舒印彪院士关于碳中和的思考汇总碳中和目标实现路径（一）加快高温气冷堆商业推广助力实现碳达峰碳中和目标...................1（二）不搞运动式“减碳”.......................................................................2（三）碳捕集利用与封存是实现碳中和目标重要技术...............................5电力碳中和实现路径（一）实现“双碳”离不开煤电长效互保机制..........................................7（二）碳中和目标下我国再电气化研究.....................................................9（三）能源电力行业应如何实现“碳达峰、碳中和”.............................21（四）三个阶段打造零碳电力系统..........................................................24（五）我国电力碳达峰、碳中和路径研究...............................................26（六）构建以新能源为主的新型电力系统...............................................45（七）打赢电力行业绿色低碳转型硬仗...................................................51（八）加快能源消费领域电气化助力碳达峰碳中和实现........................55（九）实现碳达峰碳中和要“清洁替代”更要“电能替代......................561碳中和目标实现路径（一）加快高温气冷堆商业推广助力实现碳达峰碳中和目标时间：2022.3.9来源：人民网原文链接：https://baijiahao.baidu.com/s?id=1726783895814853221&wfr=spider&for=pc人民网北京3月9日电(记者杜燕飞)“核电是全生命周期碳排放强度小的发电技术之一，对助力实现碳达峰、碳中和目标，构建清洁低碳安全高效能源体系具有重要意义。”2022年全国两会期间，全国政协委员，中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪在接受人民网记者采访时表示，建议加快高温气冷堆商业推广，助力实现碳达峰、碳中和目标。2021年12月，世界首座具有第四代先进核能特征的球床模块式高温气冷堆项目——华能石岛湾高温气冷堆示范工程成功并网发电。“高温气冷堆具有固有安全性、技术先进性、容量灵活性、广泛环境适应性等优点，可以替代退役煤电，盘活工业厂址资源，实现供热、供汽、工业制氢等综合清洁能源服务，应用前景广阔。”他说。为加快高温气冷堆商业化推广应用，舒印彪建议，尽快完善高温气冷堆商业化发展规划。依托华能石岛湾高温气冷堆示范工程，进一步强化成果凝练，推动设计优化，制定相关标准、规范、导则等，巩固扩大我国在高温气冷堆技术领域的领先地位。当前，我国高温气冷堆还处于工程示范阶段。舒印彪建议，要鼓励上下游联合创2新，通过深化研究、技术进步，不断降低工程造价，为高温气冷堆商业化推广应用提供良好环境。“在碳达峰、碳中和目标下，煤电的基荷及供热供汽等功能需要由清洁能源进行替代。高温气冷堆替代退役煤电具备较大优势，但同时也是一个创新课题，需要开展大量的技术可行性研究、工程设计、项目实施等工作。”舒印彪表示，建议国家相关部委支持成立创新联合体，开展在退役煤电厂址建设高温气冷堆的项目评估、工程设计等关键技术研究，启动一批项目建设。（二）不搞运动式“减碳”时间：2021.8.11来源：澎湃新闻原文链接：https://www.thepaper.cn/newsDetail_forward_14014035近日召开的中国华能“2021年年中工作会议上”，中国华能党组书记、董事长舒印彪宣布了公司的下半年整体战略：以“三型”“三化”大型能源基地开发为主要路径，坚持增量以清洁能源为主体，集中式与分布式并举，全力打造新能源、核电、水电“三大支撑”，加快提升清洁能源比重，积极推进减碳化发展，坚决保障能源电力安全稳定供应。中国华能，与国家电力投资集团有限公司、中国大唐集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、中国华电集团有限公司并称为中国五大发电集团。2020年，中国华能全资及控股电厂装机19733万千瓦，煤炭产能8500万吨/年,资产总额近1.2万亿元；完成发电量3771亿千瓦时，同比增长18%，是国内同类发电企业中发电次数最多的企业。电力产业、煤炭产业、金融产业、科技产业、交通运输产业，是中国华能的五大产业布局。急迫的碳达峰碳中和时间表之下，大体量的中国华能如何转型？在能3源行业人士看来，中国华能用科学和创新做到了“无痛转身”。实现碳达峰碳中和，再电气化是关键作为专家型企业家，拥有中国工程院院士头衔的中国华能党组书记、董事长舒印彪最早看到了中国华能转型该走的方向和路径。“电力行业向绿色低碳转型是一场硬仗。”舒印彪曾这样对外界说。他认为，实现碳达峰、碳中和的路径研究，对电力行业的未来发展至关重要，应以较强的前瞻性、科学性、指导性为原则，以定量和定性相结合的方式开展研究，力求更加精准地推演电力系统低碳转型路径。在新能源发展及清洁能源高效开发方面，应科学预测风电、光伏未来的发展规模、地域布局等，明晰水电发展路径，充分考虑核电发展潜力；在煤电气电低碳化应用方面，应进一步明确煤电在新型电力系统中的定位，充分发挥煤电系统调峰和兜底保供作用，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系。“实现碳达峰、碳中和目标和产业结构调整，实施再电气化是关键路径。”多位能源领域的专家学者认同舒印彪的这一观点。再电气化，就是以电为中心、电力系统为平台，清洁化、电气化、数字化、标准化为方向，构建清洁低碳安全高效的能源体系，在传统电气化基础上，实现高度电气化社会。清洁化意味着大力发展新能源，加快发展水电，安全推进核电建设，推动煤电从电力保障设施向生态环保平台转变；电气化主要体现在工业、建筑和交通领域的大规模电气化替代，力争到2060年，三者电气化水平分别由目前的26%、40%和4%，提高到70%、80%、50%以上；推进电力数字化建设，提升电力系统智慧化水平，则要求加强电力数字化基础设施建设改造，充分挖掘系统资源，实现多能互补、灵活调节、主动响应、协调互动，提升电力系统安全和效率；同时，加快碳减排标准体系建设，推动建立与国际接轨的碳减排制度体系，是促进相关行业自主控碳减碳的有效途径。在这一背景下，以电力产业为核心，2021年上半年中国华能在风电、光伏、水4电等领域取得了突破。例如：中国华能陇东“风光储输”综合能源基地建设正式启动，成为国内首个千万千瓦级多能互补综合能源基地；国内规模最大、国产化程度最高的如东70万千瓦海上风电项目全部建成投运；石岛湾高温气冷堆、昌江核电二期、霞浦压水堆三大核电基地发展格局形成。今年上半年，中国华能系统共完成新能源项目核准（备案）、开工、投产分别同比增长116％、7.6％、9.9％。重构电力系统，筑牢安全“三道防线”要完成碳达峰、碳中和的任务，就必须要重构电力系统。舒印彪认为，当前，我国构建新型电力系统，要统筹发展与安全，保障电力持续可靠供应，并充分利用数字技术和智慧能源技术，在传统电力系统基础上，增强灵活性和柔性，提高资源优化配置能力，实现多能互补、源网荷储高效协同。以新能源为主体的新型电力系统，具有这四个方面的基本特征：一是加强电网互联互通，发挥大电网优势，实现各类发电资源充分共享、互为备用；二是提升智能化互动化水平，推进现代信息通信技术与电力技术深度融合，由部分感知、单向控制转变为高度感知、双向互动、智能高效；三是实现灵活柔性，提高新能源发电品质，主动平抑出力波动，成为友好型电源，增强电网平衡调节能力，提高抗扰动能力，保障多能互补，更好适应新能源发展需要；四是确保安全可控，推进交流与直流、各电压等级协调发展，建设新一代调控系统，筑牢安全“三道防线”，有效防范大面积停电风险。研发低碳技术，也要联合中小企业打通产业链对于中国华能来说，在转型的过程中，发电领域的一些关键核心技术仍是痛点。比如，发电领域的控制芯片、基础材料及一些关键部件的核心技术尚未完全掌握，电力基础设施网络安全还未做到完全自主可控，需进一步加强自主创新，尽快取得重大原创性、引领性成果，增强产业链韧性。5近半年来，中国华能在攻关“卡脖子”关键共性技术难题上取得了一些成果。例如：8月6日中国华能自主研发的全国首套700兆瓦水电机组国产计算机监控系统——华能睿渥HNICS-H316在华能小湾水电站成功投运，标志着我国高水头、大容量水力发电领域核心监控系统实现自主可控；今年5月，中国华能牵头研制的国内首台5兆瓦国产化海上风电机组——华能-海装H171-5MW机组成功下线，代表了目前国产化海上风电机组最高技术水平，这些技术填补了国内空白……按照舒印彪的计划，加强低碳技术研发的同时，中国华能下一步还会在打通上下游产业链上发力。而这就需要联合行业内中小企业的力量。“对能源电力行业中的中小企业而言，很多关键核心技术具有较高的研发风险和产业化成本，需要上下游企业、单位联合集成创新。”舒印彪说，针对这类问题，中国华能计划在海上风电等领域组建体系化、任务型创新联合体，加大前沿技术投入，并提供大规模示范应用场景。以重大工程和重点项目为牵引，带动产业链上下游大中小企业、单位协同创新，发挥产业链集成优势，提高技术水平和竞争力，助推产业转型升级发展。（三）碳捕集利用与封存是实现碳中和目标重要技术时间：2021.4.12来源：科技日报原文链接：http://m.stdaily.com/index/kejixinwen/2021-04/12/content_1112082.shtml“按照碳达峰碳中和目标，预计2060年中国能源转型将实现‘70/80/90’目标，即电能消费比重超过70%，非化石能源消费比重超过80%，清洁能源发电量比重超过90%，化石能源占中国能源消费比例将保持在10%-15%。实现该部分化石能源的零碳排放，二氧化碳捕集利用与封存将提供可观的减排贡献，发挥不可替代的重要作用，有助于构建以新能源为主体的新型电力系统。”舒印彪说。舒印彪介绍，我国在碳捕集、利用及封存等多个技术环节取得长足进步，关键技术实现了重大突破，经过工程示范推广，现已具备了技术工业化应用能力。目前，6国内已建成9个万吨级二氧化碳捕集装置和2个10万吨级燃煤电厂二氧化碳捕集装置，其中最大的15万吨/年捕集装置正处于调试阶段；此外，还开展了6个5-20万吨级不等的驱油封存示范和1个10万吨级陆上咸水层二氧化碳封存示范项目。2013年11月，在科技部的指导下，中国华能、中国石油、中国石化和国家能源发起成立二氧化碳捕集利用与封存产业技术创新战略（CCUS）联盟。目前，联盟已拥有33家成员单位。“目前碳捕集、利用及封存商业化还存在高成本、高能耗等问题，规模化商业应用仍面临不小的挑战。我们要齐心协力加快关键技术攻关，推动碳捕集、利用及封存示范，推动建立绿色金融体系。”舒印彪指出。7电力碳中和实现路径（一）实现“双碳”离不开煤电长效互保机制时间：2022.3.7来源：人民网原文链接：https://baijiahao.baidu.com/s?id=1726645357632128330&wfr=spider&for=pc实现能源绿色低碳转型当前，我国开启全面建设社会主义现代化国家新征程，实现碳达峰、碳中和，对加快生态文明建设，促进高质量发展至关重要。“‘双碳’目标的提出和新能源的快速发展，对进一步提升电力资源配置能力，实现能源绿色低碳转型提出了更高要求。”舒印彪表示。舒印彪介绍，电化学储能作为最具发展潜力的储能技术之一，近年来应用规模持续扩大。