我國電力碳達峰、碳中和路徑研究

一、前言進入21世紀以來，與全球氣候變化密切相關(guān)的極端天氣、自然災害頻發(fā)，世界各國紛紛制定碳中性、碳中和氣候目標，加速能源清潔低碳轉(zhuǎn)型、積極應對氣候變化成為全球共同性議題。我國積極宣示并推動碳達峰、碳中和目標的實施，既是踐行人類命運共同體的重大實踐，也體現(xiàn)了推動世界綠色低碳轉(zhuǎn)型的決心與擔當。在我國，能源活動是CO2

的主要排放源，相應排放量約占全社會CO2

排放量的87%、全部溫室氣體排放量的73%；其中電力部門是重要的碳排放部門（約占能源碳排放的40%），相應排放量約為4×109

t。未來，通過電能替代煤炭、石油、天然氣等化石能源的直接使用，提高終端能源消費的電氣化水平，可顯著減少終端用能部門的直接碳排放。電力是能源轉(zhuǎn)型的中心環(huán)節(jié)、碳減排的關(guān)鍵領(lǐng)域，電力部門將承擔更大的減排責任，應加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，推動能源電力低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展，為實現(xiàn)我國碳中和目標作出重要貢獻。能源電力低碳轉(zhuǎn)型對于實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標至關(guān)重要。目前國內(nèi)外研究機構(gòu)在世界能源低碳轉(zhuǎn)型路徑研究方面取得了豐富成果，如國際能源署（IEA）、國際可再生能源署（IRENA）等機構(gòu)按年度發(fā)布世界能源發(fā)展展望報告，開發(fā)了一批綜合能源經(jīng)濟模型（代表性的有MARKEL-MACRO模型、TIMES模型、C-REM模型），為碳中和目標下全社會、各行業(yè)脫碳轉(zhuǎn)型路徑研究提供了方向引導與工具支撐；國內(nèi)高校、科研院所通過設置政策情景、強化減排情景、2℃和1.5℃情景等假設，對碳達峰、碳中和目標下我國能源電力轉(zhuǎn)型路徑開展了多情景分析并獲得諸多研究成果。需要注意到，相較主要發(fā)達國家在自然達峰后的漫長減排路徑，我國的碳排放峰值、平臺期、轉(zhuǎn)型路徑將完全不同，電力低碳轉(zhuǎn)型必然面臨包括規(guī)劃、政策、技術(shù)、產(chǎn)業(yè)、經(jīng)濟性在內(nèi)的全方位挑戰(zhàn)。統(tǒng)籌協(xié)調(diào)電力行業(yè)與全社會其他行業(yè)的減排責任和進程，考慮新型儲能、CCUS（碳捕集、利用與封存）、氫能等關(guān)鍵新技術(shù)對電力低碳轉(zhuǎn)型路徑的影響，合理確定煤電發(fā)展定位、科學發(fā)展利用新能源、破解電力平衡挑戰(zhàn)等重大問題，都可歸納為在多重不確定的內(nèi)外部環(huán)境下多目標權(quán)衡與統(tǒng)籌優(yōu)化事件，需要兼顧安全、經(jīng)濟、清潔等多個方向開展系統(tǒng)深入的研究。針對于此，本文以我國電力行業(yè)未來承擔的碳減排實物量為主約束，根據(jù)經(jīng)濟發(fā)展、能源電力需求、資源環(huán)境等關(guān)鍵邊界條件，合理計及約束差異，構(gòu)建深度低碳、零碳、負碳3類電力低碳轉(zhuǎn)型情景；對比分析不同情景下電源結(jié)構(gòu)布局、電力碳減排、電力供應成本等優(yōu)化結(jié)果，辨識路徑實施亟待解決的關(guān)鍵問題，以期為碳達峰、碳中和目標下電力轉(zhuǎn)型及中長期發(fā)展研究提供基礎(chǔ)參考。二、碳達峰、碳中和目標下電力轉(zhuǎn)型路徑的多情景分析方法

