中国能源电力碳中和实现路径及实施关键问题

周原冰，杨方，余潇潇，江涵

(1. 全球能源互联网发展合作组织，北京 100031；2. 全球能源互联网集团有限公司，北京 100031)

0 引言

为应对气候变化和加速能源清洁低碳转型，世界各国陆续提出碳中和目标[1]。中国提出的碳达峰目标与碳中和愿景，是中国现代化建设的重要内容，对加快促进生态文明建设、保障能源安全供应、推动经济转型升级、引领应对气候变化具有重大意义。实现碳达峰、碳中和（双碳）是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，是中国生态文明建设的重要内容和战略抓手，为中国构建新发展格局，加快产业转型升级和科技创新提供新机遇，具有重大研究价值。中国已陆续发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念 做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等多项重要政策文件，提出了2030年非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，2060年非化石能源消费比重达到80%以上的约束性目标。实现双碳目标涉及电力、工业、交通、建筑、碳汇等各个行业，需要站在经济社会发展全局落实中央部署，各行业碳达峰行动将陆续出台。既要认识到双碳目标的重要性，也要认识到其复杂性，目前仍有很多问题值得研究。

实现中国碳中和目标关键是构建绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系。围绕能源和电力系统转型，很多学者对减排路径、模型开发及政策设计进行了相关研究。减排路径方面，主要围绕政策情景、强化政策情景、2℃和1.5℃温控目标下中国全社会长期碳排放路径展开分析[2]；模型研究方面，MARKALMACRO 模 型[3]、TIMES 模 型[4]、C-GEM 模 型[5]、C3IAM/NET模型[6]、MESSAGE模型[7]等为中长期减排路径和策略研究提供了科学支撑；电力行业减排方面，主要针对双碳目标下电力系统转型路径和成本以及新型电力系统框架进行了系统研究[8-10]。

中国实现双碳目标是一项系统性工程，包括能源、电力、工业、交通、建筑、森林碳汇、碳捕集利用与封存等各个领域，是多重目标、多重约束下的经济社会系统性变革，围绕以新型电力系统为核心的能源转型变革，需要统筹碳减排与安全发展、近期目标与远期规划等方方面面的关系。针对如何立足全社会转型成本更低，在全行业视角研究能源和电力系统转型问题，目前仍是研究的空白和难点。基于此，本文将能源-气候-环境综合评估模型与电力规划模型耦合，研究提出全社会转型成本最优下，中国实现碳中和的整体路径；对这一路径下中国能源电力如何转型进行展望分析，提出相应的路线图；分析能源电力转型过程中如何处理好减排速度和节奏、电力系统平衡调节、转型成本和疏导3个关键问题，以期为能源电力行业各方探讨和推动双碳目标提供参考。

1 碳中和思路及中国能源互联网减排机理

1.1 中国碳中和减排机理

根据IPCC相关报告中定义[11]，碳中和是指特定时期内人为源的二氧化碳排放和人为二氧化碳移除达到平衡时的状态，也称净零排放。

根据中国温室气体清单数据，2014年中国温室气体排放总量（包括LULUCF）为111.86亿t二氧化碳当量，土地利用、土地利用变化和林业的温室气体吸收碳汇为11.15亿t二氧化碳当量[12]。实现中国碳中和目标，一方面是减少全社会碳排放，另一方面是增加负排放及碳汇能力。

碳排放卡雅（KAYA）驱动因素分解为

2014年，中国二氧化碳排放102.75亿t，其中能源活动排放89.25亿t，占比86.9%[12]。人口和经济增长是碳排放增长的主要驱动因素。1978—2018年，中国二氧化碳排放增长了83亿t。从KAYA分解中可以看出能源碳排放强度和能源强度下降可以驱动碳减排。研究表明：1978—2018年期间中国能源强度下降对碳排放控制贡献约80%，而能源碳排放强度下降贡献仅有13%，未来有巨大的减排潜力[13]。能源碳排放强度主要受能源生产的清洁化和消费电气化水平影响。研究表明，如果非化石能源占比达到70%，即使能源消费总量相比当前翻一番，能源碳排放强度仍可下降60%以上[14]。

