本文優先出版于中(zhōng)國工(gōng)程院院刊《中(zhōng)國工(gōng)程科學》2021年第6期

作者：舒印彪，張麗英，張運洲，王耀華，魯剛 ，元博 ，夏鵬

來源：我(wǒ)國電力碳達峰、碳中(zhōng)和路徑研究[J].中(zhōng)國工(gōng)程科學,2021,23(6).

電力是能源轉型的中(zhōng)心環節、碳減排的關鍵領域，電力低碳轉型對實現碳達峰、碳中(zhōng)和目标具有全局性意義。當前，我(wǒ)國推進能源轉型、實現碳中(zhōng)和願景，需要加快構建以新能源爲主體(tǐ)的新型電力系統。

近日，中(zhōng)國工(gōng)程院院刊《中(zhōng)國工(gōng)程科學》優先出版了來自中(zhōng)國工(gōng)程院舒印彪院士科研團隊的《我(wǒ)國電力碳達峰、碳中(zhōng)和路徑研究》一(yī)文。文章在電力碳預算評估的基礎上，構建了深度低碳、零碳、負碳三類電力轉型情景，研判電力需求等關鍵邊界條件，構建路徑規劃優化模型；确定了不同情景下(xià)包含電源結構、電力碳排放(fàng)、電力供應成本在内的電力低碳轉型路徑；探讨并剖析了煤電發展定位、新能源發展利用、清潔能源多元化供應、電力平衡等實現電力系統低碳轉型亟待解決的重大(dà)問題。文章建議，加強頂層設計，穩妥規劃轉型節奏，保障電力供應安全；加強綠色低碳重大(dà)科技攻關，統籌電力全鏈條技術與産業布局；優化完善利益平衡統籌兼顧的市場機制，加快建設綠色金融政策保障體(tǐ)系。通過政策、技術、機制協同，推動中(zhōng)長期我(wǒ)國電力低碳轉型的高質量發展。

一(yī)、前言

進入21 世紀以來，與全球氣候變化密切相關的極端天氣、自然災害頻(pín)發，世界各國紛紛制定碳中(zhōng)性、碳中(zhōng)和氣候目标，加速能源清潔低碳轉型、積極應對氣候變化成爲全球共同性議題。我(wǒ)國積極宣示并推動碳達峰、碳中(zhōng)和目标的實施，既是踐行人類命運共同體(tǐ)的重大(dà)實踐，也體(tǐ)現了推動世界綠色低碳轉型的決心與擔當。在我(wǒ)國，能源活動是CO₂ 的主要排放(fàng)源，相應排放(fàng)量約占全社會CO₂ 排放(fàng)量的87%、全部溫室氣體(tǐ)排放(fàng)量的73%；其中(zhōng)電力部門是重要的碳排放(fàng)部門（約占能源碳排放(fàng)的40%），相應排放(fàng)量約爲4×10⁹ t。未來，通過電能替代煤炭、石油、天然氣等化石能源的直接使用，提高終端能源消費(fèi)的電氣化水平，可顯著減少終端用能部門的直接碳排放(fàng)。電力是能源轉型的中(zhōng)心環節、碳減排的關鍵領域，電力部門将承擔更大(dà)的減排責任，應加快構建以新能源爲主體(tǐ)的新型電力系統，推動能源電力低碳轉型發展，爲實現我(wǒ)國碳中(zhōng)和目标作出重要貢獻。

能源電力低碳轉型對于實現碳達峰、碳中(zhōng)和目标至關重要。目前國内外(wài)研究機構在世界能源低碳轉型路徑研究方面取得了豐富成果，如國際能源署（IEA）、國際可再生(shēng)能源署（IRENA）等機構按年度發布世界能源發展展望報告，開(kāi)發了一(yī)批綜合能源經濟模型（ 代表性的有MARKEL-MACRO 模型、TIMES 模型、C-REM 模型），爲碳中(zhōng)和目标下(xià)全社會、各行業脫碳轉型路徑研究提供了方向引導與工(gōng)具支撐；國内高校、科研院所通過設置政策情景、強化減排情景、2 ℃和1.5 ℃情景等假設，對碳達峰、碳中(zhōng)和目标下(xià)我(wǒ)國能源電力轉型路徑開(kāi)展了多情景分(fēn)析并獲得諸多研究成果。需要注意到，相較主要發達國家在自然達峰後的漫長減排路徑，我(wǒ)國的碳排放(fàng)峰值、平台期、轉型路徑将完全不同，電力低碳轉型必然面臨包括規劃、政策、技術、産業、經濟性在内的全方位挑戰。統籌協調電力行業與全社會其他行業的減排責任和進程，考慮新型儲能、CCUS（碳捕集、利用與封存）、氫能等關鍵新技術對電力低碳轉型路徑的影響，合理确定煤電發展定位、科學發展利用新能源、破解電力平衡挑戰等重大(dà)問題，都可歸納爲在多重不确定的内外(wài)部環境下(xià)多目标權衡與統籌優化事件，需要兼顧安全、經濟、清潔等多個方向開(kāi)展系統深入的研究。

