我国电力行业碳达峰实施路径研究

气候变化是人类社会面临的共同挑战。截至2021年底，全球已有132个国家和地区提出碳中和目标愿景。作为负责任大国，我国始终高度重视气候变化问题，并向世界庄严承诺“3060”目标。

当前，全球能源生产与消费呈现出清晰的电气化趋势，科技革命与数字化转型推动低碳电力技术跨越式发展。“双碳”目标在为我国经济发展带来全新动能的同时，也为电力行业的转型发展带来重大机遇。

但不容忽视的是，我国碳排放量大，碳排放强度高，减排任务艰巨。在何时、以何种水平实现电力行业碳达峰目标，是行业必须深入研究和思考的课题。

（来源：微信公众号“能研慧道”作者：侯勇）

我国电力行业碳达峰趋势预测

电力需求预测

随着我国经济发展方式转变，能源消费将逐渐进入峰值平台期并趋于稳定。电能作为清洁、便捷的优质能源，使用领域不断拓展，我国电气化水平将持续提高，电能占终端能源的比重也将逐渐提高，电力需求总量还有很大的增长空间。综合考虑国内经济要素、技术进步、结构调整等因素测算，预计2025年、2030年、2035年全国全社会用电量分别为9.8万亿、11.5万亿、13.1万亿千瓦时，“十四五”“十五五”“十六五”期间年均增速分别为5.5%、3.3%、2.6%；最大负荷分别为16.8亿、20.5亿、23.9亿千瓦，“十四五”“十五五”“十六五”期间年均增速分别为5.8%、4.0%、3.2%。

电源装机预测

碳达峰、碳中和目标下，以2025年、2030年和2035年为主要预测水平年，考虑电力系统不同减排责任及减排关键举措的不同实施力度，本文设置高场景、中场景和低场景3类发展情景[1]（具体设置情况见表1）。按照电力需求预测，以保证电力电量平衡为主要条件，对各水平年发电装机容量进行预测。

表1 电力行业碳达峰情景设置

未来，三个场景下的电源装机结构将以非化石能源为主，其中新能源装机容量将显著提升，煤电装机容量在2030年达到峰值。

高场景下电力系统源网荷储协调发展，非化石能源比重日益提高，终端能效水平稳步提升，2025年、2030年、2035年，电源装机容量分别达到30.6亿、37.9亿和46.5亿千瓦，新能源装机分别达到10亿、14.5亿和22亿千瓦，煤电装机容量控制在12.8亿、13.3亿和12.5亿千瓦以内。

与高场景相比，中场景水电、气电发展节奏相同，核电建设加快，有效替代煤电装机，2025年、2030年、2035年，电源装机容量分别达到31.3亿、39.7亿和49.3亿千瓦，新能源装机分别达到11亿、16.5亿和25亿千瓦，煤电装机容量控制在12.5亿、13亿和12亿千瓦以内。

低场景下，新能源产业跨越式发展，带动新能源发展装机规模大幅增加，2025年、2030年、2035年，电源装机容量分别达到32.1亿、41.2亿和52.8亿千瓦，新能源装机分别达到12亿、18.5亿和30亿千瓦，煤电装机容量控制在12.5亿、12.5亿和10.5亿千瓦以内。

表2 分场景电力系统装机容量预测

单位：亿千瓦

碳达峰目标预测

电力行业碳排放主要来源于煤电和气电等机组的化石燃料燃烧，本文基于2025-2035年电力需求及电源装机容量预测结果，测算不同情景下电力行业碳达峰时间及峰值规模（见图1）。

在三个场景中，由于高场景下减排关键举措的实施力度较小，电力行业碳排放在“十四五”“十五五”期间仍保持增长趋势，“十六五”期间呈现稳中有降态势，按照国家碳达峰目标实现时间，高场景在2030年实现电力行业碳排放同步达峰。中场景下，供给侧非化石能源发展速度进一步加快，电力行业碳排放将在“十五五”后期进入平台期，“十六五”后呈稳步下降态势，中场景下电力行业碳达峰目标实现时间适度先于国家，有望于2028年达峰。低场景下，电力行业碳排放预计在2025年达峰，时间较中场景进一步提前，电力行业碳排放在达峰后的“十五五”期间进入平台期，“十六五”期间进入快速下降期。高场景、中场景与低场景的碳排放峰值依次降低，分别为47.5亿、44.5亿和43亿吨，达峰时煤电排放分别为43.3亿、40.9亿和40.3亿吨。

图1 2025-2035年电力碳排放趋势

经济性分析

实现电力行业碳达峰目标需要寻求绿色、安全与经济发展的内在平衡点，推动能源电力转型产生的电力成本需要引起高度关注。影响电力行业碳达峰经济性的主要因素包括电源建设规模、新能源接入系统成本、新能源消纳产生的新型储能建设和火电灵活性改造成本等，风电、光伏发电等新能源开发分布对电源投资规模和系统消纳成本均有较大影响。本文按照两种新增新能源装机布局方式进行经济性测算。