因此，中国实现碳中和目标的总体思路是要在“一减一增”上下功夫，“减”是核心，“增”是兜底，如图1所示。“一减”是通过降低化石能源消费总量和能源碳强度减少碳排放[15]。“一增”是增加碳移除和负排放，通过碳捕集、利用与封存（CCS）将已经排放的二氧化碳捕集封存起来，实现零排放；利用生物质碳捕集封存（BECCS）、增加森林碳汇等方式增加固碳能力；利用直接空气捕集吸收二氧化碳，提供负排放。

图1 中国碳中和机理框架Fig. 1 China’s carbon neutralization mechanism framework

1.2 中国能源互联网的减排思路

实现中国碳中和目标关键是构建绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系。考虑当前中国能源电力发展特点，能源转型仍存在很大困难。一是中国资源禀赋以煤炭为主。2020年中国一次能源生产总量为40.8亿t标准煤，其中原煤生产占比67.6%。煤炭主要用于电力生产，中国全口径发电装机容量约22亿kW。其中，煤电装机容量10.8亿kW，占总装机容量的比重为49.1%[16]。二是中国资源与负荷中心呈逆向分布，67%水能、90%风能、80%太阳能资源分布在西部北部，而负荷集中在东南沿海经济发达地区。三是构建新型电力系统过程中，随着可再生能源比重逐渐提高，电力系统的平衡和安全稳定等问题日益突出，给能源安全供应带来新的挑战。针对以上特点，需要提出符合中国国情的切实可行实现路径。

中国能源互联网减排思路包含“两个替代（清洁替代和电能替代）、一个提高、一个回归、一个转化”。其中“清洁替代”通过能源供应侧以太阳能、风能、水能等清洁能源替代化石能源，逐步减少煤炭等化石能源燃烧使用；“电能替代”通过能源消费侧以电代煤、以电代油、以电代气、以电代初级生物质能，摆脱化石能源依赖；“一个提高”通过提高电气化水平和能源效率，促进节约用能，加速电能替代进程；“一个回归”通过石油、天然气等化石能源回归其基本属性，主要作为工业原料和材料使用，减少其燃烧使用；“一个转化”通过清洁电力将二氧化碳、水、氮等物质转化为氢、甲烷、甲醇和氨等燃料和原材料，实现二氧化碳的资源化、循环化利用，为生产生活提供能量与原材料，解决中国部分碳基资源问题。通过以上减排思路，实现化石能源消费总量控制并逐渐实现化石能源有序退出。

中国能源互联网通过搭建“智能电网+特高压电网+清洁能源”的能源开发、输送和使用平台，体现了新型电力系统的发展趋势和要求。新型电力系统是中国能源互联网的核心形态，新能源大规模、快速度的安全可靠发展，需要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。因此建设互联互通的大电网和大市场，实现能源配置网络化，是促进清洁发展的核心途径，可以有效解决中国资源配置不均及高比例可再生能源消纳和波动性问题。

能源转型过程中，安全保供始终是首要目标和先决条件，关键在于以新发展理念为引领，科学统筹、先立后破、有序推进，处理好减排与发展、远期与近期、新能源与化石能源、市场与政府等几大关系。

2 中国碳中和路径综合评估方法

2.1 研究方法框架

模型框架方面，碳中和目标需要满足中国能源、碳排放等约束性指标，同时涉及跨行业、跨领域、技术组合、资源评估、政策措施等方方面面，因此需要采用自上而下与自下而上相结合的综合评估的方法。本文采用奥地利国际应用系统分析研究所开发的综合评估模型MESSAGE[17]，并耦合宏观经济模型、能源系统模型、土地利用模型、气候系统模型，以及全球能源互联网发展合作组织自主开发的电力规划模型开展碳中和路径研究。