目前，全国装机容量已超过300万千瓦。国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。“电化学储能是新型储能的主要形式之一，当前其作用还没有充分发挥出来，安全性也有待进一步提升。”在舒印彪看来，为推动我国电化学储能健康可持续发展，需要国家有关部门牵头制定我国电化学储能发展专项规划，根据电力系统调节需求，确定各地储能容量，以市场化方式引导各类主体投资建设。同时，舒印彪还鼓励建设“共享储能”，通过电网系统统一调度，实现储能在不同新能源场站间共享使用，所得收益按参建企业投资比例分配，并整合产学研用资源，加快突破高能量密度、高安全、低成本和长周期存储等关键技术。让煤电更好服务碳达峰碳中和目标8在保障实现“双碳”目标的前提下，高效清洁可持续地利用燃煤发电成为煤电行业必须深入研究的课题。在舒印彪看来，当前，煤电行业落实“双碳”目标，还面临着煤电上下游矛盾、煤电调峰和辅助服务定价机制等方面的问题，需要统筹考虑，通过科学有序的改革，逐步加以研究解决。“为更好发挥煤电兜底保供作用，应加快建立煤炭电力长效互保机制。”舒印彪建议，可建立以5年或10年为周期的煤电长协机制，确保煤炭、电力行业均有合理稳定的利润水平。同时，加速形成合理的电价机制，尽快出台容量电价办法，加快辅助服务市场建设，完善容量成本回收机制，实现各能源品种之间利润的公平分配。另外，在国家层面加快研究煤电机组延寿政策，出台机组寿命评价和延寿运行管理办法，推动低排放、高效率煤电机组到期继续发挥存量价值。“值得强调的一点是，建议国家加强煤电清洁低碳技术研发。”舒印彪建议，积极发展电热汽水联供技术，提高生物质掺烧、劣质煤发电、垃圾和污泥耦合发电技术水平；加快推进多污染物一体化近零排放等技术创新与工程应用，持续推动煤电向低碳、零碳乃至负碳转变。提升碳排放国际标准话语权标准是经济活动和社会发展的技术支撑，是国家基础性制度的重要方面。2021年10月，《国家标准化发展纲要》发布，提出要建立健全碳达峰、碳中和标准。舒印彪认为，加强碳达峰、碳中和标准建设，不仅有助于促进我国低碳技术及相关产业创新发展，推动形成科学高效的碳排放社会治理体系，也是提升我国产品国际竞争力的重要保障。对此，他建议：一是加快我国碳达峰、碳中和标准体系建设。国家有关部门牵头开展碳排放标准化发展战略研究，尽快补齐碳排放核算、报告、核查、披露、认证和标识等关键环节的短板，完善核算标准与核查机制，建立低碳产品全生命周期碳足迹标准和标识制度。二是积极参与相关领域国际标准制修订，制订更多由9我国主导的碳排放国际标准。三是打造碳排放标准国际认证龙头企业。加强与国际知名标准及认证机构合作，打造国内碳排放标准国际认证企业品牌，加快培育一批具有国际竞争力的碳排放标准制订和认证检测服务中介机构。（二）碳中和目标下我国再电气化研究时间：2022.7.7来源：中国工程科学原文链接：http://www.chinasmartgrid.com.cn/news/20220707/643326.shtml一、前言气候变化是人类面临的共同挑战，国内外已有多个国家和地区提出碳中和目标并已开展了一系列行动计划]。我国始终高度重视应对气候变化，坚持节能优先、绿色发展，2016年签署了《巴黎协定》并不断加大国家自主贡献力度，2020年9月正式宣布CO2排放力争于2030年前达峰、努力争取在2060年前实现碳中和。能源系统低碳转型是碳中和行动的主要技术手段，对国家能源安全、可持续发展、经济增长等均具有重要意义。能源转型的核心是大幅减少化石能源消费、大力发展可再生能源，90%以上非化石能源需要通过转化为电能加以利用，因此，再电气化是推进能源清洁利用、实现碳中和目标的主要途径。再电气化的内涵包括清洁化、电气化、数字化和标准化，即在能源生产侧实现“清洁替代”，增加清洁能源供应；在能源消费侧推进“电能替代”，建设高度电气化社会；通过数字化为能源电力赋能，实现高度感知、双向互动、灵活高效；以标准化促进科技创新和成果转化，建设与国际接轨的碳标准体系，推动低碳技术进步、产业升级和成果共享。在终端电气化推进方面，许多学者开展了相关研究，包括电能替代的战略路径、挑战与潜力分析等。再电气化本质是高效利用清洁能源，以清洁电能替代化石能源直接消费，其不仅涉及能源系统本身的转型升级，更是一场广泛而深刻的经济10社会变革。有研究结合我国经济发展，从价格弹性和技术扩散的角度，分析“电能替代”“多能互补”等转型模式的科学性和可行性。对于可再生能源发展的影响，虽然大部分学者认为其有助于社会发展，但也有观点认为需要区分不同国家、不同地区进行研究、讨论。综上所述，实施再电气化推动经济社会低碳转型，需要坚持系统观念，充分考虑能源、经济、环境各要素，提出科学合理的发展路径。本文从再电气化的内涵出发，分析其发展需求、重点推进领域及主要影响因素，以力争2060年前实现碳中和为目标，构建模型研究我国再电气化路径，提出对策建议。二、再电气化需求分析（一）环境驱动力现阶段，我国面临着日益严重的局地大气污染物和CO2减排双重压力。大气污染物与CO2排放的同根同源性、措施的同效性使得两者之间的协同控制具有较大潜力，主要调控措施是以可再生能源大规模替代传统化石能源。目前我国CO2排放量巨大，约占世界CO2排放总量的28%，碳减排任务艰巨，对化石能源减量控制和环境污染物治理，要求我国加强节能措施和“双高”产业管控，加快开发利用清洁能源提升电气化水平。（二）经济驱动力以能源革命推动经济发展成为当前世界的主流。改革开放以来，经过40年发展，我国经济发展步入新常态，转变经济发展方式需要培育新的支柱产业和新的经济增长点，促进我国产业升级。能源行业作为国民经济的传统支柱行业，对经济的发展和产业升级具有重要影响，一方面能源产业是国民经济的重要组成部分，另一方面能源作为重要的基础产业，对其他行业发展的支撑作用至关重要。当前，我国已进入新发展阶段，要求加快产业结构调整与转型升级。2020年9月，国家发展和改革委员会等4部委联合发文提出扩大战略性新兴产业投资、培育壮大新增长点和增长极，涉及新一代信息技术产业、高端装备制造产业、新能源产业等。2020年11月，国务院发布《新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）》，11电动汽车将进入快速发展阶段。《“十四五”规划和2035年远景目标建议》再次强调，将加快发展现代产业体系，发展战略性新兴产业，发展数字经济，推进数字产业化和产业数字化。根据预测，仅“十四五”期间，“新基建”直接用电需求将达到6.5×1011~7×1011kW·h，占全社会用电量的7%~7.6%。我国产业调整和高质量发展，带来电能需求快速增长，成为实施再电气化的有力推手。（三）技术驱动力在能源生产侧，以风电、光伏为代表的清洁发电技术处于快速发展期。据国际可再生能源署（IRENA）分析，2010年以来光伏发电成本下降了82%，是成本下降最快的发电技术，风电、光伏进入平价上网阶段，高参数、超低排放的燃煤发电技术进一步发展，碳捕获与封存/二氧化碳捕集、利用与封存（CCS/CCUS）、生物能源与碳捕获和储存（BECCS）等零碳或负碳技术正在加大力度研发。在能源消费侧，电动汽车续航能力和电耗水平进步显著，我国纯电动乘用车电耗平均值已降至8.6Wh/(100km·kg），节能效果显著，快充技术正在不断发展；电弧炉、电窑炉等工业电力设备已具备推广应用价值；高效热泵、蓄热式电锅炉等清洁供暖方式正在逐步推广应用。此外，智能用电、新型储能、智慧能源管理、需求响应等技术快速进步，为再电气化发展提供了技术支撑。三、再电气化重点领域及关键影响因素（一）重点领域再电气化的关键路径是全面提升清洁能源的利用程度。从重点领域看，主要涉及终端的工业、建筑、交通三大部门以及实现能源转换的电力部门。如图1所示，电力部门通过发电将清洁能源大规模转换为清洁电力，工业、建筑、交通等部门扩大电能使用规模和范围，进而实现全社会清洁能源高效开发利用。1.工业部门目前工业部门能源消费量占终端能源消费总量的占比超过60%，且以化石能源为主，电气化率仅为26%，碳排放占全国能源相关碳排放的37%。钢铁、水泥、化工等重点高耗能、高排放行业是工业减排的重点，也是电能替代的重要领域，未12来需要大力提升能效和电气化水平，降低工业化石能源需求。2.建筑部门建筑能源主要用于供暖、制冷、照明、炊事、家用电器、生活热水等方面，从能源形式看，主要是电能和热能，建筑热力需求以低品位热能为主，能通过高效的电热泵、电锅炉等技术满足。建筑部门当前的电气化率已超过40%，是终端电气化率最高的部门，未来仍具有巨大提升潜力，用电能替代建筑领域的煤炭、石油、天然气消费，将大幅减少二氧化碳和污染物排放。3.交通部门交通部门包括公路、铁路（含城市轨道交通）、航运、航空与管道运输，能源消费以石油为主，电气化率尚不足4%，是目前化石能源占比最高的终端部门。公路是交通部门的主要用能领域，随着新能源汽车的快速发展，有望实现高度电气化，大幅减少燃油汽车使用；目前铁路的电气化率已达70%以上，未来将继续稳步推进电能替代；在航运和航空方面，电能亦将在港口岸电、短途运输等方面发挥一定作用。4.电力部门电力系统是目前碳排放最高的部门，同时又是能源转换平台，是能源生产侧和能源消费侧的枢纽环节，在规模高效利用清洁能源、推动全社会实现碳中和方面将发挥主要作用。随着清洁能源占比不断提升，核能、水能、风能、太阳能等大规模转换为电能，形成多能协同、互联集成的低碳电力系统，在消费侧发挥电能清洁、高效、灵活、便捷的优势，实现深度节能减排。（二）关键影响因素1.产业结构不同产业结构能源强度差异较大，通常第三产业能源强度远低于第二产业。钢铁、水泥、乙烯等高耗能产业单位产值能耗水平高，且对能源需求多为高品位热能，以化石能源消耗为主，是通过提高电气化水平促进产业结构优化升级的关13键领域。高端制造业、服务业、新一代信息技术、工业互联网等新兴产业消耗能源以电能为主，产业发展将助力提升全社会电气化水平。2.能效水平能效水平的提升与节能管理、技术进步密切相关。随着节能水平的提升，余能回收利用程度提高，将降低终端有效能的需求总量。在已有的各种终端用能技术中，电能利用效率最高，因此增加电能使用成为提升能效水平的重要措施。3.电能替代技术电能替代技术的广泛应用直接推动终端电气化水平提升。电能替代技术可应用于工业、建筑、交通多个领域，从技术层面分析，绝大多数行业、场景均可采用电能替代终端化石能源，电动汽车、热泵、电锅炉、电窑炉等技术逐步成熟。从经济性考虑，目前电能在终端应用的成本总体较高，尚不具备价格优势，通过降低可再生能源发电成本以及通过碳市场机制提高其综合成本竞争力，有望使电能更具经济性。4.氢能等的发展与应用氢能、生物燃料及其他合成燃料在工业、建筑、交通等多个领域将更加广泛地被推广应用。在一些低品位用能领域，生物燃料可直接利用；在能量密度要求较高、难以直接电气化的应用领域，氢能、生物燃料等也将发挥补充作用。随着绿氢制备技术的逐步成熟，氢能的使用比重提升也将提高用电需求，间接推动电气化。5.非化石能源开发利用水平在能源生产侧，主要通过大规模开发非化石能源发电，尤其是风电、光伏发电等新能源发电来实现再电气化。新能源高质量发展是实现能源转型的关键，新能源发电平准化度电成本和并网友好性是实现深度再电气化的关键要素。此外，先进水电和核电技术将成为能源生产侧再电气化的重要补充。6.CCS/CCUS、BECCS等零碳或负碳技术14基于可预见的技术发展，煤电等可控电源在保障电力系统安全、支撑新能源等波动性电源发展方面发挥着重要作用。煤电或天然气发电机组等主要通过加装CCS/CCUS减少二氧化碳排放，因此未来CCS/CCUS技术将得到更快发展以保障碳中和目标的实现。此外，还可在推动生物质发电的同时应用BECCS技术实现负碳，在一定程度上支撑必要的化石能源应用。7.碳市场、电力市场建设碳市场是引导社会减排的重要市场化手段，国外发展经验表明，碳市场在推动绿色转型方面发挥着重要作用。