電力行業的低碳轉型是減少全球二氧化碳排放的關鍵。中國具有世界上最大的電力行業，產生的巨大碳排放量（幾乎等于歐盟國家的總排放）和大量燃煤電廠決定了其在全球應對氣候變化中的重要作用。近年來，國內外學者對于中國電力行業如何實現深度減排開展了很多研究。從轉型技術路徑來看，需要大力發展非化石能源發電技術，具體的差異體現在不同種類非化石電源的發展水平。現有研究中更多是從宏觀角度出發關注減排目標下電力系統未來的技術組合，模型模擬與微觀的現實問題（如分區域資源特性和區域間聯系、電力系統運行的技術特性、可再生能源接入下的電網穩定性等）聯系不緊密，因此未能給出現實可行且成本可負擔的轉型路徑和實施建議。

現實中，決策者在制定轉型路徑和政策時，往往會考慮3方面關鍵因素：轉型路徑成本的準確評估；煤電資產的出路；系統性的政策建議。回答上述3個問題需要具備電力系統的定量分析評估工具，能夠準確描述分區域特性、發電技術細節以及電力系統的運行過程，盡可能與實際物理系統保持一致。

清華大學李政教授團隊將具有足夠時空分辨率和技術精度的“自下而上”電力系統模型應用于2℃/1.5℃目標下中國電力行業低碳轉型的研究，緊密結合模型模擬與政策研究，圍繞決策部門關注的核心問題，提出了切實可行的中國電力行業脫碳路徑和實施方案。中國的電力行業轉型將為現在仍在大量上馬煤電以支撐能源需求增長的發展中國家提供借鑒，一方面可以提供從煤電為主的電力系統向低碳電力系統轉型的經驗，另一方面提醒這些國家避免煤電路徑鎖定。

摘要：電力行業的脫碳對于實現《巴黎協定》的減排目標至關重要，但同時也面臨著巨大的困難和挑戰，具有很強的復雜性和不確定性。為了給出現實可行且成本可負擔的電力低碳轉型路徑，建立了具有足夠時空分辨率和技術準確度的“自下而上”能源系統模型來模擬與優化中國電力行業的未來發展路徑。通過設置3種典型情景（基準情景、2℃情景和1.5℃情景），分析電力脫碳技術路徑以及相應的實施方案。結果表明，若按照當前的電力發展趨勢，將不能實現《巴黎協定》規定的2℃/1.5℃目標，必須在當前基礎上加大可再生能源擴張、加快燃煤電廠退出以及大規模部署碳捕集技術。未來30 a，風電和光伏發電需要逐漸轉變為主力電源，年均裝機增速達到當前水平的2~4倍。燃煤機組容量需要逐漸減少，部分機組甚至要提前退役，這將導致燃煤機組的平均壽命降低0.42~1.93 a，對應1 050億~6 550億元的擱淺成本。碳捕集技術需要大規模應用，尤其是煤炭生物質摻燒再加碳捕集裝置的技術，到2050年，電力行業的二氧化碳年捕集量達到8.9億~10.8億t。為了保障上述轉型路徑的實現，需要處理好電網安全穩定運行、煤電有序退出、碳捕集技術的部署以及轉型投資成本的問題。通過加大儲能等先進技術研發力度、建立存量煤電有序退出機制、加快碳捕集相關技術的研發與應用示范以及建立和完善綠色投融資機制等措施，可以有效解決這些問題。應對氣候變化是全人類共同的責任，應當超前部署相關措施和政策，以實現2℃/1.5℃目標下的中國電力低碳轉型。

電力行業長期發展規劃模型

本文提出的模型旨在聯合優化電力行業的長期發展規劃和短期運行調度，最終得出最優的電力裝機類型、容量、建設時間和地點以及運行調度策略。該模型涵蓋了13種發電技術：亞臨界和超臨界燃煤發電、超超臨界燃煤發電、配備碳捕集裝置的燃煤發電、天然氣聯合循環發電、核電、水電、陸上風電、海上風電、集中式光伏、分布式光伏、生物質發電和配備碳捕集裝置的煤炭-生物質摻燒發電。

