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聚焦
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全球能源转型背景下的能源强国建设（一）：历史回顾与核心内涵
2026,9(2): 171-180 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20260047
建设能源强国是当前中国发展的战略性任务。回顾人类能源发展史，从柴薪、煤炭到油气时代，形成了资源主导型与技术主导型两类传统能源强国范式，但其可持续性与普适性存在局限。当前，全球能源转型进入深度调整期，中国能源实力持续增强，能源强国建设须以新型能源体系为目标，以新型电力系统为核心载体，着力推动能源结构从化石能源主导转向非化石能源主导，促进供给清洁化、消费电气化、配置网络化、运行数智化，全面塑造可复制、可持续、协同高效、开放融合的能源强国新形态。
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“‘双碳’政策的社会经济综合影响建模与评估”专题
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“双碳”政策的社会经济综合影响建模与评估
2026,9(2): 181-182 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.2026.02.002
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贸易开放促进典型国家碳减排：基于Tapio和STRIPAT模型的分析
2026,9(2): 183-194 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20240319
经济增长与碳排放脱钩对于实现国家自主贡献至关重要，但是目标和行动掌握在各国手中，且当前贸易保护主义抬头也增加了减排的不确定性。基于2000—2019年6个附件Ⅰ国家以及基础四国的样本组数据，研究了经济增长与碳排放的脱钩状态并分析贸易在减排中的作用。结果表明：首先，6个附件Ⅰ国家的脱钩状态大多趋于稳定的弱脱钩，并逐步转向强脱钩；在基础四国中，中国和南非的脱钩能力相对较强，巴西和印度的脱钩能力相对较弱；其次，贸易开放显著降低了这些典型国家的碳排放，这一实证结果提供了反对贸易保护主义的证据；此外，对于基础四国而言，经济增长和工业化与碳排放之间显示为正相关，明确了其发展与减排之间的矛盾；最后，提出了针对性的减排政策建议。
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东盟新能源研究态势分析
2026,9(2): 195-205 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20240241
阐明东盟新能源研究的知识生产结构，对于中国与东盟开展新能源合作具有重大价值。为此，选取中国知网数据库中2000年1月至2024年6月与东盟新能源研究有关的文献作为数据来源，借助文献计量学方法，利用VOSviewer软件和CiteSpace软件的可视化功能，辅之以人工回溯手段，分析东盟新能源研究成果贡献的时空分布和研究主题的趋势变化。研究发现：东盟国家新能源的知识生产历经初始阶段、建设阶段、成熟阶段、创新阶段4个阶段。研究生产主体层面，领域研究作者和研究机构尚未形成跨地域的合作网络，不存在一个稳定的核心作者群。高校、研究院、国企、国际组织皆有成果贡献，研究机构属性与研究议题偏好密切相关。学术期刊横跨区域国别研究、能源研究、环境研究等多个领域，且持续追踪议题动态。研究议题上，政策导向强烈，时效性强，议题构成具有显著的跨学科特征，议题对象范围基本覆盖东盟地区国家，子议题领域全面且包容。研究成果以宏观为主，微观为辅。建议强化东盟新能源研究的跨学科、跨领域融合，结合自然科学和社会科学的优势，推动学术研究与实践应用的融合发展。
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中欧氢能竞合与中国应对
2026,9(2): 206-215 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20240284
中国和欧盟均将氢能视作绿色转型优先事项之一。近年来双方氢能产业竞合出现如下特征：一方面中国赶超欧盟致使竞争苗头初显并引发欧方忧虑，而另一方面合作潜力尚未充分发挥，其原因在于监管体系各有短板、基础设施投入不足、大众对氢能安全性认知水平不高等共性问题，以及欧方更为突出的“泛安全化”与能源问题“政治化”问题。中欧氢能竞争初显而合作不足存在三大潜在危害：阻碍各自产业发展与绿色转型，损害绿色发展合作与双边关系，迟滞全球应对气候变化进程并有损中欧大国责任。引导中欧氢能良性竞合具备现实可行性：双方产业存在互利共赢的前景，通过氢能有望巩固中欧绿色伙伴关系，中欧共同推进全球氢能发展已具外部基础。建议通过反对能源问题政治化、在高层对话中加强氢能元素、做好成员国工作、关注欧方动向并积累自身优势、开展三方合作、构建氢能领导力等方式，弱化双方对抗性并筑牢合作基础，从而夯实中欧绿色伙伴关系并促进双方携手助力全球应对气候变化。
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基于LEAP-NEMO模型的大型城市能源系统低碳路径优化研究
2026,9(2): 216-225 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20250040
