一、前言

二、碳達峰、碳中和目標下電力轉型路徑的多情景分析方法

1. 電力需求預測結果

綜合考慮經(jīng)濟增長、產(chǎn)業(yè)結構調整、節(jié)能節(jié)電、電能替代、電制氫等影響因素，未來我國電力需求的增長空間還很大（見圖3）：2030 年全社會用電量約為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 年全社會用電量約為1.57×10¹³ kW·h；遠期可再生能源制氫電量占比持續(xù)提升，2060 年約為1.7×10¹² kW·h。

針對碳達峰、碳中和目標下電力系統(tǒng)低碳轉型的路徑優(yōu)化問題，本研究以2020—2060 年電力供應成本最低為優(yōu)化目標，以各類電源裝機、發(fā)電量、CCUS 改造規(guī)模等為優(yōu)化變量，兼顧電力電量平衡、碳預算、可再生能源發(fā)電資源等約束條件，建立了電力系統(tǒng)多情景優(yōu)化規(guī)劃模型，優(yōu)化得到不同情景下電力系統(tǒng)碳減排路徑、電力供應成本變化情況。

（一）電源結構轉型路徑

電源轉型路徑整體呈現(xiàn)出了電源結構不斷清潔化發(fā)展的態(tài)勢，非化石能源裝機和發(fā)電量占比穩(wěn)步提升，逐步演變?yōu)橐孕履茉礊橹黧w的新型電力系統(tǒng)。

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(tǒng)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(fā)電量結構方面（見圖5），2030 年電力系統(tǒng)總發(fā)電量達到1.18×10¹³ kW·h，非化石能源發(fā)電量占比從2020 年的36% 提升至51%；2060 年電力系統(tǒng)總發(fā)電量達到1.57×10¹³ kW·h，非化石能源發(fā)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別為85%、92%，2060 年非化石能源發(fā)電量占比分別為88%、94%。

圖5 零碳情景下2020—2060 年發(fā)電量結構

（二）電力系統(tǒng)碳減排路徑

電力碳減排路徑主要分為碳達峰、深度低碳、碳中和3 個階段，各階段的電力碳減排演化路徑特征表述如下。

在碳達峰階段，對于零碳情景，2028 年前后電力系統(tǒng)碳排放達峰，峰值約為4.4×10⁹ t CO₂（不含供熱碳排放），約占能源燃燒CO₂ 峰值的49%，其中煤電排放約4×10⁹ t CO₂、氣電排放約4×10⁸ t CO₂。電力行業(yè)要承擔其他行業(yè)電氣化帶來的碳排放轉移，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(fā)電滿足，兩方面因素共同導致電力碳排放達峰可能滯后于其他行業(yè)，但整體上有利于全社會碳排放的提前達峰。對于負碳情景，電力系統(tǒng)將承擔更多的碳減排責任，預計2025 年前后碳排放達峰，較零碳低峰值情景提前2~3 a；相應碳排放峰值降低至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，電力排放達峰后進入短暫平臺期（2~3 a），之后碳減排速度整體呈先慢后快的下降趨勢。隨著新能源、儲能技術經(jīng)濟性進一步提高、新一代CCUS 技術商業(yè)化應用規(guī)模擴大，電力系統(tǒng)將實現(xiàn)深度低碳。在零碳情景下，2050 年電力碳排放降低到1×10⁹ t CO₂ 以下。

在碳中和階段，2060 年電力系統(tǒng)實現(xiàn)零碳（見圖6）。在零碳情景下，煤電、氣電碳排放分別為5.3×10⁸ t CO₂、2.5×10⁸ t CO₂（不計CCUS 碳捕集量），煤電、氣電、生物質發(fā)電的CCUS 碳捕集量分別為3.2×10⁸ t CO₂、1.2×10⁸ t CO₂、3.4×10⁸ t CO₂。

