碳达峰不是终点，而是新起点。
2025年，中国电力系统迎来了历史性的关键节点。绿色和平、华北电力大学与上海国际问题研究院联合发布的最新研究指出，在“高能效电气化+非化石能源高速部署”的推荐情景下，中国电力部门有望在今年实现碳排放达峰，规模约52亿吨，同时煤电发电量峰值控制在5.5万亿千瓦时左右。
这不仅是中国能源转型路线图上的一个里程碑，而且是关系到未来十年能否实现顺利降碳的起点。报告同时预测，到2030年，全社会用电量达到11.7万亿～12.2万亿千瓦时，年均增速2.8～3%；风电与光伏装机合计达到27亿～31亿千瓦，新型储能装机则为2.4亿～2.7亿千瓦。这些数据意味着，中国电力部门将进入以非化石能源主导、煤电逐步转型的“存量替代时代”。
然而，通往目标的道路并不平坦。电力转型是一场涉及经济、社会、环境多重目标的复杂平衡术。电气化的红利与风险并存，煤电的再定位充满阵痛，制度与技术的配套尚不完善。唯有在政策、市场、技术与区域协同之间寻找到动态均衡，电力部门才能真正实现从达峰到持续下降的跨越。
（文章来源 微信公众号：能源新媒 作者：魏然）
电气化红利与风险
过去十年，中国的电能替代进程明显加快。无论是交通领域的新能源汽车普及，还是工业领域的电解铝、电解氢，抑或居民生活中的“煤改电”，电气化都带来了需求的快速攀升。据测算，2016至2024年，全社会新增用电量3.73万亿千瓦时，其中约1.4万亿千瓦时来自电能替代。这一数字几乎与同期煤电发电量的增量1.55万亿千瓦时等量齐观，揭示出一个令人警醒的事实：电气化在替代终端煤油气消费的同时，在把碳排放压力转移到电力部门。
电气化本应是碳中和的加速器，却在节奏不当时变成了“碳转移器”。原因在于非化石能源和储能部署速度未能完全匹配新增电力需求，煤电不得不填补缺口。这种情形在一些地区尤为明显，电动汽车与电解铝产能集中上马，而新能源装机和储能建设滞后，最终导致煤电机组出力增加。正如马里兰大学全球可持续发展中心副主任崔宜筠所言，电气化必须与非化石能源的发展相匹配，否则只是把碳排放从终端转移到电网。
然而，电气化带来的经济与社会效益不可忽视。新能源汽车产业链的爆发、智能制造与数字经济的用电增长，为经济提供了新的动能。中国华能集团有限公司能源研究院贺一指出，煤电负荷率已经从过去的80%降至50%～60%，转型已然开始，但节奏取决于新能源系统的成熟度，“先立后破”才是安全可靠的逻辑。道达尔高级市场分析经理于涵则强调，人工智能、新能源汽车等新兴产业将继续推高电力需求。这使得煤电转型更具挑战，必须探索气电+储能的协同，并通过长期购电协议（PPA）降低市场的不确定性。
研究建议，在未来十年中，电气化必须以“能效提升+清洁电力替代”为双轮驱动。一方面，通过产业升级、节能技术与数字化管理降低单位GDP的电力消耗强度；另一方面，加快非化石能源与储能的高速部署，使其足以覆盖新增电力需求。只有当电气化速度与清洁电力扩张节奏保持一致时，电气化才是真正的“碳减排引擎”。否则，就可能在短期经济繁荣的掩盖下，埋下碳排放反弹的隐忧。
煤电的再定位
煤电的角色在悄然转变。从绝对的电量支柱，它正逐步被重新定义为容量保障和系统调节资源。到2024年底，煤电装机接近12亿千瓦，虽然占比不足四成，但发电量仍超过一半。在迎峰度夏等关键时段，煤电依然是最重要的压舱石。但随着新能源比例快速提升，煤电的电量功能将逐渐退居次要，其主要价值转向在极端天气、尖峰时段和区域互济中提供灵活性。
