面向2060碳中和的电力装机结构再审视
——核电提至40%、绿氢替代煤电与气电的情景推演：与黄奇帆先生2021年装机设想的商榷
华夏能源研究院
华夏能源研究院，北京 100000
摘要：本报告针对黄奇帆先生2021年在复旦大学讲学中提出的2060年碳中和电力装机结构设想开展商榷。原设想以120亿千瓦总装机、20万亿千瓦时用电量为基准，配置光伏约50亿千瓦、风电约22亿千瓦、水电约5%、核电12亿千瓦（占10%）、氢能约5%，并保留气电、超超临界煤电各12亿千瓦（各占10%）。华夏能源研究院认为，在2060年深度脱碳约束下，大规模保留煤电与气电作为主力调峰电源的必要性需要重新评估：宝贵天然气应优先保障居民生活与化工原料用途，不宜长期作为发电主力；煤电的调峰、兜底职能可由核电灵活调节、绿氢长时储能、电化学与抽水蓄能组合承接。报告提出修正情景：核电装机占比提高至30%—40%（基准按40%概念推演），煤电与气电主力地位由绿氢及氢基燃料替代，绿氢供给中海上风电制氢约占30%、西北风光制氢约占10%，并将西藏阿里高原光伏与制氢基地纳入布局。报告同时辨析了装机占比与电量占比的口径差异，指出40%装机口径的核电在电量平衡上存在过剩风险，建议以电量目标反推核电合理规模。
关键词：碳中和；电力装机结构；内陆核电；绿氢；海上风电制氢；西北风光制氢；阿里高原光伏；煤电退出；长时储能
1 引言：原设想回顾与商榷缘起
1.1 2021年装机设想的基本结构
2021年，黄奇帆先生在复旦大学讲学期间对2060年碳中和阶段的电力装机结构作过一次情景推演。其基本假设是：到2060年全社会用电量约20万亿千瓦时，对应全国电力装机约120亿千瓦。在这一总盘子下，原设想的结构为：光伏发电约50亿千瓦，风电约22亿千瓦，二者合计占装机比重约60%；水电约占5%；核电提高至12亿千瓦，占比约10%；氢能约占5%；用于调峰与保供的气电和超超临界煤电各约12亿千瓦，分别占比约10%。
原设想的内在逻辑是“收放结合”：一方面认可风光作为增量主体，另一方面认为风光“看天吃饭”、出力不稳定，必须保留可靠的调节与兜底电源。其看重核电年利用小时数高（约7400小时）、出力稳定；认为若页岩气革命成功，气电气源有保障且调峰清洁、反应迅速；同时判断煤电的调峰作用短期内难以被替代，因此需要保留一定规模。在光伏规模上，原设想相对保守，认为50亿千瓦已属上限，不主张新能源遍地开花，尤其不主张东部地区大量建设分布式新能源，理由一是干扰电网，二是抵消西电东送效益。
1.2 商榷的立场与边界
华夏能源研究院尊重原设想在2021年时点的判断价值。彼时国内绿氢、长时储能、先进核电与海上风电制氢尚处于示范早期，保留煤电、气电作为过渡兜底电源具有现实合理性。本报告的商榷并非否定原设想的历史贡献，而是立足2026年以来技术与产业进展，对2060年深度脱碳情景下的电源结构作再审视。需要说明：本报告属于中长期战略情景推演，所涉装机比例、制氢规模均为概念性测算，不代表国家规划；各类电源的最终规模取决于资源条件、技术成熟度、经济性、电网消纳与安全约束，须以国家能源主管部门规划和法定审批为准。
本报告与原设想的主要分歧集中在三点：第一，2060年是否仍需保留各12亿千瓦量级的煤电与气电作为主力调峰电源；第二，核电在零碳系统中的合理规模应当如何界定；第三，绿氢能否、以及在多大程度上承接煤电、气电退出后的调峰、供热与工业燃料职能。报告同时保留对原设想中“分布式过度扩张干扰电网、抵消西电东送”这一判断的部分认同。
2 对保留12亿千瓦煤电设想的再审视
2.1 煤电调峰作用的阶段性与可替代性
