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1、 2024 年 04 月I 目 錄 一、統籌安全保供和“雙碳”目標的煤電轉型背景一、統籌安全保供和“雙碳”目標的煤電轉型背景.1（一）安全保供壓力下的煤電近中期轉型形勢.1（二）“雙碳”目標約束下的煤電長期轉型需求.3（三）統籌安全保供和“雙碳”目標的煤電轉型方向.4 二、電力供需與轉型展望二、電力供需與轉型展望.5（一）電力供需展望.5 1.電力需求預測.5 2.電力資源發展潛力.5 3.其他資源發展趨勢.7（二）電力系統轉型路徑展望.10 三、電力系統低碳轉型路徑設計三、電力系統低碳轉型路徑設計.12（一）情景設置及結果.12（二）各情景下電力系統低碳轉型路徑分析.14 1.化石能源保供情

2、景.14 2.低碳資源保供情景.16 3.統籌協調保供情景.18 四、電力系統轉型成本及經濟代價四、電力系統轉型成本及經濟代價.21（一）煤電轉型成本.21（二）電源投資成本.22 1.電源成本預測.22 2.各轉型情景下的電源投資成本.29（三）碳排放成本.31（四）不同轉型路徑經濟代價對比.33 五、煤電轉型的對策建議五、煤電轉型的對策建議.35（一）統籌安全保供與“雙碳”目標雙重要求，兼顧近期與遠期、整體與區域、增量與存量煤電轉型需求，制定煤電轉型時間表和路線圖.35（二）聚焦能源電力新技術、新模式、新業態，為煤電轉型注入強大動能.36（三）健全多層次電力市場體系建設，探索電碳市場協同聯

3、動機制，促進煤電持續健康運行和綠色低碳轉型.37（四）加強對煤電部門轉型金融的頂層設計，建立區域協同公正轉型的財政機制，支持煤電行業高質量發展.37 1 一、統籌安全保供和“雙碳”目標的煤電轉型背景（一）安全保供壓力下的煤電近中期轉型形勢 國民經濟回升向好持續拉動電力消費，國民經濟回升向好持續拉動電力消費，我國我國電力需求保持較快速度的剛性增長電力需求保持較快速度的剛性增長。2023年全社會用電量為 9.22 萬億千瓦時，同比增長 6.7%，增速較 2022 年增加 3.1 個百分點。2023-2024 年度全國電力供需形勢分析預測報告預計 2024 年全社會用電量將達到 9.8萬億千瓦時，同

4、比增長 6.3%。同時，電力需求增長重心正逐步向第三產業和居民用電轉移，用電負荷對溫度、天氣狀況更加敏感，尖峰化和雙峰化愈發凸顯。2023 年夏季，全國最高用電負荷達到約 13.5 億千瓦，多地最大用電負荷已創新高，超過歷史同期用電負荷水平。中國電力企業聯合會預計 2024 年全國統調最高用電負荷 14.5 億千瓦，比 2023 年增加 1 億千瓦左右，這為電力行業帶來了較大的保供壓力。圖 1-1 2016-2023 年我國分產業電力消費情況 我國可再生能源裝機增長迅速，但仍無法滿足全部新增電力我國可再生能源裝機增長迅速，但仍無法滿足全部新增電力電量電量需求。需求。截至 2023 年底，我國可

5、再生能源裝機達到 14.5 億千瓦，同比增長 25.1%，占全國發電裝機比例歷史性超過煤電。然而，可再生能源電力電量占比仍然不高。一方面，可再生能源新增電量無法滿足全社會用電增長需求。2023 年我國風電和光伏發電量為 14691 億千瓦時，占全社會用電量的15%左右，若繼續保持 20%左右的增速，則新增風電、光伏發電可以滿足全社會用電量增長3%，距離 2024 年全社會用電量 8%的增速還有 5%的缺口。另一方面，可再生能源新增裝機無法滿足新增尖峰負荷。2023 年全國可再生能源新增裝機 3 億千瓦，高于最大電力負荷 1 億千瓦左右的增量。我國水電開發潛力受限，建設周期較長，受氣候因素影響較

6、大，而風電、光伏具有隨機性、波動性等特點，在負荷高峰時刻對電力平衡的支撐力不足，可靠出力有限，0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%015000300004500060000750009000020162017201820192020202120222023億千瓦時第一產業第二產業第三產業城鄉居民生活第三產業和城鄉居民生活比重2 最低出力遠低于裝機容量，納入電力平衡的比例較低。而煤電憑借其豐富的資源稟賦、快速的建設周期、較低的經濟成本、較強的靈活性和出力穩定性等特點，在近中期內仍將保持基礎保障型電源的核心地位，并發揮維護國家能源電力安全、保障電力穩定供應的

7、關鍵作用。近年來極端天氣頻發，進一步激化電力供需的矛盾。近年來極端天氣頻發，進一步激化電力供需的矛盾。2022 年夏季持續罕見高溫天氣，疊加降水持續偏少、來水嚴重偏枯，導致部分地區電力供應形勢緊張。其中西南地區、華中地區出現區域性氣象干旱，主要流域水庫蓄水不足，水力發電能力斷崖式下降，嚴重影響了當地電力供應以及電力外送能力。而冬季 12 月多地出現大范圍強寒潮、強雨雪天氣，全國近十個省級電網電力供需形勢偏緊。極端天氣引發高峰時期的負荷激增，而非化石能源難以平抑用電峰值的電力負荷，需要煤電緩解高峰時段的電力保供壓力。2022 年全國 22 個省級電網負荷創歷史新高，高峰時段全國最高負荷同比增長

8、6.4%。以廣東為例，2022 年 7 月下旬廣東電網負荷創年度新高，達 1.42 億千瓦，而水電、風電、太陽能發電、核電及其他可再生能源的裝機總和僅 6900 萬千瓦，且風光作為間歇性能源，有很大不確定性，而且屆時西部廣東的外調電負荷同樣受天氣影響而大幅降低，導致峰值時期的額外負荷大部分由煤電來平抑。近中期，煤電仍是我國電力供應的重要組成部分，尤其在電力短缺的時段下，煤近中期，煤電仍是我國電力供應的重要組成部分，尤其在電力短缺的時段下，煤電的保供地位更加凸顯，發揮能源電力安全“壓艙石”和“頂梁柱”的作用。電的保供地位更加凸顯，發揮能源電力安全“壓艙石”和“頂梁柱”的作用。圖 1-2 電力供需

9、平衡矛盾 3 （二）“雙碳”目標約束下的煤電長期轉型需求 為積極應對氣候變化問題，實現經濟社會的可持續發展，習近平主席于第七十五屆聯合國大會一般性辯論上正式宣布“中國將力爭在 2030 年前實現碳達峰、2060 年前實現碳中和”。隨后，國務院發布2030 年前碳達峰行動方案對“雙碳”工作做出總體部署，方案要求“要堅持安全降碳，在保障能源安全的前提下，大力實施可再生能源替代，加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系”。電力行業低碳轉型是構建清潔低碳安全高效的能源體系、實現“雙碳”目標的關鍵環節。電力行業低碳轉型是構建清潔低碳安全高效的能源體系、實現“雙碳”目標的關鍵環節。作為我國國民經濟和社會發展的

10、重要基礎產業，電力行業 2022 年碳排放量約 51 億噸，占我國碳排放總量的 46%，是碳排放的主要來源。根據中電聯中國電力行業年度發展報告，2022 年我國電力碳排放強度為 541gCO2/kWh，同比下降 3.05%。電力行業總體碳排放強度雖呈現逐年下降的趨勢，但下降速度較為緩慢，與碳中和愿景仍存在較大的差距。從發電方式來看，全國火電碳排放強度遠高于電力行業總體碳排放強度。國家能源局數據顯示，2022 年全國火電的碳排放強度約為 832gCO2/kWh，遠高于電力行業總體碳排放強度。由于我國富煤、貧油、少氣的能源稟賦，以煤電為主的火電長期以來一直是我國電力能源的絕對主力。國家能源局數據顯

11、示，2023 年我國火電裝機 13.9 億千瓦(含煤電 11.6 億千瓦，氣電 1.3 億千瓦)，占比 47.6%；發電量為 6.27 萬億千瓦時（含煤電 5.35 萬億千瓦時）,占比達到了 66.3%。中金公司和國網能源研究院的預測，如果 2060 年保持目前的能源結構和電力供給結構不變，屆時將會產生每年 160 億噸的二氧化碳排放。作為火電主體的煤電，是我國電力行業中最主要的碳排放來源，也是電力行業低碳轉型作為火電主體的煤電，是我國電力行業中最主要的碳排放來源，也是電力行業低碳轉型的關鍵。的關鍵?？紤]到煤電目前占據的主導地位及其較高的碳排放強度，煤電勢必要在中長期進入控量、減量階段，如何實

12、現煤電低碳轉型顯得尤為關鍵。圖 1-3 電力行業是我國碳排放重點部門 4 （三）統籌安全保供和“雙碳”目標的煤電轉型方向 煤電煤電是是我國電力供應和二氧化碳排放的雙主體我國電力供應和二氧化碳排放的雙主體。一方面，我國是全球最大的能源消費國和生產國，長期以來，煤炭占我國能源生產和消費總量比例都在 50%以上，是我國能源安全體系的堅強保障。煤電一直以來都是我國的“主體電源”，2023 年裝機占比 39.7%的煤電，提供了全國 58.9%的發電量，支撐了超 7 成的電網高峰負荷，承擔了超 8 成的供熱任務。盡管煤炭屬于高碳化石能源，但出于我國能源資源稟賦以及先立后破的原則，以國內相對富裕的煤炭為主是

13、保障國家能源安全的現實選擇，因此在一定時期內煤電在保障我國能源安全方面還將發揮基礎和兜底作用；另一方面，而以煤為主的火電行業二氧化碳排放量占全國總排放的 40%左右，是我國當前碳排放的主要來源，也是實現“雙碳”目標的主力軍。煤電低碳轉型需要統籌我國能源安全保供和低碳減排雙重要求。煤電低碳轉型需要統籌我國能源安全保供和低碳減排雙重要求。一方面，由主體性電源轉向基礎保障性和系統調節性電源；另一方面逐步由高碳電源轉變為低碳電源，有序退出，以順應經濟社會清潔低碳發展需求。國家能源局發布的新型電力系統發展藍皮書提出，新型電力系統建設分為“三步走”發展路徑，即加速轉型期(當前至 2030 年)、總體形成期

14、(2031 年至 2045 年)和鞏固完善期(2046 年至 2060 年)。在加速轉型期，要逐步推動新能源成為發電量增量主體，而煤電需作為電力安全保障的“壓艙石”，向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。2030 年前煤電裝機和發電量仍將適度增長1，并重點圍繞送端大型新能源基地、主要負荷中心、電網重要節點等區域統籌優化布局。在總體形成期，以新能源為主的非化石能源發電逐步替代化石能源發電，新能源成為系統裝機主體電源，煤電需依托燃煤耦合生物質發電、CCS 和提質降碳燃燒等清潔低碳技術的創新突破，不斷加快清潔低碳轉型步伐。在鞏固完善期，新能源逐漸成為發電量結構主體電源和基礎保障性電源，煤電轉型為系統

15、調節性電源，提供應急保障和備用容量，支撐電網安全穩定運行。煤電高質量轉型是建設新型能源體系、煤電高質量轉型是建設新型能源體系、推動推動我國我國能源高質量發展能源高質量發展的關鍵。的關鍵。煤電轉型既關系到近中期的能源電力安全是否能得到保障，也決定了中長期能源綠色低碳轉型、碳達峰碳中和目標能否順利實現。因此，本研究將探討統籌電力安全供應與“雙碳”目標下的煤電轉型路徑，推動煤電高質量低碳轉型，助力中國式能源現代化建設。1 國家能源局.新型電力系統發展藍皮書，2023 5 二、電力供需與轉型展望（一）電力供需展望 1.電力需求預測 電力需求主要受宏觀經濟增長帶來的能源需求整體增加、終端用能電氣化水平提

