“双碳”目标的提出为我国构建新型电力系统，加快推进新型能源体系建设，全面推动能源绿色低碳发展指明了方向。
党的十八大以来，我国协同推动实施区域重大战略、区域协调发展战略、主体功能区战略，建立健全区域协调发展体制机制，构建高质量发展的区域经济布局和国土空间支撑体系。
新形势下，我国区域电力低碳转型成为支撑国内经济社会全面绿色转型的关键一环。
（来源：中国电业与能源 作者：余璇）
我国区域电力低碳转型仍具较大潜力
在我国，能源资源禀赋与用电负荷呈现逆向分布，区域电力低碳转型发展具有差异化特征。“三北”地区（即华北、西北、东北区域）新能源资源开发潜力巨大，“川滇藏”地区（即四川、云南、西藏区域）水能资源丰富，而东中部地区仍是全国用电负荷中心。
中国气象局风能和太阳能资源评估结果显示，华北、西北、东北区域风电技术可开发量约51.8亿千瓦，太阳能发电资源开发潜力约52.7亿千瓦，风电和太阳能发电开发潜力分别约占全国总开发潜力的79.7%、64.8%。
“2021年，华北、华东、华中、南方区域全社会用电量均超过1万亿千瓦时，合计用电量6.49万亿千瓦时，占全国全社会用电量的77.9%。”日前，在“电力低碳转型年会2023”上发布的《“双碳”目标下中国区域电力低碳转型路径研究》（以下简称《路径》）中如是指出。
我国部分地区具有较大的新能源发电潜力，无不为新型电力系统建设增添“新”动能。
“我国新型电力系统建设已进入全面加速推进阶段，风光装机连续多年位居全球第一，电气化水平位居世界前列，市场化改革进程加速、市场活力显著增强。”中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）党委书记、常务副理事长杨昆在会上对我国新能源发展给予了高度肯定。
“在‘双碳’发展战略和新型能源体系建设的大背景下，构建新型电力系统是当务之急。目前新能源迎来跨越式发展的历史机遇，正在经历从‘补充能源’到‘主体能源’的转变。”中国能源研究会理事长史玉波指出，要在既保障量的合理增长，又保障质的有效提升前提下，实现传统电力系统向新型电力系统的稳定过渡。
“双碳”目标下，近年来，我国新能源发展高速推进，不同区域在非化石能源发电装机占比、新能源发电量占比、非化石能源电力消纳量占比、单位发电量二氧化碳排放强度、集中式与分布式太阳能发电装机配比、电能占终端能源消费比重等维度，均展现出不同发展特性。
具体来看，《路径》显示，华北区域新能源发电量位居各区域之首；火电长期作为区域电力供应的主体，电力碳排放强度偏高。华东区域人均生活用电量位居各区域之首，非化石能源发电供应能力快速提升，增幅明显高于其他区域。华中区域区外调入绿色电力规模稳步扩大，单位GDP电耗在各区域中最低。东北区域新能源发电量占比接近20%，在各区域中保持领先。西北区域新能源发展以集中式开发建设为主，集中式光伏与分布式光伏发电装机配比9.4:0.6，集中式光伏发电占比明显高于其他区域。西南区域非化石能源发电装机占比接近八成，非化石能源电力消纳量占比近70%，在各区域中处于最高水平，单位发电量二氧化碳排放强度明显低于其他区域。南方区域跨省跨区输电的可再生能源电量占比近90%，终端用能电气化水平最高。
“加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，需要坚持全国一盘棋，各区域因地制宜，明确既符合自身实际又满足总体要求的电力低碳转型目标，科学合理设计新型电力系统建设路径，实现区域协调转型支撑全国电力绿色低碳发展。”中电联规划发展部主任张琳表示。
分类施策统筹推进区域电力低碳转型
“要立足我国生态文明建设已进入以降碳为重点战略方向的关键时期，完善能源消耗总量和强度调控，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。”“要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。”2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议明确指出，为我国新时代电力低碳转型提供了根本遵循。
近年来，随着《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》、《中共中央 国务院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》、《2030年前碳达峰行动方案》（以下简称《方案》）等一系列重要政策文件出台，统筹区域能源电力安全保障和绿色低碳转型一揽子工作部署纷纷落子，为推动区域电力低碳发展提供了路径引领。