情景设计方面，按照全社会成本最低，兼顾发展和减排、整体和局部、长远目标和短期目标原则，将能源电力减排置于全社会减排下进行分析，综合评估优化得到中国能源互联网情景下中国全社会成本最优的碳中和实现路径，进而分析清洁低碳与安全保供要求下，不同减排路径对全社会减排成本的影响；分析新型电力系统的平衡调节问题；分析用能成本变化及相应的成本疏导问题。综合能源评估模型框架和研究总体框架分别如图2～3所示。

图2 MESSAGE 综合能源评估模型框架图Fig. 2 Framework for MESSAGE integrated energy assessment model

图3 中国碳中和实现路径研究总体框架图Fig. 3 Research framework for China’s carbon neutral realization pathways

2.1.1 能源系统模型

能源系统模型以满足供能需求和成本最小为目标，以气候变化、资源潜力、能源供需平衡、生产能力和能源系统存量变化为约束条件，综合考虑资源开采、中间转换、终端用能各个环节，以及工业[18]、交通[19]、建筑[20]领域用能技术效率和成本参数，对能源系统进行全局优化，最终形成能源系统技术组合方案。

综合评估模型目标函数为

式中：J为系统总成本；Cn,y为节点n在y年的系统成本；dy为贴现率；Rn,c,g,y为资源开采成本；En,c,g,y为资源开采量；分别为建设成本、固定运维成本和可变运维成本；为新增容量； 为活动水平；A为碳税；为排放量；为土地利用成本；为土地使用量。

容量约束方面，实际活动水平不能超过所有年份的可用（及维护）容量总和，同时需要考虑技术容量因子影响。约束函数为

式中：dh为时间周期；为容量因子。

其他变量和约束参考MESSAGE使用手册[21]。

2.1.2 电力系统模型

电力系统研究基于电力系统综合优化规划模型[22]，以电力需求预测为基础，结合中国能源互联网跨省跨区资源配置优势，统筹考虑区域清洁能源的资源禀赋、分布和大型清洁能源基地布局，以满足电力电量平衡、系统安全稳定运行要求和碳排放控制为约束，以经济性最优、碳排放最低为目标，对各类电源装机、各环节不同类型灵活性资源、输电通道进行优化规划，通过各水平年8 760 h生产模拟验证，量化分析中国综合效益最优的电力互联方案。通过开展电力供应经济性、输电技术先进性、系统运行可靠性等综合评估，推荐电力系统优化规划方案，如图4所示。

图4 电力规划框架图Fig. 4 Framework for power planning

电源规划目标函数为

式中：Hj为规划期T内j国电源装机总费用的现值为初始投资费用；为投资折余；为燃料费；为运维费；为停电损失费；t为计算时刻。

电量消费及电源规划结果作为能源系统模型的输入与其他能源部门（工业、交通、建筑）共同优化，分析电力系统在全社会实现碳中和目标约束下的减排路径、减排经济性和转型中的关键问题。

2.2 边界条件

综合研判中国未来40年宏观经济增长、产业结构升级、人口城镇化发展、能源电力消费变化以及中国2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标，作为中国碳中和实现路径的主要边界条件。主要包括电力需求、能源消费总量、非化石能源消费占比、碳强度、碳排放空间等国家承诺和约束条件（见表1和表2）。

表1 碳中和实现路径约束条件Table 1 Main constraints for carbon neutral realization pathways

表2 碳中和实现路径主要宏观发展指标Table 2 Main macro development indicators of carbon neutral realization pathways

3 中国全社会及能源电力碳中和路径展望

在全球综合评估模型MESSAGE[17]中详细刻画中国能源电力数据，统筹考虑能源消费总量、电力需求预测及碳排放约束等边界条件，按照全社会成本最低，得出中国全社会碳中和路径、能源转型路径和电力脱碳路径。需要指出，在实际演化过程中，随着政策导向、约束条件和技术组合不同，能源电力可能会有不同的脱碳路径，本文呈现的是基于2.2节边界条件得出的一个代表性路径，在减排成本和用能成本变化方面通过多情景进行了敏感性分析。

