中国能源低碳转型世纪大剧的幕布就此拉开，由能源低碳转型为主导的、改变中国生产和生活方式的伟大实践就要在中华大地展开。党的十九大及十九届二中、三中、四中、五中全会已经指明了中国经济社会高质量发展的方向和节点，擘画了蓝图，但针对这场世纪能源电力低碳转型的进程和形态，还需要进一步刻画和分析战略要点及重大问题。
王志轩
(中国电力企业联合会专职副理事长)
一、中国碳中和承诺的历史意义
中国提出在2060年前“努力争取实现碳中和”目标，这是自1992年《联合国气候变化框架公约》制定以来，国际社会在应对气候变化领域中最重大的事件之一。这一宣示，标志着中国作为世界上最大的发展中国家，作为煤炭生产、消费、贸易量最大和煤炭消费为绝对主体的能源大国，作为世界上最大的电力系统以煤电为基础的国家，在即将全面建成小康社会、开启全面建设社会主义现代化国家新征程的初始阶段，向世界庄严承诺要在40年之后实现碳中和目标，为实现《巴黎协定》确定的目标作出重大贡献。屈指算来，大多数发达国家在20世纪90年代碳排放已经达到峰值，要在2050年实现碳中和目标需要约60年;中国在2030年前努力争取二氧化碳排放达峰，要在2060年实现碳中和其过程是30年，是发达国家的一半时间，而且这一阶段正是中国实现现代化的关键阶段。
中国能源低碳转型世纪大剧的幕布就此拉开，由能源低碳转型为主导的、改变中国生产和生活方式的伟大实践就要在中华大地展开。党的十九大及十九届二中、三中、四中、五中全会已经指明了中国经济社会高质量发展的方向和节点，擘画了蓝图，但针对这场世纪能源电力低碳转型的进程和形态，还需要进一步刻画和分析战略要点及重大问题。
二、碳中和基本问题分析
——减少碳排放是碳中和的核心要义。《巴黎协定》提出，要把全球平均气温升幅控制在工业化前水平以上低于2摄氏度之内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以上1.5摄氏度之内，需要尽快达到温室气体排放的全球峰值，并在“本世纪下半叶实现温室气体源的人为排放与汇的清除之间的平衡”。同时，《巴黎协定》设立了“国家自主贡献”(NDCs)机制，即缔约方应采取国内减缓措施，实现贡献目标。笔者认为，对一个国家的NDC而言，碳中和是指，到2060年这个时间节点，将2060年度的国民经济和社会发展中直接或间接产生的温室气体总量，与通过植树造林、减碳或购买碳信用等措施减少的碳排放相加后的净排放量为零。可见，碳中和的要素中包含了时间节点、以年度为碳排放量核算时间单位、全国范围、温室气体(折算到二氧化碳，简称碳)、直接排放(燃烧化石燃料排放或工业过程排放等)和间接排放(生产或服务过程中所消耗的中间产品中隐含的间接碳排放)、碳吸收、低碳、零碳、负碳排放(如采用生物质能发电并捕集和封存其碳排放)、购买碳排放权等因素。因此，碳中和包括减少碳排放和增加碳汇两个方面。由于中国能源体系以化石能源尤其是以高碳的煤炭为支撑，减少煤炭的消费处于中国完成碳中和任务的支配地位。电力低碳转型不仅是减少化石能源使用的主要措施，而且对于改变中国能源结构、促进经济社会向低碳转型发挥着基础性和决定性作用，因此，本文主要研究电力低碳转型的战略问题。
——中国在2030年前实现碳达峰是迫切的现实问题，2060年实现碳中和是战略问题。那么，中国承诺40年之后实现碳中和是权宜之计吗?显然不是。这个承诺可以在党的十九大擘画的宏伟蓝图之中找到答案。党的十九大提出了中国到2050年建成富强民主文明和谐美丽的社会主义现代化强国，其中“美丽”的内涵必然包含了碳的标准，也可以说一个高碳甚至中碳的国家不会成为一个“社会主义现代化强国”。因此，中国的发展必然是在2030年前碳排放达到峰值之后，由高碳向中碳、再向低碳过渡，当实现了现代化强国之后，再奋斗10年到2060年实现碳中和社会，之后进一步发展形成负碳社会。这种以碳减少为特征的过程与党的十九大提出的构建“绿色低碳循环发展的经济体系”和“清洁低碳、安全高效的能源体系”是一脉相承的，也可以说是一体多面的表述，新的有关碳达峰及碳中和的承诺，进一步明确了中国低碳的进程和程度，是党的十九大精神的深化和落实。
——中国的碳中和承诺是自我加压的自觉行动。习近平主席多次强调，应对气候变化不是别人要我们做，而是我们自己要做，对于碳中和这个世纪难题，以现在全人类的智慧和中国的实际情况，难以对四十年之后中国碳中和情况做出百分百的肯定判断。事实上，不论世界上哪个国家提出了什么承诺，从本质上讲都是有条件的和具有一定不确定性的。不论从主观认识上还是从历史看，中国定是竭尽全力、更愿意提前而不是推迟实现碳中和目标。再从世界范围看，全世界对可持续发展、绿色发展、低碳发展已经形成了共识，随着《联合国气候变化框架公约》《巴黎协定》等要求以及IPCC等机构的研究不断深入，尽快实现碳中和目标必将会成为大多数国家的自觉行动。
