我國稍早前提出了“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”的目標，為我國應對氣候變化、加快能源轉型提供了方向指引。

目前，我國能源領域是二氧化碳排放的主體，約占總排放量的85%，能源系統對實現碳排放目標起決定性作用，未來能源碳排放應及早達峰，且盡可能控制峰值，為非能源二氧化碳排放、非二氧化碳溫室氣體排放爭取更多空間。在能源碳排放中，電力系統排放約占四成，未來電力將扮演越來越重要的角色，應通過電能替代方式減少終端用能部門的直接碳排放，并以自身加速減排推動能源碳排放大幅降低。

電力系統碳排放有望在2025后達峰

電力系統在能源低碳發展中承擔著越來越重要的作用，考慮到經濟社會發展的電力需求和各類電源的發展約束，以在2030年前盡早實現碳排放達峰為目標，對近中期電力低碳發展進行量化分析。“十四五”和“十五五”期間電力系統將呈現如下低碳發展態勢：

一是新能源裝機規模將快速提升。“十四五”期間，新能源將實現“倍增”式發展，按年均增長1.2億千瓦規劃，其中風電4500萬千瓦，光伏7500萬千瓦。2025年新能源裝機量將達到約11億千瓦，較2020年提高一倍以上，新能源裝機占比約35%。在“十五五”期間，新能源規模將進一步提升，2030年風電、太陽能發電裝機容量將分別達到約8.1億千瓦、9.3億千瓦，在電源裝機容量中占比達到約44%。新能源發電量占比顯著提升。2025年，新能源發電占比約18%，提升9個百分點。2030年，新能源發電量達到約3.2萬億千瓦時，占比約為28%。

二是各類電源將呈現多元化發展態勢。“十四五”期間煤電裝機容量仍有小幅增長空間，2025年前后達峰，峰值約為12億-13億千瓦。煤電裝機容量雖將呈現先升后降趨勢，但未來較長一段時期內，我國約9億千瓦高參數大容量低排放煤電機組仍將在電力系統中發揮重要作用。同時，氣電、核電、水電穩步發展，2025年裝機容量或將分別達到約1.2億千瓦、0.9億千瓦、3.9億千瓦。2025年全國電源裝機總規模達到約30億千瓦。

三是電力碳排放將達峰并保持穩中有降態勢。“十四五”期間電力碳排放總量增速放緩，2025年碳排放量達到約44億噸，并有望在稍后達峰，峰值控制在45億噸以內，此后穩中有降。度電排放強度顯著下降，2025年降至約460g/kWh，較當前水平下降約120g/kWh。非化石能源特別是新能源裝機占比持續提升，是電力碳減排的主要貢獻因素。

電力系統低碳轉型的關鍵在于消納高比例新能源

遠期來看，低碳電力系統的發展更加有賴于技術創新突破，面臨更多不確定性。因此，應通過設置不同路徑，探討未來電力低碳發展情景。新能源大規模發展是實現碳中和愿景的必然要求，電力系統低碳轉型的關鍵在于高比例新能源的消納利用。圍繞解決高比例新能源消納的不同技術路線，設置以下三種路徑：路徑一主要依靠電力系統自身實現高比例新能源消納利用；路徑二是通過大規模發展電制氫，跟蹤新能源波動性出力，助力新能源利用；路徑三是基于綠氫和煤電CCUS產生的二氧化碳制取甲烷、甲醇，實現電-氫-碳協同發展。

路徑一——依靠電力系統自身消納利用高比例新能源

新能源主要通過轉化為電力進行利用，提升電力系統自身的新能源消納利用能力是未來能源電力低碳發展的基本要求和關鍵所在。該路徑下，需要電力系統源、網、荷、儲各環節全面發力，持續優化電源結構，加強互聯電網建設，挖掘需求響應資源，推動新型儲能快速發展，增強系統對新能源的消納利用能力。但隨著新能源滲透率大幅提高，電力系統的靈活調節能力和安全穩定運行將面臨更大考驗，新能源發展規模可能受限。

由于新能源發電出力存在高度波動性和不確定性，隨著裝機規模逐步擴大，其出力波動范圍和波動速率也將日益增大。因此，亟需多措并舉提升系統靈活調節能力。在電源側激發多元電源的協同調節潛能，在電網側實現更加靈活優化的運行方式，在負荷側推動需求響應常態化，在儲能側引導各類儲能資源參與系統調節。

此外，新能源大量接入導致系統轉動慣量降低，頻率問題逐漸凸顯，動態無功支撐能力降低，易誘發機理復雜的寬頻震蕩，當發生大規模脫網時將以潮流轉移等形式引發級聯故障，擴大停電范圍，引發惡性循環。因此，亟需加強“雙高”（高比例新能源、高度電力電子化）電力系統的運行機理和穩定特性研究，對多類型電力電子裝備精準建模，進行系統動態仿真，通過廣泛部署同步調相機等設施提高電壓支撐能力，持續完善“三道防線”。

