针对碳达峰、碳中和目标下电力系统低碳转型的路径优化问题，本研究以2020—2060 年电力供应成本最低为优化目标，以各类电源装机、发电量、CCUS 改造规模等为优化变量，兼顾电力电量平衡、碳预算、可再生能源发电资源等约束条件，建立了电力系统多情景优化规划模型，优化得到不同情景下电力系统碳减排路径、电力供应成本变化情况。
（一）电源结构转型路径
电源转型路径整体呈现出了电源结构不断清洁化发展的态势，非化石能源装机和发电量占比稳步提升，逐步演变为以新能源为主体的新型电力系统。
对于零碳情景，①在电源装机结构方面（见图4），2030 年电力系统总装机达到4×109 kW，非化石能源装机占比从2020 年的46% 提高至64%；2060 年总装机达到7.1×109 kW，非化石能源装机占比提升至89%；
②在发电量结构方面（见图5），2030 年电力系统总发电量达到1.18×1013 kW·h，非化石能源发电量占比从2020 年的36% 提升至51%；2060 年电力系统总发电量达到1.57×1013 kW·h，非化石能源发电量占比提升至92%，煤电电量占比降至4%。对于深度低碳、负碳情景，2060 年非化石能源装机占比分别为85%、92%，2060 年非化石能源发电量占比分别为88%、94%。
图5 零碳情景下2020—2060 年发电量结构
（二）电力系统碳减排路径
电力碳减排路径主要分为碳达峰、深度低碳、碳中和3 个阶段，各阶段的电力碳减排演化路径特征表述如下。
在碳达峰阶段，对于零碳情景，2028 年前后电力系统碳排放达峰，峰值约为4.4×109 t CO2（不含供热碳排放），约占能源燃烧CO2 峰值的49%，其中煤电排放约4×109 t CO2、气电排放约4×108 t CO2。电力行业要承担其他行业电气化带来的碳排放转移，同时碳达峰阶段的新增电力需求难以完全由非化石能源发电满足，两方面因素共同导致电力碳排放达峰可能滞后于其他行业，但整体上有利于全社会碳排放的提前达峰。对于负碳情景，电力系统将承担更多的碳减排责任，预计2025 年前后碳排放达峰，较零碳低峰值情景提前2~3 a；相应碳排放峰值降低至4.1×109 t CO2。对于深度低碳情景，预计“十五五”时期末段电力碳排放达峰，相应峰值约提高至4.7×109 t CO2。
在深度低碳阶段，电力排放达峰后进入短暂平台期（2~3 a），之后碳减排速度整体呈先慢后快的下降趋势。随着新能源、储能技术经济性进一步提高、新一代CCUS 技术商业化应用规模扩大，电力系统将实现深度低碳。在零碳情景下，2050 年电力碳排放降低到1×109 t CO2 以下。
在碳中和阶段，2060 年电力系统实现零碳（见图6）。在零碳情景下，煤电、气电碳排放分别为5.3×108 t CO2、2.5×108 t CO2（不计CCUS 碳捕集量），煤电、气电、生物质发电的CCUS 碳捕集量分别为3.2×108 t CO2、1.2×108 t CO2、3.4×108 t CO2。
（三）电力供应成本分析
根据不同情景下电源装机结构、发电量结构、火电机组CCUS 改造情况，统计得到电力系统低碳转型路径下、规划周期内的投资成本、运行成本、碳排放环境成本结构（见图7）。不同碳减排路径对低碳技术、非化石能源需求存在差异，电力转型成本与承担的减排量、实施的减排力度呈明显的正相关关系。在零碳情景下，按4% 贴现率考虑，2020—2060 年全规划周期电力供应成本贴现到2020 年约为60 万亿元，其中新增投资在电力系统规划费用组成中的占比最大（约为42%）。相对于零碳情景，负碳情景下的新能源并网比例迅速提高，对灵活资源、输配电网、碳捕捉利用设备的投入也将大幅增加，电力供应成本提高约17%。深度低碳情景下的电力供应成本最低，较零碳情景降低约12%。
零碳情景下的不同碳减排路径对比表明：在相同电力碳预算的情景下，先慢后快的“上凸曲线”减排路径，其技术经济评价相对更好；若电力碳减排路径保持匀速的“下斜直线”或先快后慢的“下凹曲线”趋势，将对新能源规模、脱碳技术应用提出更高要求，预计2020—2060 年电力成本需提高4%~8%。因此，碳达峰、碳中和路径的制定，应统筹考虑经济社会发展规律、关键技术发展成熟度等客观因素，合理分配不同历史时期的碳减排责任，避免“抢跑式”“运动式”减碳，力求符合实际、切实可行。
