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自我国宣布碳中和目标以来，国内一些大型企业已经做出了碳中和承诺。行业协会引导了部分承诺的制定，有些协会正在制定排放达峰与碳中和部门路线图。截至2021年年底，已经做出碳中和承诺的能源密集型工业企业包括中国石化、中国石油、宝武钢铁、河钢集团、鞍钢集团和包头钢铁，其中大多数企业的目标是到2050年实现碳中和。在主要电力企业中，中国长江三峡集团已宣布到2040年实现碳中和的目标，而中国大唐集团的目标年是2060年。更多的企业已经宣布配合达成国家目标的相关承诺或规划，但尚未确定排放的目标年或制定出实现目标的计划。例如，国家电网公司发布了碳达峰与碳中和行动计划，其中包括建设新增输电能力和智能电网、增加本企业配送电力中可再生能源比重等措施。国家能源投资集团、中国华能集团、国家电力投资集团等电力企业已经宣布开展长期净零排放目标战略研究 ［4］ 。
虽然人类科技的进步日新月异，但电力仍然是可预期技术进步范围内不可替代的能源。在企业用户的碳排放中，来自电力的碳排放占据了相当比重。虽然《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施（2021年修订版）》（征求意见稿）（环办便函〔2021〕547号）已将全国电力平均CO 2 排放因子由0.6101t/MWh（2015年度值）下调为0.5839t/MWh，但对于企业采购电网电力而言，仍然涉及相当体量的碳排放。可以简单地认为，按照全国电力平均CO 2 排放因子0.5839t/MWh测算，企业用户每从电网采购1MWh电量需要计入0.5839t碳排放。需要注意的是，实际碳核算工作中，在不同的履约边界以及核算场景下，各地采用的电网碳排放因子不尽相同，且很多地方仍然保留了数值更高的区域电网年平均供电排放因子。2011年和2012年中国区域电网平均CO 2 排放因子见表1-1，根据这些排放因子进行测算，将给企业用户造成更大的碳排放考核压力。
表1-1 2011年和2012年中国区域电网平均CO 2 排放因子
注：来源于《2011年和2012年中国区域电网平均二氧化碳排放因子》。
在必须使用电力的情况下，绿色电力是减少用电部分碳排放的重要手段。绿色电力泛指可再生能源发电项目所产生的电力，简称“绿电”。从碳排放原理而言，诸如光伏、风电此类绿电在生产电力过程中，几乎不产生碳排放；而从碳管理工作而言，直接使用诸如分布式光伏、分散式风电等绿电就能在用户碳核查工作中直接扣减该部分电力的碳排放量，对于降低企业用户碳排放具有非常直接和明显的效果。需要注意的是，企业投资建设分布式或集中式可再生能源电站，如果其所发绿电不是由该企业直接使用而是上网，严格来讲该部分电量对于该企业的碳排放降低或碳中和目标没有任何意义。
随着我国电力体制改革的深入，电力用户以及可再生能源发电项目参与市场化交易的准入条件逐渐放宽，电力价格机制的转变、交易方式和品种的放开，为企业用户更方便地购买绿电创造了条件。
无论是国家层面的碳中和，还是企业层面的碳中和，都对绿电更高比例的生产和消费提出了迫切需求。而对于用户使用绿电利好的是，可再生能源度电成本一直在持续下降。据彭博新能源财经分析，中国光伏发电目前的平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，LCOE）为0.2~0.41元/kWh，中国陆上风电的成本范围为0.29~0.43元/kWh，与新建煤电相比已具备了很强的竞争力 ［5］ 。且行业比较一致的看法是，随着技术的进步，可再生能源度电成本还将持续下降。
但电力是特殊的商品，在现有技术下，电力还不能大规模地存储，需要实时的发电、用电功率平衡以保障电力系统的安全稳定。而这对于用户则意味着使用成本的上升。从专业角度而言，用户使用绿电的电价结构不仅为绿电生产的度电成本，还包括其他部分。
