在近日举办的“能源电力‘双碳’转型路径成果发布暨电力数字基础设施发展研究启动会”上，与会专家一致认为，新型电力系统对垂直产业的驱动范围和能力不断增强，在电力低碳转型进程中，实现更稳定、安全的电力系统需要付出一定代价。未来可以通过市场机制手段，疏导电力低碳转型成本。

电力行业的困局

根据中国2050年现代化目标，能源需求预计还将持续增长，到2050年总量趋于稳定。煤炭是中国一次能源消费主体，2017年煤炭消费占比约60%，碳排放占比约80%。中国的煤炭消费量约50%用于发电，其余终端使用领域包括工业、交通和住宅炊事等。其中前5位行业（钢铁、建材、化工、有色金属和制造业）消费煤炭的总占比约45%，主要和基础设施以及工业生产设施建设相关。随着中国城镇化和工业化的逐渐完成，基建需求逐渐饱和，煤炭在这些领域的使用会减少。与此同时，随着用电水平以及终端部门电气化程度的提高，电力需求将快速增长，增速要快于能源需求增长速度。如果非煤电力的发展速度不足以覆盖新增的电力需求，将不得不继续依赖燃煤发电，从而导致电力部门煤炭消费量的增加。按照当前的电力发展趋势，到2030年，非煤发电量的年均增速为5.35%，大约可以满足2.02%的年均电力需求增长。因此，如果电力需求的年均增速大于2.02%，则电煤消费量仍将继续增长。

从中国能源系统总体来看，虽然煤炭消费总量会逐渐减少，但会向电力行业集中。因此，电力行业陷入困局：一方面，更易脱碳的电力行业本应该是能源系统中脱碳的排头兵；另一方面，由于终端电气化水平提高所导致的电力需求大幅增加使得电力行业可能仍需增加煤炭消费，从而造成脱碳速度滞后。此外，整体能源系统不同的低碳转型力度，对应着不同的电气化水平提升速度。为了实现2 ℃和1.5 ℃的气候目标，电气化进程需要进一步加快，从而导致更快增长的电力需求，这对于电力行业的脱碳将形成更大的挑战。在此情况下，电力行业在整体能源系统低碳转型中的角色将更加重要，因此非常有必要研究与设计其发展路径，从而以电力行业的低碳化支撑终端用能的电气化，实现全经济口径脱碳。

新型电力系统

电力是经济社会发展的血脉。改革开放以来，我国电力系统规模持续扩大、结构持续优化、效率持续提升、体制改革和科技创新不断取得突破。目前，我国电力系统发电装机总容量、非化石能源发电装机容量、远距离输电能力、电网规模等指标均稳居世界第一位，电力装备制造、规划设计及施工建设、科研与标准化、系统调控运行等方面均建立了较为完备的业态体系，为服务国民经济快速发展和促进人民生活水平不断提高提供了有力支撑。

当前，气候变化给全人类生存和发展带来严峻挑战。我国是能源消费大国，也是碳排放大国，电力行业占能源行业二氧化碳排放总量的42%左右。推动实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军。要加快推进电力行业低碳转型，破解日益增长的电力需求和环境约束之间的矛盾，关键之举在于构建新型电力系统，在不断增加绿色电力供给的同时保障电网安全和电力价格稳定。

体制机制和技术创新是新型电力系统建设的“双驱动”。一方面，电力系统转型过程中面临诸多改革任务，适应新型电力系统的体制机制亟待完善。随着电力系统转型发展，电力体制改革进入“深水区”，深层次矛盾凸显。电力市场不协调不平衡问题较为突出，满足新型电力系统灵活、高效、便捷互动的市场机制和价格体系亟需完善，适应新能源低边际成本、高系统成本、大规模高比例发展的市场设计亟待创新，各类调节性、支撑性资源的成本疏导机制尚需健全，输配电价、上网电价、销售电价改革有待进一步深化。这都要求我们要进一步健全新型电力系统体制机制。

另一方面，电力关键核心技术装备尚存短板，支撑新型电力系统构建的重大技术亟需进一步攻关突破。我国能源电力领域已形成具有较强国际竞争力的完整产业链、供应链和价值链，电力科技整体水平实现从跟跑向并行、领跑的战略性转变，但与高水平新型电力系统建设要求仍有差距。比如，支撑大规模纯新能源的输电技术、适应高海拔地区的输电技术等有待突破。需要加强政策引导，激发创新潜力，促进产学研深度融合，打造新型电力系统多维技术路线，推动能源电力全产业链融通发展。

新型电力系统是能源绿色低碳转型的关键支撑，构建新型电力系统是一项复杂系统工程，要破除传统政策机制堵点，推动有效市场和有为政府相结合，加强电力系统全环节、多要素统筹协调管理，激发各方积极性，共同构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。

电力低碳转型成本如何疏导？

近期发布的《中国能源电力碳达峰碳中和路径及重大问题分析》（以下简称《报告》）显示，未来电力系统将对垂直产业的驱动范围不断扩大，电力产业将从提供电能产品扩展至触及生产工艺流程、商业模式、产业重塑的解决方案。

实现电力安全、低碳、经济转型，带来整个产业链成本上升。《报告》显示，近中期电力供应成本将由于新能源系统成本增加而波动上升。测算表明，新能源渗透率超过15%后，系统成本进入快速增长临界点，预计2030年电力供应成本较2020年提高18%-20%；远期“双碳”转型成本与电力系统脱碳程度正相关，预计2060 年电力系统实现负排放的情景比零碳排放情景成本提高17%左右。

业内专家一致认为，我国电力低碳转型之路必须算好经济账。“电价既不可成为经济发展、民生用能的负担，还需要发挥激励节能减排、鼓励新能源消纳的杠杆作用。”国网能源院能源战略与规划研究所研究员龚一莼告诉记者，目前能源转型整体成本快速上升，但缺乏有效的疏导渠道，不利于电力行业平稳、可持续低碳转型。

面对电力低碳转型成本高企问题，业内专家认为，需加强顶层设计，科学规划转型路径，在不同发展阶段制定有针对性的发展战略。在电力低碳转型初期，制定适当的扶持政策，促进产业链健康发展，加强引导技术原始创新，通过技术突破寻找成本下降空间。

“电力低碳转型成本疏导，公平及时是要求，价格机制是途径，有效市场与有为政府相结合是方法。”龚一莼表示，可通过完善的价格机制，形成科学反映供需关系的合理电价，有助于疏导电力低碳转型发展成本。有效市场方面，在设计市场机制时，统筹考虑转型过程中涉及的电力平衡、容量保障、应急备用等服务成本，进行有效疏导。有为政府方面，政策措施出台要把握节奏，有进有退。“以风电光伏为例，从提供补贴鼓励发展，到补贴退坡、新增机组平价上网，再到推动进入市场实现有效配置，政府需要在不同的阶段采取不同的引导措施。”

国网能源研究院管理咨询研究所管理创新研究室主任刘进表示，电力市场和碳市场（以下简称“电-碳”）作为主要市场机制，两个市场协同发展对于实现高效低成本减碳、推动能源绿色低碳转型具有重要作用。电-碳市场协同要注重四个关键点：统筹考虑火电功能定位，保障电力安全可靠供应；推动碳价和电价有效传导，合理分摊减碳成本；推动碳交易与绿电交易、绿证交易衔接；建立绿色电力溯源认证体系。“对于电力企业来说，碳交易过程中，碳价间接影响电力交易价格，体现在电力供应成本中。建议建立碳成本传导的配套补偿机制，避免碳成本在电力领域过度征收、推高终端电价。”