在各个省份都在制定各自的“双碳”战略，有些走得快的已经对外进行了发布。有一个重要的问题必须搞清楚，“双碳”目标是靠全国整体性推进实现（中央指导地方的top-down方式），还是靠各个省各自推进实现（充分发挥地方主动性的bottum-up方式），或者以其他方式实现。由于能源相关活动产生的二氧化碳排放量占到我国排放总量的八成，其中超四成与电力活动相关，本文以电力领域为例进行分析。
（来源：微信公众号“先思录”ID：foresight-thinking 作者：尹明）
1.对于电能输出省份
从能源电力供给看，某省份可以单打独斗实现“双碳”目标的前提，是其能源电力需求完全可以自给，仅需重点考虑其自身能源结构清洁化低碳化就可以了。以电力为例，先思录在《各省“本地电力保障能力”排名》一文中给出了各省份的本地电力保障能力，如下表。各省份本地电力保障能力指标的数值范围在：1-31，该指标越接近最小值1，其本地电力保障能力越强，外送能力也越大；越接近最大值31，其本地电力保障能力越弱，对外受电力需求越强。可见，我国本地电力保障能力较强的省份主要集中在宁夏、新疆、陕西、内蒙古、山西等煤炭富集区和云南、四川、湖北等水电富集区。
表1.分区域各省2019年GDP、发用电量排名及本地电力保障能力
（1）对于煤炭富集省份
对于宁夏、新疆、陕西、内蒙古、山西、安徽等煤炭富集省份，火电（绝大部分为煤电，以及很小比例的气电、生物质发电等）是这些省份主力电源结构，无论是在装机结构中还是发电量结构中，煤电都占据绝对统治地位。下表给出了2020年主要煤炭富集省份火电情况。
表2. 2020年煤炭富集省份火电在当地电源和发电量占比情况
本文定义某时段某类机组发电量装机比(A)=某时段内某类机组发电量占比/该时段该类机组装机占比。A=1，表示某时段某类机组发电量占比与其发电装机占比相同，处于出力平衡状态；A>1，表示某时段某类机组发电量占比高于其发电装机占比相同，处于电量超发状态；反之，表示某时段某类机组处于电量欠发状态。A值可以很好表示某时段某类机组对系统发电量的贡献程度。未来可再生能源发电加快发展后，承担更多的发电量，此时就需要寻找火电与可再生能源发电最佳的A值，即装机结构与发电量结构的最佳组合。
由表2可知，全国的火电平均处于电量超发状态，而煤炭富集省份的火电电量超发状态更为突出。当地的风光水、地热等非化石能源至少在2030年前还很难取代煤炭、煤电。换句话说，这些省份的目前能源自给是建立在高碳能源基础上的能源自给自足。对这些省份实现清洁能源替代、可再生能源替代，不仅是伤筋动骨，更如同“改变其能源产业基因，改变其经济发展根基”。
当然，通过采取非常严厉的行政命令手段——压减关停，可以在短时间能改变当地煤炭和煤电生产和排放情况，但这也会弱化其自身能源电力保障能力，特别是每年的“用电双峰”阶段的应急保障能力。更重要的是，一地行政命令会对全国煤炭供应、煤电市场产生巨大的外溢效应，造成全国“买单”，造成极大的资源浪费、效率下降、市场失效等问题。
（2）对于水电富集省份
水电来水有峰谷季节性差异，多是5-10月丰水期，水电大发，电能用不完；而在其他月份的枯水期，水电不够用，还需要从外省电量支持，如四川在枯水期就需要西北区域特别是陕西电量的支持，云南也有类似问题。近些年，由于水电的低电价优势吸引了大量的高载能产业（如晶硅、电解铝等）到水电富集省份，提高了当地自用电量的规模，进一步增加了枯水期电力供应的紧张程度。在此背景下，提高区域水利调度水平、控制电量外送规模、增加当地非水能源开发（包括非水可再生能源、碳基能源等）和增加省外来电规模（包括区域内省间互供、区域外来电）等都成为解决途径。这一方面增加了水电大省本身电力保障工作的难度和复杂度，另一方面，也增加了水电大省对区域内外相关省份能源电力互供互保、互联互通的需求和依赖。
