成岸电设施1203套,实现长江主要港口岸电基本覆盖。在民航机场、沿海和内陆码头大力推广以电代油,在工业领域推广电窑炉、电锅炉4万余台。近年来,累计实现替代电量8677亿千瓦时,相当于减少散烧煤4.8亿吨、减排二氧化碳8.7亿吨,电能占终端能源消费比重达到27%左右。

加强电力技术创新,促进清洁能源利用高效化。研发并全面掌握特高压核心技术和全套设备制造能力,实现清洁能源大规模、远距离输送。建成国家风光储输、张北柔直等工程,探索新能源友好接入和综合利用新模式。建设“新能源云”平台,提供新能源消纳分析、电源并网、补贴申报、交易结算等一站式服务。在新能源电厂并网与运行控制领域,累计完成科研项目800余项,获得国家科学技术奖项12项,主导制定国际标准9项,主导或重点参与制定国家标准57项、行业标准57项,制定企业标准80项。

随着新能源快速发展和新型用能设备广泛接入,电力系统运行特性发生显著变化,需要统筹研究解决。

一是处理好清洁发展与系统安全的关系。新能源、直流等大量替代常规机组,电动汽车、分布式能源、储能等交互式用能设备广泛应用,电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征,系统转动惯量持续下降,调频、调压能力不足。电力系统亟需创新发展和技术升级。

二是处理好清洁发展与电力保障的关系。风电和太阳能发电具有随机性,发电出力“靠天吃饭”,主要提供的是电量。近年来,我国用电需求呈现冬、夏“双峰”特征,峰谷差不断扩大,北方地区冬季高峰负荷往往接近或超过夏季高峰,电力保障供应的难度逐年加大。从运行实际看,满足电网高峰负荷需要,主要依靠的还是常规电源。在大力发展新能源的同时,既要统筹好常规电源发展,还要更加注重需求侧响应。

三是处理好清洁发展与系统成本的关系。为适应“双高”、“双峰”形势下新能源并网和消纳,电力系统源网荷储各环节建设和运营成本都要增加。国内外研究表明,随着风光等电源发电量占比的快速提高,为消纳新能源付出的系统成本将会明显上升,新能源发电成本下降不能完全实现对冲。我国新能源资源与需求逆向分布,西部北部地区集中开发、远距离大规模输送,成本更高。另外,用能成本过低,不利于“能源双控”和节能降耗,难以支撑能源行业可持续高质量发展,不利于国有企业做强做优做大。随着新能源大规模发展,要着力疏导能源供应侧成本上升与需求侧成本较低的矛盾。

面对新能源快速发展的机遇和挑战,我们要以更大决心、更强力度、更实举措,通过供给侧结构调整和需求侧响应“双侧”发力,解决“双高”、“双峰”问题,推动能源清洁低碳安全高效利用。

二、能源电力“碳达峰、碳中和”路径研究

2020年9月22日,***总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布,中国将采取更加有力的政策和措施,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。12月12日,***总书记在气候雄心峰会上进一步宣布,到2030年,中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。***总书记提出“碳达峰、碳中和”目标,是党中央做出的重大战略决策,不仅是一个应对气候变化的目标,更是一个经济社会发展的战略目标,体现了我国未来发展的价值方向,对构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局意义深远重大,是一项重大的政治任务。

国家电网公司深入学习贯彻***总书记重要指示和十九届五中全会、中央经济工作会议精神,我们深刻认识到,实现“碳达峰、碳中和”,是构建人类命运共同体的伟大实践,树立了负责任的大国形象,彰显了大国担当;是推动我国从工业文明迈入生态文明的重要转变,符合人类社会发展规律,顺应人民群众对美好生活的期盼;是推进我国经济社会发展动力转换的重要引擎,推动疫情后世界经济“绿色复苏”,汇聚起可持续发展的强大合力;是保障国家能源安全的重要举措,大幅降低油气对外依存度,提高我国能源安全保障能力。我们强烈感受到,实现“碳达峰、碳中和”,是一项复杂艰巨的系统工程,面临诸多严峻挑战。

