中国电力系统碳中和转型路径的系统仿真与经济性综合分析

《CSEE Journal of Power and Energy Systems》：Comprehensive Analysis and Discussion on Transition Paths of China's Power System Towards Carbon Neutrality—Part II: System Simulation and Economic Analysis

为验证中国电力系统2060年碳中和转型路径的可行性，研究人员开展了系统仿真与经济性评估研究。该研究通过电力电量平衡仿真验证了不同路径下系统的运行灵活性，并采用年化成本方法比较了绿色氢能替代(GHS)、碳捕集与封存(CCS)等路径的经济性。结果表明，在高比例可再生能源场景下，储能需求将增长7倍，而绿色氢能路径在长期具有显著经济优势。该研究为碳中和目标下电力系统转型路径的优选提供了重要决策依据。

　　

在全球应对气候变化的背景下，中国提出了"双碳"目标（碳达峰与碳中和），这对能源系统转型提出了紧迫要求。电力系统作为最大的碳排放部门，其低碳转型路径的选择至关重要。然而，现有研究多集中于宏观层面的路径设计，缺乏对系统运行可行性和经济性的深入分析。特别是在高比例可再生能源接入的背景下，电力系统面临着灵活性、可靠性等多重挑战，亟需开展系统层面的仿真验证和经济性评估。

针对这一研究空白，中国电力科学研究院的研究团队在《CSEE Journal of Power and Energy Systems》上发表了题为"Comprehensive Analysis and Discussion on Transition Paths of China's Power System Towards Carbon Neutrality-Part II: System Simulation and Economic Analysis"的研究论文。该研究基于第一部分建立的模型和设计的路径，进一步通过系统仿真和经济分析，验证了不同碳中和路径的技术可行性和经济性。

为开展此项研究，研究人员采用了多种关键技术方法：首先构建了省级尺度的电力电量平衡仿真模型，对2035年和2055年两个关键年份进行典型日和极端天气周的运行模拟；其次建立了包含投资、运行维护、燃料、碳捕集和碳税等成本要素的年化成本估算模型；最后通过敏感性分析评估了光伏投资成本、碳税水平等关键参数对不同路径经济性的影响。

电力电量平衡仿真分析结果显示，随着风电、光伏装机占比从65%增至75%，储能容量需求将增长7倍。在中期（2035年），煤电仍承担重要的灵活性调节作用；而在长期（2055年），绿色氢能发电的重要性显著提升，在极端天气条件下可提供近20%的电力供应。

经济性分析表明，短期内各路径的年化成本差异不大，但长期来看，随着可再生能源成本下降和碳税政策加强，绿色氢能替代(GHS)路径的经济优势逐渐显现，其年化成本约为参考路径的90%。敏感性分析进一步揭示，光伏投资成本对所有路径都有显著影响，而碳税水平则是决定低碳路径经济竞争力的关键因素。

研究结论指出，中国电力系统碳中和转型需要统筹考虑技术可行性和经济合理性。在高比例可再生能源场景下，必须配置充足的灵活性资源，包括传统火电、储能和绿色氢能等。绿色氢能替代路径在长期具有明显的经济优势，但其竞争力受到电解槽投资成本、碳税政策等多重因素影响。该研究通过自上而下的路径设计与自下而上的系统仿真的软连接，为中国电力系统2060年碳中和目标的实现提供了科学依据和决策支持。

这项研究的创新之处在于首次对中国电力系统多条碳中和路径进行了系统级的运行仿真和经济性比较分析，填补了现有研究在系统运行验证和全系统成本效益评估方面的空白。研究成果对于制定科学合理的电力系统碳中和转型战略具有重要参考价值。