自2020年9月以来，碳达峰、碳中和成为能源圈内的热门话题，风光等新能源被寄予厚望。在能源规划中，风光等新能源得到大力支持和发展，要在30·60目标中承担主力电源作用；而煤炭生产要受到限制，燃煤机组装机规模甚至要裁剪。近期寒潮之下，湖南、江西等地的“拉闸限电”又让业内外感到困惑：风光等新能源在冰冻覆雪中无法出力、省间输电通道难当大任，各级政府被迫首选协调各种资源促进煤炭生产和运输，保证煤电机组满负荷运行，配合有序用电方案，才能确保民生用电不受影响。
暂时的困难，并不能阻碍碳达峰、碳中和成为中国人对美好生活的向往，更不会动摇电力行业走向“脱碳”的决心。在30·60目标下，高比例风光发电模式将成为必然的电源选择，在可预见的时间内，“风光+大电网”也将是电力行业实现碳中和的必然技术方案。但我们还是要清醒地认识到，风光发电的大比例发展将对电网必须的转动惯量和备用产生致命影响，严重威胁电网的平稳运行，大量调节备用机组损失的机会成本和沉没成本也会使电网的运行费用上升。在2019年伦敦大停电事故的警示之下，我国电力行业如何健康稳定发展，谋求“安全、经济、环保”能源不可能三角的最优妥协点，需要广大专业人士认真思考和讨论。
电力行业注定是碳中和的重点行业
首先，电力是最大的碳排放行业。2019年全社会发电量73253亿千瓦时，其中火电发电量为50450亿千瓦时，折合二氧化碳排放大约50亿吨，占全国碳排放总量的51%。电力行业不仅是能源供给大户，同时还是能源消耗大户。电网企业的网损和发电企业的厂用电合计占到全社会用电量百分之十以上，电力行业不但在生产过程中产生了碳排放，自身电力消耗也引发了相当一部分碳排放。因此，如何实现电力行业碳减排将是实现碳中和的关键因素之一。
其次，电力资产较为集中，易于整体考虑政策。2020年全国火电总装机11亿千瓦，90%以上的火电资产属于国有资产，其中五大电力集团(华能、大唐、华电、国电投和国家能源)火电总装机达5.6亿千瓦，占比51%。国有企业有高度的社会责任感，落实国家政策和要求从不打折扣。全国输电网资产集中在国网、南网、内蒙古电力公司三个电网公司，输电网长期保持统一运行、统一调度，优化网络运行的空间较大。电力企业资产集中的特点，容易实现政策上、技术上的集中处理，相较其他行业有着天然的优势。
第三，电力行业技术和资金条件较好。实现碳达峰需要新技术投入和大量资金支持。国有电力企业的研究机构长期关注能源转型，很好地把握了新的发电技术成果和技术发展方向，储备了大量用于能源转型的各类技术，拥有碳中和相关技术的专业化研究队伍，相对于行业外的技术专家，实操能力更强，对转型的痛点和各种设想的可行性认识更为深刻。电力企业有着雄厚的资金积累和支持，这些都为碳中和的实现提供了坚强的物质基础。
此外，电力行业属于社会基础行业，事关千家万户。目前电力行业开始转型，逐步建设电力现货市场，由市场决定的电力价格可以实现用户侧引导，促进节能技术的投入使用。由此可以看出，电力行业将首先开始碳中和工作，实现用户侧引导，可实现社会生产和人民生活习惯的改变，逐渐带动其他行业形成合力，实现全社会在碳中和方面的和谐共振。
电力行业碳中和的实施方式
高比例风光新能源是现阶段电力生产侧实现碳中和的必然选择
目前全社会用电量需求还在逐年上升，而在碳捕获与封存(Carbon Capture and Storage，简称CCS)技术尚不成熟的条件下，电力行业需要大力发展零碳发电技术。目前成规模的零碳发电技术一般是核电、水电、生物质和风光等非化石燃料发电技术。
水电大规模增长空间有限。水电目前已成为我国第二大主力装机电源，装机达3.6亿千瓦，占总装机17.7%，成为世界第一水电装机大国。而水电发展由于资源受限、厂址选择受限、移民安置困难、季节性丰枯期发电不均、生态保护影响大等原因，就目前的技术水平，水电在未来全社会用电量中的占比总体可能成下降趋势。
