中国电力行业二氧化碳排放达峰路径研究

王丽娟，张 剑，王雪松*，陈潇君，宋晓晖*，周凌安，严 刚

1.生态环境部环境规划院大气环境规划研究所,北京 100012

2.电力规划设计总院,北京 100120

电力行业碳排放是全球最大的CO2排放源[1]，也是中国最大的碳排放源[2-3].中国用电需求从2010 年的4.2×1012kW·h 增至2020 年的7.5×1012kW·h，年均增长率为6.0%.电力结构以火电为主，近年来虽有所下降但仍占主导地位，火电发电量从2010 年占中国总发电量的80.8%降至2020 年的67.9%.电量需求大和以煤为主的发电结构是导致中国电力行业成为最大碳排放部门的主要原因[4].与此同时，与工业等其他碳排放部门相比，电力部门在脱碳方面具有较高的潜力和成本优势[5].因此，电力行业达峰路径是决定国家碳达峰进程的关键.

提高非化石能源发电量是实现电力行业碳达峰的重要途径.近年来，我国非化石电源装机发展迅速[6-7]，已成为全球最大的可再生能源生产国[5].2020年，全国水、核、风、光等非化石电源装机容量为9.8×108kW，占总装机容量的44.7%，比2010 年提高18.1 个百分点；非化石电源发电量2.6×1012kW·h，占总发电量的比例由2010 年的19%升至2020 年的33.9%.当前我国水能、核能、生物质能发展潜力有限，水电技术成熟、运行灵活，但资源大都已开发；核电发展规模受核电设备生产、项目建设能力和站址资源等限制；生物质发展潜力则受限于燃料供应量及价格影响.相较而言，我国风能、太阳能资源丰富，发展潜力巨大，因此为实现碳达峰，风电、太阳能发电须成为承担满足新增电力需求的主体.我国承诺2030年非化石能源占一次能源消费比重将在25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12×108kW，每年约需新增风光装机容量0.7×108kW，年均增量相当于英国2019 年风光总装机容量的1.9 倍、美国的40%，未来风光电力发展任务艰巨.鉴于上述原因，迫切需要在我国碳达峰碳中和总体目标下，科学谋划电力行业碳排放控制路径.

国内外关于中国电力部门碳排放特征研究主要有两类：一是进行电力行业排放影响因素分析，对各项影响因素进行分解，识别主要因素，定量研究经济、人口、碳价、电价等因素对碳排放的影响[8-15]，此类研究难以给出具体的控制路径.二是自下而上探讨电力行业减排路径，分析电源结构、节能降耗等对电力行业的影响等[16-20]，但以上研究通常是基于传统的经济增长模式假设，虽能够很好地量化某一类因素对电力行业的减排潜力，但很难从行业间关联的角度对电力行业碳排放影响进行分析.总结来看，目前已有研究对中国电力行业未来的CO2减排潜力、贡献因素做了探索，但鲜有研究统筹考虑宏观影响因素以及部门间的相互关联，包括经济发展、逐步收紧的碳减排政策下其他相关行业变革对电力行业的影响.该研究通过建立电力需求预测模型，统筹考虑经济发展、各行业变革对电力需求的影响，进行电力需求预测，采用情景分析方法，综合考虑发电结构调整、节能降耗技术等因素影响，测算了我国电力行业碳排放趋势，分析了影响电力行业碳达峰的主要驱动因素，提出了电力行业碳减排的关键路径和重点措施.