2013年，我国在7个省市启动了碳市场交易地方试点。2021年，我国碳市场正式运行，成为全球涵盖碳排放量规模最大的碳市场。我国陆续出台多项全国碳市场建设相关政策，配额也将逐步从免费分配转变为有偿分配，将有利于提升可再生能源的综合竞争力，促进电气化水平提高。电力市场在促进新能源消纳，发挥煤电调频调峰辅助服务，充分挖掘电动汽车等需求侧负荷响应方面具有重要作用。我国已建成32个地区电力交易中心和2个区域电力交易中心，电力市场交易以电能量直接交易为主，在容量市场、辅助服务市场等方面还有待进一步完善。四、再电气化路径（一）研究思路从终端用能需求出发，综合考虑技术、经济、环境、政策等因素，根据宏观经济发展、产业结构调整、人口变化、城镇化率、能源替代等要素，预测终端用能结构。基于能源资源禀赋及当前能源供给结构、发电装机规模等现状，充分考虑各类能源转换技术（发电、供热、制氢等）、储能技术等的成熟度和发展趋势，结合能源安全、碳排放和污染物排放控制等约束，得到优化的一次能源供应结构和能源加工转换结构（主要体现为发电量结构），从而提出我国再电气化的前景及路径。（二）主要评价指标15再电气化与传统电气化的主要区别在于目标是构建清洁低碳安全高效的能源系统，以电能为平台枢纽，实现各种能源交汇转换，保障经济社会高质量发展。传统电气化的评价指标主要是发电能源占一次能源消费比重和电能占终端能源消费比重。由于再电气化的内涵与传统电气化产生了差异，再电气化不仅是提高电能比重，更是实现整体能源系统的低碳化和高效化。根据再电气化的目标要求，可将其特征概括为4个维度：电力生产清洁低碳、电力消费广泛普遍、电力系统安全可靠、用电用能经济高效。以这4个特性作为一级指标构建再电气化评价指标体系，如表1所示。表1中，1~6项体现了再电气化的核心内涵，为关键指标；7~12项是体现再电气化经济社会效益的指标，为辅助性指标。开展再电气化进程的定量研究时，宜主要采用1~6项指标为主要评价依据。表1中，“含P2H的电能占终端能源消费比重”（用α表示）主要是为了体现未来电力作为转换能源的作用，将电能制取的氢能等其他终端能源折算为消耗的电能。计算公式如下：上式中，E终为终端能源消费总量，H为终端消耗的通过电能制取的氢能等能源，Ph为制备氢能等能源消耗的电能。（三）情景设置以2060年前我国实现碳中和为目标，倒逼能源系统转型和社会经济结构调整。当前我国森林、海洋等碳汇存量仅6×108~7×108t，考虑未来生态碳汇增长，预计到2060年也不超过1.5×109t，同时考虑工业过程二氧化碳排放与非二氧化碳温室气体等尚无有效减排途径，生态碳汇将主要分配于这些领域，能源系统只能保留少量化石能源消费，电力行业着力构建零碳新型电力系统。到2060年，电力系统保留的火电排放的CO2将全部通过加装CCS/CCUS、BECCS等移除，情景相关设定详见表2。（四）路径分析161.碳达峰、碳中和目标下的能源电力供应结构（1）一次能源消费中，非化石能源占比和发电能源占比快速提高。非化石能源来源广泛，除了主要用于发电的风能、太阳能等之外，还包括太阳能直接热利用、地热能和生物质直接利用等，将构成一次能源的主要部分。由于消费侧电能替代不断加强，电能需求量持续上涨，直接用于终端消费的能源持续降低，发电能源占比持续提升。我国一次能源消费结构变化趋势如图2所示。2020年，我国一次能源消费中，非化石能源占比和发电能源占比分别为16%和47%。预计2030年，一次能源消费总量将达到峰值的5.7×109tce，非化石能源占比和发电能源占比分别达到28%和57%。2060年，一次能源消费总量将降至4.8×109tce，非化石能源消费占比达到85%，发电能源占比达到91%。（2）电力行业碳减排加速将成为全社会低碳转型的主力军。2020年，我国电力行业碳排放量约占全国碳排放总量的38%，非化石能源发电量占比达到34%。实现碳达峰、碳中和目标，要大力推动电力生产低碳化，统筹好电力保障与清洁发展，在西部北部建设多能互补大型清洁能源基地，大力发展海上风电，东中部因地制宜发展分布式能源；积极开发西南水电，在确保安全前提下积极有序发展核电；实现火电由电量提供主体向电力提供主体的功能转变，推动碳捕集、利用与封存技术研发应用，促进电力系统向零碳方向发展。2030年前，电力行业碳排放达到峰值的4.5×109t左右，经历34年平台期后快速下降，2060年前实现电力零碳排放。我国发电量结构变化趋势如图3所示。2030年，我国总发电量为1.18×1013kW·h，非化石能源发电量占比和新能源发电量占比分别为49%和26%。2060年，总发电量达到1.57×1013kW·h，非化石能源发电量占比达到90%，新能源发电量占比达到64%，电力装机达7×109kW，其中新能源装机超过5×109kW。2.终端电气化水平的发展趋势（1）终端能源消费总量持续降低，产业结构不断优化，能效水平显著提升。2020年，我国终端能源消费约为3.5×109tce，工业、建筑、交通和其他部门用能占比分别为61%、22%、14%和3%。随着落后产能不断被淘汰，城镇化率持续提17升并趋于稳定，对钢铁、水泥等高耗能产品的需求减少，高端制造业、信息技术产业和服务业成为未来终端能源的消耗主体，工业用能占比不断降低，建筑和交通部门用能占比稳步提高，预计到2060年，我国终端能源消费量为2.2×109tce，工业、建筑、交通和其他部门用能占比分别为49%、27%、22%和2%。（2）电能成为终端消费的主要能源，终端化石能源燃烧产生的二氧化碳排放占能源活动碳排放的一半以上，随着低碳转型的深度推进，必须加快以电代煤、以电代油、以电代气，以清洁、高效、便捷的电能满足更多用能需求。终端能源消费结构变化趋势如图4所示，预计到2060年，电能占终端能源消费比重达到70%。在工业领域，推广工业电炉、高温蒸汽热泵等电能装备应用，深度拓展工业电气化，提高综合能效和绿色用能水平。在建筑领域，应积极推进建筑供冷供暖电气化，健全市场化改造机制，鼓励利用建筑屋顶、墙壁发展分布式光储系统。在交通领域，未来应大力发展电动汽车、轨道交通、港口岸电等，形成交通综合能源系统。预计到2030年，工业、建筑、交通电气化率分别为40%、51%和10%，到2060年分别达71%、81%和54%。（3）在难以实现直接电气化的领域，主要通过绿氢、生物质等低碳能源以及“化石能源+CCS/CCUS”等技术手段实现减碳。在燃料方面，对于能量密度要求较高的用能领域，电能较难完全替代化石能源。在工业领域，长流程炼钢过程中高炉炼铁、烧结、焦化等工艺环节较难使用电能，水泥煅烧的燃煤窑炉尚不能采用电窑炉进行替代，化工行业中纯碱、烧碱、合成氨等产品制备的热力需求难以全部用电锅炉满足，其他的大部分轻工产业所需要的热力、动力均可实现电气化。在建筑领域，从技术层面看，除严寒地区的供暖难以利用电能外，其他用能领域均可全面推进电气化。在交通领域，尽管电动重卡、电动船舶已有应用，电动飞机也在研发中，但预计主要用于短途运输，长距离重载公路货运、远洋船舶、远程航空等方面仍较难实现电气化。在原料方面，工业原料带来的碳排放无法通过电气化移除，需要发展低碳原料实现减排。到2060年，电制氢在终端能源消费中占比达到10%，含P2H的电能占终端能源消费比重将超过80%。（五）综合效益18（1）再电气化有助于提升能源利用效率。在能源消费侧，电力设备效率远高于其他用能设备，工业领域的电窑炉效率可达85%，燃煤窑炉效率仅为30%；建筑供暖的热泵能效比（COP）为35，传统的燃煤锅炉效率通常不足80%；电动汽车百公里耗电约为20kW·h，同类型燃油车百公里油耗为6~8L，热值约为5070kW·h，考虑发电过程损失后，在诸多应用领域提高电气化率具有节能效益。随着可再生能源发电比重的不断提升，若按照电热当量法进行折算，再电气化对于提升能源综合利用效率的作用将更加凸显。（2）再电气化是规模化利用非化石能源的主要途径，有利于实现集中控碳脱碳，推动实现碳中和。在能源生产侧，电力是能源互联集成的枢纽、清洁能源体系的核心，是唯一可以与其他能源直接大规模转换的能源；在能源消费侧，通过绿色电力替代化石能源的直接消费，改变传统行业用能方式，是降低终端碳排放和污染物的有效手段。2020年，我国能源领域相关碳排放量约为9.9×109t、终端能源消费直接碳排放量为5.7×109t，通过电力系统清洁化、终端用能电气化，加快减少二氧化碳排放，再电气化将为我国实现碳中和目标贡献80%以上的碳减排。（3）再电气化将推动经济高质量发展，带来产业、就业、环境等方面的综合效益。电力不仅是经济增长的动力保障，也将带动能源技术与数字技术深度融合，推动科技创新和产业升级，再电气化还将减少极端气候事件、改善空气质量、提升人类健康水平，从而改善劳动力供应水平，提高民生福祉，减少医疗支出和社会总体碳成本，提升经济社会发展质量。2020—2060年，预计再电气化相关投资规模累计将达到百万亿元级，有力促进上下游产业联动，带动装备和制造业转型升级。2060年，再电气化将带来就业岗位增量达千万个，由于减排改善了碳排放的负外部性，环境效益估值有望达十万亿元，在产业优化升级、能源结构调整、再电气化水平提升等共同推动下，单位GDP能耗和碳排放强度分别较2020年下降80%和92%以上。五、研究结论及对策建议（一）研究结论19（1）本文以碳达峰、碳中和为目标，提出了再电气化的内涵，包括清洁化、电气化、数字化和标准化。在传统电气化评价指标的基础上，提出了再电气化评价指标，体现电能促进绿色发展、作为能源系统转换枢纽的作用。（2）开展了我国再电气化进程定量研究，以碳中和为目标，设定了情景参数研究我国再电气化路径。到2060年，我国能源系统将实现“70/80/90”目标，即终端电能消费比重达70%、非化石能源消费比重达80%以上、清洁能源发电量比重达90%以上。（3）能源生产侧将大规模发展风电、太阳能发电等非化石能源发电，由于高比例的新能源接入将对电力系统安全产生巨大挑战，预计我国能源结构仍需要维持一定的煤电和天然气发电机组实现应急备用、兜底保供和调峰调频，所产生的二氧化碳排放通过碳捕集、封存和利用等技术移除。能源消费侧电能替代成为关键路径，2060年，工业、建筑、交通领域电能消费占比将分别达到71%、81%和54%，形成以电能为中心的清洁低碳安全高效能源体系。（4）再电气化将有助于经济社会高质量发展，实现综合能效提升、碳排放大幅下降。另一方面，再电气化仍面临经济、技术、市场、体制等多方面挑战，需要各地区、各行业协同努力，合力推进清洁低碳发展与电能替代技术攻关，构建良好的产业生态，促进全社会低碳发展。（二）对策建议1.加强顶层设计，统筹推动能源电力低碳转型统筹协调各行业碳减排预算，特别是需综合考虑电能替代其他能源引起的碳排放转移，进一步明确电力行业碳预算。在电力系统低碳转型过程中，统筹清洁发展和能源安全，短期内我国煤电仍是电力供应的重要保障，中长期煤电占比大幅下降、发挥灵活调节作用，应针对不同时期制定相适应、彼此衔接的政策，保障煤电实现功能定位转变。充分利用多元化清洁能源、需求侧资源保障电力供需平衡；在规划层面，应合理考虑新能源容量置信度，以科学合理方式参与电力平衡，发挥多元化清洁能源、需求侧资源和传统火电作用，全方位保障电力平衡。20充分发挥电网的能源转换枢纽和基础平台作用，加快完善以特高压为骨干网架的坚强智能电网，着力打造可靠性高、互动友好、经济高效的主动配电网。2.坚持节能优先，加快经济结构和产业结构调整步伐强化节能提效，既要优化产业结构，又要大力推广电气化等高能效技术。加快经济、产业转型升级，严控“双高”产业无序扩张，压减落后产能，推动传统产业高端化、智能化、绿色化，加快发展新一代信息技术、新能源、新材料、高端装备等战略性新兴产业。大力发展综合能源服务，在工业领域广泛推广重点节能低碳技术和工业电炉应用；在建筑领域深化建筑节能改造、提高绿色建筑比例、发展建筑分布式能源，实现低碳发展；在交通领域加快构建节能高效的综合交通运输体系，重点发展电动汽车产业，加强充换电基础设施和智慧车联网平台建设，推动经济产业可持续发展。