作為世界第一大排放國，中國通過宣布碳中和目標，主動承擔起國際責任，既是一個負責任大國擔當的表現，也是我國實現高質量綠色發展的內在要求。碳中和目標的實現，需要我們對經濟社會各行業各部門實施更進一步的減排政策，電力行業總排放量巨大，是目標實現的關鍵。

一、電力行業低碳轉型是減少碳排放、實現碳中和目標的重要抓手

中國一次能源消費中最主要的是煤炭，其碳排放約占全國總排放的80%，其中煤電又占了煤炭消費的50%左右。2019年中國全社會排放總量的43%由電力行業貢獻，為42.27億噸。在IPCC1.5℃目標及我國承諾2030年實現碳達峰、2060年實現碳中和的背景下，電力行業的減排潛力巨大，其低碳轉型發展對于中國實現碳中和戰略目標至關重要。

我國可再生資源稟賦優異，近年來在技術積累上也取得巨大進步，因此，可再生能源發展已經被視為調整能源戰略、保障能源安全、改善生態環境及應對氣候變化和減排承諾的國家級戰略，未來也將作為電力低碳轉型的重要驅動力。我國能源發展相關政策提出，到2030年，非化石能源占一次能源消費比重達到25%以上，非化石能源發電量占全部發電量的比重力爭達到50%。發達國家經過了十幾年的研究和實踐，已經將可再生能源視為未來電力行業的主流能源和主力能源。一些歐洲發達國家也已經提出消除煤電、大規模使用可再生能源發電的目標（表1）。研究機構也普遍認為，可再生能源在電力消費中的比例將得到大幅提升，并發揮主力能源的作用。

基于碳達峰、碳中和的目標，結合我國電力行業低碳轉型的戰略要求，電力行業低碳轉型必須實現可再生能源的高比例覆蓋，為構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系打好基礎。

二、電力行業實現碳中和目標面臨的挑戰

碳中和目標的實現，是一個復雜的、涉及經濟社會各部門聯動的長期系統性問題。作為能源系統最大的碳排放部門，電力行業的減排動力和壓力并存。我國電力行業經過幾十年的發展，現有的發電技術條件、電網設施條件、配套產業條件等世界領先，是實現碳中和的基礎保障和重要動力。但也要清楚地認識到，由于電力行業自身的客觀條件和發展特點，未來實現碳中和目標還面臨很多的挑戰。

1.煤電的“碳鎖定”效應影響減排進程

近些年為了滿足經濟高速發展的需求，中國電力消費長期處在增長通道中，主要依靠新建大量火電機組來滿足需求的增加。2020年中國新投運燃煤電廠3840萬千瓦，占全球總量的76%，總裝機高達10.4億千瓦，約占全球煤電總裝機的50%。中國煤電機組的平均運行年齡僅為12年，顯著低于歐美國家平均運行40年的水平。大量的煤電設施如果提前加速淘汰，一方面會嚴重影響現有電力系統安全穩定運行，另一方面也是對固定資產投資的嚴重浪費，產生巨大的經濟成本。同時，煤電相關行業的從業人數接近400萬人，相關的決策也關聯著關鍵的經濟和就業問題。但如果不對煤電進行提前淘汰，電力行業現有的大量煤電裝機至少還有15~20年的運行壽命，其未來鎖定的碳排放總量，會嚴重影響碳達峰和碳中和目標的實現。針對煤電帶來的經濟支持作用和“碳鎖定”影響，如何正確看待其辯證關系，是我們在電力行業低碳轉型過程中面臨的首要問題。