（一）研究模型與方法本文采用定量和定性相結(jié)合的方式開展具體研究。①評估電力系統(tǒng)碳預算。以碳達峰、碳中和目標實現(xiàn)為約束，從經(jīng)濟社會發(fā)展的全局出發(fā)，綜合考慮國際碳減排現(xiàn)狀、不同行業(yè)發(fā)展趨勢和碳減排難度，研判2020—2060年我國電力碳排放總預算。②設置轉(zhuǎn)型情景和關(guān)鍵邊界條件。考慮電力系統(tǒng)碳減排責任、關(guān)鍵舉措實施力度的差異性，結(jié)合國民經(jīng)濟增長、能源電力需求、宏觀政策目標、能源資源潛力、技術(shù)經(jīng)濟性等關(guān)鍵邊界條件及其參數(shù)，設計電力系統(tǒng)深度低碳、零碳、負碳3類轉(zhuǎn)型發(fā)展情景。③電力碳減排轉(zhuǎn)型路徑優(yōu)化（見圖1）。針對設計的3類發(fā)展情景，采用碳達峰、碳中和電力規(guī)劃軟件包GESP-V來優(yōu)化獲得電源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型路徑、電力系統(tǒng)碳減排路徑、電力供應成本等。GESP-V由國網(wǎng)能源研究院有限公司自主開發(fā)，以包含新能源在內(nèi)的多區(qū)域電力規(guī)劃模型為核心，可反映電力電量平衡、碳排放約束、碳捕集改造、電制氫等減碳與新能源利用等關(guān)鍵技術(shù)的影響；集成電源規(guī)劃、生產(chǎn)模擬、政策分析等系統(tǒng)工具，可針對各類情景下的能源電力發(fā)展路徑、電源發(fā)展規(guī)模布局、電力流向規(guī)模、傳統(tǒng)電源CCUS改造后的捕集規(guī)模、電力碳減排路徑等開展優(yōu)化分析。④關(guān)鍵問題分析與應對策略建議（見圖2）?；诟靼l(fā)展情景下路徑優(yōu)化結(jié)果的對比，探討煤電發(fā)展定位、新能源發(fā)展利用、清潔能源多元化供應、電力平衡等關(guān)鍵問題，研究提出低碳轉(zhuǎn)型所需的技術(shù)、經(jīng)濟、產(chǎn)業(yè)、政策等建議。圖1碳達峰、碳中和目標下電力發(fā)展路徑優(yōu)化模型

注：UHVDC表示特高壓直流輸電；UHVAC表示特高壓交流輸電。

圖2碳達峰、碳中和目標下電力低碳轉(zhuǎn)型研究思路

（二）電力碳預算碳預算指在特定時期中將全球地表溫度控制在給定范圍內(nèi)所對應的累積CO2

排放量上限。研究表明，全球最大溫升與累積CO2

排放量約為線性比例關(guān)系，CCR指數(shù)可以衡量這種近似線性關(guān)系。式中，ΔT

是一段時間內(nèi)的全球溫升，ET

為這段時間內(nèi)累積的CO2

排放量。CCR指數(shù)值通常為1.0~2.1℃/（1012

tCO2）。聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）測算，全球溫升控制在2℃以內(nèi)的剩余碳預算為1.2×1012

~1.5×1012

tCO2，全球溫升控制在1.5℃以內(nèi)的剩余碳預算為4.2×1011~5.8×1011

tCO2。為了實現(xiàn)國際間全球碳預算的合理分配，各國研究機構(gòu)積極探索碳排放限額分配方法，雖然尚未形成統(tǒng)一的碳排放權(quán)分配方案，但基本形成以人均碳排放、累計人均碳排放為基礎(chǔ)的兩類典型分配思路。在我國，為了將全國碳預算分解至各行業(yè)，還需考慮全社會各行業(yè)的碳排放現(xiàn)狀、碳減排難度、碳減排潛力、技術(shù)經(jīng)濟性差異。本研究基于全球剩余碳預算，綜合考慮國際間碳排放方案、國內(nèi)行業(yè)間碳排放現(xiàn)狀及減排能力差異，預測2020—2060年我國電力系統(tǒng)碳排放預算為7.8×1010~1.3×1011

tCO2。（三）發(fā)展情景與關(guān)鍵邊界條件以2060年為目標年，考慮電力系統(tǒng)不同的碳減排責任、減排關(guān)鍵舉措的不同實施力度，設計了電力系統(tǒng)深度低碳、零碳、負碳3類轉(zhuǎn)型發(fā)展情景（見表1），剖析實現(xiàn)碳中和不同路徑下存在的重要問題，推演各種發(fā)展路徑的可行性及面臨挑戰(zhàn)。表1電力低碳轉(zhuǎn)型的主要情景

