《華北電力大學：2021電力部門碳排放達峰路徑與政策研究報告（80頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《華北電力大學：2021電力部門碳排放達峰路徑與政策研究報告（80頁）.pdf（80頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、!電力部門碳排放達峰 路徑與政策 Pathways and Policy for Peaking CO2 Emissions in Chinas Power Sector 2021年年12月月!華北電力大學：是教育部直屬全國重點大學，是國家“211工程”和“985工程優勢學科平臺”重點建設大學。2017年，學校進入國家“雙一流”建設高校行列，重點建設能源電力科學與工程學科群，全面開啟了建設世界一流學科和高水平研究型大學新征程。碳中和協同創新中心：以服務“2030碳達峰、2060碳中和”目標為出發點，聚焦我國低碳轉型發展中的科學問題，兼顧國家目標、人才培養與學科建設，結合學院的學科特色和定位，經

2、濟與管理學院成立“碳中和創新研究中心”。中心將重點圍繞低碳理論高端智庫、低碳產業技術創新應用、低碳專業人才培養開展工作，以中心為載體深化校政、校企融合，發揮科研、人才優勢，推動協同創新，產出高質量的創新成果，服務國家戰略需求和區域經濟社會發展，為實現碳達峰碳中和貢獻力量。!以往報告成果!“十四五”電力行業煤炭消費控制政策研究 新冠疫情后的中國電力戰略路徑抉擇：煤電還是電力新基建“十三五”電力煤控中期評估與后期展望 中國電力供應安全的經濟分析與保障路徑研究 中國電力系統靈活性的多元提升路徑研究 持續推進電力改革提高可再生能源消納 發電計劃放開、煤電去補貼與擱淺資產處置 吉林省煤電擱淺資產：風險與

3、政策建議 電力行業煤炭消費總量控制方案和政策研究“一帶一路”綠色電力合作研究 中國燃煤發電項目的經濟性研究 中國煤電產能過剩與投資泡沫研究 !北京大學能源研究院：是北京大學下屬獨立科研實體機構。研究院以國家能源發展戰略需求為導向，立足能源領域全局及國際前沿，利用北京大學學科門類齊全的優勢，聚焦制約我國能源行業發展的重大戰略和科技問題，按照需求導向、學科引領、軟硬結合、交叉創新、突出重點、形成特色的宗旨，推動能源科技進展，促進能源清潔轉型，開展專業及公眾教育，致力于打造國際水平的能源智庫和能源科技研發推廣平臺。氣候變化與能源轉型項目：北京大學能源研究院于2021年3月啟動了氣候變化與能源轉型項目

4、，旨在助力中國應對氣候變化和推動能源轉型，實現2030年前碳達峰和2060年前碳中和的目標。該項目通過科學研究，設立有雄心的目標，制定清晰的路線圖和有效的行動計劃，為政府決策提供建議和支持。該項目積極推動能源安全、高效、綠色和低碳發展，加速化石能源消費的減量化直至退出。該項目具體的研究領域涵蓋宏觀的能源與環境、經濟和社會的協調綜合發展；化石能源消費總量控制；能源開發利用技術創新；電力部門向可再生能源為主體的系統轉型；推動電氣化；高耗能部門的低碳綠色發展；可持續交通模式；區域、省、市碳中和模式的示范推廣；散煤和塑料污染治理；碳中和與碳匯；碳市場；社會公正轉型等。以往報告成果“十四五”推動能源轉型

5、實現碳排放達峰 中國散煤綜合治理研究報告2021!報告引用方式：華北電力大學袁家海教授課題組，北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目:電力部門碳排放達峰路徑與政策研究.2021年12月.!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!電力達峰報告!電力部門碳排放達峰路徑與政策 Pathways and Policy for Peaking CO2 Emissions in Chinas Power Sector#$%&!#$!%&!(!)!#(&)!(!*!(+,!-./!012!3!4!3!5!免責聲明：本報告為課題負責人和研究團隊的觀點，不代表所任職機構觀點。華北電力大學、北京大學不對報告數據和研究

6、結論的正確性負責。ii!#$%!我國提出力爭于#$#年前實現二氧化碳排放達峰%電力行業作為碳排放重點部門是實現碳達峰目標最為重要的一環&#年全國能源相關的二氧化碳排放總量#億噸%其中電力行業(含供熱)碳排放約為*億噸%占總排放量的*$+,&相比電力部門%建筑-交通等部門因減排手段有限%達峰時間將明顯滯后于全國碳達峰目標時間%電力如期實現碳達峰對全國碳達峰起到關鍵作用&!.十三五/期間%我國加速推進電能替代%電氣化率穩步提升%電力需求仍保持中速增長&加之經濟結構不斷優化%電力需求增長重心向三產和居民轉移%電力負荷呈現尖峰化和雙峰化&盡管受疫情影響%#年中國全社會用電量0+1萬億千瓦時%仍保持$+

7、*,的中速增長%其中三產居民用電占比為$#+2,&中國積極推進電力行業清潔低碳轉型%可再生能源占比不斷提升%煤電由高速發展向高質量發展轉變%在巨大的體量慣性下煤電仍存在過剩風險&加之負荷尖峰常態化和高比例可再生能源并網下電力系統靈活性資源發展不足導致緊缺程度加劇是電力行業低碳轉型面臨的重大挑戰&如何推動可再生能源高比例發展實現新增電力需求全部由新能源新增發電量滿足-煤電定位調整向穩定基荷和提升靈活性轉型-大型可控型電源和靈活性資源多元化發展保障電力安全運行則是實現電力行業及早達峰的重點難題&!本報告結合各項宏觀經濟指標變化趨勢，合理預測#3#$1年電氣化推動下的全社會用電需求。以滿足不同電氣化

8、進程下電力需求為前提，設置多種組合情景較全面地概括了未來電力低碳轉型可能面臨的情況，對電力低碳轉型的不確定性進行分析，討論電力系統碳達峰路徑和時間。通過對比碳達峰典型路徑，選擇出滿足非化石能源規劃目標的碳達峰推薦方案，以此為基礎研究新能源高比例發展路徑、非煤大型可控電源多元發展路徑、煤電轉型路徑、電力系統靈活性多元提升路徑，在此基礎上提出了保障電力部門碳達峰的政策機制改革.施工圖/。將研究時間范圍覆蓋到#$1年，一是因為#$1年是我國實現兩個百年發展目標的關鍵時間節點；二是因為國家業已明確的雙碳戰略構想中，#$1年要在#$#年前實現達峰的基礎上實現碳排放量的明顯下降；三是#$1年前電力行業碳峰

9、值及降低趨勢所隱含的深層意義在于，可為其他行業提供轉型動力和排放空間，對沖碳中和長期減排風險。因此，覆蓋到#$1年可確保研究結論的可靠性、客觀性和深遠性。電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!主要發現 1.近中期電能替代和電氣化率提升將持續拉升全社會用電需求增長。在新冠疫情沖擊下全球經濟格局發生重大變化，內需作為中國經濟主要引擎的作用會持續提升&.新基建/逐步落實有助于擴大有效需求%服務于消費升級%保持第三產業用電量穩定增長&近中期全社會用電量增速將呈現周期性變化%人均用電量上升空間較大%電能替代和電氣化率提高也將持續拉高用電需求&!預測常規電氣化情景下#1-#$#-#$1年全社會用電量為4+*-

10、+萬億千瓦時%.十四五/-.十五五/-.十六五/期間年均增速為*+1,-$+,-+,5加速電氣化情景下#1-#$#-#$1年全社會用電量為4+2-+$-+6萬億千瓦時%.十四五/-.十五五/-.十六五/期間年均增速為1,-*,-$+,(圖)&!圖!近中期電力需求預測!*+未來將呈現風光領跑、大型可控電源協同發展的新格局，燃煤發電向調峰、供熱服務功能轉變,目前風電-太陽能基本實現全產業鏈國產化&在持續降本提效的同時%西北和東北地區陸上集中式風電-光伏與東部沿海地區分布式風電-光伏協同快速發展&隨著海上風電和光熱發電逐步商業化%風電-太陽能發電將引來新一輪爆發式增長&常規水電在實現非化石能源目標和

11、.西電東送/電力安全保障中起到重要作用%#$#年前基本完成除怒江-雅魯藏布江外主要河流干流水電開發%#$#年后開發難度增大%開發速度將放緩&抽水蓄能建設周期長且投資成本高%但近期國家能源局的抽水蓄能中長期發展規劃將帶動至少億千瓦新建項目%#$1年發展規?？善?小型堆核電可以作為清潔的分布式能源靈活部署%加之四代核電技術示范商業化后可能觸發內陸核電啟動%預計核電#$#年前可保持每年2臺左右的投產規模-#$#年后每年保持6臺左右的投產規模(圖)&煤電在電力供給側的位置將持續弱化%發展重點從提供電量電力向靈活性服務-熱電聯產供熱-耦合新能源發電轉變&為保障近期電力安全考慮部分訴求地區適當發展%根據計

12、劃機組核準開工狀態%按照煤電機組$3*年的建設周期%設置三種煤電發展情景%見表&!#$%!#$&!$(!$)!*$*!*$+!%$,-,$(-)$*-%$(-*$-)$-(-*-%-&-(,(,常規電氣化 加速電氣化 常規電氣化 加速電氣化 常規電氣化 加速電氣化*(*,*()(*(),單位：萬億千瓦時全社會用電量年均增速iv!圖!各類電源開發潛力展望!表!煤電發展情景展望!發電裝機（億千瓦）!#1!#$#!#$1!常規!備用!常規!備用!常規!戰備!適當發展!#+*!#+*!4+2!#+1!及早退煤!#+*!#+*!4+0!#+2!6+*!#+2!煤電驅動!+2!#+*!+4!#+*!#+2

13、!#+*!3.大型可控型電源多元化發展至關重要，充分挖掘儲能及需求響應 空間發揮重要支撐作用，助力電力行業碳排放及早達峰。以滿足不同電氣化進程下電力需求為前提%考慮可再生能源配套儲能及需求響應-大型可控型電源發展程度不同%設置6個組合情景全面地概括了未來電力低碳轉型的可能情景及不確定性%以此為基礎探討電力系統碳達峰路徑和時間&!表2 電力系統轉型情景不確定組合 情景!電力需求!可再生配套儲能及需求響應!大型可控型電源!常規電氣化!加速電氣化!保守預期!充分挖掘潛力!基準!高速!7!P!P!P!7!P!P!P!7$!P!P!P!7*!P!P!P!71!P!P!P!72!P!P!P!70!P!P!

14、P!76!P!P!P!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!.!根據關鍵電源及配套技術發展情況的不同%電力行業(含供熱)發電碳排放達峰時間-達峰峰值和平臺期長短有明顯差異(圖$)%但均可在#$#年前實現碳達峰并度過平臺期%在#$#年后進入明顯下降階段(表$)&在實現電力行業碳排放及早達峰和控制碳排放峰值過程中%大型可控型電源多元化發展至關重要%充分挖掘儲能及需求響應空間發揮重要支撐作用&!圖$!不同電力行業轉型情景下碳排放軌跡!表$!電力行業轉型情景碳排放達峰時間表!情景 達峰年份 碳排放峰值 排放平臺期 7!#6 年!1$億噸!#23#$#年!7!#2 年!1+$億噸!#13#0 年!7$!#1

15、 年!1#+億噸!#13#6 年!7*!#1 年!*6+0 億噸!#13#0 年!71!#$#年!12+億噸!#63#$#年!72!#4 年!1$+1 億噸!#03#$#年!70!#4 年!1+*億噸!#03#$#年!#$%$&$%$&年#&%&%&億噸#$%$&$%$&($%$)$%$)年#-+!推薦多源協同的加速電氣化路徑作為政策路徑.碳排放達峰時!間和峰值皆在可控范圍之內,!針對具有代表性的發電技術組合%燃煤發電不同發展情景%利用規劃模型模擬三種碳達峰的典型電力發展路徑8煤電驅動的加速電氣化情景(9:7)-多源協同的加速電氣化情景(;:7)-新能源領跑的常規電氣化情景(9?對比!圖0!煤

16、電與可再生發電系統成本對比!風電-太陽能迎來新一輪大規模發展&.十四五/期間風電-太陽能新增規模分別為+1億千瓦-$+1億千瓦%#1年風光總規模達到+$億千瓦5.十五五/期間風電-太陽能新增規模分別為$+億千瓦-*億千瓦%太陽能裝機規模超越風電%#$#年風光總規模達到6+1億千瓦%新增電力需求基本由非化石能源新增發電量滿足5.十六五/期間風電-太陽能新增規模分別為$+1億千瓦-*+1億千瓦%#$1年風光總規模達到2+1億千瓦%實現可再生發電對煤電發電量存量的逐步替代(圖6%圖4)&!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!6!圖6!近中期裝機構成及新增裝機變化!圖4!近中期發電構成及新增發電量變化

17、53000 24835 85000 32000 120000 35000 60000 34644 100000 40000 145000 45000(100000)0100000200000300000400000500000裝機構成新增裝機裝機構成新增裝機裝機構成新增裝機202520302035單位：萬千瓦化石能源生物質核電水電風電太陽能9275 4610 16235 6960 24000 7765 6900 4289 12500 5600 19575 7075(10000)1000030000500007000090000110000130000150000發電量構成 新增發電量 發電量構

18、成 新增發電量 發電量構成 新增發電量202520302035單位：億千瓦時化石能源生物質核電水電風電太陽能x!2+!充分挖掘非煤大型可控電源和多元化靈活性資源保障用電負荷增長,!#1年后不再新增煤電，.十四五/-.十五五/-.十六五/期間以退役煤電延壽的方式分別保留*#萬千瓦，*#萬千瓦，1#萬千瓦作為應急備用，可滿足約#,的最大負荷增量。通過充分挖掘非煤大型可控電源和系統靈活性資源多元化發展，加上煤電延壽備用，可滿足#3#$1年間的最大負荷增量。!圖4!#3#$1年新增尖峰保障能力足以支撐短時尖峰電力安全保障!7.煤電由穩定基荷向靈活性電源轉型，控制發電量在2025年后不再增長，保障新能源

19、加速大規模發展。.十四五”期間煤電轉型重點是嚴控煤電新增，加速煤電靈活性改造。煤電滿足基礎負荷的同時最大程度為系統安全穩定運行提供靈活性支撐，控制煤電行業裝機規模在+13億千瓦及早達峰，發電量峰值控制在1+31+$萬億千瓦時&!.十五五”期間煤電轉型重點是推動煤電逐步退出，深挖靈活性改造潛力，推動997改造商業化。完成新增電力需求逐步由新能源滿足，并逐步替代煤電發電存量，縮短減排平臺期。!.十六五”期間煤電轉型重點是加速煤電有序退出，逐步部署=997挖掘減排空間。實現煤電發電存量被加速替代，通過部署=997技術實現加速減排。!0100002000030000400005000060000新增最

20、大用電負荷 新增尖峰保障能力 新增最大用電負荷 新增尖峰保障能力 新增最大用電負荷 新增尖峰保障能力202520302035單位：萬千瓦煤電封存氣電抽水蓄能常規水電核電儲能短時需求響應永久削峰優化調度電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!6!3+!大型可控低碳電源作為基礎.與短時電池儲能和長時儲能互補 構成全時間尺度的系統靈活性調節能力。!碳達峰背景下，提供基礎靈活調節能力的大型可控電源需兼顧低碳要求，要求嚴格限制煤電增量發展，同時儲能等資源尚處發展初期，因此合理利用煤電資源是短期內提升電力系統靈活性的重點。!.十四五/時期，逐步推動煤電由電量型電源向電力型電源轉變，加快推進煤電靈活性改造，大力發

21、展抽水蓄能和燃氣發電，與此同時，提前布局、持續推動需求響應、新型儲能和AB等電力系統靈活性資源的.更優解/發展。!.十五五/和“十六五”時期，減少煤電裝機規模，煤電逐步退出靈活調節電源行列，規?；瘧眯滦蛢δ?，重視綠氫和長時儲能等新技術的開發和應用%建設完善電網互聯互濟及市場機制，給予充足的系統靈活性釋放空間。!圖#!碳達峰背景下中國電力系統靈活性提升路線圖!“十四五”期間，電化學儲能持續降本提效，成本達到商業化臨界點，#1年以電化學儲能為代表的新型儲能規模達到1#萬千瓦，為系統提供短時（秒級、分鐘級）快速調節能力，綠氫技術作為長時儲能發展重點進行示范試點推廣?！笆逦濉?、“十六五”期間壓縮空

22、氣、飛輪、電化學儲能規?；瘧?，#$#-#$1年新型儲能規模達到+1-$億千瓦；.十五五/期間電制氫和氫儲能技術成本達到商業化臨界點，.十六五/期間推進綠氫商業化大規模部署，預計#$1年綠氫規模達到1#萬千瓦（圖)%足以提供高比例可再生能源并網下對于調節能力需求，保障靈活性&!xii!圖!關鍵儲能技術發展趨勢!9.制訂保障電力部門碳達峰的政策機制改革“施工圖”。實現電力部門的碳達峰和凈零排放發展目標，首先需要明確中國電力低碳轉型的目標導向，即安全供應、經濟有效、有序轉型、耦合互補與公正轉型。將政策機制改革作為電力部門達峰的有效工具，即“四個政策、四個支柱”。完善碳市場機制設計，碳配額的總量控制