3.1 全社会碳中和路径

根据综合评估模型结果分析，中国2060年前全社会实现碳中和路径总体可按尽早达峰、快速减排、全面中和三个阶段推进，如图5所示。

图5 全社会实现碳中和路径Fig. 5 Carbon neutral pathways of the whole society

第一阶段：尽早达峰阶段（2030年前）。全社会及能源活动碳排放达峰的核心是控制煤炭消费达峰。通过控制煤电规模达峰，新增能源需求主要由清洁能源满足，实现化石能源消费达峰，中国可以在2028年左右实现全社会碳达峰，能源活动碳排放可以同步实现达峰。2030年碳强度相比2005年下降超过70%，提前兑现中国《巴黎协定》自主减排承诺[23]。尽早达峰、控制峰值将为后续实现碳中和目标、引领低碳转型赢得更大主动。

第二阶段：快速减排阶段（2030—2050年）。碳排放达峰后到2035年呈现稳中有降趋势，2035年后进入快速下降阶段。清洁能源增长速度和发展规模促进能源领域及全社会快速减排。通过建设中国能源互联网，实现清洁能源优化配置，加速能源系统脱碳速度。预计到2050年电力系统实现净零排放，全社会碳排放下降约90%，2050年人均碳排放降至1.0 t，标志中国碳中和取得决定性成效。

第三阶段：全面中和阶段（2050—2060年）。以深度脱碳为基础，通过碳捕集利用与封存、进一步增加林业碳汇，能源和电力生产领域将进入负碳阶段，预计2055年左右实现全社会碳中和。之后通过保持适度规模负排放，有效控制和减少中国累积碳排放量。2060年，能源活动剩余排放约9.6亿t、工业生产过程排放4.3亿t、废弃物排放0.2亿t、土地利用变化和林业碳汇10.5亿t、碳移除约9.4亿t，全社会净排放为−5.8亿t。

3.2 能源转型路径

能源供应方面，非化石能源将逐步成为主导能源（见图6）。2020—2030年，非化石能源比重从15.9%提高到30%左右。2030—2050年是清洁发展增速最快的阶段，非化石能源比重每年提高2.2个百分点，到2050年达到75%。2060年，90%能源需求由非化石能源满足，实现能源生产体系全面转型。

图6 一次能源消费总量及结构Fig. 6 Primary energy demand by fuels

能源消费方面，电能将成为最主要的能源利用形式（见图7）。2030年全社会用电量预计超过11万亿kW·h。2050年全社会用电量将达到16万亿kW·h，2030—2050年年均增速保持在2%的水平。2060年全社会用电量将达到17万亿kW·h，2050—2060年年均增速为0.6%。2030—2060年，中国工业、交通、建筑领域用能方式加快转向以电能为主，累计增加用电量分别达到0.9万亿、2.3万亿、2.8万亿kW·h，全社会2/3的能源使用均为电能，实现能源使用体系全面转型。

图7 终端能源消费总量及结构Fig. 7 Final energy demand by fuels

3.3 电力脱碳路径

非化石能源发电装机方面，2030年前新增电源装机主要由非化石能源发电满足，而后清洁电源逐渐替代已有化石能源发电电源。预计2030年、2050年、2060年中国电源总装机将分别达到38亿、75亿和80亿kW，非化石能源发电装机和发电量比重持续上升。2019—2030年，非化石能源装机年均增长1.6亿kW，2030年达到25.7亿kW。2030—2050年，非化石能源装机年均增长2.2亿kW，2050年达到68.7亿kW。2050—2060年，非化石能源装机年均增长0.81亿kW，2060年达到76.8亿kW，实现超过96%的电源装机和发电量均由非化石能源承担。

化石能源发电装机方面，随着非化石能源快速发展和碳减排要求，化石能源发电将加快退出。预计煤电装机总量在2025年左右达峰，到2050年煤电装机下降至3亿kW左右。气电主要作为调峰电源，2030年、2050年装机分别为1.9亿、3.3亿kW，发挥化石能源发电的灵活调节和安全保障作用。除气电外，抽水蓄能、燃氢发电、光热发电、新型储能等也将在未来新型电力系统中发挥调峰作用。其中，2030年、2050年光热装机分别达到0.25亿、1.8亿kW；2050年氢电装机将超过1亿kW；2030年、2050年储能容量将分别达到2.5亿、9亿kW（含抽水蓄能及新型储能）。

