我国以煤电为主的电源结构（含装机和发电量）以及未来用电增长，决定了电力系统对我国实现减碳国际承诺至关重要。
认识指导行动。如何理解和把握电力系统“碳达峰”，直接影响人们理解我国未来电力系统的发展路径和系统形态，乃至相关政策制定。
电力系统碳排放量C=发电量Q*碳排放强度g
其中，发电量分为火电（主要是煤电和气电）与非火电（主要是水电、风电、光伏发电和核电，即所谓的一次电）发电量两类。
碳排放强度是单位发电量的碳排放量。不同类型电源具有不同的碳排放强度，但在一定技术条件下碳排放强度通常会在一定时期内保持稳定。因此，可按照碳排放强度比例关系，将气电发电量统一折算为等效煤电发电量Qe，采用煤电碳排放强度ge。以下统一采火电发电量代表煤电和气电折算后的等效发电量。
以下对当前社会上两类对电力系统“碳达峰”的认识进行分析和评价。为了突出分析重点，分析仅考虑电源的运营期情况。
第一类认识：基于电源类型的观点
即某年电力系统碳排放量仅与该年份火电发电量有关，而与非火电电源发电量无关。
此认识的逻辑是：新能源和可再生能源发电过程中不产生碳排放，因此，“碳排放”的帐应该只由火电承担。
在此认识下，电力系统的“碳达峰”，就是在某年碳排放量C达到最大值Cmax，之后碳排放量C呈现降低的趋势（不排除个别年份碳排放量有小反弹）。
这种认识下的政策导向是：严格控制等效煤电的规模，保持火电发电量呈一个逐年下降趋势。在电力市场上，就是尽量减少火电发电量，实现可再生能源和新能源发电对火电发电量的替代；在投资政策上，严格控制对火电的投资，鼓励可再生能源和新能源发电投资。
第二类认识：基于电源功能的观点
即某年电力系统碳排放量与该年份火电发电量有关，但是火电发电量应该按照其在系统运行中的功能进一步划分责任。
此认识的逻辑是：非火电电源（主要是风电和光伏发电等新能源发电）开发和消纳需要一部分火电机组提供系统灵活性功能，而此部分火电发电量产生的碳排放量应由两类电源共同承担。
在此认识下，新能源发电与提供灵活性功能的火电构成紧耦合关系。大规模发展新能源，就需要匹配一定规模的具有灵活性的火电。此时，电力系统“碳达峰”后，若要保持年碳排放量呈下降趋势，就必须重视新能源发电与火电实现“解耦合”，降低新能源发电对火电灵活性的依赖性。
这种认识下的政策导向是：重视创新和电力系统各类灵活性资源（火电灵活性改造、需求侧响应、虚拟电厂、储能技术使用等）的开发利用。在电力市场上，重视基于市场供需关系的灵活性资源市场定价，加快现货市场和辅助服务市场建设；在投资政策上，加强灵活性资源相关技术与业务投资，重视水风光储用一体化、源网荷储用一体化项目开发和模式创新，利用资本与技术驱动新能源与更多非火电灵活性资源新应用场景的出现等。
第一类认识多存在于新能源从业者之中，是一种典型的资源驱动型观点，更多从加快新能源产业发展的角度出发；第二类认识多存在于电力领域从业者或对电力系统运行具有较深刻认识的人群中，更多从电力系统安全稳定运行的角度出发，是一种典型的技术驱动型观点。
笔者认为，第二类认识是基于现有条件的、更加务实的认识。第一类认识机械化地割裂电力系统的整体性与系统性，没有分清责任与根源，同时还在“能源伦理”上有瑕疵。根据第一类认识，提供灵活性的火电将要为新能源消纳担负起“无限道德责任”，即为增加新能源消纳而产生碳排放的责任都要由这些灵活性火电承担。
笔者认为，中国电力系统实现“碳达峰、碳中和”一定要重视由资源驱动转向技术驱动，加强技术创新和市场建设。今后即使建立了对火电灵活性价值的补偿机制，也还要加强其他非火电灵活性资源的技术研发、业务开发和模式创新，特别是加强对各类储能技术路线的探索（包括电化学储能、抽水蓄能电站建设、蓄冷蓄热等），重视源网荷储用的协同一体化利用。
只要新能源发电继续需要灵活性资源配合，只要火电灵活性没有被其他灵活性资源完全替代，实现火电完全退出中国的电力系统是不可能的。
