习近平总书记强调：“实现碳达峰、碳中和，是贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求，是党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策。”今年正值“绿水青山就是金山银山”理念提出20周年，也是“双碳”目标提出五周年。作为能源生产和消费的核心领域，电力行业在实现“双碳”目标过程中发挥着至关重要的作用。五年来，中国电力行业在能源结构转型、技术创新与应用、市场机制与政策体系完善等方面取得显著进展，有力推动了经济社会全面绿色转型，为全球应对气候变化贡献了中国智慧和中国力量。

（来源：中国电力企业管理  作者：徐耀强  何晓红）

电力“双碳”行动取得的重大成就

2020年9月，我国明确提出2030年前碳达峰、2060年前实现碳中和的目标，标志着经济社会发展全面绿色转型新征程的开启。五年来，电力行业作为实现“双碳”目标的关键领域，取得了显著成就。

顶层设计与政策体系日趋完善

我国已构建起全球最系统完备的碳减排顶层设计和政策体系，将“双碳”目标深度融入生态文明建设和经济社会发展全局。

一是多层次政策体系基本形成。国家层面出台《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》两大纲领性文件，各部委制定12个分领域分行业实施方案及30余项保障方案，所有省（区、市）均出台本地区碳达峰实施方案。

二是电力市场化改革持续深化。全国统一电力市场体系框架初步建立，中长期、电力现货和辅助服务市场协同发展。2023年，全国电力市场交易电量达5.7万亿千瓦时，占全社会用电量的61.4%。燃煤发电上网电价市场化改革取得关键突破，碳减排支持工具和煤炭清洁高效利用专项再贷款等机制推动绿色金融发展。

三是多政策工具协同推进。“降碳、减污、扩绿、增长”协同推进框架初步建成，碳排放权交易、用能权交易、绿证交易等工具联动发力。绿色电力交易电量突破800亿千瓦时/年，是2020年的10倍。全国碳市场首个履约周期顺利完成，为行业低碳转型提供了坚实的制度保障。

能源电力结构绿色转型成效显著

我国立足能源资源禀赋，在保障能源安全的前提下，持续推进能源绿色低碳转型和结构优化。

一是化石能源消费比重持续下降。煤炭消费占比从2020年的56.8%降至2024年的53.2%，非化石能源消费比重由15.9%提升至19.8%。

二是可再生能源实现跨越式增长。截至2025年6月底，全国可再生能源装机容量达21.59亿千瓦，占发电总装机的59.2%，继续保持全球领先地位。

三是推动全球清洁能源成本下降。我国作为最大清洁能源设备制造国和出口国，推动全球风电和光伏成本在过去十年间分别下降超60%和80%。

电力技术创新与应用成果突出

电力行业科技创新能力显著增强，多项技术达到国际领先水平。

一是新能源发电技术国际领先。我国已建成风电、光伏全产业链研发制造体系，海上风电、大容量光伏组件等技术实现关键突破。自主三代核电技术“华龙一号”“国和一号”实现批量化建设，已全面掌握第四代高温气冷堆技术。

二是储能与CCUS技术快速发展。截至2025年6月底，抽水蓄能装机达5439万千瓦，新型储能规模达4444万千瓦/9906万千瓦时。千万吨级CCUS集群项目积极推进，预计2030年碳捕集规模达4000万吨/年。

三是智能电网建设加快推进。西电东送输电能力突破3亿千瓦，较2020年提高4000万千瓦。源—网—荷—储协同调控能力显著增强，跨省跨区资源配置效率持续提升。

推动经济社会全面绿色转型

电力行业以绿色技术创新为核心，推动终端用能电气化水平显著提高，电能占终端能源消费比重达28%，较五年前提升5个百分点。

一是绿色制造体系加速形成。已培育66个国家级战略性新兴产业集群、6400余家国家级绿色工厂、490余个绿色工业园区。2024年单位GDP能耗较2020年下降11.6%，相当于减排二氧化碳11亿吨。