16、升、能效水平提高，以及氣候變化等因素影響：1)宏觀經濟增長。宏觀經濟增長。隨著我國經濟發展將進入質提量增的發展階段，這一轉變伴隨著傳統行業的綠色轉型和高技術制造業的崛起，居民收入的回升和消費結構的升級，將進一步促進電力需求的增長；2)電氣化電氣化水平水平提升。提升。在“雙碳”目標的推動下，終端用能將持續進行綠色低碳轉型。工業領域通過電氣化技術替代傳統能源，交通和建筑領域也在通過電動汽車、電動船只和電氣化采暖等技術，促進電力需求的增長；3)能效水平提高。能效水平提高。節能技術的廣泛應用和節能意識的增強，使得中國的能效逐步提高。城市建筑和工業采取的節能措施將進一步擴大節能節電的規模，從而在一定程度

17、上減緩電力消費的增長；4)氣候變化。氣候變化。氣候是影響用電增速的重要因素?？照{和電采暖設備的普及使得電力需求對于天氣的變化更加敏感，而極端天氣的頻發導致用電需求波動不斷增加。受到宏觀經濟增長、電氣化水平提高、能效水平提高、產業結構變化等因素影響，近中期，我國電力需求增長空間大、增速快，預計 2030 年全社會用電量約為 11.9 萬億千瓦時；中遠期增速放緩，預計 2040-2050 年后電力需求開始進入飽和增長期，2060 年約 15.7 萬億千瓦時，增長趨于飽和，2 2025025 年、年、20302030 年、年、20402040 年、年、20502050 年、年、20602060 年全

18、國電力需求將分年全國電力需求將分別達到別達到 10.010.0 萬億千瓦時、萬億千瓦時、11.11.9 9 萬億千瓦時、萬億千瓦時、13.13.8 8 萬億千瓦時、萬億千瓦時、15.115.1 萬億千瓦時、萬億千瓦時、15.815.8 萬萬億千瓦時億千瓦時。未來，我國全社會最高用電負荷將與全社會用電量保持總體一致的發展趨勢，而隨著我國第三產業和居民用電量占比的逐漸提高，全社會用電負荷波動性增強，最高用電負荷也將升高。20252025 年、年、20302030 年、年、20402040 年、年、20502050 年、年、20602060 年全國電力負荷將分別達到約年全國電力負荷將分別達到約 16

19、.316.3億千瓦、億千瓦、18.118.1 億千瓦、億千瓦、21.721.7 億千瓦、億千瓦、25.225.2 億千瓦、億千瓦、28.528.5 億千瓦時。億千瓦時。整體來看，全社會用電量仍有較大增長空間，最高用電負荷不斷升高。2.電力資源發展潛力 我國電力綠色低碳轉型趨勢持續推進。截至 2023 年底，全國全口徑發電裝機容量 29.2億千瓦，其中，非化石能源發電裝機容量 15.7 億千瓦，占總裝機容量比重在 2023 年首次突破 50%，達到 53.9%。以電動載人汽車、鋰電池和太陽能電池為代表的外貿“新三樣”成為我國外貿出口的新增長點。2023 年，“新三樣”產品累計出口 1.06 萬億

20、元，首次突破萬億6 元大關。同時，全球化浪潮、國際貿易中的綠色壁壘的更新和調整，使得國際貿易對于供應鏈減排愈加重視，市場對于綠電需求將持續增長。結合技術經濟評估、行業分析和政府規劃報告，分析電力清潔低碳轉型過程中各類電源發展潛力如下：1)1)氣電氣電 天然氣作為一種低碳的化石能源，具有穩定性和靈活性，是我國實現能源轉型的關鍵過渡能源，為“雙碳”目標的實現提供重要基礎保障。近年來中國氣電裝機規模大幅提升，主要分布在華東和南方地區，2023 年氣電裝機容量達到約 1.22 億千瓦，較 2015年增加約 5100 萬千瓦。天然氣發電近年來受到氣源供應不足、成本高等因素制約，不過未來在氣源逐漸充足、新

21、能源互補、碳市場帶動以及電價改革等方面作用下，預計到2060 年天然氣發電裝機規模發展上限為 4 億千瓦。2)2)生物質發電生物質發電 生物質發電是一種利用生物質作為燃料的清潔發電技術，包括農林廢棄物直接燃燒發電、農林廢棄物氣化發電、垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電、沼氣發電等。2023 年我國生物質發電裝機規模約為 4400 萬千瓦，約占全國總裝機容量的 1.6%，發展規模較小。我國作為農業大國具有豐富的生物質資源，由中國產業發展促進會生物質能分會等機構編制的3060 零碳生物質能發展潛力藍皮書顯示，當前我國生物質資源作為能源利用的開發潛力約為 4.6 億噸標準煤，利用潛力較大，預計 2060

22、年生物質發電裝機規模發展上限為 2.5 億千瓦。3)3)水電水電 水電作為重要的清潔可再生能源，近年來發展成效顯著。2023 年我國水電裝機容量為 4.2 億千瓦（常規水電 3.7 億千瓦，抽水蓄能 5094 萬千瓦），同比增長 1.8%。我國水電主要分布在水力資源豐富的西南地區和南方地區，目前水電開發容量已超過 70%，而剩余水電資源開發難度較高，水電建設步伐將有所放緩，通過深挖水能資源開發潛力，預計 2060 年常規水電裝機容量發展上限為 5.4 億千瓦。4)4)核電核電 核電是一種清潔、高效的能源，但受成本和安全問題制約，核電發展較慢。截至2023 年底，2023 年我國在運核電機組 5

23、5 臺，在運裝機規模 5691 萬千瓦，占我國電力總裝機的 2%。我國目前核電廠址主要分布在東南沿海地區，有序穩妥推進核電建設仍然是我國的基本戰略。未來隨著堆型技術的進步，核電安全性不斷增強，核電建設將逐步加快，內陸核電啟動部署，積極預期下 2060 年核電裝機規模上限將達到 4 億千瓦。7 5)5)風電風電 風能是一種清潔的可再生能源，在我國主要分布在華北、西北、華東和華中等電力需求較大或風力資源豐富的地區，截至 2023 年底，我國風電總裝機容量已達到約 4.4億千瓦，占全國電力總裝機容量的 15%。中國擁有豐富的海上風能資源，尤其是在東海和南海地區 2023 年國家能源局表示，將出臺深遠

24、海海上風電開發建設管理辦法并制定全國深遠海海上風電規劃，深遠海將成為海上風電開發的重要組成部分，隨著海上風電技術的突破和成本下降、電力行業低碳發展需求提升，風電發展前景廣闊，市場規模將進一步擴大，預計到 2060 年風電裝機上限將達到 30 億千瓦。6)6)太陽能發電太陽能發電 太陽能發電技術不斷發展，成本不斷降低，效率不斷提高，同時政策和市場環境也在不斷改善，這些都為太陽能的發展提供了良好的條件。我國太陽能發電主要分布在華北、西北、華東和華中地區。截至 2023 年底，太陽能發電裝機容量約 6.1 億千瓦，同比增長 55.2%。太陽能發電包括光伏發電和光熱發電。2023 年光伏發電新增裝機

25、2 億千瓦，2024 年政府工作報告指出積極穩妥推進碳達峰碳中和，加強大型風電光伏基地和外送通道建設，推動分布式能源開發利用?！胺植际侥茉础笔状伪粚懭胝ぷ鲌蟾?，預計未來光伏發電將呈現持續增長態勢。截至 2023 年底，兆瓦級規模以上太陽能熱發電機組累計裝機容量為 58.8 萬千瓦。國家能源局發布關于印發2024 年能源工作指導意見 的通知指出要：做好全國光熱發電規劃布局，持續推動光熱發電規?；l展。未來光熱也將繼續保持快速增長的態勢。預計到 2060 年太陽能裝機上限將達到35 億千瓦。3.其他資源發展趨勢 由于風電、光伏等可再生能源具有波動性和間歇性，高比例可再生能源電力系統在負荷高峰和

26、風光出力銳減時，高比例的可再生能源電力系統可能面臨電力供應和靈活性資源的短缺。儲能、需求側管理作為高比例可再生能源電力系統下電力安全保障措施，為電力系統提升調節能力和靈活性。而碳捕集及封存則是在“碳中和”目標下，未來電力系統保留一定規模煤電的可行選項。1)1)儲能儲能 儲能技術在現代能源系統中扮演著至關重要的角色，其發展涵蓋了電化學儲能、機械儲能、電磁儲能、化學儲能和冷/熱儲能等多個領域。電化學儲能，主要由鋰離子電池和流電池構成，具有高能量密度和快速充放電能力，但面臨成本和資源依賴性的挑戰。機械儲能，如抽水蓄能和壓縮空氣儲能，適合于大規模儲能，盡管存在地理位置限制和高初始投資的問題。電磁儲能，

27、例如超級電容器，適用于短時高效能量釋放，重點8 在于提高能量密度和降低成本?；瘜W儲能，如氫儲存和燃料電池，通過化學反應儲存和釋放能量，展現了在清潔能源系統中提供靈活性的潛力。最后，冷/熱儲能技術，包括熔鹽儲能和吸收式冷卻，主要應用于建筑供暖和制冷以及太陽能發電，其發展聚焦于提高存儲效率和降低成本。這些儲能技術的綜合應用和創新將是實現可持續和靈活能源系統的關鍵。根據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會統計，截至 2023 年末，我國儲能項目累計投運裝機總規模達 9266.7 萬千瓦。其中抽水蓄能電站累計裝機規模為 5956.5萬千瓦，占比 64.28%；電化學儲能項目累計投運規模為 3135

28、萬千瓦，占比 33.83%；蓄冷/蓄熱儲能項目累計投運規模為 93.1 萬千瓦，占比 1%；其他技術儲能項目（主要指飛輪儲能、壓縮空氣和超級電容）累計投運裝機功率共 82.3 萬千瓦，占比 0.89%。新型儲能僅 2023 年新增裝機規模就超過 2260 萬千瓦，較去年底增長超過 260%，幾乎是“十三五”末期裝機規模的 10 倍。而根據中電聯發布的2023 年度電化學儲能電站行業統計數據，工商業配儲年均運行時間可達 5203 小時，平均利用率指數 65%；火電配儲年均運行時間達 4242 小時；電網側獨立儲能年均運行時間達 953 小時，平均利用率指數 38%。新能源配儲排在最后，年均運行時

29、間僅 797 小時，平均利用率指數 17%。同時，分散的配置方式無法體現規模效益，普遍存在運營成本高、效率低等問題，難以充分發揮儲能作用，項目缺乏經濟性。此外，在高成本壓力下，部分項目選擇了性能較差、投資成本較低的儲能產品，增加了安全隱患。根據中電聯 2023 年，全國電化學儲能電站非計劃停機達到 1030 次。最后，由于新能源儲能裝機容量較小，分散布置的儲能參與現貨市場交易成本太高，難以參與現貨市場盈利，盈利模式難以拓展?？傮w來看，新能源站分散配儲存在存在項目利用率低、項目缺乏經濟性、存在安全隱患以及難以參與現貨市場盈利等弊端。除了抽水蓄能比較成熟之外，其它的儲能方式均處于新興階段，技術研發

30、與市場機制未來仍有較大的進步空間。2)2)氫能氫能 氫能不同于煤炭、石油、天然氣等可以直接開采得到的一次能源，是一種需要通過一定的方法利用其他能源制取而成的二次能源。但氫能具有來源廣泛、零污染、零碳排放、可再生、熱值高等優點，是一種優質的清潔能源，既可以作為工業原料，也可以作為能源燃料，被認為是一種可以充當多功能能源載體的化石燃料替代品。由于安全、成本、技術等因素的制約，現階段氫能主要用于航天等尖端領域，在民用領域長期發展緩慢，尚未大規模進入商業化應用階段。根據制氫方式的不同，可以得到不同成本的不同類氫，如傳統化石能源制氫與工業副產氫提純所得均為灰氫、在灰氫制備路徑上結合CCS 技術即可得藍氫