其中，《方案》明确，“坚持全国一盘棋，强化顶层设计和各方统筹。各地区、各领域、各行业因地制宜、分类施策，明确既符合自身实际又满足总体要求的目标任务。”“各地区要准确把握自身发展定位，结合本地区经济社会发展实际和资源环境禀赋，坚持分类施策、因地制宜、上下联动，梯次有序推进碳达峰。”
层层细化，加速了我国推动电力低碳转型的进程。各地区在部署碳达峰行动过程中，也普遍以构建新型电力系统为重要抓手持续推进。电力企业在加快电力低碳转型的执行上，也与政策趋向呈现出高度一致性。
中电联发布的《中国电力企业低碳转型实践研究报告2022》（以下简称《报告》）显示，2022年，中国电力企业统筹能源安全保障与绿色低碳转型，持续优化电力供应结构，创新低碳服务模式，推动管理绿色升级，企业低碳转型实践焕发蓬勃生机，带动电力碳排放强度持续下降，全国单位发电量二氧化碳排放约541克/千瓦时，可再生能源发电量相当于减少国内二氧化碳排放约22.6亿吨。
“顺应能源电力绿色低碳发展形势，持续优化企业低碳发展策略。电力企业加强低碳转型顶层设计，结合企业产业结构、业务特点和经营情况，动态调整发展策略，做优做绿主业，拓展新兴低碳产业布局。”《报告》如是评价电力企业低碳发展现状。
“应以集中式和分布式并举开发清洁能源为抓手，建立电力送受两端利益共享机制，促进区域间电力资源经济高效配置。因地制宜优化电力低碳转型路径，促进区域低碳转型与高质量发展相协调。”张琳认为。
记者了解到，从我国电力发展的内外部环境来看，区域电力低碳转型虽具备一定优势与机遇，但同样也面临诸多问题与挑战。
从内部来看，目前我国风能和太阳能资源丰富，新能源发展潜力大；大电网资源配置平台作用显现；煤电清洁高效利用达到世界先进水平。但同样也面临高碳电源比重大，电力碳排放强度高；能源资源与用电负荷长期逆向分布，区域间电力低碳发展不平衡；终端用能结构偏煤，能源电力消费强度偏高等一系列问题。
从外部来看，“双碳”目标确立为我国能源电力发展提供了方向指引，为国家区域重大战略的实施激发了区域电力低碳转型的内生动力，促进了区域间清洁电力资源大范围优化配置。与此同时，依然存在传统化石能源逐步有序退出，部分区域电力供应短缺风险加剧；大规模、高比例新能源接入，电力系统调节能力不足；全国电力绿色低碳发展区域间协同推进有待优化等挑战。
基于上述条件，《路径》指出，全国各区域将梯次有序实现电力碳达峰。
“华北、华东、东北区域电力碳达峰相对较早。”《路径》认为，华北区域新能源发电量占比快速提高，华东区域持续受入西南、西北和华北清洁电力，大力开发沿海核电与海上风电，东北区域推进沿海核电建设，满足中长期增量用电需求，带动3个区域电力碳达峰时间前移。
此外，西南、南方区域电力碳达峰时序将与全国基本相当。“西南区域持续推进大型水风光基地开发，新增可再生能源发电能力以外送为主，同步推进区内支撑性调节性气电建设。南方区域海上风电、核电等清洁电力发展提速，引进西南区域大型水风光基地、西北区域大型风电光伏基地高比例可再生能源电力，同步推进区内保障性火电建设。两个区域电力碳达峰时间较华北、华东、东北区域有所滞后。”《路径》判断。
“西北、华中区域电力碳达峰后置。”《路径》预计，西北区域开发建设大型风电光伏基地需要配套一定规模的支撑性煤电。华中区域本地新能源资源潜力有限，引进西北区域大型风电光伏基地和西南流域水电基地高比例可再生能源电力周期较长，近中期仍需在区域内合理部署一批支撑性煤电，保障电力供应。两个区域电力碳达峰时间较西南、南方区域进一步滞后。
“各区域将梯次有序实现电力碳达峰，支撑新能源逐步成为新型电力系统的主体电源。”张琳也表达了相同的观点，并预测“碳达峰阶段新能源逐步成为发电装机主体。到2035年，北方地区绿色电力生产供应能力快速提升，其中西北区域新能源发电装机占比将超过60%，西北、华北区域新能源发电量占比均达到40%以上。到碳中和阶段，各区域绿色电力生产供应渐趋均衡，到2060年，7个区域非化石能源发电装机占比均将超过90%，西北、华北区域新能源发电装机占比将超过85%。”
坚持全国一盘棋思路谋划部署建设模式
“双碳”背景下，结合我国各区域电力低碳转型发展基础，推动形成以区域协调转型支撑全国电力绿色低碳发展的实施举措同样不可或缺。