針對于此，本文以我(wǒ)國電力行業未來承擔的碳減排實物(wù)量爲主約束，根據經濟發展、能源電力需求、資(zī)源環境等關鍵邊界條件，合理計及約束差異，構建深度低碳、零碳、負碳3類電力低碳轉型情景；對比分(fēn)析不同情景下(xià)電源結構布局、電力碳減排、電力供應成本等優化結果，辨識路徑實施亟待解決的關鍵問題，以期爲碳達峰、碳中(zhōng)和目标下(xià)電力轉型及中(zhōng)長期發展研究提供基礎參考。

二、碳達峰、碳中(zhōng)和目标下(xià)電力轉型路徑的多情景分(fēn)析方法

（一(yī)）研究模型與方法

本文采用定量和定性相結合的方式開(kāi)展具體(tǐ)研究。

①評估電力系統碳預算。以碳達峰、碳中(zhōng)和目标實現爲約束，從經濟社會發展的全局出發，綜合考慮國際碳減排現狀、不同行業發展趨勢和碳減排難度，研判2020—2060 年我(wǒ)國電力碳排放(fàng)總預算。

②設置轉型情景和關鍵邊界條件。考慮電力系統碳減排責任、關鍵舉措實施力度的差異性，結合國民經濟增長、能源電力需求、宏觀政策目标、能源資(zī)源潛力、技術經濟性等關鍵邊界條件及其參數，設計電力系統深度低碳、零碳、負碳3 類轉型發展情景。

③電力碳減排轉型路徑優化（見圖1）。針對設計的3 類發展情景，采用碳達峰、碳中(zhōng)和電力規劃軟件包GESP-V 來優化獲得電源結構轉型路徑、電力系統碳減排路徑、電力供應成本等。GESP-V 由國網能源研究院有限公司自主開(kāi)發，以包含新能源在内的多區域電力規劃模型爲核心，可反映電力電量平衡、碳排放(fàng)約束、碳捕集改造、電制氫等減碳與新能源利用等關鍵技術的影響；集成電源規劃、生(shēng)産模拟、政策分(fēn)析等系統工(gōng)具，可針對各類情景下(xià)的能源電力發展路徑、電源發展規模布局、電力流向規模、傳統電源CCUS 改造後的捕集規模、電力碳減排路徑等開(kāi)展優化分(fēn)析。

④關鍵問題分(fēn)析與應對策略建議（見圖2）。基于各發展情景下(xià)路徑優化結果的對比，探讨煤電發展定位、新能源發展利用、清潔能源多元化供應、電力平衡等關鍵問題，研究提出低碳轉型所需的技術、經濟、産業、政策等建議。

圖1 碳達峰、碳中(zhōng)和目标下(xià)電力發展路徑優化模型

注：UHVDC 表示特高壓直流輸電；UHVAC 表示特高壓交流輸電。

圖2 碳達峰、碳中(zhōng)和目标下(xià)電力低碳轉型研究思路

（二）電力碳預算

碳預算指在特定時期中(zhōng)将全球地表溫度控制在給定範圍内所對應的累積CO₂ 排放(fàng)量上限。研究表明，全球最大(dà)溫升與累積CO₂ 排放(fàng)量約爲線性比例關系，CCR 指數可以衡量這種近似線性關系。

式中(zhōng)，ΔT 是一(yī)段時間内的全球溫升，E_T 爲這段時間内累積的CO₂ 排放(fàng)量。CCR 指數值通常爲1.0~2.1℃ /（10¹² t CO₂）。

