如何破解新旧能源交替之困？

处于落实双碳目标关键窗口期的中国正在重塑极为庞大复杂的能源系统。

这项任务的艰巨性在于，随着工业化城镇化深入推进，中国的能源需求将不可避免继续增长，须在巨大的增量和存量中完成从“化石能源占主导”向“清洁能源唱主角”的转变。历史上，每一种新的能源渗透进能源市场并达到可观的比重，需要花上五十年以上。中国的能源变革目标和决心史无前例：2020年，中国能源结构中非化石能源消费比重约为16%，到2060年，这一比例将达到80%以上。届时，90%的电力将来自清洁能源。

由于可再生能源发电天生存在波动性，新旧能源的衔接、尤其是越来越高比例的可再生能源并网正给能源安全带来新挑战。如何在确保能源安全的前提下稳步实现降碳目标？这倚赖于不同能源品种和技术的融合与互补。GE近日发布的《GE中国能源转型白皮书》认为，能源转型需循序渐进，全盘考量，兼顾资源禀赋、能源安全和长期减排等多重因素。转型无法一蹴而就，技术创新，既是破解能源转型困境的钥匙，也是能源转型的关键驱动力(4.460, -0.01, -0.22%)。

 “中国的高煤能源结构、城镇化发展及较短的转型周期，使得能源转型这一任务必须兼顾经济性和稳定性。”GE全球副总裁、GE中国总裁向伟明表示，在全球，GE致力于破解能源转型的“三难困局”，即能源的可及性、可靠性和可持续性；在中国，GE着眼于实现供能稳定性和消费经济性的平衡，不断为中国引进、研制最合适的能源解决方案。

长期以来，绿色技术创新贯穿于GE的各个业务领域。2020年，GE提出“3050可持续发展目标”，与中国实现低碳发展的目标高度一致。借助全球领先的风电技术和天然气发电技术，将新能源与气电、抽水蓄能等调节电源互补发展，同时加速探索更可持续的未来航空，GE正在全方位助力中国的低碳新图景。

灵活性电源，新型电力系统的“关键拼图”

相较于煤电，清洁低碳是天然气发电的天然优势。从度电二氧化碳排放水平看，燃气电厂较燃煤电厂减排50%-60%。但在新型电力系统中，气电的角色远不止于此。

随着新能源快速扩容，电力系统的物理形态、技术基础、运行机理正在发生根本性的变化。波动性、随机性和间歇性特征明显的风电、光伏发电在电网中的比重越高，电网对于灵活性电源的需求就越迫切。只有配备充足的灵活性电源，才能“抚平”“任性”的可再生能源，从而维持电网安全稳定。

国际能源署2021年5月的一项研究表明，随着可再生能源或者非化石能源比例增加，全球能源系统要实现净零排放，目前电力系统的灵活性需要提高4倍，才能支撑未来系统的稳定、可靠、灵活供应。

尽管中国新能源(4.540, -0.02, -0.44%)规模和增速位居世界第一，但国内电力系统的灵活性电源却长期不足，两者间的矛盾日益凸显。在储能技术突破经济性掣肘、实现大规模商业化应用之前，燃气发电、抽水蓄能是主要的灵活性电源选项。《白皮书》援引的数据显示，当前中国燃气发电和抽水蓄能在电力系统中占比仅约为6%左右，而美国、德国、法国、日本、意大利等发达国家燃气发电和抽水蓄能在电力系统中占比均超过10%，中国与发达国家相比，灵活、高效、清洁的调节电源占比仍有较大差距。

气电不仅将承担煤电有序退出过程中的清洁替代作用，它还具备与高比例可再生能源相匹配、确保电网稳定运行的优质调峰调频性能。《白皮书》认为，推动能源绿色低碳转型，在工业、建筑、交通、电力等多领域有序扩大天然气利用规模，以及充分发挥燃气发电效率高、运行灵活、启停速度快、建设周期短、占地面积少等特点，将气电调峰作为构建以新能源为主体的新型电力系统的重要组成部分，是助力能源碳达峰，构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要实现途径之一。

经过多年技术创新和机型更迭，GE当前最先进的9HA燃机与同级别燃机相较，在灵活性、运行效率、经济绩效、环境绩效等方面的表现可圈可点，其优异的调峰能力和启停快等优势能很好地与风电、太阳能(6.630, -0.19, -2.79%)等可再生能源形成互补，有效对冲可再生能源不稳定造成的电网波动，起到电网稳定器和电源支点的作用，因此也得以在全球各区域市场得到广泛认可。

