作为世界第一大排放国，中国通过宣布碳中和目标，主动承担起国际责任，既是一个负责任大国担当的表现，也是我国实现高质量绿色发展的内在要求。碳中和目标的实现，需要我们对经济社会各行业各部门实施更进一步的减排政策，电力行业总排放量巨大，是目标实现的关键。

一、电力行业低碳转型是减少碳排放、实现碳中和目标的重要抓手

中国一次能源消费中最主要的是煤炭，其碳排放约占全国总排放的80%，其中煤电又占了煤炭消费的50%左右。2019年中国全社会排放总量的43%由电力行业贡献，为42.27亿吨。在IPCC1.5℃目标及我国承诺2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和的背景下，电力行业的减排潜力巨大，其低碳转型发展对于中国实现碳中和战略目标至关重要。

我国可再生资源禀赋优异，近年来在技术积累上也取得巨大进步，因此，可再生能源发展已经被视为调整能源战略、保障能源安全、改善生态环境及应对气候变化和减排承诺的国家级战略，未来也将作为电力低碳转型的重要驱动力。我国能源发展相关政策提出，到2030年，非化石能源占一次能源消费比重达到25%以上，非化石能源发电量占全部发电量的比重力争达到50%。发达国家经过了十几年的研究和实践，已经将可再生能源视为未来电力行业的主流能源和主力能源。一些欧洲发达国家也已经提出消除煤电、大规模使用可再生能源发电的目标（表1）。研究机构也普遍认为，可再生能源在电力消费中的比例将得到大幅提升，并发挥主力能源的作用。

基于碳达峰、碳中和的目标，结合我国电力行业低碳转型的战略要求，电力行业低碳转型必须实现可再生能源的高比例覆盖，为构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系打好基础。

二、电力行业实现碳中和目标面临的挑战

碳中和目标的实现，是一个复杂的、涉及经济社会各部门联动的长期系统性问题。作为能源系统最大的碳排放部门，电力行业的减排动力和压力并存。我国电力行业经过几十年的发展，现有的发电技术条件、电网设施条件、配套产业条件等世界领先，是实现碳中和的基础保障和重要动力。但也要清楚地认识到，由于电力行业自身的客观条件和发展特点，未来实现碳中和目标还面临很多的挑战。

1.煤电的“碳锁定”效应影响减排进程

近些年为了满足经济高速发展的需求，中国电力消费长期处在增长通道中，主要依靠新建大量火电机组来满足需求的增加。2020年中国新投运燃煤电厂3840万千瓦，占全球总量的76%，总装机高达10.4亿千瓦，约占全球煤电总装机的50%。中国煤电机组的平均运行年龄仅为12年，显著低于欧美国家平均运行40年的水平。大量的煤电设施如果提前加速淘汰，一方面会严重影响现有电力系统安全稳定运行，另一方面也是对固定资产投资的严重浪费，产生巨大的经济成本。同时，煤电相关行业的从业人数接近400万人，相关的决策也关联着关键的经济和就业问题。但如果不对煤电进行提前淘汰，电力行业现有的大量煤电装机至少还有15~20年的运行寿命，其未来锁定的碳排放总量，会严重影响碳达峰和碳中和目标的实现。针对煤电带来的经济支持作用和“碳锁定”影响，如何正确看待其辩证关系，是我们在电力行业低碳转型过程中面临的首要问题。

2.现有的技术和设备条件限制，制约大规模可再生能源发展

随着技术的不断进步，可再生能源发电成本持续下降，研究显示，2021年中国的光伏发电成本将低于燃煤发电成本，陆上风电也将很快达到这一水平。但成本的降低并不能直接推动高比例可再生能源发电的充分利用，我国近几年出现了严重的“弃风弃光弃水”现象，2018年全年的“三弃”电量超过同时期三峡电站的总发电量。虽然通过相关的政策引导，到2020年我国的可再生能源利用率大幅提高，但每年仍有近几百亿度的电力损失。问题的根源在于可再生能源发电受自然资源禀赋的影响，具有不可控和随机波动性，而电力供需的最大特点就是必须保证供需的瞬时平衡性，以现有的电力设施和技术条件，很难在短时间内解决两者之间的矛盾。