（三）電力供應成本分析

根據(jù)不同情景下電源裝機結構、發(fā)電量結構、火電機組CCUS 改造情況，統(tǒng)計得到電力系統(tǒng)低碳轉型路徑下、規(guī)劃周期內的投資成本、運行成本、碳排放環(huán)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，按4% 貼現(xiàn)率考慮，2020—2060 年全規(guī)劃周期電力供應成本貼現(xiàn)到2020 年約為60 萬億元，其中新增投資在電力系統(tǒng)規(guī)劃費用組成中的占比最大（約為42%）。相對于零碳情景，負碳情景下的新能源并網(wǎng)比例迅速提高，對靈活資源、輸配電網(wǎng)、碳捕捉利用設備的投入也將大幅增加，電力供應成本提高約17%。深度低碳情景下的電力供應成本最低，較零碳情景降低約12%。
零碳情景下的不同碳減排路徑對比表明：在相同電力碳預算的情景下，先慢后快的“上凸曲線”減排路徑，其技術經(jīng)濟評價相對更好；若電力碳減排路徑保持勻速的“下斜直線”或先快后慢的“下凹曲線”趨勢，將對新能源規(guī)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、碳中和路徑的制定，應統(tǒng)籌考慮經(jīng)濟社會發(fā)展規(guī)律、關鍵技術發(fā)展成熟度等客觀因素，合理分配不同歷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。

（二）拓展新能源發(fā)展模式和多元化利用

新能源將逐步演變?yōu)橹黧w電源，宜堅持集中式與分布式開發(fā)并舉，分階段優(yōu)化布局。我國新能源發(fā)電資源豐富，風能、光伏發(fā)電的技術經(jīng)濟可開發(fā)量分別達到3.5×10⁹ kW、5×10⁹ kW，相關成本也因快速的技術進步、合理的市場競爭而處于快速下降通道。我國新能源產(chǎn)業(yè)鏈相對完整，光伏組件、風力機整機的年產(chǎn)能分別達到1.5×10⁸ kW、6×10⁷ kW，為大規(guī)模、高強度、可持續(xù)開發(fā)利用提供了堅實保障（見圖12,13）。

在風電方面，近期應因地制宜發(fā)展東部、中部地區(qū)的分散式風電和海上風電，優(yōu)先就地消納，同時穩(wěn)步推進西部、北部地區(qū)的風電基地集約化開發(fā)；遠期隨著東部、中部地區(qū)的分散式風電資源基本開發(fā)完畢，風電開發(fā)重心重回西部、北部地區(qū)，同時海上風電逐步向遠海拓展，預計2060 年風電裝機容量為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(fā)電為主導，優(yōu)先發(fā)展東部、中部地區(qū)的分布式光伏，西部、北部地區(qū)則推動建設集中式太陽能發(fā)電基地；中遠期，包括光熱發(fā)電在內的太陽能發(fā)電基地建設將在西北地區(qū)及其他有條件的區(qū)域持續(xù)擴大規(guī)模，預計2060 年太陽能裝機容量為2.6×10⁹ kW（ 含光熱發(fā)電的2.5×10⁸ kW）。

著眼中遠期發(fā)展，單純依靠電力系統(tǒng)難以充分實現(xiàn)新能源利用，因而跨系統(tǒng)發(fā)展循環(huán)碳經(jīng)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(tǒng)利用方式，與火電CCUS 捕獲的CO₂ 結合來制取甲醇、甲烷等（應用于工業(yè)原料領域），全面擴大碳循環(huán)經(jīng)濟規(guī)模。

（三）構建多元化清潔能源供應體系

未來各類型清潔電源的發(fā)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(tǒng)籌平衡、功能互補的前提下，明確各類型電源發(fā)展定位，注重能源綠色低碳轉型與靈活性調節(jié)資源補短板并重，實現(xiàn)“水核風光儲”等各類電源協(xié)同發(fā)展。

