“ 实现碳达峰碳中和，能源是主战场，电力是主力军。” 自从 2020 年“ 双碳” 大幕拉开后，这句话便如“ 金科玉律” 般在电力行业、碳圈中广为流传。
站在 2025 年的节点，“ 十四五” 收官在即，降碳进度却仍面临诸多挑战。包含着碳达峰目标节点，同时也被视为迈向碳中和的攻坚期的“ 十五五” 就在眼前，电力部门碳排放何时达峰，能源降碳怎样走向纵深备受关注。
近年来，我国新能源装机量大幅增加，但发电增速却略逊一筹，且风电、光伏、储能、电动车等行业相继陷入“ 内卷” 周期，舆论场上也不乏对产业发展成效和前景的争议声音。
集中上马如此之多的新能源，究竟能对碳达峰起到多大作用？从经济性考量又是否合理呢？
一项最新发布的研究显示，想实现电力碳达峰，风电、光伏、储能必不可少，但问题的症结不只在他们。
2025 年达峰的必要条件
9 月 9 日，国际环保机构绿色和平、华北电力大学 （保定） 与上海国际问题研究院联合发布 《迈向“ 十五五” 煤电何去何从：转型路径与多元机制研究》 报告。其中提到，当电能替代的规模超出非化石能源新增装机的供应能力时，就不得不由煤电或其他化石能源电量填补缺口。这为煤电产能和装机的扩张创造了条件，进而延缓了非化石能源发电从增量替代转向存量替代的进程。
换言之，近年来曾引发争议的“ 煤电回潮” 或“ 煤电复兴”，可能正是“ 电气化” 进程过快的结果。
报告提供的数据显示，从 2016 年到 2024 年，我国全社会新增用电量达到 3.73 万亿千瓦时，其中电能替代占比近四成，贡献了约 1.4 万亿千瓦时，而同期煤电发电量增加 1.55 万亿千瓦时，二者相差无几。近年来疫后复苏、极端天气频发被普遍认为是“ 煤电复兴” 的主要原因，但在这些影响因素的背后，正是“ 电气化” 速度远超新能源增速而产生缺口，不得不靠传统的化石燃料电源补位的“ 数学规律”。报告也将之称为“ 碳转移” 陷阱，其他部门的碳排放被转移到电力部门，进而影响了高效节能减排效果。
如果这种落差无法弥补，煤电增速就降不下来，考虑到新能源并网的波动性、间歇性特性，装再多的风电、光伏也无济于事。
按照这一观点，走向“ 深水区” 的电力降碳显然需要新的“ 配平术”。
上述报告通过情景模拟，为电气化进程和非化石能源发展策略分别设定了不同的发展路径，在加速电气化情景中，“ 十五五” 期间全社会用电量年均增速达到 3%，“ 十六五” 时期为 2.2%；而在高效电气化情景中，“ 十五五” 期间全社会用电量年均增速控制在 2.8%，“ 十六五” 时期为 2%。与此同时，在基准非化石能源发展情景中，风电、光伏装机量相加在 2025、2030、2035 年的数值分别为 16.3 亿千瓦、26.6 亿千瓦和 36 亿千瓦，新型储能装机量分别为 1.1 亿千瓦、2.4 亿千瓦和 5.6 亿千瓦；在高速非化石能源发展情景，相同时间节点风电、光伏合计装机量设定为 17 亿千瓦、31 亿千瓦、40.5 亿千瓦，新型储能装机量为 1.2 亿千瓦、2.7 亿千瓦、6.6 亿千瓦。
不同模拟情景交相比对后，报告认为在高能效电气化下高速部署非化石能源的发展路径最优。按照相关测算，当 2030 年风电、光伏装机量合计达到 31 亿千瓦、新型储能装机达到 2.7 亿千瓦，且“ 十五五” 年均发电量增速控制在 2.8% 时，我国煤电发电量今年就将触及 5.55 万亿千瓦时的峰值，同时也意味着电力部门有望在 2025 年迎来碳达峰。到 2030 年，非化石能源发电量占比将达到 57%，煤电装机量进一步降至 4.77 万亿千瓦时，电力部门碳排放由 52 亿吨的峰值降至 45.8 亿吨。