23、與分配機制需與碳達峰碳中和路徑一致，碳預算必須逐步收緊，與碳達峰碳中和路徑一致，保證全國碳市場的碳價將逐步對接國際水平。充分發揮電力市場的價格發現機制，完成收益及投資可預期的可再生能源交易機制設計，設計保障穩定可控電源和靈活性資源基本收益的容量電價機制，完善與高比例可再生能源需求配套的輔助服務產品和高比例可再生能源電力市場還需要其他方面的配合，如配網平臺化、綜合能源、多能互補和分布式交易等。推動綠色金融通過資源優化配置、價格發現和風險管理三大功能推動零碳電力的發展，綠色金融政策助推碳市場發展。從公正轉型方面，設計職工安置方案確保煤電轉型以社會可接受的方式實施，設計地區轉型規劃提高行業和部門的競

24、爭力，設計合理的退煤機制保障電廠運營商等相關利益者的權益。將煤電長期轉型、改造與退出時間表與路線圖、可再生能源高比例發展規劃目標與路徑、中長期可控穩定資源與靈活性資源部署規劃、全環節技術創新政策組合技來推動顛覆性技術作為碳達峰頂層設計的四大支柱。為確保電力部門及早實現碳達峰，在推動政策機制頂層設計的基礎上，進而明確“源、網、荷、儲、熱”等方面落實分階段具體發展目標，總結推動電力碳達峰關鍵領域進展時間表（圖)&!/&(%(&(+%(*,(#(,(%/(,()(,(,(*()(%(,(&(/(累計規模新增規模累計規模新增規模累計規模新增規模*(*,*()(*(),單位：萬千瓦抽水蓄能電化學儲能綠氫

25、電化學儲能規?；渴鹁G氫逐步推廣實現商業化電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!6!圖!推動電力碳達峰關鍵領域進展時間表 政策建議 4+!持續推進煤電供給側改革。!慎重把握煤電供給側改革政策力度%樹立煤電峰值意識%將全國煤電峰值規?？刂圃?13億千瓦%發電量峰值控制在1+31+$萬億千瓦時5深度挖掘超低排放和節能改造潛力5堅決淘汰環保不達標和落后的煤電產能5將大力推動煤電靈活性改造作為優化煤電存量機組的重中之重%按需將安全、環保、可靠性水平達標的到期退役機組延壽作為應急備用機組保障轉型期電力供應安全&!*+!推動可再生能源產業協同發展。!在中長期氣候目標下，可再生能源大規模發展面臨著能源安全、生態

26、環境、技術革新等方面產生不確定性影響，推動可再生能源產業協同發展至關重要。首先，需要加強可再生能源產業的創新研發投入，補足可再生能源產業發展的關鍵裝備及零部件制造的技術短板。其次，在明確可再生能源大規模發展的關鍵瓶頸、供應鏈關鍵薄弱點基礎上，根據生產原材料產量分布和生產資源需求量，推動本土制造與全球供應鏈整合以提升自身價值鏈，實現關鍵環節協同以及重要資源保障。最后，統籌科技創新、財政金融、人才等方面保障可再生新能源產業協同發展，推動大規?？稍偕茉串a業的創新源頭支持，協同政府和市場兩方面齊發力，加快本地化的創新研發、先進制造與應用推廣。xiv!1+!保障大規?？稍偕茉窗l展的能源供輸安全。!隨

27、著具有隨機性與波動性可再生能源大規模并網，電力系統的安全穩定運行面臨諸多挑戰。需要重視電網側和負荷側有機結合，通過輸配網優化調度、微電網并網運行和需求側響應，實現資源全局優化配置，協同源網荷儲各環節資源，保障高比例可再生能源安全并網；促進地源熱泵、可再生能源制氫技術等可再生能源制非電能源的關鍵技術協同發展；推動能源系統與信息化、數字化和智能化融合發展，實現多類型能源系統間的信息共享；加強支撐綜合能源供給安全的關鍵技術協同發展，應對風光等能源間歇性和波動性下能源供應系統面臨風險，減少或避免極端事件發生。!-+!引導5源6網6荷6儲7靈活性資源發展的協調統一。!準確評估未來靈活性需求，將電力系統靈

28、活性提升目標納入中長期電力規劃，并與國民經濟各領域規劃有機銜接。需要根據靈活性需求合理投資電源建設，引導電廠采用更靈活的運營模式。需要創建響應時間快的實時市場和建立公平的靈活性補償機制，能夠及時迅速地對可再生能源發電做出價格判斷。需要建立公平的靈活性補償機制，減少對不靈活運行發電廠的激勵，實現靈活性資源的優勝劣汰。/+!多市場體系協同促進電力系統低碳轉型。!碳達峰目標下電力系統低碳轉型的關鍵在于提升整體效率和清潔性，需要電力市場、熱力市場、碳市場、基于強制配額的綠證市場機制耦合發展來加速低碳轉型。電力市場的競爭規則要有利于新能源等低碳能源發展，而碳市場的加入可以進一步擴大新能源的市場經濟性優勢

29、、改變不同類型機組的市場競爭力。減排過渡期和平臺期要深化雙市場耦合，使新能源發電獲得碳減排直接收益，擴充新能源發展的資金池，緩解財政補貼壓力。完善碳配額分配機制，確定合理碳價，通過電力市場化與電-碳市場協同加速減排進程。電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!6.!展望 實現碳達峰、碳中和，是以習近平同志為核心的黨中央統籌國內國際兩個大局作出的重大戰略決策。實現碳達峰的過程是傳統能源生產和消費模式逐步結束的過程，實現碳中和的過程是新型能源生產和消費模式逐步建立的過程，兩者存在根本性的區別。!電力行業碳達峰的過程非化石電力逐步替代增量化石電力，化石電力由少增加發展到不增加的過程，電力行業仍維持在傳統電

30、力系統運行框架模式下。因此本報告著眼于當前的電力系統運營模式，立足于當前現有資源和近期可用的技術去考察我國電力系統碳達峰的可能情景與路徑。!電力行業碳中和的過程是非化石電力逐步替代存量化石電力，化石電力逐步減少并趨于零的過程，電力行業逐步從傳統電力系統運行模式轉變為新型電力系統運行模式的過程。電力系統中的資源類型和配置方式、技術手段、運營方式等會發生根本性的變革。因此，電力行業碳中和路徑的研究思路和方法與碳達峰階段存在巨大的不同。!首先，研究思路采用反向倒推的方式，即以#2#年前實現碳中和為基本約束條件，倒逼考察電力系統脫碳轉型路徑。其二，研究基礎要基于重大不確定性，例如資源類型方面四代核電、

31、光熱發電、潮汐發電等的數量和應用場景等問題，技術創新方面綠氫、99C7-超導、氫碳化工等能否存在根本性技術突破等問題，運行模式方面，微網和大電網、電從遠方來和電從身邊來等問題。第三，研究邊界存在很大的彈性，例如要考慮是狹義的二氧化碳中和還是廣義的溫室氣體中和、全社會碳中和的實現路徑對電力系統構成的約束、能源效率的提升空間和潛力、終端電力需求預測值等諸多不確定邊界因素。!下一步電力行業碳中和研究報告的初步設想，將以構建以新能源為主體的新型電力系統為基礎，從宏觀經濟社會指標（如人口、人均BDE-產業結構、關鍵行業產能等）和能源經濟形勢（如終端能源消費量與結構、一次能源消費量與結構）兩個層面刻畫#2

32、#年碳中和圖景；解析狹義與廣義碳中和目標的內涵要求，考慮自然碳匯和工業、交通、建筑等行業的排放潛力，估算電力部門的排放空間，并銜接碳達峰報告的排放情景，擬合面向#2#年碳中和的碳排放軌跡；將電力系統近零排放關鍵時間節點作為電力規劃整體目標，以達峰報告電力規劃為基礎，對中長期電力規劃、關鍵減排技術應用、電力系統運行場景特性等進行不確定性分析；分階段闡述常規煤電退出和煤電=997改造、新能源、大型穩定非化石電源、新型儲能及綠氫等靈活性資源組合部署的電力系統脫碳路線圖，衡量不同轉型路徑下的轉型成本及經濟代價，最終設計電力脫碳轉型配套政策機制。!電力碳達峰研究報告與電力碳中和研究報告是探討我國電力低碳

33、轉型問題的“兩步走”系列研究的兩個主旨報告，二者有機銜接、涵蓋全面，構建了較為成熟的系統性分析框架 與 思 路，后 續 將 對 主 旨 報 告 中 的 更 多 具 體 細 節 問 題 開 展 多 線 研 究 工 作。xvi!&%!4+研究背景 1!*+電力發展現狀與展望 3#$電力發展現狀!#電力供需展望#%電力集中供熱需求分析!#1+電力行業碳達峰情景與推薦方案 !19%#$電力行業轉型情景組合分析!%#電力行業碳達峰典型情景與推薦方案!#-+電力行業碳達峰路徑研究 !25&#$新能源高比例發展分析&#非煤大型可控電源的多元化發展路徑與電力安全保障&#%煤電轉型路徑&#&電力系統靈活性的多元

34、提升路徑!/+制定保障電力部門碳達峰的政策機制改革“施工圖”46#$碳達峰目標導向#碳達峰政策施工圖 2+附錄 59!789:;?ABCDEFGH?IJ?7KL!/!1 研究背景!#1年月，全球近#個國家簽署巴黎協定，為應對氣候變化達成共識，旨在控制全球平均氣溫較前工業化時期上升幅度在F以內，并努力控制在+1攝氏度以內。中國作為負責大國積極參與全球氣候治理工作，逐漸成為全球氣候治理的引領者。#年4月日，國家主席習近平在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上發表重要講話時提出，中國將采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于#$#年前達到峰值，努力爭取#2#年前實現碳中和。這一偉大愿景展現了中華民族

35、永續發展和推動構建人類命運共同體的決心，對全球氣候治理工作起到積極推動作用。#年$月1日，習總書記在中央財經委員會第九次會議中指出構建以新能源為主體的新型電力系統，成為.雙碳/目標實現的基本思路與主要舉措。同年*月日，習總書記出席領導人氣候峰會時表示堅持走生態優先、綠色低碳的發展道路。中國正在制定碳達峰行動計劃，廣泛深入開展碳達峰行動，支持有條件的地方和重點行業、重點企業率先達峰。中國將嚴控煤電項目，.十四五/時期嚴控煤炭消費增長、.十五五/時期逐步減少。中共中央政治局同年0月$#日召開會議，要求要統籌有序做好碳達峰、碳中和工作，盡快出臺#$#年前碳達峰行動方案，堅持全國一盤棋，糾正運動式“減

36、碳”，先立后破，堅決遏制“兩高”項目盲目發展。!電力部門是碳排放重點部門。#年中國二氧化碳排放總量#億噸，其中電力部門（含供熱）碳排放約為*億噸，占總排放量的*$+,&雖然除電力部門外的其他碳排放重點部門，如工業部門、建筑部門、交通部門正在積極推動節能提效和電氣化替代，但碳達峰時間或滯后于全國碳達峰目標時間，或存有較大不確定性。相對來說，電力部門是最容易實現碳達峰的碳排放重點部門，其盡早達峰對全國碳達峰起到關鍵作用。!.十三五”期間中國經濟發展呈現穩中向好態勢，加之電能替代紅利釋放，電力需求保持中高速增長。雖然煤電正逐步退出電力供給側主導地位，其基礎電源定位長期保持，裝機容量和發電量增長依然較

37、快。電力行業持續推進清潔低碳轉型，以風電、光伏為代表的新能源比例不斷提升，系統所需平抑其波動性與隨機性的靈活性資源緊缺。我國產業結構不斷優化，用電需求重心逐步向第三產業和居民用電發生轉移，負荷呈現尖峰化、雙峰化特點。面對電力部門發展存在的突出問題，電力部門及早實現碳達峰也面臨較大挑戰&!2 電力發展現狀與展望!4!#電力發展現狀$*+4+4 電力需求#年以來%工業化城鎮化進程不斷推進%經濟由高速增長轉變為高質量增長%電力需求增長重心向三產和居民用電轉移%電力需求增長變低%由#6之前1,左右的用電增速降至1,30,的用電增速&.十三五/期間%我國電力需求的增長速度仍然較快%年均增速為*+4,&#

38、年疫情沖擊使得我國用電需求短期下滑%但隨著國內生產生活穩步恢復%用電需求增長逐步回穩%見圖3&#年上半年%國內疫情得到有效控制%經濟用電快速反彈%G1月全社會用電量累計同比增長0+0,%是#年以來的最高水平&!圖3!#3#年全社會用電量及增速!#4年和#年中國人均BDE連續超過#美元%#年人均用電量達到1$6千瓦時，但人均生活用電量001千瓦時H人%未達到工業化完成時期的標準6#千瓦時H人，中國仍處于工業化后期階段。人均生活用電量占人均用電量的比重由#年的+,增至#年的*+2,%經濟增長的重心正逐漸向生活與消費方向轉移。!國家能源局#!$月份全社會用電量%&()*+#,-,#./01(222#

39、345#678#93(,-,:-;($(9=?#./!,!國家統計局#!,-,-年國民經濟和社會發展統計公報%&()*+#,-,#./01(222#A/5/A#678#93(/BAB(CDEF(,-,-,(/,-,-,G%J+#,-,-#%)$&(-%$(-%,$*(-%$+(-%*$*(-%*$/(-%$&(-%&$%(-*$(-*$&(-*$%(-*$+(-*$(-*)$(-*)$#(-*,$,(-(-(-*(-)(-%(-,(-*(*(*(*()*(%*(,*(&*(/*(+*(#發電能源占一次能源消費比重全國電能占終端能源消費比重!6 圖3$!#3#裝機結構變化趨勢!發電量方面：隨著各

40、類可再生能源協調發展，加快推動可再生能源分布式應用?！笆濉逼陂g棄風、棄光問題得到顯著改善，#年棄風、棄光率降至$,%較#1年下降+2個百分點。#年非化石能源發電量達到+2萬億千瓦時，發電量占比$*,%其中非化石能源新增發電量占新增電力需求的1*+0,I對燃煤發電增量電量形成有效替代，加速推動了電力清潔低碳轉型（圖3*)&!圖3*!#3#發電量結構變化趨勢 (-,-(-,-*(-*,-)(-),-%(-%,-,(-(,(,(*(*,(*(*(*(*()*(%*(,*(&*(/*(+*(#*(*(單位：萬千瓦生物質太陽能風電核電抽蓄常規水電氣電煤電非化石能源占比0%5%10%15%20%25%

41、30%35%40%0100002000030000400005000060000700008000020102011201220132014201520162017201820192020單位：億千瓦時生物質太陽能風電核電抽蓄常規水電氣電煤電非化石能源占比電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!7*+4+1 煤電發展#年前，我國電力供給能力短缺，煤電作為電力供給側的主力電源裝機容量快速增長。截至#年底，我國煤電裝機容量為2*22萬千瓦，較#年煤電裝機容量44$6萬千瓦翻了近兩番（圖31）。隨著新能源能源迅猛發展和電力需求增速逐步放緩，煤電產能出現了嚴重過剩。為避免.十二五/期間核準過量煤電項目投產使

42、得煤電過剩加劇，.十三五/期間，在煤電供給側改革.停緩建/政策約束下嚴控煤電新增，加速淘汰落后煤電產能，顯著的控制了煤電裝機規模增長。.十三五/期間累計新增煤電024萬千瓦，較.十二五/和.十一五”新增煤電規模分別下降了$+,和6*+,。.十三五/期間累計淘汰關停落后煤電產能*0#萬千瓦，較.十二五/期間淘汰落后煤電規模增加6#+,。截至#年底，我國煤電裝機容量為#+6億千瓦，控制在億千瓦以內（見圖32）。!圖31!#3#年煤電裝機容量及新增煤電規模!(數據來源：#3#年電力統計年鑒，中電聯電力行業年度發展報告）!圖32!#3#年煤電裝機變化 21262.4107912050000100000

43、15000020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020單位：萬千瓦煤電裝機容量新增煤電19938 107912 7000 2600 4600 12254 39469 30548 22503 0200004000060000800001000001200002000十五十一五十二五十三五2020單位：萬千瓦煤電裝機容量淘汰落后產能新增煤電!8 在過去#年里我國積極推動煤電產業轉型升級%通過.上大壓小/的方式實現大容量高參數煤電機組對落后煤電產能進行替代%煤電裝機技術結構不斷優化%

44、建成清潔高效煤電供應體系&根據煤電機組數據庫資料顯示%截止#年底%我國全口徑煤電機組共*101臺%裝機規模達#+6億千瓦(含2#千瓦以下機組)&其中I#萬千瓦級以上煤電機組裝機容量+*2億千瓦%占總裝機容量比重$+1,%較#年提升了6+個百分點52#萬千瓦級和$#萬千瓦級煤電機組裝機容量同為$+4億千瓦%裝機容量占比$2+1,%較#年基本持平5$#萬千瓦級以下煤電機組裝機容量較#年僅增加1*萬千瓦%降至總裝機容量的$+1,5#萬千瓦級煤電機組裝機容量$10萬千瓦%較#年減少了1+*,5#萬千瓦級煤電機組裝機容量為24萬千瓦%裝機容量占比僅為1+0,%較#年下降了+1個百分點5#萬千瓦級以下的小