一是我国实现“碳中和”时间紧难度大。欧盟等发达经济体二氧化碳排放已经达峰,从“碳达峰”到“碳中和”有50-70年过渡期;我国二氧化碳排放量占全球的30%左右,超过美国、欧盟、日本的总和,从“碳达峰”到“碳中和”仅有30年时间,必须付出艰苦努力。

二是统筹碳减排和经济社会发展要求高。欧美主要国家已完成工业化,经济增长与碳排放脱钩;我国尚处于工业化阶段,能源电力需求还将持续攀升,经济发展与碳排放仍存在强耦合关系,必须探索一条经济持续稳定增长情况下,既要保障能源电力安全可靠供应,又能实现碳减排的务实路径。

三是能源电力领域任务重。实现“碳中和”的核心是控制碳排放。能源燃烧是我国主要的二氧化碳排放源,占全部二氧化碳排放的88%左右,电力行业排放约占能源行业排放的41%,减排任务很重。能源消费达峰后,随着电气化水平提高,电力需求仍将持续增长,电力行业不仅要承接交通、建筑、工业等领域转移的能源消耗和排放,还要对存量化石能源电源进行清洁替代,必须作出更大的贡献。

四是电网企业责任大。推进能源清洁低碳转型,关键是加快发展非化石能源,尤其风电、太阳能发电等新能源。我国95%左右的非化石能源主要通过转化为电能加以利用。电网连接电力生产和消费,是重要的网络平台,是能源转型的中心环节,是电力系统碳减排的核心枢纽,既要保障新能源大规模开发和高效利用,又要满足经济社会发展的用电需求。电网企业面临保安全、保供应、降成本的巨大压力,同时自身节能减排任务繁重。公司要勇于担当、迎难而上,在碳减排工作中发挥重要作用。

我们反复深入研究,提出了能源电力落实“碳达峰、碳中和”的实施路径。能源领域碳排放总量大,是实现碳减排目标的关键,电力系统碳减排是能源行业碳减排的重要组成部分,“碳达峰”是基础前提,“碳中和”是最终目标。要坚持系统观念、建立平台思维、加强科技创新、发挥市场作用,政府、社会和能源企业多方共同努力,源网荷储各环节共同发力,以保障电力系统安全运行、保障能源电力可靠供应、保障电力行业可持续发展为基础,加快推进能源供给多元化清洁化低碳化、能源消费高效化减量化电气化。

在能源供给侧,构建多元化清洁能源供应体系。

一是大力发展清洁能源,最大限度开发利用风电、太阳能发电等新能源,坚持集中开发与分布式并举,积极推动海上风电开发;大力发展水电,加快推进西南水电开发;安全高效推进沿海核电建设。

二是加快煤电灵活性改造,优化煤电功能定位,科学设定煤电达峰目标。煤电充分发挥保供作用,更多承担系统调节功能,由电量供应主体向电力供应主体转变,提升电力系统应急备用和调峰能力。

三是加强系统调节能力建设,大力推进抽水蓄能电站和调峰气电建设,推广应用大规模储能装置,提高系统调节能力。

四是加快能源技术创新,提高新能源发电机组涉网性能,加快光热发电技术推广应用。推进大容量高电压风电机组、光伏逆变器创新突破,加快大容量、高密度、高安全、低成本储能装置研制。推动氢能利用,碳捕集、利用和封存等技术研发,加快C02资源再利用。预计2025、2030年,非化石能源占一次能源消费比重将达到20%、25%左右。

在能源消费侧,全面推进电气化和节能提效。

一是强化能耗双控,坚持节能优先,把节能指标纳入生态文明、绿色发展等绩效评价体系,合理控制能源消费总量,重点控制化石能源消费。

二是加强能效管理,加快冶金、化工等高耗能行业用能转型,提高建筑节能标准。以电为中心,推动风光水火储多能融合互补、电气冷热多元聚合互动,提高整体能效。

三是加快电能替代,支持“以电代煤”、“以电代油”,加快工业、建筑、交通等重点行业电能替代,持续推进乡村电气化,推动电制氢技术应用。

四是挖掘需求侧响应潜力,构建可中断、可调节多元负荷资源,完善相关政策和价格机制,引导各类电力市场主体挖掘调峰资源,主动参与需求响应。预计2025、2030年,电能占终端能源消费比重将达到30%、35%以上。