1 方法与数据

1.1 技术路线

为系统开展电力行业达峰研究，该文构建了以全社会用电需求、电源结构、化石能源消费、CO2排放为主要内容的研究框架，对不同阶段电力行业发展情景和碳排放变化趋势进行预测分析.其中电力需求分析模块与社会经济发展、各部门用电需求密切相关，分别采用弹性系数、部门需求进行预测.电源结构分析模块在用电需求预测的基础上，综合考虑资源条件、在建项目、部门规划、其他机构研究等方面因素，判断水电、核电、生物质发电、气电等发展规模，判断风电、光伏的未来发展规模与发电量，然后基于供电安全、系统调峰的需要，确定煤电装机与发电量.综合考虑节能技术应用与单位发电量能耗降低的趋势，预测电力行业化石能源消费量和CO2排放变化趋势.结合国家总体达峰要求，综合研判电力行业碳排放达峰时间、峰值、达峰路径，并在此基础上提出达峰的主要措施和配套政策机制，技术路线见图1.

图1 电力行业碳达峰预测技术路线Fig.1 Technology framework of carbon emission peak forecasting in electric power industry

我国主要的发电技术包括太阳能发电(包括光伏发电、光热发电)、风电、核电、水电、传统燃煤和燃气发电，以及生物质发电替代技术，其他发电技术(如地热和海洋能源发电)还处于早期阶段，2020 年仅占总发电量的0.003 7%，由于发电比例相对较小未予考虑.通常火力发电厂使用寿命超过20 年，传统的火电机组将在未来产生强烈的“碳锁定”效应[21]，因此，发展低碳发电技术是减少火电CO2排放的重要选择.在低碳技术方面，包括高效率发电(HEG)技术和CO2捕集利用与封存(CCUS)技术.HEG 技术可以通过提高发电效率来降低传统燃煤发电的碳排放强度.CCUS 技术2018 年综合捕集能力仅为年排放量的0.01%[22]，也未予考虑.

1.2 行业发展预测方法

1.2.1 电力需求预测方法

电力需求与社会经济发展、各部门用电需求密切相关.该研究分别采用弹性系数法、部门需求预测法两种方法，开展电力需求预测.

1.2.1.1 弹性系数法

电力消费弹性系数是指电力消费增长速度与国民生产总值增长速度的比值，用以评价电力与经济发展之间的总体关系.中长期看，电力弹性系数具有一定规律性.改革开放以来，中国经济发展大体经历了4 个周期，1981−1990 年中国产业结构以农业和轻工业为主，电力弹性系数为0.82；1991−1999 年产业结构以轻工业为主，弹性系数为0.82；2000−2009 年进入重工业化阶段，电力弹性系数为1.1；2010−2019年经济进入新常态，工业化进入中后期阶段，电力弹性系数为0.92[23].国际、国内经验表明，工业化前期电力弹性系数小于1，工业化中期阶段，电力弹性系数大于1；工业化后期电力弹性系数小于1.如美国1931−1948 年电力弹性系数为2.0，1951−1960 年升至2.5，1960−1980 年降至1.6，1980−1993 年仅为0.5，1994 至今约为0.3.“十四五”期间，中国处于工业化后期发展阶段，预计中国电力弹性系数为0.8[23].随着工业增加值比重的下降，电力弹性系数呈明显下降趋势[23-25]，参考美国弹性系数下降趋势，设定我国“十五五”“十六五”期间电力弹性系数分别为0.7、0.6.基于我国电力需求弹性系数和经济发展增速，预测全社会用电量.计算公式：

式中：El(t)为t年电力需求总量，kW·h；coef 为电力弹性系数，表示一定时期内电力总消费量年均增长率与同一时期内国内生产总值年均增长率的比值；GDPrate为GDP 增长率，%.

1.2.1.2 部门需求预测法

部门需求预测选取我国最主要的用电部门，开展分部门电力需求预测.图2(a)显示：我国全社会用电主要集中于工业、居民生活、服务业等部门，2019 年占全社会用电量的95.2%.根据不同部门用电特点，该研究将我国用电部门分为工业、居民生活、服务业、交通运输和其他等五大类，分别开展用电需求预测.