——中国电力低碳转型已经具备了必要基础条件。碳中和虽然是新承诺，但以新能源发展为代表的低碳电力发展实践在中华大地星火燎原。新能源发展的技术条件、产业条件和经济性是实现碳中和的最重要基础和动力。2006年到2019年，风力发电装机由207万千瓦增长到20915万千瓦，增长了101倍，发电量增长了71倍。太阳能发电装机由2011年的212万千瓦增长到20418万千瓦，增长了96倍，发电量增长了373倍。风电及光伏发电的造价分别由2011年的8231元/千瓦、14881元/千瓦分别下降到7862元/千瓦、5827元/千瓦，上网电价由2009年的0.51元/千瓦时(风电Ⅰ类资源区)、2011年的1.15元/千瓦时(光伏Ⅰ类资源区)下降到2020年的0.29元/千瓦时、0.35元/千瓦时(风光Ⅰ类资源区)。非化石能源消费占一次能源消费的比重不断提高，2019年已经达到15.3%。新能源发展的规模效应、技术创新发展，显著促进了成本下降，使得新能源与传统能源在经济上逐步有了同台竞争的条件。而且，从现有技术发展趋势看，新能源的经济性还有较大的挖掘空间，给中国实现碳中和创造了最重要的基础和条件。驱动能源低碳转型的动力不仅仅是应对气候变化的要求，还是解决能源资源短缺和保障能源安全的要求，而仅从经济驱动力来看就有强大的生命力。能源转型的驱动力已由被动的政策驱动型向主动的市场驱动型发展。此外，中国已经构建了生态文明建设的理论体系和制度框架，以促进新能源发展为标志的法律体系、政策体系、技术体系、产业体系等不断发展和完善，给新能源发展提供了制度保障。
——中国先进而强大的电力系统为能源电力的低碳转型提供了基础保障。一是中国解决了几十年来低水平用电下的大面积电力短缺问题。2019年中国人均装机达到1.44千瓦/人，人均用电量达到5186千瓦时/人，超过世界人均水平，解决了无电人口的用电问题，使电力供应基本满足国民经济和社会发展的需要。二是建成了以特高压为骨干网架、全国联网、各电压等级相互协调的坚强电网，智能电网技术不断发展，为电力系统的安全稳定运行提供了基础。三是已建成的10亿千瓦级的高效而年青的煤电系统，既是能源电力低碳转型的最大阻碍，也是当前中国能源系统优化、促进低碳电力发展、维护电力系统安全稳定运行的坚强支撑。中国煤电在低碳发展中的矛盾是由中国能源和电力特点所决定的。特点之一，中国煤炭年消费量约40亿吨，电煤及热电联产供热用煤占比约60%，其中煤电机组中约47%的机组是热电联产机组，由于中国煤电机组能效处于世界领先水平并成功地控制了大气污染物排放，如二氧化硫、氮氧化物、烟尘年排放总量都下降到百万吨级以下。煤电热电联产的不断发展，成为中国几十年来改善煤烟型污染的最大功臣。之二，中国煤电机组的平均运行年龄约12年，显著低于欧美国家煤电平均运行40年的情况，大规模淘汰煤电显然为时尚早。之三，如果过早以新能源大量替代煤电，不仅电力系统的安全稳定运行受到严重影响，而且经济社会的运行也会受到重大影响。中国煤电在电力系统、能源系统和国民经济中的作用和特点，是中国与发达国家在电力低碳转型中最显著的区别。如果不能做到辩证地看待这一区别，就不能正确地推进中国的低碳电力发展。之四，为了促进能源电力系统的转型，国家出台了积极支持分布式能源、储能、电动汽车、需求响应、综合能源服务等政策措施，大量的试点示范工程也在推进，为大规模开发利用新能源提供多方面的支持和储备。另外CCUS在中国已进行多个试点，对此技术有了新的认识。成熟的储能技术是改变能源低碳转型进程和形态的关键因素，是大规模采用新能源、最终替代煤电的前提和基础。
——我国已经初步具备了转型的经济社会基础。碳中和不仅涉及电力低碳转型，也涵盖了经济、社会等各个层面的低碳转型，经过多年的供给侧结构性改革，经济结构、产业结构、消费结构向有利于低碳发展的方向和模式过渡;新能源汽车、低碳交通、低碳工业、低碳城市、低碳产业园区、低碳建筑、低碳农业等方面都得到了不同程度的发展，形成了众多的经验模式;中国传统基础设施建设高峰已过，高载(耗)能产业发展得到抑制;为了适应“双循环”和高质量发展要求的新型基础产业建设已开始布局和推进。同时，作为改变农业、林业、草地等生产方式和保护方式的“基于自然的解决方案”也在积极推进，使碳中和的“增加碳汇”发挥更大作用。
以上基本情况和基础条件，既是中国在推进低碳转型发展中的成功实践，也是中国承诺实现碳中和的底气、能力和实力。
同时，我们要认识到，实现碳中和这件事实在太大、太难、太复杂。如果认为不费力气、自然而然就实现了碳中和则是大错特错。
——实现碳中和存在巨大的复杂性。中国碳中和涉及经济、社会、能源各个领域;涉及国内、国际的政治、外交、国家关系、国际贸易活动等因素。当前，国际形势出现了百年未有之大变局，而未来几十年甚至更大变化的可能性是存在的。这些因素之间的互相影响，进一步增加了多维性、复杂性，而这些复杂性是难以用模型计算的，也是难以预测的。
——新能源大规模替代化石能源在技术上存在瓶颈。从技术层面看，可再生能源发电、储能、系统灵活性等一些瓶颈性技术仍未突破，技术方向也存在不确定性，智能化技术的整体条件并未完全具备，使现有能源、电力系统还难以承受无任何约束的新能源大规模发展。
——碳中和的最大障碍是系统性的经济性问题。能源转型不是某一品种的能源在经济上具有替代另一品种能源时就可以实现转型，而是涉及到整个经济、社会系统是否具有经济性。现阶段不平衡不充分问题还有待解决。经济社会的发展还处在爬坡阶段，还难以背负更加沉重的有碍发展的负担;高碳能源特性十分显著。因此，碳中和前途是光明的，道路是曲折的。
三、实现碳中和的路径、原则及风险防范
(一)能源科技革命是实现碳中和的根本力量