党的十八大以来,我国能源电力转型取得显著成就。在此基础上,加快构建能源电力绿色供给体系,持续提升非化石能源消费比重,稳步提高能源利用效率,加快推进科技进步,能源电力有望提前实现“碳达峰”。加快清洁能源替代化石能源,减少化石能源消费总量,开展大规模国土绿化行动,全面提升生态系统碳汇能力,通过碳捕集、利用和封存技术,能源电力有望尽早实现“碳中和”。

三、国家电网公司行动方案

国家电网公司将充分发挥“大国重器”和“顶梁柱”作用,自觉肩负起历史使命,加强组织、明确责任、主动作为,建设安全高效、绿色智能、互联互通、共享互济的坚强智能电网,加快电网向能源互联网升级,争排头、做表率,为实现“碳达峰、碳中和”目标作出国网贡献。当好“引领者”,充分发挥电网“桥梁”和“纽带”作用,带动产业链、供应链上下游,加快能源生产清洁化、能源消费电气化、能源利用高效化,推进能源电力行业尽早以较低峰值达峰;当好“推动者”,促进技术创新、政策创新、机制创新、模式创新,引导绿色低碳生产生活方式,推动全社会尽快实现“碳中和”;当好“先行者”,系统梳理输配电各环节、生产办公全领域节能减排清单,深入挖掘节能减排潜力,实现企业碳排放率先达峰。

(一)推动电网向能源互联网升级,着力打造清洁能源优化配置平台

1.加快构建坚强智能电网。推进各级电网协调发展,支持新能源优先就地就近并网消纳。在送端,完善西北、东北主网架结构,加快构建川渝特高压交流主网架,支撑跨区直流安全高效运行。在受端,扩展和完善华北、华东特高压交流主网架,加快建设华中特高压骨干网架,构建水火风光资源优化配置平台,提高清洁能源接纳能力。

2.加大跨区输送清洁能源力度。将持续提升已建输电通道利用效率,作为电网发展主要内容和重点任务。“十四五”期间,推动配套电源加快建设,完善送受端网架,推动建立跨省区输电长效机制,已建通道逐步实现满送,提升输电能力3527万千瓦。优化送端配套电源结构,提高输送清洁能源比重。新增跨区输电通道以输送清洁能源为主,“十四五”规划建成7回特高压直流,新增输电能力5600万千瓦。到2025年,公司经营区跨省跨区输电能力达到3.0亿千瓦,输送清洁能源占比达到50%。

3.保障清洁能源及时同步并网。开辟风电、太阳能发电等新能源配套电网工程建设“绿色通道”,确保电网电源同步投产。加快水电、核电并网和送出工程建设,支持四川等地区水电开发,超前研究西藏水电开发外送方案。到2030年,公司经营区风电、太阳能发电总装机容量将达到10亿千瓦以上,水电装机达到2.8亿千瓦,核电装机达到8000万千瓦。

4.支持分布式电源和微电网发展。为分布式电源提供一站式全流程免费服务。加强配电网互联互通和智能控制,满足分布式清洁能源并网和多元负荷用电需要。做好并网型微电网接入服务,发挥微电网就地消纳分布式电源、集成优化供需资源作用。到2025年,公司经营区分布式光伏达到1.8亿千瓦。

5.加快电网向能源互联网升级。加强“大云物移智链”等技术在能源电力领域的融合创新和应用,促进各类能源互通互济,源网荷储协调互动,支撑新能源发电、多元化储能、新型负荷大规模友好接入。加快信息采集、感知、处理、应用等环节建设,推进各能源品种的数据共享和价值挖掘。到2025年,初步建成国际领先的能源互联网。

(二)推动网源协调发展和调度交易机制优化,着力做好清洁能源并网消纳

6.持续提升系统调节能力。加快已开工的4163万千瓦抽水蓄能电站建设。“十四五”期间,加大抽水蓄能电站规划选点和前期工作,再安排开工建设一批项目,到2025年,公司经营区抽水蓄能装机超过5000万千瓦。积极支持煤电灵活性改造,尽可能减少煤电发电量,推动电煤消费尽快达峰。支持调峰气电建设和储能规模化应用。积极推动发展“光伏+储能”,提高分布式电源利用效率。

