2020年9月22日，在第七十五届联合国大会上国家主席习近平提出，中国将采取更加有力的政策和措施，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。2021年3月15日，习近平总书记又在中央财经委第九次会议上提出构建清洁低碳安全高效的能源体系，实施可再生能源替代行动，构建以新能源为主体的新型电力系统。随后，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（ 中发〔2021〕36号文）、国务院《2030年前碳达峰行动方案》（国发〔2021〕23号文）等，为我国双碳战略目标的实现和各项工作的顺利开展提供了根本遵循和具体实施行动方案。
实现碳达峰碳中和将为我国国民经济发展带来生产方式的深刻变革，它涉及产业升级、能源转型、技术创新等各方面。因为碳减排的重心在能源，而电力行业碳排放约占能源行业的41%，所以开展电力行业绿色低碳转型的技术方法和路径研究，能够为我国的双碳战略目标实现提供更加清晰而有力的支撑。

一、碳排放现状及电力构成

（一） 碳排放现状

中国碳排放自2006年后一直处于世界第一。尽管2020年中国单位国内生产总值碳排放较2005年累计下降48.4%，但是碳排放总量仍达近100亿吨。从占比来看，中国碳排放在全球碳排放总量中的占比不断提升，目前已达30%左右，所以实现碳达峰碳中和，任务异常艰巨。

（二） 电力构成

目前火电仍是中国电力的基础，特别是煤电。从“十三五”新增装机来看，火电装机仍然保持增长，年均新增超过4000万千瓦，根据中电联的发布数据，截至2020年底，全国全口径电力总装机容量22亿千瓦，其中火电12.5亿千瓦、水电3.7亿千瓦、核电4989万千瓦、并网风电2.8亿千瓦、并网太阳能发电2.5亿千瓦、生物质发电2952万千瓦。煤电装机容量占比为49.1%，历史上首次降至50%以下，非化石能源发电装机容量合计9.8亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%，年发电量2.58万亿千瓦时，占全国全口径发电量的33.9%。
《巴黎协定》已于2016年11月4日正式生效，根据长期升温控制目标在2℃以内来估算，中国2050年一次能源消费与构成的目标：非化石能源占比超过70%，非化石电力占比超过90%，终端电力比重超过55%。这一目标的实现，既是挑战，更是机遇，无疑将重塑中国的电力产业结构。

二、电力绿色低碳转型的技术方法和路径

 “十四五”、“十五五”是碳达峰的关键窗口期，实施可再生能源替代行动，大力发展风电、光伏、水电、核电、生物质和地热发电等，构建风光水火储一体化的新型电力体系，既涉及发、输、配、售、用协同创新，又包括能源电力技术与数字化技术的跨界融合，因此需要从碳达峰碳中和的大局，系统性地思考电力行业的绿色低碳转型。

（一）传统火电的转型升级

中国传统化石燃料主要包括煤、石油和天然气，又以煤为绝对主体。虽然煤是高含碳能源，但脱碳并不意味着去煤，这也不符合国情。因为开采与发电是碳排放最高的环节，所以应绿色开采、科学用煤，尽可能做到低碳发展。因此认真探讨绿色低碳转型的技术方法和路径十分重要。

1、化石燃料侧

传统煤电预计会在2025年左右提前碳达峰，针对煤炭行业可持续发展，2030~2050年既是事关存亡的关键期，也是技术变革的活跃期，未来的发展空间取决于自身能否实现绿色开采、原位低碳化利用、生态修复以及CCUS（如煤化工CO2捕集与封存等）能否应用和推广等。

2、燃煤发电侧

从中国的电力结构来看，截止2020年底，煤电装机容量仍高达10.8亿千瓦，而且在未来的十年，因新能源的支撑性需求，局部区域还会存在煤电增量。每发一度电要排放二氧化碳0.8~0.9公斤，如果每度电的耗煤量降低1克，全国每年就可减排二氧化碳750万吨，因此，除了严控新建煤电机组增量（原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标煤/千瓦时）外，应集中精力加快存量火电机组的改造，主要技术路径包括：（一）淘汰关停低参数小火电，可创造条件转为应急备用和调峰电源；（二）积极推进煤电机组灵活性改造，进一步提升调峰能力，纯凝机组达到35%最小额定出力，采暖热电机组供热期达到40%（单日6h）最小额定出力；（三）推动煤电机组的节能提效升级和清洁化利用，如汽轮机的通流改造、锅炉蒸汽升参数、烟气余热+汽机热力系统的综合集成和能量梯级利用、低污染物（SOx、NOx、灰尘、汞、砷等）排放协同治理等；（四）开展煤电机组供热改造，充分发挥热电联产机组的供热能力，存量热电联产机组则通过深度余热利用进一步提高供热能力；（五）加大煤电机组的创新技术应用，如650℃等级超超临界技术、低成本低排放循环流化床CFB技术、智慧电厂技术、燃煤电厂大规模CO2捕集利用与封存技术等；（六）煤电的综合能源站改造，充分利用电厂客观环境，既可新增风光可再生能源，又可错峰利用谷电储能（如光热、绿电/谷电加热熔盐等），提供冷热电气水等综合能源服务；（七）燃煤耦合生物质、垃圾、污泥等发电改造，在充分发挥大型燃煤机组高效率低污染优势外，还可以有效降低其碳排放水平。

