我国电力碳达峰、碳中和路径研究丨中国工程科学

一、前言

进入21 世纪以来，与全球气候变化密切相关的极端天气、自然灾害频发，世界各国纷纷制定碳中性、碳中和气候目标，加速能源清洁低碳转型、积极应对气候变化成为全球共同性议题。我国积极宣示并推动碳达峰、碳中和目标的实施，既是践行人类命运共同体的重大实践，也体现了推动世界绿色低碳转型的决心与担当。在我国，能源活动是CO2 的主要排放源，相应排放量约占全社会CO2 排放量的87%、全部温室气体排放量的73%；其中电力部门是重要的碳排放部门（约占能源碳排放的40%），相应排放量约为4×109 t。未来，通过电能替代煤炭、石油、天然气等化石能源的直接使用，提高终端能源消费的电气化水平，可显著减少终端用能部门的直接碳排放。电力是能源转型的中心环节、碳减排的关键领域，电力部门将承担更大的减排责任，应加快构建以新能源为主体的新型电力系统，推动能源电力低碳转型发展，为实现我国碳中和目标作出重要贡献。

能源电力低碳转型对于实现碳达峰、碳中和目标至关重要。目前国内外研究机构在世界能源低碳转型路径研究方面取得了丰富成果，如国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等机构按年度发布世界能源发展展望报告，开发了一批综合能源经济模型（ 代表性的有MARKEL-MACRO 模型、TIMES 模型、C-REM 模型），为碳中和目标下全社会、各行业脱碳转型路径研究提供了方向引导与工具支撑；国内高校、科研院所通过设置政策情景、强化减排情景、2 ℃和1.5 ℃情景等假设，对碳达峰、碳中和目标下我国能源电力转型路径开展了多情景分析并获得诸多研究成果。需要注意到，相较主要发达国家在自然达峰后的漫长减排路径，我国的碳排放峰值、平台期、转型路径将完全不同，电力低碳转型必然面临包括规划、政策、技术、产业、经济性在内的全方位挑战。统筹协调电力行业与全社会其他行业的减排责任和进程，考虑新型储能、CCUS（碳捕集、利用与封存）、氢能等关键新技术对电力低碳转型路径的影响，合理确定煤电发展定位、科学发展利用新能源、破解电力平衡挑战等重大问题，都可归纳为在多重不确定的内外部环境下多目标权衡与统筹优化事件，需要兼顾安全、经济、清洁等多个方向开展系统深入的研究。

针对于此，本文以我国电力行业未来承担的碳减排实物量为主约束，根据经济发展、能源电力需求、资源环境等关键边界条件，合理计及约束差异，构建深度低碳、零碳、负碳3类电力低碳转型情景；对比分析不同情景下电源结构布局、电力碳减排、电力供应成本等优化结果，辨识路径实施亟待解决的关键问题，以期为碳达峰、碳中和目标下电力转型及中长期发展研究提供基础参考。

二、碳达峰、碳中和目标下电力转型路径的多情景分析方法

（一）研究模型与方法

本文采用定量和定性相结合的方式开展具体研究。

①评估电力系统碳预算。以碳达峰、碳中和目标实现为约束，从经济社会发展的全局出发，综合考虑国际碳减排现状、不同行业发展趋势和碳减排难度，研判2020—2060 年我国电力碳排放总预算。

②设置转型情景和关键边界条件。考虑电力系统碳减排责任、关键举措实施力度的差异性，结合国民经济增长、能源电力需求、宏观政策目标、能源资源潜力、技术经济性等关键边界条件及其参数，设计电力系统深度低碳、零碳、负碳3 类转型发展情景。

③电力碳减排转型路径优化（见图1）。针对设计的3 类发展情景，采用碳达峰、碳中和电力规划软件包GESP-V 来优化获得电源结构转型路径、电力系统碳减排路径、电力供应成本等。GESP-V 由国网能源研究院有限公司自主开发，以包含新能源在内的多区域电力规划模型为核心，可反映电力电量平衡、碳排放约束、碳捕集改造、电制氢等减碳与新能源利用等关键技术的影响；集成电源规划、生产模拟、政策分析等系统工具，可针对各类情景下的能源电力发展路径、电源发展规模布局、电力流向规模、传统电源CCUS 改造后的捕集规模、电力碳减排路径等开展优化分析。