模型具有較高的時空分辨率和技術精度。在空間尺度方面，根據資源稟賦和電網結構，將中國分為17個區域。區域間現有的和已規劃在建的輸電線路被作為輸入參數考慮在內，未來長期的輸電線容量設置為待優化變量。在時間尺度方面，為了反映電力需求和可再生能源資源的季節和逐時變化特性，模型將每年劃分為4個季節（春季、夏季、秋季、冬季），在每個季節中選取一個典型日，總共得到96個時間窗口，以刻畫小時級的電力平衡。根據實際電力系統特性，模型中還考慮了負荷分配過程中發電技術的運行特點和約束條件，如火電機組的負荷運行區間和爬坡速度等。

低碳轉型路徑分析

2.1電力行業的困局

根據中國2050年現代化目標，能源需求預計還將持續增長，到2050年總量趨于穩定。煤炭是中國一次能源消費主體，2017年煤炭消費占比約60%，碳排放占比約80%。中國的煤炭消費量約50%用于發電，其余終端使用領域包括工業、交通和住宅炊事等。其中前5位行業（鋼鐵、建材、化工、有色金屬和制造業）消費煤炭的總占比約45%，主要和基礎設施以及工業生產設施建設相關。隨著中國城鎮化和工業化的逐漸完成，基建需求逐漸飽和，煤炭在這些領域的使用會減少。與此同時，隨著用電水平以及終端部門電氣化程度的提高，電力需求將快速增長，增速要快于能源需求增長速度。如果非煤電力的發展速度不足以覆蓋新增的電力需求，將不得不繼續依賴燃煤發電，從而導致電力部門煤炭消費量的增加。按照當前的電力發展趨勢，到2030年，非煤發電量的年均增速為5.35%，大約可以滿足2.02%的年均電力需求增長。因此，如果電力需求的年均增速大于2.02%，則電煤消費量仍將繼續增長。

從中國能源系統總體來看，雖然煤炭消費總量會逐漸減少，但會向電力行業集中。因此，電力行業陷入困局：一方面，更易脫碳的電力行業本應該是能源系統中脫碳的排頭兵；另一方面，由于終端電氣化水平提高所導致的電力需求大幅增加使得電力行業可能仍需增加煤炭消費，從而造成脫碳速度滯后。此外，整體能源系統不同的低碳轉型力度，對應著不同的電氣化水平提升速度。為了實現2℃和1.5℃的氣候目標，電氣化進程需要進一步加快，從而導致更快增長的電力需求，這對于電力行業的脫碳將形成更大的挑戰。在此情況下，電力行業在整體能源系統低碳轉型中的角色將更加重要，因此非常有必要研究與設計其發展路徑，從而以電力行業的低碳化支撐終端用能的電氣化，實現全經濟口徑脫碳。

2.2轉型情景

針對中國電力行業當前面臨的困局，本研究設計了3個情景來定量分析電力低碳轉型過程，即基準情景（BAU），2℃情景（2DS）和1.5℃情景（1.5DS）。基準情景（BAU）是對當前電力行業發展趨勢的延伸，并作為比較的基礎。2℃情景（2DS）和1.5℃情景（1.5DS）中，電力低碳轉型將分為2個階段：①2030年前，在基準情景的基礎上加大非化石能源發展力度，到2030年非化石能源發電量在總發電量中的占比達到50%。②2030年后，設定與《巴黎協定》中的全球碳減排目標一致的碳排放預算（其中1.5℃情景設定2050年實現凈零排放），采用目標倒逼機制來研究電力行業脫碳路徑。

從不同情景下中國電力行業2018—2050年的年度和累計CO2排放量可以看到，相比于基準情景，2℃情景和1.5℃情景中由于在2030年前采取了更強化的減排措施，電力行業的碳排放達峰時間從2029年提前至2023年，碳排放峰值從44.1億t降低至40.9億t，更嚴格的碳排放預算倒逼電力碳排放在2030年后進一步加速下降。基準情景中的累積CO2排放量已經超限，這意味著當前的減排努力還無法實現《巴黎協定》的氣候目標。

