電力碳達峰前夜：轉型的平衡術

2025年，中國電力系統迎來了歷史性的關鍵節點。綠色和平、華北電力大學與上海國際問題研究院聯合發布的最新研究指出，在“高能效電氣化+非化石能源高速部署”的推薦情景下，中國電力部門有望在今年實現碳排放達峰，規模約52億噸，同時煤電發電量峰值控制在5.5萬億千瓦時左右。

這不僅是中國能源轉型路線圖上的一個里程碑，而且是關系到未來十年能否實現順利降碳的起點。報告同時預測，到2030年，全社會用電量達到11.7萬億～12.2萬億千瓦時，年均增速2.8～3%；風電與光伏裝機合計達到27億～31億千瓦，新型儲能裝機則為2.4億～2.7億千瓦。這些數據意味著，中國電力部門將進入以非化石能源主導、煤電逐步轉型的“存量替代時代”。

然而，通往目標的道路并不平坦。電力轉型是一場涉及經濟、社會、環境多重目標的復雜平衡術。電氣化的紅利與風險并存，煤電的再定位充滿陣痛，制度與技術的配套尚不完善。唯有在政策、市場、技術與區域協同之間尋找到動態均衡，電力部門才能真正實現從達峰到持續下降的跨越。

電氣化紅利與風險

過去十年，中國的電能替代進程明顯加快。無論是交通領域的新能源汽車普及，還是工業領域的電解鋁、電解氫，抑或居民生活中的“煤改電”，電氣化都帶來了需求的快速攀升。據測算，2016至2024年，全社會新增用電量3.73萬億千瓦時，其中約1.4萬億千瓦時來自電能替代。這一數字幾乎與同期煤電發電量的增量1.55萬億千瓦時等量齊觀，揭示出一個令人警醒的事實：電氣化在替代終端煤油氣消費的同時，在把碳排放壓力轉移到電力部門。

電氣化本應是碳中和的加速器，卻在節奏不當時變成了“碳轉移器”。原因在于非化石能源和儲能部署速度未能完全匹配新增電力需求，煤電不得不填補缺口。這種情形在一些地區尤為明顯，電動汽車與電解鋁產能集中上馬，而新能源裝機和儲能建設滯后，最終導致煤電機組出力增加。電氣化必須與非化石能源的發展相匹配，否則只是把碳排放從終端轉移到電網。

然而，電氣化帶來的經濟與社會效益不可忽視。新能源汽車產業鏈的爆發、智能制造與數字經濟的用電增長，為經濟提供了新的動能。中國華能指出，煤電負荷率已經從過去的80%降至50%～60%，轉型已然開始，但節奏取決于新能源系統的成熟度，“先立后破”才是安全可靠的邏輯。道達爾高級市場分析經理則強調，人工智能、新能源汽車等新興產業將繼續推高電力需求。這使得煤電轉型更具挑戰，必須探索氣電+儲能的協同，并通過長期購電協議（PPA）降低市場的不確定性。

研究建議，在未來十年中，電氣化必須以“能效提升+清潔電力替代”為雙輪驅動。一方面，通過產業升級、節能技術與數字化管理降低單位GDP的電力消耗強度；另一方面，加快非化石能源與儲能的高速部署，使其足以覆蓋新增電力需求。只有當電氣化速度與清潔電力擴張節奏保持一致時，電氣化才是真正的“碳減排引擎”。否則，就可能在短期經濟繁榮的掩蓋下，埋下碳排放反彈的隱憂。

煤電的再定位

煤電的角色在悄然轉變。從絕對的電量支柱，它正逐步被重新定義為容量保障和系統調節資源。到2024年底，煤電裝機接近12億千瓦，雖然占比不足四成，但發電量仍超過一半。在迎峰度夏等關鍵時段，煤電依然是最重要的壓艙石。但隨著新能源比例快速提升，煤電的電量功能將逐漸退居次要，其主要價值轉向在極端天氣、尖峰時段和區域互濟中提供靈活性。