聯合國政府間氣候變化專門委員(yuán)會（IPCC）測算，全球溫升控制在2 ℃以内的剩餘碳預算爲1.2×10¹² ~1.5×10¹² t CO₂，全球溫升控制在1.5℃以内的剩餘碳預算爲4.2×10¹¹~5.8×10¹¹ t CO₂。爲了實現國際間全球碳預算的合理分(fēn)配，各國研究機構積極探索碳排放(fàng)限額分(fēn)配方法，雖然尚未形成統一(yī)的碳排放(fàng)權分(fēn)配方案，但基本形成以人均碳排放(fàng)、累計人均碳排放(fàng)爲基礎的兩類典型分(fēn)配思路。在我(wǒ)國，爲了将全國碳預算分(fēn)解至各行業，還需考慮全社會各行業的碳排放(fàng)現狀、碳減排難度、碳減排潛力、技術經濟性差異。本研究基于全球剩餘碳預算，綜合考慮國際間碳排放(fàng)方案、國内行業間碳排放(fàng)現狀及減排能力差異，預測2020—2060 年我(wǒ)國電力系統碳排放(fàng)預算爲7.8×10¹⁰~1.3×10¹¹ t CO₂。

（三）發展情景與關鍵邊界條件

以2060 年爲目标年，考慮電力系統不同的碳減排責任、減排關鍵舉措的不同實施力度，設計了電力系統深度低碳、零碳、負碳3 類轉型發展情景（見表1），剖析實現碳中(zhōng)和不同路徑下(xià)存在的重要問題，推演各種發展路徑的可行性及面臨挑戰。

表1 電力低碳轉型的主要情景

1. 電力需求預測結果

綜合考慮經濟增長、産業結構調整、節能節電、電能替代、電制氫等影響因素，未來我(wǒ)國電力需求的增長空間還很大(dà)（見圖3）：2030 年全社會用電量約爲1.18×10¹³ kW·h，2040—2045 年電力需求增長趨于飽和（年均增速低于1%），2060 年全社會用電量約爲1.57×10¹³ kW·h；遠期可再生(shēng)能源制氫電量占比持續提升，2060 年約爲1.7×10¹² kW·h。

圖3 2020—2060 年全社會用電量預測結果

2. 其他關鍵邊界條件

電力低碳轉型路徑優化除了受電力需求影響以外(wài)，還受到經濟發展目标、能源需求、非化石能源結構占比、非化石能源開(kāi)發潛力及目标、碳減排關鍵目标、電力碳預算等關鍵邊界條件約束（見表2）。

表2 電力低碳轉型優化的其他關鍵邊界條件

三、電力系統低碳轉型路徑

針對碳達峰、碳中(zhōng)和目标下(xià)電力系統低碳轉型的路徑優化問題，本研究以2020—2060 年電力供應成本最低爲優化目标，以各類電源裝機、發電量、CCUS 改造規模等爲優化變量，兼顧電力電量平衡、碳預算、可再生(shēng)能源發電資(zī)源等約束條件，建立了電力系統多情景優化規劃模型，優化得到不同情景下(xià)電力系統碳減排路徑、電力供應成本變化情況。

（一(yī)）電源結構轉型路徑

電源轉型路徑整體(tǐ)呈現出了電源結構不斷清潔化發展的态勢，非化石能源裝機和發電量占比穩步提升，逐步演變爲以新能源爲主體(tǐ)的新型電力系統。

對于零碳情景，①在電源裝機結構方面（見圖4），2030 年電力系統總裝機達到4×10⁹ kW，非化石能源裝機占比從2020 年的46% 提高至64%；2060 年總裝機達到7.1×10⁹ kW，非化石能源裝機占比提升至89%；

②在發電量結構方面（見圖5），2030 年電力系統總發電量達到1.18×10¹³ kW·h，非化石能源發電量占比從2020 年的36% 提升至51%；2060 年電力系統總發電量達到1.57×10¹³ kW·h，非化石能源發電量占比提升至92%，煤電電量占比降至4%。對于深度低碳、負碳情景，2060 年非化石能源裝機占比分(fēn)别爲85%、92%，2060 年非化石能源發電量占比分(fēn)别爲88%、94%。