我国的可再生能源资源主要集中在三北地区和西南地区，而电力负荷中心则在华中和华东地区，现有的跨区域电力外送通道无法满足传输需求；配电网智能化水平不高，也难以满足分布式发电并网运行的相关需求。大容量的储能设施是调节可再生能源发电不连续性和用电需求连续性之间矛盾的重要措施，但现有的抽水蓄能电站受限于位置因素，未来远不能支撑整个电网的储能需求。分布式储能技术将会是未来发展的重点，但相关的电化学储能、压缩空气储能等技术研究目前处于起步阶段，未来大规模商业化应用具有不确定性。电网设施的扩容升级、储能技术的应用推广等都无法在短时间内实现，技术方向也存在不确定性，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，严重制约未来大规模可再生能源的发展。

3.现有的电力市场体系不适应大规模可再生能源发展需要

近几年出现的“弃风弃光”现象，虽然直接原因是可再生能源发电的波动性、间歇性特点与电力传输容量不足等，但更深层次原因则是我国现行的电力市场运行体系限制了大规模可再生能源并网发电。可再生能源发电与电网之间缺乏有效的协调机制，现有的电力调度机制仍由政府部门指导确定，限制了大规模可再生能源发电并网。现行的上网电价机制总体采用分地区、分类型的标杆上网电价机制，计划性的定价无法反映市场的实际供需情况，也无法引导整个电网的灵活运行。

另外，现有的以省为主体的电力工业和市场建设，虽然客观上推动了我国电力行业前几十年的发展，保障了地区电力系统的平稳运营。但未来随着可再生能源的大规模并网，跨区域的电力传输与调度将成为常态，现有的省级电力市场对未来全国电力系统的规划与调整、跨区域电网运行等都会产生一定的约束作用，不利于区域间的电力交易与服务发展。

4.低碳转型需要大量资金投入

电力行业的低碳转型要求实现高比例的可再生能源发电并网，这就对我国现有的整个电力行业提出了新的要求。转型的成本不仅是对可再生能源发电设备的直接投资，还包括为满足大规模可再生能源发电并网带来的火电厂的灵活性改造成本、整个电网系统的扩容升级成本、碳捕集技术的研发和应用成本、储能设施的研发和投资成本等。清华大学气候变化与可持续发展研究院牵头的《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》报告指出，今后30年，中国若要接近实现净零排放，需要能源领域的低碳投资138万亿元；据中国投资协会的研究，中国未来在可再生能源和技术等领域需要投资近70万亿元。如此大体量的投资需求，对全国而言既是绿色金融快速发展的机遇，又是对整个金融体系创新升级的挑战。几十万亿元的投资需求，仅靠政府是远远不够的，如何引导和支持各类资本有序进入，实现风险可控情况下的电力行业转型升级，是实现碳中和目标的重要议题。

三、电力行业实现碳中和目标的情景分析

基于SWITCH模型框架，我们构建了功能完善、技术信息丰富，适用于中国问题分析的自下而上分析模型。重点聚焦至2050年的中国电力行业低碳发展情景，讨论在满足1.5℃目标下的中国电力行业发电结构、装机部署、电网传输、排放轨迹等方面的可能性，探究切实可行的电力行业脱碳路径和实施方案。

（一）电力行业优化模型构建

我们构建的中国省级电力行业优化模型，涵盖32个省级电网分区，18种未来能够大规模应用的电力行业技术（表2）。建立了包含成本、技术指标等详细信息，共涉及217个参数的电力部门数据库。模型以电网负荷曲线为基础，可以模拟每一个运行年内小时级的各省级电网的生产、传输和消费，并根据运行情况得到电力行业的排放情况。模型的目标函数是在满足电力需求的情况下，考虑运行约束、排放约束、传输约束等，最小化电力供给成本，包括投资成本、运行成本、传输成本等。

1.分析框架

根据电力行业特点，模型的分析框架包含电力需求模块、电力生产模块以及电力传输模块三大部分（图1）。电力需求模块根据人口、产业、技术、城镇化水平等宏观经济分析数据，结合省级电网负荷曲线展望未来省级区域分部门的用电需求结构及趋势。电力生产是模型分析的核心，以小时级的时间尺度为分析基础，详细描述32个省级区域的18种发电技术组合，分析各省级区域的发电技术装机结构及发展趋势，各发电技术的出力及发电顺序等。电力传输模块主要关注未来区域间电力传输通道的投资建设成本，以及省级和大电网区域间的电力传输规则、传输通道容量等。核心分析在于省级区域电网传输规则矩阵构建，输出电力传输约束条件。