路徑二——以電-氫協同助力新能源消納利用

利用清潔能源發電制氫被稱為綠氫，是未來氫能發展的重要方向。電制氫設備能夠容許較大程度的輸入電力波動，大規模制氫是平抑新能源出力波動的有效途徑。該路徑下，可充分發揮制氫負荷的靈活性，通過離網、并網等方式大規模部署電制氫設施，在源側和網側實時跟蹤新能源發電波動性出力，有效解決高比例新能源下電力系統的靈活調節問題。

從氫能制取-儲運-終端利用環節來看，堿性電解水和質子交換膜電解水能接受波動性電源輸入，適合作為消納新能源的主要電制氫技術。儲運是制約氫能大規模發展的關鍵因素。氣態儲運效率低，液體儲運成本高，安全、經濟的儲運技術有待突破。目前國內儲氫罐關鍵材料依賴進口，低溫液氫技術、儲氫材料技術與國外先進水平存在較大差距，產業化相距甚遠。在氫能的終端利用方面，氫能在重卡等終端消費細分市場具有一定應用前景，可作為電能的重要補充，預計2050年氫能在我國終端能源消費中占比有望達到10%左右。

從經濟性來看，現階段氫氣的終端應用領域和經濟競爭力相對不高，但隨著電制氫技術的成熟、新能源發電成本持續降低以及氫氣儲運瓶頸的突破，電制氫將實現規模化生產，“綠氫”全鏈條經濟性將逐步增強。預計2030年之后綠氫的熱當量成本有望與油氣大致相當。同時，從電力系統調節角度看，未來電制氫裝置的初始投資與儲能大致相當，同時可產生氫、氧等產品，收益方式更加多元，建設電制氫裝置將是提供系統靈活性的一種可能路徑。

路徑三——以電-氫-碳協同實現全鏈條優化

在發揮電制氫靈活調節性能的基礎上，通過在煤電機組加裝CCUS，為系統保留轉動慣量的同時可捕捉二氧化碳，與綠氫廣泛結合大規模制取甲烷或甲醇，在終端替代進口油氣。從全環節來看，該路徑不僅可以有效支撐大規模新能源消納利用、促進煤電資產的高效低碳延壽使用，還可以大幅降低我國能源對外依存度、提升國家能源安全，綜合效益顯著。

相較于氫氣，甲烷和甲醇更易存儲和運輸。從儲存來看，甲烷的液化溫度高于氫氣，液化成本較低；甲醇無需液化。從運輸來看，氫氣管道造價較高，且甲烷可注入天然氣管道；甲醇可通過汽運方式運輸。從安全性來看，相較于氫氣，甲烷的擴散系數更低、點火能量更高，更加安全；甲醇作為液體，不易擴散，安全性高。未來，隨著新能源度電成本的下降，甲烷和甲醇在終端利用的經濟性將逐步顯現，可作為動力替代進口油氣。初步測算表明，當新能源度電成本降至0.1元/kWh左右時，制取的甲醇相比傳統油氣具有價格競爭力。

同時，制取甲烷或甲醇為火電廠CCUS捕集的二氧化碳提供了應用場景，是發展循環碳經濟的可行方式。我國未來仍將存在大量高參數大容量低排放煤電機組，如何利用好現有的高效率煤電機組是未來我國電力低碳發展亟待回答的重大問題。煤電加裝CCUS在實現凈零排放的同時，保留了系統轉動慣量，有助于保障電力系統安全穩定運行，是符合我國國情的戰略性選擇。從經濟性來看，預計2030年前后我國加裝CCUS的度電增量成本和新能源并網的度電系統成本大致相當，都在0.2元/kWh左右，加裝CCUS相較于發展新能源替代煤電并不會明顯推高系統成本。隨著第二代CCUS技術的逐步成熟，2050年CCUS技術的成本有望進一步下降至100元/噸左右，煤電加裝CCUS的度電增量成本有望下降至約0.1元/kWh，經濟競爭力更加明顯。

總體來看，以上三種路徑各有千秋，未來電力系統低碳發展應當是多種路徑融合發展的結果。電力系統需要不斷提升自身對高比例新能源的消納利用能力，同時充分發揮電制氫的調節作用，并積極探索電制甲醇等P2X技術路線，共同支撐新能源的大規模發展。

展望未來，我國電力低碳化發展路徑將大致經歷以下三個階段：近期，以電力系統支撐新能源消納利用為主；中期，僅依靠電力系統消納高比例新能源難度日益增大，需探索電、氫、碳多元耦合發展方式；遠期，多元化路徑并存，要多措并舉支撐大規模新能源消納利用，助力循環碳經濟發展。

（文章來源：中國能源報）