我国提出力争于2030年前实现二氧化碳排放达峰，电力行业作为碳排放重点部门是实现这一目标最为重要的一环。

12月16日，由北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目和华北电力大学碳中和协同创新中心主办、绿色创新发展中心和中国生物多样性保护与绿色发展基金会协办的“加速电力部门碳达峰，实现新能源跨越式发展”研讨会在京召开。

会议就我国如何严控煤电项目、促进电力行业碳排放提前达峰、构建以新能源为主体的新型电力系统等议题展开了探讨和交流。会上发布了由华北电力大学碳中和协同创新中心和北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目共同撰写的《电力部门碳排放达峰路径与政策》研究报告（以下简称“报告”）。

电力如期实现碳达峰成关键数据显示，2020年全国能源相关的二氧化碳排放总量102亿吨，其中电力行业（含供热）碳排放约为44亿吨，占总排放量的43.1%。相比电力部门，建筑、交通等部门因减排手段有限，达峰时间将明显滞后于全国碳达峰目标时间，电力如期实现碳达峰对全国碳达峰起到关键作用。

“十三五”期间，我国加速推进电能替代，电气化率稳步提升，电力需求仍保持中速增长。如何推动可再生能源高比例发展实现新增电力需求全部由新能源新增发电量满足、煤电定位调整向稳定基荷和提升灵活性转型、大型可控型电源和灵活性资源多元化发展保障电力安全运行则是实现电力行业及早达峰的重点难题。

报告基于我国宏观经济社会发展趋势，设置和对比了多种电力部门碳排放达峰的组合情景，并提出了电力部门碳达峰的推荐时间和路径，以及相关政策建议和保障措施。

报告指出，近中期电能替代和电气化率提升将持续释放全社会用电需求增长红利，到2025年、2030年、2035年全社会用电量将分别达9.4~9.6、11~11.3、12.2~12.8万亿千瓦时。“十四五”“十五五”“十六五”期间年均增速为4.5%、3.2%、2.1%。

根据电力需求走势、关键电源及配套技术发展情况的不同，电力行业（含供热）碳排放达峰时间、达峰峰值和平台期长短有明显差异，但均可在2030年前实现碳达峰并度过平台期，在2030年后进入明显下降阶段。在实现电力行业碳排放及早达峰和控制碳排放峰值过程中，大型可控型电源多元化发展至关重要，充分挖掘储能及需求响应空间发挥重要支撑作用。

北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目高级顾问杨富强表示，“构建以新能源为主体的新型电力系统”是实现双碳目标最主要的举措之一。2020~2035年是构建新型电力系统的第一阶段，该阶段的重点任务是尽快实现电力部门的碳排放达峰、加速转变煤电的角色定位、实现风光储的跨越式发展，并为之后新能源大规模替代存量传统能源、完成新型电力系统构建打下良好的基础。风光领跑、大型可控电源协同发展报告显示，未来将呈现风光领跑、大型可控电源协同发展的新格局，燃煤发电向调峰、供热服务功能转变。

目前，风电、太阳能基本实现全产业链国产化。在持续降本提效的同时，西北和东北地区陆上集中式风电、光伏与东部沿海地区分布式风电、光伏协同快速发展。

随着海上风电和光热发电逐步商业化，风电、太阳能发电将引来新一轮爆发式增长。

常规水电在实现非化石能源目标和“西电东送”电力安全保障中起到重要作用。

小型堆核电可以作为清洁的分布式能源灵活部署，加之四代核电技术示范商业化后可能触发内陆核电启动，预计核电2030年前可保持每年6台左右的投产规模、2030年后每年保持8台左右的投产规模。

煤电在电力供给侧的位置将持续弱化，发展重点从提供电量电力向灵活性服务、热电联产供热、耦合新能源发电转变。

报告强调，通过着力推进大型可控性电源多元化发展、积极转变煤电角色定位、充分挖掘储能及需求响应空间，我国电力行业碳排放有望于2025年达峰，峰值将在50亿吨左右。

在电力行业碳排放提前达峰的情景下，“十四五”期间煤电规模及发电量仍有小幅增长空间，但需将峰值分别控制在12亿千瓦和5.3万亿千瓦时以内。风电、光伏将作为减煤减碳主力，到2025年和2030年，我国风光装机分别达11亿千瓦和18亿千瓦以上，到2026年和2031年，我国分别基本实现非化石能源新增发电量和风光新增发电量满足全部新增电力需求。

加州大学伯克利分校教授林江表示，光伏、风电以及储能的技术革新、科技进步以及成本下降往往远超人们预期，这为中国以较低成本构建以新能源为主体的新型电力系统打下了坚实的基础。

在清洁电力情景下，预计到2035年，中国可再生能源装机将达到30亿千瓦，届时包括风电、光伏、核电在内的清洁能源将能够满足中国80%的电力供应。在该情景下，电力行业二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物排放将能减少约2/3，有效支撑中国应对气候变化和实现“美丽中国”目标。

树立煤电峰值意识报告指出，为保障电力行业碳排放提前达峰，我国要树立煤电峰值意识，深度挖掘超低排放和节能改造潜力，坚决淘汰环保不达标和落后的煤电产能，并大力推动煤电灵活性改造，煤电向提供调峰兼顾供热服务功能转变；加强可再生能源产业创新的研发和投入，补足产业发展的关键装备及零部件制造的技术短板，推动本土制造与全球供应链整合以提升自身价值链，实现关键环节协同以及重要资源保障；通过优化电网调度、加强需求响应、发展可再生能源制氢、推动能源系统与信息化、数字化和智能化融合发展等手段，促进源网荷储协同发展，全力保障大规模波动性新能源消纳下的电网安全稳定运行；加强电力市场、热力市场、碳市场、基于强制配额的绿证市场机制的耦合发展来整体提升电力系统的运行效率和清洁性，加速低碳转型进程。

“十四五”时期，逐步推动煤电由电量型电源向电力型电源转变，大力发展抽水蓄能和燃气发电，与此同时，提前布局、持续推动需求响应、新型储能和V2G等电力系统灵活性资源的“更优解”发展。

“十五五”和“十六五”时期，减少煤电装机规模，煤电逐步退出灵活调节电源行列，规模化应用新型储能，重视绿氢和长时储能等新技术的开发和应用，建设完善电网互联互济及市场机制，给予充足的系统灵活性释放空间。

针对传统能源快速退出后电力系统安全稳定运行如何保障的问题，林江强调，中国应该通过发展区域电网互济、抽水蓄能、需求侧响应、灵活气电，以及电化学储能、热储能和氢储能全力保障传统能源退出后的电力电量供应安全。此外在清洁电力情景下，中国到2035年仍将保留8亿千瓦的煤电装机，其中一半以上的利用小时数不足1000，主要发挥调峰、调频、备用等辅助服务功能，发挥对电力系统的兜底保障作用。