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德国能源脱碳对我国电力行业落实“3060”目标的借鉴意义

日期:2021-07-14    来源:中国电力新闻网

国际电力网

2021
07/14
09:59
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关键词: 德国能源脱碳 碳达峰 碳中和

日前,德国国际合作机构(GIZ)在北京举办“碳达峰碳中和背景下的能源脱碳论坛——中德经验分享会”。会上,一本《德国能源脱碳实践研究及启示》(以下简称《报告》)受到来自国家发改委、德国联邦经济和能源部(BMWi)、德国联邦环境部(BMU)、德国驻华大使馆、中国电力企业联合会、国网能源研究院、北京大学、德国能源转型论坛Agora、德国伍珀塔尔研究院等研机构专家学者的高度肯定。

2020年,欧盟提出在2050年实现气候中和以及到2030年,温室气体排放量比1990年至少减少55%的目标。近期,德国重新修订《联邦气候保护法》,提出在2045年实现气候中和的目标。去年,德国联邦内阁还批准了《退煤法案》,以法律形式明确将最迟于2038年退出燃煤发电。

该《报告》对德国能源转型进行深入分析。作为欧盟碳减排“优等生”,德国在政策、发电、电网、以及电气化等方面与我国存在诸多相似之处,其能源脱碳战略,也为我国能源行业实施“双碳”战略,提供重要参考。

日前,《德国能源脱碳实践研究及启示》项目负责人、国网湖州供电公司总经理助理兼发展部主任王函韵,接受了记者的专访。

保障能源安全

记者:曾经,煤炭在德国能源结构中也占有重要地位,德国能源脱碳本质上是逐步控制煤炭消费的过程。在这个过程中,德国如何确保能源安全可靠供应的?特别是在新能源逐步替代煤电过程中,他们如何解决电力系统的波动性,确保系统安全?

王函韵:德国颁布《电力上网法》《可再生能源法》《能源输送网扩建法》等政策,从发展新能源、升级改造电网和提高能源效率等方面提出相应措施。调整能源结构,设定煤炭用量大幅减少关键路线,大力发展可再生能源和建设高压输电网,确立可再生能源电力供给目标,满足因煤炭逐步淘汰而造成的发电缺口。

确保系统安全,德国主要从以下几个方面发力:

一是建立科学技术标准和增强新能源发电的主动可调节性,有效提高了电网吸纳新能源能力。对可再生能源电源的有功功率控制、无功功率调节能力、电压跌落时增发无功功率和低电压穿越能力等提出明确规定,保障系统的安全稳定运行。

二是扩建超高压电网。德国高压输电网络比较发达,德国电网与荷兰、比利时、卢森堡、法国、瑞士等接壤国家连接,可与9个邻国开展实时跨国电力交换。德国配电网的网架结构多使用普通环式、拉手环式结构以及简单网格状结构,配电网大量采用入地电缆提升电网可靠率,在可再生能源发电占比不断提升的同时,其电力系统中断时间在逐步走低。

三是为了应对能源供应系统的变化,德国部署智能电表,通过建立安全通信网络来帮助解决这些问题,并共享有关能源生产和消费的信息,这种信息传播可使电力公司更灵活地应对不断变化的电网状况。

记者:风电、光伏大规模上网是否带来了德国电价的大幅度波动?德国如何解决清洁电力成本过高的问题?

王函韵:德国政府在2000年颁布了《可再生能源法》,确立可再生能源电力供给目标,并对不同可再生能源发电的补贴费用及年限给出了明细化规定,对可再生能源产业提供政策倾斜和资金补贴,如设置上网电力保护价格,对可再生能源企业提供长期固定补贴等,促进绿色清洁能源产业的发展。

但是由于高昂的上网补贴并不是由政府直接承担,而是均摊到了广大电力消费者尤其是家庭用户的账单里。因此德国电力平均零售价格连年走高。随着德国光伏快速发展,补贴成本过高等问题逐步显现。2008年开始通过光伏补贴动态下调等政策调整控制光伏发展速度。德国追加实施了《光伏法》扩大了《可再生能源法》的补贴削减幅度,同时限定总光伏补贴容量的上限额为52GW。

