我国在2020年9月提出“双碳”目标，即二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，这是我国提出的国家自主贡献总目标。在这个总目标下，还有几个具体的目标，包括到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上；非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右；森林蓄积量比2005年增加60亿立方米；风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。其中，后面两个目标已经实现。2030年前要实现碳达峰，只要2030年前的某年之后，能源活动、工业生产过程及产品使用领域二氧化碳排放总量不再增加，这个目标就实现了。再具体看单位GDP二氧化碳排放强度下降这个指标，它既与GDP总量有关，又与二氧化碳排放总量有关，要实现2030年较2005年碳排放强度下降65%的目标，相对更艰巨。2024年，我国的非化石能源消费占比是19.8%，2025年要达到20%左右，预计“十五五”期间，非化石能源消费比重年均提高1个百分点。

能源活动的碳排放总量约占我国二氧化碳排放总量的86%，电力部门约占40%以上。2030年前要实现碳达峰，主要还是在于能源的低碳转型，而能源的低碳转型又以电力为中心。电力行业在其中要发挥双重作用，除了自身要为实现碳达峰做出贡献，还要支撑全社会实现碳达峰的目标。煤电是电力行业碳排放的最主要来源，煤电发电量占全社会总用电量的60%左右，因此，煤电的发电量要在确保电力供应安全的前提下加以控制。而从全社会碳达峰视角看，需要加快发展新能源，同时需要提供更多的电力支撑经济社会的转型发展。

很多人一开始认为电力行业越早碳达峰，全社会就能越早达峰，这种理解是不准确的。要把电力工业的碳达峰放到全国统筹及碳中和的大逻辑下来认识。电力与其他能源消费具有一定的相互替代性。例如，为了解决散煤的环境污染问题，一个重要措施是实施以电代煤，而当新能源发电还无法替代新增电量需求时，需要将一部分煤炭转换成电能或者热电联产的热能。在这种情况下，从全社会角度看，煤炭消费没有增长甚至还可能减少，电力用煤却增长了，使得煤电二氧化碳排放增加了。实际情况可能要比这个例子更复杂一些，但通过这个例子我们可以理解，为什么碳达峰要全国统筹，而不能单纯看某一个行业、某一个地区是否先达峰。

在全社会碳达峰碳中和的过程中，在终端能源消费中持续提高电力消费比重是一个关键性措施，这使得一部分煤炭要转化为电力，电力行业的二氧化碳排放可能要晚一点达到峰值。之所以要把电力碳达峰放到碳中和的长期目标下来分析，是因为碳中和是最终目标，而碳达峰是过程目标、阶段性目标。尽可能加快终端能源的电力替代是实现碳中和目标的重大措施，也是基础措施。在碳达峰阶段，电力可能稍晚一些达峰，但有助于早日实现碳中和目标，这与“磨刀不误砍柴工”是同一个道理。

总之，电力达峰的早晚，一定要放到全国统筹和实现碳中和的目标下审视，只有在促进全国早日实现碳达峰碳中和的目标下，谈电力的碳达峰早与晚才有积极意义。

之所以从能耗双控向碳排放双控转变，有以下三方面的原因：一是能耗双控与碳双控具有高度的相关性，在以化石能源为主的能源供需体系下，碳双控既可以体现对化石能源能耗双控的效果，更直接体现促进“双碳”目标实现的作用；二是在新能源替代化石能源的低碳转型中，能耗双控制度不利于大力发展新能源，而碳双控制度有利于发展非化石能源，尤其是新能源；三是我国几十年来持续推进节能减排，尤其是近年来加大能耗双控力度，主要行业的能源使用效率大幅提高，总体上已处于世界先进行列。

2021年，习近平总书记指出，“十四五”时期，我国生态文明建设进入了以降碳为重点战略方向、推动减污降碳协同增效、促进经济社会发展全面绿色转型、实现生态环境质量改善由量变到质变的关键时期。因此，《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》提出，“十五五”时期，将碳排放强度降低作为国民经济和社会发展约束性指标，开展碳排放总量核算工作，不再将能耗强度作为约束性指标。