31、，以可再生能源制氫可得綠氫。9 氫儲能具有跨季節、跨區域和大規模存儲的優勢，具備一定的快速響應能力，在新型電力系統的源、網、荷各個環節均有很強的應用價值與抽水蓄能、電化學儲能等儲能方式相比，氫儲能還處于起步階段，技術不成熟。電-氫-電的氫儲能過程存在兩次能量轉換，整體效率較低?；诠腆w氧化物燃料電池技術的可逆式燃料電池可以將燃料電池和電解池集成于一體，從而降低投資成本。但國內可逆式燃料電池技術與國際先進水平有一定差距，主要體現在技術成熟度、示范規模、使用壽命和經濟性方面，未來可以作為發展方向之一。3)3)需求側管理需求側管理 需求側管理是通過采取有效的激勵措施引導電力用戶改變用電方式、提高終端

32、用電效率、優化資源配置、改善和保護環境、實現最小成本電力服務所進行的用電管理活動,是促進電力工業與國民經濟協調發展的一項系統工程。需求側管理主要內容包括負荷管理和能效管理。負荷管理是根據電力系統的負荷特性，以某種方式將用戶的電力需求從電網負荷高峰期削減，或將其轉移到電網負荷低谷期，減少日或季節性的電網峰荷，促使電力需求在不同時間段合理分布，增加低谷期設備利用率，提高系統運行的可靠性和經濟性。負荷整形主要有削峰、填谷和移峰填谷三種。能效管理是指采取有效的激勵措施，改變用戶的消費行為，多使用先進的節能技術和高效設備，提高終端用電效率，其根本目的是節約用電、減少電量消耗。措施主要包括直接節電和間接節

33、電，直接節電是采用科學的管理方法和先進的技術手段來節電，間接節電是依靠調整經濟結構、提高產品生產效率、生產力合理布局、減少高能耗產品出口等來實現。截至 2023 年底全國新能源汽車保有量為 2041 萬輛。根據能源與交通創新中心在京發布我國傳統燃油車退出時間表研究，其中提出公共車輛、出租車和公務車、私家車、普通客車、物流車等和中、重型貨車分別在 2025 年、2030 年、2040 年、2045 年和 2050 年依次實現新能源汽車對傳統燃油汽車的替代，最終在 2050 年實現全部替代。隨著純電動汽車成本下降和政府推動，新能源汽車將逐步由將從混合動力轉向純電動轉變。到 2030 年，形成規?；?/p>

34、的實時需求響應能力。歐陽明高院士預測，2030 年中國新能源汽車保有量會達到 1 億輛左右，市占率突破 70%。國家發改委發布的電力負荷管理辦法（2023 年版）和電力需求側管理辦法（2023 年版）中提到，到 2025 年，各省需求響應能力達到最大用電負荷的 3%5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過40%的省份達到 5%或以上。隨著電力需求體量的不斷擴張和能源互聯網的逐步建成，需隨著電力需求體量的不斷擴張和能源互聯網的逐步建成，需求響應規模也將求響應規模也將增加增加，預計預計 20302030 年、年、20452045 年、年、20602060 年需求相應規模將達到年需求相應規模將達到 6

35、 6%、11%11%、15%15%。4)4)碳捕集與封存碳捕集與封存 碳捕獲與封存（CCS）技術是指將 CO2 從工業或相關排放源中分離出來，輸送到封10 存地點，并長期與大氣隔絕的過程。生物質能與二氧化碳捕集利用封存耦合技術（BECCS）技術是 CCS 技術新的發展趨勢，是在完成燃料靈活性改造后的煤電機組基礎上加裝 CCS改造技術。目前單純的煤電 CCS 改造在經濟性方面難以與非化石能源競爭。高昂的投資運營成本是 CCS 技術應用的最大阻力。目前，單個 CCS 項目的建設投資額達數千萬甚至上億元，如全球最大的 CCS 項目 Petra Nova Carbon Capture，光建設耗資就超過

36、 10 億美元。由于經濟性因素，該項目于 2021 年 1 月 29 日停運，這警示今后 CCS 項目必須考慮經濟上的可持續性。CCS 環節也會產生高額成本，當前我國的 CCS 項目凈減排成本為 120730 元/噸 CO2。例如，華能上海石洞口第二電廠碳捕集項目的投資成本約為 1億元，安裝燃燒后碳捕集裝置后，電價由 0.26 元/kWh 增至 0.5 元/kWh?？傮w而言，我國 CCS 項目面臨的高能耗、高成本的問題更嚴重，實際運行項目的企業收益率只能維持在 2%甚至以下，打消了企業開展 CCS 示范項目的積極性。CCS 技術的碳捕集效率因不同的技術實現、設備類型以及操作條件而異。一般情況下

37、，CCS 技術可以捕獲大約 85%至 95%的二氧化碳排放。碳捕集設備運轉會額外消耗電能、拉低整體的發電效率。最為關鍵的是，捕獲的煤電碳排放的應如何處置，將其封存于地下、海底等空間是最直接的做法，但面臨著潛在生態風險和儲存空間有限等問題；或依靠 BECCS 技術來實現大規模碳減排，降低碳儲存需求，但需要建立完整的碳循環經濟體系，其發展成本與前景尚不明朗；或加快開發新型固碳技術，擺脫碳儲存空間的約束，但新技術的開發往往是長周期的，且有學者指出碳捕獲技術的發展對風能、核能等清潔能源技術具有較強的擠出效果，對未來碳鏈技術的過度依賴，可能會降低近期的減排熱情、延誤轉型的最佳時機。尤其是在煤電行業，CC

38、S 改造不僅提高了設備的運行成本，還因設備效率的降低導致煤電成本升高。這些因素共同作用，使得 CCS 技術在經濟性上難以與非化石能源競爭。因此，要使 CCS 技術成為更可行的減排選項，迫切需要通過技術創新提高碳捕集效率、優化儲運過程，并探索 CCS 等綜合利用路徑，以降低成本并提升整體經濟性。（二）電力系統轉型路徑展望 在電力需求的持續增長和低碳排放的雙重要求下，電力行業迫切需要加快低碳和零碳技術的部署，同時確保電力系統在轉型過程中的安全和穩定運行。近中期，要重點通過可控的電源來保障電力系統穩定性。長遠來看，電力系統需要通過更多元化的調節手段來滿足系統調節需求，進而逐步退出化石能源裝機，實現能

39、源生產的低碳化和可持續化?！懊弘姟懊弘?CCS+CCS”和“新能源”和“新能源+儲能”被認為是兩條未來實現碳中和的關鍵路徑。儲能”被認為是兩條未來實現碳中和的關鍵路徑?！懊弘?CCS”路徑這一過程中，碳捕獲與封存（CCS）技術的應用將是關鍵，它能夠顯著減少煤電的碳排放，從而在保障能源供應的同時降低環境影響。煤電結合 CCS 技術是應對電力行業高碳排放11 的重要策略。CCS 技術通過捕獲燃燒過程中產生的二氧化碳，并將其運輸至安全地點進行長期儲存，從而減少溫室氣體排放到大氣中。生物質能源的使用結合碳捕獲技術（BECCS）有潛力實現負碳排放。然而，這些技術的發展和應用面臨著經濟性的重大挑戰，包括高

40、額的初始投資和運營成本，技術成熟度、規?；渴鸬睦щy、以及政策和市場機制的不確定性也是影響其經濟性的因素。目前，CCS 大規模應用仍面臨一些問題。一方面，我國 CCS 各類技術路線整體仍處于研發和實驗階段，技術尚未完全成熟，缺少全流程一體、更大規模、可復制的集成示范項目；另一方面，當前技術條件下 CCS 項目的捕集和建設運維成本仍比較高。受制于此，“煤電“煤電+CCS+CCS”的經濟性尚未顯現?！钡慕洕陨形达@現?！靶履茉?儲能”是電力行業低碳轉型的另一關鍵路徑。這主要涉及大規模開發可再生能源，尤其是風能和太陽能，以滿足增量電力需求并避免新增碳排放。然而，可再生能源的間歇性和波動性對電力系統的

41、安全與穩定性帶來了顯著挑戰。儲能作為電網一種優質的靈活性調節資源，同時具有電源和負荷的雙重屬性，可以解決新能源出力快速波動問題，提供必要的系統慣量支撐，提高系統的可控性和靈活性，有利于保障電力安全穩定運行、推動新能源高質量發展。盡管近年來儲能技術成本已經顯著下降，無論是儲能技術本身還是新能源配儲模式都尚處于發展過程中，“新能源“新能源+儲能”也儲能”也仍未具備仍未具備大規模應用的經濟性大規模應用的經濟性。此外，儲能系統的定期維護、電池更換以及系統升級等，也對總體經濟性產生影響?！半p碳”目標下煤電正在從主力電源向支撐性和調節性電源轉變，而不管是“煤電+CCS”還是“新能源+儲能”的電力系統轉型路

42、徑，近中期煤電仍將發揮主力電源和托底保供的支撐作用，區別在于遠期時是保留大量煤電 CCS/BECCS 裝機還是大力發展新能源配儲來應對電力需求增長和區域性、季節性、時段性的尖峰用電需求，未來轉型路徑部署的重點未來轉型路徑部署的重點將將取決取決于“煤電于“煤電+CCS+CCS”和“新能源”和“新能源+儲能”的經濟性，也會儲能”的經濟性，也會將決定電力將決定電力系統轉型的系統轉型的經濟代價經濟代價。12 三、電力系統低碳轉型路徑設計（一）情景設置及結果 綜合資源戰略規劃（IRSP）是根據國家能源電力發展戰略，在全國范圍內將電力供應側與引入能效電廠的各種形式的電力需求側的資源綜合優化，通過經濟、法律

43、、行政手段，合理配置和利用電力供應側與需求側的資源，在滿足未來經濟發展對電力需求的前提下，使得整個規劃的社會總成本最小。IRSP 的目標是綜合考慮供應側和需求側的資源，以全社會最小成本或二氧化碳排放最小為目標函數，通過 IRSP 模型進行優化，即可得出滿足約束條件的最優規劃方案結果，包括未來各水平年各類機組的裝機規模和發電量、規劃期間的投資費用和運行費用等，還可以計算得出其他相關的指標。目前我國各階段（包括在運、在建和核準）煤電機組數量龐大，從長期角度來看煤電發展具有不確定性。我國煤電機組發展策略決定了電力行業的轉型進程，煤電的高質量轉型發展將成為我國能源高質量發展的一條主線。本本研究研究按照

44、按照 20302030 年前煤電發展規模與電源結構年前煤電發展規模與電源結構差異，劃分成差異，劃分成化石能源保供情景、低碳資源保供情景、統籌協調保供情景化石能源保供情景、低碳資源保供情景、統籌協調保供情景三個情景討論煤電三個情景討論煤電轉型路徑：轉型路徑：1)化石能源保供化石能源保供情景情景參考全國及區域煤電現狀及規劃總量，重點考慮重點考慮通過化石能通過化石能源滿足源滿足電力保供需求電力保供需求，現階段在建、核準的煤電機組全部建設投運；2)低碳資源保供低碳資源保供情景情景參考全國及區域煤電現狀及規劃總量，重點考慮“雙碳”目重點考慮“雙碳”目標發展要求標發展要求，主要通過低碳資源實現電力安全保供