④关键问题分析与应对策略建议（见图2）。基于各发展情景下路径优化结果的对比，探讨煤电发展定位、新能源发展利用、清洁能源多元化供应、电力平衡等关键问题，研究提出低碳转型所需的技术、经济、产业、政策等建议。

注：UHVDC 表示特高压直流输电；UHVAC 表示特高压交流输电。

一、前言

进入21 世纪以来，与全球气候变化密切相关的极端天气、自然灾害频发，世界各国纷纷制定碳中性、碳中和气候目标，加速能源清洁低碳转型、积极应对气候变化成为全球共同性议题。我国积极宣示并推动碳达峰、碳中和目标的实施，既是践行人类命运共同体的重大实践，也体现了推动世界绿色低碳转型的决心与担当。在我国，能源活动是CO2 的主要排放源，相应排放量约占全社会CO2 排放量的87%、全部温室气体排放量的73%；其中电力部门是重要的碳排放部门（约占能源碳排放的40%），相应排放量约为4×109 t。未来，通过电能替代煤炭、石油、天然气等化石能源的直接使用，提高终端能源消费的电气化水平，可显著减少终端用能部门的直接碳排放。电力是能源转型的中心环节、碳减排的关键领域，电力部门将承担更大的减排责任，应加快构建以新能源为主体的新型电力系统，推动能源电力低碳转型发展，为实现我国碳中和目标作出重要贡献。

能源电力低碳转型对于实现碳达峰、碳中和目标至关重要。目前国内外研究机构在世界能源低碳转型路径研究方面取得了丰富成果，如国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等机构按年度发布世界能源发展展望报告，开发了一批综合能源经济模型（ 代表性的有MARKEL-MACRO 模型、TIMES 模型、C-REM 模型），为碳中和目标下全社会、各行业脱碳转型路径研究提供了方向引导与工具支撑；国内高校、科研院所通过设置政策情景、强化减排情景、2 ℃和1.5 ℃情景等假设，对碳达峰、碳中和目标下我国能源电力转型路径开展了多情景分析并获得诸多研究成果。需要注意到，相较主要发达国家在自然达峰后的漫长减排路径，我国的碳排放峰值、平台期、转型路径将完全不同，电力低碳转型必然面临包括规划、政策、技术、产业、经济性在内的全方位挑战。统筹协调电力行业与全社会其他行业的减排责任和进程，考虑新型储能、CCUS（碳捕集、利用与封存）、氢能等关键新技术对电力低碳转型路径的影响，合理确定煤电发展定位、科学发展利用新能源、破解电力平衡挑战等重大问题，都可归纳为在多重不确定的内外部环境下多目标权衡与统筹优化事件，需要兼顾安全、经济、清洁等多个方向开展系统深入的研究。

针对于此，本文以我国电力行业未来承担的碳减排实物量为主约束，根据经济发展、能源电力需求、资源环境等关键边界条件，合理计及约束差异，构建深度低碳、零碳、负碳3类电力低碳转型情景；对比分析不同情景下电源结构布局、电力碳减排、电力供应成本等优化结果，辨识路径实施亟待解决的关键问题，以期为碳达峰、碳中和目标下电力转型及中长期发展研究提供基础参考。

二、碳达峰、碳中和目标下电力转型路径的多情景分析方法

（一）研究模型与方法

本文采用定量和定性相结合的方式开展具体研究。

①评估电力系统碳预算。以碳达峰、碳中和目标实现为约束，从经济社会发展的全局出发，综合考虑国际碳减排现状、不同行业发展趋势和碳减排难度，研判2020—2060 年我国电力碳排放总预算。

②设置转型情景和关键边界条件。考虑电力系统碳减排责任、关键举措实施力度的差异性，结合国民经济增长、能源电力需求、宏观政策目标、能源资源潜力、技术经济性等关键边界条件及其参数，设计电力系统深度低碳、零碳、负碳3 类转型发展情景。

③电力碳减排转型路径优化（见图1）。针对设计的3 类发展情景，采用碳达峰、碳中和电力规划软件包GESP-V 来优化获得电源结构转型路径、电力系统碳减排路径、电力供应成本等。GESP-V 由国网能源研究院有限公司自主开发，以包含新能源在内的多区域电力规划模型为核心，可反映电力电量平衡、碳排放约束、碳捕集改造、电制氢等减碳与新能源利用等关键技术的影响；集成电源规划、生产模拟、政策分析等系统工具，可针对各类情景下的能源电力发展路径、电源发展规模布局、电力流向规模、传统电源CCUS 改造后的捕集规模、电力碳减排路径等开展优化分析。

