气候加速变暖导致极端天气气候事件频发，带来高频次、大范围、强破坏的停电事故和缺电事件，给电力系统安全稳定运行敲响了警钟。随着温控负荷迅速增长和新能源并网规模不断攀升，电力系统气候敏感性持续增强。为确保电力系统安全稳定运行和促进电力低碳转型，提升电力系统气候适应性迫在眉睫。文中系统梳理了电力系统气候适应性研究进展，提出了一种电力系统气候适应性分析框架，分析了源、网、荷侧电力资源的气候适应性特点，讨论了电力系统运行和规划中气候适应性提升面临的挑战，展望了新型电力系统气候适应性提升路径。建议强化电力系统气候适应性的宏观政策引导，不断加强基础理论研究、创新关键技术、优化资源配置、完善管理机制，通过多元化方式提升新型电力系统气候适应性。

高铁运行阶段直接产生的CO₂排放微乎其微，但因列车运行需要电力牵引，上游发电端带来的碳排放不可忽视。文中综合考虑了发电结构以及不同发电方式的碳排放水平，将高铁运行阶段碳排放因子作为高铁环保程度的评估指标。测算结果表明，2018、2019年我国高铁运行阶段碳排放因子水平为27.19、27.09 g CO₂/(人·km)。考虑发电端碳排放的高铁运输方式相较于公路、民航客运仍具有显著的环保优势，但发电结构中火电占比偏高导致我国高铁碳排放因子水平高于法国、德国、日本等发达国家。结合我国未来年发电结构的预测，当各发电方式碳排放水平较现状波动不大时，2030、2050年我国高铁运行阶段碳排放因子水平分别为10.87~14.18、2.83~9.49 g CO₂/(人·km)，分别比高铁列车运输能力利用率较高的2019年降低了47.66%~59.87%、64.97%~89.55%。煤电碳排放因子下降时将实现高铁碳排放因子的同步下降，故推进煤电低碳化生产，高效应用煤电清洁生产新技术，有望进一步提升高铁低碳优势。研究成果将促进交通运输行业与能源行业相互协作，助推“双碳”战略实施。

考虑气候风险对电力供应和需求的影响进行电力系统气候适应性规划研究十分重要且紧迫。文中从规划视角开展电力系统气候适应性研究，构建考虑气候风险耦合影响的中长期电力资源规划模型，通过电力资源优化配置提升电力系统气候适应水平。结果表明：考虑气候长期变化趋势的规划方案中可再生能源发电量占比在装机容量减少的情况下反而有所增加，可再生能源利用水平提升，系统年均总投资建设成本下降；而考虑极端天气气候风险的规划方案中可控电源年均装机容量和发电量增加，以支撑可再生能源消纳和系统安全稳定运行，可再生能源年均发电量略有减少，系统年均总投资建设成本增加。考虑气候风险耦合影响的电力规划方案能够统筹提升可再生能源利用和系统安全水平，推动可再生能源高质量发展。

区域和省级电网碳排放因子是企业用电间接碳排放核算的重要基础，但官方数据存在时间不连续和较长滞后的问题。文中采用国家发改委公布的区域和省级电网碳排放因子计算方法，对2005—2021年电网碳排放因子进行计算。通过对比官方数据，验证了计算结果准确性，深入研究电网碳排放因子的分布特征、变化趋势及其差异，并对两种电网碳排放因子进行应用场景分析。结果表明，区域电网碳排放因子的空间分布呈东北高、西南低，省级电网碳排放因子的空间分布呈东部高、中西部低，2005—2021年整体呈下降趋势，但地区间低碳发展的不均衡加剧。各省发电结构与输入电力来源不同导致省级电网碳排放因子与所在区域电网的碳排放因子存在较大差异，东部和中部省份的省级电网碳排放因子显著高于区域电网，西部省份相反。为提升行业企业电力碳排放核算准确度，优先选择省级电网碳排放因子；为评估同一区域内各行业企业的减排成效，应避免各省电力差异导致的不公平问题，优先选择区域电网碳排放因子。

不同风光渗透率下的灵活性资源精细化评估有助于明确新型电力系统灵活性提升阶段性重点任务。基于多时间尺度时序运行模拟模型，细化系统灵活性提升的成本构成，量化评估单一灵活性资源在新型电力系统构建的不同阶段下对于新能源消纳的促进效果及系统运行成本差异。研究发现，现阶段低风光渗透率下，煤电灵活性改造和抽水蓄能分别在经济性和新能源消纳方面表现更突出。未来高风光渗透率下，煤电灵活性改造逐渐丧失了成本优势，气电的调节效果和经济性得到更好的体现，电化学储能和抽水蓄能对于新型电力系统灵活性提升效益最佳。因此，现阶段电力系统灵活性提升的重点为煤电灵活性改造和抽水蓄能部署，以气电作为过渡资源的同时推进储能规模化部署。

为评估中国电网全生命周期碳排放强度并研究其转型达峰路径，首先提出全国和各地区电网全生命周期碳排放因子测算模型，测算历年全网全生命周期碳排放强度并分析其影响因素；其次利用情景分析法，分析不同电力转型情景下2022—2060年我国电网全生命周期碳排放量及其达峰情况。研究表明：(1) 2011—2021年我国发电结构转型取得一定成效，全网全生命周期碳排放因子由763.94 g/(kW·h)降至557.73 g/(kW·h)；但清洁能源发电减少的碳排放量无法平衡火电增加的碳排放量，全网全生命周期碳排放量仍以年均2.6%的速度增长，由36.1 亿t增至46.8 亿t。(2)发电结构清洁化和煤电减碳技术进步是降低全网全生命周期碳排放强度的重要举措。(3)快转型情景、基准情景、慢转型情景下我国电网全生命周期碳排放量可分别于2025、2027、2030年达峰，基准情景的碳排放量峰值为52.05 亿t，2060年碳排放量为15.78 亿t。

文中构建动态可计算一般均衡（CGE）模型，模拟可再生能源发展、碳税和技术进步在我国电力部门低碳转型中的不同成效，探讨电力部门碳达峰、碳中和的时间与路径。研究发现，电力部门清洁化是其实现碳中和的关键，在大力发展可再生能源的情景下，到2060年电力部门接近实现碳中和目标；技术进步是电力部门低碳转型的重要支撑，可再生能源发展且伴随强技术进步情景下，电力部门在2058年后能够实现碳中和；碳税有助于减排但对经济增长产生负面影响；伴随能源结构优化和技术进步，我国可兼顾实现碳中和与经济增长。最后提出，在大力发展可再生能源和致力于能源技术创新的同时，要拓宽低碳转型渠道，推动电力部门低碳转型的高质量发展。

依据中国煤电现状及碳电市场发展趋势，在6种碳价及3种传导率组合的碳配额分配规则下，利用经济调度模型对1000 MW、600 MW和300 MW燃煤机组发电收益影响进行模拟研究。结果表明，300 MW机组对配额基准线与拍卖比例的变化较为敏感。在碳价为50.0元/t、79.9元/t及碳价传导率为20%的碳电市场耦合初期阶段下，配额基准线下降至0.74 t CO₂/(MW∙h)或拍卖比例升高至50%，300 MW和600 MW机组存在负收益情况。若碳价及其传导率增加，配额基准线与拍卖比例改变对煤电机组造成的负效应更可控;核证减排量比例扩大对提高机组收益影响甚微，可以作为碳市场的一种有益补充并加以监管。因此，在充分考虑煤电承受力和竞争力前提下，制定碳配额分配规则应适应碳电市场发展阶段，积极推动碳电市场耦合传导碳成本，配合抵销机制来加速碳减排。