煤电在当前电力系统中承担三重职能：基荷供电、调峰调频兜底、工业供热与供汽。在新能源占比快速提升的现阶段，煤电的兜底与调节价值确实难以替代，这也是近年政策强调煤电“三改联动”、向调节性和保障性电源转型的原因。但原设想将12亿千瓦煤电保留至2060年，隐含的判断是煤电调峰职能长期不可替代。从技术演进看，这一判断需要分阶段、分职能重新评估。
首先，调峰职能的技术载体正在多元化。抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、液流电池等长时储能装备，以及需求侧响应、虚拟电厂，已经能够承担日内至数天尺度的调峰调频；核电具备一定的负荷跟随能力；绿氢与氢基燃机则可承担跨季节、长周期的能量缓冲与尖峰兜底。其次，供热供汽职能可由核能供热、工业余热、绿氢锅炉与电锅炉承接。再次，随着风光装机与跨区通道完善，系统对单一煤电兜底容量的依赖会逐步下降。因此，煤电更合理的定位是过渡期保障性电源，而非2060年长期保留的主力调峰电源。
从近年实践看，煤电角色正在发生实质性转换：新增煤电更多定位为保障性、调节性电源，存量机组通过节能降碳、供热、灵活性“三改联动”参与系统调节，利用小时趋势性下行。这一转换本身说明煤电已不再是系统电量的主体来源。随着新能源装机与储能、通道持续完善，煤电的系统权重将进一步让位于零碳电源。2060年情景下，若仍以12亿千瓦量级保留煤电，与其容量逐步收缩、功能逐步退化的现实方向并不一致。
2.2 绿氢与长时储能对煤电职能的承接路径
煤电最难被替代的部分，是连续稳定的工业蒸汽与极端寒潮下的尖峰保供。这部分职能在零碳系统中可由“绿氢—氢基热电联产”组合承接：利用风光富余电力电解水制氢，储存于盐穴、闭坑矿井或承压含水层，在无风无光、采暖高峰时段驱动氢燃机或氢基热电联产机组，输出电力、工业蒸汽与采暖热水。相较于保留燃煤机组，氢基路线在运行阶段近零碳排放，且燃料可跨季节储存，天然适配风光的季节性波动。
需要客观指出，绿氢替代煤电并非无条件成立。其前提是电解槽、储氢、输氢与氢燃机产业链成熟，绿氢成本下降到可与煤电燃料竞争的区间，并且具备稳定的绿氢来源。在上述条件成熟之前，煤电仍应按“先立后破”原则有序退出，不能提前关停尚未找到替代热源的热电联产机组。
2.3 保留大规模煤电的碳排放与搁浅资产风险
2060年是深度脱碳目标节点。若届时仍保留12亿千瓦煤电，即便全部为超超临界高效机组，其运行碳排放仍将构成难以中和的硬排放，与碳中和目标存在直接冲突。依靠碳捕捉、利用与封存（CCUS）长期大规模兜底，当前面临封存资源约束、能耗损失与成本偏高问题，难以成为煤电长期存续的主要依托。
另一方面，大规模新建或延寿煤电还存在搁浅资产风险。煤电项目经济寿命长达数十年，若在转型后期被迫提前退出，将形成巨额资产减值与债务负担。从资源配置角度，2060年情景下煤电宜压缩至极小规模，仅作为极端多重灾害叠加工况下的应急备用，而非常态化调峰主力。
3 对气电作为主力调峰电源的再审视
3.1 天然气的保供优先级：民生与化工原料优先
天然气是优质的城市燃气与化工原料，而非廉价的发电燃料。我国天然气对外依存度较高，气源、价格与进口通道存在不确定性。在能源系统排序中，居民炊事、冬季采暖、医院与公共服务用气，以及合成氨、甲醇、化工原料等刚需用途，优先级应高于发电用气。若将12亿千瓦气电作为长期主力调峰电源，意味着巨量天然气被用于燃烧发电，既抬高气源保供压力，也与“天然气优先保民生、保化工”的资源配置方向相悖。
3.2 气电的碳属性、成本与气源约束