在国际能源价格剧烈波动的眼下，气电的燃料成本显著上升。在此情形下，如何提高气电的经济性，以更大程度地发挥其清洁性和优质调峰来源的作用？

对此，GE燃气发电中国区总经理许欣认为，可以通过“开源节流”来缓冲气价上涨的影响。所谓开源，是指通过技术改造进一步加强气电作为灵活性电源的特性，帮助燃气电厂在电力辅助服务中获得更高的收益。节流，指的是通过技术创新提高机组效率，从而减轻燃料成本压力。

据《白皮书》，国内首个GE 9HA.01燃气电厂——中国天津华电军粮城电厂自投运以来，电厂运行稳定，联合循环效率达到63.36%，为目前国内投运的HA级燃机机组中效率最高，年减排二氧化碳达180万吨。

GE 9HA燃机

作为当前技术最成熟、经济性最优、最具备大规模开发条件的灵活调节电源，抽水蓄能同样将为保障电力系统安全稳定运行提供重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障。

从技术原理上而言，抽水蓄能电站就像一个用水做成的“大型蓄电池”，在电网负荷低谷时将电能转化为水的势能储存起来，负荷高峰时再将水能转化为电能。从停机状态到满负荷运行，抽蓄电站仅需几十秒至数分钟。

GE携手三峡集团打造乌东德精品水电项目

中国抽水蓄能产业的黄金发展期已经到来。国家能源局去年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，国内已投产抽水蓄能电站总规模3249万千瓦（注：1GW=100万千瓦），到2025年，抽水蓄能投产规模将达到6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模将达到1.2亿千瓦左右。这意味着，中国抽水蓄能装机将在10年内增长近三倍。

作为世界水电领域的领军企业，GE在过去的50年中持续生产抽水蓄能式水轮发电机组，迄今已经生产了139套抽水蓄能式水轮发电机组，总出力达22,000MW，广泛适用于各种抽水蓄能式水电站。

GE水电中国典型案例：安徽金寨电站（抽蓄）

GE水电中国区副总经理徐爱军介绍称，通过持续创新，近年来GE又开发了变转速的抽水蓄能机组，能够更加有效地利用有限的水力资源，具有更高的效率、灵活性和电网平衡能力。首个变速项目机组已于2018年在瑞士投运。依托全球经验和本土化生产，GE将在中国抽水蓄能领域把握新的市场机遇。

技术创新为迈向零碳未来铺平道路

在新旧交替的能源革命进程中，风电特别是海上风电已成为推进能源转型的重要路径。

公开资料显示，我国拥有长度约1.8万公里的大陆海岸线，海上风能资源丰富，适合大规模开发建设海上风电场。截至2021年底，我国海上风电装机规模跃居世界第一。沿海省份经济发达，但总耗能约占全国的一半且用能仍以化石能源为主，碳减排压力大，海上风电成为其调整能源结构的主要抓手之一。

据《白皮书》统计，2021年和2022年初，全国各沿海地区海上风电规划及支持政策陆续出台，其中广东、山东、浙江、海南、江苏、广西等地区已初步明确其海上风电发展目标。“十四五”期间，全国海上风电规划总装机量超100GW，伴随着海上风机价格不断下探及施工成本逐步降低，海上风电在“十四五”阶段将迎来爆发式增长。

颇为典型的是，经济及用电大省广东制定了宏伟的海上风电发展计划，以持续开发丰富的海上风电资源。根据《广东省海上风电发展规划(2017-2030)》，广东计划到2030年底建成投产海上风电装机容量约3000万千瓦，形成整机制造、关键零部件生产、海工施工及相关服务业协调发展的海上风电产业体系，将海上风电产业打造成省内具备国际竞争力的优势产业之一。

广东海上风电发展规划同时指出，经济性是制约海上风电的重要因素，与传统化石能源以及目前技术成熟的光伏、水电相比，海上风电的成本仍较高；此外，海上风电对设备和施工技术要求高，机组需要具备抗台风、防盐雾腐蚀等海洋环境挑战；且选址和建设受海域等客观因素影响，程序相对复杂，前期工作需时较长。

针对一系列挑战，企业的技术创新必不可少。

2019年，GE在广东省揭阳市投资了在华的首个海上风电总装基地，该基地同时也是GE全球第二条具备生产其迄今功率最大海上风电机组Haliade-X的产线。今年3月，首批本地组装生产的Haliade-X 13MW海上风电机组从揭阳起运，供货英国Dogger Bank海上风电场。2020年，GE在广州的海上风电运营和开发中心投入使用，该中心与总装基地构成立足广东、辐射亚太的区域性海上风电生态圈的重要支点，将助力区域的能源结构优化以及产业链的转型升级。