按照新增风电和光伏发电布局“三北”地区占比70%、中东部和南方地区占比30%测算，2020年至2030年，高场景、中场景和低场景下累计新增投资分别为10.1万亿、11.4万亿和12.3万亿元，单位电力供应成本分别上升0.096、0.114和0.134元/千瓦时，提升幅度分别为22.9%、27.1%和31.9%。

按照新增风电和光伏发电布局“三北”地区占比60%、中东部和南方地区占比40%测算，2020年至2030年，高场景、中场景和低场景下累计新增投资分别为10.3万亿、11.6万亿和12.6万亿元，单位电力供应成本分别上升0.097、0.116和0.135元/千瓦时，提升幅度分别为23.1%、27.6%和32.1%。

[1] 高场景为碳排放峰值最高的场景，中场景为碳排放峰值次高的场景，低场景为碳排放峰值最低的场景。

研究主要结论

电力需要适度超前发展

电力是具有先导性、服务性、战略性的基础产业和公用事业，在未来的电力行业发展规划中，电力需求仍将继续保持旺盛态势，我们必须牢记“先行官”职责，坚持经济发展、电力先行，适度超前发展电力，努力提供安全、绿色、高效、智慧的电力服务，确保2030年前、力争2028年电力行业实现碳达峰，为交通、建筑、工业等其他重点行业及全社会碳达峰提供有力支持。

电力绿色低碳转型应与经济发展相平衡

能源结构清洁化、低碳化是发展趋势，但新能源高速发展一定程度会提高电力投资规模和电力供应成本，文中高场景投资最少，中场景投资居中，低场景投资最高，低场景下的电力供应成本提升程度明显高于高场景和中场景。因此，绿色转型过程中应考虑成本的可承受性和成本疏导方式，在保障安全可靠供应的前提下，建立适合我国供应结构与消费方式的市场机制，平衡绿色转型进程与经济发展。

统筹优化新能源布局方式

受地域资源禀赋及环境影响，风电、光伏发电等新能源开发分布对电源投资规模有一定影响。新增新能源发电装机布局方式对投资影响不明显，6:4布局方式投资略高于7:3布局方式，统筹考虑新能源发展应坚持集中式与分布式并举、优先就地消纳以及区域均衡布局，协同发挥西部地区风、光资源优势，释放东部地区分布式能源开发潜力，6:4或更多向中东部布局方案更有利于促进能源电力发展。

核电在能源转型中发挥关键作用

在“双碳”目标约束下，煤电将从主要发电来源转变为维持电力系统稳定性的灵活调节电源；气电对外依存度高，水电新增装机空间有限，且二者成本较高，不宜成为持续快速发展的能源；生物质发电面临资源分散、收储运成本较高等问题；风电、光伏发电受地理资源条件和电力品质特性限制，短期内均难以成为能源供应保障的主力。核电作为清洁、高效和成熟的能源形式，有利于改善能源与负荷分布的空间结构，形成更为安全的电网结构，更好地促进风、光等新能源消纳，对优化能源整体布局、保障能源供应安全具有重要意义。

我国电力行业碳达峰推荐中场景方案

统筹考虑支持实现国家约束性指标要求、电力碳达峰时序、峰值水平、电力供应经济性，推荐中场景下的电力供应方案：电力行业二氧化碳排放有望于2028年达峰，峰值为44.5亿吨。“十五五”“十六五”期间，新能源年均新增1.1亿、1.7亿千瓦，核电年均增加8-9台机组。2028年，电源总装机36.3亿千瓦，新型储能规模0.65亿千瓦，煤电装机12.8亿千瓦，新增新能源装机“三北”地区、中东部和南方地区比例按照60%：40%或更多向中东部布局方式考虑。

我国电力行业碳达峰实施方案

实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，为更科学有序实现电力行业碳达峰，要坚持统筹协调原则，坚持全国一盘棋，强化顶层设计和各方统筹，因地制宜、分类施策，明确既符合自身实际又满足总体要求的目标任务，避免“一刀切”和“运动式”减碳。要坚持绿色转型原则，坚持生态环境保护优先，坚持清洁低碳发展方向，激发电力行业绿色发展的内生动力。要坚持提质增效原则，大力拓展综合能源服务，提升电力系统能效水平，促进电力行业数字化转型和智能化升级，推进智慧能源系统建设。要坚持改革创新原则，发挥创新驱动效能，完善创新体系，加快推动低碳电力技术创新和新能源产业跨越式发展。

积极发展非化石能源

加快发展新能源，坚持集中式与分布式并举。有序推进“三北”地区风电和太阳能发电集中式开发，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设；加快东中部分布式风电、太阳能发电开发建设，新增风电和光伏发电装机总体按照“三北”地区占比60%、中东部和南方地区占比40%进行布局；积极推进整县（市、区）屋顶分布式光伏开发。因地制宜开发水电，积极推进水电基地建设，推动小水电绿色发展，推动西南地区水电与风电、太阳能发电协同互补。积极安全有序发展核电，启动一批沿海核电项目建设，加大新一代核电技术应用，加快小堆技术应用，2020-2030年，新增核电装机布局在东部沿海地区，2030年前后适时启动内陆核电建设。合理利用生物质能，在粮食主产区因地制宜发展秸秆发电，在农村地区优先支持沼气发电等生物质能发电接入电网。