2.現有的技術和設備條件限制，制約大規模可再生能源發展

隨著技術的不斷進步，可再生能源發電成本持續下降，研究顯示，2021年中國的光伏發電成本將低于燃煤發電成本，陸上風電也將很快達到這一水平。但成本的降低并不能直接推動高比例可再生能源發電的充分利用，我國近幾年出現了嚴重的“棄風棄光棄水”現象，2018年全年的“三棄”電量超過同時期三峽電站的總發電量。雖然通過相關的政策引導，到2020年我國的可再生能源利用率大幅提高，但每年仍有近幾百億度的電力損失。問題的根源在于可再生能源發電受自然資源稟賦的影響，具有不可控和隨機波動性，而電力供需的最大特點就是必須保證供需的瞬時平衡性，以現有的電力設施和技術條件，很難在短時間內解決兩者之間的矛盾。

我國的可再生能源資源主要集中在三北地區和西南地區，而電力負荷中心則在華中和華東地區，現有的跨區域電力外送通道無法滿足傳輸需求；配電網智能化水平不高，也難以滿足分布式發電并網運行的相關需求。大容量的儲能設施是調節可再生能源發電不連續性和用電需求連續性之間矛盾的重要措施，但現有的抽水蓄能電站受限于位置因素，未來遠不能支撐整個電網的儲能需求。分布式儲能技術將會是未來發展的重點，但相關的電化學儲能、壓縮空氣儲能等技術研究目前處于起步階段，未來大規模商業化應用具有不確定性。電網設施的擴容升級、儲能技術的應用推廣等都無法在短時間內實現，技術方向也存在不確定性，使現有能源、電力系統還難以承受無任何約束的新能源大規模發展，嚴重制約未來大規模可再生能源的發展。

3.現有的電力市場體系不適應大規模可再生能源發展需要

近幾年出現的“棄風棄光”現象，雖然直接原因是可再生能源發電的波動性、間歇性特點與電力傳輸容量不足等，但更深層次原因則是我國現行的電力市場運行體系限制了大規模可再生能源并網發電。可再生能源發電與電網之間缺乏有效的協調機制，現有的電力調度機制仍由政府部門指導確定，限制了大規模可再生能源發電并網。現行的上網電價機制總體采用分地區、分類型的標桿上網電價機制，計劃性的定價無法反映市場的實際供需情況，也無法引導整個電網的靈活運行。

另外，現有的以省為主體的電力工業和市場建設，雖然客觀上推動了我國電力行業前幾十年的發展，保障了地區電力系統的平穩運營。但未來隨著可再生能源的大規模并網，跨區域的電力傳輸與調度將成為常態，現有的省級電力市場對未來全國電力系統的規劃與調整、跨區域電網運行等都會產生一定的約束作用，不利于區域間的電力交易與服務發展。

4.低碳轉型需要大量資金投入

電力行業的低碳轉型要求實現高比例的可再生能源發電并網，這就對我國現有的整個電力行業提出了新的要求。轉型的成本不僅是對可再生能源發電設備的直接投資，還包括為滿足大規模可再生能源發電并網帶來的火電廠的靈活性改造成本、整個電網系統的擴容升級成本、碳捕集技術的研發和應用成本、儲能設施的研發和投資成本等。清華大學氣候變化與可持續發展研究院牽頭的《中國長期低碳發展戰略與轉型路徑研究》報告指出，今后30年，中國若要接近實現凈零排放，需要能源領域的低碳投資138萬億元；據中國投資協會的研究，中國未來在可再生能源和技術等領域需要投資近70萬億元。如此大體量的投資需求，對全國而言既是綠色金融快速發展的機遇，又是對整個金融體系創新升級的挑戰。幾十萬億元的投資需求，僅靠政府是遠遠不夠的，如何引導和支持各類資本有序進入，實現風險可控情況下的電力行業轉型升級，是實現碳中和目標的重要議題。

三、電力行業實現碳中和目標的情景分析

基于SWITCH模型框架，我們構建了功能完善、技術信息豐富，適用于中國問題分析的自下而上分析模型。重點聚焦至2050年的中國電力行業低碳發展情景，討論在滿足1.5℃目標下的中國電力行業發電結構、裝機部署、電網傳輸、排放軌跡等方面的可能性，探究切實可行的電力行業脫碳路徑和實施方案。