（二）拓展新能源发展模式和多元化利用
新能源将逐步演变为主体电源，宜坚持集中式与分布式开发并举，分阶段优化布局。我国新能源发电资源丰富，风能、光伏发电的技术经济可开发量分别达到3.5×109 kW、5×109 kW，相关成本也因快速的技术进步、合理的市场竞争而处于快速下降通道。我国新能源产业链相对完整，光伏组件、风力机整机的年产能分别达到1.5×108 kW、6×107 kW，为大规模、高强度、可持续开发利用提供了坚实保障（见图12,13）。
在风电方面，近期应因地制宜发展东部、中部地区的分散式风电和海上风电，优先就地消纳，同时稳步推进西部、北部地区的风电基地集约化开发；远期随着东部、中部地区的分散式风电资源基本开发完毕，风电开发重心重回西部、北部地区，同时海上风电逐步向远海拓展，预计2060 年风电装机容量为2×109 kW（含海上风电的5×108 kW）。在太阳能方面，近期仍以光伏发电为主导，优先发展东部、中部地区的分布式光伏，西部、北部地区则推动建设集中式太阳能发电基地；中远期，包括光热发电在内的太阳能发电基地建设将在西北地区及其他有条件的区域持续扩大规模，预计2060 年太阳能装机容量为2.6×109 kW（ 含光热发电的2.5×108 kW）。
着眼中远期发展，单纯依靠电力系统难以充分实现新能源利用，因而跨系统发展循环碳经济是新能源多元化利用的重要方式。宜积极运用绿电制氢、气、热等电力多元化转换（Power-to-X）和跨能源系统利用方式，与火电CCUS 捕获的CO2 结合来制取甲醇、甲烷等（应用于工业原料领域），全面扩大碳循环经济规模。
（三）构建多元化清洁能源供应体系
未来各类型清洁电源的发展定位是电力低碳转型的焦点问题。单纯依赖新能源增长并不科学，需要在统筹平衡、功能互补的前提下，明确各类型电源发展定位，注重能源绿色低碳转型与灵活性调节资源补短板并重，实现“水核风光储”等各类电源协同发展。
一是积极推进水电开发，安全有序发展核电。2030 年以前加快开发西南地区的优质水电站址资源，而2030 年后重点推进西藏自治区的水电开发；2030 年水电总装机容量为4×108 kW 以上，年发电量约为1.6×1012 kW·h，开发率（不含西藏水电）超过80%；2040 年水电基本开发完毕，2060 年装机容量保持在5×108 kW 以上。在确保安全的前提下有序发展核电，2030 年前年均开工6~8 台机组，2030 年核电装机容量约为1.2×108 kW；随沿海站址资源开发完毕，2030 年后适时启动内陆核电建设，2060 年装机容量增长至在4×108 kW 左右。
二是适度发展气电，增强电力系统的灵活性并实现电力多元化供应。气电的度电排放约为煤电的50% 且灵活调节性能优异，适度发展是保障电力安全稳定供应的现实选择；气电定位以调峰为主，预计2030 年、2060 年装机容量分别为2.2×108 kW、4×108 kW。未来仍需重视天然气对外依存度、发电成本、技术类型等问题，积极探索天然气掺氢、氢气和CO2 制取天然气等碳循环模式作为补充气源。
三是合理统筹抽水蓄能和新型储能发展。近中期，在站址资源满足要求的条件下，应优先开发抽水蓄能以保证电力平衡并提供系统惯量；中远期需进一步挖掘优质站址资源，预计2060 年抽水蓄能装机容量达到4×108 kW。为满足电力平衡、新能源消纳等需求，中远期新型储能将取得快速发展，预计2060 年装机容量达到2×108 kW。
（四）务实解决电力平衡与供应保障问题
电力平衡是电力低碳转型亟需面对的重大难题和挑战，如近期受电煤供应紧张、煤炭价格涨幅明显等因素的影响，多地出现了限产限电现象，引发各方高度关注。值得指出的是，一定时期内煤炭仍是我国重要的“兜底”保障能源，应在妥善解决电煤市场供需、秩序、价格等问题的基础上，着力构建多元化的清洁能源供应体系，以此充分保障电力供应的充裕性。
近期，煤电仍是保障电力平衡的主力电源。新能源具有有效出力不稳定且偏小的特点（见图14），预计2025 年、2030 年在电力平衡中的贡献度占比分别为6%、7%，而煤电的相应占比高达57%、48%。充分挖掘需求侧资源也是保障电力系统安全运行、促进新能源消纳的重要方式，预计2030 年、2060 年可利用规模超过最大负荷的6%、15%。为此，未来应从规划设计、市场培育、机制完善、基础设施建设等方面着手，建立健全需求侧资源利用体系。