推动煤电高质量发展

合理控制煤电建设规模和发展节奏，立足以煤为主的基本国情，坚持先立后破，稳住存量，拓展增量，充分发挥煤电托底保供作用，按需有序核准建设煤电项目，按需适度新增煤电产能，做好煤电应急备用和应急调峰储备电源工作。引导煤电充分发挥容量效应和灵活性优势，推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”，合理安排机组改造时序，保持补偿和激励政策的稳定性和持续性，保证实施灵活性改造的燃煤机组能够取得一定年限的稳定投资受益，调动煤电企业参与改造和调峰的积极主动性。充分发挥各类机组技术特性和能效作用，优化调度运行方式，提高煤电机组利用小时数，在北方城镇地区加快推进热电联产集中供暖。

提升电力系统综合调节能力

科学制定各类调节电源开发时序，因地制宜优先发展火电机组灵活性改造，加快推进抽水蓄能建设，推行梯级水电储能，加快形成新型储能可持续发展的成熟商业模式，循序渐进推进调峰气电发展。加快灵活调节电源建设，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节，建设坚强智能电网，提升电网安全保障水平。积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。

提高终端能源消费电气化水平

深入实施工业领域电气化升级，加强工业领域节能，推进绿色制造，推动重点高耗能行业节能改造，推广节能低碳工艺技术装备，鼓励工业企业和园区高效开发利用分布式可再生能源。大力提升交通领域电气化水平，大力倡导绿色出行，推动电动汽车、港口岸电、公路和铁路电气化发展。积极推动建筑领域电气化发展，普及建筑节能改造和智能家电应用，推动炊事、供热、制冷等全面电气化。大力拓展以电力为中心的综合能源服务，加强顶层设计，完善“互联网+”智慧能源、“光伏+”互补应用等新业态的技术标准体系，推动能源电力领域新型基础设施与先进信息通信控制技术实现耦合发展，培育新型商业模式，拓展综合能源服务。

大力推动低碳电力技术创新

加大前瞻性降碳脱碳技术创新力度，推动抽水蓄能、储氢、电池储能、固态电池、锂硫电池、金属空气等新型储能技术跨越式发展，促进风电、光伏发电、水电、核电、火电等领域低碳化发电技术广泛应用。加快电网先进技术应用，积极推动以智能电网技术为基础的智慧能源互联网技术应用。建设全流程、集成化、规模化二氧化碳捕集利用与封存示范项目。加快氢能技术研发和示范应用，探索在工业、交通运输、建筑等领域规模化应用。

措施建议

建立支撑能源绿色低碳转型的财政金融政策保障机制

完善多元化投融资机制，加大对清洁低碳能源项目、能源供应安全保障项目投融资支持力度，推动清洁低碳能源相关基础设施项目开展市场化投融资。完善金融支持政策，创新绿色金融产品，鼓励绿色金融债券发布，探索开展碳排放权抵押贷款等绿色信贷业务。加大非化石能源产业发展政策支持力度,制定新一轮抽水蓄能电站中长期发展规划;对水电行业实行增值税优惠政策，降低水电行业税负; 加大核电支持力度，推动核电专项建设基金、乏燃料处置基金征收后置；加大对节能降耗改造机组政策支持，统筹运用相关资金，对煤电节能减排综合升级改造重大技术研发和示范项目建设适当给予资金支持，合理保障煤电企业存续发展条件。探索解决新能源补贴拖欠问题，金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷，按照市场化、法治化原则对已纳入补贴清单的项目发放补贴确权贷款，通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本，做好可再生能源电价附加资金的应收尽收，对自愿转为平价的项目企业优先发放补贴资金，优化补贴资金管理。

加快建设全国统一电力市场

持续推动电力中长期市场建设，完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提升交易频次，丰富交易品种。积极稳妥推进电力现货市场建设，扩大电力现货市场建设试点范围，完善现货市场交易机制。持续完善电力辅助服务市场，探索用户可调节负荷参与辅助服务交易，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营；统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设。

推动形成科学合理的电价机制

合理疏导煤电企业发电成本，充分考虑现阶段电煤价格高和煤电利用小时数低的情况，合理确定煤电基础电价水平；推行标准化电煤购销合同，围绕电煤购销开展3-5年或更长周期的业务合作，加强对电煤长协交易的协调监管，提高合同履约率。完善谷峰电价政策，适度拉大峰谷电价价差，削减尖峰负荷。制定完善价格引导机制，对耗能超标的用能单位执行惩罚性电价，对主要耗能行业用能单位按淘汰类、限制类、鼓励类行业实行差别电价机制。完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，促进低碳能源产业发展。

加强科技战略规划引领

制定修订新一轮短期与中长期能源科技发展规划，进一步加强低碳前沿技术创新的财政资金投入和优惠力度，提高研发经费投入产出效率。突出企业创新主体地位，制定和落实鼓励企业技术创新的各项政策，引导企业加大研发力度，支持依托电力企业建设绿色低碳创新中心，实施新型储能、氢能、碳捕集等关键技术研发与重大示范工程。