基于多样化CDR组合破解电力部门减排-安全-成本三难困境：中国电力系统建模研究

《Cell Reports Sustainability》：Resolving the mitigation-security-cost trilemma in the power sector through diversified CDR portfolios

　　

为将全球变暖控制在远低于2°C的水平，不仅需要实现净零排放，还需要通过净负排放来抵消钢铁、水泥和航空等难以减排部门的残余排放。电力部门凭借其规模优势，可通过生物质能碳捕集与封存（BECCS）、燃煤-生物质混燃耦合碳捕集与封存（CBECCS）以及直接空气碳捕集与封存（DACCS）等二氧化碳移除（CDR）技术提供这些负排放。然而，部署这些技术涉及艰难的权衡：DACCS消耗大量电力，加剧供应紧张；BECCS和DACCS的成本均高于CBECCS；而CBECCS的负排放潜力有限。政策制定者面临深度脱碳、能源安全与经济可负担性三者之间的三难困境。本研究构建了一个集成建模框架，将小时级分辨率的电力系统模型与经济-wide模型及源汇匹配评估相连接，比较覆盖中国电力部门（全球最大且最依赖煤炭的电力系统之一）替代性CDR组合与排放轨迹的147种情景。结果表明，依赖单一甚至两种CDR技术均无法在保持系统可负担且可靠的同时实现深度负排放目标。同时整合三种技术可释放协同效应：CBECCS在近期提供低成本稳定容量；BECCS在世纪中叶前后大规模扩张；BECCS与CBECCS共同降低系统对高耗电DACCS的依赖，而宽松的碳预算使现有燃煤电厂能够更灵活地运行以满足峰值需求。与单独或成对使用这些技术相比，这一三元策略可提供最大规模的碳移除量，同时减少电力短缺并降低系统成本。研究结果为其他以煤炭为主的经济体在保障供电可靠性的同时实现电力脱碳提供了见解，该建模框架也可适用于其他追求净零和净负排放的国家电力系统。

**论文解读：基于多样化CDR组合破解电力部门减排-安全-成本三难困境**

**1. 研究背景与问题**

为实现《巴黎协定》将全球升温控制在1.5°C或远低于2°C的目标，本世纪中叶实现全球净零排放乃至净负排放至关重要。电力部门被广泛认为是推动碳中和并实现碳负排放的关键部门，能够有效抵消钢铁、水泥、航空等难以减排部门的残余排放。二氧化碳移除（carbon dioxide removal, CDR）技术，包括基于自然的解决方案（如造林/再造林、土壤固碳、海洋碳汇）和工程类方案（如生物质能碳捕集与封存（bioenergy with carbon capture and storage, BECCS）、直接空气碳捕集与封存（direct air carbon capture and storage, DACCS）和增强风化），在实现碳负排放目标中发挥着关键作用。其中，BECCS和DACCS与电力部门联系紧密：BECCS不仅移除CO₂，还产生可再生且可靠的电力，但其成本通常比化石燃料耦合CCS高约80%；DACCS则主要通过大量耗电运行风机、压缩机和再生装置等设备与电力部门耦合，每捕集一吨CO₂约需1.3–2.3 GJ电力，但可为全社会提供净负排放。另一种与电力部门密切相关的选项是对现有燃煤机组进行燃煤-生物质混燃耦合碳捕集与封存（coal-biomass co-firing with CCS, CBECCS）改造，通过燃烧生物质并封存CO₂实现负排放。与专用BECCS设施相比，CBECCS利用现有基础设施，通常更经济，在拥有大量煤电机组和丰富生物质资源的国家（如中国）具有显著的近期部署潜力。

然而，现有研究大多从单一视角（如减排路径、技术选项、经济成本、社会影响）探讨电力部门深度脱碳，其中包含CDR组合的研究多采用综合评估模型（IAMs）或自底向上能源系统模型（如GCAM、WITCH），时间分辨率通常为年度。这种粗粒度时间分辨率难以满足精细电力系统模拟的需求，尤其在高比例间歇性可再生能源和严格排放约束下。少数研究虽在较高时间分辨率的电力系统模型中评估了BECCS和DACCS组合，但几乎没有将CBECCS与BECCS、DACCS共同纳入小时级分辨率模型，尽管CBECCS已在国际（如英国Drax电厂）得到验证，并被中国国家发展和改革委员会列为低碳电力改造重点。此外，现实中的内生成技术进步和跨部门交互（特别是DACCS与全国减排目标的关联）也未得到充分考察。