核电大规模增长的条件尚不具备。国内核电技术发展较快，已发展至第四代核电技术，核电装机达4874万千瓦，占总装机2.4%，成为世界第三核电装机大国。然而，核电受制于安全约束、技术难度伴随固定投资增加、厂址选择受限和核废料处理困难等问题，就目前技术水平来看，核电尚不具备大规模增长的条件。
生物质发展难占“C位”。生物质发电是众多发电类型中的一个小众发电模式，但是由于其发电可控，二氧化碳排放为零，引起了行业内部重视。目前生物质发电主要有气化发电和直接燃烧发电两种形式，以直接燃烧发电较为普遍。而生物质发电由于燃料运输半径受限，单机容量普遍较小，造成投资成本和运行成本较大，电量占比上升空间有限。
相对于其他电源种类，风光新能源发电虽然存在季节性能源分布不均，天气影响较大，发电出力波动性、随机性较大等问题，但是由于风光等新能源资源丰富、地域分布广、厂址选择受限较小、运行成本小、固定投资成本相比水电、核电较低等优势，高风光电量占比的系统在国际上有一定的运行经验，是现阶段技术经济条件下，实现碳中和必然选择的电源。因此，国家也在电力规划中重点发展风光发电，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上(较2019年增长近8亿千瓦)。
大电网为主消纳是现阶段高比例风光消纳的唯一选择
2020年中国风电、太阳能发电总装机容量4.4亿千瓦，装机容量占比达20%。根据规划，到2030年风电、太阳能发电装机容量占比将达40%以上，而到2060年风电、太阳能发电装机容量占比将接近70%。风光发电出力不可控的波动性和随机性，造成风光发电出力曲线与电力系统负荷曲线不符甚至是相反。为了有效解决风光新能源的波动影响用户电力使用平稳的问题，目前解决平衡消纳的手段主要有大电网和储能两种。
储能消纳风光发电的优劣：储能技术可以很好地起到移峰填谷作用，有效消除风光新能源的波动性。目前实施的储能技术主要分为物理机械储能、电化学储能和氢储能。物理机械储能以抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能为代表。物理储能的优势就是安全系数较高、储能容量大、技术成熟、寿命长，而劣势则是投资成本大、选址困难、效率低。电化学储能以锂电池、铅酸电池为代表，优势是效率高、充放电速度快、选址容易，劣势是投资成本大、安全系数低、环境温度影响大。氢储能以电解氢+氢燃料电池为代表，优势就是能量密度大，劣势是技术尚不成熟，安全问题没有彻底解决。总之，目前除了尚不成熟的储能技术，较为成熟的抽水蓄能和化学电池储能之外，其他储能技术都存在投资成本过大和运行成本高的缺陷，抽水蓄能电站的综合效率一般为0.65~0.75，而化学储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元千瓦时。在电网托底的条件下，京津唐地区大负荷期间如需使用高比例风光电源，则需要具备存储50亿千瓦时的能力，按目前最经济的存储方式也需要5万亿的投资，类推全国则需要100万亿以上投资，是目前全国电网资产的20倍以上。如不用电网托底，完全依靠配套储能的方式，投资还要有数十倍的增加。因此，在可预见的时间内或者至少近期，在经济性上尚无一种储能技术可以成为风光发电消纳的主要手段，就是说传统的“电力不具备大规模经济存储条件”的规律仍然发挥作用。
大电网消纳风光发电的优劣：大电网消纳风光发电就是利用电网的电能输送能力，将风光发电发出的具有波动性、随机性的电能及时输送到电力需求侧，利用电力系统内部可调节性机组的调节能力(虚拟储能)实现风光发电消纳。大电网消纳风光发电相对于储能技术的优势就是经济性明显，而存在的劣势就是存在安全事故联锁反应风险，而且大电网消纳容易出现经济责任难以划分的情况。
考虑到储能技术突破的周期通常为20~30年，因此达成30·60目标不能寄希望于储能技术快速解决其经济劣势，实现风光发电消纳的唯一选择仍是依靠大电网的电能调配手段。尽管大电网消纳是风光消纳的唯一经济性现实选择，但是要实现未来如此高比例的风光发电消纳，目前仍有系列障碍难以跨越，需要加大科研力量，以问题为导向，寻求解决这些障碍的技术经济方案。