7.优化电网调度运行。加强电网统一调度,统筹送受端调峰资源,完善省间互济和旋转备用共享机制,促进清洁能源消纳多级调度协同快速响应。加强跨区域、跨流域风光水火联合运行,提升清洁能源功率预测精度,统筹全网开机,优先调度清洁能源,确保能发尽发、能用尽用。

8.发挥市场作用扩展消纳空间。加快构建促进新能源消纳的市场机制,深化省级电力现货市场建设,采用灵活价格机制促进清洁能源参与现货交易。完善以中长期交易为主、现货交易为补充的省间交易体系,积极开展风光水火打捆外送交易、发电权交易、新能源优先替代等多种交易方式,扩大新能源跨区跨省交易规模。

(三)推动全社会节能提效,着力提高终端消费电气化水平

9.拓展电能替代广度深度。推动电动汽车、港口岸电、纯电动船、公路和铁路电气化发展。深挖工业生产窑炉、锅炉替代潜力。推进电供冷热,实现绿色建筑电能替代。加快乡村电气化提升工程建设,推进清洁取暖“煤改电”。积极参与用能标准建设,推进电能替代技术发展和应用。“十四五”期间,公司经营区替代电量达到6000亿千瓦时。

10.积极推动综合能源服务。以工业园区、大型公共建筑等为重点,积极拓展用能诊断、能效提升、多能供应等综合能源服务,助力提升全社会终端用能效率。建设线上线下一体化客户服务平台,及时向用户发布用能信息,引导用户主动节约用能。推动智慧能源系统建设,挖掘用户侧资源参与需求侧响应的潜力。

11.助力国家碳市场运作。加强发电、用电、跨省区送电等大数据建设,支撑全国碳市场政策研究、配额测算等工作。围绕电能替代、抽水蓄能、综合能源服务等,加强碳减排方法研究,为产业链上下游提供碳减排服务,从供给和需求双侧发力,通过市场手段统筹能源电力发展和节能减碳目标实现。

(四)推动公司节能减排加快实施,着力降低自身碳排放水平

12.全面实施电网节能管理。优化电网结构,推广节能导线和变压器,强化节能调度,提高电网节能水平。加强电网规划设计、建设运行、运维检修各环节绿色低碳技术研发,实现全过程节能、节水、节材、节地和环境保护。加强六氟化硫气体回收处理、循环再利用和电网废弃物环境无害化处置,保护生态环境。

13.强化公司办公节能减排。强化建筑节能,推进现有建筑节能改造和新建建筑节能设计,推广采用高效节能设备,充分利用清洁能源解决用能需求。积极采用节能环保汽车和新能源汽车,促进交通用能清洁化,减少用油能耗。

14.提升公司碳资产管理能力。积极参与全国碳市场建设,充分挖掘碳减排(CCER)资产,建立健全公司碳排放管理体系,发挥公司产科研用一体化优势,培育碳市场新兴业务,构建绿色低碳品牌,形成共赢发展的专业支撑体系。

(五)推动能源电力技术创新,着力提升运行安全和效率水平

15.统筹开展重大科技攻关。围绕“碳达峰、碳中和”目标,加快实施“新跨越行动计划”,同步推进基础理论和技术装备创新。针对电力系统“双高”、“双峰”特点,加快电力系统构建和安全稳定运行控制等技术研发,加快以输送新能源为主的特高压输电、柔性直流输电等技术装备研发,推进虚拟电厂、新能源主动支撑等技术进步和应用,研究推广有源配电网、分布式能源、终端能效提升和能源综合利用等技术装备研制,推进科技示范工程建设。

16.打造能源数字经济平台。深化应用“新能源云”等平台,全面接入煤、油、气、电等能源数据,汇聚能源全产业链信息,支持碳资产管理、碳交易、绿证交易、绿色金融等新业务,推动能源领域数字经济发展,服务国家智慧能源体系构建。

(六)推动深化国际交流合作,着力集聚能源绿色转型最大合力

17.深化国际合作与宣传引导。高水平举办能源转型国际论坛,打造能源“达沃斯”,加强国际交流合作,倡导能源转型、绿色发展的理念,推动构建人类命运共同体。全面践行可持续发展理念,深入推进可持续性管理,融入全球话语体系,努力形成企业推动绿色发展的国际引领。加强信息公开和对外宣传,积极与政府机构、行业企业、科研院所研讨交流,开门问策、集思广益,汇聚起推动能源转型的强大合力。