图2 我国用电发展趋势及用电结构Fig.2 Development trend and structure of electricity consumption in China

工业是我国最主要的用电部门，2019 年工业部门用电量4.9×1012kW·h[25]，占全社会用电量的67.0%，其中，有色金属冶炼和压延加工业、黑色金属冶炼和压延加工业、化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业等为代表的高耗能制造业用电占工业用电的42.0%，细化主要用电行业的预测，有利于更准确地判断工业用电的发展趋势.根据有色金属冶炼、钢铁、水泥、化工等[26-30]高耗能行业发展情景的不同阶段产量预测结果，采用产品单耗法预测各行业2025年、2030 年、2035 年用电需求.金属制品、纺织、电子设备制造、橡胶塑料等13 个主要用电工业的用电需求根据2010−2019 年各行业产品产量、产品单耗的变化趋势，综合考虑未来产业发展形势及能效提升等因素，采用产品单耗法预测.计算公式：

式中：El(i)为i部门电力需求总量，kW·h；P(i)为i部门产品产量，t；Uc(i)为i部门单位产品耗电量，kW·h/t.

电力、热力、燃气及水生产供应业(简称“电力与热力供应业”)的用电量主要来自发电厂自用电、线路损失及抽水蓄能耗电等，根据全社会总用电量变化趋势进行预测.除上述行业外的其他工业行业用电需求根据2014−2019 年用电量历史趋势进行预测.

居民生活是除工业行业外的第二大用电领域.图2(b)显示：2019 年我国居民生活用电量1.02×1012kW·h[25]，占全社会总用电量的14.2%，人均居民生活用电量约732 kW·h/a.全国居民生活用电量最高的省份分别为福建省、北京市、浙江省、上海市，与经济发展水平密切相关.居民生活用电需求根据2002−2020 年我国人均居民生活用电量与人均GDP 的相关关系，综合考虑新型城镇化和乡村振兴战略，参比发达国家主要城市人均用电水平，按照2025 年我国人均居民生活用电量达到1 100 kW·h (北京市、福建省目前水平)、2030 年达到1 600 kW·h (增速参考全国2010−2020 年水平)、2035 年2 000 kW·h (增速参考北京市2010−2020 年水平)，分别预测2025 年、2030 年、2035 年居民生活用电需求.

服务业(第三产业不含交通运输业)是继工业部门、居民生活后的第三大用电领域，2019 年用电量1.01×1012kW·h[25]，占全社会用电量的14.0%.服务业用电需求综合考虑5G 基站、大数据中心建设规模及能效变化等因素，预测2025 年、2030 年、2035 年新型基础设施的用电需求.

交通运输领域用电主要包括电气化铁路、电动汽车、水上运输业、航空运输业等.按照《新能源汽车产业发展规划(2021−2035 年)》提出的“到2025 年，新能源汽车销量达汽车销售总量20%”“纯电动乘用车新车平均电耗降至百公里12.0 kW·h”，以及未来铁路电气化率基本达到100%的目标，分别预测2025 年、2030 年、2035 年用电需求.其他部门用电量根据2014−2019 年增长趋势，采用趋势外推法进行预测.

根据弹性系数法、部门需求预测法，到2025 年、2030 年、2035 年全社会用电量分别在9.3×1012～9.5×1012、11.0×1012～11.2×1012、12.2×1012～12.7×1012kW·h 之间.

1.2.2 电源结构预测方法

电源结构调整是电力行业达峰的关键.目前，我国煤电等化石能源发电占绝对主导地位，但非化石能源无论是发电装机容量还是发电量，都呈现出扩大的趋势.基于可开发资源量、电源项目建设周期、能源价格等方面因素，确定水电、核电、生物质发电规模，再统筹考虑非化石能源消费比例等，确定风电、光伏发电规模.对我国2021−2035 年各类电源结构进行分析，确定装机规模及发电量等.