气电相较煤电碳排放较低，但并非零碳电源，其单位电量碳排放仍显著高于核电、风光与绿氢。在深度脱碳情景下，气电长期大规模运行同样需要叠加CCUS或掺氢改造，才能实现近零排放，进一步推高成本。从经济性看，气电电价受气源价格波动影响大，发电成本稳定性弱于核电与风光；从气源看，气电调峰虽反应迅速，但调峰电量本身具有间歇性、季节性，若以专用气电承担调峰，气源利用率偏低，单位调峰成本偏高。
3.3 气电在零碳系统中的合理定位
本报告不主张完全取消气电。在转型过渡期，气电可作为灵活调节电源与应急备用，衔接风光爬坡与储能建设周期；在局部缺气、缺储能的区域，气电仍有阶段性价值。但面向2060年，气电不宜被规划为12亿千瓦量级的主力调峰板块，其长期职能应逐步由绿氢、储能与核电调节承接。天然气资源应优先保障民生与化工，发电用气控制在必要的备用与调峰范围内。
4 绿氢替代路径：海上风电制氢与西北风光制氢
4.1 绿氢在零碳电力系统中的功能定位
绿氢是连接波动性电源与长时能量缓冲的关键载体。其在零碳系统中承担四类功能：一是跨季节储能，将夏秋富余风光电力转化为化学能储存，冬春无风期释放；二是工业脱碳，为炼化、钢铁、化工提供原料氢与高温工艺热源；三是交通与航运燃料，制备绿色甲醇、液氨等绿色燃料；四是电力兜底，通过氢燃机、氢基热电联产承担尖峰发电与供热供汽。在煤电、气电退出后，绿氢及其衍生燃料是承接其燃料与热源职能的主要候选路线。
4.2 海上风电制氢（约占绿氢供给30%）
我国东部沿海与南海海域风能资源稳定、距离负荷中心近，海上风电是绿氢的重要来源。海上风电具有出力相对平稳、利用小时较高、不占用土地的特点，适合在近海或深远海布局风电制氢平台，将波动电力就地转化为绿氢，通过海底输氢管道或氢运输船上岸，供给沿海化工园区、城市热源与港口绿色燃料加注。按本报告情景推演，海上风电制氢约占全国绿氢供给的30%，是沿海地区绿氢的主力来源。
海上风电制氢的约束在于：台风与海洋气象风险、海上平台涉氢安全、海底输氢工程难度、海域生态与航道协调，以及远海输电与制氢的经济性平衡。近期宜以近海示范起步，验证海上电解、储氢与上岸全链条后再规模化推广。
海上风电制氢在布局上有两种技术路线：一是近岸陆上集中制氢，海上风电以海缆送电上岸后在沿岸园区电解制氢，工程难度较低、便于运维；二是海上平台就地制氢，在风场附近布置电解、提纯、压缩与储氢模块，通过海底管道或氢船输送，减少远距离输电损耗。两种路线可按离岸距离、水深与消纳条件择优组合。沿海化工园区、港口绿色燃料加注站是海上绿氢的主要消纳方向，可与沿海煤电退出后的热源替代形成对接。
4.3 西北风光制氢（约占10%）与阿里高原基地
西北干旱半干旱地区土地广阔、风光资源富集，适合建设千万千瓦级风光大基地并配套电解水制氢。西北风光制氢以本地消纳与外送绿色燃料为主，可将难以远距离输送的风光电力转化为绿氢、绿色甲醇或合成氨，通过管道、铁路或船舶外运。按情景推演，西北风电、光伏制氢约占全国绿氢供给的10%。
西藏阿里是西北—青藏高原风光资源的特殊片区。阿里地区海拔高、空气稀薄、太阳辐射强、日照时间长，是国内光伏资源最富集的区域之一；冬春季风期亦具备一定风电潜力。阿里本地负荷极小、电网薄弱，电力难以直接外送，更适合走“高原光伏+就地制氢/制燃料”路线：以光伏为主、风电为辅，配套电解槽与储氢设施，产出绿氢或绿色甲醇就地储运，服务本地用能、周边产业与高原交通燃料。阿里生态与冻土保护要求高，开发须审慎分批，优先开展资源实测、生态评估与示范工程，不宜一次性大规模铺开。
西北制氢还承担跨区绿色燃料供给职能。西北风光电力若全部用于上网，受通道容量与本地消纳限制，存在弃风弃光风险；转化为绿氢、绿色甲醇或合成氨后，能量以分子形式储存和运输，可依托现有化工、物流体系向外输送。这一路径把西北的资源优势转化为可贸易的绿色产品，也为风光大基地提供了第二消纳通道。