当把历史拉回到40年前的20世纪80年代，在当时，我们不会想象到今天衣食住行的诸多变化，而40年后会有更多新生事物是我们今天想象不到的，因为技术的发展和能源转型的相互影响，会更加快速地改变世界。我们要对科技创新对碳中和的作用有一个基本的认识。实现碳中和是人类社会权衡各种因素后，在现实条件下达成的应对气候变化的基本共识和有效途径，它事关经济社会长期发展的全局性战略问题，充分体现了人们对可以预见的能源科技发展的期望和信心。就像人类解决粮食问题一样，实现碳中和也需要通过能源科技革命来实现。从长远看，人类对解决能源问题的信心是乐观的，如受控核聚变技术一旦突破(也必将突破)并得到商业化应用，人类将摆脱分子水平的化学能约束进入到受控核聚变利用的时代，人类能源利用问题将得以根本性解决。但是，应对气候变化的迫切要求，就是要在目前科技水平“基本”可以支撑的条件下，克服困难，逢山开路、遇水搭桥式地立即行动。正如风能光能虽然蕴藏量大，但实际开发利用中能量密度低、随机性及波动性大，需要通过持续性科技创新和管理创新来解决能源系统的安全稳定运行问题。
(二)实现碳中和“四个阶段”
在实现碳中和目标的40年中，初步分析大体可分为“四个阶段”：2020～2030年碳总量减缓上升阶段，2030～2040年碳总量由波动下行到稳中有降，2040～2050年碳总量线性下降阶段，2050～2060年碳总量加速下降阶段。在四个阶段中，能源消费总量、能源消费结构、技术进步水平、能源品种供应结构以及电力系统的特征都会产生相应的变化。
显然，中国2030年前碳达峰目标与2060年前碳中和目标是递进关系，从发展的一般规律看，碳达峰的时间越提前、峰值越低，对碳中和目标的实现就越有利，所以应促进峰值目标尽快达到和尽可能降低峰值。但是，这种“促进”也是有限度和需要符合中国客观实际的。碳中和像是让中国经济社会低碳发展跑一场40年的“马拉松”。如果开始松懈，后面再赶在规定的时间也达不到目的地;但一开始就超越实际使劲过大，伤及本体，也可能功亏一篑，全面下滑。因此，要把经济社会发展的主要因素以及科技发展的因素考虑进去，提出基本合理的分阶段路径，并根据发展的情况及时评估修正。
(三)实现碳中和应坚持的原则
——坚持创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念。这是中国高质量发展的中国特色的要求，五个方面就是五个维度，缺一不可，共同推动发展的政策、策略和成果。
——坚持安全、绿色(清洁、低碳、生态)、经济、便捷。前三个要素是经济社会发展的基本要求，也是全世界各国的共同价值追求。对大国而言，能源安全是第一位的，绿色和经济是约束性因素。而“便捷”是基于以人为本，用户需求为导向的必然。
——坚持因地制宜。承认地区的差异性和发展的不平衡性，使得碳中和在中国一些省(市区)、城市、行业率先实现，并起到示范和引导作用。在实现碳中和的过程中，不同地区和行业的融合性和互补性加大，更多的共享机制会出现。
——坚持底线思维和红线思维。坚持保能源安全的底线思维和生态文明建设的红线思维，碳中和的过程应统筹规划，协调推进。
——坚持全国一盘棋原则。发挥中国国土空间大、市场空间大、环境和资源状况不平衡、区域经济发展不平衡的特点，做好时间、空间统筹规划，推进农村能源革命、建筑能源革命、工业能源革命、交通能源革命等，化劣势为优势，发挥出大国优势。在碳达峰和碳中和的行业(或地区)分目标制订上，世界上各个国家和我国各行业(地区)的情况都不一样，不能以某一行业(地区)是否率先、滞后达峰或者实现碳中和作为评判国家整体碳减排进程的指标。如中国电力行业可以做到率先达峰，但这样的达峰对国家整体达峰是促进还是减缓需要整体考虑。中国用于供热的散烧煤炭数以亿吨计，在现阶段还难用气或电全部替代，最有效的利用方式是通过热电联产。如，中国宁夏回族自治区银川市，采用华电灵武电厂百万千瓦机组的空冷乏汽换热与汽轮机抽汽联合加热技术，通过46千米长并经河底隧道穿越黄河的管线工程，给市区50万户、7000万平米的居民集中供热，电厂热效率提高了23个百分点，已替代燃煤供热锅炉455台套，是市区大气环境根本性改善的最主要措施，取得了较好的社会、环境、能源、经济效益。在这种情况下，电力行业的碳排放量总量即便是升高的，但总体上促进了全社会碳排放量减少和达峰提前。
(四)要防范的各种风险
——既防范“速胜”也防范“慢慢来”。碳达峰和碳中和都是非常迫切而重大的系统工程，需要有时不我待的积极态度，更需要有严谨的科学精神。一方面要防止做急功近利的事，或者搞脱离实际的“一刀切”，其结果得不偿失。碳中和之所以有四个阶段，是因为客观规律使然，只有在恰当的时机做正确的事情才能获得较好的回报。如颠覆性技术对能源转型进程有重大影响，但我们现在并不完全清楚什么时候可以出现颠覆性技术，过于快速推进一些不成熟的技术或项目，存在大量资金沉淀的风险和推倒重来的风险，不仅浪费了金钱，而且耽误了转型进程。如在火电厂脱硫工程的建设上，有些电厂在几年内推倒重来了好几次。另一方面，要鼓励进行探索性实践和创新，而不能等着慢慢来;同时，我们已经有了很多用于不同区域、行业、场合的低碳可行技术和商业模式，完全可以立即挖掘现有节能减碳空间。
——防范照搬硬套的拿来主义。面对中国特色的碳中和，欧盟或者一些国家的减碳方案并不一定适合我国，我们面临的道路大多是前人没有走过的道路，必须根据中国国情走中国特色的碳中和道路。