45、機組裝機容量1$萬千瓦%裝機容量占比*+6,%較#年下降+2個百分點(圖30)&!(數據來源：JKL!BMNOPM!9NPM!EMPQR!JSPTULS%綠色和平中國燃煤電廠計劃機組數據庫）!圖30!裝機技術水平對比圖!我國城鎮化速度加快，人民生活對供熱需求不斷提高，熱電聯產機組利用高品位熱能發電，低品位熱能用于供熱的方式兼顧供電和供熱任務，同時也是提高能源利用率、節約能源、減少污染、凈化環境的有效途徑。截至#年底，我國熱電聯產機組裝機容量*+$億千瓦，占總裝機容量$6,&我國熱電聯產機組主要集中于$#萬千瓦級和#萬千瓦級以下小機組。$#萬千瓦級熱電機組裝機容量+$2億千瓦，占熱電裝機總規模的

46、10+,&#萬千瓦級以下熱電機組容量$06+*萬千瓦，占#萬千瓦級以下煤電機組裝機容量的0+4,(圖36)&!8%6.3%5.6%34.7%31.8%28%5.2%8.4%15.5%11.5%9.7%17.4%19.1%17.8%4.6%6.7%9.1%5%9.9%13.1%020000400006000080000100000120000201020152020單位：萬千瓦100萬千瓦級超超臨界100萬千瓦級超臨界60萬千瓦級超超臨界60萬千瓦級超臨界60萬千瓦級亞臨界30萬千瓦級超超臨界30萬千瓦級超臨界30萬千瓦級亞臨界電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!9!圖36!分機組類型純凝和熱電機

47、組裝機容量及占總裝機比重!隨著我國煤電供給側結構性改革深入，電力行業持續推進煤電節能升級改造，全國平均供電煤耗顯著降低，超前完成“十三五”電力規劃目標（$#克標煤H千瓦時）。截至#年底，全國2#千瓦以上火電平均供電煤耗$#1+1克標煤H千瓦時，較#年下降6+$個百分點，平均發電煤耗60克標煤H千瓦時，較#年下降6+個百分點，見圖34&!圖34!火電平均發電和供電煤耗下降趨勢 312308305302300297294291289.9288.8286.9333329325321319315312309308306.4305.52602702802903003103203303402010 201

48、1 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020克標煤/千瓦時火電平均發電煤耗火電平均供電煤耗!10 煤電節能環保延續向好態勢，一方面得力于煤電技術結構優化，另一方面則是超低排放節能改造對于現役機組能效提升。截至#年底，我國完成超低排放節能改造煤電機組裝機容量達4+1億千瓦，約占煤電總裝機容量的64,，其中，中東部地區煤電基本完成超低排放和節能改造。我國$#萬千瓦級以上煤電機組基本完成超低排放改造，仍有+$億千瓦規模$#萬千瓦級以下煤電機組超低排放節能改造工作有待推進，其多為老舊落后的熱電聯產機組或自備電廠，面臨著退役或者淘汰退出。繼續深挖超低排放節

49、能改造減排空間應在$#萬千瓦級以上煤電機組全部完成超低排放節能改造的基礎上，加速推進#3$#萬千瓦級煤電機組超低排放節能改造，河北、山西、內蒙古、黑龍江、山東、陜西、新疆等省份則是下一階段推進超低排放節能改造的重點省份。!2.1.4 電力部門歷史排放軌跡!為滿足我國日益增長的電力和供熱需求，電力行業發電和供熱消耗標煤量不斷提升。根據中電聯統計數據顯示，#年電力行業發電消耗標煤量$+*億噸標煤，較#年增加$#,%供熱消耗標煤量+億噸標煤，較#年增加60,&#年火電發電量為*+66萬億千瓦時，按照平均發電煤耗62+4克標煤H千瓦時，可估算出#年電力行業發電總能耗折標煤為*億噸。其中，煤電發電量*+

50、2$萬億千瓦時，耗能$+*億噸標煤，氣電發電量#+1萬億千瓦時，耗能#+2億噸標煤。推算歷年煤電碳排放總量-氣電碳排放總量和煤電平均發電煤耗（圖3#)&#年電力行業碳排放總量（含供熱）為*+$億噸，同比增長+6,%較#年增長$2+6,&#年火力發電碳排放總量為*+*億噸二氧化碳，火電單位碳排放強度為6*$克二氧化碳H千瓦時。!圖3#!#3#年電力部門碳排放軌跡!估算方法與系數：萬噸標煤對應6$立方米天然氣，天然氣密度按照#+0UVHW$；排放系數按照XE99標煤和天然氣排放系數折算。44.33 01020304050201020112012201320142015201620172018201

51、92020單位：億噸煤電碳排放總量氣電碳排放總量供熱碳排放總量電力行業碳排放（含供熱）電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!11!$電力供需展望$2.2.1 2020-2035電力需求預測 1）宏觀預測#年我國人口總數達到*+億人，#2年國家人口發展規劃（#23#$#年）和聯合國世界人口展望#4Y中方案預測#年中國人口為*+-*+*億，均高估了全面二孩政策對生育率的影響。根據聯合國人口預測中方案，中國的人口負增長將出現在#$#年*&在華盛頓大學預測方案中，中國人口將于#*年達到頂峰（約*+$億）。中國社會科學院預測我國人口大約在#4年我國人口將會達到峰值，我國人口峰值的數量約為*+*億1&受老齡化

52、、人類壽命延長和人口出生率降低的影響，本報告預計#1年我國人口總數達峰約*+億，隨后進入人口負增長階段&!#4-#年中國人均BDE突破#美元，預計將在#年后進入世界銀行高收入經濟組別&中國發展研究基金會預測，中國在#1年前后按現價美元換算后的BDE總量將超過美國，躍升至世界第一；#$1年人均BDE按照購買力平價衡量（#2年水平）將達到$1#美元2&!新冠疫情沖擊使得全球經濟格局發生重大變化%在外需縮減的趨勢下%中國提出以刺激內需為主的發展策略有助于穩固經濟形勢&只要今后中國經濟增長率超過世界平均經濟增長速度%中國經濟越來越依靠內需的狀況就不會變化%隨著中國貿易順差收窄和經濟繼續增長%內需作為中

53、國經濟主要引擎的作用會持續提升&全社會用電量增速呈現周期性變化%人均用電量上漲空間較大&電能替代和電氣化率提高短期內會拉高用電需求%從長期來看對拉升電力需求作用不大&本報告根據宏觀經濟發展%預測#3#1年電力需求年均增速為*+1,%#13#$#年年均增速為$+,%#$#3#$1年年均增速為+,%原因如下所示8!表3!#13#$1年電力需求預測參數!指標!參數值!#1 年!#$#年!#$1 年!BDE 年均增速!1+1,!1,!*,!人口總數（億人）!*+!*+!*+#6!能源消費增速!+*,!+,!,!人均用電量（千瓦時H人）!22#!06#!60#!全社會用電量（億千瓦時）!4+*!+#!+

54、!電力需求增速（每五年）!*+1,!$+,!+,!4 國務院.國家人口發展規劃（2016-2030年）EB/OL.2017.http:/ 5 中國社會科學院.人口與勞動綠皮書：中國人口與勞動問題報告EB/OL.2019.6 中國發展基金會.2035：中國經濟增長的潛力、結構與路徑EB/OL.2018.!12).十四五/-.十五五/-.十六五/期間BDE年均增速1+1,-1,-*,左右%按照人均生活用電來看%我國仍然處于工業化后期階段%發達國家工業化中后期電力彈性系數一般小于%且在節能增效-用電結構更趨合理的情況下%單位電能產值有望小幅提升%相應的電力需求增速低于經濟增速相應的電力需求增速低于經

55、濟增速5#1-#$#-#$1年年我國人口總數可達*+-*+-*+#6億&!).十四五/期間能源消費增速預計為+*,%電能替代加速，能源電氣化程度加深，電力需求增速略高于能源消費。人均一次能源消費量預計到#1年為$+01噸標準煤H人、#$1年為*+0噸標準煤H人；#1-#$#-#$1年電氣化率分別提升至$#,3$,-$,3$1,-$2,3$4,&!$)從人均BDE和人均電力消費的變化情況來看，#1年、#$#年、#$1年人均用電量可達22#-06#-60#千瓦時H人，結合人口的預估，屆時全社會用電量約為4+*-+#-+萬億千瓦時。!（2）分部門預測.十三五”期間農業生產形勢良好。#年疫情爆發，農業

56、用電量受影響不大。當前農業生產條件、農業生產形勢總體有利，我國糧食供應能力強，市場供求關系總體穩定，第一產業用電量趨于穩定。預計.十四五/-.十五五”、“十六五”期間第一產業用電量增速穩定在1,-*+,-$+6,左右&!目前正是新舊動能轉換的關鍵時期，四大高耗能行業逐步達峰并緩慢下降，高科技及裝備制造業發軔逐漸形成規模，產業結構正在向高端化、服務化方向調整，工業加快由資源密集型向技術密集型轉變，傳統高耗能行業的產能和產量趨于飽和，發展趨緩甚至出現萎縮，而高加工度、高科技含量制造業以及信息技術、物流快遞、文化娛樂等現代服務業正快速發展，這使得結構效應對用電量增長的削弱作用逐漸顯現，將平抑經濟休克

57、和短期因素帶來的負面影響，拉動電力需求增長。預計#1-#$#-#$1年工業用電量為11#-100#-2#億千瓦時左右&!隨著我國“新基建”將逐步落實，有助于擴大有效需求，服務于消費升級，保持第三產業用電量穩定增長。預計#1-#$#-#$1年我國交通運輸業用電量將達到6#-$2#-*1#億千瓦時。信息基礎設施持續升級、1B等網絡信息技術的快速突破、信息通信技術與傳統產業的加速融合、居民消費升級對數字技術和經濟需求的持續增加，互聯網數據服務需求增長和通信建設規模增大，用電需求快速提升，預計#1-#$#-#$1年用電量將達到*4#-2#-01#億千瓦時。!城鄉居民用電量增長較為穩定，家具智能、1B網

58、絡應用、電能替代提升居民用電水平。近年來氣候狀況不斷惡劣，極端天氣現象頻出，導致城鄉居民用電量波動較大。預計城鄉居民用電量會保持波動穩定增長，#1-#$#-#$1居民用電量為10#-4#-62#億千瓦時。!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!13 根據各部門及居民用電規律，研判未來各個行業用電發展趨勢，預測#1-#$#-#$1年用電量為4+2-+$-+6萬億千瓦時左右。!圖3!分部門用電量預測!綜合以上預測，常規電氣化情景下#1-#$#-#$1年全社會用電量為4+*-+萬億千瓦時，“十四五”、“十五五”、“十六五”期間年均增速為*+1,-$+,-+,5加速電氣化情景下#1-#$#-#$1年全社會

59、用電量為4+2-+$-+6萬億千瓦時，.十四五/-.十五五/-.十六五/期間年均增速為1,-*,-$+,(圖3)&!圖3!近中期電力需求預測 (,(,(*(,*(#*(*,*()(*(),單位：億千瓦時黑色金屬冶煉有色金屬冶煉化學原料及制造業非金屬礦物制品金屬制品燃料加工業電力、熱力、燃氣及水生產和供應業其他工業行業居民用電交通運輸業互聯網數據服務業、移動基站#$%!#$&!$(!$)!*$*!*$+!%$,-,$(-)$*-%$(-*$-)$-(-*-)-%-,-&-(*%&+(*%常規電氣化 加速電氣化 常規電氣化 加速電氣化 常規電氣化 加速電氣化*(*,*()(*(),單位：萬億千瓦時

60、全社會用電量年均增速!14 2.2.2 電力供應展望 習總書記在中央財經委第九次會議中明確將構建以新能源為主體的新型電力系統作為“雙碳”目標實現的重要措施。對包括火力發電（燃煤、燃氣、余溫余熱、生物質能）、水力發電、核能發電、太陽能發電、風力發電技術發展潛力研究則是構建新型電力系統的基礎工作。本報告將各類發電技術分為以風能、太陽能代表的波動可再生能源、以常規水電、氣電、核電等代表的大型可控電源和傳統燃煤發電三類進行研究，配套儲能及需求響應，結合政策導向、投資成本、建設周期等多維度，對各發電技術在#3#$1年期間開發潛力進行展望。!()風能、太陽能發電裝機領跑發展!)風能發電。我國風能資源豐富，

61、已成為我國第三大電源，截至#年底，我國并網風電裝機容量+6億千瓦。隨著風電全產業鏈基本實現國產化，風能發電電能質量和效率得到明顯提升，度電和全投資成本顯著降低，進入平價上網時代?？紤]到電力系統消納能力和海上風電的快速部署，結合風電技術經濟性水平與近年增長速度，預計#3#$1年風能發電裝機容量年均增長*#32#萬千瓦。!)太陽能發電。我國太陽能發電起步較晚，但在補貼和各項扶持政策推動下發展迅猛，截至#年底太陽能發電裝機容量+1億千瓦。我國太陽能發電在實現快速發展的同時，技術和成本已處于世界領先水平，資源豐富和光能質量良好的地區基本實現平價上網。#1年后國家加大分布式光伏的投資和建設力度，對于部分

62、光能資源和土地資源緊張的中東部地區，分布式成本仍然較高。太陽能光熱發電可以提供連續、可靠的電力且具有良好的調節性能，發展潛力巨大。目前我國光熱發電已形成全產業鏈，國產化率達4#,以上!&考慮太陽能發電成本的進一步降低和光熱逐步部署，預計太陽能發電裝機容量將在“十四五”期間超過風電，年均增長2#36#萬千瓦。!綜上分析，風能、太陽能發電裝機將領跑裝機發展（表3)&!表3!風能、太陽能發電裝機容量展望!發電裝機（億千瓦）#$%$&#$%*%#$%*&#保守預期#充分挖掘#保守預期#充分挖掘#保守預期#充分挖掘#風能發電#2&#&*#)&#�%#0$#太陽能發電#
#1#0%#0*#02&#

63、電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!15（2）大型可控電源多元協調發展 1）常規水電&我國水力資源豐富%可開發裝機容量為2+2億千瓦%年發電量$萬億千瓦時&常規水電在實現非化石能源目標和.西電東送/保障電力安全中起到重要作用%未來開發程度將顯著提升&隨著開發工作逐步向西部深入推進%新建水電選址地理位置偏遠且地況復雜%加之移民安置工作難度較大%將增加建設難度和成本%水電開發任務艱巨&截止到#年底%我國常規水電裝機$+$4億千瓦%在建規模約*6#萬千瓦0#$#年常規水電新增將持續發力%年均新增裝機容量可達0#3#萬千瓦%#$#年后隨著開發難度加大%進展放緩%除怒江-雅魯藏布江外%主要河流干流水

64、電開發基本完畢6&!2）抽水蓄能&截至#年底%我國抽水蓄能裝機規模$*4萬千瓦%在建規模1$0$萬千瓦%目前有億千瓦以上項目正在開展前期工作4&國家能源局綜合司發布的Z抽水蓄能中長期規劃Y#中提出#$#年抽水蓄能總規模達到+億千瓦%#$1年目標還有更高想象空間&鑒于.十三五/期間由于抽水蓄能建設周期長且投資成本高%實際進展遲緩%加上廠址資源的高不確定性%報告認為#$#年將超規劃目標，但#$1年發展規模不及目標的概率較大&本報告考慮抽水蓄能作為調節性電源%在政策大力推動下將步入發展加速道%!#3#$1年年新增規模#3*#萬千瓦可作為合理增長區間&!3）天然氣發電&天然氣憑借清潔低碳-靈活高效的發

65、電特性%將在新型電力系統靈活性支撐和節能減排中扮演重要角色&我國氣電順應能源結構優化的大方面%近年來裝機規模大幅提升%截至#年底%氣電裝機容量440萬千瓦%.十三五/期間增加*#1$萬千瓦%是氣電發展最快的五年&但受自主化水平較低和天然氣依賴進口影響%導致氣電成本過高%未能完成規劃裝機目標&未來從提高自主化水平-推動天然氣直供模式等方面入手%改善氣電經濟性短板%氣電將實現高速發展&!4）核電&核能具有穩定的發電出力和支撐基本負荷的能力I被普遍認為是接替煤電承擔基本負荷的重要電源&截至#年底我國核電裝機容量*464萬千瓦%核電廠址主要分布在東南沿海地區&福島核事故后%按照最新法規標準對完成初可研

66、的廠址進行了復核%共有*1個廠址條件較好%總裝機規模約+4億千瓦&我國模塊化小型堆技術實現陸上商用化%極大的提升了安全性%縮短了建造周期短%小型堆核電可以作為清潔的分布式能源靈活部署$&加之四代核電技術商業化后可啟動內陸核電部署%考慮傳統核電發展的節奏的穩定性和單機容量的差異性%本報告假設#$#年前保持每年2臺左右的投產規模-#$#年后每年保持6臺左右的投產規模&!7 水電水利規劃設計總院.中國可再生能源發展報告 2020R.蘇州：2021 8 中國水力發電工程學會.中國水電發展的現狀與展望 9 北極星儲能網.初步預計“十四五”期間抽水蓄能電站年度投產規模約 500-600萬千瓦EB/OL.h

67、ttps:/ 10 國家能源局綜合司.抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）Z.2021-8-6 11 國際電力網.氣電發展：瓶頸凸顯 潛力待挖EB/OL.https:/power.in- 12 中國核電發展中心 國網能源研究院.我國核電發展規劃研究R.2020-7 13 北極星電力新聞網.全球首個陸上商用模塊化小堆玲龍一號開工建設EB/OL.https:/ 1)生物質能發電&我國生物質資源豐富%主要包括農業廢棄物-林業廢棄物-畜禽糞便-城市生活垃圾等%年可利用生物質資源總量約為*+2億標煤%已利用量約#萬噸標準煤%還有約*+*億噸可作為能源利用5農作物產量提升%森林覆蓋面積擴大%大城

68、市群垃圾廢物集中回收%預計未來年可利用生物質資源潛力可達#億噸標準煤*&截至#年底%我國生物質發電裝機41萬千瓦%.十三五/期間年均增長$#萬千瓦&按照各類電源不同增長趨勢%匯總除煤電外其他大型可控電源(常規水電-抽水蓄能-核電-氣電-生物質能等)發展規模展望(表3$)&!表3$!大型可控型電源發展潛力!發電裝機!(億千瓦）!#1!#$#!#$1!基準!高速!基準!高速!基準!高速!常規水電!$+0!$+4!*+!*+$!*+$!*+1!抽水蓄能!#+22!#+02!+$!+2!+1!氣電!+*!+2!+!+1!+0!核電!#+21!#+0#!#+61!#+41!+!+1!生物質發電!#+*!