我国水能资源技术可开发量居全球首位，全国水电站技术可开发装机容量6.87×108kW[31]，除雅鲁藏布江上游，其他流域常规水电资源可开发规模为4.1×108kW 左右.基准情景下水电保持“十三五”发展趋势，低碳情景下水电基于可开发资源量测算，到2025 年、2030 年、2035 年，常规水电开发规模将分 别在3.6×108～3.9×108、3.8×108～4.1×108、3.9×108～4.1×108kW之间.

核电发展规模主要取决于电源项目建设周期和项目建设能力、能源价格等方面因素，核电每年最大稳定开工建设6～8 台，年均增长1 000×104kW 左右.基准情景下核电保持“十三五”发展趋势，低碳情景下核电按照年最大开工量测算，到2025 年、2030 年、2035 年核电规模分别为0.7×108、1.0×108～1.2×108、1.3×108～1.5×108kW[32].

我国生物质资源丰富，分布广泛，理论资源量约为50×108t，仅每年可作燃料利用的农业剩余物和林业废弃物就有5×108～7×108t，折合2.5×108～3.5×108t(以标准煤计)[33].但目前我国生物质能源存在原料收集范围过大、采购成本过高等问题，导致项目长期处于亏损状态[34].而单从生物质发电成本来看，与风电、光伏相比，生物质发电并不具备成本大幅度下降的空间，未来环保成本或许还会随着排放标准的提高而进一步提高[35].基准情景下生物质装机按照“十三五”年均增量测算，低碳情景下略加快生物质发电装机增长速度，预计2025 年、2030 年、2035 年装机量分别为0.5×108、0.7×108～0.9×108、0.9×108～1.2×108kW.

长期以来，由于天然气燃料价格偏高，导致气电机组在经济性上无法与其他发电形式竞争.为实现我国碳达峰和碳中和目标，除东部地区有部分气电机组建设外，不建议新建燃气发电机组.有研究认为，我国气电在2025 年将达到1.5×108kW[36]，2030 年发电耗气量约为1 300×108m3[37-38]，该研究假设基准情景下保持“十三五”年均增量，低碳情景下略加快，预计2025 年、2030 年、2035 年装机量分别为1.2×108～1.5×108、1.5×108～2.0×108、1.7×108～2.3×108kW.

风能、太阳能发展是电力行业达峰的关键.电源结构设定时统筹考虑国家达峰要求和2030 年非化石能源占一次能源消费比重在25%左右，风电、太阳能总装机容量要达到12×108kW 要求，设定电源结构常规发展和加速发展2 个情景，其中常规发展情景设定原则为风电、太阳能装机容量发展趋势保持“十三五”期间增长趋势不变；加速发展情景的设定原则为综合考虑国家非化石能源增长需求，加快风电太阳能发展.

电力行业碳排放与各类电源发电量直接相关，发电量计算根据全社会用电需求，减掉非化石能源可支撑电量和气电规模，确定不同电源结构下的煤电发电量.电量与装机容量关系如下：

式中：En 为发电量，kW·h；Ca 为电源装机容量，kW；hr 为各电源发电小时数，h，气电、水电、核电、生物质等能源发电小时数根据“十三五”平均发电小时数确定，风电、太阳能发电小时数根据不同的新建项目和存量项目装机容量分别确定.

1.2.3 供热需求预测方法

2011 年我国热电联产装机容量为2.0×108kW，到2019 年为5.2×108kW，占煤电总装机比例由2015年的35.6%升至2019 年的50.4%.我国热电联产燃料消耗以煤炭为主，随着我国城市供热热化率的提高、新建筑的增加和供热范围的不断扩大，对热源有较大需求，使得我国热电联产市场快速发展，热电联产装机容量逐年递增.该研究中热电联产供热增加的耗煤量采用趋势外推法进行预测.