18.强化工作组织落实责任。建立健全工作机制,成立公司“碳达峰、碳中和”领导小组,统筹推进各项工作,协调解决重大问题。各部门、各机构、各单位细化分解工作任务,落实责任分工,扎实有效推进各项工作。科研单位集中骨干力量,加大科技攻关力度,解决发展“瓶颈”问题。

实现“碳达峰、碳中和”,事关经济社会发展全局和长期战略,需要全社会各行业共同努力。要按照全国一盘棋,统筹好发展与安全、政府与市场、保供与节能、成本与价格,研究制定政府主导、政策引导、市场调节、企业率先、全社会共同参与的国家行动方案,整体实施、持续推进。

(一)做好顶层设计,加强政策引导

1.统筹制定总体方案和具体措施。出台国家行动方案,明确“碳达峰”峰值、“碳达峰、碳中和”实施路径、时间表和路线图。将主要指标分解到各行业、各地区,结合经济发展需求和承受能力,提出重点行业、重点地区梯次达峰方案,积极稳妥推进各项工作。

2.坚持和完善能源双控制度。健全双控管理措施,合理控制能源消费总量,严格控制能耗强度,重点控制化石能源消费。制定需求侧响应政策措施,引导全社会全过程绿色低碳生产生活行为。完善可再生能源消纳保障机制,所有用户公平承担消纳责任。

3.加强能源电力统一规划。发扬我国电力系统安全运行经验优势,坚持电网“统一规划、统一调度、统一管理”体制优势,充分发挥大电网资源优化配置平台作用,实现源网荷协同联动、有效衔接。将电力系统全环节促进能源转型的重大举措、重点工程纳入国家规划,统筹协调、加快落地实施。

4.完善市场机制和价格财税政策。建设全国统一电力市场,健全能源电力价格合理形成和成本疏导机制。健全辅助服务市场交易机制,引导火电机组主动参与系统调节。完善抽水蓄能电价形成和容量电费分摊机制,建立储能电站投资回报机制。通过价格机制,调动用户节能降耗和参与需求侧响应的积极性。

5.推动碳市场和电力市场协同发展。基于电力市场化改革成果,加快全国碳市场建设,全面实行碳排放权市场化交易。充分考虑碳市场对于电力市场的影响,将电能价格与碳排放成本有机结合,发挥两个市场相互促进、协同互补作用,提高清洁能源的市场竞争力,由用能企业承担碳排放成本,更好推动能源清洁低碳转型。

6.支持低碳技术创新。设立专项科研基金,支持能源电力技术创新。支持科研团队建设,培育专家人才。鼓励各类资本进入低碳技术研发领域。

7.加强监督检查。建立工作考核机制,制定监管措施和核查制度,协调推进各项工作措施落到实处。

(二)行业发挥实施主体作用,推动国家方案落地

1.发电企业大力发展清洁能源,加快实施煤电灵活性改造,淘汰不达标落后煤电机组。提升灵活调节电源的比重,建设调峰电源,发展“新能源+储能”、光热发电,提高系统调节能力。加快碳捕捉、封存和二次利用技术进步,力争尽早实现零碳排放。

2.用电企业主动响应电力系统需求,及时调整用电行为和用电模式,积极消纳清洁能源。工业企业加快推进绿色改造,强化余热、余气、余压重复利用,降低能耗、提高能效。

3.相关行业加大电能替代力度,提升电气化水平。加强自主创新,开发应用低碳节能技术和商业模式,推广绿色交通、绿色建筑,加快构建绿色低碳循环发展经济体系。

(三)社会民众自觉行动,形成绿色低碳生产生活方式

1.坚持绿水青山就是金山银山理念,积极响应开展国土绿化行动,不断增加森林面积和蓄积量,加快山水林田湖草系统治理,增强自然生态系统固碳能力。

2.自觉开展绿色生活创建活动,倡导简约适度、绿色低碳生产生活方式,培育绿色、健康、安全消费习惯。

3.大力推广使用节能环保产品,提高用能水平和效率。

责任编辑:lq

 

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