——防范“黑天鹅”“灰犀牛”事件的风险。中国低碳发展是首要动力、是内生要求推动，当技术快速进步、世界处于和平环境、多边公平贸易推进顺利时，会加快中国碳减排进程;当国际形势向动荡的方向变化，或遇重大自然灾害等，会减慢这一进程。要有发生重大偶然事件影响碳减排进程的各种准备。
——防范各种重大碳锁定工程建设。与增加碳排放量有关的重大工程建设，会造成碳锁定效应，必须坚决防止。如不到万不得已，不应选择用新建纯凝汽式煤电项目满足电量需求的做法。
——防范CCS项目一哄而起。可以进行继续研究、跟踪有关技术进展，但不宜被误导盲目决策或者补贴大规模、大范围的CCS工程或者示范项目。说到底，能源低碳转型是技术与经济在项目、区域、社会各层面都能平衡的结果。在经济上算不过账的项目，或者指望政府补贴的项目是不可持续的，也难以在区域和社会层面大面积商业推广应用。CCS难以成为未来减碳的重大措施，不仅因为技术仍不成熟，而且在碳“捕集”“封存”环节存在经济性差、能耗高等顽症难以解决，就其运输环节而言也存在巨大的安全、经济、运行条件上的种种障碍。如果考虑到以碳利用为目的的CCUS发展，则应当是在重点落实“U”的上面因地制宜开展相关工作。
四、碳达峰和碳中和目标下电力系统特征分析
“不谋万世者，不足谋一时;不谋全局者，不足谋一域”，随着能源电力转型的推进，电力系统的形态必然会发生一些重要变化，我们现在还难以对转型细节进行描述，但对一些客观规律和重大变化还是可以把握的。把握这些规律和特征，有助于提前作好一些准备。
由于碳中和包括源和汇两个方面，从现有认识水平看，能源电力发展过程自身难以实现碳中和，初步分析，达到碳中和时的电力系统有可能有以下演变和特征：
——能源消费总量会在碳排放量达到峰值后逐步下降，但电能消费总量一直呈上升趋势。上升的主要动力是总体消费水平提高，通过改变生活用能方式、交通用能方式、动力用能方式等替代煤、油、气、分散使用的生物质能，以及用电能生产氢能和其他合成原材料。年人均用电量将会达到1万千瓦时/人以上。
——低碳能源尤其是光伏发电、风电替代煤炭成为主体能源，其电能占比65%左右。
——能源结构多元化，其中核电、水电是低碳电力的重要构成，其电能占比20%左右;必要的气电、煤电，对电网和重大负荷中心起着极为重要的电源支撑作用，其电能占比约10%左右;生物质能和其他综合利用发电约占5%左右。
——坚持大电网支撑下的分布式能源协同发展。中国能源资源格局、能源负荷格局、能源安全稳定要求，决定了低碳能源的大范围优化配置与就地平衡共存的特点，决定了分布式能源系统将是促进碳中和的重要能源供应形态，也决定了大电网与分布式能源系统是互补关系，好似骨骼和肌肉的关系，二者共同构成了能源电力系统的安全支撑。
——多种方式的储能成为电力系统灵活性运行的主体。如水电站提高储能功能、抽水蓄能、化学电池储能、电动汽车参与储能、压缩空气储能、电热冷储能等技术广泛应用于发电侧、电网侧和用户侧，与电网调节、发电侧机组调节一起形成季、月、周、日、时、分、秒等不同时间尺度的电力、频率、电压、功角等各种电力平衡需求。
——由于储能的高度发展，使得传统的“发→输→变→配→用”的单方向链式电能配置方式，通过储能装置连接形成了多向电能配置模式，也使电力供需主体属性更加模糊，生产方式的变化反过来会促进生产关系的调整。
——电力供需平衡高度耦合，智能化的需求响应融入常态的电力供需平衡;综合能源服务成为园区、社区、小型区域等用能主体的主要供能形态。
——就全国而言，终端能源使用以电能为主，占能源消费量的60%左右。
——中国仍然是世界上商品生产、流通和高端制造业大国，以现在产业划分看，第二产业、第三产业和居民用电比例大致为40%、30%、30%左右(第一产业约为1%左右)。
——更多的电能成为中间能源产品。未来人均用电量的概念与现在已经不同，主要区别是电能不只是终端能源，还会成为能源中间产品用来优化终端用能(如储能)、维护电力系统安全和改变终端用能结构(如电制氢及合成原料等)，且作为中间产品的电能需求会大幅度增加。
——由于产业形态的重大变化，一些产业会消失，而一些新兴产业会出现，三个产业的划分会多次调整，甚至将信息和智能化产业分离出来，而储能的电能交换会单独统计和分析，由低碳、绿色电能生产出的二次能源如氢能，再由氢能生产出其他原料、产品所用的电能持续增加，会成为电能增量的重要主体。
——新基建的内涵根据转型的需要不断完善，其外延不断变化，电网也不断根据需求进行完善升级，使之成为真正的智能化电网，“大云物移智”在几年后就已平淡无奇成为常态。
五、碳达峰和碳中和目标下“十四五”电力发展的几点建议
“千里之行始于足下”。前已述及中国实现碳中和需经过碳的慢增长、波动下降、线性下降、加速下降四个阶段。以碳中和承诺为起步点，“十四五”是第一阶段的第一个5年，首先要迈出关键性步伐。从目标导向、问题导向、底线思维导向看，电力行业在“十四五”期间要做好的工作包括：保障电力安全、弥补电力系统短板、优化煤电功能、启动一批核电和大型水电建设、推动储能商业化发展和促进综合能源服务、以碳统领完善节能减排政策体系等。同时要做好能源与交通、建筑等涉碳行业的衔接。