2.3脫碳路徑及實施方案

電力行業的低碳轉型本質上是從高碳電力向低碳電力的轉變。一方面要避免新增排放，如大力發展非化石電力來滿足增量電力需求。另一方面要降低現有化石能源發電設施的存量排放，如壓縮其使用壽命或配備碳捕集與埋存（CCS）技術。與此同時，近年來生物質發電加CCS（BECCS）作為一種負排放技術受到學術界的廣泛關注，但也存在生物質資源和土地資源限制的問題。基于中國擁有大量燃煤電廠的實際國情，煤炭-生物質摻燒發電再加上CCS的技術（本研究將其命名為Partial-BECCS，簡稱PBECCS）是一個具有發展前景的技術，因為該技術可以充分利用現有燃煤機組進行深度減排。

總體來看，電力行業的深度脫碳取決于可再生能源（尤其是風能和太陽能）的迅速擴張、燃煤電廠的加速淘汰以及CCS的使用。結果表明，到2050年，如果將可再生能源發電量比重增加至68.2％（2℃情景）和69.1％（1.5℃情景），將燃煤發電量（不含煤電CCS和PBECCS電廠）比重減少至1.1％（2℃情景）和0.1％（1.5℃情景），并將煤電CCS和PBECCS的發電量比重之和增加至9.9%（2℃情景）和12.4%（1.5℃情景），便可以實現2℃和1.5℃的減排目標。

為了保障上述脫碳路徑的實現，核心是要解決好幾個關鍵問題，并給出相應的實施方案，包括可再生能源的發展、煤電退出、CCS/PBECCS的部署和轉型投資成本。

1）可再生能源的發展

發展可再生能源是實現電力低碳轉型的基本手段，需要從3方面考慮，一是總體發展規模和速度，二是區域間的資源匹配，三是高比例可再生能源接入后的電網穩定性。

為了發展滿足減排目標要求的可再生能源規模，2030年前，即“十四五”、“十五五”期間，應將風電和太陽能發電的建設速度提升至當前建設速度的1~2倍，以滿足增量電力需求。2030年后，需要進一步加快建設速度，以替代煤電滿足存量電力需求。總體而言，2020—2050年，風能和太陽能的平均擴張速度需要達到當前擴張速度的2~4倍。

中國可再生能源資源主要分布在西北、西南和東北地區，而電力需求主要集中在東部和中部地區，可再生能源資源和電力需求在地理位置上總體呈逆向分布。因此，在大規模開發資源富集地區可再生能源資源的同時，需要建設更多的區域間輸電線路來向負荷集中區傳輸電力。到2050年，2℃情景和1.5℃情景中的區域間電力傳輸容量需要達到1 258 GW和1 461 GW，是當前水平的5.6和6.5倍。

高比例波動性可再生能源（風電、光伏）的大規模接入，對于電力系統的靈活性提出了更高的要求。2030年前，由于波動性可再生能源發電量占比仍低于45%，依靠煤電的靈活性運行和區域間電網互聯互濟即可有效消納。到2050年，波動性可再生能源發電量占比60％以上。如此高比例波動性可再生能源的接入，會給電力系統帶來慣性不足、雙向/極端潮流、配電網擁塞、季節性不平衡等問題，需要采用虛擬同步發電技術、基于多能互補的綜合能源系統、能量路由器等措施來提高電力系統的穩定性。針對可再生能源資源的日內和季節性波動導致的發用電不平衡問題，可以通過新建大量的儲能設施來解決。到2050年，2DS和1.5DS中的儲能容量需要達546 GW和670 GW，是當前水平的17和21倍。然而，上述很多技術當前仍處于示范階段，距離大規模應用仍有一定距離，應投入更多的研發力量以促進技術進步。