69、#+1!#+1!#+0!#+2!#+4!($)儲能及需求響應配套可再生能源支撐消納!電力系統靈活性需求隨著風電、光伏領跑電源裝機發展不斷加大，各項儲能及需求響應將在未來電力系統中發揮重要作用。一方面，電化學儲能在發電側可在用電谷時儲存電力、峰時釋放電力，填補用電高峰的電力缺口。相比于建設氣電與抽水蓄能來平衡可再生能源的波動性，電化學儲能具有建設周期短、投資更少、布點靈活和有利于新能源消納的優勢。截至#年底我國電化學儲能累計裝機規模達到$0萬千瓦。國家發改委、能源局發布的關于加快推動新型儲能發展的指導意見明確的了新型儲能發展目標1%到#1年，實現新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變，到#$#年，

70、實現新型儲能全面市場化發展。預計.十四五/期間電化學儲能實現商業化突破式發展，#1年新型儲能規模達到$#31#萬千瓦；.十五五/-.十六五”期間壓縮空氣、飛輪、電化學儲能持續發力，#$#-#$1年新型儲能規模達到+3+1-+*3$億千瓦&未來將形成以新能源為主體的新型電力系統，綠氫將是其重要的支柱，完成未來電力系統所需的長時間跨季節儲能。在有效提升電制氫和儲存氫能的利用效率后，綠氫具有廣闊的發展空間?！笆奈濉逼陂g綠氫技術示范試點推廣后，“十五五”期間電制氫和氫儲能技術成本達到商業化臨界點，“十六五”期間推進綠氫商業化大規模部署，預計#$1年綠氫規模達到1#萬千瓦。!14 中國科學院青島生物能

71、源與過程研究所.深度：中國生物質發電的前景與問題EB/OL.http:/ 15 國家發改委 國家能源局.關于加快推動新型儲能發展的指導意見發改能源規20211051號Z.000013039-2021-00321 電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!17 另一方面，電力需求側管理在推進能源消費革命、實施能源消費“雙控”中發揮了重要作用。截至#年底，國網經營區需求側響應能力達到24#萬千瓦，約占最大用電負荷的$,&未來我國負荷尖峰化趨勢將越發顯著，供需雙側均亟需電力需求側管理充分發揮在促進可再生能源消納、提升電力系統靈活調節能力方面的作用。重視短時需求響應和永久削峰在節能方面的貢獻，預計#1-#$#

72、-#$1年我國電力需求響應規模有望達到0#萬千瓦、#萬千瓦、6#萬千瓦，占最大用電負荷的*,-0,-#,&!(*)燃煤發電向靈活性功能轉變，兼顧供熱服務!燃煤發電在過去一直是我國電力供給的主力軍，現役和計劃煤電機組規模龐大。截至#年底，我國煤電裝機容量為#+6億千瓦，占總裝機容量的比重為*4+,%計劃機組裝機規模高達$+10億千瓦，其中在建機組+$0億千瓦，緩停建和核準階段的機組+億千瓦。按照煤電機組項目正常壽命期$#年計算，未來不新增煤電的情況下，#1年、#$#年、#$1年現役煤電規模為#+*億千瓦、4+0億千瓦、6+*億千瓦。作為電力系統低碳轉型的重要一環煤電發展成為社會各界討論的重點，目

73、前對于.雙碳/目標約束下煤電發展有兩個主流觀點，其一，煤電退出是能源轉型的大勢所趨，提高可再生能源裝機比重，不再新增煤電的同時加快其結構調整和布局優化，實現高質量發展來保障電力供應安全；其二，碳中和電力系統并不意味著零碳，重點是.減排/而不是.減煤/&大力推進煤炭的清潔高效利用，充分發揮燃煤發電在承擔基礎負荷和提升調節能力的作用。為確保.碳達峰/目標的實現，應盡快實現新增電力需求主要由清潔能源滿足。結合其他國家減排經驗，煤電在電力供給側的位置將持續弱化，煤電需要將發展重點從提供電力轉向靈活性服務、熱電聯產供熱、耦合新能源發電。!本報告根據計劃機組核準開工狀態，按照煤電機組3$年的建設周期，設置

74、三種煤電發展情景見表3$&!表3$!煤電發展情景展望!發電裝機（億千瓦）!#1!#$#!#$1!常規!戰備!常規!戰備!常規!戰備!適當發展!#+*!#+*!4+2!#+1!及早退煤!#+*!#+*!4+0!#+2!6+*!#+2!煤電驅動!+2!#+*!+4!#+*!#+2!#+*!適當發展：.十四五/期間針對煤電有增長訴求和潛力的地區，有序推動在建煤電項目建成投產，同時對壽命滿$#年的機組運行狀況良好的退役煤電進行延壽#年作為應急備用，#1年后不再新增煤電機組
-#$#-#$1年燃煤發電裝機規模為+*億千瓦（其中*#萬千瓦應急備用）、+*億千瓦（其中*#萬千瓦應急備用）、#+億千瓦（其

75、中1#萬千瓦戰略備用）。!及早退煤：不再新增煤電機組，對滿$#年的機組運行狀況良好的退役煤電進行延壽#年作為應急備用，#1年后增加#萬千瓦應急備用
-#$#-#$1年燃煤發電裝機規模為#+6億千瓦（其中*#萬千瓦應急備用）、#+$億千瓦（其中2#萬千瓦應急備用）、4億千瓦（其中2#萬千瓦戰略備用）。!18 煤電驅動8.十四五/期間針對西北-華北部分煤電有增長訴求和潛力的地區%華中部分出現基荷不足趨勢地區%有序推進部分在建-停緩建煤電項目建成投產%同時壽命滿$#年的機組運行狀況良好的退役煤電進行延壽#年作為戰略備用%#1年后不再新增煤電機組
-#$#-#$1年燃煤發電裝機規模為$億千瓦(

76、其中*#萬千瓦應急備用)-+$億千瓦(其中*#萬千瓦應急備用)-億千瓦(其中*#萬千瓦戰略備用)&!2.3 電力集中供熱需求分析!我國基礎建設投資力度加大，城鎮化加速，供熱需求持續攀升。從供熱方式進行劃分，供熱主要包括集中供熱、分戶供熱。為保障人民生活質量，我國集中供熱得到快速發展，供熱面積穩定增長。#年我國集中供熱面積達到44+*6億平方米，較#2年增長$*+0,&電力部門中熱電聯產作為集中供熱的主要方式，其供熱量約占2#,&#年電力行業集中供熱量為2+億吉焦，“十一五”、“十二五”、“十三五”期間集中供熱量分別增長$+,-+1,-$6,&!未來我國城鎮化進程放緩，轉向高質量、可持續性發展，

77、在推進#$#年基本實現工業化的過程中，集中供熱的潛在需求仍然較大?！笆奈濉?、“十五五”期間節能高效的燃煤熱電聯產機組是集中供熱技術的主要發展方向，燃氣熱電聯產集中供熱區域與城市熱網結合，承擔供熱調峰，大型區域供熱鍋爐將成為重要補充，分散供熱鍋爐將被淘汰?！笆濉逼陂g集中供熱需求放緩，伴隨著氫能供熱、地熱能供熱實現商業化經濟性利用，電力部門集中供熱發展重心將向小型核電堆和新能源供熱發生轉移，形成以天然氣為重要能源，其他清潔能源為補充的供熱方式，煤電供熱開始退出集中供熱領域。綜合以上分析，預計#1-#$#-#$1年電力行業供熱量分別為6+6-#*+1-+億吉焦，年均增速分別為2,-1,-$,%

78、電力行業供熱部分二氧化碳排放量分別為*+-*+6-1億噸（圖3$)&!圖3$!#3#$1年電力行業集中供熱及其碳排放趨勢!#$*12#1#1#$#*#1#2#0#6#4#1#$#$1億噸億吉焦電力部門集中供熱量碳排放電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!19!3 電力行業碳達峰情景與 推薦方案!20 3.1電力行業轉型情景組合分析$通過電力系統低碳轉型實現電力行業碳排放及早達峰，并縮短平臺期是實現全國碳排放目標的關鍵。本報告以滿足不同電氣化進程下電力需求為前提，考慮可再生能源配套儲能及需求響應、大型可控電源發展程度不同，設置6個組合情景較全面地概括了未來電力低碳轉型可能面臨的情況，對電力低碳轉型的

79、不確定性進行分析，以此為基礎進一步討論電力系統碳達峰路徑和時間。!表$3!電力系統轉型情景不確定組合!情景 電力需求 可再生配套儲能 及需求響應 大型可控電源 常規電氣化 加速電氣化 保守預期 充分挖掘潛力 基準 高速 7!P P P 7!P P P 7$!P P P 7*!P P P 71!P P P 72!P P P 70!P P P 76!P P P 本報告對電力行業轉型路徑和碳排放軌跡進行詳細研究，從技術路徑、發電結構、減排效果等方面展開討論。未來我國將大力推動.新基建/、電能替代和數字經濟等重點工程，人均BDE、人均用電量、終端電氣化水平持續拉升，電力需求將保持中低速增長。為平抑風能

80、、太陽能發電出力波動性，配套儲能及大型可控型電源提升系統靈活性將有效提升風光消納水平，#$#年后海上風電和太陽能光熱發電技術逐步成熟走向商業化，風電、太陽能發電利用小時數將顯著提升。隨著燃氣發電技術國產化形成技術突破，氣電發電煤耗略有下降，作為過渡時期重要的調峰電源之一，其利用小時數將略有增長。!根據關鍵電源及配套技術發展情況的不同，不同情景電力行業（含供熱）發電碳排放達峰時間、達峰峰值和平臺期雖有差異（圖$3），但均能在#$#年前實現碳達峰并度過平臺期，在#$#年后進入明顯下降通道。在實現電力行業碳排放及早達峰和控制碳排放峰值過程中，大型可控型電源多元化發展至關重要，充分挖掘儲能及需求響應空

81、間發揮重要支撐作用。7*情景通過大力發展新能源和儲能，電力行業含供熱碳排放在#1年達到峰值，峰值降至*6+0億噸，并縮短了排放平臺期，減排效果最優。與71情景相比，76情景滿足了加速電氣化電力需求，碳排放峰值降至1#+1億噸，并在.十五五/期間進入加速減排期。如果可再生能源以現有趨勢發展，大型可控電源發展不足（71，7情景），將推遲碳達峰時間到#4年左右，并在#$#年后結束排放平臺期（表$3）。!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!21 圖$3!不同電力行業轉型情景下碳排放軌跡!表$3!電力行業轉型情景碳排放達峰時間表!情景 達峰年份 碳排放峰值 排放平臺期 7!#6 年!1$億噸!#23#$#

82、年!7!#2 年!1+$億噸!#13#0 年!7$!#1 年!1#+億噸!#13#6 年!7*!#1 年!*6+0 億噸!#13#0 年!71!#$#年!12+億噸!#63#$#年!72!#4 年!1$+1 億噸!#03#$#年!70!#4 年!1+*億噸!#03#$#年!#$%$&$%$&年#&%&%&億噸#$%$&$%$&($%$)$%$)年#%!$電力行業碳達峰典型情景與推薦方案$結合以上電力行業低碳轉型情景中各類發電技術組合對于減排的影響，對電力行業碳達峰典型情景進行討論。本報告針對具有代表性的發電技術組合，燃煤發電不同發展情景，利用規劃模型模擬三種碳達峰典型路徑：煤電驅動的加速電氣化

83、情景（9:7）、多源協同的加速電氣化情景（;:7）、新能源領跑的常規電氣化情景（=7）（表$3$）。1$#$1*#*11#112#$#*#1#2#0#6#4#$#$#$#$#$*#$1單位：億噸7情景7情景7$情景7*情景71情景72情景70情景76情景!22 煤電驅動的加速電氣化情景（9:7）：由煤電驅動滿足加速電氣化電力需求，風電、太陽能發電等發電技術和儲能及需求響應按照目前增長趨勢保守發展（即上文71情景）；!多源協同的加速電氣化情景（;:7）：通過優化煤電裝機技術結構和深度挖掘節能減排潛力實現高質量發展，與風電、太陽能等清潔能源和大型可控電源協同發展，保障加速電氣化電力需求的同時提升可

84、再生能源消納水平（即上文76情景）；!新能源領跑的常規電氣化情景（=7）：深度挖掘風能、太陽能發展潛力，在大型可控電源以保守預期規模發展，不再新增常規煤電，通過延壽退役機組的方式戰略備用滿足常規電氣化電力需求（即上問7$情景）。!表3-3 電力行業碳達峰情景裝機容量 電源（億千瓦）2025 2030 2035 CHS MHS NBS CHS MHS NBS CHS MHS NBS 常規煤電 12.6 12 10.4 11.9 11 9.7 10.6 9.6 8.4 戰略備用 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.6 0.4 0.5 0.6 氣電 1.4 1.6 1.4 2 2.2 2 2

85、.5 2.7 2.5 常規水電 3.8 3.9 3.8 4.1 4.3 4.1 4.3 4.5 4.3 抽水蓄能 0.66 0.76 0.66 1.3 1.6 1.3 2 2.5 2 核電 0.65 0.7 0.65 0.85 0.95 0.85 1.1 1.25 1.1 風電 4.5 5.3 5.3 7.5 8.5 8.5 10 12 12 太陽能 5 6 6 8.6 10 10 13 14.5 14.5 生物質 0.4 0.5 0.4 0.5 0.7 0.5 0.6 0.9 0.9 其他 0.38 0.38 0.38 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 合計 29.8 31.5

86、 29.4 37.6 40.1 38 45 49 46.8 煤電驅動的加速電氣化情景未能實現非化石能源發電量占比規劃目標，#1、#$#、#$1年非化石能源發電量占比分別為$2+*,、*,、1+2,。該情景#1年煤電發電量為1+26萬億千瓦時，于#4年達峰，峰值為1+01萬億千瓦時。煤電驅動下滿足加速電氣化電力需求，致使煤電發電量和利用小時數居高不下，#$1年上升至*4#小時，與煤電定位未能向調峰功能轉變，反而加固了基荷地位，嚴重推遲了達峰時間。該情景電力行業發電碳排放于#4年達峰，峰值為1+*億噸。而包含供熱部分電力行業碳排放在#0年進入達峰平臺期，于#$#年增至12+億噸，達峰后進入減排加速

87、期；!新能源領跑的常規電氣化情景同樣實現了非化石能源規劃目標，#1、#$#、#$1年非化石能源發電量占比分別為*+,、1+$,、2$,。該情景煤電發電量于#1年達峰，峰值為1萬億千瓦時。煤電通過對現役機組的改造利用，以水電、核電等大型可控型電源作為邊界，足夠滿足常規電氣化電力需求。在大力發展風能、太陽能發電的同時，煤電平均利用小時數下降較快，#$1年降至*#小時以下，需要發揮更多的電力服務功能配合大規模新能源消納。該情景下電力行業發電碳排放于#1年進入達峰平臺期，并以#1年*2+億噸達峰。包含供熱部分電力行業碳排放于#1年達峰，峰值為1#+億的噸。!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!23!多源

88、協同的加速電氣化情景實現了非化石能源規劃目標（風、光裝機億千瓦以上，非化石能源發電量占比1#,以上），#1、#$#、#$1年非化石能源發電量占比分別為*#+4,、1#+1,、2+*,（圖$3）。該情景煤電發電量于#1年達峰，峰值為1+萬億千瓦時，#1年后逐步實現新能源新增發電量對煤電存量替代。煤電主動完成向調峰功能轉變，與大型可控電源一同為電力系統提供靈活性和可靠性，支撐風能、太陽能等波動性可再生能源向主體電源轉變。煤電利用小時在#$#年、#$1年降至*#小時以下，與靈活功能型電源相一致。該情景電力行業發電碳排放于#1年左右實現碳排放達峰，碳排放峰值可控制在*2+*億噸，#$#年結束排放平臺期