报告所提出的这种发展路径，关键就在电气化的节奏跟非化石能源发展速度的“ 配平”。研究也据此指出，在电力部门碳排放达峰后的 10 年间，“ 能效提升+清洁电力替代” 双轮驱动是有效实现电力部门平稳降碳的关键路径。
在这一背景下，报告也提出来三点政策建议。一是明确煤电退出路径，制定“ 十五五” 清洁电力加速替代方案，通过供需双侧发力抑制不合理电力需求，杜绝借保供之名非理性扩张煤电规模；
二是构建动态调节体系，强化煤电与新能源规划建设风险预警机制，优先填补灵活调节与跨区互济短板，以容量协同优化替代粗放扩容；
三是加速新能源在逐步替代传统电源的过程中同步加强新能源对电力系统的支撑能力。
仍有很多可能性
在上述报告的诸多分析、观点、建议中，对于“ 碳转移” 的论断和发电量增速的预判引发了广泛关注。
相对于对电气化需考虑如何与新能源协同的认同，一些专家、业内人士对未来五年发电量增速能否控制在 2.8% 仍抱有疑问。
中国宏观经济研究院能源研究所研究员朱松丽提到，报告考虑了多重目标，安全、低碳和经济可行，勇于挑战“ 不可能三角”，但任何研究结果都有不确定性，报告对于“ 十五五” 中国电力需求增长这一关键假设似乎有些“ 保守”，2.8% 的年均电力增速要比疫情以来的电力平均增速低了一半左右。
道达尔高级市场分析经理于涵也在报告发布后的圆桌讨论中表示，中国的能源需求结构与宏观经济发展高度相关，近年来 AI、新能源汽车等新兴产业的需求激增，公司研究团队对未来电力增速的预估会更高一些，也认为“ 十五五” 期间煤电系统转型和电力系统碳达峰的挑战是增加的。
对此，报告中也提到，研究对包括今年中国全社会用电量在内的预测结果，要比中国电力企业联合会等机构的最新成果更为保守，这主要是考虑到国内外能源经济复杂形势下，电力转型需要从供、需双侧着手，强化需求侧节能提效、稳步推进供给侧结构调整，在尽可能提升清洁电能供应能力的同时，确保高比例可再生能源并网的安全性和经济性。
不确定性和可能性本就是一体两面。
今年以来，AI 用电需求的增长引发广泛关注，不少研究都认为我国数据中心用电负荷将在 2030 年翻倍。对于用电增速来说，“+AI” 显然是一个重要变量。不过，另一方面，“AI+” 也可能对电力降碳提供助力。9 月 8 日，国家发展改革委、国家能源局正式印发 《关于推进“ 人工智能+” 能源高质量发展的实施意见》，这是 8 月 26 日国务院发布 《关于深入实施“ 人工智能+” 行动的意见》 后第一个出台的行业实施政策。其中即提到通过“AI+” 提升能源系统安全可靠与灵活高效运行能力，保障能源安全稳定供应和绿色低碳转型。政策中也明确包含了“ 人工智能+能源新业态”（虚拟电厂、分布式储能、电动汽车车网互动等）“ 人工智能+新能源” 以及围绕火电清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行的发展方向的“ 人工智能+火电” 等多个应用场景。
此外，新能源技术发展路线也存在不少变数，从风电、光伏、储能内部的深远海风电、钙钛矿电池、钠电储能、液流储能等长时储能技术，到核电、CCUS、气电、氢能等其他技术，都可能在未来 5-10 年或者更长时间迎来完全不同于今时今日的局面。
而在政策规划引导之外，市场的作用同样至关重要，近两年来从煤电容量电价机制的建立到“136 号文”（即国家发展改革委、国家能源局联合发布的 《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》） 开启的新能源全面入市大潮，已显示出电力交易加速市场化的趋势，无论是降碳还是发展，未来都会在市场中迎接考验。（本文首发于巴伦中文网，作者｜胡珈萌，编辑｜蔡鹏程）
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