电力行业作为我国实现“双碳”目标的重要抓手，各区域如何实现电力低碳转型、区域间如何协调进行电力低碳转型，需要整体性谋划。
一、区域电力低碳转型协调发展的原则
区域电力低碳转型协调发展是按照全国一盘棋原则，综合考虑不同区域的比较优势及其演变趋势，优化各区域电力低碳转型路径，从而实现转型的协调。整体来看，区域电力低碳转型协调发展需要遵循安全为前提、综合成本最优、动静结合、求同存异、兼顾公平的原则。
一是安全为前提原则。各区域的电力低碳转型要以保障本区域电力安全供应为前提，实现电力电量供需平衡以及调节能力的充足。而随着各区域新能源渗透率的逐步提高，系统对平衡能力和调节能力的需求也将发生很大变化，可能还需要继续增加能够提供这些能力的传统电源。从不同区域来看，各区域用电需求仍有增长空间，对腰荷、峰荷电源的需求仍会增加；而各区域对基荷电源需求差异较大，华中和西南区域基荷电源需求仍较大，华北和华东区域相较目前基本不变，西北和东北区域将下降。未来，新能源将承担起电力低碳转型的重要责任，各区域也需要有足够能够发挥基荷、腰荷、峰荷功能的资源来保障电力安全供应。
二是综合成本最优原则。以往，电力转型常以电力供应总成本最低为优化目标。由于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，能源电力与国民经济、产业布局、基础设施的协同与耦合关系将进一步增强，单就电力论电力将不能够适应新形势。国家提出新增可再生能源不纳入能源消费总量控制，并将由能耗“双控”逐步转向碳排放总量和强度“双控”，将进一步引导地区间发展呈现出地区间经济协同发展、协同降碳以及相应能源资源的配置优化。因此，区域电力低碳转型需要在全国层面上与经济发展进行整体优化，实现全社会的综合发展成本最低。
三是动静结合原则。各区域低碳转型节奏与节点年减碳程度之间也需要进行协调，实现在空间尺度和时间尺度上的优化。区域电力低碳转型的目标或方向（即为“静”）是明确的，但节奏与程度（即为“动”）需要结合社会实践的结果、全国一盘棋的整体进展等进行动态调整，有时针对部分区域可以采取新增火电、放缓新能源发展速度等适当的“以退为进”策略，从而实现全局安全、综合成本、公平等其他原则的统筹兼顾。通过优化区域碳达峰、碳中和的时序、节奏、强度和布局，形成最大动态平衡区域空间，在保供、成本和减排的各自周期底线内动态调整转型节奏。
四是求同存异原则。“同”是要缩小区域电力低碳转型差距，让差距保持在一个可接受的合理范围之内。“异”是指区域电力低碳转型要因地制宜，既要与区域的自然承载力相适应，同时又能充分发挥各个区域的比较优势，并适应各个区域比较优势的演进趋势。从各区域来看，京津冀作为传统受端区域，是承接西北大型风光电基地的主要受端；华东考虑本地核电与海上风电资源和直流承载力限制，需要优化新增直流通道；华中受本地新能源资源贫乏限制，将是后续承接西北大型风光电基地和西南大型水电基地开发外送的主要受端；西北及蒙西以大型风光电基地开发为重点，是电力输送的主要送端；西南以大型水电基地开发为重点，满足川渝自身需求之后，就近送电长江流域其他区域；东北后续电力以自平衡为主。
五是兼顾公平原则。碳排放权代表一个区域的发展权，国家与国家间、区域与区域间都应该按照共同但有区别的责任原则，目前的业内共识是经济发达的地区应该承担更多的减排义务。考虑我国区域间发展差距与发展预期，也应该促进经济发达的地区承担起更多的减排义务。这一方面是由于随着东部地区加快推进现代化、实现更高质量发展，经济质效仍将进一步提升，能源强度仍将不断下降；此外东部沿海地区作为我国出口贸易中心，未来需要更高层次参与国际经济合作和竞争，打造对外开放新优势，脱碳控碳有利于我国在国际贸易中获得更大的话语权。另一方面，随着西部大开发、中部地区崛起等战略深入推进，承接产业转移和新兴产业布局的中部、西部地区也需要更大的发展空间。
二、区域电力低碳转型协调发展的四点考虑
根据以上原则，采用定量和定性相结合的方法，开展了初步研究，形成四点思考：
（一）整体来看，需要以系统思维谋划区域电力低碳转型协调发展，避免陷入局部最优的陷阱
在全国电力行业整体碳预算约束下，考虑经济发展、能源电力需求、资源环境、各区域比较优势等关键边界条件，按照“生产侧原则”，即基于地域责任的排放者负责原则，优化测算各区域内电力生产产生的碳排放。主要对比两种情景，第一种情景仅从电力行业自身来看，以电力供应总成本最小为目标，第二种情景考虑发展空间的公平性，实现区域电力低碳转型协调发展。相对而言，情景二中华北、华东区域的电力碳达峰时间将提前，西北区域电力碳达峰时间将推后。从情景二来看，预计未来电力行业还将承接工业、建筑、交通等其他行业的用能和碳排放转移，电力行业达峰时间将晚于全国碳达峰时间；从各区域看，与全国电力行业碳达峰时间相比，华东、华北、东北区域电力碳达峰将早于全国，西南区域电力碳达峰时间与全国基本相当，西北、华中区域将晚于全国。