1.3 情景设计

为分析电力行业碳达峰时间、排放量和不同措施对排放的影响，该研究根据不同电力需求总量、电源结构和发电标准煤耗，分别形成基准情景、低碳情景、强化情景3 个情景(见表1).基准情景设定原则为电力需求保持较高水平，电源结构保持“十三五”发展趋势，发电标准煤耗保持当前水平；低碳情景设定原则为电力需求保持较高水平，综合考虑各类电源发展潜力、建设周期、能源价格等方面因素，最大限度地开发非化石能源发电，发电标准煤耗设定依据为2015−2019 年期间我国发电标准煤耗年均下降2 g/(kW·h)，未来发电标准煤耗仍有较大下降空间[39]，但由于煤电灵活性改造将提高煤电的耗煤量[40]，假设未来发电煤耗年均下降1 g/(kW·h)，到2025 年、2030 年、2035 年分别达到286、280、275 g/(kW·h).强化情景设定原则为降低电力需求总量，综合考虑各类电源发展潜力、建设周期、能源价格等方面因素，最大限度地开发非化石能源发电，发电标准煤耗与低碳情景相同.

表1 不同情景下我国电力行业碳排放控制参数取值Table 1 Parameter values of key measures for carbon emission control in power industry of China under the scenario of strengthened control

1.4 碳排放分析方法

碳排放核算范围为燃煤、燃气等火电厂(含企业自备电厂)化石燃料燃烧(含热电联产供热部分燃料消耗)产生的CO2排放.碳排放影响因素包括电力需求量、各类电源发电量变化及发电煤耗变化.计算方法为通过电力行业发电耗煤量、耗气量及对应的碳排放系数，测算电力行业CO2排放.计算公式：

式中 ：G为CO2排放总量，t；Gncoal、Gngas分别为发电煤炭消耗量和天然气消耗量，t或m3；EFcoal、EFgas分别为煤炭和天然气CO2排放因子，t/t 或t/m3.

1.5 数据来源

该研究基准年为2020 年，研究时段为2021−2035 年.电力行业发电量、用电量、各电源装机容量、发电小时数等活动水平数据来自国家统计局统计数据、电力工业统计资料汇编、中国能源统计年鉴等文献或报告.

2 结果与讨论

2.1 行业排放现状和特征

基于碳排放核算边界和方法，电力行业排放来源于化石燃料燃烧，2020 年CO2排放总量为45.8×108t，其中燃煤发电排放39×108t，燃气发电排放1.1×108t，热电联产中供热部分排放5.7×108t.改变发电结构降低化石燃料使用量是电力行业碳排放控制方向，在水电、核电、生物质和燃气发电规模受可开发资源量、装备生产和项目建设能力、燃料供应等因素制约的前提下，风电、光伏发电的发展规模是电力行业实现碳达峰的关键.

2.2 行业发展预测结果

情景结果显示，到2025 年、2030 年、2035 年全社会用电量分别在9.3×1012～9.5×1012、11.0×1012～11.2×1012、12.2×1012～12.7×1012kW·h 之间，2025 年、2030 年、2035 年电力高需求分别比电力低需求电量高1.9%、2.1%、4.0%左右.工业部门、居民生活、5G基站和大数据中心等将是我国电力增长的主要推动因素，分别占“十四五”期间新增用电量的27%、25%和22%，“十五五”期间新增用电量的17%、41%和7%，“十六五”新增用电量的14%、37%和6%.这些新增用电与国计民生直接相关，属于刚性需求，是支撑我国经济转型升级和未来居民生活水平提高的重要保障.

2.3 行业碳排放预测及达峰路径

2.3.1 碳排放预测结果

不考虑供热的情况下，基准情景下，即非化石能源发展保持“十三五”增速、发电标准煤耗保持当前水平，电力行业无法在2035 年前达峰.低碳情景和强化情景下，即进一步提速风光新能源发展和节能降耗，电力行业CO2排放总量将在2028−2031 年达峰(见图3)，峰值排放量在43.2×108～44.9×108t 之间，峰值排放量比2020 年增加3.2×108～4.9×108t.考虑供热的情况下，基准情景下电力行业在2035 年前不达峰，低碳情景和强化情景下达峰时间将推迟3 年左右，在2031−2033 年达峰，峰值在50.7×108～53.0×108t之间，峰值排放量比2020 年增加4.9×108～7.2×108t.电力行业达峰后排放量将缓慢下降，保持4 年左右的平台期，电力行业达峰形势严峻.