——保障电力安全。包括保障电力(热电联产的热力)供应，持续改善用电营商环境，防范重大电力系统安全事故和重大电力生产安全事故等。“安全第一”是电力行业最具特点的行业性质，“人民电业为人民”行业宗旨也是底线思维的体现。保障电力安全同时包括电能的“量”和“质”两个方面要求，但从科学上和系统经济性上看，并不能保障在任何时候、任何范围、任何条件下、对任何对象都百分百保障电力安全。电力安全在不同经济发展阶段、不同技术背景、不同电力水平下有不同量化要求和有序用电要求。在低碳电力转型过程中，由于随机性、波动性大的新能源发电大规模进入电力系统(并网或不并网)，对电网、其他并网电源、部分电力负荷、热电联产的热力供应等都造成不同程度的影响，一些新型风险(如互联网黑客攻击等)对电力系统也形成潜在安全隐患，这些因素对电力安全提出了更为严峻的挑战，因此需要针对电力安全新特点，制订专门的量化指标和防范要求。
——弥补电力系统短板。包括还未有效解决和进一步扩大新能源发展而形成的电力系统短板和问题进行有效弥补和防范。一是有效解决拖欠的风电、光伏发电的约3000亿元补贴到位问题，缓解新能源企业的困难，增强新能源投资者的信心;同时，根据新能源的发展持续完善后续政策。二是优先解决为消纳新能源而配套的电网输送、电源优化、省(区)间联网问题。三是提高电力系统灵活性，包括有序安排煤电机组的灵活性改造、燃气电厂的建设、发电侧和电网侧重大储能工程建设(如抽水蓄能电厂)。四是强化需求响应措施，鼓励工业园区、公共机构、大型用电用能单元等建设热电冷储能设施。
——持续完善智能电网建设，更加重视智能配电网建设。能源互联网、综合能源服务、智能能源系统、智能电力系统等形式或模式，万变不离其宗，其理想的实现方法都是在能源系统的各单元(对象)进行能量流和信息流的数字化，在此基础上形成智能决策对系统进行智能操控。对于电力低碳转型系统而言，智能电网是基本平台(形态、构架)，要根据能源转型的要求不断完善智能电网，并发挥其基础性、关键性、支撑性作用。随着分布式发电和微网的不断扩大，更加有利于就地建设和消纳可再生能源。因此，“十四五”应将智能配电网建设放到优先加强的位置。
——明确煤电定位，严格限制煤电建设。在保障能源安全和稳定供应上，煤电应承担托底保供和重要负荷中心支撑性电源的作用，在促进新能源发展上要发挥灵活调节的主力电源作用，在能源资源大范围优化配置上要发挥区域能源基地的作用。在严格限制新建燃煤电厂的同时，尽可能提高现有燃煤电厂的效率和效益，对于确需煤电支撑的电网区域，在满足节能、节水、环保要求前提下，对接近设计寿命的电厂，开展针对性的评估和技术改造使其继续发挥作用。这种做法相比新建燃煤电厂不仅经济性好，而且原有的外部条件(土地、水源、电网、道路、运输、社区等)得以充分利用，极大减少新增电源的全生命周期的碳排放和电力系统的整体碳排放，是一举多得的好事。煤电的逐步大规模退出是必然的，但是何时退出，如何退出，不仅涉及煤炭和电厂两个投资主体，而且根据电厂的不同，涉及铁路公路运输、电网格局、西电东送、支撑电源、供热格局、水资源平衡、上下游产业、地方经济、国际贸易等各个方面，对此，“十四五”期间应当开展周密而详细的筹划工作。
——在保障安全和保护生态的前提下启动一批核电、大型水电建设。对于中国这样一个以煤为主的能源大国而言，要实现碳中和离开了核电和大型水电是难以完成的，而且对于一个以可再生能源为主体的巨型电力系统而言，没有一定的基础性高能量密度的电源支撑是很难运行的。而且，核电和水电所解决的不仅仅是能源、电力问题，其与国民经济和社会发展的各个方面都密切相关。考虑到核电和水电的建设周期长，前期工作量极大，要想不拖碳中和的后腿，“十四五”必须要有明确而坚定的行动。
——推动储能商业化发展。储能是解决以可再生能源为主体的能源低碳转型的“终极”支撑，决定了能源转型的形态和进程。但由于大规模、安全性和经济性好的储能技术和设备还难有商业规模，成为了碳中和进程中的最大瓶颈。“十四五”要有选择地尽快推进一些有前景的储能设备(模组)技术商业化发展。
——促进新电气化发展，加强与各工业部门和农业电气化沟通和合作。可再生能源只有转换为电能才能高质量、大规模、大范围应用，因为在碳中和目标下，电气化与低碳化是同义语。但低碳发展要求下的电气化与传统的电气化从内涵上看是不同的。传统的电气化主要表现的是为了用电而发电，不考虑其发电能源和发电方式是什么，而新电气化不仅是经济社会发展和能源转型的必然，也是为了低碳而用电，电的来源必须是低碳的，发电方式是绿色的。电气化的主要部门是交通、工业、建筑、新产业部门以及农业部门，这些部门的电气化与电力部门必须高度合作，互相了解需求和特点，在规划中要增加部门间的沟通联系(包括指标体系的构建)，共同促进新电气化发展。
——以碳统领完善节能减排政策。中国的节能减排经过几十年的发展取得了巨大的成就，尤其是工业部门的节能减排大都达到了世界先进水平。但从碳指标来看还有很大的潜力可挖。碳减排与节能虽然具有较大的同效性，但在一些领域却不完全一致，在碳中和的目标下，应当以碳减排作为直接目标，将节能减排统领在碳减排之下。这样，可以更加有的放矢，而且有利于碳市场发展。碳市场已经是国家确定的基础经济政策，“十四五”的关键是要在启动碳市场之后快速将碳市场扩大到工业和社会方面。尤其是将低碳政策与碳市场综合考虑，以发挥碳市场的更大作用。