圖4 零碳情景下(xià)2020—2060 年電源裝機結構

圖5 零碳情景下(xià)2020—2060 年發電量結構

（二）電力系統碳減排路徑

電力碳減排路徑主要分(fēn)爲碳達峰、深度低碳、碳中(zhōng)和3 個階段，各階段的電力碳減排演化路徑特征表述如下(xià)。

在碳達峰階段，對于零碳情景，2028 年前後電力系統碳排放(fàng)達峰，峰值約爲4.4×10⁹ t CO₂（不含供熱碳排放(fàng)），約占能源燃燒CO₂ 峰值的49%，其中(zhōng)煤電排放(fàng)約4×10⁹ t CO₂、氣電排放(fàng)約4×10⁸ t CO₂。電力行業要承擔其他行業電氣化帶來的碳排放(fàng)轉移，同時碳達峰階段的新增電力需求難以完全由非化石能源發電滿足，兩方面因素共同導緻電力碳排放(fàng)達峰可能滞後于其他行業，但整體(tǐ)上有利于全社會碳排放(fàng)的提前達峰。對于負碳情景，電力系統将承擔更多的碳減排責任，預計2025 年前後碳排放(fàng)達峰，較零碳低峰值情景提前2~3 a；相應碳排放(fàng)峰值降低至4.1×10⁹ t CO₂。對于深度低碳情景，預計“十五五”時期末段電力碳排放(fàng)達峰，相應峰值約提高至4.7×10⁹ t CO₂。

在深度低碳階段，電力排放(fàng)達峰後進入短暫平台期（2~3 a），之後碳減排速度整體(tǐ)呈先慢(màn)後快的下(xià)降趨勢。随着新能源、儲能技術經濟性進一(yī)步提高、新一(yī)代CCUS 技術商(shāng)業化應用規模擴大(dà)，電力系統将實現深度低碳。在零碳情景下(xià)，2050 年電力碳排放(fàng)降低到1×10⁹ t CO₂ 以下(xià)。

在碳中(zhōng)和階段，2060 年電力系統實現零碳（見圖6）。在零碳情景下(xià)，煤電、氣電碳排放(fàng)分(fēn)别爲5.3×10⁸ t CO₂、2.5×10⁸ t CO₂（不計CCUS 碳捕集量），煤電、氣電、生(shēng)物(wù)質發電的CCUS 碳捕集量分(fēn)别爲3.2×10⁸ t CO₂、1.2×10⁸ t CO₂、3.4×10⁸ t CO₂。

圖6 零碳情景下(xià)2020—2060 年電力碳排放(fàng)和吸收圖

（三）電力供應成本分(fēn)析

根據不同情景下(xià)電源裝機結構、發電量結構、火(huǒ)電機組CCUS 改造情況，統計得到電力系統低碳轉型路徑下(xià)、規劃周期内的投資(zī)成本、運行成本、碳排放(fàng)環境成本結構（見圖7）。不同碳減排路徑對低碳技術、非化石能源需求存在差異，電力轉型成本與承擔的減排量、實施的減排力度呈明顯的正相關關系。在零碳情景下(xià)，按4% 貼現率考慮，2020—2060 年全規劃周期電力供應成本貼現到2020 年約爲60 萬億元，其中(zhōng)新增投資(zī)在電力系統規劃費(fèi)用組成中(zhōng)的占比最大(dà)（約爲42%）。相對于零碳情景，負碳情景下(xià)的新能源并網比例迅速提高，對靈活資(zī)源、輸配電網、碳捕捉利用設備的投入也将大(dà)幅增加，電力供應成本提高約17%。深度低碳情景下(xià)的電力供應成本最低，較零碳情景降低約12%。

圖7 不同情景下(xià)的電力供應成本及構成

零碳情景下(xià)的不同碳減排路徑對比表明（見圖8）：在相同電力碳預算的情景下(xià)，先慢(màn)後快的“上凸曲線”減排路徑，其技術經濟評價相對更好；若電力碳減排路徑保持勻速的“下(xià)斜直線”或先快後慢(màn)的“下(xià)凹曲線”趨勢，将對新能源規模、脫碳技術應用提出更高要求，預計2020—2060 年電力成本需提高4%~8%。因此，碳達峰、碳中(zhōng)和路徑的制定，應統籌考慮經濟社會發展規律、關鍵技術發展成熟度等客觀因素，合理分(fēn)配不同曆史時期的碳減排責任，避免“搶跑式”“運動式”減碳，力求符合實際、切實可行。