二是交通领域电气化成效显著。新能源汽车年产销量超1200万辆，连续十年全球第一。截至2025年6月，充电设施总数达1610万个，县域覆盖率达97.08%，乡镇覆盖率达80.02%。

三是绿色建筑规模持续扩大。2024年，城镇新建绿色建筑占比超97%，节能建筑占城镇既有建筑比例超66%。北方地区清洁取暖面积达209亿平方米，较2020年增长近50%。森林覆盖率提升至25%以上，年碳汇量超过12亿吨二氧化碳当量，居世界首位。

深度参与全球气候治理

我国电力行业积极践行国际责任，为全球气候治理作出了重要贡献。

一是推动绿色技术全球共享。风电、光伏设备出口覆盖200多个国家和地区，光伏组件产量占全球80%以上，显著推动全球能源转型进程。

二是深入开展南南合作。与42个国家签署项目文件，提供和动员资金超1770亿元，支持发展中国家应对气候变化。我国电力企业在海外承建清洁能源项目总装机超1亿千瓦。

三是引领国际标准与机制创新。我国主导制定的特高压、智能电网等国际标准成为全球通用标准。“全球清洁能源合作伙伴关系”倡议获国际社会广泛响应，为全球能源治理提供了“中国方案”。

电力“双碳”行动面临的主要挑战

五年来，电力“双碳”行动在能源结构转型、技术创新与应用、市场机制与政策体系完善等方面取得了显著成就。然而，电力“双碳”行动的实施仍面临诸多挑战，这些挑战不仅涉及技术方面，还涉及经济、政策、社会等多个方面。

电力供应保障难度增大

随着我国经济的持续增长，电力需求稳步上升，且尖峰负荷特征愈发明显。尽管尖峰负荷累计时间短、出现频次低，但规模不断增加，这无疑提高了电力供应的投资成本与保供难度。特别是新能源装机比重持续攀升，但其电力支撑能力与常规电源相比仍有较大差距，难以在关键时刻形成可靠替代。风电、光伏等新能源发电具有间歇性、随机性和波动性特点，“极热无风、晚峰无光、覆冰停机”等现象频发，导致新能源在电力需求高峰时无法稳定供电。而国际局势复杂多变，能源价格高位振荡，动力煤、天然气等大宗商品价格大幅上涨，国内煤炭、天然气供应阶段性紧张，火电企业经营困难，进一步削弱了电力供应的稳定性。

新能源并网消纳问题突出

我国新能源发展迅猛，截至2025年6月，全国可再生能源装机占比达59.2%，其中风电、光伏发电装机容量已突破10亿千瓦，占我国总发电装机容量的比重达30%以上，但消纳能力与装机增长严重失衡。尽管近年来全国新能源利用率总体维持在较高水平，但消纳基础并不牢固，局部地区、局部时段弃风弃光问题依旧存在。在一些新能源富集地区，由于电网建设滞后、储能设施不足以及缺乏有效的调度机制，导致弃风弃光率反弹，如河北、西藏等省区弃风率突破10%，蒙西、甘肃、青海等光伏利用率远低于90%的消纳红线，亟需构建源网荷储一体化协同机制。同时，大型新能源基地系统支撑能力不足，也制约了新能源安全高效外送。未来，新能源大规模高比例发展对系统调节能力提出了更高要求，然而调节性资源建设面临着政策、资金、技术等诸多约束，区域性新能源高效消纳风险不断增大，制约着新能源的高效利用。

