“双碳”战略下新型电力系统发展展望

“双碳”战略下我国新型电力系统发展展望践行双碳战略，能源是主战场，电力是主力军我国二氧化碳排放中，能源消费碳排放约占90%。能源行业中，发电行业碳排放最高，占能源行业碳排放的40%以上。电力,

41%工业,

39%建筑,

10%交通,

10%能源消费端碳排放结构煤炭,

77%1石油,

17%天然气,

6%能源供应端碳排放结构一、能源转型总体路径单位：亿吨CO2我们预计，“十四五”时期，我国煤炭消费总量将率先达到峰值，约42亿吨（近30亿吨标煤）；石油消费预计将在“十五五”时期达到约7.4亿吨（约10.5亿吨标煤）的峰值平台期；天然气消费在2040年前后达峰，峰值约6000亿立方米（约8亿吨标煤）。能源消费碳排放趋势0204060801001202020年2025年2030年2035年2040年2050年2060年天然气石油煤炭“十四五”煤炭消费碳排放基本不增“十五五”石油消费峰值平台期2040前后天然气达峰煤炭

42亿吨2（29亿吨标煤）碳排放峰值105亿吨石油

7.4亿吨（10.5亿吨标煤）天然气

6000亿方（

12亿吨标煤）2060年能源碳排放量下降至

20亿吨左右（按照预计固碳能力可实现碳中和）从能源转型历程看，非化石能源替代化石能源是一个逐步渐进的过程，总体上需要经历三个阶段。为实现“双碳”目标，到2030年非化石能源消费比重需达到25%以上；到2060年，提高到80%以上，非化石能源成为主体能源。7.3%7.4%9.4%12.0%15.9%20%25%50%40%33%70%60%80%2000年2005年2010年2015年2020年2025年2030年2035年2040年2045年2050年2055年2060年初步替代阶段每五年提升约2%非化石能源消费比重积极替代阶段每五年提升约5%-7%3加速替代阶段每五年提升约10%一、能源转型总体路径一、能源转型总体路径27%35%40%44%48%55%1%3%5%11%15%2035年2040年2050年2060年电、氢是零碳并且能够大规模远距离输送的能源，电能替代已成为当前能源结构调整的主要技术路线，利用可再生能源制氢将成为交通、冶金、化工等行业深度脱碳的重要途径。预计，2060年电、氢占终端能源消费比重将达到70%左右。电能、氢能占终端能源消费的比例电能氢能42020年 2030年数据来源：电规总院研究成果“十四五”期间，非化石发电量年均增量低于用电量年均增量，火电发电量须刚性增加；“十五五”期间，非化石发电量年均增量有望与用电量增量基本持平，具备电力碳达峰基本条件。34002460“十四五”用电量与非化石发电量年均增量4200电力需求年均增量（高方案）电力需求年均增量（低方案）非化石发电量年均增量310030002540“十五五”用电量与非化石发电量年均增量4000电力需求年均增量（高方案）电力需求年均增量（低方案）非化石发电量年均增量（高方案）非化石发电量年均增量（低方案）单位：亿千瓦时二、电力碳达峰路径39.845.546.547.748.348.348.548.648.548.347.740.946.847.949.249.950.050.4 50.650.750.850.32020年2021年2022年2023年2024年我们测算，预计电力行业二氧化碳排放在2029年前后达峰，峰值约50亿吨左右，其中电煤消费二氧化碳排放峰值约48亿吨，燃气发电二氧化碳排放约2.5亿吨，“十五五”期间燃气发电碳排放未达峰。电力行业碳排放趋势研判研判2025年 2026年 2027年 2028年 2029年 2030年煤电 火电单位：亿吨二、电力碳达峰路径高

效（本质特征)7安全、绿色、高效始终是电力行业发展的三个本质要求，不能偏重偏废。双碳战略下，要在确保电力安全可靠供应的基础上，维持用电成本与价格经济合理的同时，实现清洁低碳转型，本质上必须依靠技术创新和体制机制创新。安全（首要任务)绿

色（总体方向)创新三、新型电力系统发展展望新型电力系统是电力技术创新和体制机制创新的具体承载。构建新型电力系统是“十四五”及中长期我国电力行业转型发展、高质量发展的核心任务，也是我国实现双碳战略的核心抓手之一。“要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。”8——2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议三、新型电力系统发展展望加快实现新能源向主体电源转变

