国网展望：2060年新型储能装机达420GW 需求响应与新型储能迎机遇
文丨国家电网公司
中央经济工作会议对做好2021年碳达峰、碳中和工作做出明确部署，强调要加快调整优化产业结构、能源结构，推动煤炭消费尽早达峰，大力发展新能源，继续打好污染防治攻坚战，实现减污降碳协同效应。在9月22日，我国宣布了力争2030年前实现碳排放达峰、努力争取2060年前实现碳中和的愿景，并在12月12日联合国“2020气候雄心峰会”上，进一步提出到2030年，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%左右的目标，为携手应对气候环境挑战提供了中国智慧、中国方案，充分展现了大国担当。
碳达峰、碳中和的目标与愿景对于能源电力低碳化转型提出了更高要求，面向2060年，我国能源电力在新形势下呈现出新的中长期发展路径。
在能源需求总量方面，终端能源需求有望于2025年前后达峰，一次能源需求将于“十五五”期间达峰。终端能源需求峰值有望控制在37亿吨标准煤左右，2035年、2050年和2060年分别达到34亿吨、28亿吨和24亿吨标准煤左右。一次能源需求峰值有望控制在57亿吨标准煤左右，2035年、2050年和2060年分别达到55亿吨、51亿吨和46亿吨标准煤左右；其中化石能源需求峰值约为43亿吨标准煤左右。
在能源利用效率方面，能效水平持续提升，单位GDP能耗水平有望于2040年以后达到世界先进水平，人均能源需求2030年前后达到峰值，约4吨标准煤左右。用能结构升级叠加节能潜力释放将推动能源利用效率持续提升，人均一次能源需求将保持低速增长，2050年下降至3.6吨标准煤，远低于同期美国和韩国的水平，略高于同期日本、法国和德国。2060年进一步下降至3.3吨标准煤。
在终端能源部门方面，各部门需求格局加速演变，建筑和交通部门相继成为终端用能增长的主要动力。我国能源需求增长结构逐渐向均衡化演变，工业、建筑、交通部门用能占比到2035年分别为43%、32%和23%，2060年达到34%、36%和29%。其中，工业部门用能正处于高位徘徊阶段，即将进入快速下降期；建筑部门用能在2040年前缓慢持续增长，成为推动终端能源需求增长的主要动力；交通部门用能在2035年前快速增长，是终端能源需求增长的重要引擎。
在终端能源品种结构方面，电气化水平持续提升，电能占终端用能的比重有望在2050年和2060年分别达到约60%和70%，工业部门电气化率稳步提升，建筑部门电气化率最高，交通部门电气化率提升最快。终端用能结构中，电能逐步成为最主要的能源消费品种，2025年后电力将取代煤炭在终端能源消费中的主导地位。电能占终端能源消费比重2025年、2035年、2050年、2060年有望分别达到约32%、45%、60%、70%。分部门来看，工业部门电气化率稳步提升，2060年电气化率从2020年的26%提升至2060年的69%；建筑部门电气化水平最高、提升潜力最大，2060年电气化水平提升至80%；交通部门电气化水平提升最快，将从2020年的3%提升到2060年的53%。
在一次能源结构方面，非化石能源占比将在2040年左右超过50%，成为我国能源供应的主体，2060年非化石能源占一次能源比重有望达到约80%。一次能源低碳化转型明显，非化石能源占一次能源消费比重2025年、2035年、2050年、2060年分别有望达到约22%、40%、69%、81%。2035年前后非化石能源总规模超过煤炭。风能、太阳能发展快速，在2030年以后成为主要的非化石能源品种，2050年占一次能源需求总量比重分别为26%和17%，2060年进一步提升至31%和21%。