具体到电力行业，它是实施碳双控的行业之一，也是最早纳入全国统一碳市场的行业，通过近4年的实践，已经建立起碳排放监测、报告与核查等机制。“十五五”考虑的一项工作是烟气二氧化碳连续监测系统是否可作为法定的监测依据。关于连续监测方法的行业标准已经出台且正在修订，生态环境部也已开始大规模试点，技术方案、设备及规范等各方面的准备基本完成，还待国家出台政策推进。

碳双控对电力行业有一定影响，“十五五”全国碳市场中电力企业无偿排放配额可能会进一步收紧，但总体来看，“十五五”碳双控重点还是完善相关制度和能力建设，不会也不应当给电力行业的考核机制带来根本性变革。

“十五五”电力行业关注与讨论的核心议题有四个：一是新能源的发展速度和规模；二是碳市场对煤电的管控和要求；三是电力的整体成本变化，在电价不能明显上涨的情况下，如果成本大幅增加，电力企业就会亏损；四是新能源占比提高下的电力系统安全稳定运行问题。总结起来就是，如何在确保能源供需安全的前提下，实现国家碳达峰目标。具体来说就是既要保证安全，又要满足国民经济发展的电力需求，还要加快新能源的发展、保持电力的低成本，这些要求在一定程度上是互相矛盾的，但又是电力行业必须做到的。

要判断电力需求增长的特点，必须判断经济发展趋势与能源转型趋势。“十五五”时期是基本实现社会主义现代化承上启下的关键五年，综合考虑“十四五”取得的成效及“十六五”的任务，“十五五”发展的任务仍然十分艰巨，经济发展应当保持5%左右的增长速度。我国经济发展速度对能源的需求，在现阶段仍然处于刚性增长阶段，这是由我国经济结构决定的。第二产业增加值占GDP的比重为36.5%，是能源消费的主要方面。根据有关资料，我国第二产业（工业和建筑业）的能源消费占能源消费总量的比重约为68%。同时，我国煤炭消费占能源消费总量的53.2%，且第二产业是煤电消费的大户。这些国情决定了低碳发展的艰巨性。

“十五五”期间，预计全社会用电量年均增长4.6%—5.4%，到2030年，全社会用电量达13万亿—13.5万亿千瓦时，较“十四五”期间7%的增速有所回落。这一变化与经济转向高质量发展密切相关，高耗能产业占比下降，而数据中心、电动汽车充电等新兴领域成为增长主力。具体来看，预计电力行业将在如下方面发生明显变化：

电力负荷特性将深刻变化。第三产业和居民用电占比持续提升，负荷曲线呈现“尖峰化”特征。2024年，新能源日发电最大波动已超3.5亿千瓦，极端条件下波动速率接近系统调节极限，电网需应对短时负荷激增与新能源间歇性叠加的双重挑战。为此，需求侧响应措施，如虚拟电厂聚合可调负荷和智能微电网，将成为解决供需平衡矛盾的关键手段之一。

可再生能源主导地位将逐步确立。风电、光伏装机将在“十五五”末突破25亿千瓦，其中光伏装机预计达20亿千瓦，名义上超越火电成为第一大电源。之所以说“名义上”，是因为同样是1千瓦电力，光伏一年内所能提供的电量全国平均水平大约是1200千瓦时，且光伏具有波动性、随机性和不稳定性，而1千瓦常规火电一年可提供6000千瓦时电量，且对电力系统安全稳定运行发挥灵活性调节作用，水电、核电等也各有特点。因此，不应单纯从装机容量的大小来判断发电及供电能力。西北“沙戈荒”基地、海上风电（年均新增超2000万千瓦）和“光伏+”一体化项目（如农光互补、渔光互补）将成为主要增长点。到2030年，风光发电量占比有望从2024年的18.6%提升至30%以上，推动非化石能源消费比重达25%。