89、，隨后步入加速減排階段。包含供熱部分電力行業碳排放同樣于#1年達峰，峰值為1#+1億噸（圖$3$）。!圖$3!碳達峰典型情景發電量占比和煤電利用小時數對比!圖$3$!電力行業碳排放情景對比!%$(-,($,-,$)-%*+!%/(!%&*!)&()+(%(%*(%(%&(%+(,(-*(-%(-&(-+(-(-012312452012312452012312452*(*,*()(*(),單位：小時化石能源非化石能源煤電利用小時數2025303540455055602 0 2 0 2 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4 2 0 2 5 2 0 2 6 2 0 2 7 2

90、0 2 8 2 0 2 9 2 0 3 0 2 0 3 1 2 0 3 2 2 0 3 3 2 0 3 4 2 0 3 5 單位：億噸CHS情景MHS情景NBS情景CHS情景（含供熱）MHS情景（含供熱）NBS情景（含供熱）!24 綜上三種典型情景對比分析，煤電不需要新增即可滿足較低的常規電氣化電力需求。而為了滿足較高的加速電氣化電力需求，單純依靠風能、太陽能發電遠遠不夠，需要深度挖掘大型可控型電源開發潛力，并且需要煤電適當發展以保障電力安全，同時煤電處于合理利用小時數。為實現碳達峰目標，需要控制煤電規模在+13億千瓦，保證煤電合理利用率，煤電發電量不超過1+$萬億千瓦時可將電力行業碳排放峰值

91、控制在1億噸以內。在.雙碳/目標約束下，未來電氣化進程大概率步入加速情景，但應該以不過量增加煤電裝機和發電量為前提，本報告將多源協同的加速電氣化路徑作為推薦路徑，碳排放達峰時間和峰值皆在可控范圍之內。!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!25!4 電力行業碳達峰路徑研究 !26&#新能源高比例發展路徑 全球可再生能源發電成本持續下降并逐漸開始低于化石燃料發電成本。X_9?）分別下降了61,，12,和*6,，可再生能源的優勢隨時間推移愈加顯著2。圖*3!#3#全球可再生發電技術9?來源：X_9?來源：彭博新能源財經 !16 International Renewable Energy Agency

92、，IRENA.2020可再生能源發電成本報告R2021-06-22 0100200300固定支架光伏陸上風電海上風電小水電生物質能燃煤發電核電燃氣-蒸汽聯合循環光熱抽水蓄能開放式燃氣輪機活塞式燃氣發電機USD/MWh電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!27 從成本的角度，進一步分析風光發電的競爭力與發展潛力。分析發電成本，經測算可知，#$3#*年陸上風電可實現平價上網；#13#$#年海上風電逐漸實現完全平價上網；#年集中式光伏已經表現出平價上網趨勢，至#*年完全平價上網；分布式光伏#63#$#年可實現全面平價上網。.十四五/后期，陸上風電與集中式光伏實現平價上網，海上風電及分散式光伏發電在部分資

93、源優渥區域平價上網，#$#年風光發電成本下降至低于煤電發電成本水平，至此風光可完全實現平價上網。!圖*3$!中國各發電方式9?對比!陸上風電技術日趨成熟，降本成效顯著。通過提高發電效率、降低運維成本、數字化技術融合、葉片新材料等途徑使得風電度電成本已經實現大幅下降。目前，小型風機價格降至$#元H千瓦，繼續大幅下降空間有限。未來，風機大型化有望推動單位千瓦制造成本快速下降，葉片、軸系、發電機、電控系統等基礎構件的成本節約有望將風機制造成本削減至*1#元H千瓦水平。關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見中，風電類資源區項目全生命周期合理利用小時數分別為*6#小時、*#小時、*#小時、$2#小

94、時。我國風電年平均利用小時數相較于該數據存有定量的增長空間，遠未達到可用上限。提高風電機組利用小時數及發電效率成為促進風電平價上網的重要途徑。!海上風電未來發展前景廣闊，同時也面對更多的挑戰。向深遠海海域的探索有望大幅提升年均利用小時數和機組數量，通過提升效率及產生規模效應降低海上風電度電成本。我國海上風電仍處在發展階段，關鍵技術的突破創新是海上風電降低成本、實現平價上網的主要途徑。通過研發應用大功率風力渦輪機、增強專業化的設施和技術、優化海纜布局、更新運維設備、改變運維理念、自主開發風機平臺和等靠系統，進一步降低成本0。而在后補貼時期，地方補貼對于海上風電的發展尤為重要，是能否促進技術進步、

95、形成規模效應、提升產業鏈完備程度，為市場注入活力進而降低海上風電成本的關鍵要素。!17 時智勇,王彩霞,李瓊慧.“十四五”中國海上風電發展關鍵問題J.中國電力,2020,53(07):8-17.!28 關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見中，光伏發電類、類、類資源區項目全生命周期合理利用小時數為$#、2#、#小時。我國目前光伏電站年均利用小時數與合理利用小時數差距較小。提升利用小時數將受到資源限制，對于降本成效不大。近十年內，光伏規模效應愈發凸顯，系統成本持續下降。單晶和多晶組件、逆變器等價格降幅超過1#,。技術發展對光伏成本降低的推動作用持續加碼。大尺寸硅片的快速推進、無損激光劃裂技

96、術的使用、單晶E_9電池的轉換效率提高等將加速光伏成本降低6。分布式光伏在系統穩定性及安裝、運維成本方面值得關注。系統的不穩定將會帶來較大的沉沒成本，前期的施工與排查工作以及后期運營維護帶來的成本是分布式光伏降低成本尋求平價的關鍵之處。!上文僅從發電端的電量成本角度，衡量風光平價上網，模糊了電力轉型成本及風險。從電力系統角度評估風電光伏的利用成本，需從系統成本角度衡量。系統成本包括場站發電成本、匹配風光出力的隨機性和波動性的匹配成本、平衡風光發電和用電區域空間差異的平衡成本，以及促進新能源消納的電網成本4。從系統成本角度分析可知：陸上風電與集中式光伏在#$#年可完全實現系統平價上網；海上風電#

97、1年后期與煤電競價能力逐漸彰顯，沿海地區率先實現平價上網；分布式光伏在.十五五/前期開始展示發展潛力，部分區域已具備系統經濟性，在工商業用戶側已具有競爭力。!圖*3*!中國各發電方式系統成本對比!隨著可再生能源成本的大幅下降，可再生能源在#1年后主要的競價賽道將聚焦在區域可再生能源經濟性比較上，這將影響區域裝機規模與裝機布局的規劃。尋找省域內更適合裝機布局的兼并經濟性與安全性的發電方式，在滿足省域用電需求的基礎上，選擇成本更低的發電方式，優先布局適合本省域資源條件的發電方式。為了更進一步分析風電布局，將海上風電與陸上風電進行經濟性對比。通過分析沿海海上風電布局集中的七個省市電力生產和消費量可以

98、發現，除海南省和福建省外，其他省市都存在不同程度的用電缺口。因此本文選擇外省陸上風電經特高壓輸電送至受端省份的上網電價作為基準，進行分析。!18 王陽.太陽能光伏產業技術分析報告J.高科技與產業化,2019(07):38-43.19 汪宇航,李琰,應飛祥,徐天奇,田華,賈鑒.計及可靠性成本的風光儲微電網儲能容量協同優化J/OL.電測與儀表:1-92021-09-08.電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!29!對比沿海省市陸上風電與海上風電9?，可以看出#1年海上風電成本較陸上風電仍存在一定差距。對比受端風電上網電價和海上風電9?，可以看出，#1年江蘇省的海上風電最高度電成本低于外省陸上風電送至本

99、省上網價格。這表明江蘇省的海上風電已經具備較強的市場競價能力，大規模發展海上風電可以有效并經濟地解決本省市的用電缺口問題。而廣東省、浙江省、上海市海上風電在理想發展情況下，具備與外省陸上風電比肩的價格。相較于其他省市而言，山東省海上風電競爭力較弱，仍有較大的成本下降空間。#$#年，陸上風電仍具有較強的經濟性，但是廣東省和江蘇省的海上風電與陸上風電的成本差距正在逐步縮減。江蘇省海上風電相較于外省送至本省的陸上風電具有絕對的經濟優勢，而廣東、浙江、上海省份的海上風電在理想發展情況下，成本已經遠低于外省陸上風電送至本省的價格，而在穩定發展情況下，兩者差值縮減至#+#$3#+#$4元H千瓦時，有望追趕

100、。同時山東省海上風電也初步具備競價能力。!圖*31!#1年、#$#年海上風電與陸上風電經濟性對比!綜上，陸上風電、光伏發電在.十四五/末期步入全面系統平價上網時代，海上風電、光熱發電在.十五五/末期實現平價上網，風電、太陽能迎來新一輪大規模發展。.十四五/期間風電、太陽能新增規模分別為+1億千瓦、$+1億千瓦；.十五五/期間風電、太陽能新增規模分別為$+億千瓦、*億千瓦，太陽能裝機規模超越風電，新增電力需求基本由非化石能源新增發電量滿足；.十六五/期間風電、太陽能新增規模分別為$+1億千瓦、*+1億千瓦，實現可再生發電對煤電發電量存量的逐步替代（圖*32，圖*30）。!30!圖*32!近中期裝

101、機構成及新增裝機變化!圖*30!近中期發電構成及新增發電量變化!$!53000 24835 85000 32000 120000 35000 60000 34644 100000 40000 145000 45000(100000)0100000200000300000400000500000裝機構成新增裝機裝機構成新增裝機裝機構成新增裝機202520302035單位：萬千瓦化石能源生物質核電水電風電太陽能9275 4610 16235 6960 24000 7765 6900 4289 12500 5600 19575 7075(10000)1000030000500007000090000

102、110000130000150000發電量構成 新增發電量 發電量構成 新增發電量 發電量構成 新增發電量202520302035單位：億千瓦時化石能源生物質核電水電風電太陽能電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!31&!非煤大型可控電源的多元化發展路徑與電力安全保障$我國目前電力安全保障問題不再是過去的普遍缺乏基礎電力供應能力，而是用電負荷尖峰化和可再生能源出力波動性多重因素疊加影響下尖峰電力保障能力不足。.十三五/以來我國積極推進結構性改革，新舊動能轉換下三產和居民用電比例逐年提升，#年三產和居民用電量占全社會用電量比重為$#+2,，較#年提升6個百分點。三產和居民用電特性使得用電負荷尖峰化、

103、雙峰化，#年統調最大用電負荷為#+02億千瓦，較#年增加2*+1,。加速電氣化進程將進一步推動最大用電負荷繼續攀升，預計#1年最大負荷為*+#23*+*億千瓦，年均增速為1+1,32,，#$#年最大負荷為0+636+$6億千瓦，年均增速為*+,31,；#$1年最大負荷為#+3+*0億千瓦，年均增速為$+,3*+,。!加之可再生能源占比迅速提升，電力系統靈活性資源緊缺程度加劇。繼續單純依靠新建煤電機組提升的仍是電力系統基礎供電能力，并不是尖峰保障能力，還會使本就利用率普遍偏低的煤電產能進一步過剩。為滿足.十四五/、.十五五/、.十六五/期間最大負荷增量為$+$3$+2億千瓦、$+3*億千瓦、+4

104、3*+億千瓦，需要從.源3網3荷3儲/四個方面明確各類電力資源的功能定位，資源經濟組合，優化電力供應結構，提升電力系統靈活性，即可滿足#1年4#,的新增最大負荷和#$#年后#,的新增最大負荷。不再新增煤電，以退役煤電機組延壽的方式保留作為應急備用，新增尖峰保障能力足以支撐最大用電負荷增量（圖*30）。!圖4-7 2021-2035年新增尖峰保障能力足以支撐短時尖峰電力安全保障0100002000030000400005000060000新增最大用電負荷 新增尖峰保障能力 新增最大用電負荷 新增尖峰保障能力 新增最大用電負荷 新增尖峰保障能力202520302035單位：萬千瓦煤電封存氣電抽水蓄

105、能常規水電核電儲能短時需求響應永久削峰優化調度!32）通過短時需求響應和階梯電價模式引導永久性削峰、優化電網互濟機制深挖省間互濟、優化調度等釋放的存量潛力將發揮需求側管理在需求響應和節能的作用。兩者在.荷3網/方面可有效削減尖峰負荷和充分利用保障能力。.十四五/、.十五五/、.十六五/期間兩者新增尖峰保障能力有望達到億千瓦、+億千瓦、+*億千瓦。!）通過儲能技術的利用，可以為電力系統提供調峰、穩定電能質量、無功支撐、緩解輸變電設備阻塞等服務，保障電力系統安全穩定運行，提升新能源消納水平。.十四五/、.十五五/、.十六五/期間新型儲能新增尖峰保障能力有望達到*#萬千瓦、億千瓦、+1億千瓦。!$）

106、推動除煤外大型可控電源的多元化發展，部分常規水電、核電可替代煤電作為基荷電源，部分常規水電、抽水蓄能、氣電可補充提供靈活性穩定出力填補短時電力缺口。充分挖掘水力發電資源潛力支撐.西電東送/，考慮水電建設周期較長和部分項目施工難度較大的原因，.十四五/、.十五五/、.十六五/期間常規水電和抽水蓄能新增規?？蛇_2#、*#、#萬千瓦和*#、6*#、4#萬千瓦。天然氣發電可用于調峰，對于中國電力低碳發展、促進新能源消納和保障尖峰用電有重要作用，受限于天然氣資源有限和國產化進程緩慢，.十四五/、.十五五/、.十六五/期間天然氣發電新增規模為2#、2#、1#萬千瓦。核電憑借穩定清潔的電力供給能力，加之小型

107、堆試點的靈活性部署建設，未來增長潛力可期?？紤]受安全和成本因素影響，.十四五/、.十五五/、.十六五/期間核能發電新增規模為#、1#、$#萬千瓦。!*通過退役煤電機組延壽的方式保留作為應急備用以應對短時電力需求驟增和風光出力銳減的情況。.十四五/、.十五五/、.十六五/期間煤電戰略備用新增尖峰保障能力為*#萬千瓦，*#萬千瓦，1#萬千瓦。!&%煤電轉型路徑$#3#$1年新增電力尖峰保障能力規模足以滿足新增最大用電負荷，為避免新增煤電導致提供基礎電力供應的煤電產能進一步過剩，需要對落后煤電機組實行等量或減量替代。高效大容量煤電機組作為基荷電源，亞臨界機組加速深調改造和熱電解耦，支撐電力系統靈活性

108、需求。在電力轉型的不同發展階段，針對煤電合理規模進一步明確煤電的整體轉型及退出路徑，見表*3。!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!33 表*3!煤電轉型路徑!單位：萬千瓦!十四五!十五五!十六五!減排目標!碳排放及早達峰!縮短平臺期!加速減排期!轉型重點!加速靈活性改造!煤電逐步退出!部署=997!3提前關停!$11#!*#!#!正常退役!*$1#!2#!#!a新增煤電!44#!#!#!應急備用!*#!*#!1#!期末在役煤電!#!#!42#!其中：!未改造煤電!4#!20#!*6#!運行靈活性改造!#!6#!2#!燃料靈活性改造!1#!#!1#!=997 改造!#!#!$#!.十四五/期間煤

109、電轉型首要目標是煤電滿足基礎負荷的同時最大程度為系統安全穩定運行提供靈活性支撐，及早實現煤電行業裝機規模和發電量碳達峰。!）嚴控煤電峰值規模。堅決淘汰$11#萬千瓦環保不達標及落后煤電機組；有序推進+44億千瓦在建和停緩建部分煤電機組投產與落后煤電機組退出協同，實施等容量甚至減容量替代；將*#萬千瓦壽命滿$#年運行狀況良好的機組延壽1年作為戰略備用機組，將煤電裝機峰值控制在億千瓦。!）加速靈活性改造。繼續深挖億千瓦規模超低排放和節能改造空間；加速煤電靈活性改造，爭取完成.十三五/規模目標4#,以上，#1年運行靈活性改造規模達到億千瓦，提升6,3*,的額定容量的調峰能力，增加$2#3*6#萬千瓦

110、的調峰空間；燃料靈活性改造規模1#萬千瓦，對應*,30,二氧化碳排放強度降低，年均貢獻#+13#+*億噸二氧化碳減排量；推進熱電解耦改造解決北方供熱期熱電機組為保障供熱的最小電出力水平過高限制可再生能源消納難題，改造億千瓦熱電機組增加#31#萬千瓦的調峰能力；積極推進997改造試點建設。!.十五五/期間煤電轉型首要目標是完成新增電力需求逐步由新能源滿足，并逐步替代煤電發電存量，縮短減排平臺期。!）煤電逐步退出。淘汰落后煤電產能*#萬千瓦，實現#萬千瓦級以下煤電機組全部退出；將*#萬千瓦規模壽命滿$#年的煤電機組延壽1年作為應急備用機組。!34 ）深挖靈活性改造潛力。加速推進+1億千瓦$#萬千瓦

