作者：张毅
据统计，能源相关CO2排放占总排放量的70%左右，是碳排放的主要来源。该目标的提出对能源低碳发展提出了硬性约束。结合相关研究分析，本文对该目标的内在要求以及对能源电力发展的影响进行了量化分析．并提出了建议。
1 碳排放2030年达到峰值的内在要求
未来一段时期仍是中国经济转型的重要阶段．需要在发展中进一步应对工业化、城镇化、人口增长和能源结构调整等问题。碳排放峰值出现的时间和峰值水平，主要取决于发展模式的选择。
中国总体上还存在20%的工业化、20%的城镇化、20%的能源结构调整、20年的区域发展差距要面对。如果中国在2020年基本完成工业化，2015-2030年工业部门碳排放增量将超过12亿t，含工艺排放在内的工业碳排放峰值至少要达到67亿t。而要达到2030年城镇化率68010～72010的预计水平，新增建筑和机动车带来的碳排放每年将增加约2亿t。按照传统发展路径，中国工业化和城镇化推动碳排放峰值在2030年将达到至少124亿t。
社科院和国家气象局联合发布的《气候变化绿皮书》同样认为，中国工业化和城市化进程都还需要20年左右的时间才能基本完成，碳排放峰值将出现在2025-2040年。其中，工业部门总排放将在2025-2030年达到峰值，达峰后将维持这一排放水平，到2040年前后才可能实现排放量逐步下降。城镇化率将在2030年左右达到70%水平．这一时期也是中国人均碳排放峰值可能出现的时间。按照中国承诺的强度减排目标上限计算，中国的排放峰值将出现在2025年，排放总量将达到106亿t。
中国CO2峰值需要以煤炭消费实现峰值为基础。在目前的雾霾治理强度下，中国煤炭消费峰值将在2023年出现，达到45亿t：对应的CO2排放在2028年达到峰值130亿t。而
通过更严格的雾霾治理措施，煤炭消费和CO2峰值时间可能分别提前到2020年和2024年，峰值分别为42亿t和117亿t。
国网能源研究院的研究分析表明．考虑工业化、城镇化、大气污染治理以及东中西部协调发展，中国将以更低的能源消费总量和更加清洁的能源消费结构支持经济增长。2030年，一次能源消费总量将控制在51～59亿t标准煤：其中，煤炭占比45%～48%，在2020年前后达到峰值时,煤炭消费峰值不超过41亿t标准煤；非化石能源占比23%～25%。2030年碳排放达到峰值时，排放总量在100～110亿t：在低碳排放情景下，排放峰值可提前至2025年左右实现，峰值水平控制在100亿t左右。
综合以上研究分析，按照2℃温升要求测算，中国碳排放峰值应控制在110亿t以内。以此目标实行倒逼，2030年能源消费总量应控制在55~60亿t标准煤，煤炭占比降低至500/0左右，非化石能源和天然气占比分别增加至200/0和10%左右．则能源活动碳排放可以控制到100～110亿t。在此过程中，实现碳排放尽早达到峰值并尽量降低峰值量，关键是：(1)实现能源消费总量的控制。根据测算．2030年能源消费总量应尽可能控制在55亿t标准煤左右。(2)清洁电力的发展。和煤炭、石油等高碳能源相比，电力具备日益突出的碳优势，一方面是相对于煤炭、石油的某些利用方式，发电利用效率较高，如燃煤发电效率比散烧煤要高，电力可以更有效地满足经济社会发展的用能需求：另一方面，提高发电量结构中核能和可再生能源等零碳能源的占比，可以大幅降低电力的碳排放强度，而化石能源的碳排放强度则是同化不可降低的。要最大限度地减少碳排放，电力装机和发电量中清洁电力的比重应尽可能提高。
2实现碳排放峰值目标的电力发展方案分析
根据前述分析，对应2030年碳排放达到峰值．非化石能源占一次能源消费比重应达到20%。按此测算．非化石能源消费总量约11亿t标准煤．折合发电量3.6万亿kW．h。根据相关研究分析．2030年前煤电开发应达到峰值，上限规模12亿kW．2030年水电、核电、风电和太阳能发电的开发规模分别为4.0—4.8亿kW、1.0～1.5亿kW、3.0～5.0亿kW和3.0～4.0亿kW。本文以上述非化石能源发电量及装机范围为约束，根据电源优化规划及生产模拟分析，提出2030年电力发展基准方案如下。
2.1 电力装机结构变化分析
从发电装机结构变化看．2015-2030年期间．煤电装机比重由2014年的62.7%下降至2030年的40.1%．降低约23个百分点；非化石能源装机比重由2014年的31.6%上升至2030年的49.5%．提高约18个百分点；到2030年非化石能源发电装机占电力总装机的近50.00/0；新增电力装机中．非化石能源发电新增装机约占2/3，整体呈现由增量带动存量结构改善的特点，如表1所示。