2.转型情景设计

现有多项研究表明，中国要想实现2060年碳中和的目标，只遵循2℃的发展目标是远远不够的，必须采取更有力的政策与措施，沿着1.5℃目标的路径深入探索，并在2050年实现“零排放”或者更进一步的“负排放”。根据我国未来低碳战略的需要，我们设定了两组情景来模拟未来可能的低碳转型过程：基准情景和零碳情景。

基准情景下，电力行业延续现有的政策与趋势，不采取进一步的减排行动，作为情景比较的基础。具体包括：以现有的规划和政策为基础，不考虑碳达峰、碳中和目标，不额外设定可再生能源占比、碳排放约束等条件。

零碳情景下，到2030年，落实新提出的国家自主贡献目标，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，非化石能源发电占比达到60%以上；2020年之后，进一步减少煤电，并不再增加煤电项目；2030年后碳捕集类技术（CCS）开始应用；2030—2050年的碳排放预算与《巴黎协定》中一致；2050年实现零排放或者负排放。

（二）电力行业低碳转型的情景分析

1.两种情景下碳排放趋势比较

电力行业的低碳化转型，最直观的指标就是碳排放量的减少趋势。通过图2，可以直观地看到，在不同的情景模拟下，电力行业的碳排放趋势差异显著。

基准情景下，电力行业的碳排放峰值在2030年左右实现，碳排放量将达到45.1亿吨。之后由于煤电仍作为电力行业的主力能源，尽管有大量的可再生能源发电进入系统，但是整体的碳排放量减少缓慢，到2050年还会有约23亿吨的碳排放量。在电力行业基准情景模拟下，2030年左右全国实现碳达峰的目标可能勉强能实现，但是2060年实现碳中和的目标完全无法实现，更不能对实现1.5℃有所帮助。

相较于基准情景而言，零碳情景下电力行业提前到2025年左右达到碳排放峰值，比基准情景中的2030年左右提前了5年时间，峰值排放量也小于基准情景，为41.2亿吨。这一方面是由于我们采取了更加具体的可再生能源发展限制指标，同时还停止了煤电项目的新建，逐步淘汰煤电机组，所以电力行业的碳排放峰值能够提前达到。到2030年后，CCS技术的应用和可再生能源技术的进一步发展，以及2050年实现零排放的目标倒逼机制，共同推动电力行业碳排放下降速率不断提高。

2.电力行业供给结构变化比较

图3展示了基准情景和零碳情景下，2020—2050年期间，电力行业装机结构变化趋势。电力行业的低碳转型，一方面，要不断加大可再生能源发电的占比。可以看到，在基准情景下，2030年可再生能源装机只有41.8%，2050年达到57.9%；而在零碳情景下，2030年可再生能源装机就达到了53.7%，2050年更是达到78.2%。另一方面，要加快煤电淘汰，并普及CCS技术的使用。在零碳情景下，到2050年的煤电和天然气发电机组全部装配有CCS技术，以此来保证实现零排放的目标。另外，为了满足减排目标要求，在零碳情景下，未来风能和太阳能装机的扩张速度需要提高到现在水平的3倍左右。

3.电力传输系统的发展趋势

我国可再生能源资源集中分布在内蒙古、西北、西南等地区，而电力负荷的中心主要集中在华中和华东等地区。为了满足电力供给和需求的平衡，大规模可再生能源的开发利用，必须相应增加跨区域的电网传输能力。情景分析结果显示，在零碳情景下，电力传输设施的加速建设对全国范围电力系统的优化配置有更强的支撑作用，尤其是在可再生能源资源丰富的华北电网、西北电网和西南电网，其向负荷中心区的华东和华中电网输送量都在全国前列，电网传输能力的年均增速也全国领先（图4）。这也支撑了在零碳情景下，未来我国实现高比例可再生能源发电并网的可能。

通过对比两种情景下的主要结果，可以看出，零碳情景下可以更加有效地推动电力行业整体的低碳化转型。在零碳情景下，碳减排力度远大于基准情景，并且电力行业可以在2025年左右提前达到碳排放峰值，这为全国在2030年实现碳达峰可以提供有力保障。同时，零碳情景下，可再生能源发电的装机和发电量均显著高于常规情景，电力传输设施快速发展，完全能够保证在2030年实现我们承诺的国家自主贡献目标，并在2050年左右实现零碳排放。

四、电力行业实现碳中和目标的政策建议

电力能源系统的深度减排是实现应对气候变化目标的关键，要求严控化石能源消费，加快推进电力行业的低碳化转型。我国要实现碳中和的目标，必须严格按照1.5℃温升控制目标的路径，制定相关政策，采取强力措施保障电力行业在2050年实现零排放或负排放。