可见，我国煤炭富集省份的能源自给自足是建立在高碳基础上的、不可持续的；我国水电富集省份的能源自给自足具有枯水期供应紧张的顽疾，是“脆弱的、短暂的自给自足”。初步判断，至少在未来十年我国煤炭、水电富集区域省份基本不具备在实现“双碳”目标上单打独斗的能力。
2.对于电能输入省份
对于电力输入省份集中的华东、华北、华中区域省份，除了区域本身就需要外部大规模电量输入外，区域内部还存在复杂的能源电力互联互通关系。我国“三华”区域的电能输入省份与区域外和区域内的主要电能输出省份已建立了紧密联系。截止2020年底，国家电网营业区内跨区跨省输电能力达到2.3亿千瓦，其中，跨区1.4亿千瓦、跨省0.9亿千瓦。2020年，西北、西南、东北总计向“三华”区域（华北、华东、华中）送出电量达到4254亿千瓦时，占“三华”区域总用电量的10%。
下图给出了我国各区域间主要的电能输送通道分布情况。
图1.我国区域间电能输送通道情况
以华东区域（江苏、浙江、上海、安徽、福建）为例。目前，华东电网通过11回通道从区外受电，总容量近7000万千瓦，2020年总计从西北、华中、华北、西南区域受入电量达到2957亿千瓦时，占区域总用电量的17%。区域内的跨省线路共有10回1000kV特高压交流和17回500kV交流线路，2020年区域内省间交易电量达到1445亿千瓦时。
近年，作为南方区域（广东、广西、云南、贵州、海南）主要送端的云南由于近些年引入大量高载能产业，本省自用电量快速增加，外送与自用矛盾日益突出，对区域内电力流和西电东送格局正产生深刻影响。可以预见，南方区域内挖潜和加强与其他区域的互联互通，将成为未来的电能供给保障的主要思路。
综上，华北、华东、华中各电能输入省份基本上都不具备单打独斗实现“双碳”目标的能力。
3.各省份重构本地电能保障体系
在压煤减碳和实现“双碳”目标情况下，各省都在加紧重构本地电能保障体系（即通过开发转化本地能源资源，改善生产和生活用电方式，提高效率等方式，以保障本地安全可靠用电为目的，由相关技术体系、工程设施、市场体系等构成的保障体系），加速从以传统火电为主向由节能提效、分布式能源、可再生能源、智慧能源等综合多元方向转型。这种转型都会不同程度、从多方面影响电能输出省和输入省的能源生产和利用方式、价值转化方式。
各省本地电能保障体系的重构受到技术、市场、体制、机制等多因素影响，具有复杂性、艰巨性和长期性、协同性的特点。
第一，对于各省而言，上述因素更多是外生因素、非受控因素，各省的自主权、主动权都非常有限。这一点在电力改革上体现得更为充分。这是该过程复杂性与艰巨性的体现。
第二，各省重构本地电能保障体系的过程充满技术创新、业态创新、机制创新。每一个创新活动都需要一个由萌芽、幼苗到成熟的过程，不可能一蹴而就。这是该过程长期性的体现。
第三，各省本地电能保障体系都需要放在跨区跨省电能保障的前提下进行重构，需要区域间、省间的协同。这是由我国能源资源与经济发展逆向分布的国情，以及西电东送、北电南送全国大格局的现实条件决定的。
笔者认为，各省在电能保障上各省单打独斗、自给自足的实力非常薄弱，即使是各省重构本地电能保障体系，也需要考虑跨省跨区电能保障的影响。
综上所述，既然各省份单打独斗完成“双碳”目标之路可行性极低，那更好、更适合、更合理的出路在哪里？
未完待续。