45、，現階段在建、核準的煤電機組大部分不再建設投運；3)統籌協調保供統籌協調保供情景情景在化石能源保供和低碳資源保供情景下，統籌安全保供和“雙碳”目標，綜合發展化石能源和低碳資源，確保電力安全穩定供應，探究較優的煤電轉型路徑。各情景對比見表 3-1。直觀來看：1)化石能源保供化石能源保供情景情景是 2030 年之前煤電繼續大規模發展，煤電峰值容量達到 16.5億千瓦左右的水平，而 2030 年風光發電裝機規模則在 16 億千瓦左右，屬于煤電主導的多元電力發展模式，2030 年發電碳排放量約為 58 億噸。2)低碳資源保供情景低碳資源保供情景是煤電發展受到限制，峰值規模在 12.5 億千瓦左右，而

46、2030年風光發電裝機規模在 21.2 億千瓦左右，大力發展儲能等靈活性調節資源，屬于新能源驅動的電力發展模式，2030 年發電碳排放量約為 42 億噸。3)統籌協調保供統籌協調保供情景情景是煤電適度發展，峰值規模保持在 14 億千瓦左右，2030 年風光發電裝機規模在 19.7 億千瓦左右，適當發展短時儲能和長時儲能以應對區13 域性、季節性、時段性的尖峰用電需求，提供了一條電力需求高速增長下煤電適度發展、新能源超預期發展的轉型路徑，2030 年發電碳排放量約為 49 億噸。表 3-1 三種情景下電力系統轉型路徑對比 20302030 20602060 （萬千瓦）（萬千瓦）化石能源 保供 低

47、碳資源 保供 統籌協調 保供 化石能源 保供 低碳資源 保供 統籌協調 保供 煤電煤電 164000 120000 139000 35000 0 20000 煤電煤電 CCSCCS 1000 0 1000 20000 0 10000 煤電煤電 BECCSBECCS 0 0 0 25000 0 20000 氣電氣電 21000 17000 18000 35000 0 26000 生物質生物質 7000 9000 8000 25000 25000 25000 常規水電常規水電 40000 43000 42000 54000 54000 54000 抽水蓄能抽水蓄能 12000 18000 1550

48、0 42000 42000 42000 核電核電 9600 13100 11800 30000 40000 35000 風電風電 70000 89000 84500 211200 255200 230160 太陽能太陽能 90000 123000 112000 259600 343200 290000 需求響應需求響應 10860 10860 10860 42750 42750 42750 新型儲能新型儲能 10000 34000 15000 65000 250000 100000 非化石能源發非化石能源發電裝機占比電裝機占比 55.1%68.3%63.4%84.4%100.0%89.9%圖

49、3-1 三種情景下 2022-2060 年電力部門發電碳排放量 對比對比三種三種情景的電源裝機結構情景的電源裝機結構，2030 年，低碳資源保供情景中煤電裝機容量為 12 億千瓦，相比化石能源保供情景的 16.5 億千瓦和統籌協調保供情景的 14 億千瓦，低碳資源保供情景為最少。此外，煤電 CCS 在化石能源保供和統籌協調保供情景下開始部署，而在低碳資-10010203040506070202220252030203520402045205020552060億噸年份化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供14 源保供情景下不發展煤電 CCS。氣電裝機在化石能源保供情景中最高，為 2.1 億千瓦。2

50、030年化石能源保供、統籌協調保供和低碳資源保供情景的非化石能源發電裝機占比分別為55.1%、63.4%和 68.3%。2060 年，低碳資源保供情景下煤電機組全部退出，相比之下，化石能源保供情景、統籌協調情景分別保有 3.5 億千瓦、2 億千瓦的常規煤電，大部分作為戰略備用。2060 年化石能源保供情景的煤電 BECCS 和煤電 CCS 裝機容量分別增長至 2.5 億千瓦、2 億千瓦，較統籌協調情景高 5000 萬千瓦和 1 億千瓦。低碳資源保供情景下不發展煤電 CCS和煤電 BECCS。與此同時，2060 年氣電在低碳資源保供情景下將不再使用，而在化石能源保供和統籌協調保供情景下保持一定規

51、模。2060 年儲能（抽水蓄能、新型儲能）在低碳資源保供情景中快速發展至 29.2 億千瓦時，在統籌協調保供和化石能源保供情景分別發展至 14.2億千瓦和 10.7 億千瓦。2060 年化石能源保供、統籌協調保供和低碳資源保供情景非化石能源發電裝機占比分別為 84.4%、89.9%和 100%。對比三種情景的碳排放量對比三種情景的碳排放量，2030 年化石能源保供情景、低碳資源保供情景、統籌協調保供情景的電力部門發電碳排放量分別為 58 億噸、42 億噸、49 億噸，化石能源保供情景的碳排放峰值最高；2060 年低碳資源保供情景與統籌協調保供情景均實現凈零排放，而化石能源保供情景仍存有 3 億

52、噸碳排放，未能實現凈零排放。（二）各情景下電力系統低碳轉型路徑分析 1.化石能源保供情景 化石能源保供情景致力于最大限度地利用煤電資源，確保其在維持電力安全供應中發化石能源保供情景致力于最大限度地利用煤電資源，確保其在維持電力安全供應中發揮關鍵作用，同時通過其他電源的支持保障電力供應。揮關鍵作用，同時通過其他電源的支持保障電力供應。為滿足電力保供需求，在近中期充分開發煤電資源的利用潛力，同時有序推進非化石能源的開發和利用。近期煤電保持其裝機規模的增長，保障電力的安全供應，凸顯煤電作為電力系統“壓艙石”的托底作用。長期來看，在有序推進非化石能源替代存量煤電的同時，通過大規模部署碳捕獲與封存技術保

53、留較高的煤電規模，在降低煤電碳排放的同時，充分利用煤電的靈活性調節功能，并在電力負荷尖峰時段提供關鍵的電力支持。（1）煤電發展路徑 化石能源保供情景的化石能源保供情景的核心特征核心特征是碳捕獲技術使得是碳捕獲技術使得煤電煤電在在“雙碳雙碳”目標約束下仍能大規模目標約束下仍能大規模發展并在發展并在 20602060 年仍保持較高的規模。年仍保持較高的規模。從化石能源保供情景的電力規劃路徑來看，全國煤電規模在 2030 年前持續增長，至 2030 年達到峰值 16.5 億千瓦。屆時風電和太陽能發電裝機合計 16 億千瓦。2030 年后，不再新增煤電機組，煤電規模逐年下降。與此同時，煤電 BECCS

54、和煤電 CCS 作為減排發電技術需要提前部署。從 2026 年開始部署煤電 CCS，2031 年開始部署煤電 BECCS。至 2060 年煤電 BECCS 和煤電 CCS 發電裝機規模分別達到 2.5 億千瓦和 2 億千瓦。而常規煤電保留 3.5 億千瓦，其中大部分為戰略備用，在電力平衡緊張、電網嚴重故15 障等應急狀態下啟動。從煤電功能轉變的角度來看，在化石能源保供情景下，2030 年前規模持續擴張的常規煤電機組的利用小時數仍在 4000 小時左右，發揮基荷機組和靈活調節機組的雙重作用；此后隨著新能源裝機的快速增加，煤電機組需更多的承擔靈活調節功能，平均利用小時數逐漸下滑，至 2050 年下

55、降至 2500 小時；煤電 CCS 機組、BECCS 機組為實現大規模減碳、負碳，需要保持較高的利用小時數（4500 小時左右），作為基荷機組提供電力電量和負碳服務；到2060 年，大部分常規煤電作為戰略備用機組應對區域性、季節性、時段性的尖峰用電需求，以及在極端天氣下作為應急主力機組。（2）其他資源發展規模 化石能源保供情景的路徑下新能源也在不斷發展，2025 年至 2030 年全國風光發電裝機年均增量 0.9 億千瓦，2030 年風光發電裝機比重 38.6%。至 2040 年、2050 年、2060 年風光發電裝機總規模達到 29 億千瓦、38.6 億千瓦和 47.1 億千瓦，占發電裝機總

56、量的比重分別為 52.8%、59.6%和 63.9%。水電和核電作為重要的低碳基礎電源，在碳中和目標和電力安全的雙重要求下，需按照安全經濟開發的原則穩步推進適宜資源選址的項目建設。預計到 2030 年，常規水電裝機達到 4 億千瓦左右；到 2060 年，常規水電規模達到 5.4 億千瓦。核電開發需考慮潛在的公共安全風險，我國核電利用沿海適宜廠址以及部分陸上廠址規劃核電項目，2030 年、2060 年其規模預計達到 0.96 億千瓦、3 億千瓦左右。為適應以新能源為主體的新型電力系統建設，各類靈活性電力資源需同步協調發展。2030 年，全國氣電和抽水蓄能裝機預計分別達到 2.1 億千瓦和 1.2

57、 億千瓦，而新型儲能投產規模預計達到 1 億千瓦；到 2060 年，氣電規模達到 3.5 億千瓦，新型儲能規模增至約 6.5億千瓦，抽水蓄能規模達到 4.2 億千瓦。如圖 3-2 所示。圖 3-2 化石能源保供情景下的電源結構 0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%010000020000030000040000050000060000070000080000090000020252030203520402045205020552060萬千瓦新型儲能需求響應抽水蓄能太陽能風電核電常規水電生物質氣電煤電BECCS煤電CCS煤

58、電非化石能源占比16 （3）電力供應結構 從發電量層面來看（見圖 3-3），2030 年煤電發電量將達到峰值 6.4 萬億千瓦時，占比52.2%；2060 年，煤電發電量將降至 2.4 萬億千瓦時，占比 14.4%，煤電 BECCS 作為負碳能源，與煤電 CCS 一起貢獻電力部門負碳排放。與此同時，風電和太陽能發電量呈現增長趨勢。風光發電量比重將 2056-2060 年間超過 50%，成為電量主體，并于 2060 年達到 51.4%的水平。在化石能源保供情景下，2030 年和 2060 年非化石能源發電量占比逐年攀升，預計分別達到 41.9%和 83.5%。圖 3-3 化石能源保供情景下的電量

59、結構 2.低碳資源保供情景 低碳資源保供低碳資源保供情景情景聚焦于加速非化石能源的聚焦于加速非化石能源的利用利用，充分開發可再生能源，并推進新型儲，充分開發可再生能源，并推進新型儲能和非煤大型可控型電源的部署，提升電力系統的靈活性和穩定性。能和非煤大型可控型電源的部署，提升電力系統的靈活性和穩定性。在近中期，加速發展非化石能源，特別是在西北和華東區域推進風光項目，同時在南方和西南區域重點發展水電項目。充分利用氣電、抽水蓄能和新型儲能的發展潛力，并通過構建跨區域大電網，促進不同可再生能源間的有效互補，增強電力系統的靈活性和穩定性，并穩步發展沿海核電以維持基本負荷需求。在中遠期，探索核電并重視生物

60、質資源的開發利用，利用電網和需求響應的靈活性調節能力，充分發揮儲能技術的調節能力。（1）煤電發展路徑 低碳資源保供情景的核心特征是“雙碳”目標下，依靠儲能等資源的大規模應用，大力低碳資源保供情景的核心特征是“雙碳”目標下，依靠儲能等資源的大規模應用，大力發展新能源為主的零碳資源。發展新能源為主的零碳資源。低碳資源保供情景中，全國煤電規模在 2025 年前繼續增長，至 2025 年，達到規模峰值 12.5 億千瓦，較化石能源保供情景提前 5 年、并減少 4 億千瓦。2025 年后，不再新增煤電機組，煤電規模逐年下降，至 2060 年全部退出，低碳資源保供情景下不再發展煤電 CCS 和煤電 BEC

61、CS。0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%02000040000600008000010000012000014000016000018000020252030203520402045205020552060億千瓦時太陽能風電核電水電生物質氣電煤電BECCS煤電CCS煤電非化石能源占比17 從煤電功能轉變角度來看，在低碳資源保供情景下，2025 年前規模擴張受到限制的煤電機組發揮基荷機組和靈活調節機組的雙重作用；此后隨著新能源裝機的快速增加，煤電機組需承擔更多靈活調節功能，平均利用小時逐漸下滑，到 2050 年煤電機組規