2）煤電退出

當前很多研究認為，為了實現2℃和1.5℃的減排目標，燃煤電廠的退出速度需要加快，甚至在達到其經濟使用壽命之前提前退役。然而，煤電的退出面臨著較大的經濟成本和就業問題，需要統籌考慮，如德國煤炭委員會建議國家財政提供400億歐元來支持德國的2038年退煤計劃。中國當前在役煤電機組平均服役時間短（僅為12 a），包括上游煤炭行業在內的相關從業人數接近400萬人，決策稍有不慎便會產生嚴重的經濟和社會問題。

本研究基于總成本最小的原則給出了燃煤電廠的退役計劃。總體而言，未來電力系統不需要大量的煤電來承擔電力供應，只需保留少量煤電作為調峰負荷以應對可再生能源的波動性問題。因此，從現在開始不能再大規模地新建煤電裝機。2030年前，煤電發展處于平臺過渡期，無需大量退出，主要是做好由基本負荷向調峰負荷的轉變。2030年后，煤電退出速度需要加快，到2050年累計減少的容量要達到900 GW以上，其中包括加裝CCS和改造為PBECCS的機組。

這些減少的燃煤電廠中有很多需要在其預期使用壽命之前退役，這會導致燃煤電廠的平均壽命下降0.42 a（2℃情景）和1.93 a（1.5℃情景）。由于提早退役，燃煤電廠有一部分剩余價值沒有得到利用，本文定義為擱淺成本。2℃情景中煤電總擱淺成本為1 050億元，1.5℃情景中由于需要更多的燃煤電廠提前退役，擱淺成本更高，為6 550億元。盡管這是一個不小的數額，但和中國總體燃煤電廠的體量相比，仍處于可以接受的水平。

關于煤電和上游煤炭行業工人的就業問題，可以充分利用可再生能源的快速發展所提供的大量高質量就業機會，做好有序交接，以應對煤電退出帶來的就業壓力。

3）CCS/PBECCS的部署

由于CCS可以捕獲90％的碳排放量，在燃煤電廠加裝CCS使其變為一種相對低碳的發電技術。如果將煤炭和生物質摻燒進行發電，再加上CCS形成PBECCS，則是負排放技術，更有利于中和碳排放量，提升減排效果。CCS和PBECCS技術的部署，可以在減少CO2排放的同時，又保留適當煤電產能。這樣可以充分利用現有的煤電機組，避免一部分煤電資產提前退役而導致的資源浪費。

本研究建議從2030年后就開始大規模部署CCS/PBECCS技術。到2050年，在2℃情景和1.5℃情景中，CCS/PBECCS的裝機容量要分別達到115 GW/119 GW和74 GW/272 GW，累計捕獲二氧化碳69億t和180億t，對于電力行業碳減排的貢獻達到25%和39%。通過部署CCS和PBECCS技術，即使在1.5℃情景中需要滿足2050年凈零排放的目標，煤電容量仍可以保留351 GW。

CCS的部署規模主要取決于其成本競爭力，而PBECCS還受到生物質資源的限制。為了探討CCS和PBECCS加速發展對電力行業脫碳路徑的影響，本研究在1.5℃情景中，對CCS的成本下降率進行了敏感性分析。隨著CCS成本下降率的提高，煤電CCS和PBECCS作為一種低碳發電技術變得更具競爭力。由于燃煤電廠可以通過加裝CCS設備或改造成PBECCS而繼續服役，因此2050年的剩余煤電總容量將增加，煤電退出過程得到減緩。這可以有效降低提前退役燃煤機組的擱淺成本，從而實現更為緩和的轉型。但由于2050年電力行業的凈零排放限制，這種效果趨于飽和，2050年最大的剩余燃煤發電容量不能超過623 GW。

此外，本研究還計算了1.5℃目標下假設不使用CCS技術的情景，該情景下模型不存在可行解。這表明，如果不使用CCS/PBECCS技術，電力行業到2050年實現凈零排放是不可行的。而當前CCS技術在中國仍處于示范階段，高昂的成本是限制其商業化的主要原因。因此，為了實現氣候目標，應當加大CCS技術研發力度，為大規模應用做好準備。