电力互联互通方面，通过扩大电网配置规模和范围，转变局部平衡的电力发展方式，加强中国国内各区域间，中国与周边国家间的互联互通，中国电网将逐渐形成“西电东送、北电南供、跨国互联”的发展格局。2030年，中国跨区跨省电力流将达到4.6亿kW，跨国电力流约4 250万kW；2050年，跨区跨省电力流进一步提升至6亿kW，如表3所示。

表3 2050年中国跨国跨区电力流规模预测Table 3 Forecast of cross-border and inter-regional power flow in 2050万kW

4 中国能源碳中和路径方案及实施中的几个关键问题

4.1 减排速度和节奏问题

实现碳达峰碳中和是一项复杂的系统性工程，要在兼顾减排与发展、考虑行业转型实际的基础上，控制减排的速度与节奏。综合来看，考虑到近期碳达峰与远期碳中和双重目标约束，既不能搞冒进式、运动式减碳，也不能把减排速度放得太慢，一定要把握好减排关键窗口期，为后期发展争取主动。未来中国经济社会发展还需要一定的碳排放空间和低碳转型时间，近期内难以快速转向下降趋势，因此2030年前应争取尽早达峰，达峰后进入稳中有降的阶段。考虑到远期碳中和目标的实现，2035年后应进入快速减排阶段。

多种因素都将对减排速度与节奏产生影响，当前研究主要关注达峰时间早晚、达峰峰值高低以及达峰后减排速度快慢，因此本文对不同达峰峰值、达峰时间和减排速度的多条路径进行了比较分析，以期从全社会减排成本（指在未来排放逐渐减少的前提下模型计算得到的系统总成本）和效益的角度厘清不同减排路径的区别，降低未来路径选择的不确定性与风险。

（1）达峰峰值。煤电装机峰值将对碳排放峰值产生直接影响[24]。煤电装机峰值控制在12亿kW与14亿kW两条碳中和实现路径的对比如图8所示。随着煤电定位从基荷电源向调节性电源转变，煤电装机利用小时数将有所下降。假设碳达峰前煤电装机利用 小 时 数介于 3 500 ～4 500 h 之间，煤电排放因子不变。结果表明，煤电装机峰值增加2亿kW，将导致碳排放峰值增加6.0亿～7.6亿t，2020—2100年累积碳排放增长6.6%～7.0%，需利用碳移除技术额外减排138亿～146亿t二氧化碳，减排成本增加3.6万亿～3.8万亿元。因此煤电达峰峰值越低，越有利于全社会以更低成本实现双碳目标。

图8 煤电装机规模对能源活动碳排放路径影响Fig. 8 Influence of installed capacities of coal power on carbon emission pathways of energy activities

（2）达峰时间。碳达峰时间与碳中和实现难度密切相关。达峰时间滞后或将增加后期减排压力，乃至增加减排成本。2030年前实现碳达峰的路径和相对于2030年滞后2～4年达峰的路径对比如图9所示。结果表明，如果2030年前实现碳达峰，碳排放年均减排速率为10%，达峰后年均二氧化碳减排量约为4.1亿t/年；如果滞后2～4年达峰，则达峰后的碳排放年均减排速率需要上升至11.5%～13.0%，年均二氧化碳减排量增长至5.0亿～5.7亿t/年，2020—2100年累积碳排放增加10%～16%，减排成本增加5万亿～8万亿元。

图9 尽早达峰与滞后达峰对能源活动碳排放路径影响Fig. 9 Influence of carbon peaking time on carbon emission pathways of energy activities

（3）减排节奏。快速减排阶段的减排速度同样会影响减排成本。加速减排路径与匀速减排路径的对比如图10所示。由图10可以看出：加速减排路径下，2035—2050年碳减排年均速率为10%，2050年全社会二氧化碳排放降至13.8亿t；而匀速减排路径下，2050年后全社会二氧化碳排放仍将超过30亿t/年，2018—2100年累积碳排放增加425亿t二氧化碳，额外增加减排成本超过10万亿元。