“双碳”背景下，以煤电为主的大型城市能源系统如何低成本低碳转型成为重要研究课题。当前研究较少详细定量考虑未来高比例可再生能源情景下的高波动性风光出力带来的运营安全挑战，特别是长时储能、短时储能的部署及其成本效益。针对中国北方某大型城市，构建2021—2060长期能源系统规划模型（long-range energy alternatives planning system，LEAP），基于下一代能源优化模块（next energy modeling system for optimization，NEMO）考虑每年8760 h的需求负荷和可再生能源出力，实现40年长期能源规划与小时级电力运营优化相统一。构建基准情景、电化学储能情景和氢储能情景，探究不同情景下能源系统的运营调度、成本和碳排放量。结果表明电化学储能和氢储能的成本下降和加速部署有助于支撑更高比例的可再生能源装机和发电，减少对化石燃料和调入电力的依赖，降低城市能源系统碳排放。短期内电化学储能和氢储能的部署会提高约15%电力系统成本，而在中长期会降低约39%的电力系统成本和约28%的总成本。
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考虑“双碳”目标影响的工业负荷演化趋势分析方法
2026,9(2): 226-236 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20240253
在落实“双碳”目标过程中，精准把握工业负荷的演化趋势是制定能源转型战略的关键基础。为此，提出考虑“双碳”目标影响的工业负荷演化趋势分析方法。梳理中国主要的“双碳”政策，并分析其影响工业负荷演化趋势的内在机理。利用层次分析法量化不同“双碳”因素影响的大小，筛选出主导工业负荷演化趋势的关键因素。综合考虑工业负荷序列的周期性时序特征和“双碳”目标的影响，建立基于季节性差分自回归移动平均（seasonal autoregressive integrated moving average model，SARIMA）和系统动力学（system dynamics，SD）的组合模型，以分析工业负荷的演化趋势。以某省钢铁行业数据为例，分析了用电负荷及碳排放的演化趋势，验证了所提SARIMA-SD组合模型的有效性。算例结果表明2024—2060年，工业负荷及碳排放受“双碳”政策的影响整体呈下降趋势，但是“双碳”目标的实现还需要碳捕集和封存等新技术的共同配合。
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燃煤电站CO2排放核算研究进展
2026,9(2): 237-250 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20240416
燃煤电站作为复杂的能量开放系统，其生命周期内涉及多种碳排放方式。为评估其碳排放情况，探讨了燃煤电站的关键碳排放环节和常用的核算方法。燃烧过程是燃煤电站最主要的碳排放环节，排放量占燃煤电站全生命周期碳排放的90%以上；脱硫过程中因化学反应和电能消耗导致的CO2排放约占总排放的5%；脱硝和除尘过程中由电力消耗引起的间接排放也会影响整体碳排放。进一步综述了4种碳排放核算方法。其中，排放因子法适用于快速估算与初步筛查，但是误差较大；物料守恒法能通过追踪碳元素流动进行碳核算，但是实际应用较为复杂；直接测量法通过在线监测系统测量烟气流速和CO2浓度，可实现实时高精度测量，但其结果易受外界干扰；数据驱动法则利用先进算法分析历史数据，以实现更为精确的核算，但是结果缺乏透明度。未来的研究应重点加强碳排放监测技术的创新与整合，深化碳核算方法论的研究，并推动环境科学与数据科学等领域的跨学科合作，以提升燃煤电站碳排放核算的精度与实用性。
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电-碳-绿电市场关联视角下的时变特征效应
2026,9(2): 251-261 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20240456
随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，电力系统的脱碳需求催生了相应的政策机制，中国逐步建立了碳排放权交易市场与绿色电力交易市场，以推动减少碳排放和促进可再生能源的利用。通过构建TVP-SV-VAR模型，从实证角度，结合中国碳市场和电力市场数据，对电力市场、碳市场和绿电市场之间的传导机制进行动态分析。研究结果表明：电力市场、碳市场与绿电市场之间具有明显的时变特征效应；碳市场中碳价上涨并不一定推动电价上涨；由于绿电在碳市场中的抵扣行为，绿电价格的上涨会进一步刺激企业购买碳配额，以弥补绿电抵扣后的不足，从而推升碳市场中碳配额的价格。
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综合能源系统自愿碳减排的电-碳市场投标与利益分配机制设计
2026,9(2): 262-276 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20250224
在“双碳”目标驱动下，综合能源系统（integrated energy system，IES）参与电-碳市场协同优化面临自愿减排激励不足与跨主体利益分配失衡的双重挑战，亟须构建兼顾经济性、低碳性与公平性的市场交易机制。提出一种综合能源系统自愿碳减排的电-碳市场投标竞价与利益分配机制。基于核密度估计与Wasserstein距离生成风光不确定性场景，考虑风电及光伏出力预测误差对电-碳市场投标的影响，建立了三阶段电-碳市场投标竞价与利益分配方法。第一阶段为日前电-碳预投标阶段，基于风光出力的预测值进行预投标，获得预期投标量与预计碳排放。第二阶段为日内调度阶段，考虑IES间的合作博弈与能源共享，确定模糊集内最坏情况分布中最小化调度成本。第三阶段为利益分配阶段，采用Myerson值与Shapley值分配方法分配收益，同时考虑碳转移、碳抵消、碳补偿等多种碳减排机制，激励IES减少系统碳排放，减少投标成本。最后以某工业园区为例，验证了自愿碳减排的电-碳市场投标竞价与利益分配方法的有效性。