3.加快科技创新，推进关键技术研发、示范和产业化整体布局电力减排路径设计要充分考虑技术突破前瞻性，加强科技战略引领，制定/修订新型电力系统科技发展规划。持续加强碳中和、再电气化相关关键技术研发和示范工程支持力度，完善配套政策体系，为产业化提供激励政策。提前布局重大技术研发，力争颠覆性技术实现重大突破，加快商业化应用。推动低碳清洁能源生产‒分配‒流通‒消费全环节技术进步，高效低成本储能、CCUS、氢能、终端高效用电等关键技术成熟度将对再电气化推进、实现碳中和目标具有深刻影响，应提前布局，尽早实现商业化。4.完善体制机制，建立电力市场、碳市场等政策体系制定全国统一电力市场顶层设计方案和实施路线图，从发电侧、用电侧双向发力研究出台相关政策，进一步放开发/用电计划，扩大市场范围，通过市场机制充分激发发/用电两侧消纳新能源的潜能，形成“源荷互动”的良好消纳格局。在可再生能源消纳责任权重下，对现有超额消纳量与自愿认购绿色证书进行优化整合，依托绿色电力交易建立统一的绿色消费认证体系。做好消纳责任权重、碳配额、碳税等相关政策的统筹衔接，促进碳市场、绿电市场和绿证市场的目标协21同、机制协同，形成同向合力。积极出台绿色金融发展支持政策，通过出台政策和制度使企业或项目的环境成本内部化，更好发挥市场机制在绿色金融中的作用，激发相关产业参与绿色信贷的活力与积极性。（三）能源电力行业应如何实现“碳达峰、碳中和”？时间：2021.6.15来源：风能专委会原文链接：https://www.smelz.com.cn/detail-35006.html中国华能集团有限公司党组书记、董事长、中国工程院院士舒印彪在第二场全体大会上围绕“金融助力碳达峰、碳中和”，就我国能源电力发展和实现碳达峰、碳中和的主要路径等发表了看法。他指出，实现碳达峰、碳中和，能源是主战场，电力是主力军。中国能源转型取得了显著成效，实现碳达峰、碳中和，是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，既面临严峻挑战，又应当充满信心。实现碳达峰、碳中和，要以电为中心、电力系统为平台，将“清洁化、电气化、数字化、标准化”作为发展路径，加强科技创新和金融创新。舒印彪表示，要按照安全、优质、经济、高效的原则，在保障能源电力供应的前提下，以零碳为强约束，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。要以“四化”（清洁化、电气化、数字化、标准化）为路径，加大清洁能源建设投入，在工业、建筑、交通等领域加快电能替代，实施数字化建设和改造，发展数字经济，建立碳标准体系和与国际接轨的碳减排制度体系，加强国际标准化建设，助力我国低碳技术、产品、服务和产业升级。我国碳达峰碳中和任务艰巨舒印彪表示，这场碳达峰、碳中和是为人类寻求能源的出路，同时我们的任务也更加艰巨，一方面是我们国家的碳排放目前的总量大，2019年我们的碳排放是113亿吨，欧盟是44.45亿吨，是美国的将近2倍；第二个是碳排放到碳达峰到碳中和的时间短。22在这113亿吨的二氧化碳排放当中，能源领域的排放是99亿吨，占88%，在能源里电力的排放是42亿吨，占42%，所以我们有一个说法，中国能源转型过程中，能源是主战场，电力是主力军，把这两个解决了，就能很大程度上解决二氧化碳排放的问题，这是一个重点。虽然任务艰巨，但我们还要树立信心因为我们有很好的基础和已取得的很好的成效。过去的十年，我国清洁能源的占比在迅速提高，我国清洁能源的装机在过去十年从27%达到了43%，目前高于美国（31%）12个百分点，低于欧盟（61%）18个百分点。清洁能源发电量占比从17%提高至32%，正在迅速发展。同时，煤炭的消费占比在持续下降，2013年，我国煤炭消费达到42.4亿吨（原煤）的历史峰值，之后进入平台期，目前已降至39.6亿吨。过去十年煤炭的消费占比从70%下降到56.8%，煤电的发电量从十年前的74%降到61%。煤电装机占比历史上首次低于50%；新增发电量中，清洁能源占比达到54%。国新能源发展快速，所占比重不断上升。截止2020年底，我国风电太阳能发电的装机分别是2.8和2.5亿千瓦，分别占世界的34%和31%，将近1/3在这十年新能源的发电都在中国。过去10年，我国新能源发电建设投资超过8000亿美元、占世界的30%；陆上风电、光伏发电成本分别下降40%和82%。光伏发电实现平价上网，最低度电成本低至0.24元/千瓦时。我国电气化水平持续提升，过去10年，我国电能占终端能源消费比重从19%提高到27%。能源科技创新成果丰硕，新能源，形成完整的技术研发和生产制造产业链供应链体系，海上风电最大单机达12兆瓦，正在研究15兆瓦，光伏转换效率超过24%。水电核电，具备世界最大的百万千瓦水轮机组自主制造能力，第三代核电自主建造能力显著提升，第四代核电关键技术研发加快推进。特高压，远距离、大容量、低损耗输电优势得到发挥，适合于我国西电东送，年输送电量超过6000亿千瓦时，其中70%以上为清洁能源，支撑西部建成4个千万千瓦级水电基地、16个千23万千瓦级新能源基地。三个阶段、四个路径来实现能源电力行业的碳达峰、碳中和根据判断，到2060年，我国能源发展将实现“70、80、90”的目标。其中：70是指电能终端能源消费的比重达到70%；80是指非化石能源的消费比重要达到80%；90则是清洁能源的发电占比要达到90%。要打造新型电力系统、以清洁能源为主体的现代电力系统，将经历三个主要阶段。舒印彪称：第一阶段为碳达峰阶段，2030年前能源领域碳排放达峰、峰值为106亿吨左右，电力碳排放2028年前后进入峰值平台期，峰值45亿吨左右。第二阶段是从2031年至2050年的快速减碳阶段，2050年成为深度低碳电力系统。第三阶段是从2050年至2060年的碳中和阶段，实现零碳电力系统，系统中保留少量的火电，利用CCUS技术实现碳移除。以“四化”为路径一是要清洁化。要大力发展清洁能源，预计到2030年我国风电太阳能发电装机从5亿千瓦到16亿千瓦，水电从现在3.7亿千瓦增加到4.9亿千瓦，核电从当前的5100万千瓦增加到1亿千瓦，电源直接投资每年要达到1万亿元人民币，到2060年新能源装机将达到50亿千瓦，其中风电20亿以上，太阳30亿以上，核电到3亿千瓦，储能5-10亿千万储能。电源建设直接投资累计超过40万亿元。二是要电气化。工业领域，目前碳排放占比33%，加快技术革新，钢铁、水泥、有色等重点行业加快电能替代，推广电驱动、电加热等技术。建筑交通领域要大幅提升电气化水平。三是数字化。发展数字基建，各行业实施数字化建设和改造，用现代信息技术赋能，打造更加安全、灵活、智能、高效的新型电力系统。四是标准化。目前我国还没有碳排放监测、计量、核算、认证等方面标准，要建24立与国际接轨的碳减排制度体系，加强国际标准化建设，助力我国低碳技术、产品、服务和产业升级。发挥科技创新引领作用和金融支撑保障作用舒印彪还指出，实现碳达峰、碳中和，要发挥科技创新引领作用，加快成熟技术推广，积极培育新技术，实现梯次应用。发展高效率、低成本的风电、光伏发电，海上风电，光热发电等新能源技术。在CCS/CCUS、大容量储能、生物质、地热、氢能等技术方面加大研发支持力度，加快产业化步伐。要发挥金融支撑保障作用，建议进一步加强产融结合，丰富绿色金融产品，降低低碳项目投融资成本，加强对碳市场的政策引导，实现与电力市场有效衔接，推动我国碳市场持续、理性、健康发展。（四）三个阶段打造零碳电力系统时间：2022.4.23来源：能源品牌观察原文链接：https://baijiahao.baidu.com/s?id=1730677496507528323&wfr=spider&for=pc4月20日，“2021年中国能源研究会年会”以视频会议形式举行。中国能源研究会年会是我国能源科技工作者的年度盛会，本届年会主题为“双碳目标下能源绿色低碳转型与产业发展”，中国能源研究会理事长史玉波、国家能源局总工程师向海平、中国科协科学技术创新部部长刘兴平等领导出席并致辞。中国能源研究会副理事长王禹民主持年会。中国工程院院士、中国工程院原副院长杜祥琬，中国工程院院士、中国华能集团董事长舒印彪，北京电力交易中心主任史连军等能源领域院士和专家围绕双碳目标下能源绿色低碳转型与产业发展主题作主旨报告，共同探讨交流碳中和愿景下我国如何做好战略转型布局，引领科技创新和产业变革，推动能源结构转型升级，共谋绿色发展。25舒印彪在主旨报告中介绍，按照清洁低碳、安全高效的原则，研究谋划能源电力的转型路径，以清洁化、电气化、数字化、标准化为方向，推进能源转型。目前我国能源活动二氧化碳排放占全国总量的87%，其中电力排放占40%左右。按照我国经济社会发展两步走总体战略的目标，考虑到GDP人口增长、城镇化、节能降碳目标等约束条件，研究提出了能源电力转型的主要阶段性目标。在实现这一目标当中，清洁化是主导地位。清洁化要求在能源生产侧要大力实施清洁替代，到2030年与2060年，非化石能源消费比重要分别达到26%与80%以上，据测算，化石能源燃料消耗产生的碳排放约20亿吨，要通过碳汇来实现中和。电气化，就是在能源消费侧实施电能替代。电力系统在自身实现零碳的同时，承接好工业、建筑、交通等部门转移的能源消耗和碳排放，服务全社会的减碳脱碳。到2030与2060年，电能消费比重要分别达到38%和70%，清洁能源发电量占比达到50%、90%，其中新能源发电量占比达到30%和60%左右。数字化，要求数字技术为能源电力赋能，实现源网荷储处高效协同、智能互动，提高能源供应保障能力和整体利用效率，稳步推进新型电力系统的建设。标准化要发挥标准的引领作用，以标准促进科技创新和产业发展，建设与国际轨的标准体系，推动低碳技术创新和产业升级。舒印彪介绍，据研究，打造零碳电力系统分为三个阶段。第一是碳达峰阶段（2021年—2030年），预计2028年前后，电力碳排放要先于油气行业进入峰值的平台期，峰值45亿吨二氧化碳左右。到2030年能源消费达峰后，在提高能效基础上，电力需求仍将保持增长。按此阶段用电量年均增长4.5%测算，发电装机将达到40亿千瓦，用电量达到11.8万亿千瓦时。新增的电力需求的80%将由清洁能源来满足清，洁能源的发电量占比将升至49%，煤电从增容增量、控容减量到减容减量，“十四五”煤电装机和发电量仍有一定的增长空间，发电量达到峰值5万亿千瓦时左右。“十五五”期间火电装机达到峰值，发电量占比持续下降，降至42%。26第二是深度低碳阶段（2031年—2050年），电力碳排放经历3—4年平台期后快速下降，到2050年碳排放降至5亿吨左右，实现深度低碳的电力系统，按该阶段用电量年均增长1.5测算，到2050年发电装机将达到62亿千瓦，用电量15万亿千瓦时，新增电力需求将全部由清洁能源来满足。清洁能源在该阶段将逐步替代存量的化石能源发电，煤电的发电量进一步降低至2万亿千瓦时，占比降至13%。第三是零碳阶段（205年—2060年），从深度低碳到零碳仍将保持一定规模的火电，在火电产生的碳排放要采用CCUS技术予以移除，到2060年发电装机将达到70亿千瓦，发电量16万亿千瓦时，清洁能源的发电量占比超过90%。其中风光、水电、核电、生物质、发电量占比将分别达到57%、13%、16%、4%。还有一些煤电利用小时数将降到2000小时左右，发电量降到1万亿千瓦时，占比降到7%左右。舒印彪强调，建立在化石能源消费基础上的经济结构，产业技术体系正在发生深刻变革，我们比过去任何时候也都更加需要发挥科技创新引领体制机制的保障作用，需加强多学科交叉融合，多产业相互协同，多技术集成创新，在保障能源供应安全前提下，大力推进绿色低碳转型，实现能源的可获得、可支付、可持续。（五）我国电力碳达峰、碳中和路径研究时间：2021.12.7来源：中国工程院院刊原文链接：https://weibo.com/ttarticle/p/show?id=2309404711649251819696电力是能源转型的中心环节、碳减排的关键领域，电力低碳转型对实现碳达峰、碳中和目标具有全局性意义。