62、模降至 2.1 億千瓦，年均利用小時數 1500 小時，主要發揮靈活調節功能，直至煤電機組全部退出。（2）其他資源發展規模 從各資源發展規模來看，2025 年后煤電規模增長受到限制，為新能源發展釋放更多空間，風電和太陽能發電進入“快車道”，2025 年至 2030 年全國風光發電裝機年均增量為 1.7億千瓦，風光發電裝機規模達到 21.2 億千瓦，2040 年、2050 年、2060 年風光發電裝機總規模達到 38.4 億千瓦、48 億千瓦和 59.8 億千瓦，占發電資源總量的比重分別為 63.3%、71.3%和 78.8%。為適應大規模新能源的發展，各類靈活性電力資源需同步協調發展。與化石能

63、源保供情景相比，低碳資源保供情景的 2030 年電力結構中，常規煤電規模減少近 4.5 億千瓦，風光發電裝機提高近 5.2 億千瓦，這使得低碳資源保供情景需要配置更多的新型儲能等靈活性資源。到 2030 年，全國氣電和抽水蓄能預計分別達到 1.7 億千瓦和 1.8 億千瓦，而新型儲能投產規模預計可達 3 億千瓦；到 2040 年，氣電規模達到峰值 2.2 億千瓦，在此期間，常規煤電、氣電、抽蓄和新型儲能承擔起電力系統靈活調節任務；新型儲能快速部署，成為主要的靈活調節資源，到 2050 年規模到達 18 億千瓦；隨著常規煤電的全部退出、氣電規模受到碳排放限制而陸續退出、抽水蓄能規模達到資源上限，

64、為保障高比例新能源電力系統的供需平衡，2060 年，新型儲能規模達到 25 億千瓦，如圖 3-4 所示。圖 3-4 低碳資源保供情景下的電源結構（3）電力供應結構 從發電量層面來看（見圖3-5），2030 年煤電發電量將達到 4.7 萬億千瓦時，占比 39.9%。與此同時，風電和太陽能發電量呈現顯著的增長趨勢。風光發電量比重將于 2041-2045 年間0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%0200000400000600000800000100000012000002025203020352040204520502055

65、2060萬千瓦新型儲能需求響應抽水蓄能太陽能風電核電常規水電生物質氣電煤電BECCS煤電CCS煤電非化石能源占比18 超過 50%，成為電量主體，并于 2060 年達到 63.8%。在低碳資源保供情景下，2030 年和 2060年的非化石能源發電量占比逐年攀升，預計分別達到 55%和 100%。圖 3-5 低碳資源保供情景下的電量結構 3.統籌協調保供情景 統籌協調保供情景致力于綜合考慮安全保供和統籌協調保供情景致力于綜合考慮安全保供和“雙碳雙碳”目標的考量，確保電力的安全和目標的考量，確保電力的安全和穩定，同時最大程度地提升可再生能源的利用。穩定，同時最大程度地提升可再生能源的利用。在近中期

66、，加速在西北地區的風能和太陽能發展以及西南水電項目的部署，同時促進煤電的高質量發展，以適度、審慎原則控制西北、南方、華東和華北區域的煤電建設，并穩步推進核能和天然氣發電項目，推動非化石能源的替代。而在中長期，通過碳捕獲與封存技術的部署加速減少碳排放，并利用生物質能源與碳捕獲技術實現負碳排放，同時加速新型儲能技術的發展。同時將保留一定規模的戰略備用煤電以應對負荷尖峰時段的電力缺口。（1）煤電發展路徑 統籌協調保供情景統籌協調保供情景延續現有的煤電發展政策，延續現有的煤電發展政策，煤電煤電從主體電源向調節性電源轉變，將主從主體電源向調節性電源轉變，將主要發揮輔助服務、保障靈活性和可靠性等作用。要發

67、揮輔助服務、保障靈活性和可靠性等作用。煤電裝機規模在近中期中速增長，在 2030年煤電裝機規模達到峰值 14 億千瓦?！半p碳”目標約束下，2030 年后我國不再新增煤電機組，煤電規模逐年下降。與此同時，從 2026 年開始部署煤電 CCS，2031 年開始部署煤電BECCS。至 2060 年煤電 BECCS 和煤電 CCS 發電裝機規模分別達到 2 億千瓦和 1 億千瓦。而常規煤電作為保留 2 億千瓦作為應急備用機組。（2）其他資源發展規模 從各資源發展規模來看，氣電裝機規模在 2030 年達到 1.8 億千瓦，至 2060 年裝機規模增加到 2.6 億千瓦左右。2030 年前煤電規模適度增長

68、，新能源發展較為迅速，到 2030 年風光發電裝機規模達到 19.7 億千瓦，2040 年、2050 年、2060 年風光發電裝機總規模分別達到 34.7 億千瓦、42.6 億千瓦和 52 億千瓦。為適應新能源大規模發展，新型儲能在 2030 年0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%02000040000600008000010000012000014000016000018000020252030203520402045205020552060億千瓦時太陽能風電核電水電生物質氣電煤電BECCS煤電CCS煤電非化石能源占比

69、19 后加速發展，至 2060 年達到 10 億千瓦。如圖 3-6 所示。圖 3-6 統籌協調保供情景下的電源結構（3）電力供應結構 從發電量層面看（如圖 3-7），煤電發電量在 2030 年達到 5.5 萬億千瓦時。2030 年、2040 年、2050 年、2060 年風光發電量分別為 3.2 萬億千瓦時、6 億萬千瓦時、7.7 萬億千瓦時、9.5 萬億千瓦時。風光發電量占比于 2045-2050 年間超過 50%，成為電量主體，并于2060 年達到 56.1%的水平。統籌協調保供情景下 2030 年、2060 年非化石能源發電量占比為49.8%、90.2%。圖 3-7 統籌協調保供情景下的

70、電量結構（4）區域發展情況 統籌協調保供情景下，到 2030 年，我國發電裝機容量達到 41.6 億千瓦，大型穩定可控電源（火電、水電、核電）、風光發電裝機規模分別為 22 億千瓦、19.6 億千瓦，分別占全部電力資源的 52.8%、47.2%，儲能等調節型資源規模為 3.1 億千瓦。到 2060 年，我國電源裝0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%0100000200000300000400000500000600000700000800000900000100000020252030203520402045205020

71、552060萬千瓦新型儲能需求響應抽水蓄能太陽能風電核電常規水電生物質氣電煤電BECCS煤電CCS煤電非化石能源占比0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%02000040000600008000010000012000014000016000018000020252030203520402045205020552060億千瓦時太陽能風電核電水電生物質氣電煤電BECCS煤電CCS煤電非化石能源占比20 機總量達到 71 億千瓦，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 14.2 億千瓦。分區域來看，統籌協調保供情景下各地區的電源

72、裝機發展如圖 3-8 所示。東北區域：東北區域：到 2030 年，地區裝機總容量達到 2.8 億千瓦，大型穩定可控電源占比達到 44.8%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 2435 萬千瓦。到 2060 年，地區裝機容量達到 6 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比下降至 25.8%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 9785 萬千瓦。華北區域：華北區域：到 2030 年，地區裝機總容量達到 9.9 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比達到 43.2%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 9469 萬千瓦。到 2060 年，地區裝機容量達到 16 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比下降至 1

73、4.1%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 4.6 億千瓦。華東區域：華東區域：到 2030 年，地區裝機總容量達到 7.9 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比達到 50.3%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 9697 萬千瓦。到 2060 年，地區裝機容量達到 15 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比下降至 25.8%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 3.8 億千瓦。華中區域：華中區域：到 2030 年，地區裝機總容量達到 5.6 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比達到 52.8%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 1767 萬千瓦。到 2060 年，地區裝機容量達到 9.8

74、億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比下降至 21.9%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 7858 萬千瓦。南方區域：南方區域：到 2030 年，地區裝機總容量達到 7.6 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比達到 71.3%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 4374 萬千瓦。到 2060 年，地區裝機容量達到 12.4 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比下降至 51.9%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 2.7 億千瓦。西南區域：西南區域：到 2030 年，地區裝機總容量達到 1.6 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比達到 81.7%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 590 萬千瓦

75、。到 2060 年，地區裝機容量達到 2.4 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比下降至 66.7%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 2329 萬千瓦。西北區域：西北區域：到 2030 年，地區裝機總容量達到 6.3 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比達到 45.2%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 2167 萬千瓦。到 2060 年，地區裝機容量達到 9.4 億千瓦，大型穩定可控電源裝機占比下降至 12.6%，抽水蓄能、新型儲能等儲能裝機規模達到 1.1 億千瓦。21 圖 3-8 統籌協調保供情景下區域轉型路徑對比圖 四、電力系統轉型成本及經濟代價（一）煤電轉型成本 各情景的煤電轉型成

76、本如表 4-1 所示。表 4-1 2021-2060 年各情景煤電轉型成本比較（億元）（億元）化石能源保供化石能源保供 低碳資源保供低碳資源保供 統籌協調保供統籌協調保供 CCSCCS 改造成本改造成本 24937 0 11057 BECCSBECCS 改造成本改造成本 25238 0 17949 擱淺成本擱淺成本 0 21436 0 延壽成本延壽成本 631 0 700 備用成本備用成本 7755 245 4230 總計總計 58561 21681 33936 化石能源保供化石能源保供情景情景下煤電裝機與發電量達到了較高的峰值水平，為實現電力行業的加速減排，煤電轉型成本主要集中在煤電 CCS

77、 部署和 BECCS 部署，2021-2060 年二者的成本之和超過了 5 萬億元。同時部分退役機組轉為戰略備用，產生接近 7800 億元的煤電機組備用改造成本?；茉幢９┣榫跋赂鱾€階段煤電機組存量較高，并未產生煤電擱淺成本?；茉幢９┣榫跋旅弘娹D型累計總成本為 58561 億元。低碳資源保供低碳資源保供情景情景的煤電轉型成本主要集中在煤電擱淺成本。相較于化石能源保供情景和統籌協調保供情景，低碳資源保供情景的煤電轉型成本較低，主要為 2031-2050 年產生的煤電擱淺資產成本（共計 21436 億元）。低碳資源保供情景下煤電轉型的累計總成本為 21681 億元。統籌協調保供統籌協調保供情

78、景情景下為實現2060年電力系統凈零排放，需要推動煤電CCS和BECCS建設，該情景下煤電轉型的主要成本也集中在煤電 CCS 和 BECCS 部署。但相較于化石能源保供情景，2021 年到 2060 年統籌協調保供情景的煤電 CCS 和 BECCS 改造成本為050000100000150000200000250000東北 華北 華東 華中 南方 西南 西北 東北 華北 華東 華中 南方 西南 西北20302060萬千瓦新型儲能需求響應抽水蓄能太陽能風電核電常規水電生物質氣電煤電BECCS煤電CCS煤電22 2.9 萬億元，約為化石能源保供情景的 60%。與化石能源保供情景相同，部分退役機組轉

79、為戰略備用，產生一部分煤電機組備用改造成本，為 4230 億元。2031-2050 年，超過 1 億千瓦壽命期達到 30 年的煤電機組需延遲退役，這是因為我國 2006 年后建設了大量高參數、大容量的高效率煤電機組，集中退役會導致供電能力不足，煤電延壽將產生 700 億的轉型成本。得益于煤電進行碳捕獲改造和戰略備用改造，統籌協調保供情景也并未產生擱淺資產成本。統籌協調保供情景下煤電轉型的累計總成本為 33936 億元，相較化石能源保供情景低 2.46 萬億元。（二）電源投資成本 1.電源成本預測 （1）煤電 煤電機組投資成本、燃料成本、利用小時數、運維成本等因素影響煤電的度電成本：a)煤電機組