1.電力需求預測結(jié)果綜合考慮經(jīng)濟增長、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、節(jié)能節(jié)電、電能替代、電制氫等影響因素，未來我國電力需求的增長空間還很大（見圖3）：2030年全社會用電量約為1.18×1013

kW·h，2040—2045年電力需求增長趨于飽和（年均增速低于1%），2060年全社會用電量約為1.57×1013

kW·h；遠期可再生能源制氫電量占比持續(xù)提升，2060年約為1.7×1012

kW·h。

圖32020—2060年全社會用電量預測結(jié)果

2.其他關(guān)鍵邊界條件電力低碳轉(zhuǎn)型路徑優(yōu)化除了受電力需求影響以外，還受到經(jīng)濟發(fā)展目標、能源需求、非化石能源結(jié)構(gòu)占比、非化石能源開發(fā)潛力及目標、碳減排關(guān)鍵目標、電力碳預算等關(guān)鍵邊界條件約束（見表2）。表2電力低碳轉(zhuǎn)型優(yōu)化的其他關(guān)鍵邊界條件

三、電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型路徑針對碳達峰、碳中和目標下電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型的路徑優(yōu)化問題，本研究以2020—2060年電力供應成本最低為優(yōu)化目標，以各類電源裝機、發(fā)電量、CCUS改造規(guī)模等為優(yōu)化變量，兼顧電力電量平衡、碳預算、可再生能源發(fā)電資源等約束條件，建立了電力系統(tǒng)多情景優(yōu)化規(guī)劃模型，優(yōu)化得到不同情景下電力系統(tǒng)碳減排路徑、電力供應成本變化情況。（一）電源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型路徑電源轉(zhuǎn)型路徑整體呈現(xiàn)出了電源結(jié)構(gòu)不斷清潔化發(fā)展的態(tài)勢，非化石能源裝機和發(fā)電量占比穩(wěn)步提升，逐步演變?yōu)橐孕履茉礊橹黧w的新型電力系統(tǒng)。對于零碳情景，①在電源裝機結(jié)構(gòu)方面（見圖4），2030年電力系統(tǒng)總裝機達到4×109

kW，非化石能源裝機占比從2020年的46%提高至64%；2060年總裝機達到7.1×109

kW，非化石能源裝機占比提升至89%；②在發(fā)電量結(jié)構(gòu)方面（見圖5），2030年電力系統(tǒng)總發(fā)電量達到1.18×1013

kW·h，非化石能源發(fā)電量占比從2020年的36%提升至51%；2060年電力系統(tǒng)總發(fā)電量達到1.57×1013

kW·h，非化石能源發(fā)電量占比提升至92%，煤電電量占比降至4%。對于深度低碳、負碳情景，2060年非化石能源裝機占比分別為85%、92%，2060年非化石能源發(fā)電量占比分別為88%、94%。圖4零碳情景下2020—2060年電源裝機結(jié)構(gòu)圖5零碳情景下2020—2060年發(fā)電量結(jié)構(gòu)

（二）電力系統(tǒng)碳減排路徑電力碳減排路徑主要分為碳達峰、深度低碳、碳中和3個階段，各階段的電力碳減排演化路徑特征表述如下。在碳達峰階段，對于零碳情景，2028年前后電力系統(tǒng)碳排放達峰，峰值約為4.4×109

tCO2（不含供熱碳排放），約占能源燃燒CO2

峰值的49%，其中煤電排放約4×109

tCO2、氣電排放約4×108

tCO2。電力行業(yè)要承擔其他行業(yè)電氣化帶來的碳排放轉(zhuǎn)移，同時碳達峰階段的新增電力需求難以完全由非化石能源發(fā)電滿足，兩方面因素共同導致電力碳排放達峰可能滯后于其他行業(yè)，但整體上有利于全社會碳排放的提前達峰。對于負碳情景，電力系統(tǒng)將承擔更多的碳減排責任，預計2025年前后碳排放達峰，較零碳低峰值情景提前2~3a；相應碳排放峰值降低至4.1×109