当前，我国推进能源转型、实现碳中和愿景，需要加快构建以新能源为主体的新型电力系统。近日，中国工程院院刊《中国工程科学》优先出版了来自中国工程院舒印彪27院士科研团队的《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》一文。文章在电力碳预算评估的基础上，构建了深度低碳、零碳、负碳三类电力转型情景，研判电力需求等关键边界条件，构建路径规划优化模型；确定了不同情景下包含电源结构、电力碳排放、电力供应成本在内的电力低碳转型路径；探讨并剖析了煤电发展定位、新能源发展利用、清洁能源多元化供应、电力平衡等实现电力系统低碳转型亟待解决的重大问题。文章建议，加强顶层设计，稳妥规划转型节奏，保障电力供应安全；加强绿色低碳重大科技攻关，统筹电力全链条技术与产业布局；优化完善利益平衡统筹兼顾的市场机制，加快建设绿色金融政策保障体系。通过政策、技术、机制协同，推动中长期我国电力低碳转型的高质量发展。前言进入21世纪以来，与全球气候变化密切相关的极端天气、自然灾害频发，世界各国纷纷制定碳中性、碳中和气候目标，加速能源清洁低碳转型、积极应对气候变化成为全球共同性议题。我国积极宣示并推动碳达峰、碳中和目标的实施，既是践行人类命运共同体的重大实践，也体现了推动世界绿色低碳转型的决心与担当。在我国，能源活动是CO2的主要排放源，相应排放量约占全社会CO2排放量的87%、全部温室气体排放量的73%；其中电力部门是重要的碳排放部门（约占能源碳排放的40%），相应排放量约为4×109t。未来，通过电能替代煤炭、石油、天然气等化石能源的直接使用，提高终端能源消费的电气化水平，可显著减少终端用能部门的直接碳排放。电力是能源转型的中心环节、碳减排的关键领域，电力部门将承担更大的减排责任，应加快构建以新能源为主体的新型电力系统，推动能源电力低碳转型发展，为实现我国碳中和目标作出重要贡献。能源电力低碳转型对于实现碳达峰、碳中和目标至关重要。目前国内外研究机构在世界能源低碳转型路径研究方面取得了丰富成果，如国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等机构按年度发布世界能源发展展望报告，开发了一批综合能源经济模型（代表性的有MARKEL-MACRO模型、TIMES模型、C-REM模型），为碳中和目标下全社会、各行业脱碳转型路径研究提供了方向引导与工具支撑；国内高校、科研院所通过设置政策情景、强化减排情景、2℃和1.5℃情景等假设，对碳达峰、碳中和目标下我国能源电力转型路径开展了多情景分析并获得28诸多研究成果。需要注意到，相较主要发达国家在自然达峰后的漫长减排路径，我国的碳排放峰值、平台期、转型路径将完全不同，电力低碳转型必然面临包括规划、政策、技术、产业、经济性在内的全方位挑战。统筹协调电力行业与全社会其他行业的减排责任和进程，考虑新型储能、CCUS（碳捕集、利用与封存）、氢能等关键新技术对电力低碳转型路径的影响，合理确定煤电发展定位、科学发展利用新能源、破解电力平衡挑战等重大问题，都可归纳为在多重不确定的内外部环境下多目标权衡与统筹优化事件，需要兼顾安全、经济、清洁等多个方向开展系统深入的研究。针对于此，本文以我国电力行业未来承担的碳减排实物量为主约束，根据经济发展、能源电力需求、资源环境等关键边界条件，合理计及约束差异，构建深度低碳、零碳、负碳3类电力低碳转型情景；对比分析不同情景下电源结构布局、电力碳减排、电力供应成本等优化结果，辨识路径实施亟待解决的关键问题，以期为碳达峰、碳中和目标下电力转型及中长期发展研究提供基础参考。碳达峰、碳中和目标下电力转型路径的多情景分析方法研究模型与方法本文采用定量和定性相结合的方式开展具体研究。①评估电力系统碳预算。以碳达峰、碳中和目标实现为约束，从经济社会发展的全局出发，综合考虑国际碳减排现状、不同行业发展趋势和碳减排难度，研判2020—2060年我国电力碳排放总预算。②设置转型情景和关键边界条件。考虑电力系统碳减排责任、关键举措实施力度的差异性，结合国民经济增长、能源电力需求、宏观政策目标、能源资源潜力、技术经济性等关键边界条件及其参数，设计电力系统深度低碳、零碳、负碳3类转型发展情景。③电力碳减排转型路径优化（见图1）。针对设计的3类发展情景，采用碳达峰、碳中和电力规划软件包GESP-V来优化获得电源结构转型路径、电力系统29碳减排路径、电力供应成本等。GESP-V由国网能源研究院有限公司自主开发，以包含新能源在内的多区域电力规划模型为核心，可反映电力电量平衡、碳排放约束、碳捕集改造、电制氢等减碳与新能源利用等关键技术的影响；集成电源规划、生产模拟、政策分析等系统工具，可针对各类情景下的能源电力发展路径、电源发展规模布局、电力流向规模、传统电源CCUS改造后的捕集规模、电力碳减排路径等开展优化分析。④关键问题分析与应对策略建议（见图2）。基于各发展情景下路径优化结果的对比，探讨煤电发展定位、新能源发展利用、清洁能源多元化供应、电力平衡等关键问题，研究提出低碳转型所需的技术、经济、产业、政策等建议图片1碳达峰、碳中和目标下电力发展路径优化模型注：UHVDC表示特高压直流输电；UHVAC表示特高压交流输电。图2碳达峰、碳中和目标下电力低碳转型研究思路（二）电力碳预算30碳预算指在特定时期中将全球地表温度控制在给定范围内所对应的累积CO2排放量上限。研究表明，全球最大温升与累积CO2排放量约为线性比例关系，CCR指数可以衡量这种近似线性关系。图片式中，ΔT是一段时间内的全球温升，ET为这段时间内累积的CO2排放量。CCR指数值通常为1.0~2.1℃/（1012tCO2）。联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）测算，全球温升控制在2℃以内的剩余碳预算为1.2×1012~1.5×1012tCO2，全球温升控制在1.5℃以内的剩余碳预算为4.2×1011~5.8×1011tCO2。为了实现国际间全球碳预算的合理分配，各国研究机构积极探索碳排放限额分配方法，虽然尚未形成统一的碳排放权分配方案，但基本形成以人均碳排放、累计人均碳排放为基础的两类典型分配思路。在我国，为了将全国碳预算分解至各行业，还需考虑全社会各行业的碳排放现状、碳减排难度、碳减排潜力、技术经济性差异。本研究基于全球剩余碳预算，综合考虑国际间碳排放方案、国内行业间碳排放现状及减排能力差异，预测2020—2060年我国电力系统碳排放预算为7.8×1010~1.3×1011tCO2。（三）发展情景与关键边界条件以2060年为目标年，考虑电力系统不同的碳减排责任、减排关键举措的不同实施力度，设计了电力系统深度低碳、零碳、负碳3类转型发展情景（见表1），剖析实现碳中和不同路径下存在的重要问题，推演各种发展路径的可行性及面临挑战。表1电力低碳转型的主要情景311.电力需求预测结果综合考虑经济增长、产业结构调整、节能节电、电能替代、电制氢等影响因素，未来我国电力需求的增长空间还很大（见图3）：2030年全社会用电量约为1.18×1013kW·h，2040—2045年电力需求增长趋于饱和（年均增速低于1%），2060年全社会用电量约为1.57×1013kW·h；远期可再生能源制氢电量占比持续提升，2060年约为1.7×1012kW·h。图32020—2060年全社会用电量预测结果2.其他关键边界条件电力低碳转型路径优化除了受电力需求影响以外，还受到经济发展目标、能源需求、非化石能源结构占比、非化石能源开发潜力及目标、碳减排关键目标、电力碳预算等关键边界条件约束（见表2）。表2电力低碳转型优化的其他关键边界条件32三、电力系统低碳转型路径针对碳达峰、碳中和目标下电力系统低碳转型的路径优化问题，本研究以2020—2060年电力供应成本最低为优化目标，以各类电源装机、发电量、CCUS改造规模等为优化变量，兼顾电力电量平衡、碳预算、可再生能源发电资源等约束条件，建立了电力系统多情景优化规划模型，优化得到不同情景下电力系统碳减排路径、电力供应成本变化情况。（一）电源结构转型路径电源转型路径整体呈现出了电源结构不断清洁化发展的态势，非化石能源装机和发电量占比稳步提升，逐步演变为以新能源为主体的新型电力系统。对于零碳情景，①在电源装机结构方面（见图4），2030年电力系统总装机达到4×109kW，非化石能源装机占比从2020年的46%提高至64%；2060年总装机达到7.1×109kW，非化石能源装机占比提升至89%；②在发电量结构方面（见图5），2030年电力系统总发电量达到1.18×1013kW·h，非化石能源发电量占比从2020年的36%提升至51%；2060年电力系统总发电量达到1.57×1013kW·h，非化石能源发电量占比提升至92%，煤电电量占比降至4%。对于深度低碳、负碳情景，2060年非化石能源装机占比分别为85%、92%，2060年非化石能源发电量占比分别为88%、94%。33图4零碳情景下2020—2060年电源装机结构图5零碳情景下2020—2060年发电量结构（二）电力系统碳减排路径电力碳减排路径主要分为碳达峰、深度低碳、碳中和3个阶段，各阶段的电力碳减排演化路径特征表述如下。在碳达峰阶段，对于零碳情景，2028年前后电力系统碳排放达峰，峰值约为4.4×109tCO2（不含供热碳排放），约占能源燃烧CO2峰值的49%，其34中煤电排放约4×109tCO2、气电排放约4×108tCO2。电力行业要承担其他行业电气化带来的碳排放转移，同时碳达峰阶段的新增电力需求难以完全由非化石能源发电满足，两方面因素共同导致电力碳排放达峰可能滞后于其他行业，但整体上有利于全社会碳排放的提前达峰。对于负碳情景，电力系统将承担更多的碳减排责任，预计2025年前后碳排放达峰，较零碳低峰值情景提前2~3a；相应碳排放峰值降低至4.1×109tCO2。对于深度低碳情景，预计“十五五”时期末段电力碳排放达峰，相应峰值约提高至4.7×109tCO2。在深度低碳阶段，电力排放达峰后进入短暂平台期（2~3a），之后碳减排速度整体呈先慢后快的下降趋势。随着新能源、储能技术经济性进一步提高、新一代CCUS技术商业化应用规模扩大，电力系统将实现深度低碳。在零碳情景下，2050年电力碳排放降低到1×109tCO2以下。在碳中和阶段，2060年电力系统实现零碳（见图6）。在零碳情景下，煤电、气电碳排放分别为5.3×108tCO2、2.5×108tCO2（不计CCUS碳捕集量），煤电、气电、生物质发电的CCUS碳捕集量分别为3.2×108tCO2、1.2×108tCO2、3.4×108tCO2。图6零碳情景下2020—2060年电力碳排放和吸收图（三）电力供应成本分析35根据不同情景下电源装机结构、发电量结构、火电机组CCUS改造情况，统计得到电力系统低碳转型路径下、规划周期内的投资成本、运行成本、碳排放环境成本结构（见图7）。不同碳减排路径对低碳技术、非化石能源需求存在差异，电力转型成本与承担的减排量、实施的减排力度呈明显的正相关关系。在零碳情景下，按4%贴现率考虑，2020—2060年全规划周期电力供应成本贴现到2020年约为60万亿元，其中新增投资在电力系统规划费用组成中的占比最大（约为42%）。相对于零碳情景，负碳情景下的新能源并网比例迅速提高，对灵活资源、输配电网、碳捕捉利用设备的投入也将大幅增加，电力供应成本提高约17%。深度低碳情景下的电力供应成本最低，较零碳情景降低约12%。图7不同情景下的电力供应成本及构成零碳情景下的不同碳减排路径对比表明（见图8）：在相同电力碳预算的情景下，先慢后快的“上凸曲线”减排路径，其技术经济评价相对更好；若电力碳减排路径保持匀速的“下斜直线”或先快后慢的“下凹曲线”趋势，将对新能源规模、脱碳技术应用提出更高要求，预计2020—2060年电力成本需提高4%~8%。