2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话时提出，中国将采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。尽管还未明确实现碳中和的具体路径，但作为全球最大的碳排放和能源消费主体，我国实现碳中和需要能源系统的颠覆性变革，必须从以化石能源为主转向以可再生能源为主。从全球范围来看，目前世界上已有30多个国家以政策宣誓或法律规定等不同方式设定了各自的碳中和目标时间，如表1所示，碳中和目标时间较早的国家包括乌拉圭和芬兰等，分别设定了2030年和2035年实现碳中和。从表1可看到，绝大多数国家将碳中和目标时间设定在了2050年，我国是2060年，新加坡则设定在了本世纪后半叶早期。
为实现2060年碳中和的目标，亟需加快能源转型的步伐，电能作为清洁、高效的二次能源，在推动能源转型、实现碳中和目标的过程中扮演着关键角色，提升我国各终端用能部门的电气化水平是实现碳中和目标的必然路径。而目前我国电力行业又是二氧化碳排放的主要来源，为应对气候变化，实现我国既定的碳排放达峰目标和碳中和目标，电力行业亟需加速转型，加快向以可再生能源为中心的电力系统转型，加速能源电力系统深度脱碳进程。
(一)从能源供给侧分析
为加速实现现有能源系统向清洁低碳、安全高效的能源系统转变，实现2030年前二氧化碳排放达峰和2060年前碳中和的目标，重点在于明确形成“以电为中心”和加快以可再生能源为中心的新一代电力系统的转型共识、健全新时代下的电力市场体系，加快开展顶层设计和总体部署，制定能源转型路线和实施方案，明确可再生能源发展的长期目标和阶段性目标，推动能源、电力领域关键技术的创新发展与应用，加速推进能源新基建，构建大规模高比例可再生能源的新一代电力系统。
当前推动可再生能源发电需要从以下几方面着手：1)制定对可再生能源发电新增装机投资的量化目标;2)加大对清洁电力系统各个方面的投资力度，支持零碳电气化的配套基础设施投资，例如特高压输电、电动汽车、智能配电网、储能和数字化电网等，以保障不断增加的高比例可再生能源电力系统的稳定运行;3)加快新能源汽车充电基础设施建设和加快氢燃料电池、热泵及电解水制氢技术的创新发展。
随着大规模高比例可再生能源的新一代电力系统的构建，再电气化对电力系统灵活可控、智能感知、安全可控等提出了更高要求，需要将数字化、智能化等现代信息技术与电力系统深度融合。未来可再生能源不仅要满足电力需求增量，还要满足煤电退出的存量缺口。一方面，风力发电、光伏发电等间歇性电源大规模、高比例并网，对电力系统安全运行、电量消纳提出了挑战。需要加强区域电网互联、提高灵活调节能力，依托特高压输电技术、智能电网技术和电力市场，在全国大范围内优化配置能源资源。另一方面，再电气化促使电动汽车、微电网、分布式能源等交互式能源设施广泛接入，以及综合能源服务等新型需求大量涌现，使得电网负荷预测和潮流控制更为复杂，对电力系统智能互动水平也提出了更高要求。因此，需要推动大数据、云计算、物联网、移动互联网、人工智能、区块链等现代信息技术与电力系统深度融合，增强源网荷储之间的智能互动，实现更大规模的可再生能源消纳，同时满足更加多样化、个性化、交互式的用能需求。
(二)从能源消费侧分析
终端用能部门极高的电气化率是支撑我国2060年碳中和目标实现的必然路径(碳中和目标下2060年我国分部门终端能源消费构成展望如表2所示)，针对三大终端用能部门脱碳路径分析如下。
1.工业部门。我国工业部门用能需要加速向清洁能源转型，进一步提高工业部门的电气化水平。目前，我国钢铁行业二氧化碳排放占全国排放总量的15%左右，水泥行业二氧化碳排放占全国排放总量的13%左右，此外，石化和化工行业也是二氧化碳排放的主要来源之一。针对钢铁行业，电炉钢技术的碳强度远低于高炉生产技术，随着以可再生能源为中心的电力系统的构建和逐步成型，利用电炉钢技术路径可逐步实现钢铁生产的零碳目标。此外，利用电解水制氢，以氢气直接还原铁也能够实现钢铁生产的零碳化，并能够从整体上实现钢铁行业大幅度减排。对水泥行业而言，一种可行的脱碳路径是用电气化供热和配合CCS技术。针对化工行业，其中一种可行的脱碳途径是利用零碳电力的Power-to-X生产路径。
2.交通部门。为了实现我国交通部门的碳中和，需要将路面运输(公路和铁路服务)全面电气化，同时长途航空和船运改用零碳燃料(氢气、氨等)。1)路面交通。目前，我国高铁已基本实现了全面电气化，普通速度的铁路交通在未来也将逐步实现全面电气化。纯电动汽车将在未来主导中短距离的交通出行，而氢燃料电池汽车则会在长距离货运卡车和重型卡车中占据主要地位。2)航空和海运。针对航空海运领域，直接应用电气化实现碳中和的空间较小，因此，航空和海运交通的脱碳则必须主要依靠零碳的新型燃料。对于航空领域，依靠生物航空燃油和合成航空燃油是实现碳中和的主要技术路径。此外，未来需要使用生物燃料和氨对船运领域进行深度脱碳。综上，零碳电能、氢能、航空燃油、生物燃料和氨等多种综合能源的使用将会进一步加速我国碳中和目标的实现。