圖8 零碳情景下(xià)不同碳減排路徑對比圖

測算數據表明，電力供應成本近中(zhōng)期波動上升，中(zhōng)遠期先進入平台期然後逐步下(xià)降。在零碳情景下(xià)，爲滿足新增的用電需求， 實現碳達峰、碳中(zhōng)和目标，各類電源尤其是新能源需高速發展，相應電力投資(zī)将保持在較高水平。新能源電量滲透率超過15% 後，系統成本到達快速增長的臨界點，測算的2025 年、2030 年系統成本分(fēn)别是2020 年的2.3 倍、3 倍；上述因素将推動供電成本波動上升，預計2020—2025 年、2025—2030 年、2030—2040 年電力供應成本投入分(fēn)别約14.5 萬億元、16.1 萬億元、33.0 萬億元（不考慮折現）；2045 年前後電力供應成本投入進入平台期，電力需求轉入低速增長階段，電力基礎設施新增投資(zī)較少，電力需求主要由上網邊際成本很低的新能源發電提供，系統運行成本進入平台期。

四、實現電力系統低碳轉型亟待解決的重大(dà)問題

在電力低碳轉型發展路徑下(xià)，以風能、光伏爲代表的新能源将成爲電力供應主體(tǐ)，給現有電力系統帶來戰略性、全局性變革。在供給側，新能源逐步成爲裝機和電量的主體(tǐ)；在用戶側，分(fēn)布式電源、多元負荷、儲能等發/ 用電一(yī)體(tǐ)的“産消者”大(dà)量湧現；在電網側，以大(dà)電網爲主導、多種電網形态相融并存的格局逐步形成。電力系統整體(tǐ)運行的機理必然出現深刻變化，爲了推動我(wǒ)國電力碳達峰、碳中(zhōng)和發展目标的實施落地，還需要重點關注以下(xià)四方面問題。

（一(yī)）科學确定煤電發展定位

煤電與非化石能源并非簡單的此消彼長，而應是協調互補的發展關系，解決好煤電發展問題是我(wǒ)國穩妥實現電力低碳轉型的關鍵。煤電由電量主體(tǐ)轉變爲容量主體(tǐ)，在爲新能源發展騰出電量空間的同時，提供靈活調節能力以确保能源供給安全。目前，我(wǒ)國煤電裝機容量約1.08×10⁹ kW，其中(zhōng)約9×10⁸ kW 的是高參數、大(dà)容量煤電機組；應合理利用這些優質存量資(zī)産，科學謀劃煤電退出路徑，協調好煤電與可再生(shēng)能源的發展節奏，防止煤電大(dà)規模過快退出而影響電力安全穩定供應。

綜合考慮，按照“增容控量”“控容減量”“減容減量”3 個階段來謀劃煤電發展路徑（ 見圖 9~11）。

①“增容控量”階段。“十四五”時期煤電發展難以“急刹車(chē)”，裝機容量仍需有一(yī)定的增長，在此基礎上要嚴控發電量增長；裝機容量峰值約爲1.25×10⁹ kW，發電量先于裝機2~3 a 達峰，峰值約爲5.1×10¹² kW·h；新增煤電主要發揮高峰電力平衡和應急保障作用并提供轉動慣量，保障電力系統安全穩定運行。

②“控容減量”階段。“十五五”時期煤電進入裝機峰值的平台期，發電量、耗煤量穩步下(xià)降，更多承擔系統調節、高峰電力平衡的功能；預計2030 年煤電發電量達到5×10¹² kW·h，較峰值降低1×10⁹ kW·h，煤電發電利用小(xiǎo)時數降低到4000 h以下(xià)；“十五五”時期煤電CCUS 改造進入示範應用、産業化培育的初期階段，2025 年、2030 年累計改造規模爲2×10⁶ kW、1×10⁷ kW，碳捕集規模爲8×10⁶ t/a、3.7×10⁷ t/a。

③“減容減量”階段。2030 年以後，煤電裝機和發電量穩步下(xià)降，一(yī)部分(fēn)逐步退出常規運行而作爲應急備用；遠期加裝CCUS 設備，逐步增加“近零脫碳機組”并形成碳循環經濟發展新模式；2060 年煤電裝機降至4×10⁸ kW，相應占比下(xià)降爲5.6%。