80、的單位造價成本是決定煤電投資成本的直接因素，煤電機組隨著技術逐步提高，造價逐漸降低；b)燃料成本是煤電中主要的變動成本，煤電機組發電需要煤炭燃燒提供動力，燃料價格波動對煤電發電度電成本影響顯著，隨著環保約束及開采成本上升，煤炭價格將穩步上升；c)利用小時數會直接影響煤電的度電成本，當利用小時數提高時，有利于度電成本降低，反之則會使成本上升。d)運維成本變化也會直接導致火電成本變化，隨著煤電機組在新型電力系統中更多的承擔起輔助作用，頻繁地啟停以及為保留一定容量而進行低功率運作會對火電機組造成一定的損失，使得日常運維成本增加。未來受利用小時數下降、燃料價格上漲、煤電靈活性改造等因素影響，煤電度電成

81、本將逐步上漲。由于化石能源保供、統籌協調保供情景下，煤電利用小時數較高，而低碳資源保供情景利用小時數最低，因此低碳資源保供情景的煤電度電成本最高，統籌協調保供情景的煤電度電成本次之，化石能源保供情景的煤電度電成本最低?；茉幢９┣榫跋?，預計 2030 年、2060 年煤電度電成本將達到 0.314 元/千瓦時、0.442 元/千瓦時；低碳資源保供情景下，預計 2030 年、2055 年煤電度電成本將達到 0.314元/千瓦時、0.521 元/千瓦時；統籌協調保供情景下，預計 2030 年、2060 年煤電度電成本將達到 0.314 元/千瓦時、0.446 元/千瓦時。23 圖 4-1 三種情

82、景下的煤電度電成本（2）氣電 氣電機組發電需要天然氣燃燒提供動力，燃料價格波動對氣電發電度電成本影響顯著。未來受利用小時數下降、燃料價格上漲等因素影響，氣電度電成本將逐步上漲。各情景的度電成本變化趨勢較為相近，預計在 2030 年、2060 年氣電度電成本分別為 0.557 元/千瓦時和 0.945 元/千瓦時。圖 4-2 三種情景下的氣電度電成本（3）生物質發電 生物質發電技術有多種選擇，主要包括固定床燃燒、流化床燃燒、氣化和生物化學反應等，不同的技術選型會對投資成本產生影響。例如生物質發電投資成本主要由發電設備、燃料處理設備、排放控制設備及其他相關設施的采購成本和土建成本構成。各情景的生物

83、質發電度電成本變化趨勢較為相近，預計 2025 年到 2060 年各情景生物質發電均為 0.4 元/千瓦時左右。0.00.10.20.30.40.50.6202220252030203520402045205020552060元/千瓦時化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供00.10.20.30.40.50.60.70.80.91202220252030203520402045205020552060元/千瓦時化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供24 圖 4-3 三種情景下的生物質發電度電成本（4）水電 水力發電的投資成本主要包含工程建設成本、水利建設成本和機組設備采購成本。地理因素是水電站的限

84、制條件，隨著優質位置被開發完，新增水電站只能在建設難度大或水流量少的位置上，從而使得投資成本增加或發電量減少，都使得水電度電成本增加。水電機組造價直接影響水電的投入成本，其中渦輪發電機是水電機組的核心部件，其造價直接影響著整個項目的成本，發電機成本的降低能使得水電成本降低。水電機組的運維也是成本變化的重要影響因素，當機組效率提高和管理經驗增加時，使得水電機組的運維成本下降。由于過去兩年西南地區來水較少，導致近期水電利用小時數下降，度電成本上升。而受新增水電逐步西移，開發難度增加，導致開發成本上升，水電度電成本呈上升趨勢?；茉幢９┣榫?、低碳資源保供情景、統籌協調保供情景分別于 2060 年、

85、2040 年、2050 年達到最大開發規模，低碳資源保供情景下水電開發較快，水電度電成本上升速度與化石能源保供和統籌協調保供情景相比較快?；茉幢９┣榫跋?，預計 2030、2060 年常規水電度電成本將達到 0.262 元/千瓦時、0.300 元/千瓦時；低碳資源保供情景下，預計 2030、2060 年常規水電度電成本將達到 0.267元/千瓦時、0.300 元/千瓦時；統籌協調保供情景下，預計 2030、2060 年常規水電度電成本將達到 0.264 元/千瓦時、0.300 元/千瓦時。00.10.20.30.40.50.60.70.80.9120222025202920302035204

86、02045205020552060元/千瓦時化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供25 圖 4-4 三種情景下的水電度電成本（5）風電 風力發電的投資成本主要包括機組建設成本和基礎設施建設成本，機組建設由風力渦輪機、發電機、控制系統、傳動系統和塔架等各部分組成，其中風力渦輪機是轉化風能為電能的核心設備，其成本通常占據項目總投資的很大比例?；A設施建設包括土地準備、道路建設、電纜敷設、電力互連系統、變電站等。隨著風力發電技術的不斷發展和進步，風力發電機的設計趨向于采用更大尺寸的葉片和更高的塔筒，采用更大型的風力發電機組能夠有效提高風能的利用效率，并且降低了起始投資、安裝和運營成本。我國最新投入使用

87、的葉片葉輪直徑已達到 260 米，發電效率將進一步提升，可以遇見未來我國陸上和海上風力發電的成本將進一步下降。規模效應推動技術進步，低碳資源保供情景的風電度電成本下降最快，統籌協調保供情景次之，化石能源保供情景最慢?；茉幢９┣榫跋?，預計 2030、2060 年風電成本將達到 0.409 元/千瓦時、0.313 元/千瓦時；低碳資源保供情景下，預計 2030、2060 年風電度電成本將達到 0.401 元/千瓦時、0.273 元/千瓦時；統籌協調保供情景下，預計 2030、2060 年風電度電成本將達到 0.404 元/千瓦時、0.293 元/千瓦時。00.050.10.150.20.250

88、.30.35202220252030203520402045205020552060元/千瓦時化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供26 圖 4-5 三種情景下的風電度電成本（6）太陽能發電 光伏發電成本受原材料價格、技術等因素的影響。硅是光伏機組核心原材料，雖然短期內硅料成本上漲可能影響造價，但長期看技術進步將降低硅料成本，隨著光伏技術的不斷發展，光伏發電能量轉換效率有望大幅提升，進一步降低度電成本。而光熱發電的成本變化主要有三大驅動因素：一是研發和示范項目所帶來的技術創新和提升；二是工業化的大規模生產帶來的產品組件成本的下降；三是更大規模電站的開發帶來的規?；?。隨著規模效應推動技術進步，

89、低碳資源保供情景的光伏度電成本下降最快，統籌協調保供情景次之，化石能源保供情景最慢?；茉幢９┣榫跋?，預計 2030、2060 年太陽能發電的度電成本將達到 0.300 元/千瓦時、0.217 元/千瓦時；低碳資源保供情景下，預計 2030、2060 年太陽能發電的度電成本將達到 0.294 元/千瓦時、0.182 元/千瓦時；統籌協調保供情景下，預計 2030、2060 年太陽能發電的度電成本將達到 0.296 元/千瓦時、0.197 元/千瓦時。圖 4-6 三種情景下的太陽能發電度電成本 00.050.10.150.20.250.30.350.40.450.520222025203020

90、3520402045205020552060元/千瓦時化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供00.050.10.150.20.250.30.350.4202220252030203520402045205020552060元/千瓦時化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供27 （7）核電 中國在運核電主力機型為二代核電。而三代核電已成為主流趨勢，度電成本低于存量核電機組。受三代核電度電成本較低影響，核電綜合度電成本呈下降趨勢?？紤]存量、增量機組及利用小時數變化影響，核電度電成本將呈小幅下降趨勢。低碳資源保供情景下核電發展較快，技術水平發展相比化石能源保供和統籌協調保供情景更快?；茉幢９┣榫跋?，預

91、計 2030、2060 年核電度電成本將達到 0.380 元/千瓦時、0.351元/千瓦時；低碳資源保供情景下，預計 2030、2060 年核電度電成本將達到 0.379 元/千瓦時、0.343 元/千瓦時；統籌協調保供情景下，預計 2030、2060 年核電度電成本將達到 0.378元/千瓦時、0.347 元/千瓦時。圖 4-7 三種情景下的核電度電成本（8）新型儲能成本 新型儲能系統總成本主要由電池成本、電池配套設備成本、施工成本、運維成本和財務成本組成。成本差異較大，主要受功率能量比、項目規模等因素影響?，F階段的主流新型儲能為持續放電時間 2 小時的鋰電池，而隨著新能源發電滲透率升高，對

92、儲能的持續放電時長要求就越高，因此本文以持續放電時間 4 小時的鋰離子電池為主要研究對象，成本變化的趨勢參考美國國家可再生能源實驗室（NREL）的研究2，如圖 4-8 所示。2 NREL 大規模電池儲能成本預測研究報告D.2023 0.30.310.320.330.340.350.360.370.380.390.4202220252030203520402045205020552060元/千瓦時化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供28 圖 4-8 三種情景下的新型儲能成本（9）電源綜合度電成本 綜合煤電轉型成本與電源投資成本，三種情景的電源綜合度電成本如圖 4-9 所示。電源結構快速變化，預計

93、在 2040 年前電源綜合度電成本呈上升趨勢，度電成本快速增長，由于低碳資源保供情景煤電規模較小，需要更多的靈活性資源支撐風電、太陽能等大規模間歇性新能源發展，而近中期如新型儲能等靈活性資源成本較高，尚未形成規模效應。同時化石能源保供情景通過較為經濟的化石能源滿足電力保供需求，因此 2040 年前低碳資源保供情景的電源綜合度電成本上漲最快，統籌協調保供情景次之，化石能源保供情景最慢。2040 年后，統籌協調保供情景和低碳資源保供情景的電源綜合度電成本呈下降趨勢，低碳資源保供情景成本下降速度更快。這是由于未來風電、太陽能等新能源成本不斷下降，同時低碳資源保供情景下新型儲能等靈活性資源形成規模效應

94、，技術進步較快，推動成本加速下降，多重因素推動了 2040 年后低碳資源保供情景的電源綜合度電成本出現較大降幅。而化石能源保供情景的電源綜合度電成本呈現緩慢增長的趨勢，一方面是由于新型儲能等資源成本下降速度較慢，另一方面是由于煤電 CCS/BECCS 改造產生了較高的改造成本，二者綜合影響導致化石能源保供情景的電源綜合度電成本緩慢上漲，并于 2050 年前后超過統籌協調保供情景和低碳資源保供情景。預計 2030 年化石能源保供情景、低碳資源保供情景、統籌協調保供情景的電源綜合度電成本分別為 0.355 元/千瓦時，0.370 元/千瓦時、0.360 元/千瓦時，2060 年分別為 0.369元

95、/千瓦時，0.334 元/千瓦時、0.328 元/千瓦時。0200400600800100012001400160018002000202220252030203520402045205020552060元/千瓦時化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供29 圖 4-9 三種情景下的電源綜合度電成本 2.各轉型情景下的電源投資成本（1）化石能源保供情景 化石能源保供情景各類資源投資成本如圖 4-10 所示?；茉幢９┣榫跋码娏ο到y轉型投資需求分別為 16.3 萬億元（2021-2025 年）、21.0 萬億元（2026-2030 年）、23.8 萬億元（2031-2035 年）、25.5 萬億元

96、（2036-2040 年）、27.5 萬億元（2041-2045 年）、28.9 萬億元（2046-2050 年）、29.9 萬億元（2051-2055 年）和 30.9 萬億元（2056-2060 年）?？傆?03.8 萬億元。圖 4-10 化石能源保供情景下各類資源投資需求 在化石能源保供情景下，近中期以保障電力安全和電力保供需求為重點，對在建、核準的煤電機組建成投產，因此近中期對于煤電的投資需求較高，2030 年前對于煤電的投資需求超過電力系統總投資需求的 45%，在 2026-2030 年年對于煤電的投資需求分別為 9.5 萬億元。同時近中期有序推進非化石能源開發利用，非化石能源投資需