111、級亞臨界機組運行靈活性改造和2#萬千瓦燃料靈活性改造，超額完成.十三五/規劃目標，累計完成+6億千瓦運行靈活性改造，增加1*#30#萬千瓦的調峰空間，累計完成+億千瓦燃料靈活性改造，對應*,30,二氧化碳排放強度降低，年均貢獻#+113#+4億噸二氧化碳減排量；997改造技術逐步成熟，實現降本提效，997改造推廣部署。!.十六五/期間煤電轉型首要目標是通過部署=997技術實現加速減排，煤電發電存量被加速替代，煤電加速退出。!）加速煤電退出。加速退出+*億千瓦煤電機組，#萬千瓦級以下亞臨界非供熱煤電機組全部退出；將1#萬千瓦規模壽命滿$#年的煤電機組延壽#年作為戰略備用機組。!）逐步部署=997

112、挖掘減排空間。隨著997改造規?；l展，有序部署對煤電摻燒生物質燃料靈活性改造后的煤電機組加裝997改造（=997改造），#$1年=997改造煤電規模達$#萬千瓦，深度挖掘減排空間，實現年均#+*億噸負碳貢獻。!圖4-8 煤電裝機及發電量變化趨勢圖 電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!35&電力系統靈活性的多元提升路徑$!-+-+4新型儲能的技術發展與經濟性 儲能技術是智能電網中不可或缺的重要環節，是新能源發電消納的關鍵技術。常用電力儲能技術主要有抽水蓄能、飛輪儲能、壓縮空氣儲能、超導儲能和電化學儲能。電化學儲能主要通過蓄電池實現充放電，蓄電池具有成本低廉、建設周期短、配置靈活等優點。因此，電化

113、學儲能已經成為新能源發展的主線之一。隨著可再生能源滲透率的不斷增加，電網將面臨更大的壓力，需要更便宜、更高效、更持久的長時儲能技術（D7）捕獲和存儲可再生能源，以便在能源生產不可用或低于需求時使用。根據國際可再生能源署等權威機構的判斷，未來1年內，鋰離子電池依然是最具大規模商用前景的主流電池技術。同時，隨著D7成本的下降，它將成為鋰電池在電力系統應用的有效補充。!（）電化學儲能!電化學儲能主要包括鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池、釩液流電池、鋅空氣電池、氫鎳電池、燃料電池以及超級電容器，常用幾種儲能技術的性能比較和應用選擇如表*3所示。!表4-2 常見電化學儲能的技術參數 技術參數 鉛酸電池 釩

114、液流電池 鈉硫電池 鋰離子電池 項目功率規模 kW-幾十MW kW-百MW 百kW-百MW kW-幾百MW 能量密度（Wh/kg）30-50 80-130 150-240 150-240 功率密度（W/kg）75-300 50-140 90-230 200-315 效率 60%-80%65%-85%75%-90%85%-95%壽命 1500-3000次 數萬次 4500次 500-20000次 深度放電影響壽命 影響大 幾乎無影響 影響較大 影響大 占地要求 小 較大 小 小 運行溫度要求-20-60 10-35 300-350-20-70 采購難易 很容易 較容易 較難 較容易 環境影響 較

115、大 無 無 無 功率型應用 完全適合 適合 完全適合 完全適合 容量型應用 完全適合 完全適合 完全適合 完全適合 截至#年，中國電化學儲能累計裝機規模為$24+;b，新增投運電化學儲能項目!36 的規模呈現了爆發式增長，達到了+12Bb，首次突破Bb大關。在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，為4#+*;b#。!基于儲能產業的內生動力，國家政策以及碳中和目標等利好因素的推動，儲能裝機在未來幾年將會持續大幅增長，本文搜集電化學儲能#年3#年的累計裝機規模數據（來源于97）并設置基準情景（.十四五/期間BB_為11,，.十五五/期間BB_為$#,，.十六五/期間BB_為1,）和高

116、速情景（.十四五期間/BB_為0#,，.十五五/期間BB_為$1,，.十六五/期間BB_為#,）來預測#1年3#$1年的電化學儲能裝機容量（見圖*34）。!圖*34!中國電化學儲能裝機規模預測!電化學儲能技術的發展還需持續降低成本。從公開市場上儲能設備采購招標情況來看，鋰電池儲能設備投資額已經從#6年均價#G1#元HUbK左右降至#年的#G1#元HUbK，儲能設備成本加速下行，推動了儲能項目經濟性提升。若考慮E9和施工成本，儲能系統投資成本在1#G6#元HUbK，預測#$1年成本可以降低至6#元HUbK左右。!20 CNESA.儲能產業研究白皮書 2021（摘要版）EB/OL.http:/ 表

117、4-4 堿性電解綠氫全生命周期成本預測!#!#1!#$#!#$1!新能源!9?（元HUbK）!#+*#!#+$!#+1!#+!電解效率（UbKHUV）!11!1$+1!1!1#+1!電費（元HUV3:!+#!2+#1!$+#!#+!水費（元HUV3:）!#+#4!#+#4!#+#4!#+#4!電力成本（元HUVHUV3 3:）!+!2+2+!$+$+!#+#+!堿性電解槽資本支出（元Hdb）!$#!*#!#!#!堿性電解槽壽命（年）!#!#!#!#!滿載小時數（K）!$#!$22!$!$*46!b99!#,!4+,!6+*,!0+2,!固定運維（元HUb）!2#!*6!*!資本支出a a運維（

118、元HUVHUV3 3:）!6+16+1!2+$2+$!+4+4!+1+1!綠氫成本（元HUVHUV3 3:）!$#+2$#+2!+*+*!2+#2+#!+0+0!（$）長時儲能!長時儲能（D7）實施是能源轉型中至關重要的部分。研究表明，具有較長的儲能時間、較低的儲能容量成本以及將功率和容量擴展解耦能力的儲能技術，可以使電力系統在所有能源由可再生能源提供的情況下實現經濟高效的脫碳。D7的持續放電時間一般為1小時到#小時的儲能系統。隨著電網的電力從化石燃料過渡到可再生能源，將需要大量的D7以維持電網的穩定性。對于滲透率非常高的可再生能源電力，即滲透率高于6#，需要#小時以上的儲能時間，這種儲能通常

119、稱為季節性儲能。!圖4-10 主要長時儲能的儲能容量和儲能時長 !21 Dowling,J.A.et al.Role of long-duration energy storage in variable renewable electricity systems.Joule,19071928(2020).22 中國儲能網.美國能源部發布的“儲能大挑戰”報告（五）：氫氣、熱儲能、長時儲能.EB/OL.http:/ 電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!39 全球目前超過41,的長時儲能容量來自抽水蓄能發電設施，但受地理資源條件的限制，增長較慢。電池儲能可以配置更長的持續放電時間，但對于長時電池儲能

120、解決方案來說成本仍然很高，而且其充放電的循環壽命很短。美國能源部（=?）將壓縮空氣儲能確定為成本最低的長期儲能形式。百兆瓦級的先進壓縮空氣儲能技術是目前大規模長時儲能市場產業化的最佳功率級別。氫儲能具有能量密度高、運行維護成本低、存儲時間長、無污染、與環境兼容性好等優點。由圖*3#可以看出，無論從儲能密度還是從儲能時間來說，氫儲能都有絕對的優勢，尤其用于大規模儲能中。但氫儲能目前轉化效率低、投資成本高。!國際可再生能源署（X_）于#年發布的儲熱專項報告創新展望：熱能存儲指出，當前全球約有$*BbK的儲熱系統正在發揮著重要的靈活性調節作用。到#$#年，全球儲熱市場規模將擴大$倍。目前，主要有三種

121、儲熱方式，包括顯熱儲熱、潛熱儲熱和熱化學反應儲熱。*小時被認為是光熱儲能和電化學儲能競爭的一個臨界點，超過*小時，光熱儲能的競爭優勢將開始大于電化學儲能，6#小時儲能配置的光熱電站在系統經濟性上一般將可以達到最優$。!表*31!三類蓄熱系統特點比較!顯熱儲能系統!潛熱儲能系統!熱化學儲能系統!蓄熱密度!體積蓄熱密度!G1#UbKHWe!G#UbKHWe!G1#UbKHWe!質量蓄熱密度!G#+#3#+#$UbKHUV!G#+#13#+UbKHUV!G#+13UbKHUV!存儲時間!受限制!受限制!長期!傳輸距離!短距離!短距離!理論上無限遠!成熟度!工業應用!中試!實驗室研究!技術難度!簡單!

122、中試!復雜!數據來源：97!從目前的技術商業化程度來看，鋰電池依然是最成熟、應用占比最高的新型儲能技術。未來通過規模效應降低成本，與此同時推進電力市場化改革，完善儲能發展所需的市場環境。除了鋰電池，具有大容量、長壽命、環境友好等特點的長時儲能，將在降低度電成本方面更有潛力，并且能夠實現百兆瓦級以上的大規模長時間電量存儲。未來各類長時儲能技術隨著成本的下降，將成為鋰電池在電力系統應用的有效補充。!-+-+*電力系統靈活性評估算例!本報告以吉林為例，通過電力系統運行模擬對靈活性進行定量分析，研究未來提升吉林電力系統靈活性的關鍵和路徑，希望能夠為.三北/和其他地區的靈活性提升提供參考。算例也充分表明

123、在煤電靈活性的基礎上，多元靈活性提升路徑下，省級電力系統具備接納更高可再生能源的能力。!23 太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟.新型儲能政策落地，儲熱產業如何借勢發力？EB/OL.https:/ 綜合考慮吉林省歷年最大負荷利用小時數、吉林省未來經濟增長轉變、用電結構變化趨勢、地理位置和氣候特點等因素，結合國家政策影響，預測.十四五/期間吉林省年最大負荷保持年均2,增速增長，#1年吉林省全社會最大負荷達到16*#;b。嚴格的排放約束下吉林未來五年淘汰落后小容量煤電，至#1年電力系統保留*#$*;b煤電，其中超過一般裝機的煤電機組調峰深度超過1#,，但仍有部分供熱機組調峰深度不夠深調能力和空間如圖*

124、3所示。風電、光伏和儲能迅猛發展，#1年總裝機達66#;b，需求響應穩步發展。從吉林省電力系統靜態靈活性指標看出，吉林省#1年煤電靈活調節能力有限，盡管運行范圍超過1#,，但最小出力仍高達*$,，爬坡水平相對落后，每分鐘爬坡速率約+1,，任有較大改造提升空間。!表*32!吉林省#1年電力供需展望（單位：;b）!最大負荷!煤電!風電!光伏!常規水電!抽水蓄能!儲能!需求響應!#1 年!16*#!*#$*!42#!6612!66!0#!#!1,!圖*3!#1年吉林省煤電機組出力調節范圍統計 占比百分比裝機占比百分比裝機占比百分比占比百分比煤電出力調節范圍=30%30-50%50-70%70-99%

125、100%!42 表*30!吉林省電力系統靜態靈活性水平評估結果!運行范圍水平!最小發電水平!爬（滑）坡速率水平!最小連續開機時間K!最小連續停機時間K!煤電 12+14,!*$+*#,!+12,!+06#!$+#10!在此基礎上，進行二種不同時間尺度的典型日運行模擬：!情景一：夏季典型日逐小時運行模擬；!情景二：夏季典型日1分鐘運行模擬；!模擬結果如圖所示。!在情景一中，逐小時的凈負荷波動并不劇烈，依靠抽蓄和儲能足以應對風電、光伏的消納問題，如圖*3所示。模擬結果顯示，七點前抽蓄和儲能充電運行消納風電，在31點光伏大發期間充電，在63#、03#點兩個用電高峰時期放電，起到移峰填谷，消納可再生的

126、作用；煤電也發揮一定的靈活調節作用，在2：$#和*：#兩端時間大幅壓減出力，為新能源“讓路”，如表*36所示。當日風光棄電量共計42+;bK，不足總發電量的#+#,，基本實現全額消納，此情景下體現出吉林省電力系統滿足小時級靈活性需求。!圖*3!吉林省#1年典型日逐小時運行模擬結果!-200002000400060008000100001200014000160001357911131517192123功率（MW）時間失負荷光伏消納出力風電消納出力需求響應儲能出力抽蓄出力火電出力常規水電出力儲能充電抽蓄抽水儲能充電抽蓄充電負荷凈負荷電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!43 通過情景二（1分鐘）的運

127、行模擬結果可以看出，短時間尺度下凈負荷波動程度極為劇烈，抽蓄和火電頻繁調整出力以應對凈負荷波動。然而相較于情景一，1分鐘尺度下吉林省依然會出現更多的棄風棄光，當日產生棄風棄光電量*14;bK，為情景一中棄風棄光電量的*+0倍，體現出電力更短尺度的靈活性需求更難以滿足，對靈活調節資源的調用更為頻繁。除此之外，情景二頻繁調用靈活性電源，帶來高于情景一的運行成本；電力安全穩定運行難度更大，當日失負荷電量更高，如表*36所示。!圖*3$!吉林省#1年典型日1分鐘尺度運行模擬結果!表*36!各情景下吉林省運行模擬結果!情景名稱!運行成本（萬元）!棄風棄光電量;bK!抽蓄發電量（;bK）!儲能發電量（;b

128、K）!失負荷電量（;bK）!情景一!4#0+0*!42+$!3*$+0!3#+61!#+6!情景二!$#$#+41!*14+!3$02+46!3$+*6!#2+62!吉林省#1年電力系統的運行模擬顯示，未來可再生能源滲透率逐步提高，電力系統靈活性的研究重點不應局限于小時級調峰需求，電力系統短時間尺度（131分鐘）的靈活性供給能力是保障風光消納和電力穩定運行的關鍵，具備快速調節能力的儲能資源是保障靈活性的關鍵。!-200002000400060008000100001200014000160000:001:152:303:455:006:157:308:4510:0011:1512:3013:4

129、515:0016:1517:3018:4520:0021:1522:3023:45功率（MW）時間失負荷光伏消納出力風電消納出力需求響應儲能出力抽蓄出力火電出力常規水電出力儲能充電抽蓄充電儲能充電抽蓄抽水負荷凈負荷!44 -+-+1電力系統靈活性的多元提升路徑 構建新型電力系統是實現.雙碳/目標的重要戰略舉措，新型電力系統作為高比例可再生并網的必要支撐，是電力系統的轉型方向，因此研究系統靈活性需明確以新能源為主的新型電力系統中靈活調節能力供給方式和結構，在此基礎上提出的系統靈活性提升路徑更合理、明確和可行。在高比例可再生并網的電力系統中，可變可再生發電構成主力電源，貢獻電量主體；低成本的大型可

130、控低碳電源，將作為電力系統安全穩定的基石，提供基礎的靈活性調節服務，而無所不在的短時電池儲能與必要的長時儲能互補構成全時間尺度的系統靈活性調節能力。中國電力系統靈活性提升路線示意圖如圖*3*所示。!圖*3*!碳達峰背景下中國電力系統靈活性提升路線圖!碳達峰背景下，提供基礎靈活調節能力的大型可控電源需兼顧低碳要求，要求嚴格限制煤電增量發展與存量發電量，同時儲能等資源尚處發展初期，因此合理利用煤電資源是短期內提升我國電力系統靈活性的重點。!.十四五/時期，逐步推動煤電由電量型電源向電力型電源轉變，加快推進煤電靈活性改造，大力發展抽水蓄能和燃氣發電，與此同時，提前布局、持續推動需求響應、新型儲能和A

131、B等電力系統靈活性資源的.更優解/發展。.十四五/期間我國電力系統靈活性資源主要為可控的大型電源，包括靈活性改造后的煤電、抽水蓄能、可調節水電和核電等。煤電開始向電力型電源轉型，加快煤電機組靈活性改造進度，一方面通過生物質摻燒、低壓穩燃等技術降低常規機組最小出力，另一方面通過改進加裝儲熱裝置或改造鍋爐及汽機本體，實現供熱機組.熱電解耦/運行，提高煤電機組靈活運行能力；抽水蓄能發電作為優質靈活性資源，應在環境、資源和成本允許情況下大力開發；核電充當基荷電源，通常以最大功率運行，在必要時可發揮一定的向下滑坡靈活性調節能力，不過出于安全考慮，一般選擇日前調節，無法進行日內調節；電化學儲能持續降本提效

132、，成本達到商業化臨界點，#1年以電化學儲能為代表的新型儲能規模達到1#萬千瓦，為系統提供短時（秒級、分鐘級）快速調節能力，綠氫技術作為長時儲能發展重點進行示范試點推廣。!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!45“十五五”和“十六五”時期，減少煤電裝機規模，煤電逐步退出靈活調節電源行列，規?；瘧眯滦蛢δ?，重視綠氫和長時儲能等新技術的開發和應用，建設完善電網互聯互濟及市場機制，給予充足的系統靈活性釋放空間?！笆逦濉睍r期，電力系統靈活性需求表現為更短的時間尺度，更大的需求量，此時電力系統處于轉型過渡關鍵期，系統內靈活性資源品類繁多，優質低碳煤電、氣電、抽蓄、新型儲能和需求響應等資源“平分天下”。氣

133、候壓力下，煤電在電量和電力上的占比逐步減少，屆時需增加調節氣電的部署，在源-網-荷側大規模推廣以鋰電池為代表的電化學儲能應用，充分運用電網的跨省跨區互聯互濟，發揮能源的空間互補特性，重視需求側靈活性資源的開發，通過需求響應平衡電力系統能很大程度節約成本?！笆逦濉?、“十六五”期間壓縮空氣、飛輪、電化學儲能規?；瘧?，2030、2035年新型儲能規模達到1.5、3億千瓦；“十五五”期間電制氫和氫儲能技術成本達到商業化臨界點，“十六五”期間推進綠氫商業化大規模部署，預計2035年綠氫規模達到5000萬千瓦（圖4-15），足以提供高比例可再生能源并網下對于調節能力需求，保障靈活性。圖4-15 關鍵儲