图3 不同情景下我国电力行业CO2 排放量Fig.3 CO2 emission trends in the power industry under different scenarios in China

2.3.2 碳排放影响因素及达峰路径

为识别电力行业碳减排的主要影响因素，结合研究中3 类情景设定参数，以2020 年为基准年，定量化分析电力需求、气电、核电、水电、生物质、风电、光电发电装机容量、发电绩效等因素对电力行业CO2总排放量产生的影响，不同因素的减排效果测算原则见表2.不同情景下，各类驱动因素对电力行业CO2排放的控制效果动态评估结果见图4.

表2 不同因素对电力行业碳排放影响的测算原则Table 2 Estimation principles on the effects of CO2 emission mitigations factors in the power industry

电力需求的变化与电力行业达峰紧密相关，在电源结构不变的情况下，电力低需求与电力高需求相比，2025 年、2030 年、2035 年电力需求分别降低1.9%、2%、3.9%左右时，碳排放量分别削减2.9%、3.5%、7.4%，同时提前4 年左右达峰.

电源结构的变化对电力行业达峰起着决定性的作用.由图4 可以看出：与基准情景相比，提高风电、太阳能装机容量是电力行业减少CO2排放潜力最大的措施.到2025 年，提高风光发电、水电、气电、生物质发电装机容量及发电量等各项措施的减排贡献率分别为62.5%、20.6%、7.4%、0.3%.因核电建设周期较长，新建装机与现有开工项目相关，核电减排贡献率无变化.到2030 年，提高风光发电、核电、水电、生物质、气电发电装机容量及发电量各项措施的减排贡献率分别为55.3%、10.6%、9.2%、7.6%、5.7%.到2035 年，提高风光发电、核电、生物质、气电、水电发电装机容量及发电量等各项措施的减排贡献率分别为60.1%、13.9%、7.2%、4.1%、2.7%.

图4 不同措施对我国电力行业碳减排影响分析Fig.4 Impact of different factors on carbon emission reduction in power industry in China

发电标准煤耗受到考虑到技术进步和发电机组上大压小等措施影响，在电力需求保持不变的情况下，到2025 年、2030 年、2035 年，降低发电煤耗将分别削减碳排放0.4×108、1.4×108、2.1×108t，减排贡献率分别为9.3%、11.5%、11.8%.

2.4 行业碳达峰路径政策建议

非化石能源发展是实现碳达峰目标的关键，建议全面加强顶层设计，着力在风光等新能源开发建设、新能源消纳、电力系统智能化升级、电力体制机制改革以及其他非化石能源发展等方面提前谋划，统筹推进.

a) 建议研究制定风电太阳能发电提速发展行动方案.以2030 年前碳达峰为目标导向，强化顶层设计，出台风电、太阳能发电2021−2030 年十年发展行动方案.明确发展目标和重点任务，指导产业链上下游协同布局，提出各地任务分解方案，完善源网荷储一体化、风光水火储一体化、光伏建筑一体化、海上风电开发送出一体化规划等一揽子配套政策，完善产业技术创新体系和相关标准体系，健全投融资服务体系.