远期， 保障电力平衡依赖多元化的清洁能源。预计2060 年全国电力平衡容量需求为2.8×109~3.2×109 kW；风能、光伏的装机规模约为4.6×109 kW，但参与电力平衡的有效容量仅约4×108~5×109 kW，仅能满足约15% 的电力平衡容量需求；水电、核电、气电、生物质等清洁能源对电力平衡容量的贡献度达到40%，抽水蓄能与新型储能的贡献度为17%，CCUS 改造、调峰、应急备用煤电电力的贡献度分别为5%、5%、3%。
着眼长远，我国电源发展存在多种路径，具有高度的不确定性；为了化解各种不确定性伴生的风险，应建立更加稳定的电力供应体系，提升极端情形下电力安全供应保障水平。基于碳达峰、碳中和目标约束，设置了煤电装机的平稳削减、加速削减两种情景，据此模拟电力供应的保障情况（见图 15）。
①平稳削减情景。2060 年全国煤电装机容量保留8×108 kW，其中近零脱碳机组装机容量为3.8×108 kW，灵活调节机组装机容量为2.2×108 kW，应急备用机组装机容量为2×108 kW。2030 年后，通过延寿、新建机组替换退役机组，保持煤电装机容量平缓下降，同时提高“退而不拆”的应急备用煤电规模；需配置的新能源装机规模为3.9×109 kW。
②加速削减情景。2060 年全国煤电装机容量保留4×108 kW，其中近零脱碳机组装机容量为1.5×108 kW，灵活调节机组装机容量为1.5×108 kW，应急备用机组装机容量为1×108 kW。2030 年后，煤电装机的自然退役规模快速增加，有较小规模的延寿和退役替换机组；需配置的新能源装机规模为4.6×109 kW。
相较加速削减情景，平稳削减情景对无风无光、阴雨冰冻等极端天气的电力供应保障能力显著提升；但系统冗余备用成本有着较大增加， CCUS 改造需求时间提前且数量上升（如2060 年的碳捕集量需达到1.4×109 t），整个规划期的电力供应成本提高约4%。
（一）优化电力行业顶层设计，稳妥规划电力转型节奏
统筹确定各省份、各行业的碳减排预算，特别是进一步明确电力行业碳预算，科学制定并实施相应的碳排放达峰时间与主要指标。在加快发展新能源、水电、核电等非化石能源的基础上，综合考虑电力供应保障、系统灵活调节资源等需求，协调煤电退出规模、节奏以及可再生能源发展；积极采取煤电延寿、退役煤电转为应急备用机组等措施，预防因火电大规模快速退出而影响电力安全稳定供应的潜在风险。密切关注碳预算、产业结构、技术、政策等内外部环境的变化，滚动优化电力低碳转型路径，动态调整电力低碳转型发展节奏。
（二）实施绿色低碳核心科技攻关，统筹电力全链条的技术与产业布局
加强国家科技战略引领，论证并制定新型电力系统科技发展规划，编制电力行业碳中和技术发展路线图，针对性部署领域重大专项攻关计划。建议围绕新型电力系统构建，培育国家实验室及创新平台，在国家级科技计划中支持一批重大技术项目，尽快在新型清洁能源发电，新型电力系统规划、运行、安全稳定控制，新型先进输电，新型储能与电氢碳协同利用等技术方向取得突破；加快先进适用技术研发、示范、规模化应用，构建与新型电力系统建设深度融合的“政产学研用”技术产业创新体系；持续加强碳中和关键技术研发和示范工程支持力度，完善配套的科技政策体系，促进电力行业高质量、可持续发展。
（三）完善利益平衡、统筹兼顾的市场机制，建立绿色金融政策保障体系
发挥市场在资源配置方面的决定性作用，以市场化手段解决新能源系统利用成本显著提高的问题。积极探索容量补偿机制，挖掘电力系统“源网荷储”灵活性资源配置潜力，保障新能源的高效利用及用户供电的可靠性。完善电力等能源品种价格的市场化形成机制，优化差别化电价、分时电价、居民阶梯电价政策，发挥促进产业结构调整、缓解电力供应紧张矛盾的积极作用。科学设置碳排放总量控制目标、配额分配方式，建立碳价与电价的联动机制，实现碳交易与其他绿色交易品种的协调。发挥政府投资的引导作用，构建与碳达峰、碳中和目标相匹配的投融资政策体系。有序推进绿色低碳金融产品和服务开发，设立碳减排货币政策工具；建立绿色信贷评估机制，完善绿色金融政策框架。