134、能技術發展趨勢 /&(%(&(+%(*,(#(,(%/(,()(,(,(*()(%(,(&(/(累計規模新增規模累計規模新增規模累計規模新增規模*(*,*()(*(),單位：萬千瓦抽水蓄能電化學儲能綠氫電化學儲能規?；渴鹁G氫逐步推廣實現商業化!46!5 制訂保障電力部門碳達峰的政策機制改革“施工圖”電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!47#碳達峰目標導向$中國提出的.$#f2#/雙碳目標為中國經濟社會發展全面綠色低碳轉型釋放了積極的政策信號，也為.十四五/時期及中長期中國全社會高質量可持續的發展提出了更高要求。為實現.$#f2#/目標，中國正著手編制#$#年前碳排放達峰行動方案，制定能源系統、

135、鋼鐵、有色金屬、石化化工、建材、建筑、交通運輸等行業和領域碳達峰實施方案，謀劃綠色低碳科技攻關、碳匯能力鞏固提升等保障方案。最新政策明確了#$#年碳達峰是二氧化碳的達峰，#2#年前要實現碳中和包括全經濟領域溫室氣體的排放，包括從二氧化碳到全部溫室氣體。因此，實現.雙碳/目標是復雜的系統工程，是以政策目標為導向的科學轉型過程，需要把握好節奏，積極而穩妥地進行。中共中央政治局*月$#日集體學習會議上，總書記習近平指出實現碳達峰、碳中和是我國向世界作出的莊嚴承諾，各級黨委和政府明確要拿出抓鐵有痕、踏石留印的勁頭，明確時間表、路線圖、施工圖。碳中和愿景下能源體系的核心特征與中國當前能源革命的內核是一致

136、的，即.安全、高效、清潔、低碳/，這要求以煤為主的能源體系要逐步轉向高比例非化石能源系統，降低對煤炭的依賴。電力作為主要的煤炭消耗部門，排放了近!*#,與能源活動相關的二氧化碳。在碳中和目標的強約束下，因其技術可行性最高、最易脫碳，電力部門尤其是煤電部門需要開展更深度的低碳轉型，未來常規煤電機組的發展路徑選擇將是盡早實現碳達峰和.遠期退出清零/或.遠期深度脫碳/。實現電力部門的碳達峰和凈零排放發展目標，首先需要明確中國電力低碳轉型的目標導向，即安全供應、經濟有效、有序轉型、耦合互補與公正轉型。!安全供應，最直接的是指電力供應安全，更高層次的是能源供應安全。電力供應安全關系國計民生，電力系統是國

137、家關鍵基礎設施，電力持續穩定供應，才能保障金融、通信、交通、供水、供氣等領域基礎設施安全可靠運行。.碳達峰、碳中和/目標愿景的提出，對電力安全提出了更高要求。在能源轉型背景下，我國終端電氣化水平將快速提升，預計#$#年和#2#年終端電氣化率將分別超過$#,和0#,，經濟社會發展對電力的依賴程度越來越高。面臨時段性電力、煤炭供需偏緊，高比例波動性能源接入電力系統，大規模電力電子設備應用接入，未來電力系統特性會更加復雜。同時，電力電量平衡、頻率調節、電壓支撐等問題逐漸凸顯，電力安全供應將面臨諸多新的風險挑戰。這需要在電力安全邊界不斷拓展延伸的形勢下，堅持底線思維，運用系統思維，從電能生產、傳輸、分

138、配和消費的各部分統籌電力安全供應。能源供應安全是國家安全體系的重要組成部分，受全球地緣政治、新型冠狀病毒肺炎疫情蔓延的影響，我國能源安全面臨嚴峻挑戰。我國油氣進口通道集中度較高，對高風險國家和地區的依賴程度較大，海上通道占比高且高度依賴馬六甲海峽。相比發達國家，我國油氣戰略儲備和應急儲備設施較少，應急儲備體系薄弱；應對國際油氣市場波動的調節能力不強，且對管網安全高效運行能力也相對薄弱。實現碳達峰、碳中和是對能源結構和系統形態的巨大變革，是保障我國能源安全的戰略選擇。!48 短期內能源轉型需要承受轉型與變革的陣痛，但從長遠來看，堅定不移走生態優先、綠色低碳的高質量發展道路，逐步減少對進口能源和化

139、石能源依賴，建成以非化石能源為主體、安全可持續的終端能源供應體系，才能實現能源領域深度脫碳和供應安全。電力和能源安全供應與政治安全、經濟安全、網絡安全、社會安全等諸多領域密切關聯，一旦發生能源短缺或者大面積停電事件，可能引發跨領域連鎖反應，導致重大經濟財產損失，甚至引發社會恐慌，危及國家安全。因此，在推動碳達峰施工圖設計中，應把電力供應安全和能源供應安全納入國家安全體系中統一考慮，正確認識與處理好經濟發展、減污降碳、電力安全和能源安全的關系。!經濟有效，主要是指能夠成本最小地實現減排最大化目標。碳減排意味著需要付出成本來減少碳排放，降低碳排放的主要方式包括終端電氣化（比如工業、交通運輸、家庭取

140、暖等轉換成直接用電）、發電從傳統化石能源轉化為可再生能源、對傳統的化石能源設施加裝碳捕捉碳封存設備。當前，不考慮環境成本來看，清潔能源用能成本仍高于化石能源，但隨著全國碳市場建設、環境保護稅逐漸加碼、新能源發電成本下降以及化石能源利用率看跌，不同類型的電力供應成本將會出現變化。同時，低碳轉型的過程中需要建設配套的新的基礎設施以及改進原有的技術和設備，這些轉型投資成本將通過直接投資和間接拉動對經濟增長產生影響。而且，受到環保政策、減碳目標、經濟效益惡化等原因，部分仍處于設計壽命內的高碳電力資產或面臨資產貶值提前退出市場，成為擱淺資產，進而給社會和財政帶來負擔。電力行業作為國民經濟和社會發展的基礎

141、能源行業，對于保障經濟的正常運行、推進中國經濟的包容性增長具有十分重大的意義。因此，在推動碳達峰施工圖設計中，需要從總量、價格、效率、環境、公平五個維度對中國電力行業的績效進行分析，考慮并把握轉型需要投入的基建設施投資成本、轉型后的電力供應成本、轉型后各類機組的運行效率及環境效益情況，可能帶來的擱淺成本及影響群體安置資金投入。!有序轉型，是指中國的碳達峰、碳中和目標實現是在經濟高質量發展的基礎上完成。中國與發達國家的碳中和路徑及其復雜度大不相同。發達國家大都已完成工業化，在第二產業向國外轉移、國內產業向第三產業轉型的背景下，逐步實現碳排放到達峰值，在一定程度上屬于自然達峰。中國作為世界上最大的

142、發展中國家，要完成全球最高碳排放強度降幅，用全球歷史上最短的時間實現從碳達峰到碳中和，無疑是一場硬仗，需盡早規劃，及時行動。更重要的是，#3#$1年是中國人均BDE從萬美元（小康水平）向萬美元（中等發達水平）跨越的關鍵階段，發展經濟學將其定義為.中等收入陷阱/階段，中國必須一方面實現經濟發展目標，另一方面有序推進雙碳目標，避免運動式.減碳/。一方面，煤電機組需要控增，把碳達峰當成.碳沖鋒/是不可取的，面對國際承諾的實現仍是具有艱難性的。另一方面，煤電機組需要有序退出，不顧經濟發展需求輕率減煤控碳，短期內過快過猛關停煤電機組造成電力短缺也不可取。因此，電力部門在推動碳達峰的施工圖設計中，需要尊重

143、規律，堅持實事求是、一切從實際出發，科學設置目標和把握工作節奏，有序推進雙碳目標完成。!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!49!耦合互補，是指雙碳目標的實現需要各能源分系統耦合互補，各自發揮所長、規避短板，跨部門、跨行業、跨領域聯動。我國現有的煤炭、石油、天然氣、可再生能源與核能五大能源類型之間，存在通過相對優勢的互補融合對沖消除各種能源種類劣勢、形成整體優勢的發展需求和巨大技術創新空間。例如：利用可再生能源、高溫核能可以制取氫能，再將9?與綠氫反應制成甲醇等化學品；存量煤電機組價值最大化利用；發展9?低能耗大規模捕集、資源化利用技術；開展先進燃料電池和燃料電池分布式發電技術，引領帶動電動車等

144、戰略新興產業變革和發展，以電動車作為分布式儲能的終端，提高電網的穩定性；可再生能源可通過規模儲電而提高并網利用效率；加速終端電氣化，構建以電力為中心的多能互補體系，多種技術結合因地制宜地形成低碳化清潔能源供應系統。因此，在推動碳達峰施工圖設計中，需要打破能源領域版塊壁壘，以化石能源清潔高效利用與耦合替代、清潔能源多能互補與規模應用、以低碳電力為中心的多能互補耦和為主線，逐步構建清潔低碳、安全高效的國家能源電力安全供應新體系。!公正轉型，是指經濟在碳達峰和碳中和的轉型過程中，需要建立相應的社會制度框架來確保受影響工人群體的工作和生計不受到嚴重損害。發達國家在能源轉型中遇到一些風險和困難，處理不好

145、就會引發社會矛盾甚至政治動蕩。世界資源研究所研究估計，到#$#年，煤炭發電、石油開采和其他行業的2#萬個工作崗位可能消失，而新的綠色工作將需要不同于以往的技能，如果不以公正公平的方式做好過渡，將給受影響的工人及社區造成巨大困難。中國在過往的政策績效評估期快結束時，集中高強度削減能源供應或者大規模替換用能設施，以達到降低能源消耗的考核目標。歷史經驗表明，盲目激進地推進碳中和或給經濟運行和人民生活造成了嚴重干擾，我國區域發展不平衡，若不妥善處理公正轉型問題或造成民生困境。因此，有必要采取差異化的碳達峰施工圖設計，因地制宜制定碳達峰時間表、路線圖，特別要關注高煤炭依賴地區低碳轉型的公正性，尋求碳達峰

146、到碳中和的平穩轉變。!50!圖5-1 碳達峰和碳中和施工圖目標導向 電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!51 5.2 碳達峰政策施工圖$!5.2.1 碳達峰頂層設計 圖13!電力碳達峰轉型機制頂層設計!（）四個政策!）碳市場機制設計!碳配額的總量控制與分配機制需與碳達峰碳中和路徑一致。在歐盟碳排放交易體系第四階段中，為實現歐盟#$#年減排*#,的氣候目標，碳市場要實現到#$#年覆蓋的行業排放量將比#1年減少*$,的目標，相應的減排系數（該階段每年的減排量）從第三階段的+0*,提高到+,，配額方式以拍賣為主，且拍賣的比例相比于第三階段的10,進一步提高。中國碳市場于#年0月2日正式啟動上線，目前碳

147、市場采用的是自下而上的相對總量控制，配額分配方法為全部免費配額，目的是完善相關制度，不給減排主體太重的減排負擔，但未來政府將嚴格控制配額總量，逐漸減少免費配額占比，保證了碳排放絕對值逐年下降，提升碳交易價格，以助力碳中和目標的實現。!52!碳預算必須逐步收緊，與碳達峰碳中和路徑一致。歐盟委員會計劃自#$年開始逐步引入碳關稅，即歐盟碳邊界調整機制（9=;）；美國方面，拜登政府正在考慮征收.碳邊境稅/或.邊境調節稅/。在歐美推出碳邊界調節稅的背景下，碳預算必須與碳中和路徑一致逐步收緊，因為配額總量的多少決定了配額的稀缺性，直接影響碳市場的配額價格。未來應放眼全球碳市場，在考慮國際碳經濟合作的前提下

148、，根據碳達峰、碳中和減排目標制定合理的年度線性減排因子，逐步收緊碳配額。!全國碳市場的碳價將逐步對接國際水平。據上海環境能源交易所的統計數據，全國碳市場開盤價*6元H噸，最高價1+6#元H噸，最低價*6+#元H噸，成交均價1+$元H噸。除北京年度成交均價始終在每噸1#元到0#元外，此前七個試點碳市場平均碳價為$+*元H噸，由此看來全國碳市場的碳價偏高。但是從全球來看，目前全國碳市場的碳成交均價僅為0+4美元H噸，而目前歐盟碳市場的碳價在2#美元H噸左右，美國區域溫室氣體減排行動#年第二季度拍賣成交均價為0+40美元H噸。要充分發揮碳市場的價格發現作用，只有推動形成合理碳價，才能讓碳市場起到高效

149、約束碳排放和激勵節碳的作用。碳價過低，企業沒有減排積極性，就無法實現碳達峰、碳中和目標。同時發展國際碳市場是大勢所趨，國際碳市場要求各國達成共識并實現碳市場的有效對接，這不僅需要規則和標準的統一，而且也需保證碳價水平趨勢的一致性。!）電力市場機制設計!充分發揮電力市場的價格發現機制。高比例可再生能源平價上網后，由于其波動發電的特性，無法從替代電源直接成為主力電源，對電力調度產生的沖擊需要其他機組進行填補，保障系統安全穩定的成本將會增加，可再生能源發電不再是.零成本/；另一方面，煤電機組的原有盈利空間遭到擠占，角色也要從提供電量轉變為提供電力，需要設計新的市場機制，在淘汰部分高成本煤電機組的同時

150、，使得剩余的健康煤電機組可以確保供電安全，提供高滲透率的可再生能源并網發電所需的調度服務，并從中獲得可以長期穩定運營的收益。!設計收益及投資可預期的可再生能源交易機制。電力系統中高比例可再生能源出力強勁疊加電力需求低迷，同時傳統機組缺乏啟停靈活性，導致某些時段的電力供大于求，多地電力市場均出現零電價或負電價，反映出電源靈活性問題。當前可再生能源補貼逐漸到期，但市場具備良好運營條件，為促進高比例可再生能源消納，確?，F有可再生裝機收益穩定，并刺激未來可再生能源投資，需要設計交易機制，平抑現貨市場價格波動帶來的風險?？稍偕茉撮L期購電協議（ENgLS!EhSTKPiL!VSLLWLQR，EE）可降低

151、現貨市場價格波動給可再生能源發電商帶來的風險，提高收益穩定性，為投資項目帶來穩定現金流，未來將成為可再生能源電力產業的保障。發、用電企業通過簽訂EE，滿足發電企業的項目融資需要，為用電企業提供獨有性、全生命周期的綠電所有權。發電企業與電網公司簽訂保障性收購合同也可以滿足項目投資需要。電價機制方面，EE價格需要體現電能量價值、環保價值，可以靈活設計價格聯動機制以及期權等工具。由于新能源發電特性難以完全匹配用電需求，發、用電企業通常選擇簽訂中長期差價合約（9NQRSPTRi!jNS!DkjjLSLQTL），合約僅作為結算依據，可以約定分時結算曲線；發、用電企業仍需要參與其他中長期交易或現貨市場，或

152、者與電網簽訂購售電合同。!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!53 設計保障穩定可控電源和靈活性資源基本收益的容量電價機制。風光等非水可再生能源，其最大出力時段和負荷低谷時段往往不相符，調峰并不是其最需要被調節機組所提供的輔助服務。容量備用和快速爬坡服務則是可再生能源發電最需要穩定可控電源和靈活性資源等提供的服務，其價值需要得到合理補償。水電等季節性可再生能源需要煤電等可調節機組提供季節性容量備用，風光等波動性可再生電源在出力降低、無法滿足用電需求時，則需要煤電等穩定可控電源提供快速爬坡服務，或者儲能等靈活性資源提供用戶所需的電能。這部分為應對可再生能源發電波動而預留的機組容量和靈活性資源，在電

153、力市場中無法獲利或者盈利有限，但作用不可或缺，因此需要設計容量電價機制，保障其基本收益。!設計與高比例可再生能源需求配套的輔助服務產品。煤電等可調節機組利用小時大幅下降后收入減少，仍需要健康存活并在系統需要時為可再生能源提供容量備用和快速爬坡服務，這部分價值應從輔助服務中獲得必要收益；電化學儲能目前的裝機量較低，隨著成本不斷下降正在探索不同的角色定位，未來將在提供輔助服務方面有所發展。應從不同靈活性電源的技術特性和運營成本出發，分別設計適宜的輔助服務產品和價值補償方式。!高比例可再生能源電力市場還需要其他方面的配合，如配網平臺化、綜合能源、多能互補和分布式交易等。將配網平臺化，實行綜合能源與多

154、能互補是保障能源供給與消費安全以及提高能源利用效率的主要方式。在電源側，通過風、光、水、火、儲等多類型電源間的協同互補，實現電力系統的穩定運行；在需求側，利用冷、熱、電、氣異質能源之間的耦合關系，實現各類終端能源的互補替代和聯動優化。隨著可再生能源的發展，以集中式和分布式可再生能源為主體的分布式能源系統將會廣泛存在。未來將在體制機制層面推動分布式交易的新模式、新業態發展，實現眾多分布式能源系統的高度自治與協同運行，促進能源電力系統的整體平衡與局部平衡。!$）綠色金融政策!#年$月1日，李克強總理在今年的政府工作報告中提出了對碳達峰碳中和工作的要求，其中就提到了實施金融支持綠色低碳發展專項政策，