对比这两种情景来看，后一种考虑区域电力低碳转型协调发展的情景的电力供应总成本更高，因此，势必有区域需要付出更大的经济代价，包括提前应用更先进的低碳技术实现碳达峰和应用更大规模的负碳技术实现碳中和。对于这些区域，其服务全国一盘棋进行协同的意愿可能偏弱，需要结合相关针对性的产业政策、财税政策统筹推进。
（二）西部区域达峰的重点在于大型风光电基地中支撑性低碳或负碳技术的规模化应用，近期需要加快相关技术示范
我国新能源储量丰富、开发利用潜力巨大，特别是有80%的风能和90%的太阳能资源分布在西部北部地区；考虑开发经济性，西部区域的新能源将主要以“大基地”的形式进行开发。未来十年，西部大型风电光伏基地既要服务于外送电，又需要满足本地用电。为了保障供应及外送的稳定性，大基地仍需配套一定量的支撑性煤电，区域电力碳排放无法快速达峰。
特别是，在国家近期新增可再生能源不纳入能源消费总量控制与中远期由能耗“双控”转向碳“双控”的政策引导下，伴随西部区域新能源这种“绿电”的先行发展，预计西部承接产业布局和转移的速度也将加快，西部电力需求将持续增长，大型风光电基地也将继续成为西部区域低碳转型的重要依托。
因此，西部区域电力碳达峰的时点主要取决于可以安全可靠对大基地中传统煤电进行替代的支撑性低碳或负碳技术的规模化应用时点。这类技术包括光热发电、煤电+CCUS、长周期储能等，主要将以一种技术或一组技术的形式在增量大型风光电基地中进行应用，并对存量大型电力基地中的煤电进行替代，从而推动西部电力碳达峰，并进入煤电“减容减量”阶段。
（三）东部区域达峰时间与峰值存在较大不确定性，需要在做好技术准备的同时留好应急后手
西部区域“绿电先行、产业跟随”的能源与经济作用过程，将间接推动东部区域加速产业转移与产业升级，加快推进东部区域现代化建设，从而使东部区域具备更快、更小峰值地实现电力碳达峰的条件。同时，也需要看到，东部区域电力碳达峰的时间与峰值仍存在较大不确定性。一方面，从北京、天津、上海、江苏等东部多省已经出台的碳达峰实施方案来看，各省碳达峰目标均与全国相同，即2030年前实现碳达峰，在近两年国家对“运动式”“碳冲锋”的纠偏后，地方政府对于“双碳”转型更偏谨慎。另一方面，在极端气候频发、能源地缘政治深刻调整、能源供应链产业链风险更加复杂的背景下，统筹低碳转型和电力保供的难度也在增大。
面临众多不确定性，我们更需坚定对转型的战略定力，进行前瞻性思考、全局性谋划、整体性推进。一方面，打好主动仗、下好先手棋，对于东部区域来说，区域内的非化石能源资源较为丰富，包括分布式新能源、海上风电、核电、常规水电等，对于分布式新能源、近海风电等成熟的技术，应加快规模化应用，促进增量电力需求更多、更快地由非化石能源满足，尽早实现电力碳达峰；另一方面，考虑远海风电与核电将是东部电力碳达峰之后实现降碳的主要抓手，近期需要加快布局，以实现碳达峰之后的顺利脱碳。此外，作为我国经济中心，东部的经济总量与能源消费总量仍将保持高位，转型过程中仍需持续强化“节约优先”，大力推动节能提效。同时，留有后手也十分必要，这个过程中需要避免新增过多对未来具有负锁定效应的高碳资产，通过退役电源转应急备用等方式，提高系统韧性。
（四）跨区输电需要发挥更加显著的资源优化配置作用，中部区域有望成为全国电网格局中具有接续与互济功能的重要节点
近期结合国家以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地的规划建设，“绿电”为主的西电东送规模进一步扩大，这将持续优化中东部电力结构，助力东部区域电力尽快达峰。西电东送规模逐渐饱和后，区域间的电量送受格局基本不变，随着西部送端的脱碳进程不断推进，跨区输送电量中的清洁电力占比不断扩大；同时，考虑送端、受端新能源占比都在增加，电源实时出力的波动性也在加大，为了提高整体资源配置效率，区域间电力互济强度需要增加，从而更需充分发挥电网资源优化配置平台的作用。
我国中部区域“缺煤、少油、乏气”，水电基本开发完毕，新能源资源条件一般；在这样的能源资源禀赋下，区域电力低碳转型路径较为明确。碳达峰除了依靠本地新能源，还需要依靠来自西部北部大型风光电基地和雅鲁藏布江下游水电基地的受入电力流，预计华中区域将晚于全国实现电力碳达峰。考虑中部区域所处的地理位置与送、受端兼具的特点，依托华中环网，碳达峰后，中部区域有望成为东部区域与西部区域之间的缓冲区，一方面，随着雅鲁藏布江下游水电的开发进行接续输送；另一方面，在跨区输电中发挥更大的调节作用，提升区域间电力互济的效率。
本文对区域电力低碳转型协调发展进行了一些初步的探索，在实际转型过程中，考虑区域电力系统和区域经济系统的巨大发展惯性，对能源结构、产业结构的调整不可能一蹴而就，要坚持稳中求进、逐步实现，结合具体实践过程不断进行动态调整。