在能源对外依存度方面，我国油气对外依存度先升后降，中长期来看能源安全问题逐步好转，我国能源整体对外依存度将长期保持20%以下。我国石油和天然气对外依存度近中期将在高位徘徊，对外依存度分别在2025年和2035年之后显著下降，2050年分别达到53%和31%，2060年分别降低至42%和21%。
在电力需求方面，全社会用电量仍有较大增长空间，2035年后进入饱和增长阶段，2050年有望增长至14万亿千瓦时左右。我国电力需求将持续增长，增速逐步放缓，2025年、2035年、2050年、2060年分别达到约9.8万亿千瓦时、12.4万亿千瓦时、13.9万亿千瓦时、13.3万亿千瓦时。2050年后我国人均用电量将达到10000千瓦时左右，介于当前日本、德国等高能效国家水平与美国、加拿大等高能耗国家水平之间。
在电源发展方面，电源装机总量2025年、2035年、2050年将分别达到30亿千瓦、40亿千瓦、50亿千瓦以上。各类电源发展呈现出“风光领跑、多源协调”态势。我国电源装机规模将保持平稳较快增长，2025年、2035年、2050年、2060年分别达到约31亿千瓦、47亿千瓦、55亿千瓦、57亿千瓦左右。陆上风电、光伏发电将是我国发展最快的电源类型，2060年两者装机容量占比之和达到约60%，发电量占比之和达到约45%。为应对新能源大规模发展带来的电力、电量平衡与系统安全稳定运行问题，仍需各类常规电源发挥重要作用。煤电装机容量将在“十五五”期间达峰，峰值约为12亿~13亿千瓦，未来宜通过延寿，确保其长期在电力系统中发挥电力平衡、调节支撑和电量调剂功能，对我国保障电力供应安全起到托底保障作用。气电、核电、水电等常规电源仍将保持增长态势，发展空间受限于经济性、站址、资源条件等因素。
在电网发展方面，电网大范围资源配置能力持续提升，2035年、2060年跨区输电容量将达4亿千瓦、5亿千瓦以上，全国互联电网的重要性愈加凸显。我国跨区输电通道容量仍有较大增长空间，2035年区域电网间互联容量将由当前的1.5亿千瓦增长至约4亿千瓦，此后增速放缓。西北地区、西南地区为主要送端，华东地区、华中地区和华北东部地区为主要受端，资源富集区外送规模呈逐步扩大趋势，尤其是在2035年之前将保持快速发展。电网作为大范围、高效率配置能源资源的基础平台，重要性愈加凸显，将在资源配置与调节互济方面发挥关键作用。
在系统新技术方面，需求响应与新型储能迎来发展机遇期，2060年规模分别有望达到3亿~4亿千瓦、4亿~5亿千瓦，两者容量之和超过最大负荷的30%。随着能源互联网逐步建成，需求侧资源将在我国电力系统中发挥重要作用。预计2060年我国需求响应规模有望达到3.6亿千瓦左右。新型储能在2030年之后迎来快速增长，2060年装机将达4.2亿千瓦左右。两者将成为未来电力系统重要的灵活性资源，保障新能源消纳和系统安全稳定运行。
从能源碳排放演化趋势来看，能源消费产生的二氧化碳排放于2025年前后达峰，2035年后进入快速下降通道，单位GDP二氧化碳排放量下降目标有望超额实现。能源消费产生二氧化碳排放量增长趋缓，有望在“十五五”前期达到峰值，峰值控制在105亿吨以下，此后呈现稳中有降态势，2060年能源消费产生碳排放约6亿吨，低于届时碳吸收能力（10亿~20亿吨），同时为非能源消费碳排放等其他排放源留出了一定空间。从碳排放强度来看，2030年单位GDP二氧化碳排放强度比2005年下降75%以上，下降幅度能够超额完成既定目标。
从部门贡献来看，电力部门为能源碳减排作出显著贡献，近期以替代方式助力终端用能部门减排，远期以加速减排推动能源碳排放大幅降低。电气化水平提升伴随着更多碳排放从终端用能部门转移到电力部门，支撑实现了终端用能碳排放的大幅降低。随着清洁能源发电量占比逐渐提升，电力部门碳排放总量在“十五五”前期达峰，峰值水平不超过45亿吨。考虑叠加碳捕集、利用与封存（CCUS）作用，2035年之后电力系统碳排放快速下降，2060年基本实现净零排放，有力推动了能源消费产生碳排放的大幅下降。