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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。
“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。
“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。
分类施策统筹推进区域电力低碳转型
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。
“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。碳达峰阶段新能源逐步成为发电装机主体。
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。”中电联规划发展部主任张琳提出，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。
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。
《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。
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。
摘编自《中国电业与能源》作者：余璇
审核：袁军
编辑：李想 黄 蓉