本文是易俊、赵明欣、秦晓辉、林伟芳、刘超、邓桃（作者均来自中国电力科学研究院有限公司）于2025年10月5日发表在《中国电机工程学报》（Proceedings of the CSEE）上的一篇综述性文章，其标题为“电碳协同理论技术探索与实践”（Review of Exploration and Practice of Electric-Carbon Coordination Theory and Technology）。文章的核心主题是针对“双碳”目标下新型电力系统向“安全-经济-低碳”三元均衡转型的必然趋势，系统地提出了“电碳协同”的概念定义、内涵，梳理了其面临的关键问题与技术挑战，并首次构建了一个覆盖五大子领域、包含70项关键技术的电碳协同理论与技术体系，最后总结了该领域的研究现状并展望了未来发展趋势。

文章首先清晰地界定了“电碳协同”的定义与内涵。作者指出，电碳协同是将“碳”元素深度融入传统“电”领域，支撑电力系统由“安全-经济”二元平衡向“安全-经济-低碳”三元均衡转变的过程。其内涵从三个维度理解：外在驱动是电力系统低碳转型的必然要求；内在需求是电力系统全流程核心业务围绕碳减排进行重塑优化的关键路径；技术构成则是一个融合能源、环境、材料、经济、管理、计算机等多学科的全新交叉领域。这一定义明确了该研究领域的边界和核心目标，为后续技术体系的构建奠定了基础。

其次，文章深刻剖析了电碳协同面临的两大关键问题与五项具体技术挑战。两大关键问题是：1）如何利用电力数据的实时性和广泛连接性优势，建立高精度的碳数据支撑体系；2）碳要素如何系统地融入电力系统的规划、建设、运行、供应链及市场等全流程，以支撑行业碳达峰碳中和。针对这两大问题，文章进一步细化出五项技术挑战：一是间接碳减排效益评估体系亟待建立。目前，输电工程、储能等电网设施对新能源消纳的间接减排贡献难以量化，无法形成有效的碳资产。二是一体化碳评估支撑技术尚需完善。现有电力碳排放核算方法（如年度排放因子法）较为粗放，电碳轨迹时空机理不清，难以实现实时、精准的碳排放责任分摊。三是全过程核心业务电-碳要素缺乏融合。碳约束下的电力系统规划、运行（调度）、建设及供应链管理都面临新的不确定性，传统模式亟待革新。四是电力系统降碳技术体系尚未成熟。为实现净零排放，不仅需要低碳、零碳技术，还必须引入负碳技术以中和剩余排放，但这些技术的发展趋势与经济性尚不明朗。五是电力减排成本疏导机制仍不明晰。现有市场机制难以有效疏导因新能源高比例接入和低碳转型带来的新增成本。