3、燃气发电侧

中国天然气储量少，燃料成本和燃机（严重依赖进口）运行维护成本高昂，制约着燃气发电的发展，但因燃气机组具备高达90%的有效容量（煤电80%，风光仅10~20%）、调峰能力强、碳排放强度低（约为煤电的42%）等优点，在“十四五”期间预计仍有50%左右的增长空间。燃气发电在进一步低碳转型中可采用的技术路径主要包括：（一）开发、采用更加先进的燃气机组，尤其是完全自主知识产权的国产燃气轮机方面，实现60%以上的联合循环效率（二）燃气发电耦合风光可再生能源发电、储能等，替代燃煤发电，可实现比100%新能源发电更大程度的碳减排；（三）推进天然气分布式综合能源站，通过“天然气分布式+储能+智慧微网”等模式，为区域用户提供热、电、冷、气、水、充电、储能、燃气等多种能源和服务；（四）结合高效的联合循环燃气机组，采用碳捕集利用与封存技术，可实现95%以上的碳减排；（五）开发氢燃气轮机，或通过技术升级改造实现高比例掺氢燃烧或100%燃氢，最终实现零碳排放。   

（二）大力发展可再生能源电力

大力发展可再生能源是推动电力行业绿色低碳转型的核心路径。根据《2030年前碳达峰行动方案》要求，全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。同时积极发展水、核、生物质、地热等发电，推动我国电力供应持续向更高效、更清洁的多元化方向发展。

1、风电侧

中国的风电装机在近十年间取得极大发展，截止目前已经突破3亿千瓦大关。虽然风电整机制造商（如金风科技、远景能源等）技术上取得一定突破，且国内市场占有率超过90%，但是在大型风电技术、关键材料、超大型叶片、电机等领域还有差距，未来的重点发展方向应聚焦在以下几个方面：（一）进行大型风电技术创新，开发10~15MW等级及以上风电机组，涉及100米以上超大型叶片的材质结构和轻量化技术、10~15MW等级变流器、超导风力发电机、更高更轻质塔筒等；（二）中东南部地区风资源可开发规模仍高达10亿千瓦，应积极推动分散式风电；（三）充分利用远海的优良风资源，开发远海大型风电系统，研发大容量风电机组漂浮式基础、控制系统等；（四）耦合其它新能源电力，以及同步配套储能、制氢等，提高供电的稳定性和安全性；（五）创新应用直流输电装备，采用柔直送出技术提高长距离、大规模远海风电的经济性和可靠性；（六）增强数字化技术与风机的协同，开发智能风电平台，通过“自学习、自适应、自优化”提高风电发电量。

2、太阳能发电侧

纵观光伏发电的发展脉络，全球的光伏电池及产量正处于持续上升的阶段，并且中国是光伏发电的生产主力，自2008年始光伏电池产量一直位居世界第一，2020年更是达1.57亿千瓦。中国蕴藏巨大的太阳能资源，大力发展太阳能发电不仅可以有效解决其产能过剩问题，而且对双碳目标的实现极具现实意义。
光伏发电技术路线主要包括晶体硅太阳能电池、薄膜太阳能电池和聚光发电技术等，晶体硅电池是目前光伏发电的主流产品。针对中国未来的重点发展方向，建议从以下方面着力：（一）上游硅料（化工属性）企业应优化工艺技术流程、逐步采用绿电生产等，现阶段因电能成本占比高达44%，应避免碳锁定，建议一定时期内给予特殊政策支持，降低对光伏产业大规模化发展的负面影响；（二）多晶硅向单晶硅方向转型、P型硅向N型硅转型、低纯度硅向高纯度硅（电子级）转型，提升有效发电效率；（三）结合光学优化、电学优化和结构优化技术，开发出整体性能更优的光伏组件；（四）开发更高效率的光伏电池技术，尽管PREC（背部钝化）技术市场占比高达90%以上，但是已接近效率的天花板（理论最大24%），应逐步推进向新电池技术方向发展，如TOPCon和异质结电池、叠层电池等；（五）聚光光伏的光转换效率最高可达30~40%，未来应在跟踪聚光及其控制精度、降低运行成本等方面着力；（六）因地制宜光电与光热并举、集中与分布并举，并与其它形式新能源、数字化技术、建筑一体化、照明等有效结合。

3、其它可再生能源发电侧

水电、核电、生物质和地热发电等都是中国未来新型电力系统的构成要素。在鼓励发展装机的同时，也应重视依靠技术进步解决制约发展的核心问题，如大型复杂水电站群的优化规划技术、跨梯级跨区域统一调度技术、大型水力涡轮机技术、国产第四代核电技术开发、生物质气化和直燃发电技术、垃圾能源化技术等。