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碳中和目标下中国完全可再生能源电力系统建模研究
2026,9(2): 277-285 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20250136
推动电力系统低碳转型对于实现2060年碳中和目标至关重要。然而，现有研究大多集中于逐步增加可再生能源比例，较少探讨如何完全去除化石能源并实现完全可再生能源电力系统的可行性。基于全球能源系统模型（Global Energy System Model，GENeSYS-MOD）框架，结合中国分省电力系统特点，构建了一个集成化电力系统模型，评估了不同技术组合、政策背景和经济条件下实现完全可再生能源电力系统的路径。结果表明，到2050年，中国电力系统的总装机容量将达到10 000 GW，其中风电和太阳能占比超过三分之二，水电和生物质为系统提供稳定的补充。尽管实现完全可再生能源电力系统需要较高的新增可再生能源发电投资，但随着技术进步和储能系统的发展，长期运营成本展现出一定的经济性。通过优化电力传输和储能技术，完全可再生能源电力系统具备实现全社会用电需求的潜力，为中国实现碳中和目标提供了可行路径。
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未来气候变化温升下纳入建筑技术变化的中国南方典型省份建筑用电情景
2026,9(2): 286-295 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20250255
全球明显温升加剧了对气候变化温升响应的应对压力。温升会带来建筑采暖和制冷需求的明显影响。随着近期快速温升，需要尽快清晰气候变化下建筑的能源需求变化、技术应对趋势、建筑形态的变化，以增强建筑的气候适应性。采用气候模式对未来温升的分析，考虑近期快速温升，针对到2035年可能达到1.5 ℃的情况，选择南方典型的4个省份，在温升情景下得到其制冷度日数变化，利用这些参数，设置4省未来制冷需求，采用IPAC-AIM/技术模型，在考虑制冷技术和建筑节能技术进步的情况下，对4省未来的制冷能耗进行分析。同时也考虑了温升情况下，4省建筑格局的可能变化，建筑间采取连廊作为适应措施提升其宜居性，并对其增加的制冷能耗进行了分析。研究结论表明，随着收入增长，南方4省的制冷需求还在明显增长，空调和建筑节能技术进步对于控制电力消费的增长起到重要作用。气候变化带来的温升会使得4省的制冷能耗增加4%到8%，推进高效制冷设备的普及，提升建筑能耗标准，特别是推进超低能耗建筑的全面普及至关重要。同时采取连廊的模式，还有可能使得建筑部门的制冷能耗增长1%到4%。
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“双碳”目标下衢州市产业减排动态优化建模与路径研究
2026,9(2): 296-307 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20250298
为实现中国“双碳”目标，推动工业型城市低碳转型，以衢州市为案例研究对象，基于新古典增长理论构建耦合经济与环境系统的动态优化模型，模拟不同情景下产业发展与碳减排路径。在自主核算衢州高、低排放行业历史排放的基础上，设置3类情景：基线情景假设不采取任何减排措施，碳排放随经济增长自然演化；最优情景以跨期社会福利最大化为目标，得到权衡当前减排成本与未来环境收益的动态最优排放路径；延迟行动情景则在最优路径基础上系统降低各年度排放控制率。结果表明：若不采取减排行动，至21世纪中叶衢州碳排放将超过4.1亿t，环境质量持续恶化，社会福利下降；最优路径下，衢州于2030年实现碳达峰（峰值约9500万t），并有望于2055年提前实现碳中和，高、低排放行业峰值分别为8500万t和960万t，减排控制率应由2025年的23.6%逐步提升至2050年的94.4%，为此需年均投资GDP的1.2%用于减排行动。延迟减排虽可降低短期成本，但长期环境与社会效益均不及最优路径。研究可为工业型城市制定科学合理的动态减排策略提供参考。
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煤电灵活性改造对构建新型电力系统的影响 ——基于广东省的探索
2026,9(2): 308-320 ,DOI:10.19705/j.cnki.issn2096-5125.20240460
“柔性灵活”是新型电力系统的重要特征，煤电灵活性改造在新型电力系统构建中将发挥重要作用。但目前在满足新型电力系统调峰能力需求的煤电灵活性改造最佳比例方面的探索还不够充分，无法为区域煤电功能转变及其升级改造提供精准参考。以广东省为例，集成LEAP-SWITCH模型，构建电力系统“柔性灵活”量化指标体系，设置多种煤电灵活性改造情景，研究不同情景下新型电力系统“柔性灵活”特征的演变趋势，探索满足广东省新型电力系统调峰能力需求的煤电灵活性改造最佳路径。结果显示：① 中度灵活性改造情景（S2）侧重突出发电能力来满足不断增长的电力需求，且其灵活性综合表现水平最高，是最优的改造技术方案。② 煤电灵活性改造技术组合存在阈值，最优情景（S2）下煤电最小技术出力比例为20%，基荷和灵活性调峰比例为0.1∶0.7时，电力系统最为安全可靠。③“灵活性电源装机占比”、“灵活性不足概率”和“市间交易电量”3个关键量化指标可以较好反映基荷煤电转化为灵活调峰煤电以及煤电改造技术提升对电力系统的影响，为未来定量化评价新型电力系统“柔性灵活”特征提供了关键指标参考。本研究结果可以为广东省未来煤电灵活性改造、构建新型电力系统提供理论基础。
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