经过持续性的电力体制改革，我国电价结构相比过去的目录电价已经发生了根本性的改变。根据是否参与电力市场进行购电，我国电力用户类型主要区分为优先购电用户和经营性电力用户。“中发9号文”的配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》首先提出优先购电用户概念。优先购电是指按照政府定价优先购买电力电量，并获得优先用电保障，包括一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电 ［6］ 。2019年，《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）又对电力用户的类型做出补充，提出经营性电力用户概念，它指除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开 ［7］ 。2021年在电煤价格上涨的压力下，政府进一步推动了所有经营性电力用户参与市场，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）明确要求“推动工商业用户都进入市场。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10kV及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电。” ［8］
无论是电网企业代理购电或是经营性电力用户直接参与电力市场，其电价结构均由市场性交易电价、输配电价（含线损及政策性交叉补贴）、政府性基金及附加组成。只是由电网企业代理购电用户，市场性交易电价由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等）替代。因此从用户的电价结构可以看出，除固定的政府性基金及附加费用外，无论是否直接参与市场交易，经营性电力用户电价主要取决于交易电价费用、辅助服务费用以及输配电价成本费用。其中若考虑辅助服务及相关成本全部纳入电源侧，前两者可简单合并为电源成本。
在中国电力企业联合会公开发布的《电力行业碳达峰碳中和发展路径研究》场景和路径推演中，电力行业碳达峰、碳中和明显将推高电源成本。“十四五”“十五五”“十六五”期间，电源年度投资分别为6340亿元、7360亿元、8300亿元，然而对比“十一五”“十二五”“十三五”期间，电源年度总投资分别仅为3588亿元、3831亿元、3524亿元。相比2020年，2025年发电成本提高14.6%，2030年提高24.0%，2035年提高46.6%。由此可见，在电力行业碳达峰、碳中和的目标下，仅电源端成本就将面临大幅度增加。这些电源成本的增加同样体现为两个方面：一方面是满足电力增长及低碳电力替代的投资；另一方面是保证电力实时平衡的投资。
为了维持电力系统的安全稳定，必须做到发电与用电之间功率的实时平衡，而风电、光伏可发电出力但受天气的影响较大，不像化石能源般可控，其波动性会对电力系统的实时平衡带来很大问题，进而影响电力系统的安全稳定。为适应高比例的可再生能源，电力系统会增加其他措施去保障实时平衡性，这些措施称之为“辅助服务”，这部分成本同样不可小觑。据国内相关研究机构预测，当新能源电量渗透率超过15%后，系统成本进入快速增长临界点，预计2025年是2020年的2.3倍。由此可见，虽然可再生能源度电成本持续下降，但是其大规模发展仍然将引起用户使用成本的增加。
电力系统的辅助服务能力与电力系统的灵活性密切相关。根据相关机构预测，随着可再生能源装机的进一步扩大，2021~2060年期间，我国电力系统的灵活性来源将发生根本性的变化。目前几乎所有用于满足高峰负荷的灵活性都来自化石燃料和水力发电站，包括抽水蓄能。但到2060年，储能技术将提供35%的灵活容量，水电等可调度的可再生能源提供24%，需求响应（通过价格信号鼓励或要求电力消费方在高峰期实时减少其消费的措施，电力消费方包括制氢厂商）提供5%。同时满足高峰负荷的灵活性资源也将随时间演变。我国承诺碳中和目标的情景下，2030年之前的灵活性要求将主要由现有电厂来满足。2030年以后，随着可再生能源比重加速提高，可调度化石电厂数量减少，我国对非化石灵活性资源的需求将迅速增加。电池和需求响应将主要用于提供短期灵活性，而配备CCUS的化石电厂和氢能则更多用于季节性平衡。到2060年，电池和蓄水储能可以为高峰充足性贡献约960GW的容量。虽然目前我国的需求响应有限，但随着电动汽车、空调和氢能电解等更灵活的用户侧资源不断增加，需求响应将会迅速扩大 ［4］ 。