因此，碳达峰、碳中和路径的制定，应统筹考虑经济社会发展规律、关键技术发展成熟度等客观因素，合理分配不同历史时期的碳减排责任，避免“抢跑式”“运动式”减碳，力求符合实际、切实可行。36图8零碳情景下不同碳减排路径对比图测算数据表明，电力供应成本近中期波动上升，中远期先进入平台期然后逐步下降。在零碳情景下，为满足新增的用电需求，实现碳达峰、碳中和目标，各类电源尤其是新能源需高速发展，相应电力投资将保持在较高水平。新能源电量渗透率超过15%后，系统成本到达快速增长的临界点，测算的2025年、2030年系统成本分别是2020年的2.3倍、3倍；上述因素将推动供电成本波动上升，预计2020—2025年、2025—2030年、2030—2040年电力供应成本投入分别约14.5万亿元、16.1万亿元、33.0万亿元（不考虑折现）；2045年前后电力供应成本投入进入平台期，电力需求转入低速增长阶段，电力基础设施新增投资较少，电力需求主要由上网边际成本很低的新能源发电提供，系统运行成本进入平台期四、实现电力系统低碳转型亟待解决的重大问题在电力低碳转型发展路径下，以风能、光伏为代表的新能源将成为电力供应主体，给现有电力系统带来战略性、全局性变革。在供给侧，新能源逐步成为装机和电量的主体；在用户侧，分布式电源、多元负荷、储能等发/用电一体的“产37消者”大量涌现；在电网侧，以大电网为主导、多种电网形态相融并存的格局逐步形成。电力系统整体运行的机理必然出现深刻变化，为了推动我国电力碳达峰、碳中和发展目标的实施落地，还需要重点关注以下四方面问题。（一）科学确定煤电发展定位煤电与非化石能源并非简单的此消彼长，而应是协调互补的发展关系，解决好煤电发展问题是我国稳妥实现电力低碳转型的关键。煤电由电量主体转变为容量主体，在为新能源发展腾出电量空间的同时，提供灵活调节能力以确保能源供给安全。目前，我国煤电装机容量约1.08×109kW，其中约9×108kW的是高参数、大容量煤电机组；应合理利用这些优质存量资产，科学谋划煤电退出路径，协调好煤电与可再生能源的发展节奏，防止煤电大规模过快退出而影响电力安全稳定供应。综合考虑，按照“增容控量”“控容减量”“减容减量”3个阶段来谋划煤电发展路径（见图9~11）。①“增容控量”阶段。“十四五”时期煤电发展难以“急刹车”，装机容量仍需有一定的增长，在此基础上要严控发电量增长；装机容量峰值约为1.25×109kW，发电量先于装机2~3a达峰，峰值约为5.1×1012kW·h；新增煤电主要发挥高峰电力平衡和应急保障作用并提供转动惯量，保障电力系统安全稳定运行。②“控容减量”阶段。“十五五”时期煤电进入装机峰值的平台期，发电量、耗煤量稳步下降，更多承担系统调节、高峰电力平衡的功能；预计2030年煤电发电量达到5×1012kW·h，较峰值降低1×109kW·h，煤电发电利用小时数降低到4000h以下；“十五五”时期煤电CCUS改造进入示范应用、产业化培育的初期阶段，2025年、2030年累计改造规模为2×106kW、1×107kW，碳捕集规模为8×106t/a、3.7×107t/a。③“减容减量”阶段。2030年以后，煤电装机和发电量稳步下降，一部分逐步退出常规运行而作为应急备用；远期加装CCUS设备，逐步增加“近零脱碳38机组”并形成碳循环经济发展新模式；2060年煤电装机降至4×108kW，相应占比下降为5.6%。图片图9零碳情景下2020—2060年各类型煤电装机结图片图10零碳情景下2020—2060年煤电发电量及利用小时数39图片图11零碳情景下煤电CCUS改造规模及碳捕集量（二）拓展新能源发展模式和多元化利用新能源将逐步演变为主体电源，宜坚持集中式与分布式开发并举，分阶段优化布局。我国新能源发电资源丰富，风能、光伏发电的技术经济可开发量分别达到3.5×109kW、5×109kW，相关成本也因快速的技术进步、合理的市场竞争而处于快速下降通道。我国新能源产业链相对完整，光伏组件、风力机整机的年产能分别达到1.5×108kW、6×107kW，为大规模、高强度、可持续开发利用提供了坚实保障（见图12,13）。40图片图12零碳情景下2020—2060年风电发电装机结构图片图13零碳情景下2020—2060年太阳能发电装机结构在风电方面，近期应因地制宜发展东部、中部地区的分散式风电和海上风电，优先就地消纳，同时稳步推进西部、北部地区的风电基地集约化开发；远期随着东部、中部地区的分散式风电资源基本开发完毕，风电开发重心重回西部、北部地区，同时海上风电逐步向远海拓展，预计2060年风电装机容量为2×109kW（含海上风电的5×108kW）。在太阳能方面，近期仍以光伏发电为主导，优先发展东部、中部地区的分布式光伏，西部、北部地区则推动建设集中式太阳能发电基地；中远期，包括光热发电在内的太阳能发电基地建设将在西北地区及其他有条件的区域持续扩大规模，预计2060年太阳能装机容量为2.6×109kW（含光热发电的2.5×108kW）。着眼中远期发展，单纯依靠电力系统难以充分实现新能源利用，因而跨系统发展循环碳经济是新能源多元化利用的重要方式。宜积极运用绿电制氢、气、热等电力多元化转换（Power-to-X）和跨能源系统利用方式，与火电CCUS捕获的41CO2结合来制取甲醇、甲烷等（应用于工业原料领域），全面扩大碳循环经济规模。（三）构建多元化清洁能源供应体系未来各类型清洁电源的发展定位是电力低碳转型的焦点问题。单纯依赖新能源增长并不科学，需要在统筹平衡、功能互补的前提下，明确各类型电源发展定位，注重能源绿色低碳转型与灵活性调节资源补短板并重，实现“水核风光储”等各类电源协同发展。一是积极推进水电开发，安全有序发展核电。2030年以前加快开发西南地区的优质水电站址资源，而2030年后重点推进西藏自治区的水电开发；2030年水电总装机容量为4×108kW以上，年发电量约为1.6×1012kW·h，开发率（不含西藏水电）超过80%；2040年水电基本开发完毕，2060年装机容量保持在5×108kW以上。在确保安全的前提下有序发展核电，2030年前年均开工6~8台机组，2030年核电装机容量约为1.2×108kW；随沿海站址资源开发完毕，2030年后适时启动内陆核电建设，2060年装机容量增长至在4×108kW左右。二是适度发展气电，增强电力系统的灵活性并实现电力多元化供应。气电的度电排放约为煤电的50%且灵活调节性能优异，适度发展是保障电力安全稳定供应的现实选择；气电定位以调峰为主，预计2030年、2060年装机容量分别为2.2×108kW、4×108kW。未来仍需重视天然气对外依存度、发电成本、技术类型等问题，积极探索天然气掺氢、氢气和CO2制取天然气等碳循环模式作为补充气源。三是合理统筹抽水蓄能和新型储能发展。近中期，在站址资源满足要求的条件下，应优先开发抽水蓄能以保证电力平衡并提供系统惯量；中远期需进一步挖掘优质站址资源，预计2060年抽水蓄能装机容量达到4×108kW。为满足电力平衡、新能源消纳等需求，中远期新型储能将取得快速发展，预计2060年装机容量达到2×108kW。42（四）务实解决电力平衡与供应保障问题电力平衡是电力低碳转型亟需面对的重大难题和挑战，如近期受电煤供应紧张、煤炭价格涨幅明显等因素的影响，多地出现了限产限电现象，引发各方高度关注。值得指出的是，一定时期内煤炭仍是我国重要的“兜底”保障能源，应在妥善解决电煤市场供需、秩序、价格等问题的基础上，着力构建多元化的清洁能源供应体系，以此充分保障电力供应的充裕性。近期，煤电仍是保障电力平衡的主力电源。新能源具有有效出力不稳定且偏小的特点（见图14），预计2025年、2030年在电力平衡中的贡献度占比分别为6%、7%，而煤电的相应占比高达57%、48%。充分挖掘需求侧资源也是保障电力系统安全运行、促进新能源消纳的重要方式，预计2030年、2060年可利用规模超过最大负荷的6%、15%。为此，未来应从规划设计、市场培育、机完善、基础设施建设等方面着手，建立健全需求侧资源利用体系。图142020—2060年我国各类电源电力平衡贡献图远期，保障电力平衡依赖多元化的清洁能源。预计2060年全国电力平衡容量需求为2.8×109~3.2×109kW；风能、光伏的装机规模约为4.6×109kW，但参与电力平衡的有效容量仅约4×108~5×109kW，仅能满足约15%的电力平43衡容量需求；水电、核电、气电、生物质等清洁能源对电力平衡容量的贡献度达到40%，抽水蓄能与新型储能的贡献度为17%，CCUS改造、调峰、应急备用煤电电力的贡献度分别为5%、5%、3%。着眼长远，我国电源发展存在多种路径，具有高度的不确定性；为了化解各种不确定性伴生的风险，应建立更加稳定的电力供应体系，提升极端情形下电力安全供应保障水平。基于碳达峰、碳中和目标约束，设置了煤电装机的平稳削减、加速削减两种情景，据此模拟电力供应的保障情况（见图15）。①平稳削减情景。2060年全国煤电装机容量保留8×108kW，其中近零脱碳机组装机容量为3.8×108kW，灵活调节机组装机容量为2.2×108kW，应急备用机组装机容量为2×108kW。2030年后，通过延寿、新建机组替换退役机组，保持煤电装机容量平缓下降，同时提高“退而不拆”的应急备用煤电规模；需配置的新能源装机规模为3.9×109kW。②加速削减情景。2060年全国煤电装机容量保留4×108kW，其中近零脱碳机组装机容量为1.5×108kW，灵活调节机组装机容量为1.5×108kW，应急备用机组装机容量为1×108kW。2030年后，煤电装机的自然退役规模快速增加，有较小规模的延寿和退役替换机组；需配置的新能源装机规模为4.6×109kW。44图152020—2060年全国煤电装机情景对比相较加速削减情景，平稳削减情景对无风无光、阴雨冰冻等极端天气的电力供应保障能力显著提升；但系统冗余备用成本有着较大增加，CCUS改造需求时间提前且数量上升（如2060年的碳捕集量需达到1.4×109t），整个规划期的电力供应成本提高约4%。五、对策建议（一）优化电力行业顶层设计，稳妥规划电力转型节奏统筹确定各省份、各行业的碳减排预算，特别是进一步明确电力行业碳预算，科学制定并实施相应的碳排放达峰时间与主要指标。在加快发展新能源、水电、核电等非化石能源的基础上，综合考虑电力供应保障、系统灵活调节资源等需求，协调煤电退出规模、节奏以及可再生能源发展；积极采取煤电延寿、退役煤电转为应急备用机组等措施，预防因火电大规模快速退出而影响电力安全稳定供应的潜在风险。密切关注碳预算、产业结构、技术、政策等内外部环境的变化，滚动优化电力低碳转型路径，动态调整电力低碳转型发展节奏。（二）实施绿色低碳核心科技攻关，统筹电力全链条的技术与产业布局加强国家科技战略引领，论证并制定新型电力系统科技发展规划，编制电力行业碳中和技术发展路线图，针对性部署领域重大专项攻关计划。建议围绕新型电力系统构建，培育国家实验室及创新平台，在国家级科技计划中支持一批重大技术项目，尽快在新型清洁能源发电，新型电力系统规划、运行、安全稳定控制，新型先进输电，新型储能与电氢碳协同利用等技术方向取得突破；加快先进适用技术研发、示范、规模化应用，构建与新型电力系统建设深度融合的“政产学研用”技术产业创新体系；持续加强碳中和关键技术研发和示范工程支持力度，完善配套的科技政策体系，促进电力行业高质量、可持续发展。（三）完善利益平衡、统筹兼顾的市场机制，建立绿色金融政策保障体系发挥市场在资源配置方面的决定性作用，以市场化手段解决新能源系统利用成本45显著提高的问题。积极探索容量补偿机制，挖掘电力系统“源网荷储”灵活性资源配置潜力，保障新能源的高效利用及用户供电的可靠性。完善电力等能源品种价格的市场化形成机制，优化差别化电价、分时电价、居民阶梯电价政策，发挥促进产业结构调整、缓解电力供应紧张矛盾的积极作用。科学设置碳排放总量控制目标、配额分配方式，建立碳价与电价的联动机制，实现碳交易与其他绿色交易品种的协调。发挥政府投资的引导作用，构建与碳达峰、碳中和目标相匹配的投融资政策体系。有序推进绿色低碳金融产品和服务开发，设立碳减排货币政策工具；建立绿色信贷评估机制，完善绿色金融政策框架。