“十四五”期间新能源发电量增量占用电增量比重将接近50%，成为发电量增量主体；2035年新能源发电装机占比将超过50%，成为装机结构主体；2050年新能源发电量占比将达到50%，成为发电结构主体。新能源,25%2020年21.6亿千瓦新能源,43%2030年40.1亿千瓦新能源,66%2050年62.0亿千瓦新能源,72%2060年64.9亿千瓦新能源,11%2020年7.5万亿千瓦时新能源,23%2030年12.3万亿千瓦时新能源,46%2050年16.7万亿千瓦时新能源,54%2060年17万亿千瓦时装机结构发电量结构新能源,55%2040年55.6亿千瓦新能源,36%92040年15.4万亿千瓦时三、新型电力系统发展展望大力推动源网荷储协同高效运行

我国将加大力度规划建设大型风光电基地，新能源开发规模达到4.55亿千瓦，约2/3新能源将以新型储能和其周边煤电为支撑，通过多能互补方式实现跨省跨区外送消纳。其余1/3通过源网荷储一体化方式实现就地或就近消纳。公网协同调度自备机组主动调峰全额消纳新能源工业负荷平稳供电100%新能源直供可再生能源供电专线工业负荷+自备机组包头源网荷一体化绿色供电新型工业园区10乌兰察布电网友好型新能源电1站0清洁能源基地多能互补式开发外送示意图三、新型电力系统发展展望11加强技术攻关和体制机制创新通过破除不适应新型电力系统建设的体制机制障碍，支撑构建新型电力系统。完善支持政策，加快产学研深度融合发展，推动新型电力系统建设战略性关键核心技术取得重大突破，支撑以创新驱动传统电力系统向新型电力系统的加速变革。先进输电、调控运行技术与相应体制机制多端柔性直流极高比例/纯新能源外送源网荷储一体化调控适应大规模分布式的配电网调控需求侧响应技术与相应体制机制需求侧响应及灵活调节新型用电方式与供需协同机制新型储能技术与相应体制机制长时、短时储能氢能多类型储能Title传统电力系统先进发电技术与相应体制机制多能互补与灵活发电电网友好型发电新型电力系统创新三、新型电力系统发展展望目前至2030年——基础建设期，电力系统实现“碳达峰”

新能源装机规模达到17亿千瓦，成为电力系统第一大电源，常规电源仍是电量供应主体。储能规模1.7亿千瓦，以日内调节为主，电力系统保持实时平衡的传统运行模式。区域互联电网仍是电力系统的基本形态，分布式电网逐步成为大电网重要补充。发展动力来源于现有技术挖潜和体制机制创新。常规水电,

4.2,

10%抽蓄,

1.2,

3%生物质,

0.6,

2%核电,

1.1,

3%光伏,

10.1,

24%光热,

0.27,

1%风电,

7.2,

17%气电,

2.5,

6%煤电,

14.2,

34%2030全社会用电量：12亿千瓦时人均用电量：8400千瓦时能源消费总量：58-60亿吨标准煤非化石能源消费比重：25%电能占终端能源消费比重：36-40%新能源装机规模：17.6亿千瓦煤电装机规模：14.2亿千瓦新型储能装机规模：1.7亿千瓦电力流规模：5亿千瓦经济社会发展要求主要结构与形态2030年各类电源装机占比13新能源42%三、新型电力系统发展展望全社会用电量：15亿千瓦时人均用电量：10800千瓦时能源消费总量：54-59亿吨标准煤非化石能源消费比重：40%电能占终端能源消费比重：44-51%新能源装机规模：30.7亿千瓦煤电装机规模：12.7亿千瓦新型储能装机规模：4.3亿千瓦电力流规模：5.8亿千瓦经济社会发展要求主要结构与形态三、新型电力系统发展展望2030年至2040年——加速形成期，新型电力系统基本建成

新能源装机规模上成为电力系统主体电源，达到30亿千瓦，常规电源逐步转为调节性电源。日调节以上时间尺度的新型储能大规模应用，规模超过3亿千瓦，电力系统由实时平衡模式向动态平衡过渡。电网形态呈现大电网与分布式并重，电力流规模达峰。发展动力来源于关键技术装备的创新突破。常规水电,

5,

9%2040年各类电源装机占比13抽蓄,

1.9,

3%核电,

2,

4%生物质,

1.2,

2%光伏,

16,

28%光热,

0.7,

1%风电,

14,

25%气电,

2.7,

5%煤电,

12.7,

23%2040新能源55%常规水电,

5.3,

8%抽蓄,

3.1,

5%核电,

3.9,

6%生物质,

1.2,

2%光伏,

24,

36%光热,

2,

3%风电,

22,

33%煤电,

3.4,

5%气电,

1.4,

2%2040年至2060年——完善期，电力系统全面实现“碳中和”

新能源装机和发电量均成为主体电源，装机达到48亿千瓦。跨季节平衡的长时储能大规模应用，规模超过10亿千瓦，电力系统发用电解耦，实现动态平衡。电能与氢能等二次能源兼容并举、