德国在2014年对《可再生能源法》重新修订。首先是提出针对光伏电站的招标制度试点。这意味着光伏建设不再由政府进行全盘操控,减小了政府管控力度,为补贴退出做铺垫。其次是分阶段推动光伏融入电力市场、调减并最终退出补贴。最后是通过调整对用电密集型企业、自发自用电量等的电费附加分摊减免政策,严格控制可再生能源电费附加。

非电力部门深度电气化

记者:《报告》强调德国能源转型是可再生能源逐步替代化石能源的过程,绿色电力发挥越来越关键的作用。为什么要有这样一个过程?我们应该如何理解《报告》中提出的“电力部门脱碳,非电力部门深度电气化”?

王函韵:能源转型一般都需要几十年的长期持续发展,而不是短短几年就能实现的。德国自20世纪90年代起,就开始推行其能源转型政策。为确保能源安全,石油、天然气、水电、核电和可再生能源等能源要素在能源结构中占比的变化,不管是化石能源占比下降,还是可再生能源占比上升,都要经历较长的时间,是一个渐进的过程。

实现碳中和目标路径的趋势是持续提升电气化水平,以电为中心,重构能源体系,提升非电行业电气化水平。从碳排放的结构看,最大的排放部门来自电力及热力生产,碳减排过程中,电力行业是核心,电力领域碳减排潜力巨大,随着清洁能源快速发展并成为主力电源,煤电加装CCUS,电力系统碳排放量将会快速下降。

记者:您在《报告》中把德国能源脱碳和浙江做类比,为什么这样比较?德国能源脱碳对浙江有哪些借鉴意义?

王函韵:对比海外发达经济体,浙江与德国在电力方面较为相近,以2019年为参照年份,最高负荷浙江8517万千瓦,德国为8208万千瓦;人均用电量浙江7299千瓦时,德国6202千瓦时。德国在碳减排方面已走在世界前列,实现了经济增长与能源供应的脱钩,二氧化碳排放总量从1990年的12.51亿吨减至2019年的8.05亿吨,减少了35.7%。研究德国在能源脱碳领域的实践,有助于为浙江省能源脱碳路径提供借鉴。

针对德国新能源消纳领域进行研究,可以更好地推动能源体系重塑,实现新能源产业消纳领域的合理发展,为谋划碳中和路径,推进低碳零碳试点建设,努力打造零碳城市提供理论支撑和依据。为浙江省实现“电力部门深度脱碳、终端非电力部门深度电气化、终端耗电设备节能提效、碳排放端充分绿化”打下坚实基础。

记者:随着我国“3060”目标的实施,电网企业应该发挥怎样的作用?对此,您有怎样的建议?

王函韵:一是减排目标必须依靠具有强制约束力的法律保障。加强顶层规划设计,强化政策法规引导,通过政策激励企业采取积极措施主动进行碳减排。制定系统完备的监管机制,确保对参与碳减排目标的各个产业部门持续开展碳排放监测和风险评估分析,对排放过程进行监督和评估。

二是研究开展碳普惠制试点工作,统筹将分布式光伏、家用储能等纳入碳普惠试点,量化评价小微企业、社区家庭和个人的各类节能减碳行为并赋予价值,调动全社会践行绿色低碳行为的积极性,树立低碳、节约、绿色、环保的消费观念和生活理念。

三是统筹安排电源和电网建设,优化电源布局和电网结构,保持电源与电网稳步协调发展,促进水电、煤电、核电和蓄能电站等电源合理互补。推进配电网改造升级,发展以消纳新能源为主的微电网、局域网,提高配电网的承载力和灵活性。

四是加快制定新能源技术发展路线图,提升新能源产业竞争力。研究风、光、氢、储等行业知识树,加大研发投入,开辟重大科研项目绿色申报通道,积极筹建先进技术国家重点实验室和储能实证基地,开展源网荷储一体化的多种能源技术、不同方式及系统集成等关键技术研究。

五是加快制定储能的总体行动方案,指导储能专项规划,发挥新能源+储能模式在绿色低碳发展中的作用,聚焦区域长远发展的大战略,推进生产生活方式绿色低碳转型。

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