155、設立碳減排支持工具等。!綠色金融通過資源優化配置、價格發現和風險管理三大功能推動零碳電力的發展。從電力行業來說，綠色金融體系通過改變不同類型項目的融資成本與可獲得性，引導社會資本逐步從一些高污染、高耗能的煤電退出，投資環保和無污染的可再生能源發電，將有助于緩解中國電力行業過度依賴煤電的問題。構建中國綠色金融體系有助于促進電力行業新型電力系統轉型，有助于電力行業控制和縮減化石能源消費量、增加可再生能源發電比例、提升能源利用與轉化效率。!54 綠色金融政策助推碳市場發展。碳金融產品的推出可有效增強碳市場活躍度，擴大碳市場影響范圍，吸引更多社會資本進行低碳投資，為零碳電力的實現提供資金支持。目前全國

156、碳市場僅覆蓋電力行業，要統籌推進碳市場建設和碳金融創新。在初期碳配額現貨交易基礎上，進一步發揮金融在碳市場建設中的支持作用，有序發展碳配額抵質押融資、碳期貨、碳遠期、碳資產證券化等創新金融產品，不斷豐富完善交易品種和服務模式，提高碳價格發現能力和形成效率，強化碳市場在減排和綠色金融資源配置中的作用，有效平衡綠色低碳投資中激勵、跨期和風險管理的關系，推動電力行業綠色低碳技術投資研發。!*）公正轉型!公正轉型政策框架需要提出各種具體的方案去解決煤電轉型對受影響群體及其所在地所受到的影響，包括對就業的影響、就業損失風險、地區經濟衰退的風險以及其他相關的負面影響。國務院在#2年月，推出關于煤炭行業化解

157、過剩產能實現脫困發展的意見確定了保持就業局勢的總體穩定和做好去產能職工就業安置工作的重要意義；在#2年*月，人社部會同國家發展改革委等七部門發布關于在化解鋼鐵煤炭行業過剩產能實現脫困發展過程中做好職工安置工作的意見。這些文件為解決.去產能/和各行業公正轉型的過程中就業安置問題以及幫助受影響群體實現脫貧提供了政策指引。!設計職工安置方案確保煤電轉型以社會可接受的方式實施。轉型過程中的就業安置問題在堅持企業主體責任的同時，也要突出政府部門的幫扶作用。企業和各部門需詳細規劃內部安置、外部分流、轉移就業、創新創業、自主擇業、培訓轉崗、內部退養、靈活就業公益性崗位托底安置等分流安置方式，同時推出技能培訓

158、、職業介紹等就業服務和就業創業扶持政策，不斷完善職工安置的配套政策。!設計地區轉型規劃提高行業和部門的競爭力。在逐步退煤的過程中，為避免受影響地區經濟衰退，可以發展產業集群政策并加大對中小型企業的投資力度，持續對交通、基礎設施和教育領域進行投資；政府運用多種財政刺激措施，如為中小企業提供貸款利率補貼，建立專門針對這些企業發展的機構，完善城市基礎設施建設，促進經濟發展模式轉型。同時對高耗能、工商業用戶給予適當的電價補償政策，保持工商業部門的競爭力。!設計合理的退煤機制保障電廠運營商等相關利益者的權益。對于提前關停的燃煤電廠，可以通過談判或競爭性招標等方式對電廠運營商進行經濟補償；對于不經濟的燃煤

159、電廠，可以通過將其證券化來加速其退役并為轉型工作帶來額外資金，債券籌集的資金可用于抵消拆除發電廠、修復和重新利用場地以及擱淺資產損失相關的部分成本；探索利用退役火電機組的既有廠址和輸變電設施建設儲能或風光儲設施。!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!55 （）四個支柱!）制訂煤電長期轉型、改造與退出時間表與路線圖!煤電轉型發展需要找準自身定位，把握轉型時機。.碳中和/目標下，可再生能源裝機占比將不斷提升，煤電發電量存量將被不斷替代。使得煤電需要在保障電力安全供應的同時主動調整自身定位，為可再生能源發展拓展電力和電量空間，并主動降低穩定最小出力水平、縮短啟停時間和提高爬坡速率，逐漸轉變為提供電力調

160、節服務的單一功能型電源，直至成為非常規的戰略備用機組。在明確自身定位和轉型方向的基礎上，根據電力需求和供給特性，因地制宜設計煤電機組靈活性改造、熱點解耦改造、997改造路徑。按照機組所提供的服務類型、貢獻程度來確定各區間定價標準，以此設計輔助服務市場定價機制可準確反映輔助服務的稀缺價值，激勵煤電機組參與靈活性服務，保障煤電機組改造后的合理收益，疏通因補償不足導致的改造遲緩障礙?，F貨市場競價規則要更加公平合理，對煤電機組形成價格分級，確定高效的基荷機組，推動落后煤電機組退出市場。系統掌握在建和計劃煤電項目的投資及進度信息，繼續推動老舊落后機組退出和嚴控新增。根據現役機組實際情況制定煤電退出時間表

161、，推動煤電有序退出緩解資產風險壓力。!）制訂可再生能源高比例發展規劃目標與路徑!大力挖掘風電、光伏等可再生能源發展潛力的同時配套儲能和需求響應發展，充分利用氣電、水電、核電等大型可控型電源的資源配置。根據本地負荷和外送電特點，切實制定可再生能源發展目標。設計面向高比例可再生電力市場頂層機制，在碳市場與電力市場耦合后，設置電價改革機制，從電力市場化改革推動可再生能源高比例發展。一方面，通過價格信號引導可再生能源和靈活性資源向好健康發展。另一方面，強化電力市場與碳市場的耦合，充分發揮現貨市場競價規則的作用，通過碳價傳導提升電力市場中的可再生能源競爭力。!高比例可再生能源電力市場還需要其他方面的配合

162、，如配網平臺化、綜合能源、多能互補和分布式交易等。將配網平臺化，實行綜合能源與多能互補是保障能源供給與消費安全以及提高能源利用效率的主要方式。在電源側，通過風、光、水、火、儲等多類型電源間的協同互補，實現電力系統的穩定運行；在需求側，利用冷、熱、電、氣異質能源之間的耦合關系，實現各類終端能源的互補替代和聯動優化。隨著可再生能源的發展，以集中式和分布式可再生能源為主體的分布式能源系統將會廣泛存在。未來將在體制機制層面推動分布式交易的新模式、新業態發展，實現眾多分布式能源系統的高度自治與協同運行，促進能源電力系統的整體平衡與局部平衡。!56$）制訂中長期可控穩定資源與靈活性資源部署規劃!充分發揮電

163、力市場的價格發現機制。高比例可再生能源平價上網后，由于其波動發電的特性，無法從替代電源直接成為主力電源，對電力調度產生的沖擊需要其他機組進行填補，保障系統安全穩定的成本將會增加，可再生能源發電不再是.零成本/；另一方面，煤電機組的原有盈利空間遭到擠占，角色也要從提供電量轉變為提供電力，需要設計新的市場機制，在淘汰部分高成本煤電機組的同時，使得剩余的健康煤電機組可以確保供電安全，提供高滲透率的可再生能源并網發電所需的調度服務，并從中獲得可以長期穩定運營的收益。!設計收益及投資可預期的可再生能源交易機制。電力系統中高比例可再生能源出力強勁疊加電力需求低迷，同時傳統機組缺乏啟停靈活性，導致某些時段的

164、電力供大于求，多地電力市場均出現零電價或負電價，反映出電源靈活性問題。當前可再生能源補貼逐漸到期，但市場具備良好運營條件，為促進高比例可再生能源消納，確?，F有可再生裝機收益穩定，并刺激未來可再生能源投資，需要設計交易機制，平抑現貨市場價格波動帶來的風險?？稍偕茉撮L期購電協議（ENgLS!EhSTKPiL!VSLLWLQR，EE）可降低現貨市場價格波動給可再生能源發電商帶來的風險，提高收益穩定性，為投資項目帶來穩定現金流，未來將成為可再生能源電力產業的保障。發、用電企業通過簽訂EE，滿足發電企業的項目融資需要，為用電企業提供獨有性、全生命周期的綠電所有權。發電企業與電網公司簽訂保障性收購合同也

165、可以滿足項目投資需要。電價機制方面，EE價格需要體現電能量價值、環保價值，可以靈活設計價格聯動機制以及期權等工具。由于新能源發電特性難以完全匹配用電需求，發、用電企業通常選擇簽訂中長期差價合約（9NQRSPTRi!jNS!DkjjLSLQTL），合約僅作為結算依據，可以約定分時結算曲線；發、用電企業仍需要參與其他中長期交易或現貨市場，或者與電網簽訂購售電合同。!設計保障穩定可控電源和靈活性資源基本收益的容量電價機制。風光等非水可再生能源，其最大出力時段和負荷低谷時段往往不相符，調峰并不是其最需要被調節機組所提供的輔助服務。容量備用和快速爬坡服務則是可再生能源發電最需要穩定可控電源和靈活性資源等

166、提供的服務，其價值需要得到合理補償。水電等季節性可再生能源需要煤電等可調節機組提供季節性容量備用，風光等波動性可再生電源在出力降低、無法滿足用電需求時，則需要煤電等穩定可控電源提供快速爬坡服務，或者儲能等靈活性資源提供用戶所需的電能。這部分為應對可再生能源發電波動而預留的機組容量和靈活性資源，在電力市場中無法獲利或者盈利有限，但作用不可或缺，因此需要設計容量電價機制，保障其基本收益。!設計與高比例可再生能源需求配套的輔助服務產品。煤電等可調節機組利用小時大幅下降后收入減少，仍需要健康存活并在系統需要時為可再生能源提供容量備用和快速爬坡服務，這部分價值應從輔助服務中獲得必要收益；電化學儲能目前的

167、裝機量較低，隨著成本不斷下降正在探索不同的角色定位，未來將在提供輔助服務方面有所發展。應從不同靈活性電源的技術特性和運營成本出發，分別設計適宜的輔助服務產品和價值補償方式。!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!57 *）全環節技術創新政策組合技來推動顛覆性技術!零碳和負碳技術是實現碳中和目標的關鍵，要發揮我國在能源領域的優勢，重點在清潔發電技術、電能替代技術、先進輸電技術、儲能及氫能技術、碳捕集分存與利用技術、負排放技術開展研發和推廣應用，挖掘減排潛力。要推動顛覆性技術的發展，就要實現全環節技術創新政策的組合，形成路線清晰、重點突出、成果明顯的碳中和技術體系。首先要在碳中和目標之下，明確電力零碳

168、時間表和中長期電源轉型方向，以零碳電力規劃引領技術創新發展；接著要重視國家基礎研發與企業應用研發相結合，從國家和企業層面同步推進技術研發進展，同時大力發展財政和企業EEE示范項目，發揮EEE示范項目在引導規范運作、帶動區域發展、推動行業破冰、推廣經驗模式等方面的積極作用的同時，實現社會公共服務領域的零碳電力目標；更重要的是，要發揮市場的力量，實現市場自主選擇，提高效率的同時降低整個社會實現零碳電力的成本。!/+*+*!電力碳達峰各項工作時間表!結合上述研究，為確保電力部門及早實現碳達峰，在推動政策機制頂層設計的基礎上，進而明確.源、網、荷、儲、熱/等方面落實分階段具體發展目標，總結推動電力碳達

169、峰關鍵領域進展時間表（圖13$）!隨著風光發電持續降本提效，陸上集中式風光將于.十四五/末期全面實現系統平價上網，海上風電、光熱發電將與.十五五/期間迎來平價上網。風光裝機快速發展，#$#年風光總裝機容量將達到2億千瓦以上。高比例可再生能源并網的同時，大型可控型電源為系統所需靈活性提供支撐，隨著輔助服務市場機制設計趨于完善，煤電靈活性改造、氣電、抽水蓄能等靈活性資源得到加速發展，小型堆核電試點推廣。加之.十四五/期間電化學儲能快速發展，綠氫示范試點的推廣，依托大電網建設實現多個可再生能源外送電基地，分布式微電網逐步發軔，尖峰保障能力足以支撐最大用電負荷增量。在碳市場與電力市場逐步銜接，綠色金融

170、體系逐步建立的引導下，可再生能源快速發展并在.十四五/期間實現新增電力需求全部由可再生能源發電滿足。!58 電力部門及早實現碳達峰，需繼續深化煤電供給側改革，通過嚴控煤電新增和淘汰落后煤電產能，控制煤電裝機峰值在+13億千瓦，發電量峰值在1+$萬億千瓦時以內。.十四五/和.十五五/期間集中供熱仍將以熱電聯產為主，推動高效大機組對落后小機組替代可實現提效減排。完成階段目標，電力部門碳排放將于#0年之前達峰，并將峰值控制在*6億噸二氧化碳以內。隨后電力部門在.十六五/期間進入減排加速期，煤電發電存量逐步由可再生能源替代。在電化學儲能大規模部署，綠氫技術實現商業化的基礎上，可再生能源將全面配置約束性

171、靈活資源，跨季節儲存清潔能源成為現實。在.西電東送/發展至臨界點后，電網將以大電網作為支撐，能源互聯網快速發展為主要表現形態。在容量拍賣保障供應的基礎上，碳配額收緊和碳價飆升，以市場推動落后煤電退出，轉向封存備用。以小型堆核電綜合利用、地熱能利用為代表的新能源供熱逐步替代化石能源供熱地位，煤電熱電聯產由高速發展向高質量發展轉變。.十六五/期間，煤電在供電、供熱地位的持續弱化，有序淘汰基荷煤電。伴隨著99（C）7技術日益成熟發揮減排加速作用，.十六五/末期電力部門碳排放將降至.十三五/期間水平，甚至以下。!圖13$!推動電力碳達峰關鍵領域工作時間表!電力部門碳排放達峰路徑與政策研究!59!附錄

172、A.生產模擬與系統靈活性!60!電力系統調度運行模擬技術是電力系統規劃評價的重要手段，其思路是基于時序負荷曲線和可再生能源的出力模擬，考慮電網的一系列運行約束與調度規則，進而考慮多類型電源相互協調的機組組合計算，實現對電網不同時間尺度運行情況下的精細化、逐日、小時級連續的“全景”模擬，根據逐日運行模擬結果計算系統運行成本，實現對未來系統的運行效率評價。電力系統運行模擬的框架如圖A-1所示?？紤]可再生能源的時序運行模擬框架主要包括輸入數據、計算環節、模擬結果三大部分。輸入數據部分根據吉林電網電源現有的裝機，結合系統負荷、調度運行方式形成電力系統運行邊界條件。在計算環節部分，逐日運行模擬模塊根據輸

173、入的邊界條件、可再生能源隨機運行方式，考慮火電和可再生能源的運行特性，分別進行分鐘級、小時級的模擬系統的調度運行。模擬結果部分根據運行模擬得到的機組出力信息，統計機組發電量、系統運行成本、啟停成本等指標以及系統靈活性評估指標。模型中考慮未來電池儲能規?；瘧?，結合需求響應、抽水蓄能等可控調節電源，提升系統靈活調節能力，通過成本的影響，調動資源運行的積極性，在此基礎上得出模擬結果，探究對電力經濟、低碳和安全供應的關鍵靈活性資源，支撐后續提出的電力系統靈活性提升路徑。系統靈活性的定量評估考慮反映系統物理結構特性的靜態和反映運行特性的動態指標。不同類型機組的靈活性供給不同，而綜合考慮各類型發電機組的

174、靈活性供給能力能一定程度上反映系統靈活性水平，對電力系統物理結構靈活性水平的評估基于4種靜態指標：運行范圍水平指標、最小發電水平指標、爬（滑）坡速率水平指標和最小連續開（停）機時間指標。而運行層面出現應對凈負荷波動造成的系統靈活性不足程度通過兩種動態指標評估：向上靈活性缺額指標和向下靈活性缺額指標。1）運行范圍水平指標指該類型機組總運行范圍，說明該類型機組出力可調節空間大小，反映靈活性強弱。(0-1)式中：N為類型 機組總數；為機組 的最大容量；為機組 的最小穩定出力。1K2K3K4K1Kmaxmin11max1()NiiiNiiPPKP=-=imaxiPiminiPi!61 2）最小發電水平

175、指標指該類型機組的總最小發電水平，越小，說明該類型機組在負荷低谷時向下調節性能好，靈活性越強。(0-2)3）爬（滑）坡速率水平指標指該類型所有機組的總爬坡速率，單位為MW/min。越大，說明該類型機組向上（下）調節出力速度越快，靈活性越強 (0-3)式中為該類型機組 的爬（滑）坡速率。4）最小連續開（停）機時間指標指該類型所有機組最小連續開機或停機時間的平均值。越小，說明該類型機組開（停）機后需要保持在（離）線的平均時間越短，靈活性越強。#3*式中為該類型機組 的最小連續開停機時間。!1）向上靈活性缺額指標和向下靈活性缺額指標依據運行模擬結果得到。!2K2Kmin12max1NiiNiipKP=3K3K/13max1NU DiiNiiRKP=/U DiRi4K4K/13NU DiiTKN=/U DiTi!62 圖A-1 電力系統運行模擬框架圖