从发电量结构变化看，煤电发电量比重从2014年的72.40/0下降至2030年的54.3 010．降低超过18个百分点：非化石能源发电量比重由2014年的25.3%上升至2030年的39.2%，提高了14个百分点。新增发电量中非化石能源新增量约占57.0%．占比超过一半，如图1所示。
2.2 各类非化石能源贡献率分析
根据表1的发电装机结构分析，2015-2030年期间，常规水电新增装机1.5亿kW,年均新增近千万千瓦。2030年非化石能源发电量构成中．水电占比近40.0%．是实现目标的主力电源：核电按照优化结果，新增装机1.1亿kW,年均新增近700万kW．其新增发电量约占非化石能源新增电量的32.0%．在增量中占据最主要地位．对于曰标实现将起到重要作用。风电的贡献率提高到21.0%．生物质能和太阳能发电的贡献较小，约16.0%。如图2所示。
2.3非化石能源消纳方案分析
根据基准方案，2015-2030年水电增量规模1.5亿kW．90.00/0以上布局在西南川、滇、藏3省。大部分需要送至东中部地区消纳，特别是西藏水电。平衡分析表明，2030年水电跨省区输送总需求在1.8亿kW。2030年风电开发规模4.3亿kW．要实现高效消纳，减少弃风，有1.8亿kW需要外送消纳。太阳能发电装机4.0亿kW,其中一半以上是西部地区的大型光伏电站．约1.5亿kW的光伏电力需要送出消纳…总的来看，通过电网外送消纳的可再生能源装机总规模约5.1亿kW,占开发总规模的40.0%。目前，中国跨省跨区输送的可冉生能源装机总规模约7 000万kW,主要是水电。要实现2030年曰标，电网传输的可再生能源装机规模需要扩大6倍以上。应做好电源电网统筹规划，加快西部北部大型能源基地外送通道核准建设，确保清洁电力送得出、落得下，减少弃水弃风弃光，避免资源和资金的巨大浪费。
实现非化石能源高效利用的另一举措是提高系统调节能力。一是加快抽水蓄能等灵活调节电源建设：二是进一步提升电网灵活性。由于核电一般不参与系统调峰，风电在多数情况下具有反调峰特性，非化石能源大规模开发将大幅增加系统的调峰压力。根据规划及生产模拟分析．2015-2030年，中国抽水蓄能、燃气电站等电源新增容量分别在8 000万kW、1.4亿kW左右，其中约80%布局在中东部和南方地区。应从规划落实、政策支持等方面加大力度，确保能够按期投产；另一方面，应加强智能配电网建设及运行管理，建立激励电网用户双向互动、灵活调节的价格机制，加大先进技术和关键设备研发示范等工作，推动电网各环节智能化水平的提高．提升电网接纳随机性电源的能力。
2.4敏感性分析及对策
目前来看，水电主要流域规划已编制完成．大型水电基地在建、拟建规模大．2030年达到4.3亿kW开发规模较有把握。风电、光伏发电建设周期短，达到预期装机规模基本可控。考虑核安全及内陆核电争议等因素，2030年核电装机达到1.3亿kW有一定的不确定性。如2030年核电投产规模减少3 000万kW，仅达到1亿kW,相应非化石能源发电量减少约2 200亿kW．h。替代该电量，需要增加水电投产规模超过6 000万kW,2030年水电装机总规模需要达到近5亿kW。由于2020-2030年期间待开发的水电主要在怒江、雅江等流域，开发难度大、建设周期长，规模短期难以大幅增加。如果以风电、太阳能发电替代减少的核电电量，需要增大风电规模约1.2亿kW，或是太阳能发电1.8亿kW。实现难度主要在于高比例可再生能源并网、传输、消纳给系统带来的稳定控制风险。可行的策略是通过制订积极的政策激励措施，并加大技术攻关力度．实现分布式能源、新型储能等终端用能变革的突破．激活户用光伏、交通用能等新能源发电市场．在可再生能源利用规模显著扩大的同时大幅降低终端能耗，2个方面着力确保完成2030年非化石能源占比目标。
3结语
未来，随着巾围发电装机及电量中清洁电力比重的不断提升，电力相比其他能源将具备更加突出的“碳优势”，是中国实现碳排放达峰并降低峰值的关键。应根据非化石能源开发及传输要求，超前开展并做好巾长期电力电网规划，确保清洁电力在能源供应中发挥作用。另一方面，推动分布式能源的规模应用，积极扩大可再生能源利用范围，努力实现终端用能方式低碳发展。
4摘 要：中国在《中美气候变化联合声明》中承诺到2030年左右CO2排放达到峰值，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。对该目标的内在要求以及对能源电力发展的影响进行了分析。研究表明：实现碳排放尽早达峰并降低峰值，关键在于能源消费总量的控制以及清洁电力的发展。支撑该目标．2030年中国非化石能源装机、发电量占比将分别达到50%和39%．通过电网跨区输送消纳的可再生能源占利用总量的40%。
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