研究给出了明确的目标：到2030年前，累计完成10亿千瓦的煤电灵活性改造，淘汰5000万千瓦老旧机组，另有7000万千瓦转为应急备用。这些措施将使煤电从“电量型电源”逐步转为“调节型电源”。然而，这一过程伴随着显著的经济阵痛。煤电利用小时下降，频繁启停和深度调峰增加了机组磨损和成本，盈利能力持续承压。卓尔德首席经济师张树伟直言，电力市场存在“大锅饭”现象，机组利用小时平均化，使煤电价值被低估。
破解之道在于市场与制度的重构。首先，容量电价与辅助服务市场要尽快完善，为煤电的备用和调节提供合理补偿。其次，碳市场应更有效地将排放成本内部化，推动煤电机组进行低碳改造。再次，探索煤电+储能的组合运行模式，使煤电在承担系统调节时与储能协同，既保证灵活性又改善经济性。浙江的经验表明，通过“中长期+现货+辅助服务”的多元市场设计，再结合跨省互济，可以实现新能源100%消纳，同时为煤电和储能的灵活服务提供稳定回报。
煤电还可以通过技术路线延长“价值链”。例如，构建综合能源系统，把厂区光伏、储能和热电联产结合起来；或进行生物质掺烧与碳捕集利用（CCUS）试点，降低度电排放强度。正如贺一所说，煤电转型节奏取决于新能源系统的成熟度，但这并不意味着煤电只能被动等待，而是要主动在价值体系中找到新的定位。
“先立后破”的路径
电力系统当下真正的难点不在于是否能达峰，而在于峰值之后如何平稳下降。为此，需要制度与技术并举，形成可持续的操作性路径。
首先是市场机制的改革。目前现货市场的价格信号仍受限价约束，价格失真导致储能和灵活电源投资缺乏足够激励。山东、浙江等地的负电价现象，就是外来电刚性和机组开机数过多叠加的结果。要破解这一困局，需要放开价格信号，引导储能与煤电回归价值本原。同时，建立容量市场与辅助服务市场，把煤电、气电、储能和需求响应的价值纳入补偿。国网能源研究院蒋莉萍强调，系统调节能力的提升不仅靠技术而且靠政策与制度的推动。
其次是区域协同与省间互济。浙江案例显示，在外来电比重高、新能源比例高、峰谷差大的“三高”条件下，通过市场化机制与跨区协同，实现了新能源的100%消纳。浙江与安徽之间的电力置换、甘肃绿电的引入，都是省间互济的典型案例。但要把经验推广，需要在顶层设计上解决输电通道权责、收益分配和调度优先级等制度性问题。
再次是技术路线的迭代。短期内，发展构网型逆变器、推广储能与抽蓄、扩大需求响应的规模，是增强系统灵活性的关键。研究模拟显示，在推荐情景下，即使在高峰时段，系统缺口仅限于少数夜间小时，可通过需求响应削减约6.5%的峰值负荷和跨区调度弥补。中长期，则需要推动长时储能、熔盐储热与煤电+储能等路径，探索CCUS等低碳技术，提升系统在极端天气和高比例新能源条件下的韧性。
最后是政策引导与社会协同。专家普遍认为，煤电转型不是单一部门能独立完成的工程而是系统性任务。国网能源研究院原副院长蒋莉萍指出，电网在未来必须转变职能，从单纯的输电通道转向综合调度与支撑平台。要实现这一转型，必须结合财政金融工具，解决煤电退出过程中的资产处置与就业安置问题。这不仅是技术和市场的问题，而且是社会治理与公平转型的问题。
碳达峰不是终点，而是新起点。对电力部门而言，达峰后的挑战比达峰本身更为艰巨。如何在安全、经济与低碳之间取得平衡，如何让电气化成为真正的减排引擎，如何让煤电找到新的价值定位，如何让市场与制度为灵活性资源提供激励，将决定未来十年中国能源转型的质量。
当2025年的碳达峰被写入历史时，中国电力行业需要回答的更大问题是：如何在2035年之前，把碳排放从52亿吨稳步降至42亿吨，并为全社会的碳中和目标打下坚实的基础。这需要“先立后破”的长期主义，需要市场与政策的双轮驱动，需要国际经验的借鉴与本土机制的创新，更需要全社会的合力。只有如此，中国电力系统才能把复杂的多目标博弈转化为清晰的实践路径，为世界能源转型贡献中国方案。