**2. 研究内容与结论**

针对上述研究空白，研究人员首先开发了一个覆盖2020–2060年、时间分辨率为小时级的中国电力系统优化模型（power system optimization model, PSOM），作为分析框架的核心模块。该模型纳入了BECCS、DACCS、CBECCS三种CDR选项以及13种发电技术，并引入内生成技术进步。随后，PSOM与混合可计算一般均衡（computable general equilibrium, CGE）模型软链接，以模拟中国碳中和管理与经济学路径并提供基准排放轨迹和电力需求；同时与地质源汇匹配（source-sink matching, SSM）模型软链接，以空间显式地估算CBECCS潜力。这一集成模型被用于在统一的高分辨率国家系统框架下评估不同CDR组合（特别是包含CBECCS）如何动态影响中国电力部门的碳负排放路径、电力短缺和减缓成本。通过组合21条预设减排路径（2060年净负CO₂排放0.0–2.0 Gt，间隔0.1 Gt）与7种CDR组合（三种单一、三种两两组合、一种三者组合），共模拟了147个情景。

研究结果显示：147个情景中仅89个可成功求解，58个无法满足特定外生碳排路径，其中大多数（40个）依赖单一CDR技术，其余18个虽采用双CDR技术但追求过高的2060年净负排放目标。单一CDR技术不足以大幅抵消中国电力部门的剩余CO₂排放。在可行情景中，CBECCS-only可实现2060年电力部门净零排放（因混燃生物质份额15%的负排放仅能抵消90%捕集率下化石燃料电厂未捕集的CO₂）；BECCS-only最高可实现0.7 Gt净负排放；DACCS-only可达1.3 Gt。双CDR组合（BECCS+CBECCS、CBECCS+DACCS、BECCS+DACCS）分别不超过0.8、1.4和2.0 Gt。而BECCS+CBECCS+DACCS组合则可达最高2.1 Gt净负排放。时间维度上，CBECCS最早进入电力系统（不晚于2025年），因其初始投资成本仅0.62十亿美元/GW，为BECCS的30.7%，且技术成熟度（TRL约6–7）；其装机容量在2040年达到峰值294.7 GW，此后保持稳定，每年贡献约1768 TWh电量（占总发电量9.07%–9.8%）。BECCS优先于DACCS，最早可在2035或2040年进入，峰值负排放约450–790 MtCO₂/年。DACCS最晚部署（不早于2040年），但在2060年贡献最高的负排放量（中位数656.9 MtCO₂/a），对超过0.8 GtCO₂的净负排放路径必不可少。

在电力短缺方面，2050–2060年间各情景呈现不同程度的电力短缺。DACCS-only和BECCS+DACCS情景因DACCS大量耗电导致间歇性可再生能源占比上升，出现显著短缺（超过40 TWh/a）。含CBECCS的情景可显著降低短缺：2060年CBECCS、BECCS+CBECCS、CBECCS+DACCS和BECCS+CBECCS+DACCS的中位短缺分别比BECCS-only低43.8%、47.9%、48.6%和69.4%。BECCS+CBECCS+DACCS情景在相同净负排放目标下几乎保持最低短缺量（2060年中位短缺13.5 TWh，短缺小时158小时，仅为DACCS-only情景的3.4%和10.9%）。小时尺度上，2060年短缺主要发生在凌晨2:00–6:00和晚间20:00–23:00两个高峰时段，早间短缺源于光伏缺失和储能耗尽，晚间短缺源于居民用电高峰。三元CDR组合情景累计短缺8.86 TWh，接近吉林省1–5月用电量。

在成本方面，含CBECCS的情景系统成本更低：BECCS+CBECCS、CBECCS+DACCS和BECCS+CBECCS+DACCS分别比不含CBECCS的对应情景降低5.5%–5.6%、5.7%–9.8%和5.5%–6.6%。BECCS+CBECCS+DACCS组合的累计系统成本最低，为2.18–2.30万亿美元（中位数2.21万亿美元），约占2024年中国GDP的11.1%。单位减排成本方面，BECCS+CBECCS+DACCS在等效排放路径下表现最优，在0.0–1.3 Gt路径中相比其他组合节省12.6%–63.6%的总单位减排成本，在1.4–2.0 Gt雄心路径中仍比BECCS+DACCS低16.3%。煤电搁浅成本（因提前退役导致的固定资本损失）呈现出基于是否部署CBECCS的两组差异：含CBECCS的情景搁浅成本为70–81十亿美元（占累计系统成本3.2%–3.7%），不含CBECCS的情景达103–108十亿美元（占4.5%–4.7%），表明CBECCS可通过延展现有煤电机组寿命降低搁浅成本。