煤电功能加速转型。煤电装机规模预计还会有小幅增长，煤电角色从“主力电源”转向“托底+灵活性调节+热电联产供热+非化石能源替代+储能耦合”等多种方式，向“新一代煤电系统”转变。通过节能降碳、灵活性、供热改造及煤电掺烧等降碳技术，供电煤耗水平总体上与“十四五”相比持平或略有上升，同时，深度调峰能力进一步提升。部分水电项目通过智慧化改造，具有与新能源耦合的能力或者提高了调节性能。抽水蓄能电站2030年装机预计将超过1.2亿千瓦。核电装机有望突破1亿千瓦，三代/四代技术与小型模块化反应堆（SMR）得到积极发展。氢能作为工业原料或特定条件下的长时储能载体将继续在探索中与相关产业协同发展。

储能技术规模化落地。新型储能装机预计将从2024年的1亿千瓦增至2030年的6亿千瓦左右，液流电池、大容量压缩空气储能和准固态电池将因地制宜发展和发挥作用。储能参与市场机制进一步完善，2030年新型储能现货市场参与比例或超60%，“容量租赁+辅助服务”等盈利模式会持续探索。

电网升级与智能调控增强。特高压投资保持稳定，柔直技术（如“陇电入浙”工程）和“云—边—端”协同调度体系将提升跨区输电效率与稳定性。在川渝、藏东南等地建设“无常规电源支撑”新型电力系统示范区，探索新能源主动支撑技术（如构网型逆变器）和虚拟同步机控制策略。

电力市场深度整合。全国统一电力市场加速形成，容量电价机制继续落地，保障煤电、储能等调节性资源合理收益。绿电溯源体系与国际互信、互认机制逐步完善，助力出口企业应对碳关税，或不断提升利用国际碳市场实现碳减排效益的能力。

新质生产力突破。光伏领域钙钛矿电池量产效率突破30%，风电推动26兆瓦级机组商业化，深远海漂浮式风机成本下降40%。在核电领域，一体化快堆和受控核聚变研究取得阶段性成果。

中国风电整机、光伏组件全球市场份额分别达62.75%、70%，“风光储氢”全产业链出海加速，中东、东南亚、非洲成为重点市场。特高压技术输出至中亚、南亚等地区，推动构建“一带一路”能源互联网。

西北“风光氢储一体化”基地通过特高压外送绿电1亿千瓦，东部沿海地区依托海上风电和核电打造清洁能源集群。跨区域电力互济能力提升，省间互供规模预计增长50%，“三北”弃风弃光问题得到缓解。

需要特别指出的是，“十五五”期间，农村绿色能源发展问题将成为电力发展的关键性问题之一，因为这与突破新能源发展瓶颈及促进乡村振兴密切相关。

从规划的角度来看，“十五五”新能源发展的总体原则是“大力”“有序”。为什么要“大力”发展，前面已经说了，这是低碳发展的要求。光说“大力”不说“有序”是不行的，发展过快，新能源行业容易“内卷”。况且新能源的波动性、不稳定性和随机性，对电力安全保障的要求更高，因此要“有序”发展。

大体来看，“十五五”年均新增应该在2亿千瓦左右，3亿千瓦可能偏多，因为电力系统需要支撑，而煤电的兜底能力是有临界点的，到一定程度就会影响新能源的接入。

新能源的增长规模受消纳能力的制约，消纳能力受电力需求增长、新能源电力替代存量化石能源需求、电力系统调节能力等综合因素的影响，“十五五”期间主要是受电力需求增长的制约。在系统调节能力方面，在电网综合调节能力、电源侧和用户侧灵活性资源建设中，电网综合调节能力是矛盾的主要方面，尤其是配电网的建设需要加强。当前，国家已经出台系列政策加大配电网的改造，这仍是“十五五”期间的重点任务。