3.建筑部门。电气化是实现我国建筑部门碳中和目标的关键。目前，制冷、照明和家用电器均已实现了百分之百电气化。未来热泵技术在建筑部门的大规模应用和电力烹饪技术的进步，将进一步提升建筑部门的电气化水平、加速该部门实现碳中和的进程。与此同时，随着数字化、智能化等新一代信息技术在更大范围内应用于建筑部门，以及智能家居、智能家用电器的普及和应用，建筑部门的电气化水平将会得到迅速提升，从而进一步加速建筑部门的脱碳进程。
综上分析，在碳中和目标的引领下，我国电力系统电源侧需要加速推进清洁能源电气化，实现对化石能源的增量替代和存量替代。用户侧需要广泛深入实施电能替代，实现能源消费高度电气化。电气化是我国构建安全、绿色、高效、智慧新一代能源系统和实现碳中和目标的必然选择，这就要求电能需要来源于零碳电力。因此，碳中和目标下，严控煤电规模、转变煤电功能定位、调整煤电区域布局、树立煤电峰值意识、明确煤电退出路径是实现我国煤电高质量发展，推动我国能源转型的关键。
六、电力行业碳排放提早达峰，“十四五”是关键
(一)电力行业碳排放空间预算
2015年由近200个国家参与的巴黎气候大会通过了《巴黎协定》，旨在控制全球平均气温升幅在2摄氏度以内，争取控制在1.5摄氏度以内，来应对能源与气候危机。此次我国提出2030年前实现碳排放达峰，2060年前实现碳中和，这对碳排放主要部门的电力行业来说无疑是一个巨大挑战，电力行业应在2025年左右提前实现碳排放达峰，才能确保2030年前碳排放达峰的实现。我国要实现低于2摄氏度的目标，需要控制2011～2050年期间累积二氧化碳排放量在2800亿～4000亿吨内。能源相关行业二氧化碳排放量占全国碳排放总量的比例一般在75%左右，在加速电气化的情况下，估算2020～2050年电力行业碳排放空间在600亿～900亿吨。
为实现我国电力行业2025年左右实现碳排放达峰，按照前文估算出的电力行业二氧化碳排放预算空间，设定基准情景、高碳情景和低碳情景来分析电力行业年度碳排放空间。
基准情景下我国电力行业二氧化碳排放预算为690亿吨，煤电行业的碳排放在2025年达到峰值45亿吨，2050年后实现净零排放，年排放估算如图1所示。
高碳情景下我国电力行业二氧化碳排放预算为900亿吨，煤电行业的碳排放在2025年为46.2亿吨，并将在2027年左右达到峰值47.1亿吨，2055年后煤电实现净零排放，年排放估算如图1所示。
低碳情景下中国煤电部门二氧化碳排放预算为560亿吨，煤电行业的碳排放在2023年达到峰值44亿吨，在2025年降为43.2亿吨，2045年后实现净零排放，年排放估算如图1所示。
(二)“十四五”电力需求预测
若电力行业在2025年提早实现碳排放达峰，首先应确定“十四五”期间电力需求情况。新基建可以对冲新冠肺炎疫情对经济发展与电力消费的抑制作用，对电力消费拉动作用巨大。为实现2060年碳中和目标，我国积极推进电气化来降低一次能源利用。虽然新基建和电气化对电力消费有巨大的拉动作用，但规模有限。新基建的拉动作用从整体来看是优化经济产业结构，拉动作用并不会那么夸张，是一个长周期性、引领性的拉动。而电能替代和提升电气化率则会在短期内拉高用电需求，把未来终端消费要转为用电的部分能源需求提前释放或实现，因此从中长期来看并不会改变电力需求增速稳步放缓的大趋势。从人均GDP和人均电力消费的变化情况来看，2025年人均用电量可达6000～6200千瓦时/人，结合2025年人口14.2亿的预估，预计全社会用电量约为8.5～8.9万亿千瓦时，考虑能效技术进步、终端电气化提高等情况，“十四五”期间的年均增速约为3%～4%。
(三)碳排放情境下电力规划情景
在满足8.9万亿千瓦时的高电力需求前提下，对三种碳排放情景所对应电力供给进行设定：1.高碳情景：考虑到“十四五”期间煤电仍为提供电力供应的主力军，除正常机组退役淘汰以外，计划内的煤电项目继续新建。可再生能源装机保持匀速发展，2025年非化石能源装机占比50.5%;2.基准情景：根据“电改9号文”和“能源安全新战略”等，考虑“十四五”期间将引入现货市场、推动跨省区电力交易和实现可再生能源平价上网，不再新核准建设煤电项目，只续建“十三五”期间停缓建的项目，2025年非化石能源装机占比52.7%;3.低碳情景：为履行《巴黎协定》低于2摄氏度气候变化目标，电力行业在“十四五”期间进一步压缩煤炭消费，不再建设煤电项目，进一步优化跨省区电力调度，大力强化能源效率，2025年非化石能源装机占比达55.3%，详见表3。
在满足“十四五”期间电力需求、各类型资源可开发潜力、可再生能源发电竞争力、可调动的需求响应规模、系统灵活性及非化石能源发展目标等约束下，采用规划模型测算三种电力发展情景中2025年全国电源装机规模及发电量如下表3。三种电力发展情景中，2025年全国电源装机规模分别为27.28亿千瓦、27.71亿千瓦和27.75亿千瓦，非化石能源发电装机比重分别为50.5%、52.7%和55.3%，非化石能源发电量比重分别为41.2%、43.1%和45.3%，二氧化碳排放量分别为46.2亿吨、45亿吨和43.2亿吨。