**3. 关键技术方法**

研究人员构建了以小时级PSOM为核心、与CGE和SSM模型软链接的集成建模框架。PSOM为混合整数线性规划模型，规划期2020–2060年、时间步长5年，采用K-means聚类将365天归为12类典型日，以全国聚合方式考虑17种技术（含发电、储能、DACCS），并引入学习曲线实现内生成技术成本下降。CGE模型（基于Fan等开发的中国动态CGE）模拟2060年碳中和目标下的长期电力需求和CO₂排放轨迹，为PSOM提供外生约束。SSM模型根据现有燃煤机组分布、生物质资源可用性、CO₂管道网络和地质封存点可达性，估算CBECCS等技术的部署潜力上限。情景设置组合21条排放轨迹（0.0–2.0 GtCO₂/a）与7种CDR技术可用性组合，共147个情景。

**4. 研究结果**

* **三重CDR组合实现深度净负排放贡献**：147个情景中仅89个可求解，58个不可行，其中40个为单一CDR技术情景，18个为双CDR技术但目标过高。CBECCS-only仅能实现净零；BECCS-only最大净负0.7 Gt；DACCS-only最大1.3 Gt；双组合最大0.8–2.0 Gt；而BECCS+CBECCS+DACCS可达2.1 Gt，为最高净负排放路径。时序上，CBECCS最早部署（约2025年），峰值装机294.7 GW，稳定提供约9%–9.8%发电量；BECCS在2035/2040年进入，峰值负排放在2055年左右；DACCS最晚（2040年后），但对高净负目标不可或缺。

* **三重CDR组合实现最小电力短缺**：各情景在2050–2060年出现不同程度短缺（6.1–772.0 TWh/a）。DACCS-only和BECCS+DACCS因DACCS耗电导致高短缺；含CBECCS情景短缺显著降低。BECCS+CBECCS+DACCS在相同净负目标下几乎保持最低短缺（中位13.5 TWh，158小时），且短缺随净负排放增加而下降（从净零时的19.3 TWh降至1.2 Gt时的7.6 TWh），与其它情景中短缺随减排增强而上升的趋势相反。小时尺度上，短缺集中于早间（2–6时）和晚间（20–23时）峰段，三元组合累计短缺8.86 TWh。

* **三重CDR组合实现最低减排和搁浅成本**：含CBECCS的情景累计系统成本降低5.5%–9.8%。BECCS+CBECCS+DACCS累计系统成本最低（中位2.21万亿美元），在2.0 Gt路径下比BECCS+DACCS节省163十亿美元资本成本。单位减排成本方面，BECCS+CBECCS+DACCS在等效路径下最低，相对其他组合节省12.6%–63.6%。煤电搁浅成本随净负目标线性上升，含CBECCS情景比不含CBECCS情景低约30–37十亿美元，表明CBECCS通过延展现有煤电寿命降低了资产搁浅风险。

**5. 讨论与结论**

讨论部分指出，BECCS+CBECCS+DACCS三重组合是平衡减排-安全-成本三难困境的相对最优选择：在给定2060年负排放目标下，其累计系统成本（2.2–2.3万亿美元）、电力短缺（中位13.5 TWh）和短缺小时（中位158.5小时）均为最低，且能实现最深度的负排放目标（2.1 GtCO₂）。BECCS+CBECCS+DACCS情景下2050或2060年的CDR潜力为1.20–3.22 GtCO₂/a，与文献中0.3–2.62 GtCO₂/a的范围一致。CBECCS贡献最大单项潜力（约1.3 GtCO₂/a）。政策建议包括：优先支持DACCS的研发和降本；通过补贴和激励机制（如45Q税收抵免、欧盟净零工业法案、绿色电力证书、CCER、碳市场）加速CDR部署；针对CBECCS的混燃效率损失（8%–15%）、灰渣和高温腐蚀问题，BECCS的原料可持续供应和物流约束，以及DACCS的能源消耗和资本强度制定专门政策；同时关注生物质利用的社会和环境权衡。

研究结论可翻译为：在中国电力部门中，将BECCS、CBECCS和DACCS整合为三重CDR组合，能够协同实现最大的碳移除量（2060年最高2.1 GtCO₂净负排放），同时相比单独或成对使用这些技术，可将电力短缺减少29%–74%，并将单位减排成本降低13%–64%。这一策略有效解决了深度脱碳、能源安全与经济可负担性之间的三难困境。研究所开发的集成建模框架不仅适用于中国，还可为其他以煤电为主的国家电力系统追求净零和净负排放提供规划工具和决策支持。