tCO2。對于深度低碳情景，預計“十五五”時期末段電力碳排放達峰，相應峰值約提高至4.7×109

tCO2。在深度低碳階段，電力排放達峰后進入短暫平臺期（2~3a），之后碳減排速度整體呈先慢后快的下降趨勢。隨著新能源、儲能技術(shù)經(jīng)濟性進一步提高、新一代CCUS技術(shù)商業(yè)化應用規(guī)模擴大，電力系統(tǒng)將實現(xiàn)深度低碳。在零碳情景下，2050年電力碳排放降低到1×109

tCO2

以下。在碳中和階段，2060年電力系統(tǒng)實現(xiàn)零碳（見圖6）。在零碳情景下，煤電、氣電碳排放分別為5.3×108

tCO2、2.5×108

tCO2（不計CCUS碳捕集量），煤電、氣電、生物質(zhì)發(fā)電的CCUS碳捕集量分別為3.2×108

tCO2、1.2×108

tCO2、3.4×108

tCO2。圖6零碳情景下2020—2060年電力碳排放和吸收圖

（三）電力供應成本分析根據(jù)不同情景下電源裝機結(jié)構(gòu)、發(fā)電量結(jié)構(gòu)、火電機組CCUS改造情況，統(tǒng)計得到電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型路徑下、規(guī)劃周期內(nèi)的投資成本、運行成本、碳排放環(huán)境成本結(jié)構(gòu)（見圖7）。不同碳減排路徑對低碳技術(shù)、非化石能源需求存在差異，電力轉(zhuǎn)型成本與承擔的減排量、實施的減排力度呈明顯的正相關(guān)關(guān)系。在零碳情景下，按4%貼現(xiàn)率考慮，2020—2060年全規(guī)劃周期電力供應成本貼現(xiàn)到2020年約為60萬億元，其中新增投資在電力系統(tǒng)規(guī)劃費用組成中的占比最大（約為42%）。相對于零碳情景，負碳情景下的新能源并網(wǎng)比例迅速提高，對靈活資源、輸配電網(wǎng)、碳捕捉利用設備的投入也將大幅增加，電力供應成本提高約17%。深度低碳情景下的電力供應成本最低，較零碳情景降低約12%。圖7不同情景下的電力供應成本及構(gòu)成零碳情景下的不同碳減排路徑對比表明（見圖8）：在相同電力碳預算的情景下，先慢后快的“上凸曲線”減排路徑，其技術(shù)經(jīng)濟評價相對更好；若電力碳減排路徑保持勻速的“下斜直線”或先快后慢的“下凹曲線”趨勢，將對新能源規(guī)模、脫碳技術(shù)應用提出更高要求，預計2020—2060年電力成本需提高4%~8%。因此，碳達峰、碳中和路徑的制定，應統(tǒng)籌考慮經(jīng)濟社會發(fā)展規(guī)律、關(guān)鍵技術(shù)發(fā)展成熟度等客觀因素，合理分配不同歷史時期的碳減排責任，避免“搶跑式”“運動式”減碳，力求符合實際、切實可行。圖8零碳情景下不同碳減排路徑對比圖測算數(shù)據(jù)表明，電力供應成本近中期波動上升，中遠期先進入平臺期然后逐步下降。在零碳情景下，為滿足新增的用電需求，實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標，各類電源尤其是新能源需高速發(fā)展，相應電力投資將保持在較高水平。新能源電量滲透率超過15%后，系統(tǒng)成本到達快速增長的臨界點，測算的2025年、2030年系統(tǒng)成本分別是2020年的2.3倍、3倍；上述因素將推動供電成本波動上升，預計2020—2025年、2025—2030年、2030—2040年電力供應成本投入分別約14.5萬億元、16.1萬億元、33.0萬億元（不考慮折現(xiàn)）；2045年前后電力供應成本投入進入平臺期，電力需求轉(zhuǎn)入低速增長階段，電力基礎(chǔ)設施新增投資較少，電力需求主要由上網(wǎng)邊際成本很低的新能源發(fā)電提供，系統(tǒng)運行成本進入平臺期。四、實現(xiàn)電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型亟待解決的重大問題在電力低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展路徑下，以風能、光伏為代表的新能源將成為電力供應主體，給現(xiàn)有電力系統(tǒng)帶來戰(zhàn)略性、全局性變革。在供給側(cè)，新能源逐步成為裝機和電量的主體；在用戶側(cè)，分布式電源、多元負荷、儲能等發(fā)/用電一體的“產(chǎn)消者”大量涌現(xiàn)；在電網(wǎng)側(cè)，以大電網(wǎng)為主導、多種電網(wǎng)形態(tài)相融并存的格局逐步形成。電力系統(tǒng)整體運行的機理必然出現(xiàn)深刻變化，為了推動我國電力碳達峰、碳中和發(fā)展目標的實施落地，還需要重點關(guān)注以下四方面問題。（一）科學確定煤電發(fā)展定位煤電與非化石能源并非簡單的此消彼長，而應是協(xié)調(diào)互補的發(fā)展關(guān)系，解決好煤電發(fā)展問題是我國穩(wěn)妥實現(xiàn)電力低碳轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵。煤電由電量主體轉(zhuǎn)變?yōu)槿萘恐黧w，在為新能源發(fā)展騰出電量空間的同時，提供靈活調(diào)節(jié)能力以確保能源供給安全。目前，我國煤電裝機容量約1.08×109