（三）积极发展氢能、储能及新兴低碳技术

从双碳目标来看，传统煤电的逐步退出尚需三四十年时间，而且以风光为主体的可再生能源不确定性强，电力系统面临长时间尺度上的平衡难题以及调压调频等难题，存在能源安全风险。需要综合利用储能、氢能和低碳利用的化石能源等多种供给形式，主要方向包括：（一）大力发展各种储能技术：1)长周期储能，如抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储能等，如采用光热或绿电/谷电加热熔盐替代燃煤锅炉等；2）电化学储能，如锂电池、钠电池、液流电池、可逆式燃料电池等，鼓励动力电池的能量梯级利用，以及高密度、大容量、更安全的电化学电池技术开发；3）飞轮、超级电容和超导磁储能，参与调峰调频，提升电能质量控制。（二）大力发展氢能：1）煤、化工、天然气重整等制氢方式，同时宜配套碳捕集利用及封存技术；2）绿电电解制氢，如固态氧化物电池SOEC（也可利用高温工作特性与核电集成）、碱性电池AEC（高稳定性需求与水电耦合最佳）、质子交换膜PEM（材料、结构、界面、热管理等技术改进）；3）直接太阳能水分解制氢，如光化学PEC和热化学STCH等，突破光电极、材料、催化剂等性能制约困境；4）着力解决氢的存储、运输等环节技术难题，如氢制备氨或甲醇。（三）大力发展负碳技术，如碳捕集利用及封存CCUS、直接空气捕集DAC、绿色碳汇等，尤其应开发大规模碳消纳的创新应用技术。

（四）构建数字化智能电力

随着以可再生能源为主体的新型电力系统构建，可再生能源逐渐成为电源主体，“源随荷动”的传统电力系统生产组织模式将发生根本性变化，数字化将是提升可再生能源消纳、实现电网安全高效、助力负荷可控可调、综合智慧高效用能的战略性抓手。通过应用云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、区块链、高性能图计算等新一代数字技术对电力系统进行数字化建设，促进源网荷储协调互动，推动电力系统的能源互联网升级。

三、电力绿色低碳转型中行业协会的作用

中国未来的电力结构将是一个开放复杂的巨系统，各类新能源市场参与主体众如繁星，行业协会作为市场第三方平台，是贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”新发展理念的重要组织载体，必将在电力行业的绿色低碳转型、构建全国统一电力市场等方面发挥强大的纽带作用。

实现双碳战略目标，能源是主战场，电力是生力军，建设“绿色、低碳、安全、高效”的现代能源体系，需要从实现低碳的“供应链、产业链、创新链、价值链”的有效整合做起，协会作为市场第三方服务平台，在低碳产业集群、资源共享平台建设、开源技术体系建设、产业开放体系建设中都具有不可替代的组织功能作用。为促进电力行业的绿色低碳转型，中国电力发展促进会先后成立电力数字化产业委员会、低碳用能与智能电力专委会、碳达峰碳中和专委会、智能电气专委会等分支机构，积极发挥“共建、共治、共享、共赢”的平台作用，面向会员、面向社会、面向市场：（一）跟踪相关领域技术最新发展动态，开展产业政策、技术标准和产业信息咨询等；（二）搭建公共服务平台，推动行业内部企业资源共享，促进新技术、新产品、新模式在电力行业的应用推广和规模化应用；（三）聚焦行业底层类、共性类问题研究以及产业链关键环节，通过产学研协同创新，打破壁垒，服务政企合作，引领行业发展方向；（四）发挥龙头企业的引领作用，助力专精特新类中小企业的高质量发展；（五）开展电力低碳转型急需的专业人才培训，如碳管理工程师、数字工程师等，为协会助力双碳战略目标实现开展了积极的探索。

四、总结及展望

双碳目标约束下，构建以新能源为主体的新型电力系统，既是世界能源发展大趋势的要求和构建人类命运共同体的重要内涵，也是中国优化电力产业结构和实现能源电力高质量发展的内在需求。从能源电力技术角度看，需要大力推动传统火电的低碳技术改造升级、大力发展风光水新能源、积极推进氢能/储能/新型低碳技术创新性应用等；从数字化技术角度看，需要大力促进大云物移智链等新一代数字技术与能源电力技术的融合应用，实现与电力系统各环节大数据的互联互通；从协会组织功能角度看，要深入研究数字经济、万物互联背景下市场第三方平台的功能作用，发挥其构建产业集群，打通产业链、价值链、创新链和建设开源共享平台等功能作用，服务好行业内部竞争与合作辩证关系的处理，积极促进能源电力技术和数字化技术的跨界融合，助力电力绿色低碳转型过程中所面临的基础类、共性类问题的有效解决。

随着能源革命和数字革命的相容并进，随着“电+碳”的可测、可观、可控，在发挥市场在资源配置中起决定性作用的同时，更好发挥政府的宏观指导作用，未来我国的统一电力市场和碳市场都将趋于成熟，并最终实现互相反哺、互相促进，碳达峰碳中和一定能够如期、甚至更早实现。
 
本文收录于《实现绿色低碳转型 贡献中国方案（产业篇）》（中国建材工业出版社出版）