4）轉型投資成本

在考慮電力低碳轉型時，不僅要考慮技術的可行性，也需要考慮經濟的可負擔性。因此，轉型所需的投資成本是決策者關心的重點，這關乎國家所付出的經濟代價以及社會用電成本的變化。

根據IPCC對實現1.5℃氣候目標所需額外投資的評估，未來30 a全球每年所需投資的平均值約為0.9萬億美元，約占同期全球GDP的0.6%。根據本研究的計算，2℃情景和1.5℃情景中，電力行業2018—2050年的累計總投資成本分別為35萬億和49萬億元，約占中國同期累計GDP的0.5％和0.7％。中國僅電力行業轉型投資成本在GDP中的占比與全球全行業低碳轉型平均所需投資成本在GDP中的占比相當，經濟代價不容小視。與基準情景相比，2℃情景和1.5℃情景中的總投資成本將分別增加31％和90％。從基準情景到2℃情景的平均碳減排成本為296元/t，從2℃情景到1.5℃情景的平均碳減排成本為577元/t。

就成本結構而言，2℃情景和1.5℃情景的較高投資成本主要歸因于風電和光伏的投資，約占整體投資額的57%（2℃情景）和62%（1.5℃情景）。為了實現低碳目標，可再生能源的年新增投資規模將長期維持在較高水平，因此需要建立和完善綠色投融資機制，以綠色金融支持低碳轉型。

結論與建議

從電力行業的角度來看，按照當前趨勢發展將無法實現《巴黎協定》下2℃和1.5℃的溫升控制目標，需要付出更大的努力。應當超前部署相關措施和政策。關鍵的措施包括加大可再生能源部署、加快燃煤電廠的退出以及大規模部署碳捕集和封存技術。為了保障這些舉措的順利實施，本研究提出以下政策建議。

1）保障可再生能源的發展。一是在“十四五”和“十五五”期間，明確將可再生能源定位為滿足增量電力需求，在“十三五”的基礎上加快部署速度。待2030年可再生能源產業具備顯著成本競爭力時，可以自然過渡到更快速的增長階段。二是加強跨區域電力交換通道建設，保障可再生能源資源與電力需求的區域間匹配，實現跨區域資源配置以及電網互聯互濟。三是積極部署儲能設施、源-網-荷協調、綜合能源系統等電網相關技術的研發和示范應用，通過多種技術手段組合來應對高比例波動性可再生能源的接入問題，保障電網安全穩定運行。

2）做好煤電有序退出。嚴格控制新建煤電機組，并建立存量煤電有序退出機制。充分利用好存量機組，逐漸實現煤電機組功能轉變。2030年前對存量煤電機組大力實施靈活性改造，逐步實現煤電的功能定位由基本負荷向調峰負荷轉變。關于煤電和上游煤炭行業工人的就業問題，可以充分利用可再生能源的快速發展所提供的大量高質量就業機會，妥善引導再就業，努力降低經濟和社會風險。

3）加強CCS/PBECCS的研發與部署。實現CO2捕集、埋存、利用等關鍵技術突破，為全流程技術系統集成和大規模示范打好基礎。強化CCS產業化政策研究，加強國際合作與技術轉移。PBECCS技術對于以煤電為主的電力系統轉型具有重要意義，應當作為關鍵技術優先發展，其研發與應用示范應從農業、生態和環境等角度統籌考慮。

4）保障電力低碳轉型所需投資。為了實現更嚴格的減排目標，電力行業需要保持30 a以上的高投資水平。另外，電力行業投資包括電源投資和電網投資，未來每年所需新增電力設施投資遠遠高于當前投資規模。這對現有投融資機制是一個極大的挑戰，需要盡快健全和完善綠色投融資機制。

注：該研究成果以《現實可行且成本可負擔的中國電力低碳轉型路徑》為題在《潔凈煤技術》進行了網絡首發。