（一）電力行業優化模型構建

我們構建的中國省級電力行業優化模型，涵蓋32個省級電網分區，18種未來能夠大規模應用的電力行業技術（表2）。建立了包含成本、技術指標等詳細信息，共涉及217個參數的電力部門數據庫。模型以電網負荷曲線為基礎，可以模擬每一個運行年內小時級的各省級電網的生產、傳輸和消費，并根據運行情況得到電力行業的排放情況。模型的目標函數是在滿足電力需求的情況下，考慮運行約束、排放約束、傳輸約束等，最小化電力供給成本，包括投資成本、運行成本、傳輸成本等。

1.分析框架

根據電力行業特點，模型的分析框架包含電力需求模塊、電力生產模塊以及電力傳輸模塊三大部分（圖1）。電力需求模塊根據人口、產業、技術、城鎮化水平等宏觀經濟分析數據，結合省級電網負荷曲線展望未來省級區域分部門的用電需求結構及趨勢。電力生產是模型分析的核心，以小時級的時間尺度為分析基礎，詳細描述32個省級區域的18種發電技術組合，分析各省級區域的發電技術裝機結構及發展趨勢，各發電技術的出力及發電順序等。電力傳輸模塊主要關注未來區域間電力傳輸通道的投資建設成本，以及省級和大電網區域間的電力傳輸規則、傳輸通道容量等。核心分析在于省級區域電網傳輸規則矩陣構建，輸出電力傳輸約束條件。

2.轉型情景設計

現有多項研究表明，中國要想實現2060年碳中和的目標，只遵循2℃的發展目標是遠遠不夠的，必須采取更有力的政策與措施，沿著1.5℃目標的路徑深入探索，并在2050年實現“零排放”或者更進一步的“負排放”。根據我國未來低碳戰略的需要，我們設定了兩組情景來模擬未來可能的低碳轉型過程：基準情景和零碳情景。

基準情景下，電力行業延續現有的政策與趨勢，不采取進一步的減排行動，作為情景比較的基礎。具體包括：以現有的規劃和政策為基礎，不考慮碳達峰、碳中和目標，不額外設定可再生能源占比、碳排放約束等條件。

零碳情景下，到2030年，落實新提出的國家自主貢獻目標，風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上，非化石能源發電占比達到60%以上；2020年之后，進一步減少煤電，并不再增加煤電項目；2030年后碳捕集類技術（CCS）開始應用；2030—2050年的碳排放預算與《巴黎協定》中一致；2050年實現零排放或者負排放。

（二）電力行業低碳轉型的情景分析

1.兩種情景下碳排放趨勢比較

電力行業的低碳化轉型，最直觀的指標就是碳排放量的減少趨勢。通過圖2，可以直觀地看到，在不同的情景模擬下，電力行業的碳排放趨勢差異顯著。

基準情景下，電力行業的碳排放峰值在2030年左右實現，碳排放量將達到45.1億噸。之后由于煤電仍作為電力行業的主力能源，盡管有大量的可再生能源發電進入系統，但是整體的碳排放量減少緩慢，到2050年還會有約23億噸的碳排放量。在電力行業基準情景模擬下，2030年左右全國實現碳達峰的目標可能勉強能實現，但是2060年實現碳中和的目標完全無法實現，更不能對實現1.5℃有所幫助。

相較于基準情景而言，零碳情景下電力行業提前到2025年左右達到碳排放峰值，比基準情景中的2030年左右提前了5年時間，峰值排放量也小于基準情景，為41.2億噸。這一方面是由于我們采取了更加具體的可再生能源發展限制指標，同時還停止了煤電項目的新建，逐步淘汰煤電機組，所以電力行業的碳排放峰值能夠提前達到。到2030年后，CCS技術的應用和可再生能源技術的進一步發展，以及2050年實現零排放的目標倒逼機制，共同推動電力行業碳排放下降速率不斷提高。