图10 快速减排与线性匀速减排路径对比Fig. 10 Comparison between rapid mitigation pathway and linear uniform mitigation pathway

4.2 电力系统平衡调节问题

新型电力系统具有“双高双峰”（高比例新能源发电、高度电力电子化，夏季用电高峰、冬季用电高峰）的运行特征，根据国际能源署研究报告，当新能源发电量占比超过40%，新能源对电力供应的影响将成为电力系统面临的最主要问题[25]。新能源为主体的电力系统供需双侧均面临更大不确定性，在电力系统平衡调节上面临更大挑战。一是日内调节困难大，新能源“大装机、小电量”特性导致新能源小发时供应不足、大发时消纳困难，其出力的随机波动性需要可控电源的深度调节能力予以抵消。二是季节性调节需求大，新能源发电与用电存在季节性不匹配，夏、冬季用电双峰时新能源出力低，而春、秋季新能源大发时用电水平低。三是供需平衡调节难度大，消费侧分布式电源与可调节负荷资源增加，终端用户源-荷角色转换随机性变大，给供需平衡带来新挑战。解决电力平衡问题，需要以多元化思维合理挖掘调节资源潜力，以系统化思维统筹安排调节资源时序布局，并发挥绿氢的长时储能作用，使电力平衡模式由“源随荷动”向源网荷储多元协调的更大时空尺度上的平衡转变。

（1）多元化的调节资源。在电源侧，积极开发建设水电龙头电站，推进梯级水电优化运行，加快抽蓄开发和水电抽蓄改造，加快推进煤电灵活性改造，积极推动气电和燃氢发电发展。煤电作为基础平衡调节电源，在一段时间以内，依然是保障中国能源安全和电力供应的“压舱石”。随着新能源快速发展，煤电将逐步科学退出，但转型要坚持“先立后破”。煤电定位将从主体电源逐步转变为托底保供电源和灵活性调节电源。在电网侧，通过加强电网互联，发挥资源互补、负荷错峰等技术优势，提升网间支撑能力。在需求侧，将需求侧响应资源统筹纳入电力调度运行，如V2 G、电化学储能、电制氢、虚拟电厂等，提高系统平衡调节能力。在储能侧，构建超短时（超级电容、飞轮储能）、小时级（抽水蓄能、电化学储能）、长期（压缩空气、氢能）多时间尺度储能体系。

（2）统筹调节资源的建设时序和布局。结合各阶段各类储能技术发展趋势，采用电力系统全年8760 h逐小时精细化生产模拟方法，提出中国电力系统平衡资源布局建议。近中期，系统平衡资源主要来自电源侧和电网侧。到2030年，中国将建成调峰电源共4.4亿kW，包括抽水蓄能1.2亿kW、电化学储能1.3亿kW和燃气发电1.9亿kW，综合采用需求侧响应、电网互联等措施，提升系统平衡能力。远期，电源侧、电网侧、需求侧、储能侧协同发力。到2050年，通过扩大电网互联，充分调动需求侧响应资源，建设抽水蓄能、电化学储能和氢储能等，系统源、网、荷、储各环节平衡资源规模将达到35亿kW，进一步提升系统安全调节能力，保障系统安全稳定运行。届时中国的系统平衡资源装机结构如图11所示。

图11 2050年中国系统平衡资源装机结构示意Fig. 11 Installed generator structure of system balancing resources in 2050