kW，其中約9×108

kW的是高參數(shù)、大容量煤電機組；應合理利用這些優(yōu)質(zhì)存量資產(chǎn)，科學謀劃煤電退出路徑，協(xié)調(diào)好煤電與可再生能源的發(fā)展節(jié)奏，防止煤電大規(guī)模過快退出而影響電力安全穩(wěn)定供應。綜合考慮，按照“增容控量”“控容減量”“減容減量”3個階段來謀劃煤電發(fā)展路徑（見圖9~11）。①“增容控量”階段?！笆奈濉睍r期煤電發(fā)展難以“急剎車”，裝機容量仍需有一定的增長，在此基礎(chǔ)上要嚴控發(fā)電量增長；裝機容量峰值約為1.25×109

kW，發(fā)電量先于裝機2~3a達峰，峰值約為5.1×1012

kW·h；新增煤電主要發(fā)揮高峰電力平衡和應急保障作用并提供轉(zhuǎn)動慣量，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。②“控容減量”階段?！笆逦濉睍r期煤電進入裝機峰值的平臺期，發(fā)電量、耗煤量穩(wěn)步下降，更多承擔系統(tǒng)調(diào)節(jié)、高峰電力平衡的功能；預計2030年煤電發(fā)電量達到5×1012

kW·h，較峰值降低1×109

kW·h，煤電發(fā)電利用小時數(shù)降低到4000h以下；“十五五”時期煤電CCUS改造進入示范應用、產(chǎn)業(yè)化培育的初期階段，2025年、2030年累計改造規(guī)模為2×106

kW、1×107

kW，碳捕集規(guī)模為8×106

t/a、3.7×107

t/a。③“減容減量”階段。2030年以后，煤電裝機和發(fā)電量穩(wěn)步下降，一部分逐步退出常規(guī)運行而作為應急備用；遠期加裝CCUS設備，逐步增加“近零脫碳機組”并形成碳循環(huán)經(jīng)濟發(fā)展新模式；2060年煤電裝機降至4×108

kW，相應占比下降為5.6%。圖9零碳情景下2020—2060年各類型煤電裝機結(jié)構(gòu)