电力安全运行风险加剧

高比例可再生能源消纳和高比例电力电子设备构成的“双高”特性，给电力系统安全稳定运行带来了前所未有的挑战。我国电网交直流送受端强耦合、电压层级复杂，送受端电网之间、高低压层级电网之间协调难度大，一旦发生故障，极易引发连锁反应。中东部地区多条直流集中馈入，本地电源支撑能力较弱，电压频率稳定问题突出。随着新能源、新型储能、柔性直流输电等电力技术的快速发展和广泛应用，系统主体多元化、电网形态复杂化、运行方式多样化的特点日益显著，对电力系统安全、高效、优化运行提出了更高要求。与此同时，随着数量众多的新能源、分布式电源、新型储能、电动汽车等接入，电力系统可控对象从以源为主扩展到源网荷储各环节，控制规模呈指数级增长。当前，电力系统信息感知能力不足，现有调控技术手段难以做到全面可观、可测、可控，调控系统管理体系无法适应新形势发展需求。此外，新型网络攻击技术层出不穷，以电力电子化和数字信息化为典型特征的高比例新能源应用，使得网络安全风险日益凸显，电力系统重点环节网络安全防护能力亟待提升。

系统灵活性资源严重不足

随着风电、光伏发电等可再生能源大规模并网，电力系统对灵活性调节资源的需求日益凸显。目前，我国灵活性电源（如天然气发电、储能电站等）在电力系统中的占比仍然较低，难以满足高比例可再生能源接入的调节需求。因此，亟需提升灵活性电源的规模，以增强系统的调节能力。与此同时，我国需求侧响应能力整体较弱，用户参与积极性不高，需通过政策引导和市场机制创新，激励用户更广泛地参与需求响应。虚拟电厂作为整合分布式能源与需求侧资源的关键平台，目前仍处于发展初期，面临技术标准不完善、市场机制不健全等问题，应加快其建设进程，以提升系统灵活调节能力。灵活性资源严重不足的深层原因在于其建设和运行成本较高，且缺乏有效的价格信号与激励机制。因此，应通过技术创新和政策支持，降低灵活性资源成本，提升其经济性，并借助补贴、优惠电价等激励手段，引导灵活性资源的合理配置与健康发展。

传统煤电转型难度超预期

尽管近年来煤炭消费占比持续下降，但它在我国能源结构中仍占据重要地位。推动煤炭的清洁高效利用与逐步退出是一个复杂系统工程，需在保障能源安全的前提下稳步推进。尤其值得注意的是，传统煤电转型的实际难度超出预期。例如，煤电灵活性改造虽是提升电力系统灵活性的关键举措，却面临成本高、技术难度大的挑战。改造后的机组在经济性方面也存在压力，需要依托政策支持与市场机制以维持其合理收益。此外，煤电行业关联大量固定资产投资和就业人口，逐步退出过程中必须审慎应对可能带来的经济与社会影响，避免对相关产业及就业市场造成剧烈冲击。

电力技术创新存在瓶颈

虽然我国在新能源、核电、输变电、新型储能等技术领域取得了快速发展，但电力低碳领域的科技创新能力仍难以满足行业高质量发展的需求。一方面，该领域的基础理论方法尚存不足，例如非工频稳定性分析等方面的基础理论仍不完善；另一方面，电力行业低碳转型也带来了诸多新的技术挑战，包括系统形态与运行特性变化导致的控制与预测难题、电力数字化转型引发的信息安全问题、多品种能源协同耦合的技术障碍，以及科学精准的电力碳核算技术等。尤为突出的是，新型电力系统对运行控制、特高压组部件、新型储能、系统耦合等技术提出了更高要求，然而目前部分核心技术和关键组部件仍依赖国外，甚至存在“卡脖子”风险。国内产品设计在实现低碳、高效、精益管控方面仍有欠缺，难以完全适应电力系统转型升级的需要。加之国际形势复杂多变、贸易保护主义抬头，关键技术和设备的进口可能受阻，进而影响电力项目的建设与稳定运行。

体制机制改革有待深化

电力体制改革进入“深水区”，深层次矛盾逐渐显现。电力市场不协调不平衡问题较为突出，适应新型电力系统灵活、高效、便捷互动的市场机制和价格体系亟待完善。新能源具有低边际成本、高系统成本、大规模高比例发展的特点，与之相适应的市场设计亟需创新，各类调节性、支撑性资源的成本疏导机制尚需健全。特别是，输配电价、上网电价、销售电价改革有待进一步深化，以合理反映电力成本和市场供需关系。新形势下的电力行业管理体制仍需健全优化，适应高比例新能源和源网荷储互动的电力设计、规划、运行方法有待调整完善，电力监管机制需要创新改革，电力企业治理效能亟待提升。