2.電力行業供給結構變化比較

圖3展示了基準情景和零碳情景下，2020—2050年期間，電力行業裝機結構變化趨勢。電力行業的低碳轉型，一方面，要不斷加大可再生能源發電的占比。可以看到，在基準情景下，2030年可再生能源裝機只有41.8%，2050年達到57.9%；而在零碳情景下，2030年可再生能源裝機就達到了53.7%，2050年更是達到78.2%。另一方面，要加快煤電淘汰，并普及CCS技術的使用。在零碳情景下，到2050年的煤電和天然氣發電機組全部裝配有CCS技術，以此來保證實現零排放的目標。另外，為了滿足減排目標要求，在零碳情景下，未來風能和太陽能裝機的擴張速度需要提高到現在水平的3倍左右。

3.電力傳輸系統的發展趨勢

我國可再生能源資源集中分布在內蒙古、西北、西南等地區，而電力負荷的中心主要集中在華中和華東等地區。為了滿足電力供給和需求的平衡，大規模可再生能源的開發利用，必須相應增加跨區域的電網傳輸能力。情景分析結果顯示，在零碳情景下，電力傳輸設施的加速建設對全國范圍電力系統的優化配置有更強的支撐作用，尤其是在可再生能源資源豐富的華北電網、西北電網和西南電網，其向負荷中心區的華東和華中電網輸送量都在全國前列，電網傳輸能力的年均增速也全國領先（圖4）。這也支撐了在零碳情景下，未來我國實現高比例可再生能源發電并網的可能。

通過對比兩種情景下的主要結果，可以看出，零碳情景下可以更加有效地推動電力行業整體的低碳化轉型。在零碳情景下，碳減排力度遠大于基準情景，并且電力行業可以在2025年左右提前達到碳排放峰值，這為全國在2030年實現碳達峰可以提供有力保障。同時，零碳情景下，可再生能源發電的裝機和發電量均顯著高于常規情景，電力傳輸設施快速發展，完全能夠保證在2030年實現我們承諾的國家自主貢獻目標，并在2050年左右實現零碳排放。

四、電力行業實現碳中和目標的政策建議

電力能源系統的深度減排是實現應對氣候變化目標的關鍵，要求嚴控化石能源消費，加快推進電力行業的低碳化轉型。我國要實現碳中和的目標，必須嚴格按照1.5℃溫升控制目標的路徑，制定相關政策，采取強力措施保障電力行業在2050年實現零排放或負排放。

（一）嚴控“一煤獨大”，合理有序做好煤電的退出工作

電力行業的碳排放基本全部來自煤電機組，低碳轉型發展要做好煤電的“減法”工作，具體可以從以下幾個方面展開。

1.嚴控煤電新增裝機。要扭轉現在“一煤獨大”的發電格局，關鍵是要在未來嚴格控制新增煤電機組數量。堅決停止審批煤電項目，停建未開工項目，對已開工項目開展進一步評估，制定相關標準，對不達標項目也要及時停建止損。對未來煤電的退出計劃進行詳細的評估論證、系統規劃，深入研究加速煤電提前淘汰的可行路徑，在做好防范煤電過剩、資產擱淺風險的基礎上，明確未來的煤電退出時間表，制定并實施合理退出方案。爭取實現2020—2025年期間煤電總裝機量小幅增長并達峰，總量控制在11億千瓦以內，2025—2035年期間裝機量加速淘汰，2050年實現總裝機量3億千瓦左右。

2.優化煤電布局。未來著力優化全國的煤電布局，煤電機組將集中在電力的輸送端。中東部地區將加速淘汰煤電機組，減輕環境壓力；西北部等地區依托煤炭基地優勢，集中建設大型、高效的煤電基地。同時，配合可再生能源大規模開發利用，發揮特高壓輸電網的傳輸配置作用，將煤電與可再生能源發電相匹配，促進可再生能源利用率的提高。