圖9 零碳情景下(xià)2020—2060 年各類型煤電裝機結構

圖10 零碳情景下(xià)2020—2060 年煤電發電量及利用小(xiǎo)時數

圖11 零碳情景下(xià)煤電CCUS 改造規模及碳捕集量

（二）拓展新能源發展模式和多元化利用

新能源将逐步演變爲主體(tǐ)電源，宜堅持集中(zhōng)式與分(fēn)布式開(kāi)發并舉，分(fēn)階段優化布局。我(wǒ)國新能源發電資(zī)源豐富，風能、光伏發電的技術經濟可開(kāi)發量分(fēn)别達到3.5×10⁹ kW、5×10⁹ kW，相關成本也因快速的技術進步、合理的市場競争而處于快速下(xià)降通道。我(wǒ)國新能源産業鏈相對完整，光伏組件、風力機整機的年産能分(fēn)别達到1.5×10⁸ kW、6×10⁷ kW，爲大(dà)規模、高強度、可持續開(kāi)發利用提供了堅實保障（見圖12,13）。

圖12 零碳情景下(xià)2020—2060 年風電發電裝機結構

圖13 零碳情景下(xià)2020—2060 年太陽能發電裝機結構

在風電方面，近期應因地制宜發展東部、中(zhōng)部地區的分(fēn)散式風電和海上風電，優先就地消納，同時穩步推進西部、北(běi)部地區的風電基地集約化開(kāi)發；遠期随着東部、中(zhōng)部地區的分(fēn)散式風電資(zī)源基本開(kāi)發完畢，風電開(kāi)發重心重回西部、北(běi)部地區，同時海上風電逐步向遠海拓展，預計2060 年風電裝機容量爲2×10⁹ kW（含海上風電的5×10⁸ kW）。在太陽能方面，近期仍以光伏發電爲主導，優先發展東部、中(zhōng)部地區的分(fēn)布式光伏，西部、北(běi)部地區則推動建設集中(zhōng)式太陽能發電基地；中(zhōng)遠期，包括光熱發電在内的太陽能發電基地建設将在西北(běi)地區及其他有條件的區域持續擴大(dà)規模，預計2060 年太陽能裝機容量爲2.6×10⁹ kW（ 含光熱發電的2.5×10⁸ kW）。

着眼中(zhōng)遠期發展，單純依靠電力系統難以充分(fēn)實現新能源利用，因而跨系統發展循環碳經濟是新能源多元化利用的重要方式。宜積極運用綠電制氫、氣、熱等電力多元化轉換（Power-to-X）和跨能源系統利用方式，與火(huǒ)電CCUS 捕獲的CO₂ 結合來制取甲醇、甲烷等（應用于工(gōng)業原料領域），全面擴大(dà)碳循環經濟規模。

（三）構建多元化清潔能源供應體(tǐ)系

未來各類型清潔電源的發展定位是電力低碳轉型的焦點問題。單純依賴新能源增長并不科學，需要在統籌平衡、功能互補的前提下(xià)，明确各類型電源發展定位，注重能源綠色低碳轉型與靈活性調節資(zī)源補短闆并重，實現“水核風光儲”等各類電源協同發展。

一(yī)是積極推進水電開(kāi)發，安全有序發展核電。2030 年以前加快開(kāi)發西南(nán)地區的優質水電站址資(zī)源，而2030 年後重點推進西藏自治區的水電開(kāi)發；2030 年水電總裝機容量爲4×10⁸ kW 以上，年發電量約爲1.6×10¹² kW·h，開(kāi)發率（不含西藏水電）超過80%；2040 年水電基本開(kāi)發完畢，2060 年裝機容量保持在5×10⁸ kW 以上。在确保安全的前提下(xià)有序發展核電，2030 年前年均開(kāi)工(gōng)6~8 台機組，2030 年核電裝機容量約爲1.2×10⁸ kW；随沿海站址資(zī)源開(kāi)發完畢，2030 年後适時啓動内陸核電建設，2060 年裝機容量增長至在4×10⁸ kW 左右。

二是适度發展氣電，增強電力系統的靈活性并實現電力多元化供應。氣電的度電排放(fàng)約爲煤電的50% 且靈活調節性能優異，适度發展是保障電力安全穩定供應的現實選擇；氣電定位以調峰爲主，預計2030 年、2060 年裝機容量分(fēn)别爲2.2×10⁸ kW、4×10⁸ kW。未來仍需重視天然氣對外(wài)依存度、發電成本、技術類型等問題，積極探索天然氣摻氫、氫氣和CO₂ 制取天然氣等碳循環模式作爲補充氣源。