针对上述问题与挑战，本文的核心贡献在于系统性地构建了一个电碳协同理论与技术体系。该体系围绕五个关键方向布局，共涵盖70项关键技术： 1. 电力系统间接碳减排效益评估及方法学开发。该子领域旨在为电网工程、储能、需求响应等间接减排活动开发可测量、可报告、可核查（MRV）的碳减排方法学，以量化其碳减排贡献并形成碳资产。关键技术包括清洁发电、火电灵活性改造、输变电工程、六氟化硫减排、灵活负荷、综合能源系统及各类储能等场景的碳减排效益评估方法学。 2. 电力系统一体化碳评估技术。该子领域旨在打造电力系统的“碳度量衡”，建立高精度的碳数据体系。其技术框架涵盖“测、算、评、溯、仿”五个环节：碳监测（发电侧连续监测、负荷侧监测网络构建）、碳核算（动态电力碳排放因子、碳排放责任分摊、以电折碳）、碳足迹（电力装备全生命周期碳排放建模）、碳评价（企业碳效与低碳评价）、碳仿真（碳排放时序模拟、碳轨迹追踪溯源、全景一体化评估建模）。 3. 电力系统全过程电碳协同技术。该子领域聚焦将碳要素深度融入电力系统核心业务流程。包括：电碳协同规划（碳预算评估、三元均衡系统构建、多元素融合能源体系）、电碳协同建设（输配电工程绿色建造、监测与后评价）、电碳协同运行（低碳调度、碳捕集电厂协同、多能流低碳运行、电氢碳生态圈）、绿色供应链（排放核算与监控、减排潜力评估、绿色评价、标准与数据库构建）。 4. 电力系统低碳、零碳、负碳应用技术。该子领域聚焦于物理层面的降碳技术研发与应用。低碳技术包括低损耗输变电设备、化石能源清洁高效发电、环保绝缘气体等；零碳技术涵盖各类新型非化石能源发电及并网技术、多能互补等；负碳技术则涉及碳捕集、利用与封存（CCUS）、生物质能耦合碳捕集（BECCS）、直接空气捕集（DAC）以及电网工程碳汇等。 5. 电力系统碳资产开发与碳市场技术。该子领域关注碳的市场化运作与价值实现。碳资产方向包括碳资产识别评估、数字化管理、碳金融创新；电碳市场协同方向涉及电-碳市场耦合机制设计、绿电绿证数据认证溯源、市场协同运行建模与监测评价。

文章通过对比国内与国际技术成熟度等级，直观展示了各子领域关键技术的现状与差距。例如，在间接减排方法学、一体化碳评估、碳资产与碳市场技术方面，我国整体落后于国际先进水平，尤其在发电侧细粒度碳监测、绿色供应链、低能耗直接空气捕集（DAC）等技术上差距显著。而在电碳协同规划与运行的部分技术（如三元均衡构建、低碳调度）以及部分低碳/零碳应用技术上，我国已接近或达到国际先进水平。

在“研究现状与实践”部分，文章对国内外五个子领域的发展进行了系统梳理。例如，在间接减排方法学方面，指出我国现有CCER方法学多源自国际CDM体系，难以体现电网平台作用且额外性论证面临挑战，亟需开发适应新型电力系统互动场景的新方法学。在碳评估方面，我国火电碳监测处于试运行阶段，动态电力碳排放因子、电工装备碳足迹数据库等研究刚刚起步。在电碳协同运行方面，国内虽起步较晚，但已在理论体系和平台应用（如浙江、江苏的示范平台）上取得特色进展。在降碳技术方面，欧美在CCUS全链条技术和商业化方面领先，我国则在追赶中不断突破。在碳市场方面，我国市场运行时间短，电-碳-证市场协同机制设计仍是前沿和难点。

最后，文章对五个重点子领域的未来发展趋势进行了展望：1）间接减排方法学将从单体要素向多要素互动复杂场景的系统方法学转变；2）碳评估技术将向全环节覆盖、在线化、精准化、轨迹可溯源方向发展，分时分区动态碳排放因子将成为核算基础；3）电碳协同规划将更注重国家与区域碳预算的衔接，运行将向智能化精细化优化发展，绿色供应链碳管理将是重点；4）降碳技术将强化前沿装备研发与并网应用仿真，提升碳移除效能；5）碳资产与碳市场将随着CCER重启和市场扩容，不断提升碳资产管理和环境价值发现能力。

本文的重要意义与价值在于，它首次系统性地提出了“电碳协同”这一交叉学科领域的完整框架，明确了其定义、内涵与边界，将分散在不同学科的研究方向（如碳核算、低碳调度、CCUS、碳市场等）整合到一个统一的、以支撑新型电力系统“安全-经济-低碳”三元均衡为目标的技术体系之下。这为后续学术界和工业界的研究与实践提供了清晰的技术路线图和攻关方向。文章不仅指出了我国在诸多关键技术上的短板，也肯定了部分领域的进步，并基于现状对未来发展做出了有针对性的预测，对推动我国电力行业科学、有序地实现“双碳”目标具有重要的理论指导和应用参考价值。