3.轉變煤電功能。未來隨著可再生能源發電的大規模部署，煤電在逐步淘汰的過程中，還需要優化機組運行，更進一步開展節能減排改造、“上大壓小”、淘汰落后機組、靈活性改造等措施，使其更好地發揮電力支撐、調峰、備用等作用，逐步推動煤電職能由基荷電源向輔助電源的轉變，為保障電力供應安全提供支撐。短期來看，煤電仍作為主力能源，配以部分機組的調峰服務；長期來看，大部分煤電均轉變為備用電源和調節電源，在電力系統中發揮電力平衡和調節作用。

（二）促進可再生能源技術發展，保障高比例可再生能源發電的實現

可再生能源是電力行業低碳轉型的基石，其技術的進步和創新是轉型的根本動力，也是實現碳中和目標的必然選擇，直接影響未來全國的可再生能源發電占比。未來，可再生能源發電技術進步潛力巨大，我國在風電、光伏、特高壓等領域已經全球領先，面臨相關技術和產業“彎道超車”的關鍵機遇，根據不同的發電技術特點，制定符合技術發展規律的引導和支持政策，推動可再生能源發電技術和相關產業全面發展。

可再生能源發電技術方面，重點推動高效率、大容量、低成本的技術開發。風電方面，深入推進10兆瓦以上陸上大型風電機組的研制和推廣，突破陸上低速風電機組技術難關，提高可開發利用風能資源量；對海上風電的關鍵技術持續攻關，掌握遠海風電場設計和建設關鍵技術，建立起完善的海上風電運營體系。太陽能發電方面，努力提高現有光伏電池的轉換效率，推動新型光伏電池技術的研發，降低技術成本，盡快實現產業化生產。針對太陽能光熱發電，聚焦系統集成技術、高參數光熱轉換效率發電技術、分布式太陽能熱發電技術等方向，通過技術創新、規模化發展等，推動其競爭力的提升。

在保障可再生能源發電并網方面，積極推進分布式發電、儲能設施、智能電網等技術的研究和應用，保障電力系統的供需平衡，降低可再生能源發電波動性和間歇性帶來的“棄風棄光”率。尤其是儲能設施，這將是未來重要的電力系統靈活性提供者。短期仍以抽水蓄能電站建設為主，未來電化學儲能等新型儲能技術將進入快速發展期，必須不斷深入技術創新，推動大容量、長壽命、低成本的儲能技術開發。

（三）優化電網傳輸規劃，加強設施建設

針對大規模可再生能源發電并網帶來的新要求，根據不同地區可再生能源資源稟賦差異、機組結構差異等特點，加強跨省跨區域的電力傳輸設施建設。重點推動超遠距離特高壓技術、特高壓柔性直流技術、海底電纜技術等的創新和研發，提高大范圍電力配置的能力和效率。具體來說，首先，要加快東西部同步電網建設。東部以“三華”特高壓同步電網為主，建成“五橫四縱”特高壓交流主干網，提升電網的安全穩定性；西部以川渝特高壓主網為核心，提升電力輸送能力，保障供電的可靠性。其次，優化電力運行計劃和傳輸調度機制，開發適應中國電力系統特點的大電網互聯調度平臺，保障電力供給與需求的匹配，滿足可再生能源發展的需求。加強跨區域電網的互聯互通，實現跨區域的多能互補，擴大電網平衡區域，增加系統的靈活性，提升傳輸通道的總容量和利用效率，增強可再生能源消納能力。在大電網不斷建設發展的同時，推動以分布式可再生能源為基礎的微電網發展。重點提高微電網對可再生能源的分散開發利用，優化配置可再生能源資源，為整個電網體系的靈活發展提供助力。