​（六）构建以新能源为主的新型电力系统时间：2022.2.21来源：蓝海长青智库原文链接：https://www.163.com/dy/article/H0NPB60A0511DV4H.html在近日举行的“2021全球十大工程成就暨2021全球工程前沿发布会”上，中国工程院院士、华能集团董事长舒印彪在报告中指出，在中国全力推行“双碳”目标的背景下，电力系统和能源系统承担着重要的责任。他表示：“新型电力系统是对传统电力系统的继承和发展，不是颠覆，也不是推倒重来。”在能源系统的碳排放中，能源活动占排放总量的88%，电力系统排放占37%。要实现碳达峰、碳中和，电力系统有两个任务：一是使电力系统朝着零碳电力系统发展，就是将传统的电力系统变成以新能源为主体的新型电力系统；二是大力驱动电气化。以下为报告整理。一、新型电力系统需三个发展阶段新能源在新型电力系统中，占比要达到多少才能够实现“双碳”目标？这就要研究新型电力系统里电源结构的演变，而这涉及四个基本问题的研究。46第一，要对中长期用电需求进行预测。在过去几十年间，用电需求预测总会出现一些问题。在研究电力系统的发展规划与演变过程时，一定要考虑电力系数究竟是多少，以确保用户能安全可靠、经济高效地用电。第二是新能源的资源和出力特性的分析，要评估风能、太阳能等资源的条件和可开发的规模，研究新能源发电的随机性、波动性和互补性。第三，要优化新能源和各类电源的结构。要按照碳达峰、碳综合的目标进行电力与电量的平衡，包括对短期、中期和长期进行生产模拟。第四，要开展安全性的评估，得保证电力系统能够安全稳定地运行。对各种能源结构经济性的组合评价，涉及技术、经济、资源等多方面的约束，按照安全、经济、高效的原则，要进行多方案、多路径的比较分析，才能优化提出我国能源转型目标和新型电力系统的发展路径。通过研究发现，新型电力系统中的新能源包括电气化，要实现“70、80、90”的目标。70指的在终端能源中电气化要占到70%，现在只有27%；非化石能源的消费比重到2060年要达到80%以上，而现在只有16%；第三个重要指标是在非化石能源的发电量占比能达到90%。因此，新型电力系统的发展过程也要经历三个阶段，即电源结构的演变。第一个阶段是在2030年碳达峰之前，电力的碳排放要优于油气行业，进入峰值的平台期。在这一阶段电力需求的增长按照4.2%设定，装机容量到2030年为40亿千瓦，用电量达将达11.8万亿千瓦。2021年用电量为8万亿千瓦——从8万亿到11.8万亿，在增加的3.8万亿中，新增电力需求的80%要由清洁能源来满足。到2030年左右我国煤电发电量占比要下降到42%，预计清洁能源发电量占比将接近50%。第二个阶段是深度的低碳阶段。从2031年到2050年，电力系统的碳排放经过两到三年平台期后要快速下降，电力系统的碳排放从40亿吨下降到10亿吨，实现深度低碳的电力系统。第三个阶段是零碳阶段。从2051年到2060年10年间，要从深度低碳发展到零碳。在这个过程中还要保留一定规模的火电，产生的碳排放通过CCUS技术移除。47这一阶段的发电装机容量要达到70亿千瓦，发电量要达到15.7万亿千瓦，清洁能源发电量的占比达到90%，其中新能源、水电、核电发电量的占比要达到61%、13%和16%。从2051年到2060年期间，新能源发电占比要超过60%，相当于现在煤电发电的占比，届时双方比例要互换。那么，新能源为主体究竟占比要达到多少？根据我们研究的情况是60%左右。而电力系统中新能源的不断演变，对传统的电力系统提出了巨大的技术挑战，这需要一系列的重大的技术和理论上的突破。新型电力系统有四个显著的特征。第一个特征就是将以化石能源为主体的电力系统，变成以新能源为主体的电力系统；第二个技术特征是将电力系统变为电力电子系统；第三，新型电力系统的形态和功能呈现多样化，将形成以电为中心，电力系统作为平台，多种能源相互补充、灵活转化的功能扩展；第四，新型电力系统和现代电力系统相比，要从自动化、智能化变为自动化、智能化和数字化向融合，大云物移智链等现代信息通信技术将在新型电力系统里边广泛应用，数字技术与电力技术实现深度融合。二、新型电力系统面临的科技问题在新型电力系统的科学技术方面，首先其安全稳定机理更趋复杂，这体现在运行特性上，由连续可控的电源变为热可控或强度确定性的电源。传统的电力系统是常规电源主导，发电出力是连续可控的，如ADC、EDC等控制策略和控制的技术已经非常成熟。新型电力系统将由新能源为主导，但新能源受天气变化影响，又具有随机性、波动性间歇性，它的发电出力是不可控的或具有高度不确定性。电力系统的稳定运行中有两大指标，即频率处于稳定的50赫兹与稳定的电压。而在新型电力系统中面临两大技术难题，一是电力电量实施平衡的问题。新能源的日内波动很大，2020年我国新能源装机已经达到5亿千瓦，但它的日最大波动为1.7亿千瓦，占最大负荷的16%。到2050年，新能源装机达到42亿千瓦，最大的日功率缺额波动将达到10亿千瓦，占最大负荷的40%，这是一个很大的问题。48从周的平衡和月的平衡看，经常出现连续的阴天、无风、寒潮等天气，新能源出力的不确定性很强。如2020年西北风电中，低于10%的装机最长为5天，华东光伏的出力低于20%的装机为8天。此外，新能源发电还存在着季节性的差异。风电夏季比冬季的利用小时数要少。2020年4月，风电发电量达到全社会用电量的9%，而7月风电发电量只是全社会用电量的4%。这就是第一个平衡的问题，影响到电力系统用户的安全可靠供电。第二是安全问题。双高电力系统的安全稳定机理发生了根本改变，这也是新型电力系统需要解决的最为突出的问题。能否在新型电力系统下保证电网的安全稳定，保证传统电力系统安全。如2016年的9月28号，强台风袭击了澳洲的南部地区，这一地区电力电子类的电源出力占比为55%，输电线路相继故障。大量的风机脱网，系统的转动惯量不足，系统频率以每秒钟6耗赫兹下降，最终导致系统的频率崩溃。第二个例子就是2019年的8月19号，由于遭受了雷击，英国一条400千伏的线路出现故障，随之海上风电出现脱网。此时的负荷为73.7万千瓦，同时燃气电站也出现故障，损失出力64万千瓦，系统频率由此下降从而引起连锁反应，分布式电源脱网，造成了大面积停电。第三个例子是2021年2月中旬，美国得克萨斯州遭受暴风雨极端天气，大量的风电机组停运，风机、天然气的管道等因结冰无法运行，400万用户失去供电、供暖长达一周的时间，电价涨到了几十美元一度。此外，2021年7月，法国南部森林发生火灾，法国与西班牙间一条400千伏的联络线跳闸，在故障前西班牙用电负荷2990万千瓦，联络线的输入为250万千瓦，只占用电负荷的8.4%。西班牙新能源装机占比36%，故障发生后系统频率降至48.65赫兹，跌落幅度远超预计值，被迫大量切除了负荷。2015年9月19号，四川锦屏到江苏一条特高压直流发生了双极闭锁故障。当时49华东电网的负荷是1.4亿千瓦，锦屏直流仅占华东负荷的3.5%。故障发生后华东电网的频率降到49.56赫兹，跌落的幅度远超预计值，通过紧急的调控240秒以后，系统才恢复到正常频率。这都说明电力系统的形态、机理都发生了更大的变化。从上述这些例子来看，我国现在的电力系统中，新能源的比重还没有达到西班牙那么高就出现了这些情况。为什么事先没有预先到这些？说明对新能源新型电力系统出现的问题尤其是电压稳定、频率稳定的机理认识还不重视，甚至不清晰、不清楚。三、理论和技术需突破与创新对传统电力系统的分析理论和一些控制方法，也不完全适用于新型电力系统；新能源对电网的友好性也需要提升；过去基于传统电力系统的一些理念、思维、方法和管理，都不能够墨守成规，按照过去的方法来解决新问题。首先，建立新型电力系统要深化一些基础理论的研究。第一要建立新型电力系统安全稳定性的认知体系，以维持同步稳定性为基础。我国建立了电力系统安全的三道防线，经受住了实践考验，已经30多年没有发生大面积停电事故，保持着大型电力系统完全稳定运行的世界纪录。新型电力系统的物理形态、动态特性和稳定机理发生了重大改变。需要研究建立强度决定性，非线性系统的数学模数、模型和稳定域，同时要对新型电力系统的供需平衡、随机规划、安全稳定分析、协同控制等理论方法进行新的认知。第二要在机电系统建模的基础上，对海量电力电子装备的随机复杂系统进行建模，实现机电、电磁暂态混合仿真，全电磁暂态仿真技术的研究。要利用人工智能、数字孪生等技术，增强电力电子系统的仿真分析研究能力。建立与双高电力系统相适应的安全控制体系，控制模式，要由传统集中的控制为主，发展为集中加分散的协调控制。第三要构筑新型电力系统的主动防御体系，要基于新型电力系统的可观可测，通50过预测、预判、预警和预控，实现安全风险的主动防御。要发挥电力电子装备快速调节的特点，实现大范围多资源协同快速控制，增强故障的事中、事后防御和恢复能力，提高新型电力系统的韧性。同时，要推进一系列关键技术的突破。一是新能源的灵活调节技术，发展电网友好型的能源，提升新能源高电压、低电压穿越的能力，惯量相应、一次调频与无功调压的能力，发展虚拟同步、光热发电、电网友好型等新型电源技术，提高新能源的主动支撑能力。第二是发展技术煤电清洁高效利用技术。提高效率、加快灵活性改造，使煤电向调节性电源转变，要突破低成本、低能耗的CCS/CCUS技术，发展生物质，耦合、碳捕集等负碳技术。第三要发展先进电网技术，如特高压、柔性输电、直流电网、宽禁带电力电子器件等技术。要发挥大电网的作用，实现时间差，季节差互补，实现风光水火互济，跨地区、跨流域的补偿调节，各类定员资源充分共享，互为备用。要发展主动配电网和直流配电技术，提高分布式电源和微电网的灵活性，互动性和电能利用效率。第四是用户侧的主动响应技术。过去在传统电力系统中强调很少的，在新型电力系统中变得非常重要。用户主动响应，是新型电力系统区别于传统电力系统的重要内容。缺少用户的主动响应，构建新型电力系统的经济成本将不可承受，同时要发挥我们在一些空调、电动汽车等柔性负荷的作用。四、储能是调节能力的重要组成部分要推广智慧用能的管理，充分挖掘用户可调节资源，加强电动汽车、智能家电、家庭储能、可中断负荷等负荷能力的建设，到2030年我国负荷需求侧响应的能力要得到大幅提升。储能技术是新型电力系统调节能力的重要组成部分。在各种形式的储能当中，抽水蓄能最可靠、最经济，电化学储能是进步最快、发展潜力最大的新型储能。要大力推广抽水蓄能技术，加快电化学储能的稳定性、系统集成、梯次利用、纳米51材料等关键技术的应用。这里提到的是全时间尺度储能的发展，即日内储能、周内储能和季节性的长期平衡需要的储能。数字技术是新型电力系统里最显著的特点。数字化是新型电力系统具备的显著的技术特征，要推进多科学、多领域的集成创新，实现新能源与数字技术的深度融合。提高新能源的预测精度，现在已经有了很大的进展。要增强用户侧主动负荷的响应能力，要应对随机性的问题都需要数字化。最后一个重点技术就是电力市场技术。电力市场将在激励各类灵活性资源参与系统调节，促进新能源消纳，保障系统安全性和容量的充裕性等方面将发挥重要作用。我国“统一市场、两级运作”的电力市场架构已经建立，2020年的市场化交易电量已经达到43%。要通过市场化建设，使各类能源能够共享，在市场上得到合理的回报。（七）打赢电力行业绿色低碳转型硬仗时间：2021.6.16来源：中国经济网原文链接：http://www.ordoszk.gov.cn/zt/qmxxgcsjd/qyjjs/202106/t20210616_2910774.html实现碳达峰、碳中和，是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。根据国际能源署统计，2019年中国碳排放总量113亿吨，能源领域碳排放量98亿吨，占全国总量的87%，其中电力行业碳排放42亿吨，占全国总量的37%。推进绿色低碳发展，能源电力行业任务最重、责任最大，承担着主力军作用。当前，我国电力行业绿色低碳转型面临哪些挑战？如何构建以新能源为主体的新型电力系统？