（一）严控“一煤独大”，合理有序做好煤电的退出工作

电力行业的碳排放基本全部来自煤电机组，低碳转型发展要做好煤电的“减法”工作，具体可以从以下几个方面展开。

1.严控煤电新增装机。要扭转现在“一煤独大”的发电格局，关键是要在未来严格控制新增煤电机组数量。坚决停止审批煤电项目，停建未开工项目，对已开工项目开展进一步评估，制定相关标准，对不达标项目也要及时停建止损。对未来煤电的退出计划进行详细的评估论证、系统规划，深入研究加速煤电提前淘汰的可行路径，在做好防范煤电过剩、资产搁浅风险的基础上，明确未来的煤电退出时间表，制定并实施合理退出方案。争取实现2020—2025年期间煤电总装机量小幅增长并达峰，总量控制在11亿千瓦以内，2025—2035年期间装机量加速淘汰，2050年实现总装机量3亿千瓦左右。

2.优化煤电布局。未来着力优化全国的煤电布局，煤电机组将集中在电力的输送端。中东部地区将加速淘汰煤电机组，减轻环境压力；西北部等地区依托煤炭基地优势，集中建设大型、高效的煤电基地。同时，配合可再生能源大规模开发利用，发挥特高压输电网的传输配置作用，将煤电与可再生能源发电相匹配，促进可再生能源利用率的提高。

3.转变煤电功能。未来随着可再生能源发电的大规模部署，煤电在逐步淘汰的过程中，还需要优化机组运行，更进一步开展节能减排改造、“上大压小”、淘汰落后机组、灵活性改造等措施，使其更好地发挥电力支撑、调峰、备用等作用，逐步推动煤电职能由基荷电源向辅助电源的转变，为保障电力供应安全提供支撑。短期来看，煤电仍作为主力能源，配以部分机组的调峰服务；长期来看，大部分煤电均转变为备用电源和调节电源，在电力系统中发挥电力平衡和调节作用。

（二）促进可再生能源技术发展，保障高比例可再生能源发电的实现

可再生能源是电力行业低碳转型的基石，其技术的进步和创新是转型的根本动力，也是实现碳中和目标的必然选择，直接影响未来全国的可再生能源发电占比。未来，可再生能源发电技术进步潜力巨大，我国在风电、光伏、特高压等领域已经全球领先，面临相关技术和产业“弯道超车”的关键机遇，根据不同的发电技术特点，制定符合技术发展规律的引导和支持政策，推动可再生能源发电技术和相关产业全面发展。

可再生能源发电技术方面，重点推动高效率、大容量、低成本的技术开发。风电方面，深入推进10兆瓦以上陆上大型风电机组的研制和推广，突破陆上低速风电机组技术难关，提高可开发利用风能资源量；对海上风电的关键技术持续攻关，掌握远海风电场设计和建设关键技术，建立起完善的海上风电运营体系。太阳能发电方面，努力提高现有光伏电池的转换效率，推动新型光伏电池技术的研发，降低技术成本，尽快实现产业化生产。针对太阳能光热发电，聚焦系统集成技术、高参数光热转换效率发电技术、分布式太阳能热发电技术等方向，通过技术创新、规模化发展等，推动其竞争力的提升。

在保障可再生能源发电并网方面，积极推进分布式发电、储能设施、智能电网等技术的研究和应用，保障电力系统的供需平衡，降低可再生能源发电波动性和间歇性带来的“弃风弃光”率。尤其是储能设施，这将是未来重要的电力系统灵活性提供者。短期仍以抽水蓄能电站建设为主，未来电化学储能等新型储能技术将进入快速发展期，必须不断深入技术创新，推动大容量、长寿命、低成本的储能技术开发。