三是合理統籌抽水蓄能和新型儲能發展。近中(zhōng)期，在站址資(zī)源滿足要求的條件下(xià)，應優先開(kāi)發抽水蓄能以保證電力平衡并提供系統慣量；中(zhōng)遠期需進一(yī)步挖掘優質站址資(zī)源，預計2060 年抽水蓄能裝機容量達到4×10⁸ kW。爲滿足電力平衡、新能源消納等需求，中(zhōng)遠期新型儲能将取得快速發展，預計2060 年裝機容量達到2×10⁸ kW。

（四）務實解決電力平衡與供應保障問題

電力平衡是電力低碳轉型亟需面對的重大(dà)難題和挑戰，如近期受電煤供應緊張、煤炭價格漲幅明顯等因素的影響，多地出現了限産限電現象，引發各方高度關注。值得指出的是，一(yī)定時期内煤炭仍是我(wǒ)國重要的“兜底”保障能源，應在妥善解決電煤市場供需、秩序、價格等問題的基礎上，着力構建多元化的清潔能源供應體(tǐ)系，以此充分(fēn)保障電力供應的充裕性。

近期，煤電仍是保障電力平衡的主力電源。新能源具有有效出力不穩定且偏小(xiǎo)的特點（見圖14），預計2025 年、2030 年在電力平衡中(zhōng)的貢獻度占比分(fēn)别爲6%、7%，而煤電的相應占比高達57%、48%。充分(fēn)挖掘需求側資(zī)源也是保障電力系統安全運行、促進新能源消納的重要方式，預計2030 年、2060 年可利用規模超過最大(dà)負荷的6%、15%。爲此，未來應從規劃設計、市場培育、機制完善、基礎設施建設等方面着手，建立健全需求側資(zī)源利用體(tǐ)系。

圖14 2020—2060 年我(wǒ)國各類電源電力平衡貢獻圖

遠期， 保障電力平衡依賴多元化的清潔能源。預計2060 年全國電力平衡容量需求爲2.8×10⁹~3.2×10⁹ kW；風能、光伏的裝機規模約爲4.6×10⁹ kW，但參與電力平衡的有效容量僅約4×10⁸~5×10⁹ kW，僅能滿足約15% 的電力平衡容量需求；水電、核電、氣電、生(shēng)物(wù)質等清潔能源對電力平衡容量的貢獻度達到40%，抽水蓄能與新型儲能的貢獻度爲17%，CCUS 改造、調峰、應急備用煤電電力的貢獻度分(fēn)别爲5%、5%、3%。

着眼長遠，我(wǒ)國電源發展存在多種路徑，具有高度的不确定性；爲了化解各種不确定性伴生(shēng)的風險，應建立更加穩定的電力供應體(tǐ)系，提升極端情形下(xià)電力安全供應保障水平。基于碳達峰、碳中(zhōng)和目标約束，設置了煤電裝機的平穩削減、加速削減兩種情景，據此模拟電力供應的保障情況（見圖 15）。

①平穩削減情景。2060 年全國煤電裝機容量保留8×10⁸ kW，其中(zhōng)近零脫碳機組裝機容量爲3.8×10⁸ kW，靈活調節機組裝機容量爲2.2×10⁸ kW，應急備用機組裝機容量爲2×10⁸ kW。2030 年後，通過延壽、新建機組替換退役機組，保持煤電裝機容量平緩下(xià)降，同時提高“退而不拆”的應急備用煤電規模；需配置的新能源裝機規模爲3.9×10⁹ kW。

②加速削減情景。2060 年全國煤電裝機容量保留4×10⁸ kW，其中(zhōng)近零脫碳機組裝機容量爲1.5×10⁸ kW，靈活調節機組裝機容量爲1.5×10⁸ kW，應急備用機組裝機容量爲1×10⁸ kW。2030 年後，煤電裝機的自然退役規模快速增加，有較小(xiǎo)規模的延壽和退役替換機組；需配置的新能源裝機規模爲4.6×10⁹ kW。