一是積極推進水電開發(fā)，安全有序發(fā)展核電。2030 年以前加快開發(fā)西南地區(qū)的優(yōu)質水電站址資源，而2030 年后重點推進西藏自治區(qū)的水電開發(fā)；2030 年水電總裝機容量為4×10⁸ kW 以上，年發(fā)電量約為1.6×10¹² kW·h，開發(fā)率（不含西藏水電）超過80%；2040 年水電基本開發(fā)完畢，2060 年裝機容量保持在5×10⁸ kW 以上。在確保安全的前提下有序發(fā)展核電，2030 年前年均開工6~8 臺機組，2030 年核電裝機容量約為1.2×10⁸ kW；隨沿海站址資源開發(fā)完畢，2030 年后適時啟動內陸核電建設，2060 年裝機容量增長至在4×10⁸ kW 左右。

二是適度發(fā)展氣電，增強電力系統(tǒng)的靈活性并實現(xiàn)電力多元化供應。氣電的度電排放約為煤電的50% 且靈活調節(jié)性能優(yōu)異，適度發(fā)展是保障電力安全穩(wěn)定供應的現(xiàn)實選擇；氣電定位以調峰為主，預計2030 年、2060 年裝機容量分別為2.2×10⁸ kW、4×10⁸ kW。未來仍需重視天然氣對外依存度、發(fā)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(huán)模式作為補充氣源。

三是合理統(tǒng)籌抽水蓄能和新型儲能發(fā)展。近中期，在站址資源滿足要求的條件下，應優(yōu)先開發(fā)抽水蓄能以保證電力平衡并提供系統(tǒng)慣量；中遠期需進一步挖掘優(yōu)質站址資源，預計2060 年抽水蓄能裝機容量達到4×10⁸ kW。為滿足電力平衡、新能源消納等需求，中遠期新型儲能將取得快速發(fā)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難題和挑戰(zhàn)，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(xiàn)了限產(chǎn)限電現(xiàn)象，引發(fā)各方高度關注。值得指出的是，一定時期內煤炭仍是我國重要的“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，著力構建多元化的清潔能源供應體系，以此充分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(wěn)定且偏小的特點（見圖14），預計2025 年、2030 年在電力平衡中的貢獻度占比分別為6%、7%，而煤電的相應占比高達57%、48%。充分挖掘需求側資源也是保障電力系統(tǒng)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(guī)模超過最大負荷的6%、15%。為此，未來應從規(guī)劃設計、市場培育、機制完善、基礎設施建設等方面著手，建立健全需求側資源利用體系。
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為2.8×10⁹~3.2×10⁹ kW；風能、光伏的裝機規(guī)模約為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、生物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為17%，CCUS 改造、調峰、應急備用煤電電力的貢獻度分別為5%、5%、3%。

著眼長遠，我國電源發(fā)展存在多種路徑，具有高度的不確定性；為了化解各種不確定性伴生的風險，應建立更加穩(wěn)定的電力供應體系，提升極端情形下電力安全供應保障水平。基于碳達峰、碳中和目標約束，設置了煤電裝機的平穩(wěn)削減、加速削減兩種情景，據(jù)此模擬電力供應的保障情況（見圖 15）。

①平穩(wěn)削減情景。2060 年全國煤電裝機容量保留8×10⁸ kW，其中近零脫碳機組裝機容量為3.8×10⁸ kW，靈活調節(jié)機組裝機容量為2.2×10⁸ kW，應急備用機組裝機容量為2×10⁸ kW。2030 年后，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降，同時提高“退而不拆”的應急備用煤電規(guī)模；需配置的新能源裝機規(guī)模為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，其中近零脫碳機組裝機容量為1.5×10⁸ kW，靈活調節(jié)機組裝機容量為1.5×10⁸ kW，應急備用機組裝機容量為1×10⁸ kW。2030 年后，煤電裝機的自然退役規(guī)模快速增加，有較小規(guī)模的延壽和退役替換機組；需配置的新能源裝機規(guī)模為4.6×10⁹ kW。
相較加速削減情景，平穩(wěn)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(tǒng)冗余備用成本有著較大增加， CCUS 改造需求時間提前且數(shù)量上升（如2060 年的碳捕集量需達到1.4×10⁹ t），整個規(guī)劃期的電力供應成本提高約4%。

四、實現(xiàn)電力系統(tǒng)低碳轉型亟待解決的重大問題