97、求保持增長。2021-20250.000.050.100.150.200.250.300.350.400.45202220252030203520402045205020552060元/千瓦時化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供050000100000150000200000250000300000350000億元新型儲能抽水蓄能核電常規水電太陽能發電風電生物質氣電煤電30 年風電、太陽能發電的總投資需求為 3.4 萬億元，而 2031-2035 年風電、太陽能發電的投資總需求為 6.9 萬億元，較 2021-2025 年增長了 1 倍以上。中長期，非化石能源投資需求也在有序增長，逐步實現對煤

98、電的存量替代。2056-2060 年風電、太陽能發電的總投資需求為 11.7萬億元，占電力系統轉型投資總需求的 40.6%。（2）低碳資源保供情景 低碳資源保供情景各類資源投資運行成本如圖 4-11 所示。低碳資源保供情景下電力系統轉型投資需求分別為 16.4 萬億元（2021-2025 年）、21.4 萬億元（2026-2030 年）、25.2萬億元（2031-2035 年）、28.5 萬億元（2036-2040 年）、30.9 萬億元（2041-2045 年）、31.3萬億元（2046-2050 年）、31.1 萬億元（2051-2055 年）和 30.8 萬億元（2056-2060 年）

99、?？傆?215.6 萬億元。圖 4-11 低碳資源保供情景下各類資源投資需求 在低碳資源保供情景下，加速非化石能源發展，充分挖掘可再生能源開發潛力，近中期對于煤電的投資需求仍然較高，這是由于短期內非化石能源尚未實現對化石能源的替代，而煤電存量較高，煤電的投資需求主要由存量煤電的運行成本構成，對于增量煤電的投資需求較低。2026-2030 年對于煤電的投資需求僅為總投資需求的 36.1%。同時近中期加速推進非化石能源開發利用，非化石能源投資需求持續快速增長。2021-2025 年風電、太陽能發電的總投資需求為 3.6 萬億元，而 2031-2035 年風電、太陽能發電的投資總需求為 8.8 萬億

100、元，較 2021-2025 年增長了 1.5 倍左右。為促進可再生能源消納，新型儲能和非煤大型可控型電源也在加速發展，2036-2040 年新型儲能的總投資需求達到了 2.6 萬億元，核電的投資需求也達到 3.8 萬億元。中長期，非化石能源的投資需求持續高速增長，逐步實現對化石能源的存量替代。2056-2060 年，煤電的投資需求為 1164 億元，僅占電力系統總投資需求的 0.3%，風電、太陽能發電的總投資需求為 13.7 萬億元，約占電力系統總投資需求的 45%。為保障大規?？稍偕茉聪{，儲能和非煤大型可控型電源實現大規模部署應用。2056-2060 年新0500001000001500

101、00200000250000300000350000億元新型儲能抽水蓄能核電常規水電太陽能發電風電生物質氣電煤電31 型儲能的總投資需求達到 4.7 萬億元，較 2026-2030 年增加了近 4 倍；核電的投資需求達到5.1 萬億元，約占總投資需求的 16.6%。（3）統籌協調保供情景 統籌協調保供情景各類資源投資運行成本如圖 4-12 所示。統籌協調保供情景下電力系統轉型投資規模分別為 16.3 萬億元（2021-2025 年）、21.2 萬億元（2026-2030 年）、24.5萬億元（2031-2035 年）、26.7 萬億元（2036-2040 年）、28.7 萬億元（2041-20

102、45 年）、29.3萬億元（2046-2050 年）、29.6 萬億元（2051-2055 年）和 30.1 萬億元（2056-2060 年）?？傆?206.4 萬億元。圖 4-12 統籌協調保供情景下各類資源投資規模 統籌協調保供情景的主要轉型思路是統籌安全保供和低碳發展，在保障電力安全供應的情況下大力發展可再生能源。近中期在高電力負荷、新能源外送的主要地區部署煤電用來保障電力供應安全和可再生能源消納，2026-2030 年煤電的投資需求為 9.5 萬億元，占總投資需求的 40.4%。同時近中期在風光資源豐富地區大力發展可再生能源，2031-2035 年風電、太陽能發電的投資總需求為 7.1

103、 萬億元，占總投資需求的 38.7%。中長期，風電、太陽能發電等可再生能源持續發展，通過部署煤電 CCS、煤電 BECCS 加速減排和實現負碳，加速發展儲能資源，與氣電、抽蓄等資源為系統提供靈活性支撐，電力系統投資需求較為多元。2056-2060 年，氣電、風電、太陽能發電、新型儲能的投資需求分別為 1.5 萬億元、8.3 萬億元、4.6 萬億元和 2.6 萬億元。（三）碳排放成本 為實現碳達峰和碳中和目標，我國開始逐步引入碳市場。碳市場的建設與完善將成為推進碳中和目標實現的重要抓手。常見的碳定價有兩種方式：碳稅和碳交易。碳稅是以稅收的方式對碳排放進行定價，碳交易則是將碳排權放視為商品，通過市

104、場行為對其定價，確定碳050,000100,000150,000200,000250,000300,000350,000億元新型儲能抽水蓄能核電常規水電太陽能發電風電生物質氣電煤電32 配額后電力行業高于碳配額部分的碳排放支付碳成本，低于碳配額部分的碳排放空間獲得相應的碳收益。電力系統脫碳的不斷深入，電力行業碳配額將逐步減少。隨著政策慢慢收緊，碳價也將水漲船高。碳價變化如圖 4-13 所示。圖 4-13 碳價變化趨勢圖 由于化石能源保供、低碳資源保供、統籌協調保供三種情景下的轉型路徑不同，因此，碳減排路徑有所不同，碳排放成本的演化趨勢也有所差異。三種情景的碳排放成本變化趨勢如圖 4-14 所示

105、。低碳資源保供情景和統籌協調保供情景的碳排放成本低于化石能源保供情景，這是由于在化石能源保供情景下，煤電的裝機容量和發電量增長較快，峰值較高，貢獻了較多的碳排放，使得碳排放成本一直處于較高的水平；而統籌協調保供情景相對于化石能源保供情景，近中期的煤電裝機容量增長速度放緩，碳排放成本也因此下降；低碳資源保供情景以清潔能源發展為主要目標，在轉型期間碳排放成本一直處于較低的水平?；茉幢９┣榫昂徒y籌協調保供情景在煤電 CCS 和煤電 BECCS 部署的影響下，碳減排成本逐漸降低，其中統籌協調保供情景在 2060 年實現零碳排放。而低碳資源保供情景在 2060 年煤電、氣電全部退出的情況下實現零碳排

106、放。圖 4-14 三種情景的碳排放成本變化趨勢 5010015020025030035020222024202620282030203220342036203820402042204420462048205020522054205620582060元/噸-100001000200030004000500060007000202220252030203520402045205020552060億元年份化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供33 現將三種情景 2060 年前所有的碳排放成本累加，比較三種路徑的碳減排總成本，如圖4-15 所示?；茉幢９┣榫暗睦塾嬏寂欧懦杀咀罡?，為 17.4 萬億元

107、；統籌協調保供情景的累計碳排放成本次之，為 13.0 萬億元；低碳資源保供情景的累計碳排放成本最低，為 9.6萬億元。圖 4-15 三種情景的碳排放累計成本（四）不同轉型路徑經濟代價對比 綜上所述，不同轉型路徑經濟代價對比如表 4-3（未考慮時間價值）和表 4-4（考慮時間價值）所示。未考慮時間價值時，化石能源保供情景、低碳資源保供情景、統籌協調保供情景的累計電力總成本分別為 227.1 萬億元、227.4 萬億元、222.8 萬億元；考慮時間價值后，化石能源保供情景、低碳資源保供情景、統籌協調保供情景的累計電力總成本分別為133.4 萬億元、132.0 萬億元、130.7 萬億元。綜合來說，

108、統籌協調保供情景的經濟代價最低。表 4-3 2021-2060 年各情景電力系統轉型成本比較（未考慮時間價值）（萬億元）（萬億元）化石能源保供化石能源保供 低碳資源保供低碳資源保供 統籌協調保供統籌協調保供 電源投資成本電源投資成本 203.8 215.6 206.4 碳排放成本碳排放成本 17.4 9.6 13.0 煤電轉型成本煤電轉型成本 5.9 2.2 3.4 總計總計 227.1 227.4 222.8 表 4-4 2021-2060 年各情景電力系統轉型成本比較（考慮時間價值）（萬億元）（萬億元）化石能源保供化石能源保供 低碳資源保供低碳資源保供 統籌協調保供統籌協調保供 電源投資成

109、本電源投資成本 119.7 123.8 120.5 碳排放成本碳排放成本 11.2 6.9 8.7 煤電轉型成本煤電轉型成本 2.5 1.3 1.5 總計總計 133.4 132.0 130.7 020000400006000080000100000120000140000160000180000200000億元化石能源保供低碳資源保供統籌協調保供34 化石能源保供情景轉型成本較高，一是短期內持續較快增長的煤電規模（2030 年煤電裝機容量達到了 16.5 億千瓦）和發電量，推動了電力運行成本，碳排放量和碳價的雙重上漲使得排放成本在 2031-2035 年間達到峰值；二是長期來看，電力系統減碳

110、壓力較大，大規模的煤電裝機低碳轉型，需要支付較高的煤電轉型費用；三是技術成本的降低速度與其他情景相比較慢，以上因素使得化石能源保供情景的經濟代價較高。此外，化石能源保供情景面臨著較大的減排壓力，2060 年仍未實現凈零排放，CCS 可以捕獲 90%的二氧化碳，但余下的10%需要通過 BECCS 實現中和，化石能源保供情景下 2060 年仍存在超過 3 萬噸的二氧化碳排放。而電力部門是三十五個工業行業里碳減排成本最低的行業之一，大部分的工業行業碳減排成本為電力部門的 5-10 倍，甚至有的行業達到近 40 倍3；若電力部門無法實現碳中和，會為其他行業的碳減排帶來更大的壓力，也會大幅增加全社會的減

111、排成本。因此化石能源保供情景下，若不增加全社會的減排成本，則需要配置更多的負碳資源實現電力部門碳中和，會比規劃情景預計的轉型成本更高。低碳資源保供情景相較于化石能源保供情景，煤電的規模和發電量增長有限，碳排放成本在 2030 年達到峰值，煤電轉型成本與其他情景相比較低，但風電、太陽能發電、儲能等資源的大規?？焖贁U張，使得技術成本的降低難以抵消規模擴張帶動的容量投資成本上漲，需要為此支付較高的投資成本。此外，低碳資源保供情景的新型儲能成本是依據樂觀情景進行預測的，若新型儲能成本的下降不及預期，低碳資源保供情景下電力系統低碳轉型則面臨著更高的成本代價。當新型儲能成本變化位于中間曲線，則低碳資源保供

112、情景需要額外支付8 萬億元的轉型成本；當新型儲能成本變化位于高位曲線時，低碳資源保供情景需要額外支付 20 萬億元的轉型成本。由于新型儲能成本變化的不確定性，低碳資源保供情景面臨著較高的轉型成本風險。統籌協調保供情景通過統籌“煤電+CCS/BECCS”和“新能源+儲能”兩條路徑，在電力系統碳中和建設過程減少了化石能源保供情景下的大量煤電運行、轉型成本和碳排放成本，也降低了風電、光伏新能源高速發展下的儲能等靈活性資源投資需求，以較低的成本和風險實現電力系統低碳轉型。3 魏麗莉,侯宇琦.中國工業二氧化碳邊際減排成本測算與行業碳達峰預測J.經濟理論與經濟管理,2023,43(2):63-77.35