研究給出了明確的目標：到2030年前，累計完成10億千瓦的煤電靈活性改造，淘汰5000萬千瓦老舊機組，另有7000萬千瓦轉為應急備用。這些措施將使煤電從“電量型電源”逐步轉為“調節型電源”。然而，這一過程伴隨著顯著的經濟陣痛。煤電利用小時下降，頻繁啟停和深度調峰增加了機組磨損和成本，盈利能力持續承壓。卓爾德首席經濟師直言，電力市場存在“大鍋飯”現象，機組利用小時平均化，使煤電價值被低估。

破解之道在于市場與制度的重構。首先，容量電價與輔助服務市場要盡快完善，為煤電的備用和調節提供合理補償。其次，碳市場應更有效地將排放成本內部化，推動煤電機組進行低碳改造。再次，探索煤電+儲能的組合運行模式，使煤電在承擔系統調節時與儲能協同，既保證靈活性又改善經濟性。浙江的經驗表明，通過“中長期+現貨+輔助服務”的多元市場設計，再結合跨省互濟，可以實現新能源100%消納，同時為煤電和儲能的靈活服務提供穩定回報。

煤電還可以通過技術路線延長“價值鏈”。例如，構建綜合能源系統，把廠區光伏、儲能和熱電聯產結合起來；或進行生物質摻燒與碳捕集利用（CCUS）試點，降低度電排放強度。煤電轉型節奏取決于新能源系統的成熟度，但這并不意味著煤電只能被動等待，而是要主動在價值體系中找到新的定位。

“先立后破”的路徑

電力系統當下真正的難點不在于是否能達峰，而在于峰值之后如何平穩下降。為此，需要制度與技術并舉，形成可持續的操作性路徑。

首先是市場機制的改革。目前現貨市場的價格信號仍受限價約束，價格失真導致儲能和靈活電源投資缺乏足夠激勵。山東、浙江等地的負電價現象，就是外來電剛性和機組開機數過多疊加的結果。要破解這一困局，需要放開價格信號，引導儲能與煤電回歸價值本原。同時，建立容量市場與輔助服務市場，把煤電、氣電、儲能和需求響應的價值納入補償。國網能源研究院蔣莉萍強調，系統調節能力的提升不僅靠技術而且靠政策與制度的推動。

其次是區域協同與省間互濟。浙江案例顯示，在外來電比重高、新能源比例高、峰谷差大的“三高”條件下，通過市場化機制與跨區協同，實現了新能源的100%消納。浙江與安徽之間的電力置換、甘肅綠電的引入，都是省間互濟的典型案例。但要把經驗推廣，需要在頂層設計上解決輸電通道權責、收益分配和調度優先級等制度性問題。

再次是技術路線的迭代。短期內，發展構網型逆變器、推廣儲能與抽蓄、擴大需求響應的規模，是增強系統靈活性的關鍵。研究模擬顯示，在推薦情景下，即使在高峰時段，系統缺口僅限于少數夜間小時，可通過需求響應削減約6.5%的峰值負荷和跨區調度彌補。中長期，則需要推動長時儲能、熔鹽儲熱與煤電+儲能等路徑，探索CCUS等低碳技術，提升系統在極端天氣和高比例新能源條件下的韌性。

最后是政策引導與社會協同。專家普遍認為，煤電轉型不是單一部門能獨立完成的工程而是系統性任務。國網能源研究院指出，電網在未來必須轉變職能，從單純的輸電通道轉向綜合調度與支撐平臺。要實現這一轉型，必須結合財政金融工具，解決煤電退出過程中的資產處置與就業安置問題。這不僅是技術和市場的問題，而且是社會治理與公平轉型的問題。

碳達峰不是終點，而是新起點。對電力部門而言，達峰后的挑戰比達峰本身更為艱巨。如何在安全、經濟與低碳之間取得平衡，如何讓電氣化成為真正的減排引擎，如何讓煤電找到新的價值定位，如何讓市場與制度為靈活性資源提供激勵，將決定未來十年中國能源轉型的質量。

當2025年的碳達峰被寫入歷史時，中國電力行業需要回答的更大問題是：如何在2035年之前，把碳排放從52億噸穩步降至42億噸，并為全社會的碳中和目標打下堅實的基礎。這需要“先立后破”的長期主義，需要市場與政策的雙輪驅動，需要國際經驗的借鑒與本土機制的創新，更需要全社會的合力。只有如此，中國電力系統才能把復雜的多目標博弈轉化為清晰的實踐路徑，為世界能源轉型貢獻中國方案。

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