圖10零碳情景下2020—2060年煤電發(fā)電量及利用小時數(shù)圖11零碳情景下煤電CCUS改造規(guī)模及碳捕集量

（二）拓展新能源發(fā)展模式和多元化利用新能源將逐步演變?yōu)橹黧w電源，宜堅持集中式與分布式開發(fā)并舉，分階段優(yōu)化布局。我國新能源發(fā)電資源豐富，風能、光伏發(fā)電的技術(shù)經(jīng)濟可開發(fā)量分別達到3.5×109

kW、5×109

kW，相關(guān)成本也因快速的技術(shù)進步、合理的市場競爭而處于快速下降通道。我國新能源產(chǎn)業(yè)鏈相對完整，光伏組件、風力機整機的年產(chǎn)能分別達到1.5×108

kW、6×107

kW，為大規(guī)模、高強度、可持續(xù)開發(fā)利用提供了堅實保障（見圖12,13）。圖12零碳情景下2020—2060年風電發(fā)電裝機結(jié)構(gòu)圖13零碳情景下2020—2060年太陽能發(fā)電裝機結(jié)構(gòu)在風電方面，近期應因地制宜發(fā)展東部、中部地區(qū)的分散式風電和海上風電，優(yōu)先就地消納，同時穩(wěn)步推進西部、北部地區(qū)的風電基地集約化開發(fā)；遠期隨著東部、中部地區(qū)的分散式風電資源基本開發(fā)完畢，風電開發(fā)重心重回西部、北部地區(qū)，同時海上風電逐步向遠海拓展，預計2060年風電裝機容量為2×109

kW（含海上風電的5×108

kW）。在太陽能方面，近期仍以光伏發(fā)電為主導，優(yōu)先發(fā)展東部、中部地區(qū)的分布式光伏，西部、北部地區(qū)則推動建設集中式太陽能發(fā)電基地；中遠期，包括光熱發(fā)電在內(nèi)的太陽能發(fā)電基地建設將在西北地區(qū)及其他有條件的區(qū)域持續(xù)擴大規(guī)模，預計2060年太陽能裝機容量為2.6×109

kW（含光熱發(fā)電的2.5×108

kW）。著眼中遠期發(fā)展，單純依靠電力系統(tǒng)難以充分實現(xiàn)新能源利用，因而跨系統(tǒng)發(fā)展循環(huán)碳經(jīng)濟是新能源多元化利用的重要方式。宜積極運用綠電制氫、氣、熱等電力多元化轉(zhuǎn)換（Power-to-X）和跨能源系統(tǒng)利用方式，與火電CCUS捕獲的CO2

結(jié)合來制取甲醇、甲烷等（應用于工業(yè)原料領(lǐng)域），全面擴大碳循環(huán)經(jīng)濟規(guī)模。（三）構(gòu)建多元化清潔能源供應體系未來各類型清潔電源的發(fā)展定位是電力低碳轉(zhuǎn)型的焦點問題。單純依賴新能源增長并不科學，需要在統(tǒng)籌平衡、功能互補的前提下，明確各類型電源發(fā)展定位，注重能源綠色低碳轉(zhuǎn)型與靈活性調(diào)節(jié)資源補短板并重，實現(xiàn)“水核風光儲”等各類電源協(xié)同發(fā)展。一是積極推進水電開發(fā)，安全有序發(fā)展核電。2030年以前加快開發(fā)西南地區(qū)的優(yōu)質(zhì)水電站址資源，而2030年后重點推進西藏自治區(qū)的水電開發(fā)；2030年水電總裝機容量為4×108

kW以上，年發(fā)電量約為1.6×1012

kW·h，開發(fā)率（不含西藏水電）超過80%；2040年水電基本開發(fā)完畢，2060年裝機容量保持在5×108

kW以上。在確保安全的前提下有序發(fā)展核電，2030年前年均開工6~8臺機組，2030年核電裝機容量約為1.2×108

kW；隨沿海站址資源開發(fā)完畢，2030年后適時啟動內(nèi)陸核電建設，2060年裝機容量增長至在4×108

kW左右。二是適度發(fā)展氣電，增強電力系統(tǒng)的靈活性并實現(xiàn)電力多元化供應。氣電的度電排放約為煤電的50%且靈活調(diào)節(jié)性能優(yōu)異，適度發(fā)展是保障電力安全穩(wěn)定供應的現(xiàn)實選擇；氣電定位以調(diào)峰為主，預計2030年、2060年裝機容量分別為2.2×108