（四）建立具有靈活性的現代化電力市場體系

推動電力體制改革，建立具有靈活性、競爭性的現代化電力市場體系，是電力行業實現低碳轉型的重要保障。一方面，加快突破省級電網公司體制束縛，逐步構建全國統一的電力交易現貨市場、輔助服務市場。市場建設應該有全國統一的平臺、規則和運營機制，保障電力交易的公平有效，實現全國范圍內電力資源的充分交易、高效配置。

未來，要逐步建立形成以中長期市場交易控制風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場體系。尤其是加快完善市場化情況下的電力價格形成機制，使電力價格可以充分反映電力供給的成本。促進電力中長期交易市場和跨區域交易的規范化和機制化，鼓勵市場主體間的直接交易、跨區域交易。

（五）加強碳捕集、利用和封存技術的研發部署

碳捕集、利用和封存技術是目前唯一經過實踐證實能夠實現燃煤電廠二氧化碳減排90%的技術手段，是未來電力行業實現零排放或負排放的關鍵技術選擇。我國現有的碳捕集、利用和封存技術仍然處于早期示范階段，要制定針對性的政策措施，廣泛開展技術試驗示范，對關鍵性技術進行優先推廣部署，加快推動二氧化碳捕集、利用及封存技術的發展與突破。

近期，重點聚焦于碳捕集、利用和封存技術的加速研發和示范，尤其是在電力領域的技術突破上。通過加強法規建設、政策扶持，鼓勵相關主體開展研究和推廣。一方面，制定碳捕集、利用和封存技術的技術標準和規范，明確監管職責和措施；另一方面，加強跨區域和部門的協調機制，綜合運用稅收減免、資金補貼、商業融資支持等多樣化的經濟激勵措施。

長期來看，碳捕集、利用和封存技術首先要在煤電機組實現大規模的改造和應用，這也是電力行業實現二氧化碳零排放的關鍵措施。在此基礎上，進一步推廣應用到其他工業生產過程中，尤其是在二氧化碳減排較困難的鋼鐵、水泥、化工等領域，推動全部門減排的發展。

（六）創新綠色金融工具，保障投資規模

電力行業的中長期低碳轉型，伴隨長期的大規模投資資金需求，規模遠大于現有的投資水平，這也將是推動中國經濟結構優化調整的重要因素，綠色發展將成為經濟轉型的新動能。要發揮綠色金融體系的作用，通過政策、產品、市場、技術方面的創新，助力實現碳中和目標。

體系頂層設計方面，盡快制定和完善綠色金融政策體系，推動綠色債券市場建設及開放，加大綠色信貸尤其是碳減排方向的貸款投放引導；積極培育多元化的投資者，拓寬綠色經濟的投融資渠道；探索運用政府補貼、稅收優惠、信用擔保等多種政策手段，為相關企業提供金融支持；鼓勵相關的投資基金以可再生能源技術為重要領域，推動可再生能源技術的發展和成果轉化，為大規模的可再生能源基礎設施建設提供保障。

產品和市場創新方面，加快綠色金融制度創新，推動綠色金融市場建設，尤其是綠色金融離岸市場建設；豐富和完善綠色金融產品，開發多樣化的綠色金融工具，引導地方綠色資本、跨國綠色投資等合理有序進入可再生能源領域，推動金融資本對可再生能源企業和技術的多元化支持，為實現“雙循環”的新發展格局奠定基礎。

推進碳排放權交易和碳金融市場的深度融合，進一步完善碳市場的運行規則和監管制度，引導通過碳指數、碳期貨、碳基金、碳租賃等多樣化的金融工具，提升碳交易市場的定價能力，增強交易效率，吸引更多社會資本運用市場化的手段，保障電力行業低碳轉型的投資需求。

注：文/郝鑫，清華—伯克利深圳學院博士研究生；孔英，清華—伯克利深圳學院、加拿大約克大學經濟系、北京師范大學創新管理與經濟研究院教授、博士生導師。