b)建议进一步完善新形势下新能源发展消纳保障机制.按照深化电力体制改革总体要求，确定各地可再生能源消纳责任权重，提出电力系统调节能力提升目标.指导各地大力推进火电机组灵活性改造，深度挖掘煤电调峰潜力.因地制宜发展调峰气电项目，鼓励分布式智慧综合能源燃气发电建设.加快抽水蓄能电站建设，做好选址工作.推动新型储能规模化发展，加快推进新型储能技术研发和应用.进一步深化调峰、调频、备用等辅助服务市场建设，加快容量市场、合约市场等配套市场建设，通过合理补偿进一步激励调峰机组参与辅助服务.研究出台自备电厂参与电力系统辅助服务指导意见，全面承担公用电厂义务，明确可再生能源消纳责任.研究出台储能设施成本疏导机制，鼓励抽水蓄能电站、新型储能投资主体多元化，理顺储能设施运行管理体制和电价形成机制.

c)建议落实风光新能源大规模开发配套保障政策.坚持系统观念，加强规划衔接，做好新能源发展与国土资源、林业草原、海洋海事、生态环境等衔接，统筹处理好保护与开发的关系，完善新能源开发土地支持政策.加快推进适应新能源快速发展的电力市场建设，丰富交易品种、优化交易机制、扩大交易范围.完善绿色低碳电力调度机制.研究制定适应高比例新能源发展的电力安全供应保障方案，确保电力稳定可靠供应.加快构建新型电力系统，实施电力系统各环节的数字化升级改造，提升复杂电力系统安全水平.

d)建议提早谋划核电、生物质等电源发展.积极发展核电是落实碳达峰、碳中和战略的重要保障，加快攻关“卡脖子”技术装备研发.提前谋划核电中长期发展规划，做好核电布局和时序安排统筹等工作.进一步完善生物质发电补贴机制，充分挖掘生物质等非常规电源的潜力.因地制宜发展生物质能清洁供暖，推进秸秆等农林剩余物收储体系建设，推动生物质成型燃料产业发展.

3 结论

a) 我国电力需求面临刚性增长压力.随着工业化、城镇化、信息化加快推进以及居民生活水平的进一步提升，我国电力消费将在一定时期内持续增长.工业部门、居民生活、5G 基站和大数据中心等将是我国电力增长的主要驱动，分别占“十四五”期间新增用电量的27%、25%和22%，“十五五”期间新增用电量的17%、41%和7%，“十六五”新增用电量的14%、37%和6%.这些新增用电与国计民生直接相关，属于刚性需求，这决定了我国电力部门碳排放达峰不可避免地要面临新增需求带来的压力.

b) 保持当前发展水平不变，电力行业无法在2035 年前达峰；通过积极措施，电力行业有望能够在2030 年左右达峰.不考虑供热的情况下，电力行业CO2排放总量将在2028−2031 年达峰，随后排放量将缓慢下降；考虑供热的情况下，电力行业CO2排放总量将在2031−2033 年达峰，随后排放量将缓慢下降.

c) 水电、核电、生物质发电等对保障电力系统低碳稳定运行意义重大.水电技术成熟、运行灵活，但资源大都已开发，到2030 年可新增水电规模仅为0.7×108kW 左右，只能满足用电增量的6%.核电是稳定的电源，但其发展规模取决于核电设备生产、项目建设能力和选址等限制，按照现有项目的建设周期和未来最大开工能力计，到2030 新增核电装机能力也仅为0.7×108kW，可满足用电增量15%左右.生物质发展潜力受燃料供应量及价格影响较大，到2030 年新增装机容量能达到0.6×108kW，可满足用电增量的8%.

d) 为保证电力行业2030 年左右达峰，风电、太阳能发电必须成为承担电力增长需求的主体.在充分挖掘水电、核电、生物质能等资源条件下，到2025年、2030 年、2035 年，风光装机总量应从2020 年的5.3×108kW 分别升至10.6×108、16.4×108、22.7 ×108kW，风光发电量应从2020 年占总发电量的9.5%分别升至17.9%～18.2%、22.7%～23.2%、27.5%～28.6%.此外，在非化石能源发电规模一定的情况下，通过实施“上大压小”、现役机组节能升级改造等节能降耗措施，降低煤炭使用量，方可实现电力行业在2030 年左右碳排放达峰.