4.4 其余绿氢来源：核电耦合制氢与水电制氢
除海上风电与西北风光制氢外，绿氢供给还应包括两类稳定来源：一是核电耦合制氢，利用核电稳定基荷电力配套电解槽，平抑风光制氢的波动，作为保底氢源；二是水电及其他可再生能源制氢。在本报告情景中，海上风电制氢约30%、西北风光制氢约10%，其余约60%由核电耦合制氢、水电制氢及其他可再生能源制氢共同承担。多气源互补可避免单一电源制氢的季节性断供风险。
5 核电提至30%—40%的论证
5.1 基荷电源的不可替代性
在零碳电力系统中，核电是少数同时具备近零碳排放、高利用小时、稳定连续出力特征的大容量基荷电源。核电年利用小时数可达7000小时以上，出力不受昼夜、季节与天气影响，能够为高比例风光系统提供可靠的容量支撑、转动惯量与电压支撑。相比之下，风光需要配套大量储能与备用容量才能达到同等供电可靠性。因此，提高核电比重是构建安全、稳定、零碳电力系统的重要选项。
除电量支撑外，核电对高比例新能源电网还有不可替代的系统价值。大型核电机组同步发电机可提供转动惯量、短路容量与电压支撑，维持电网频率与电压稳定；在风光占比高、电力电子设备多的系统中，这类物理支撑尤为关键。这是纯电力电子接口的风光与储能难以完全替代的。提高核电比重，同时也有助于降低系统对外来电力与进口化石能源的依赖，增强能源安全自主性。
5.2 从12亿千瓦到36亿—48亿千瓦的条件与约束
原设想将核电设定为12亿千瓦、占装机10%。本报告认为，面向2060年深度脱碳，核电比重有必要显著提高，情景区间为装机占比30%—40%，基准按40%概念推演。在120亿千瓦总装机盘子下，30%、35%、40%分别对应核电装机36亿、42亿、48亿千瓦。这一规模的实现依赖若干前提：自主三代及更先进堆型批量国产化、厂址资源有序储备、核燃料循环与装备产业链配套、核安全监管与公众沟通体系成熟，以及沿海与内陆厂址的科学布局。
5.3 装机占比与电量占比的口径辨析
需要特别强调，装机占比与电量占比不能直接等同。核电利用小时远高于风光，同样装机规模下核电贡献的电量占比显著更高。按2060年用电量20万亿千瓦时、核电利用小时7400小时测算，若核电承担40%的电量（约8万亿千瓦时），对应核电装机约10.8亿千瓦；而原设想12亿千瓦核电已可提供约8.88万亿千瓦时电量，约占20万亿千瓦时的44%。
这意味着，若简单按装机口径把核电提高到40%（48亿千瓦），其年发电量将达到约35.5万亿千瓦时，远超20万亿千瓦时的用电需求，造成装机与利用小时的双重浪费。因此，本报告主张以电量目标反推核电合理规模：先确定核电在零碳电量中的目标份额，再结合利用小时换算装机，避免装机口径下的规模高估。30%—40%更宜理解为对核电战略地位与发展上限的强调，实际装机应在电量平衡、厂址与安全约束下审慎确定。
5.4 安全、厂址与公众沟通边界
核电规模扩大必须以绝对安全为前提。内陆核电选址对地质地震、冷却水源、流域生态、人口应急疏散、大气弥散条件有严苛国家标准；沿海核电同样面临海域生态与台风设防约束。核电项目布局须严格服从国家核安全规划、厂址保护与核安全审评，公众沟通与利益共享机制同步前置。本报告的规模推演不代表具体厂址具备建设条件。
6 修正后的120亿千瓦装机结构情景
6.1 情景设置
以120亿千瓦总装机、20万亿千瓦时用电量为共同基准，对照原设想，本报告提出修正情景。修正思路为：压减煤电、气电主力规模，由绿氢与氢基燃料替代；提高核电比重；风光保持主体增量但控制盲目铺开；水电维持资源禀赋上限；储能与氢能作为调节与缓冲板块单列。
