观察丨区域电力低碳转型要因地制宜分类施策

来源：中国电力报 时间：2023-09-27 10:27

中国能源新闻网记者 余璇

　　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。

区域电力低碳转型仍具潜力

　　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《研究》）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，《研究》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。

统筹推进区域电力低碳转型

　　近年来，随着《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。”

　　“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，《研究》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。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。

　　——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。

　　——西北、华中区域电力碳达峰后置。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。

区域电力低碳转型应协同发展

　　“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。”张琳提出。

　　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。

　　对于下一步电力绿色低碳发展，《研究》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。

　　责任编辑：高慧君

　　校对：杨娜