113、五、煤電轉型的對策建議（一）統籌安全保供與“雙碳”目標雙重要求，兼顧近期與遠期、整體與區域、增量與存量煤電轉型需求，制定煤電轉型時間表和路線圖 煤電轉型是統籌我國能源安全保供和低碳減排雙重要求的必由之路。煤電轉型是統籌我國能源安全保供和低碳減排雙重要求的必由之路。主體能源由煤電向清潔能源的轉變，是實現“雙碳”目標，構建新型電力系統的基本途徑，而穩定供電、保障用能是新型電力系統的底層邏輯和根本目的。煤電作為我國電力供應和二氧化碳排放的雙主體，既要發揮好電力安全穩定供應的兜底保障作用，也需持續提升清潔高效利用水平，逐步由高碳電源轉變為低碳電源。處理好近期與遠期、整體與區域、增量與存量的煤電轉型需求

114、。處理好近期與遠期、整體與區域、增量與存量的煤電轉型需求。首先，堅持煤電由主體性電源向基礎保障性和系統調節性電源并重再向安全保障性轉型的發展導向，明確近期、中期、遠期的煤電功能定位與價值，循序漸進。其次，充分考慮區域電力資源稟賦和煤電功能定位，制定差異化的區域煤電轉型路徑；然后，統籌增量有序發展與存量降碳改造，對于新建機組，確保新建機組煤耗達到國際先進水平，具備較高的靈活性調節能力；對于具備“三改聯動”條件的煤電機組，應加快統籌實施計劃，因地制宜、因廠施策改造機組；對于無法改造的機組，實施逐步淘汰關停，或通過容量替代新建清潔高效煤電機組。符合能效、環保、安全等相關要求的機組，可作為應急備用電源

115、發揮作用。研究規劃煤電低碳轉型的時間表和路線圖，為煤電轉型發展定目標、穩預期、劃邊界研究規劃煤電低碳轉型的時間表和路線圖，為煤電轉型發展定目標、穩預期、劃邊界。當前到 2030 年，煤電在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。在此期間有序推進在建煤電機組投產，煤電規模適度增長，并加速煤電靈活性改造，繼續深挖超低排放和節能改造空間，擴大運行靈活性改造和燃料靈活性改造規模，提升額定容量的調峰能力，以便在儲能資源尚未實現大規模部署的情況下消納新能源；推進熱電解耦改造，使北方供熱期熱電機組在保證供熱的前提下，極大的降低機組電負荷，提高煤電機組調峰能力。2031-2045 年，在此

116、期間煤電不再新建項目，電力系統新能源逐步替代煤電發電存量，煤電機組發電量穩步下降，由主體電源向調節性電源逐步轉變?，F役機組靈活性改造應改盡改，支持退役安全環保的煤電機組轉應急備用。根據本文規劃結果，在此期間大規模的新能源部署疊加煤電的機組退役會導致持續出現電力電量缺口，嚴重影響供電安全。因此部分機組需延遲退役保障電力需求，確保新型電力系統的平穩過渡。同時有序部署煤電 CCS 改造、BECCS 改造，深度挖掘減排空間。供熱方面，通過大規?？缂竟潈岬葻犭妳f同措施保證在提升集中供熱保障能力的同時進一步提升熱電機組供熱期運行靈活性。2046-2060 年，在此期間新型電力系統逐步成型，新能源成為發電

117、主體，煤電完成綠色低碳轉型。煤電 CCS/BECCS 作為重要基荷電源充當電力系統的“壓艙石”和“穩定器”，常36 規煤電機組作為調節電源有序全部退出，戰略備用機組保持一定規模以應對極端天氣等應急情況。（二）聚焦能源電力新技術、新模式、新業態，為煤電轉型注入強大動能 攻關新技術，為煤電轉型提供多種可能性。攻關新技術，為煤電轉型提供多種可能性。高比例可再生能源發展和化石能源脫碳是主要的低碳轉型理念，而大規模儲能技術和碳鏈技術是未來我國實現電力低碳轉型的可選策略。儲能通過對大規模新能源電量儲放，滿足不同時間尺度（超短時、短時、中長時）的電力系統平衡調節需求。而我國已有的儲能技術并未完全滿足各應用領

118、域的要求，需要持續開展儲能技術的研發：一是加強短時、長時等各類儲能關鍵技術攻關布局，包括壓縮空氣儲能技術、飛輪儲能技術、鈉離子電池技術、熔鹽儲能技術和相變儲能技術等，設立專項資金支持技術攻關和項目示范應用；二是通過政策協同發力促進儲能產業技術快速發展，從市場環境、價格機制、補貼支持等方面逐步完善各類儲能發展政策保障機制。碳鏈技術通過碳循環的利用與儲存，消除化石能源的高碳屬性，建立傳統能源與清潔能源共同主導的能源體系。而我國的碳鏈技術也仍處于發展階段，尚未迎來技術成熟期，需重點攻關新一代高效低能耗CCS/BECCS 技術，提高碳捕集系統的經濟性，并加強示范應用，突破 CCS/BECCS 與新型發

119、電系統耦合集成技術，加速 CCS/BECCS 規?；茝V應用與合理區域布局。兩條技術路徑既是共存共生的關系，也存在一定程度上的替代競爭關系，我國需要推進產學研用協同，把握好技術激勵的尺度與實際，提前布局新型電力系統所需的基礎電力多元服務和負碳電力產業鏈，綜合考慮各種因素，采取實現碳排放快速下降的可行技術路徑與轉型策略，發揮技術進步與應用的協同性和創新溢出效應。探索新模式，以協調發展推動穩步轉型。探索新模式，以協調發展推動穩步轉型。推進分散式風電、分布式光伏、中小型風光與風光火儲互補項目資源儲備和開發建設，創新多能互補商業模式。燃煤電廠特別是城市燃煤電廠可以開展多種服務，探索與變電站、儲能電站、

120、電動汽車充電站、分布式光伏電站和數據中心的局域集合，實現“源-網-荷-儲-用”有機聯動，形成面向城市、園區、社區及居民的綜合能源服務“一站式平臺”。布局新業態，以創新發展推動增長趨勢。布局新業態，以創新發展推動增長趨勢。云計算、大數據、移動通訊和人工智能等創新技術的發展，不斷推動著電力行業的轉型升級，帶來電網形態功能的改變，電力新業態不斷涌現。發電企業可以充分利用煤廠、庫房、熱網等廠區布置，因地制宜改造升級，配套部署風光可再生能源、儲能、制氫、熱泵等，為周邊工業園區、產業園區等提供冷熱電氣水等綜合能源服務，并結合技術改造提高煤電機組經濟運行和靈活運行水平，發揮煤電的兜底保障和靈活調節作用。37

121、 （三）健全多層次電力市場體系建設，探索電碳市場協同聯動機制，促進煤電持續健康運行和綠色低碳轉型 完善電力市場機制建設，有效疏導發電成本。完善電力市場機制建設，有效疏導發電成本。堅持市場化改革方向，加快推進電能量市場、容量市場、輔助服務市場等高效協同的電力市場體系建設，逐步構建起有效反映各類電源電量價值和容量價值的兩部制電價機制。對于電量電價，通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；對于容量電價，因地制宜、因時制宜建立容量機制，根據各地電力市場建設狀況和非化石能源發電占比水平，逐步實施保供電價補償機制(電力市場尚未開始的地區)、有效容量補償機制(電力市場化已取得初步成效的

122、地區)和容量市場機制(遠期電力市場成熟后)，充分體現煤電對電力系統的支撐調節價值，確保煤電行業持續健康運行。同時加強輔助服務市場頂層設計，優化調峰輔助服務交易和價格機制，健全調頻輔助服務交易和價格機制，完善備用輔助服務交易和價格機制，規范輔助服務價格傳導，強化政策配套，激勵煤電機組參與靈活性服務，保障高比例可再生能源消納。加快全國碳市場建設，通過電力市場與碳市場耦合引導煤電積極轉型。加快全國碳市場建設，通過電力市場與碳市場耦合引導煤電積極轉型。一是進一步發展全國碳市場，穩步擴大行業覆蓋范圍，豐富交易品種和方式，建設完善全國溫室氣體自愿減排交易市場；二是加強煤電排放監測系統建設,提升數據采集準確

123、性，保證碳配額分配與煤電行業碳排放預算相匹配；三是建立碳排放總量控制、拍賣、和價格穩定機制，制定與碳中和路徑相一致的碳配額存量計劃；逐步減少免費配額比例，引入拍賣機制有效配置碳配額稀缺資源，激發碳市場活力；四是逐步建立完善碳價與電價傳導機制，使碳價逐漸趨向合理水平來保障機組運行的經濟性，在典型區域試點將碳成本納入現行基準上網電價體系中，建立煤、電的價格聯動機制，通過價格穩定機制使碳價逐漸趨向合理水平來保障機組運行的經濟性，同步考慮采取稅收減免等配套補償機制支撐煤電行業降碳，驅動 CCS 和 BECCS 等負碳技術的普及和進步，形成促進電力行業可持續發展的良性市場機制。（四）加強對煤電部門轉型金

124、融的頂層設計，建立區域協同公正轉型的財政機制，支持煤電行業高質量發展 逐步建立轉型金融體系，為煤電轉型給于資金支持與政策激勵。逐步建立轉型金融體系，為煤電轉型給于資金支持與政策激勵。轉型金融更適用于碳密集和高環境影響的煤電行業、企業、項目和相關經濟活動，具有更大的靈活性、更強的針對性、更好的適應性，不受綠色金融概念、標準、分類的限制，可以更好地支持我國煤電企業大規模的高碳資產轉型的投資需求。未來應逐步建立轉型金融體系，最終形成轉型金融與綠色金融相輔相成、良性互動的高效協同體系；制定符合我國“雙碳”目標的煤電轉型路徑以及相應的煤電行業轉型金融標準；將煤電行業納入轉型金融支持項目目錄，鼓勵更大范圍

125、的資金支持煤電低碳轉型；積極推進轉型金融產品發展，如轉型債券、可持續發展掛鉤債券、可持續發展再掛鉤債券、碳中和掛鉤債券、煤炭清潔高效利用專項再貸款等，逐步形成多元化的轉型金融產品體系；通過稅收減免、貸款貼息等配套激勵機制鼓勵機構投資者和個人投38 資者投資轉型金融產品，增強投資者信心；做好動態評估與監測，有效監管轉型金融的發展，科學管控識別電力行業的洗綠風險，助力煤電低碳轉型。建立區域協同公正轉型的財政機制，建立區域協同公正轉型的財政機制，推動煤電行業公平、公正、有序轉型。推動煤電行業公平、公正、有序轉型。公正轉型財政機制主要包括建立公正轉型基金（JTF）、公正轉型投資計劃和公共部門貸款機制。

126、相關政府部門應充分發揮公共財政的資源配置作用，支持受公正轉型影響地區和人群的公正、公平轉型。首先，在年度預算或中期財政規劃改革中將氣候和公正轉型因素納入考量，搭建系統性財政預算分配框架，對投向氣候和公正轉型領域的支出規模比例和使用范圍進行規劃，通過專項轉移支付、一般性轉移支付等形式支持煤電低碳轉型升級。其次，構建后期跟蹤監測、報告、評估體系，保障財政支出使用的有效性。最后，在框架搭建和運行過程中，中央相關部門應引導并鼓勵受影響嚴重地區的當地政府及其他利益相關方共同參與，通過鼓勵其提交公正轉型計劃等方式，對地方轉型痛點和需求提出針對性的融資措施。39 致 謝：衷心感謝以下專家為報告審閱提供支持與建議（按姓氏首字母排列）：康俊杰 北京大學能源研究院 汪 勇 中國社會科學院金融研究所 王 鵬 清華大學 感謝綠色創新發展研究院（iGDP）對研究項目開展提供的支持，感謝姚喆、李丹青、李斯曼、汪燕輝、李鑫迪、楊鸝對報告提供的反饋意見和細致校讀。作 者：華北電力大學研究團隊 免責聲明：本報告內容均基于公開、可得、可推的信息來源，目在加強相關領域的討論交流。報告中包含的內容及觀點僅代表作者迄今為止的認識和判斷，不代表參與專家及其所在機構觀點。