可以积极探索和推动新能源就近消纳。不过也应该看到，新能源就近消纳的能力是有限的。例如，分布式光伏发展的初衷是希望能够基本实现自发自用，但实际上，约75%的发电量需要上网。当前，无论是绿电直连还是源网荷储一体化等模式，都离不开大电网。国家发布的绿电直连政策也明确直连项目需要进入各地的电力规划，直连项目需要承担的系统运行费、交叉补贴等也不能少。

电力资源配置的总体方向是大范围优化与就地平衡消纳并举。例如，“西电东送”这样大范围的资源配置就有其多方面的战略考量：一是东部经济发达地区并不能完全依靠自己获取所需的能源电力；二是“西电东送”还要解决西部的发展问题，西部拥有资源优势，通过供应电力到东部转换成经济发展优势；三是东西部在地理位置、时序上也可以实现优势互补，实现资源调节互济。

值得注意的是，在鼓励新能源就地消纳的同时，也要注意防范风险。

构建以新能源占比逐渐提高的新型电力系统，需要增加灵活性调节资源，输配电网的投资也需要增加，这些都会增加系统成本，因此，“十五五”电力系统的成本总体是增加的。转型会增加成本，这是全球普遍碰到的难题。

系统成本疏导仍是痛点，但这个“痛点”不是仅通过发电侧的市场化改革就能实现的，必须传导到终端消费侧，而终端电价并没有完全市场化。因此，如何发挥好政府和市场的组合作用是关键。

要充分发挥规划引领的作用。“十五五”能源电力规划的主要特点是确保经济增长下的能源电力供应安全和碳达峰目标实现。需要注意的是，与能源电力领域相关的碳达峰目标不只是“能源活动及工业生产过程和产品使用”范围的二氧化碳排放达到峰值这个目标，还有单位GDP碳强度目标及非化石能源消费占一次能源消费的比重等目标。

国家已对地方、行业、企业、社会、产品等领域的“碳双控”提出了要求。其中，要求电力行业探索碳排放监测预警管控机制，以及制修订电力行业的企业碳排放核算规则标准，健全重点用能和碳排放单位管理制度。条件成熟时，将重点行业领域碳排放管控要求纳入碳达峰碳中和综合评价考核指标体系。

在完善碳市场方面，重点是完善配额分配办法，可以探索一定比例的有偿碳配额拍卖。不是为了“有偿”而“有偿”，而是要弥补无偿分配的缺点并提高配额调整机制的灵活性。同时，要先研究清楚碳配额拍卖所得资金的用途并及时监控全国碳市场扩围后配额在不同行业的流动情况，以发挥宏观政策与碳市场政策的协同作用。

完善电力市场机制和价格机制，合理分摊疏导系统性成本。对于当前承担灵活调节任务的主体如煤电，按照“成本+合理收益”的原则，确定煤电机组灵活性改造的补偿水平，补偿费用应考虑改造投资、新增加的运维成本，煤电机组低负荷运行造成的成本增加等因素。同时，推动“容量补偿机制+用户侧平均分摊机制”，推动电动汽车、数据中心、5G基站、分布式电源、用户侧储能等新型主体参与市场，并对调节型电源的成本进行疏导。应进一步完善分时电价机制，根据不同地区的电力供需特征，建立峰谷时段划分及电价水平调整机制，体现价格信号的引导作用。

在规划层面，平衡碳双控与电力保供、电价的关系主要还是协调并确定电力低碳转型的主要目标，尤其是新能源发展目标及相应的电力系统灵活性资源建设目标。建议省级主管部门根据国家规划，制订逐年实施的细化方案，明确煤电灵活性改造、电化学储能、抽水蓄能等灵活资源的项目清单、实施主体、调峰深度目标和改造时序，推动新能源与灵活调节能力同步建设、同步投运，形成有利于能源清洁低碳转型及新型电力系统整体优化的动态调整机制。

内容摘自《南方能源观察》，原文链接：https://mp.weixin.qq.com/s/A4nU3sl2pMtI6HGo-5TmKQ。

初审：安甜静

复审：刘欢

审核：王鹏