圖15 2020—2060 年全國煤電裝機情景對比

相較加速削減情景，平穩削減情景對無風無光、陰雨冰凍等極端天氣的電力供應保障能力顯著提升；但系統冗餘備用成本有着較大(dà)增加， CCUS 改造需求時間提前且數量上升（如2060 年的碳捕集量需達到1.4×10⁹ t），整個規劃期的電力供應成本提高約4%。

五、對策建議

（一(yī)）優化電力行業頂層設計，穩妥規劃電力轉型節奏

統籌确定各省份、各行業的碳減排預算，特别是進一(yī)步明确電力行業碳預算，科學制定并實施相應的碳排放(fàng)達峰時間與主要指标。在加快發展新能源、水電、核電等非化石能源的基礎上，綜合考慮電力供應保障、系統靈活調節資(zī)源等需求，協調煤電退出規模、節奏以及可再生(shēng)能源發展；積極采取煤電延壽、退役煤電轉爲應急備用機組等措施，預防因火(huǒ)電大(dà)規模快速退出而影響電力安全穩定供應的潛在風險。密切關注碳預算、産業結構、技術、政策等内外(wài)部環境的變化，滾動優化電力低碳轉型路徑，動态調整電力低碳轉型發展節奏。

（二）實施綠色低碳核心科技攻關，統籌電力全鏈條的技術與産業布局

加強國家科技戰略引領，論證并制定新型電力系統科技發展規劃，編制電力行業碳中(zhōng)和技術發展路線圖，針對性部署領域重大(dà)專項攻關計劃。建議圍繞新型電力系統構建，培育國家實驗室及創新平台，在國家級科技計劃中(zhōng)支持一(yī)批重大(dà)技術項目，盡快在新型清潔能源發電，新型電力系統規劃、運行、安全穩定控制，新型先進輸電，新型儲能與電氫碳協同利用等技術方向取得突破；加快先進适用技術研發、示範、規模化應用，構建與新型電力系統建設深度融合的“政産學研用”技術産業創新體(tǐ)系；持續加強碳中(zhōng)和關鍵技術研發和示範工(gōng)程支持力度，完善配套的科技政策體(tǐ)系，促進電力行業高質量、可持續發展。

（三）完善利益平衡、統籌兼顧的市場機制，建立綠色金融政策保障體(tǐ)系

發揮市場在資(zī)源配置方面的決定性作用，以市場化手段解決新能源系統利用成本顯著提高的問題。積極探索容量補償機制，挖掘電力系統“源網荷儲”靈活性資(zī)源配置潛力，保障新能源的高效利用及用戶供電的可靠性。完善電力等能源品種價格的市場化形成機制，優化差别化電價、分(fēn)時電價、居民階梯電價政策，發揮促進産業結構調整、緩解電力供應緊張矛盾的積極作用。科學設置碳排放(fàng)總量控制目标、配額分(fēn)配方式，建立碳價與電價的聯動機制，實現碳交易與其他綠色交易品種的協調。發揮政府投資(zī)的引導作用，構建與碳達峰、碳中(zhōng)和目标相匹配的投融資(zī)政策體(tǐ)系。有序推進綠色低碳金融産品和服務開(kāi)發，設立碳減排貨币政策工(gōng)具；建立綠色信貸評估機制，完善綠色金融政策框架。

作者介紹

舒印彪，輸變電工(gōng)程與電力系統規劃專家，中(zhōng)國工(gōng)程院院士。

長期從事電網運行與電力系統規劃、超/特高壓輸電重大(dà)工(gōng)程建設和技術研發工(gōng)作，相繼主持完成三峽500kV超高壓大(dà)容量輸電、±800kV特高壓直流和1000kV特高壓交流輸電的關鍵技術研究，攻克了直流工(gōng)程系統設計、電磁瞬态抑制和交直流電網運行控制難題，建成我(wǒ)國首條1000kV晉東南(nán)至南(nán)陽至荊門特高壓交流、±800kV/6400MW級向家壩至上海特高壓直流示範工(gōng)程。主導制訂了特高壓系列國際标準，爲我(wǒ)國超/特高壓輸電技術從跟随國外(wài)到世界領先，做出了系統性、開(kāi)創性貢獻。相關成果推動了“西電東送”戰略實施和全國電網互聯，促進了大(dà)型能源基地清潔、高效、集約化開(kāi)發。

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