kW、4×108

kW。未來仍需重視天然氣對外依存度、發(fā)電成本、技術(shù)類型等問題，積極探索天然氣摻氫、氫氣和CO2

制取天然氣等碳循環(huán)模式作為補充氣源。三是合理統(tǒng)籌抽水蓄能和新型儲能發(fā)展。近中期，在站址資源滿足要求的條件下，應優(yōu)先開發(fā)抽水蓄能以保證電力平衡并提供系統(tǒng)慣量；中遠期需進一步挖掘優(yōu)質(zhì)站址資源，預計2060年抽水蓄能裝機容量達到4×108

kW。為滿足電力平衡、新能源消納等需求，中遠期新型儲能將取得快速發(fā)展，預計2060年裝機容量達到2×108

kW。（四）務實解決電力平衡與供應保障問題電力平衡是電力低碳轉(zhuǎn)型亟需面對的重大難題和挑戰(zhàn)，如近期受電煤供應緊張、煤炭價格漲幅明顯等因素的影響，多地出現(xiàn)了限產(chǎn)限電現(xiàn)象，引發(fā)各方高度關(guān)注。值得指出的是，一定時期內(nèi)煤炭仍是我國重要的“兜底”保障能源，應在妥善解決電煤市場供需、秩序、價格等問題的基礎(chǔ)上，著力構(gòu)建多元化的清潔能源供應體系，以此充分保障電力供應的充裕性。近期，煤電仍是保障電力平衡的主力電源。新能源具有有效出力不穩(wěn)定且偏小的特點（見圖14），預計2025年、2030年在電力平衡中的貢獻度占比分別為6%、7%，而煤電的相應占比高達57%、48%。充分挖掘需求側(cè)資源也是保障電力系統(tǒng)安全運行、促進新能源消納的重要方式，預計2030年、2060年可利用規(guī)模超過最大負荷的6%、15%。為此，未來應從規(guī)劃設計、市場培育、機制完善、基礎(chǔ)設施建設等方面著手，建立健全需求側(cè)資源利用體系。圖142020—2060年我國各類電源電力平衡貢獻圖遠期，保障電力平衡依賴多元化的清潔能源。預計2060年全國電力平衡容量需求為2.8×109~3.2×109

kW；風能、光伏的裝機規(guī)模約為4.6×109

kW，但參與電力平衡的有效容量僅約4×108~5×109

kW，僅能滿足約15%的電力平衡容量需求；水電、核電、氣電、生物質(zhì)等清潔能源對電力平衡容量的貢獻度達到40%，抽水蓄能與新型儲能的貢獻度為17%，CCUS改造、調(diào)峰、應急備用煤電電力的貢獻度分別為5%、5%、3%。著眼長遠，我國電源發(fā)展存在多種路徑，具有高度的不確定性；為了化解各種不確定性伴生的風險，應建立更加穩(wěn)定的電力供應體系，提升極端情形下電力安全供應保障水平?；谔歼_峰、碳中和目標約束，設置了煤電裝機的平穩(wěn)削減、加速削減兩種情景，據(jù)此模擬電力供應的保障情況（見圖15）。①平穩(wěn)削減情景。2060年全國煤電裝機容量保留8×108

kW，其中近零脫碳機組裝機容量為3.8×108

kW，靈活調(diào)節(jié)機組裝機容量為2.2×108

kW，應急備用機組裝機容量為2×108

kW。2030年后，通過延壽、新建機組替換退役機組，保持煤電裝機容量平緩下降，同時提高“退而不拆”的應急備用煤電規(guī)模；需配置的新能源裝機規(guī)模為3.9×109

kW。②加速削減情景。2060年全國煤電裝機容量保留4×108

kW，其中近零脫碳機組裝機容量為1.5×108

kW，靈活調(diào)節(jié)機組裝機容量為1.5×108

kW，應急備用機組裝機容量為1×108

kW。2030年后，煤電裝機的自然退役規(guī)模快速增加，有較小規(guī)模的延壽和退役替換機組；需配置的新能源裝機規(guī)模為4.6×109

kW。圖152020—2060年全國煤電裝機情景對比相較加速削減情景，平穩(wěn)削減情景對無風無光、陰雨冰凍等極端天氣的電力供應保障能力顯著提升；但