“应规划设计差异化的区域低碳电力建设模式，推动形成可落地实施的重点举措。坚持全国一盘棋的总体思路，协调联动谋划部署区域电力低碳转型行动方案。”张琳提出，应结合各区域电力低碳发展基础，重点面向2030年和2035年，研究提出各区域电力低碳转型的主要建设模式，支撑构建区域电力低碳转型路径框架。
据介绍，在低碳电力建设模式方面，各区域建设实施路径仍需更多考虑资源禀赋。
具体来看，华北区域可采用“风光火储一体化+煤电应用CCUS+大电网资源配置平台+以屋顶光伏为主的有源配电网+区域电力需求侧响应”建设模式；华东区域可采用“沿海核电基地+海上风电集群+跨省跨区柔性直流输电+特高压交流扩展与主网架分片运行+规模化虚拟电厂”建设模式；华中区域可采用“煤电增容减量+水电扩能改造+区域电网枢纽节点+分布式智能电网+规模化抽水蓄能及新型储能”建设模式；东北区域可采用“支撑性核电+以抽水蓄能和灵活性火电为主的调节性电源跨省区电力互济+500千伏网架加强+用户侧储能”建设模式；西北区域可采用“煤电‘三改联动’+构网型新能源+高比例新能源外输电+省间电力互补互济+绿氢制储与高效电氢转换”建设模式；西南区域可采用“流域梯级水电+水风光储一体化+灵活性气电+区外特高压直流送电+区内特高压交流环网+用户侧储能”建设模式；南方区域可采用“大规模支撑性调节性电源+深远海风电+西部清洁能源基地与境外水电基地送电+区域数字电网+规模化虚拟电厂”建设模式。
同时，不容忽视的是，聚焦区域电力低碳转型的共性问题，应充分发挥市场对资源优化配置的决定性作用，加快建设多层次统一电力市场体系，依托区域电网建设区域电力市场，推动全国碳市场与电力市场协同发展。
《路径》建议，从构建多元协调区域清洁电力供应体系、推动区域电力消费转型升级、拓展更高水平区际电力合作、因地制宜部署电力低碳转型重大技术、完善区域电力低碳转型体制机制5个方面着手进一步完善区域电力低碳转型工作。
《路径》还指出，上述5个方面可从16个方向进一步细化：在构建多元协调区域清洁电力供应体系方面可以大力发展非化石能源、提高灵活调节电源占比、持续优化区域骨干电网网架、推动配电网扩容改造和智能化升级；在推动区域电力消费转型升级方面，可提升绿色电力消费水平、完善可再生能源消纳机制、因地制宜提升终端用能电气化水平、激发电力需求侧响应潜力；在拓展更高水平区际电力合作方面，可科学规划布局跨省跨区输电通道、加强区际低碳电力产业合作；在因地制宜部署电力低碳转型重大技术方面，可加快推广应用多元负荷聚合技术、拓展新型储能多场景应用、加强氢能关键技术攻关、超前谋划二氧化碳捕集利用与封存技术布局；在完善区域电力低碳转型体制机制方面，可加快形成区域协调的电力低碳转型市场机制、推动电力市场与全国碳市场协调发展。
记者了解到，目前全国各地电力企业，无论是发电企业、电网企业还是新兴主体，都已在低碳发展、低碳服务、低碳管理等电力低碳转型方面进行了积极调整。
据介绍，现阶段，发电企业已将新能源作为低碳转型的重要抓手，积极推进大型风电光伏基地开发建设，稳步发展分布式清洁能源，拓展“新能源+”新模式、新业态，着力推进清洁能源产业链延伸，积极培育储能、氢能、新能源设备制造等产业发展新增长极。电网企业正以数字化、智能化赋能电网发展，加大跨区清洁能源输送力度，加强配电网互联互通和智能调度运行，围绕电动汽车充电服务、新能源并网消纳、综合能源服务等领域，稳步推进新兴产业布局优化。新兴主体突出市场需求为导向，推动业务形态向源网荷储一体化演变，积极布局售电+、新能源微电网、虚拟电厂等增值业务，持续完善企业主营业务体系。
对于下一步电力绿色低碳发展，《路径》给出了6点建议。一是促进区域内外电力低碳转型的规划协同，优化送端区域各类清洁能源开发建设时序，加强电源电网规划协同，强化煤电发展布局、规模和节奏。二是加强区域绿色电力消费的政策引导。综合考虑区域产业结构、能耗水平，分类设定最低可再生能源总量消纳责任权重及激励责任权重。三是强化区域电力低碳转型的投融资支持。发挥现有基金和绿色金融产品拉动作用，支持区域电力低碳转型示范项目，探索发展区域清洁低碳电力供应链金融。四是推动加强区域电力低碳转型的技术创新。支持多地共建具有区域特色的技术研发平台，支持电力低碳转型融通创新，引导电力低碳转型重大关键技术差异化布局。五是推动加强区域电力低碳转型的市场机制创新。以南方区域、长三角等经济基础好、市场化程度高的典型区域为先导，分步建设区域一体化市场，整体作为交易单元参与全国电力市场。六是推动加强区域电力低碳转型的商业模式创新。健全大基地联合开发、跨区域项目投资主体多元化等合作机制，发展共建零碳电力产业园区和飞地经济等区域利益共享模式。
本文刊载于《中国电业与能源》杂志。