（3）发挥绿氢等电制燃料的长期储能作用。可再生电力制备的绿氢具有大规模储能优势，能够解决跨季节的长周期储能问题。当电力系统中存在过剩电力或电力成本较低时，通过电解水制氢，能够有效解决新能源大发时的消纳问题。制备的绿氢作为储能手段，可以进一步通过燃气涡轮机燃烧发电，或通过燃料电池转化为电能，在长时间尺度上实现电能的优化配置，满足实时平衡要求。目前，受设备造价、储氢方式、设备利用率等因素制约，绿氢储能系统成本为1万～1.5万元/kW；随着系统转化效率提高、设计制造工艺进步等，预计2030年绿氢储能成本将降至0.7万～1万元/kW；2050—2060年，系统成本进一步下降至 6 000～8 500 元/kW[26]。预计到 2050 年，终端氢能用量将达到5 000万t，在终端能源体系中占比7%～8%，其中800万t氢用于提供季节性储能和灵活性调节。到2060年，终端用氢达到6 000万t，且100%为绿氢，电力系统储能用氢达到1 500 万 t，如图 12 所示。

图12 不同领域氢能消费量预测Fig. 12 Hydrogen energy consumption forecast in different sectors

4.3 转型成本和疏导问题

从传统电力系统向新型电力系统过渡，需要付出一定的转型成本，主要体现在综合用电成本的上升。为解决这一问题，需要统筹设计市场机制与政策体系，合理疏导系统转型成本，才能推动实现“双碳”目标。

综合用电成本将呈现先升后降趋势。综合用电成本包括发电成本、输配电成本和系统灵活性成本。其中灵活性成本包括电化学储能、抽水蓄能和燃氢发电成本，燃气发电等灵活性资源成本计入发电成本。随着技术发展，虽然新能源发电成本持续稳步下降，但新能源消纳带来的输配电成本与系统灵活性成本将会大幅增加。短期，综合用电成本将明显增加；中长期，各类投资和成本会逐步下降，综合用电成本也将逐步下降。根据对电力系统投资成本的量化分析得到，从2020年到2060年，发电成本降幅逐步扩大，风电和光伏的造价分别下降50%和70%。保障高比例新能源消纳的系统投资上升，其中系统灵活性成本随新能源渗透率提升快速增长，占系统总投资比例增加15%～20%；输配电成本随电网投资持续增加，总体平稳增长，电网安全性投资增加15%～20%，电网接入及补强投资增加20%～30%。目前全国综合用电成本约0.58元/kW·h，到2030年，综合用电成本将增加15%以上。碳达峰后，新能源发电占比加速增长，发电侧的结构性转型将扭转综合用电成本的上升趋势，2018—2060年，电源、电网、灵活性资源及综合用电成本趋势如图13所示。

图13 2018—2060年电源、电网、灵活性资源及综合用电成本趋势Fig. 13 Trends of power source, grid, flexible resources,and comprehensive electricity cost from 2018 to 2060

电力成本疏导需要发挥市场机制的决定性作用，并建立健全能源电力绿色转型政策体系。一是健全多层次统一电力市场体系。加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。二是丰富市场交易品种与交易主体，建立多元化交易品种，推进调峰与电能市场融合，健全调频、备用等辅助服务品种。积极推动新能源、核电、未参与深度调峰的电厂分担深度调峰等辅助服务费用，合理疏导电厂调峰成本。探索建立容量市场机制，激励保供电源、抽水蓄能电站建设、保障电源投资成本回收，从而有效平衡保供电要求高与设备利用率低的矛盾。三是完善碳排放市场，将电能价格与碳排放成本有机结合，提升清洁能源的市场竞争力。四是做好政策体系顶层设计。制定促进煤电等传统能源有序减少和清洁利用的政策，尽快出台支撑新能源快速发展和可靠消纳的政策机制等。

5 结语

实现碳中和是一个宏伟远大的战略目标，也是一项涉及经济社会方方面面的复杂系统工程。能源系统减碳脱碳是其中的重中之重，是其他行业脱碳的基础。根本途径是加快建设中国能源互联网，构建新型电力系统，加快两个替代进程，协调处理好清洁能源发展与化石能源减退的关系，并通过回归和转化实现二氧化碳的资源化利用和原材料的可持续供应。电-氢-碳协同支撑带动全社会各行业的清洁化低碳化发展。面向未来还需要进一步研究化石能源退出与清洁能源发展的协同演进路径、氢能网络与电力网络的协同优化、能源气象和极端天气新能源发电预警融合等问题。