从全国整体煤电装机规模来看，假设“十四五”期间继续新增1亿千瓦煤电装机，正常退役3300万千瓦，则2025年煤电装机规模约为11.5亿千瓦。这是不考虑政策干预和需求响应削峰的基准结果，根据前文对“十四五”期间电力供需分析，在高需求(8.9万亿千瓦时)情况下三种电力供应模拟基本满足用电需求，且煤电年利用小时数保持在4068～4167小时(高于4000小时)区间，基准和低碳情景在可接受范围，高碳情境下12亿千瓦煤电装机产能过剩严重，且拖延电力行业碳排放达峰时间。在当前输电线路通道能力约束下，考虑需求响应削峰及系统可靠性，全国2025年煤电装机合理规模应保持在10.6～10.8亿千瓦左右，若需求响应削峰规模达不到预期目标(只形成最高用电负荷3%的需求响应规模)，则煤电合理规模应保持在10.6～11.5亿千瓦(11.5亿千瓦中0.5亿千瓦为战略备用机组)。
七、“十四五”加速电力脱碳的路径：供给侧改革与市场化协同
截至2019年底，全国煤电装机10.4亿千瓦，占全国总装机比重达51.7%;2019年煤电发电量4.56万亿千瓦时，占全国发电量比重达63%。如此看来，在目前我国煤电碳减排潜力见底的形势下，“十四五”期间如何正确引导煤电定位、煤电退出是决定我国电力行业碳排放达峰的关键。
(一)严控煤电规模
2020年2月国家能源局发布的2023年煤电规划建设风险预警结果中，国内29个省份中仅3个省的煤电装机预警为红色。严控煤电规模，顺应新基建的清洁高效发展方向，为提升可再生能源消纳创造空间。我国目前各开发阶段(在建、缓建、停建、封存、核准、核准前开发和宣布)煤电项目的容量共计4.13亿千瓦。如若不加以控制，“十四五”期间煤电规模可达到14亿千瓦，不仅造成未来煤电产能进一步过剩，搁浅资产规模进一步扩大，还会推迟我国电力行业碳排放达峰。如若实现“十四五”期间电力行业碳排放达峰，煤电合理规模应严控在11亿千瓦以内。确保“十四五”期间煤电装机达峰、发电量达峰和碳排放达峰，并尽可能降低其峰值水平，是确保能源系统2060年实现碳中和的关键。
(二)优化煤电存量机组
优化煤电存量机组是实现我国煤电清洁高效发展的重要举措。节能减排改造、“上大压小”、淘汰落后机组仍是建立清洁高效煤电体系的关键路径。
2019年底我国共有8.9亿千瓦煤电机组实现了超低排放，占全部煤电机组的85%。“十四五”期间继续推进剩余具备条件的煤电机组超低排放和节能改造，对于不具备条件的煤电机组适当采取“上大压小”的方式进行替代，进一步降低煤电平均供电煤耗。
在保证电力、热力供应安全的前提下，继续淘汰关停排放、能效不达标的落后煤电机组。引导非供热亚临界煤电机组优先退出，控制煤电规模在11亿千瓦以内。
(三)推动煤电区域性功能定位调整
由于我国区域性资源和负荷差异较大，风电、光伏发电资源主要集中在东北、西北，水电资源主要集中在西南，而负荷主要集中在华北、华中、华南和华东等地区。针对区域性差异，煤电要从电量型电源向电力电量型电源转变，充分发挥自身基础电源的优势，保证电力安全的同时，通过提供灵活性服务来提升新能源消纳。
东北、西北、西南等新能源资源丰富的省份需要大规模、低成本储能技术商业化应用解决新能源电力可信容量不足的问题，引导原本充当尖峰负荷的煤电机组退出。华北、华南、华中等负荷较高、新能源发展潜力较大的省份，需要通过大力发展新能源和煤电灵活性改造，引导煤电由充当腰荷资源向充当尖峰负荷资源转变。华中、华东等负荷较大且煤电体量较大的省份，需要通过加强需求侧管理、重视储能、推进煤电灵活性改造等措施，引导煤电由充当基荷资源向充当腰荷资源转变。将煤电增量重点放在西部，支撑可再生能源外送;中部省市要加强对本地电力供应结构的优化，明确电源、负荷、储能等不同电力资源的系统功能定位;只有在出现基荷电力不足趋势的情况下，才可适度新建煤电。
面对未来高比例可再生能源并网，提升系统灵活性将成为“十四五”及中长期煤电发展的关键词，尤其是在电力市场竞争环境下，不具备发电成本优势的煤电机组需要提供灵活性辅助服务来获得更多的收益。引导煤电功能定位调整不仅可以改善煤电的利用效率，化解煤电生存困难的窘境，还可以提升可再生能源的消纳。从而可再生能源将逐步替代煤电在电力供给中的主导地位，以实现电力行业碳排放达峰，甚至碳中和的目标。
(四)碳市场和电力市场耦合，助力煤电退出
由于煤电技术进步和结构优化空间受限，加之可再生能源发电即将实现平价上网，继续采取行政导向的煤电退出效果将触底。在电力市场化改革加速推进的背景下，如要进一步有效控制电力行业碳排放，工作重心应转移到市场机制设计与配套政策完善上。
为实现碳排放达峰和碳中和目标，未来在电力市场基础上引入碳市场。充分发挥现货市场竞价规则的作用，碳市场将提升煤电发电成本，从而倒逼落后的低效煤电机组的竞争性淘汰。考虑碳排放成本时，燃煤机组出力有所减少，燃气机组出力有所增加。而水电机组出力调整快，套利能力强，基本不受影响。在电力系统调峰能力足够的基础上，风电和光伏出力也不会受到太大影响，储能设备一般在电价较低的低谷时充电，在电价较高的高峰时放电，两者的差额减小，其通过充放电的套利行为也将有所减少。碳市场和电力市场耦合下会拉高边际出清机组报价，这样也会发出价格信号，吸引更丰富的需求响应、储能等灵活性资源进入市场，系统发电的碳排放总量将不断减少，最终以市场为驱动力实现脱碳。接下来需要进一步完善省间交易机制，打破僵化的利益分配格局，做大跨区输电的 “盘子”，实现在更大范围内的资源调配与电力互济。
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