2060年前实现碳中和的目标为我国能源转型提出了明确的方向，相关研究表明，2060年前实现碳中和，需要到2050年左右实现能源系统的近零排放。实现该路径的技术选择包括大规模的可再生能源、核电的使用，以及化石能源使用的CCS技术（碳捕集与封存）。不同的研究对这些技术的前景给予了不同的判断，也提出了各不相同的产业技术选择。主流的研究成果包括高比例可再生能源，以及CCS技术应用的情景。截至目前，各方研究对实现近零排放时能源供应的安全性，特别是高度安全性的讨论还不多，本文将就这一议题进行分析，讨论在能源供应高安全度前提下的能源供应体系，以进一步明确实现我国碳中和目标下能源系统再构建的方向。

能源是我国经济社会发展的命脉产业，各行各业的高质量发展都离不开能源安全供应的保障。我国社会经济的快速发展，也给能源供应带来了相应的挑战，能源供应的安全性要求也随着能源消费模式的变化而不断改变。长久以来，我国电力需求快速增长，到2019年我国电力供应可靠性已达到99.96%，电力的高可靠性供应，为我国社会经济平稳运行打下了良好基础。2020年8月，习近平总书记表扬了能源行业，指出在出现严重疫情和水灾的情况下，我国的粮食和能源行业没有出现问题，有力地支持了我国抗疫和抗洪行动。但是，能源安全供应也出现了越来越多的挑战，近期出现了冬季极端天气条件下，天然气供应紧张的状况。以及美国得州的意外停电，已经波及公众生命安全，给我国能源供应安全敲响了警钟。

展望2050年，高比例非化石能源电力接入电网的情况下，会使电网供应的可靠性出现不确定的风险。我们需要高度认识未来能源供应高可靠性的必然趋势，因此，需从目前就开始着手高可靠性能源供应系统的构建，不要再走弯路。

2050年的能源供应，主要的特征是非化石能源占比超过70%，非化石能源的应用，主要在于电力系统中。由此可将未来的零碳电力发展模式划分为两类，一是采用高比例可再生能源，到2050年发电占比超过80%；二是平衡情景，即可再生能源发电占比50%，其中水电占10%左右，风光占40%左右，核电、生物质能发电、天然气发电，以及煤电占比共50%左右。

根据近期针对国内高比例可再生能源可行性的研究，我国有条件在2050年实现高比例可再生能源供应，并且实现较高的供电可靠性。但一方面，这些研究基本依赖于历史上的气候条件为依据来展望2050年时的气候条件，并没有考虑极端气候，以及气候变化所带来的不确定的可能性。此类研究考虑的是，一切在正常情况下的格局。如果要达到高可靠性，高比例可再生能源情景下的系统成本会很高。这体现在首先，需要布局大规模的区域间大通道输电系统，未来特高压输电需要建设高于10亿千瓦、单条超过1000千米的输电线路，以及其他各级电网，这需要约4万亿元的投入，以及10亿千瓦以上特高压输电线路作为备用线路。输电成本会导致受电端即使在输电端可再生能源价格明显下降的情况下仍然无法降低电价。同时由于抽水蓄能无法支撑如此大规模的可再生能源装机，需要高度依赖化学储能系统，特别是在消费端出现电力化后明显加大的负荷曲线峰谷差的情况下，这又是一笔可观的投资。

另外一种情景则给与电力系统中核电、化石能源相对高一些的比例。如在能源所IPAC模型组的情景中，到2050年我国电力需求为15.4万亿千瓦时，其中太阳能、风电发电占比41.6%，水电占比11.1%，核电占比28.6%，生物质能占比8.3%（见图1）。煤电和天然气发电占比10.5%，均采用CCS技术。相比其他研究机构的情景，IPAC模型组给予了核电很大比重，2050年达到装机5.6亿千瓦，其中3.9亿千瓦为目前已经有预留的核电厂的三代为主的机组，另外1.7亿千瓦为四代核电机组，以小型堆智能堆为主。在这样的系统下，核电可以作为保障电源，年发电利用小时超过7000小时，以及在水电等相对稳定的电源共同支撑下，可以促使在大规模建设备用电网的情况下，电力价格的下降。

在这个情景中，电源分布相对比较均匀，可以提供高可靠性的电力供应，实现99.99%以上的供电可靠性。

同时这个情景中，可以更好地实现煤电的和谐转型。煤电在实现30年的技术寿命，甚至延期到35年的技术寿命后，可以停止发电，一部分仍然可以继续保留设备作为应急使用。这样的话，在2035年前，煤电可以成为风电和光伏快速发展下的保障机组，逐渐进入调峰角色，发电利用小时数从目前的4300小时，逐渐下降到2035年后的3000小时以下（见图2）。为了能够保持燃煤机组的合理盈利，需要支付给煤电机组调峰电价（见图3），采用从其他种类的发电机组征收煤电附加费的方法来进行资金平衡。

由于未来光伏、风电、核电等都有发电成本下降的潜力，其中随着技术进步，资源好的地区的光伏发电成本可以下降到0.1元/千瓦时以下，风电可以下降到0.15元/千瓦时以下，核电可以下降到0.3元/千瓦时以下，因而，随着这些发电方式逐渐成为发电主力，总体电价水平也会呈下降趋势。

在实现碳中和的情景下，终端部门电力化是一个重要的技术选择，也会使消费侧负荷的变化更加剧烈。如北京电网2050年的一个典型夏季日负荷曲线会在中午达到3800万千瓦（目前2300万千瓦），傍晚会达到4200万千瓦。冬季典型日负荷会在傍晚达到4400万千瓦。而在傍晚又是光伏和风电出力小的时候，需要大量储能以及其他发电方式的出力来支持供应。

在未来的电网运行中，风电、太阳能发电是供电主力，在消费端日负荷曲线出现明显变化的情况下，需要从目前就开始按照这样的格局，针对高可靠性供电的要求再构建电网，分析不同的电源技术和布局方式，采用抽水蓄能、电池储能、特高压输电、智能电网、需求侧管理等多种方式来实现电力供应的高可靠性。

同时也需要认识到，未来零碳电力的供应也会对我国的产业布局产生明显的影响，钢铁、合成氨、乙烯、苯、PX、甲醇等行业由于减碳的要求，会转向利用绿氢作为还原剂和原料，导致这些行业生产会普遍转移到电价便宜的零碳电力区域，如西北、西南、东北等区域，特别是光伏富集地区，其下游产业也会进行相应的转移。如果这种产业转移大规模出现，就会给电力区域供需格局带来变化，电源和电网的布局也应提前进行相应的规划。