表1 黄奇帆先生2021年设想与华夏能源研究院修正情景对照（总装机120亿千瓦）
|
电源类型 |
原设想装机/占比 |
修正情景装机/占比 |
调整方向 |
|
光伏发电 |
约50亿千瓦 / 41.7% |
约30亿千瓦 / 25.0% |
控制分布式盲目扩张，聚焦优质大基地 |
|
风力发电 |
约22亿千瓦 / 18.3% |
约24亿千瓦 / 20.0% |
海上风电与西北风电适度扩容 |
|
水电 |
约6亿千瓦 / 5.0% |
约6亿千瓦 / 5.0% |
维持资源禀赋上限 |
|
核电 |
12亿千瓦 / 10.0% |
48亿千瓦 / 40.0% |
显著提高基荷比重（概念上限） |
|
绿氢与储能板块 |
氢能约6亿千瓦 / 5.0% |
约8亿千瓦 / 6.7% |
含制氢、储氢与长时储能配套 |
|
气电+煤电 |
各12亿千瓦 / 合计20.0% |
约4亿千瓦 / 3.3% |
压减为极端工况应急备用 |
6.2 三档核电情景对比
考虑到装机口径与电量口径的差异，报告设置核电占比30%、35%、40%三档情景，并测算其对应装机与理论发电量，供进一步电量平衡校验。
表2 三档核电情景装机与理论发电量测算（利用小时按7400小时）
|
核电占比 |
核电装机 |
理论年发电量 |
占20万亿千瓦时比重 |
口径提示 |
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30% |
36亿千瓦 |
约26.64万亿千瓦时 |
约133% |
装机口径下电量过剩 |
|
35% |
42亿千瓦 |
约31.08万亿千瓦时 |
约155% |
装机口径下电量过剩 |
|
40% |
48亿千瓦 |
约35.52万亿千瓦时 |
约178% |
装机口径下电量过剩 |
表2测算表明，按装机口径推演的核电规模在电量平衡上明显偏大。合理做法是以电量目标反推：若2060年核电承担约30%—40%的零碳电量，对应装机约8亿—11亿千瓦；在此基础上再根据系统备用、厂址条件与安全裕度适度上调。本报告保留30%—40%的战略表述，同时提示实际装机须经电量平衡校核，避免为追求装机占比而过度建设。
6.3 电量平衡与系统消纳逻辑
修正情景下的系统运行逻辑为：核电提供稳定基荷与部分灵活调节；风光作为电量主体，富余电力制氢入库；绿氢与氢基热电联产承担跨季节缓冲、工业供热与尖峰兜底；抽水蓄能、电化学与压缩空气储能承担日内至数天尺度调节；少量保留的煤电、气电仅作为极端工况应急备用。这一结构既保留了原设想对可靠兜底电源的重视，又把兜底载体从化石燃料转向零碳的核电、绿氢与储能组合。
7 西藏阿里在高原光伏与制氢布局中的定位
阿里在全国零碳能源布局中具有独特的样板意义。作为西藏西部的高海拔地区，阿里人口稀疏、工业负荷小、电网连通性弱，不适合大规模外送电力，却具备发展高原光伏与就地制氢的天然条件。其定位可概括为三点：一是高原光伏基地，利用强辐射、长日照资源建设集中式光伏，配套少量风电补充；二是高原绿氢/绿色燃料基地，将光伏电力就地转化为绿氢或绿色甲醇，解决高原偏远地区燃料与用能问题；三是生态脆弱区开发示范，在严格冻土与生态保护前提下，探索高海拔地区新能源开发的工程标准与生态补偿模式。
阿里开发的约束同样突出：高寒缺氧导致施工与运维成本高、设备低温可靠性要求严；生态系统脆弱，一旦破坏修复困难；本地消纳市场有限，绿色燃料外运距离长。因此阿里项目应坚持示范先行、小规模起步，先完成资源实测与生态评估，再逐步扩大规模，不宜作为短期大规模装机扩张的重点区域。