④关键问题分析与应对策略建议（见图2）。基于各发展情景下路径优化结果的对比，探讨煤电发展定位、新能源发展利用、清洁能源多元化供应、电力平衡等关键问题，研究提出低碳转型所需的技术、经济、产业、政策等建议。

注：UHVDC 表示特高压直流输电；UHVAC 表示特高压交流输电。

式中，ΔT 是一段时间内的全球温升，ET 为这段时间内累积的CO2 排放量。CCR 指数值通常为1.0~2.1℃ /（1012 t CO2）。

联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）测算，全球温升控制在2 ℃以内的剩余碳预算为1.2×1012 ~1.5×1012 t CO2，全球温升控制在1.5℃以内的剩余碳预算为4.2×1011~5.8×1011 t CO2。为了实现国际间全球碳预算的合理分配，各国研究机构积极探索碳排放限额分配方法，虽然尚未形成统一的碳排放权分配方案，但基本形成以人均碳排放、累计人均碳排放为基础的两类典型分配思路。在我国，为了将全国碳预算分解至各行业，还需考虑全社会各行业的碳排放现状、碳减排难度、碳减排潜力、技术经济性差异。本研究基于全球剩余碳预算，综合考虑国际间碳排放方案、国内行业间碳排放现状及减排能力差异，预测2020—2060 年我国电力系统碳排放预算为7.8×1010~1.3×1011 t CO2。

（三）发展情景与关键边界条件

以2060 年为目标年，考虑电力系统不同的碳减排责任、减排关键举措的不同实施力度，设计了电力系统深度低碳、零碳、负碳3 类转型发展情景（见表1），剖析实现碳中和不同路径下存在的重要问题，推演各种发展路径的可行性及面临挑战。

表1 电力低碳转型的主要情景

1. 电力需求预测结果

综合考虑经济增长、产业结构调整、节能节电、电能替代、电制氢等影响因素，未来我国电力需求的增长空间还很大（见图3）：2030 年全社会用电量约为1.18×1013 kW·h，2040—2045 年电力需求增长趋于饱和（年均增速低于1%），2060 年全社会用电量约为1.57×1013 kW·h；远期可再生能源制氢电量占比持续提升，2060 年约为1.7×1012 kW·h。

式中，ΔT 是一段时间内的全球温升，ET 为这段时间内累积的CO2 排放量。CCR 指数值通常为1.0~2.1℃ /（1012 t CO2）。

联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）测算，全球温升控制在2 ℃以内的剩余碳预算为1.2×1012 ~1.5×1012 t CO2，全球温升控制在1.5℃以内的剩余碳预算为4.2×1011~5.8×1011 t CO2。为了实现国际间全球碳预算的合理分配，各国研究机构积极探索碳排放限额分配方法，虽然尚未形成统一的碳排放权分配方案，但基本形成以人均碳排放、累计人均碳排放为基础的两类典型分配思路。在我国，为了将全国碳预算分解至各行业，还需考虑全社会各行业的碳排放现状、碳减排难度、碳减排潜力、技术经济性差异。本研究基于全球剩余碳预算，综合考虑国际间碳排放方案、国内行业间碳排放现状及减排能力差异，预测2020—2060 年我国电力系统碳排放预算为7.8×1010~1.3×1011 t CO2。

（三）发展情景与关键边界条件

以2060 年为目标年，考虑电力系统不同的碳减排责任、减排关键举措的不同实施力度，设计了电力系统深度低碳、零碳、负碳3 类转型发展情景（见表1），剖析实现碳中和不同路径下存在的重要问题，推演各种发展路径的可行性及面临挑战。

表1 电力低碳转型的主要情景

1. 电力需求预测结果

综合考虑经济增长、产业结构调整、节能节电、电能替代、电制氢等影响因素，未来我国电力需求的增长空间还很大（见图3）：2030 年全社会用电量约为1.18×1013 kW·h，2040—2045 年电力需求增长趋于饱和（年均增速低于1%），2060 年全社会用电量约为1.57×1013 kW·h；远期可再生能源制氢电量占比持续提升，2060 年约为1.7×1012 kW·h。

三、电力系统低碳转型路径

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%。

（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、电力系统低碳转型路径

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%。

（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。

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。

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。