（三）优化电网传输规划，加强设施建设

针对大规模可再生能源发电并网带来的新要求，根据不同地区可再生能源资源禀赋差异、机组结构差异等特点，加强跨省跨区域的电力传输设施建设。重点推动超远距离特高压技术、特高压柔性直流技术、海底电缆技术等的创新和研发，提高大范围电力配置的能力和效率。具体来说，首先，要加快东西部同步电网建设。东部以“三华”特高压同步电网为主，建成“五横四纵”特高压交流主干网，提升电网的安全稳定性；西部以川渝特高压主网为核心，提升电力输送能力，保障供电的可靠性。其次，优化电力运行计划和传输调度机制，开发适应中国电力系统特点的大电网互联调度平台，保障电力供给与需求的匹配，满足可再生能源发展的需求。加强跨区域电网的互联互通，实现跨区域的多能互补，扩大电网平衡区域，增加系统的灵活性，提升传输通道的总容量和利用效率，增强可再生能源消纳能力。在大电网不断建设发展的同时，推动以分布式可再生能源为基础的微电网发展。重点提高微电网对可再生能源的分散开发利用，优化配置可再生能源资源，为整个电网体系的灵活发展提供助力。

（四）建立具有灵活性的现代化电力市场体系

推动电力体制改革，建立具有灵活性、竞争性的现代化电力市场体系，是电力行业实现低碳转型的重要保障。一方面，加快突破省级电网公司体制束缚，逐步构建全国统一的电力交易现货市场、辅助服务市场。市场建设应该有全国统一的平台、规则和运营机制，保障电力交易的公平有效，实现全国范围内电力资源的充分交易、高效配置。

未来，要逐步建立形成以中长期市场交易控制风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场体系。尤其是加快完善市场化情况下的电力价格形成机制，使电力价格可以充分反映电力供给的成本。促进电力中长期交易市场和跨区域交易的规范化和机制化，鼓励市场主体间的直接交易、跨区域交易。

（五）加强碳捕集、利用和封存技术的研发部署

碳捕集、利用和封存技术是目前唯一经过实践证实能够实现燃煤电厂二氧化碳减排90%的技术手段，是未来电力行业实现零排放或负排放的关键技术选择。我国现有的碳捕集、利用和封存技术仍然处于早期示范阶段，要制定针对性的政策措施，广泛开展技术试验示范，对关键性技术进行优先推广部署，加快推动二氧化碳捕集、利用及封存技术的发展与突破。

近期，重点聚焦于碳捕集、利用和封存技术的加速研发和示范，尤其是在电力领域的技术突破上。通过加强法规建设、政策扶持，鼓励相关主体开展研究和推广。一方面，制定碳捕集、利用和封存技术的技术标准和规范，明确监管职责和措施；另一方面，加强跨区域和部门的协调机制，综合运用税收减免、资金补贴、商业融资支持等多样化的经济激励措施。

长期来看，碳捕集、利用和封存技术首先要在煤电机组实现大规模的改造和应用，这也是电力行业实现二氧化碳零排放的关键措施。在此基础上，进一步推广应用到其他工业生产过程中，尤其是在二氧化碳减排较困难的钢铁、水泥、化工等领域，推动全部门减排的发展。

（六）创新绿色金融工具，保障投资规模

电力行业的中长期低碳转型，伴随长期的大规模投资资金需求，规模远大于现有的投资水平，这也将是推动中国经济结构优化调整的重要因素，绿色发展将成为经济转型的新动能。要发挥绿色金融体系的作用，通过政策、产品、市场、技术方面的创新，助力实现碳中和目标。

体系顶层设计方面，尽快制定和完善绿色金融政策体系，推动绿色债券市场建设及开放，加大绿色信贷尤其是碳减排方向的贷款投放引导；积极培育多元化的投资者，拓宽绿色经济的投融资渠道；探索运用政府补贴、税收优惠、信用担保等多种政策手段，为相关企业提供金融支持；鼓励相关的投资基金以可再生能源技术为重要领域，推动可再生能源技术的发展和成果转化，为大规模的可再生能源基础设施建设提供保障。

产品和市场创新方面，加快绿色金融制度创新，推动绿色金融市场建设，尤其是绿色金融离岸市场建设；丰富和完善绿色金融产品，开发多样化的绿色金融工具，引导地方绿色资本、跨国绿色投资等合理有序进入可再生能源领域，推动金融资本对可再生能源企业和技术的多元化支持，为实现“双循环”的新发展格局奠定基础。

推进碳排放权交易和碳金融市场的深度融合，进一步完善碳市场的运行规则和监管制度，引导通过碳指数、碳期货、碳基金、碳租赁等多样化的金融工具，提升碳交易市场的定价能力，增强交易效率，吸引更多社会资本运用市场化的手段，保障电力行业低碳转型的投资需求。

注：文/郝鑫，清华—伯克利深圳学院博士研究生；孔英，清华—伯克利深圳学院、加拿大约克大学经济系、北京师范大学创新管理与经济研究院教授、博士生导师。