除辅助服务及灵活性资源的成本增长外，为适应可再生能源的大规模发展以及远距离传输，还需加强输配电网建设以及其他相关配套设施，这也将推升整体电力使用成本。输配电网建设最终将通过用户的输配电价进行回收。输配电价是指电网企业提供接入、联网、电能输送和销售等经营服务的价格总称 ［9］ ，我国输配电价经历了复杂的改革历程。目前，我国的输配电价结构也正逐步过渡为跨区跨省专项工程输电价、区域电网输电价、省级电网输配电价和增量配电网及地方电网配电价格四级。我国现行的基于“准许成本+准许收益”的准许收入价格管制模型，实质上也是国际上常用的投资回报率管制模型。目前我国对于跨区跨省专项工程输电价、区域电网输电价、省级电网输配电价均采用该模型。“准许成本+准许收益”可简单理解为，所有电网建设的合理投资最终都会转嫁到用户电价上，具体就是用户电价中的输配电价。
由此可见，在电力行业碳达峰、碳中和目标下，如果不创新发展，用户电价将面临很大的上涨压力。
能源“不可能三角”也叫能源三元悖论。三元悖论的概念最早被提出来用于解读一个国家的金融政策：各国货币政策的独立性、汇率的稳定性、资本的完全流动性，在这三者之中，一个国家只能三选二，不可能三者兼得。而在能源层面，能源不可能三角指的是无法找到一个能源系统同时满足“能源绿色低碳”“能源稳定安全”“能源价格低廉”三个条件。对于经营性电力用户而言，虽然必须面对我国双碳目标带来的低碳发展要求，但同时也希望能够经济地使用电力；对于地方经济发展而言，仍然希望通过优惠电价招商引资带动地方经济的持续发展。因此，经营性电力用户及地方经济发展都将面临绿色电力使用的成本压力。毫无疑问，能源不可能三角的最终破解手段将依靠科技进步与生产力提升，但除此以外，仍然能够通过新的价值发现以及重构电力生产利用体系解决用户电力使用的绿色、安全和经济问题。
新的价值发现主要指绿电的绿色环境价值转变为用户实质上的经济价值。在未来全球应对气候变化的共同目标下，可再生能源的环境价值将逐步演变为其经济性价值，包括使用可再生能源降低产品碳强度后带来的更强市场竞争力、减少碳税与碳配额成本等。在这些因素的考虑下，如果采用的是可再生能源，虽然单一从能源使用成本角度可能不如化石能源，但是综合考虑能源成本以外的其他影响因素后，其综合经济性可能是优于化石能源的。
除新的价值发现以外，重构电力生产利用体系是破解能源不可能三角的又一重要措施。根据前文分析，绿电使用成本的价格压力主要来自电力辅助服务以及输配电网的投资建设，而非绿电本身的度电成本。那么通过重构电力生产利用体系减少辅助服务需求以及节省输配电网投资是让用户安全获取便宜绿电的主要目标。实现这一目标须重视两个方面的工作：一方面是可再生能源就近接入用户负荷密集区并就近消纳，减少电力长距离传输增加的输配电投资；另一方面是可再生能源与用户（包括利用储能）更智慧化的互动使得局部电力电量足够平衡以减少对于外部辅助服务的需求。因此在电力系统末端（即所谓的配电网侧），通过接入、消纳、互动可再生能源和其他新能源，发展“源网荷储一体化”的微小电网有着积极的意义。
“源网荷储一体化”的微小电网包括以消纳新能源为目标的局域电网、增量配电网、微电网、转供电等配售电新型业态模式。从用户电价结构角度而言，这种微小电网内部交易电量时，能省去外部电网的输配电价。同时，通过做好该局部电网的“源荷”互动，能解决电力实时平衡问题、减少额外的辅助服务费用。因此在保障用户安全使用绿电的同时，能够显著降低用户的用电成本，从而使能源不可能三角在“源网荷储一体化”的微小电网区域成为可能。
与此同时，这种在末端构建无数个“源网荷储一体化”微小电网的模式还能够对整体电力系统起到积极作用：通过微小电网可再生能源的就近生产和消纳，将减轻输电网承接大规模可再生能源接入和大范围传输需求的电网建设压力；通过将“源”“荷”分散到微小电网实现局部“源荷储”互动平衡，减轻电力系统承担整体大规模可再生能源发电波动以及用户用电波动导致的辅助服务需求压力；通过微小电网“源网荷储”互动响应电力市场和辅助服务市场后的有功无功支撑，有效助力整体电力系统的安全稳定。而这些积极作用将会降低整体电力系统的建设成本并提升电力系统的运行安全。