位于广东省揭阳市的GE海上风电机组总装基地

《白皮书》指出，大型化、轻量化、智能化是海上风电机组技术发展的大趋势，也是实现集约化用海、降低初始投资和后期运维成本的客观需求。

目前GE在广东生产组装的Haliade-X海上风电机组，最大额定功率可达14MW，按照IEC-IB风速等级设计，能承受70m/s的极限风速。其12MW和13MW机组拥有权威独立认证机构挪威船级社DNV颁发的T级(台风级)认证，可在全生命周期内有效地抵御台风等极端风力情况，保持安全、高效、稳定的运营，且即使在中低风速下，也可比行业内对标风机实现更高的满发小时数。

GE Haliade-X14MW海上风电机组

GE海上风电中国区总经理林启表示，目前，海上风电正在向中远海域进发，海上施工及风机吊装等成本成为风场建设主要支出。GE Haliade-X机组可以显著降低单位千瓦的前期投入，为海上风电迎接新的机遇和解决新的挑战提供了很好的技术平台。

《白皮书》显示，GE目前还在与海洋工程公司Glosten合作，探索浮式海上风电机组的应用前景，并着眼于提升海上风电场能源传输的效率和稳定性。

国际能源署在2021年9月发布的《中国能源体系碳中和路线图》中估算，中国二氧化碳的主要来源是电力行业（48%）、工业（36%）、交通（8%）和建筑（5%）。除电力外，交通也是不容忽视的主要碳排放部门。《白皮书》指出，未来一段时间内，满足便捷和低碳的交通系统建设将是衡量航空、铁路、公路建设是否符合经济社会发展的唯一标尺。

GE全球副总裁、GE中国总裁向伟明介绍说，在航空领域，GE及其合资公司长期携手合作伙伴在涵盖飞机发动机架构、空气动力学、材料科学和燃料等领域进行研发创新，持续降低飞机的油耗和碳排放。在窄体机方面，由GE与赛峰集团的平股合资公司CFM国际生产，用于C919的LEAP-1C发动机、用于A320neo的LEAP-1A发动机等，其现在的油耗和二氧化碳排放较上世纪七八十年代的发动机累计减少了40%。在宽体机方面，GE航空研发的用于波音787的GEnx发动机与上世纪七十年代的CF6发动机相比，已经实现了40%的燃油效率提升。

以LEAP-1C发动机作为唯一西方动力装置的中国商飞C919国产干线客机

为进一步助力航空业节能减排，作为航空发动机制造商的GE正在研发包括混合电力飞行、氢燃料发动机、100%应用可持续航空燃料等新的减碳技术，有望将燃油效率进一步提高，从而减少等量的碳排放。去年，GE和CFM国际启动“RISE可持续发动机先进技术验证项目”，有望较目前广泛应用的LEAP发动机减少20%以上的油耗和碳排放，实现和可持续航空燃油及氢等替代能源的100%兼容。

CFM RISE发动机技术验证项目– 开放式风扇

去年12月，美联航使用LEAP-1B发动机执行了全球首个采用100%可持续航空燃料的客运航班。向伟明表示，随着技术不断改进，若可持续航空燃料的成本进一步降低，达到能够与石油或目前的航空煤油相持平，甚至稍高一点，这项技术就有望快速大面积推广。“几乎所有GE的发动机都可以采用可持续航空燃料，技术上已经不成问题。”

GE9X发动机

由于能量密度高、来源多样、终端零排、用途广泛等多重优势，氢能被广泛认为是一种终极能源。GE正在多条氢能利用技术路线上持续加大创新力度。

《白皮书》称，目前，GE的HA燃气轮机已经可以达到50%掺氢燃烧，中国的首座天然气-氢气双燃料9HA电厂将于2023年落地广东能源集团旗下惠州大亚湾石化区综合能源站。该电站两台机组将使用GE及哈电合资公司制造的9HA.01重型燃气轮机，实现10%的氢气掺混比例与天然气混合燃烧。GE还制定了技术路线图，计划在2030年前将HA级燃气轮机的燃氢能力提高到100%。

GE燃气发电中国区总经理许欣表示，随着可再生能源成本继续下降，具有价格竞争力的“绿氢时代”将随之到来。在达到100%燃氢后，不仅可以解决能源安全问题，提高电网的可靠性，同时还能进一步提高可再生能源利用率。

在航空领域，GE已经开始研发以氢燃料为动力的发动机，以减轻飞行中的碳排放量。今年2月，GE与赛峰集团的合资公司CFM国际，与空客宣布合作开展一项氢示范项目，对氢燃料发动机进行地面和飞行测试，从而为2035年前投入使用零排放飞机奠定基础。这是继前述RISE项目、NASA混合电力项目以来，GE在过去一年中宣布的又一项革命性减排技术项目。

向伟明表示，“未来，GE将继续通过推进低碳运营、投资创新研发、产业链合作等方式，集合全球智慧和经验，携手本地合作伙伴，助力中国实现电力、工业和交通等高碳排放产业的低碳转型，驱动更可持续的未来。”