电力“双碳”行动深化的路径选择

当前，我国电力行业的“双碳”行动已从宏观战略规划阶段进入深化实施的关键期。在此阶段，亟需在现有成果基础上，探索系统化、精细化与创新化的推进路径，以构建新型电力系统为核心，推动电力行业绿色低碳转型迈向更高水平。

加快构建新型能源体系，优化电源结构

持续推动能源结构清洁低碳转型是根本举措。要大力发展风电和太阳能发电，特别是分布式光伏和海上风电，预计到2030年，新能源装机容量将超过12亿千瓦。同时，积极安全有序发展核电，在沿海和内陆适宜地区稳步推进项目建设。充分发挥煤电的兜底保障作用，推动煤电行业实施“三改联动”，逐步推动其由主体电源向基础保障性和系统调节性电源转型。此外，还需因地制宜开发水电，积极推动生物质能、地热能、海洋能等新能源的开发利用，构建多元化的清洁能源供应体系。

建设智能高效电网，提升系统调节能力

电网是能源转型的中心环节。要加快建设以特高压为骨干网架的坚强智能电网，推进跨省跨区输电通道建设，扩大清洁能源配置范围。大力发展柔性直流输电、分布式智能电网、微电网等新技术新模式，提升电网对高比例新能源的适应能力。同时，积极发展新型储能系统，推进抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能等多元化储能技术规模化应用，力争到2030年新型储能装机达到1.2亿千瓦以上。通过源网荷储协同互动，大幅提升电力系统综合调节能力。

加强电力科技创新，突破关键核心技术

科技自立自强是能源转型的战略支撑。集中攻关高效率大容量风电、高效光伏、低成本新型储能、低成本可再生能源制氢、先进核电等关键技术。加快突破CCUS、智能电网、能源互联网、综合能源系统等共性技术。推动关键装备国产化替代，提升能源产业链、供应链韧性和安全水平。构建“产学研用”协同创新体系，促进科技成果转化和规模化应用。

推动数字技术应用，有效提升智能水平

数字化转型是新型电力系统建设的重要支撑。应用大数据、人工智能、物联网、区块链等先进技术，打造智慧电厂、智能电网、智能运维和智慧用电体系，提升电力系统全环节数字化、智能化水平。建设“数字孪生”电网，实现物理电网与数字系统的智能互动和优化运行。通过数字化手段加强电力碳排放监测、报告与核查，为碳市场运行和碳减排决策提供数据支持。

深化电力市场改革，不断创新体制机制

发挥市场在资源配置中的决定性作用至关重要。要健全中长期市场、现货市场、辅助服务市场有机衔接的电力市场体系，完善可再生能源参与市场交易机制，通过价格信号引导清洁能源消纳和灵活资源配置。深化输配电价改革，建立适应新型电力系统的电价机制。积极推广绿色电力交易，完善绿证制度，畅通绿电消费渠道，以市场化方式体现可再生能源的环境价值。探索建立容量补偿机制，保障系统安全可靠运行。

促进区域协同发展，推动电力国际合作

我国各地区资源禀赋和发展阶段差异较大，应坚持全国“一盘棋”，统筹推进东部地区新能源分布式开发与西部地区清洁能源基地化开发，加强跨省跨区能源协同发展。同时，积极参与全球能源治理，深化“一带一路”电力合作，推动我国新能源技术、装备、标准和服务“走出去”，构建国际能源合作新格局，为全球能源低碳转型贡献“中国智慧”和“中国方案”。

本文刊载于《中国电力企业管理》2025年9期，作者徐耀强系中国电力企业联合会专家委员、特约研究员，何晓红系中国华电集团有限公司战略发展研究中心研究员。