8 对原设想部分观点的认同
在商榷分歧之外，本报告认同原设想中关于分布式扩张与电网协调的判断。第一，新能源不宜遍地开花。东部地区人口密集、土地紧张、电网成熟，大量分散式光伏、风电若无序接入，确实会带来配网调压、反向潮流、电能质量等问题，并可能削弱西电东送的通道效益。第二，电源布局应与负荷、通道、消纳条件统筹匹配。优质风光大基地应优先布局在资源富集、土地充裕、具备外送或就地制氢条件的西北、北部与沿海区域，东部则以分布式优化接入、就近消纳为主，避免为装机而装机。第三，光伏规模存在客观上限。受土地、屋顶、消纳与电网承载约束，光伏不可能无限扩张，原设想对光伏规模保持审慎是合理的。
6.4 与原设想的共识衔接
需要强调，修正情景并非对原设想的全盘否定。原设想提出的“可靠兜底电源不可或缺”“风光不能单独支撑系统”“分布式布局需与电网协调”等判断，在修正情景中依然成立；改变的只是兜底电源的载体——由化石燃料为主，转向核电、绿氢与储能为主。两种设想在“系统必须有稳定压舱石”这一点上是一致的，分歧在于压舱石的能源属性与长期规模。
9 风险、约束与不确定性
第一，技术成熟度风险。绿氢电解槽、长时储氢、氢燃机、先进核电与高原适配装备仍在产业化进程中，成本与可靠性存在不确定性，替代煤电、气电的节奏必须与技术成熟度匹配。
第二，资源与生态约束。核电厂址、海上风电海域、西北与阿里风光用地均受生态红线、水源、地质与生态脆弱性约束，可用空间有限。
第三，电网消纳与跨区协调风险。高比例风光与绿氢系统对电网调度、跨区通道、储能配置提出更高要求，若送出与消纳滞后，将出现弃风弃光与氢库存积压。
第四，经济性风险。核电、绿氢、长时储能当前成本偏高，其竞争力取决于规模化降本、电价机制、碳定价与容量补偿政策。
第五，口径与预测风险。2060年用电量、利用小时、技术成本均为长期假设，装机结构推演存在较大不确定性，应随技术进步与实测数据动态修正。
10 结论与政策建议
本报告认为，面向2060年深度脱碳，原设想保留各12亿千瓦煤电、气电作为主力调峰电源的安排需要调整：天然气应优先保障民生与化工，不宜长期作为发电主力；煤电的调峰兜底职能应由核电、绿氢与长时储能组合承接，煤电压减至极小的应急备用规模；绿氢是替代化石燃料与热源的关键载体，其中海上风电制氢约占30%、西北风光制氢约占10%，核电耦合制氢与水电制氢补充其余部分。
核电应在零碳系统中承担更高战略地位，但规模界定必须区分装机口径与电量口径：以电量目标反推装机，避免按装机占比简单放大而造成电量过剩。建议在30%—40%的战略区间内，结合厂址资源、安全约束与电量平衡审慎确定实际规模。西藏阿里宜定位为高原光伏与就地制氢示范片区，审慎分批开发。
政策层面建议：
一是坚持先立后破，煤电、气电退出节奏与核电、绿氢、储能落地进度刚性绑定；
二是加快先进核电、海上风电制氢、长时储氢与氢燃机示范攻关，推动产业链降本；
三是统筹大基地布局与电网通道、制氢消纳同步规划，避免无序扩张；
四是完善绿氢溯源、碳定价、容量补偿与辅助服务市场机制，保障零碳调节电源合理收益；
五是建立长期滚动评估机制，随技术与实测数据动态修正2060电源结构推演。
参考文献
[1] 黄奇帆. 2060年碳中和电力装机结构设想[Z]. 复旦大学讲学, 2021.
[2] 中共中央, 国务院. 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[Z]. 北京: 人民出版社, 2021.
[3] 华夏能源研究院. 本报告测算情景与口径说明[R]. 北京: 华夏能源研究院, 2026.