经济日报记者近日专访了中国工程院院士，中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪。52记者：“十四五”规划和2035年远景目标纲要提出，推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。近年来，我国电力行业低碳转型成效如何？未来发展方向是什么？舒印彪：近年来，我国积极推进电力低碳转型，新能源实现快速发展。截至2020年底，中国风电、太阳能发电装机分别达到2.8亿千瓦、2.5亿千瓦，占世界装机总量的34%、33%，且均居世界首位；清洁能源大规模开发利用，电能替代步伐加快，2016年以来累计电能替代电量超过9000亿千瓦时；煤电清洁高效利用效果突出，86%的煤电机组完成超低排放改造，全国供电煤耗降至305克/千瓦时，过去10年下降28克/千瓦时，相当于年减少煤炭消耗1.4亿吨、减排二氧化碳4亿吨；特高压技术实现大规模应用，电力市场化改革深入推进，低碳转型取得显著成效。我国是世界上最大的能源生产国和消费国，要如期实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标，电力行业肩负着重要的历史使命。对此，我国能源电力行业要加快形成多元化清洁能源供应体系，支撑未来能源转型。坚持集中式和分布式并举，大力发展陆上新能源；破解整体规划、技术创新、政策支持等问题，加快发展海上风电；加快华龙一号等国产化三代压水堆技术推广，推进四代高温气冷堆示范工程，在确保安全的前提下积极有序发展核电；积极开发水电，打造流域“水风光”互补开发模式；发挥煤电兜底保供和应急备用调峰作用，持续降低煤电占比；加快大容量、长寿命、高安全、低成本电化学储能研发和推广，推动储能规模化应用。记者：“十四五”时期是实现碳达峰目标的关键期，应如何构建以新能源为主体的新型电力系统？舒印彪：过去100多年来，电力系统形成了以化石能源为主体的技术体系，随着新能源快速发展，电力系统的结构形态将发生变化，从高碳电力系统向以新能源为主体的新型电力系统转变。当前，我国构建新型电力系统，要统筹发展与安全，保障电力持续可靠供应，并53充分利用数字技术和智慧能源技术，在传统电力系统基础上，增强灵活性和柔性，提高资源优化配置能力，实现多能互补、源网荷储高效协同。以新能源为主体的新型电力系统将具有四个方面基本特征：一是加强电网互联互通，发挥大电网优势，实现各类发电资源充分共享、互为备用；二是提升智能化互动化水平，推进现代信息通信技术与电力技术深度融合，由部分感知、单向控制转变为高度感知、双向互动、智能高效；三是实现灵活柔性，提高新能源发电品质，主动平抑出力波动，成为友好型电源，增强电网平衡调节能力，提高抗扰动能力，保障多能互补，更好适应新能源发展需要；四是确保安全可控，推进交流与直流、各电压等级协调发展，建设新一代调控系统，筑牢安全“三道防线”，有效防范大面积停电风险。记者：做好碳达峰、碳中和这道必答题，我国能源电力发展的重点工作有哪些？舒印彪：实现碳达峰、碳中和目标，实施再电气化是关键路径。再电气化就是以电为中心、电力系统为平台，清洁化、电气化、数字化、标准化为方向，构建清洁低碳安全高效的能源体系，在传统电气化基础上，实现高度电气化社会。清洁化意味着大力发展新能源，加快发展水电，安全推进核电建设，推动煤电从电力保障设施向生态环保平台转变；电气化主要体现在工业、建筑和交通领域的大规模电气化替代，力争到2060年，三者电气化水平分别由目前的26%、40%和4%，提高到70%、80%、50%以上；推进电力数字化建设，提升电力系统智慧化水平，则要求加强电力数字化基础设施建设改造，充分挖掘系统资源，实现多能互补、灵活调节、主动响应、协调互动，提升电力系统安全和效率；同时，加快碳减排标准体系建设，推动建立与国际接轨的碳减排制度体系，是促进相关行业自主控碳减碳的有效途径。我们要加强能源标准国际合作，构建与国际接轨的“标准+检测”服务体系，拓展国际合作空间。记者：我国电力系统的清洁低碳转型还存在哪些核心技术问题亟待突破？在发挥科技创新引领方面，作为能源电力领域的龙头企业，华能集团有哪些做法？54舒印彪：改革开放以来，我国发电技术实现跨越式发展，自主创新能力大幅提升，系统集成、工程化技术和关键核心技术取得突破，多项技术实现了“领跑”和“并跑”。但发电领域的控制芯片、基础材料及一些关键部件的核心技术尚未完全掌握，电力基础设施网络安全还未做到完全自主可控，需进一步加强自主创新，尽快取得重大原创性、引领性成果，增强产业链韧性。华能作为能源电力领域的龙头企业，始终坚持企业的创新主体作用，以重大科技项目为牵引，联合高等院校、科研院所和行业上下游企业，组建任务型、体系化的创新团队，攻关“卡脖子”关键共性技术难题，打通上下游产业链，带动行业技术进步。以DCS（分散控制系统）为例，长期以来，国内DCS所使用的CPU和操作系统等软、硬件依赖进口，存在巨大安全隐患。由华能西安热工院为总牵头，联合中国电子、中国电科、南瑞继保公司组成联合攻关团队，充分发挥福州电厂和玉环电厂多年来的运行检修经验，组成了DCS总体设计、国产芯片、操作系统、电子元器件、组态软件、改造和运行一条龙的高水平强强联合团队，为研发应用的高起点、高速度奠定基础，成功研制出全国产化的DCS系统——华能睿渥，标志着我国发电领域工业控制系统完全实现自主可控，并在国内首次成功应用于35万千瓦和百万千瓦火电机组，成为新型举国体制下自主创新的典型范例。记者：未来科技创新对构建新型电力系统，持续推动我国电力能源领域的绿色转型将发挥什么样的作用？能源电力行业中的大中小企业该怎么做？舒印彪：能源行业绿色转型是全球面临的共同挑战，需要各国科技界、企业界开展更加广泛的国际合作，充分发挥科技创新的引领作用，加快突破关键核心技术。在基础前瞻领域，重点攻关高效率高安全大容量储能、氢能及燃料电池、高效率光伏发电材料、新型绝缘材料、超导材料、宽禁带电力电子器件等技术。在工程应用领域，重点攻关CCUS（碳捕获、利用与封存）、高效率低成本新能源发电、大规模海上风电、虚拟电厂、源网荷储协调运行、主动需求响应、综合能源系统等技术。55中国华能将积极推进新型电力系统建设，加强低碳技术研发，完善产业政策和技术标准，为实现碳达峰、碳中和作出积极贡献。而对能源电力行业中的中小企业而言，很多关键核心技术具有较高的研发风险和产业化成本，需要上下游企业、单位联合集成创新。针对此类问题，华能计划在海上风电等领域组建体系化、任务型创新联合体，加大海上风电、钙钛矿、异质结光伏等前沿技术投入，并提供大规模示范应用场景。以重大工程和重点项目为牵引，带动产业链上下游大中小企业、单位协同创新，发挥产业链集成优势，提高技术水平和竞争力，助推产业转型升级发展。（八）加快能源消费领域电气化助力碳达峰碳中和实现时间：2021.3.8来源：新华网原文链接：http://www.chinasmartgrid.com.cn/news/20210308/638023.shtml政府工作报告部署今年重点工作时提出，扎实做好碳达峰、碳中和各项工作，制定2030年前碳排放达峰行动方案。全国政协委员，中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪表示，加快终端能源消费领域的电气化进程，是助力碳达峰碳中和的重要途径，要实现碳达峰碳中和目标，到2060年我国电能消费比重必须达到70%以上。舒印彪认为，电作为清洁高效的终端能源载体，电能消费占终端消费比重每提高1个百分点，能源强度可下降3.7%。目前我国在工业、建筑供暖、交通等能源消费领域还存在能耗高、排放量大的问题，电气化水平还有很大提升空间。对此，舒印彪提出四点建议：一是深度拓展工业电气化，促进节能减排。加大电能装备替代，提高综合能效和绿色用能水平，实现从高碳排放模式向低碳排放模式转变；推动技术创新和商业模式创新，通过推行节能和工业余热余压回收，发展综合能源服务，形成互补互56济的新型用能方式；利用“氢能+CCUS”等技术手段，在钢铁、水泥、煤化工等领域打造先进的低碳循环工业体系；针对行业重点减排对象，打造一批可推广、可复制的电能替代示范工程，推动技术规模化应用，带动社会广泛实施电能替代。二是大幅提高建筑用能的电气化水平。应积极推进建筑供冷供暖电气化，打造绿色建筑；健全市场化改造机制，鼓励利用建筑屋顶、墙壁发展分布式能源和储能系统，实现与外部能源系统双向互动。三是加快推进交通电气化。在城市交通领域鼓励推广纯电动车，在物流领域探索推广电动卡车，同时加强充电基础设施建设，使电动汽车比重逐步提高；积极发展轨道交通、港口岸电等，形成交通综合能源系统。四是加快突破关键核心技术，为能源消费方式的绿色转型提供科技支撑。要聚焦氢能储能技术、碳捕集封存和利用技术等前沿技术，促进深度减排。利用数字化技术赋能，发展智慧能源系统。通过促进产业链上下游标准有效衔接及能源电力标准国际化，加快实现产业基础高级化、产业链现代化，促进国内国际双循环。通过电力市场、碳市场、新能源消纳机制等市场化手段，引导能源消费侧结构调整，实现可持续发展。（九）实现碳达峰碳中和要“清洁替代”更要“电能替代时间：2021.9.27来源：电缆网讯原文链接：https://caifuhao.eastmoney.com/news/20210927170404892413340中国华能集团有限公司董事长、中国工程院院士舒印彪在9月25日于北京举行的2021全球能源转型高层论坛上，作题为《能源电力绿色低碳转型与华能实践》的主旨发言中指出，实现碳达峰碳中和，不仅要在能源生产侧加快对化石能源的“清洁替代”，还要在消费侧深入推进“电能替代”。舒印彪在发言中指出，中国能源电力低碳转型取得显著成效，建成世界最大清洁发电体系，在应对全球气候变化中展现出负责任的大国担当。实现碳达峰碳中和，57能源是主战场，电力是主力军，不仅要在能源生产侧加快对化石能源的“清洁替代”，还要在消费侧深入推进“电能替代”。舒印彪强调，我国能源电力低碳转型应遵循安全、清洁、经济、高效的原则来设计路径，确保清洁能源供应的可获得、可支付、可持续。他提出，推动电力系统零碳革命，应以技术创新为重要支撑，以清洁化、电气化、数字化、标准化等“四化”为实施路径。以清洁能源加快替代化石能源，大力发展新能源，积极开发水电，有序发展核电，发挥清洁高效煤电兜底保供作用；以电为中心，电力系统为平台，建设高度电气化社会，重点提升工业、建筑、交通等领域再电气化水平；通过数字化赋能，实现电力系统安全稳定运行、资源大范围优化配置、及时灵活响应，构建新型电力系统；搭建标准化体系，凝练标准化成果，以标准化促进低碳技术创新，加强碳减排国际标准合作。舒印彪表示，华能以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为指引，大力推进自主创新和绿色低碳转型。主动承担国家科技重大攻关项目，石岛湾高温气冷堆成功临界；着力攻克“卡脖子”难题，研制出具有完整自主知识产权的国内首套全国产DCS系统；积极发展煤炭清洁高效利用技术，在天津建成具有华能自主知识产权的我国首座IGCC示范电站；全力推动低碳技术创新，形成2条具有自主知识产权的污泥垃圾耦合发电技术路线。下一步，华能将全力打造新能源、水电、核电三大支撑，加快推进“三型”“三化”大型能源基地开发，持续开展灵活性改造，发挥好煤电调峰调频、兜底保供作用，坚持先立后破，有序实施减量化发展，加强CCUS多环节技术攻关，在实现碳达峰碳中和上走在前列。他倡议大家携起手来，以更加开放的态度加强国际科技交流合作，加快推动能源电力低碳转型，为助力实现碳达峰碳中和目标作出58新的更大贡献。中和资料库公众号发布，供大家参考和使用。我们已经发布了《国家级碳中和产业政策白皮书》《省级碳中和产业政策白皮书》等100多篇专项汇本文由碳中和资料库知识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