现状与趋势 

中国拥有全世界最大的电力部门，总装机容量为 19 亿千瓦，总发电量约 7 万亿千瓦时（He 等，2020 年；CEC，2019 年）。中国的电力需求已从 2000 年 的 1.25 万亿千瓦时增加到 2018 年的 6.83 万亿千瓦时（IEA，2020 年）。钢铁、化工和铝等能源密集型产业一直是中国电力需求快速增长的主要推动力。随着当前的经济转型和向服务型产业的转变，服务业、 居民消费以及潜在的交通用电消费在未来将更加突出 （IEA，2019 年；Lin 等，2020 年）。 

随着电力需求和电力生产的快速增长，中国发电相关的 CO2 排放量在 2000 年至 2017 年间增长了两倍。目前，电力和热力生产约占中国能源相关的 CO2 排放量的 50%。中国燃煤发电系统的碳排放强度尤其高，为 610 克 CO2/ 千瓦时，而美国则为 410 克 CO2/ 千瓦时 , 欧盟为 270 克 CO2/ 千瓦时 （IEA，2020 年）。 

中国发电以煤炭为主（图 4-1）。2018 年，超过 1000 家燃煤电厂发电装机容量总计 10 亿千瓦，其发电占中国发电总量的 64%（CEC，2019 年）。现有的燃煤电厂多数在 2005 年后建成，剩余的设计寿命仍有数十年。提前关闭大型煤炭基础设施将带来搁浅资产的高风险。同时，由于产能过剩和日益激烈的可再生能源发电竞争，燃煤发电行业已经面临财务危机。煤炭装机容量增长的速度已大大超过燃煤发电增长的速度，也就是说大规模燃煤电厂无法得到充分利用。研究表明， 燃煤电厂的平均利用率已降至 50% 以下（CEC，2020 年），现有燃煤电厂一半处于亏损状态。

尽管非水可再生能源发电目前仅占中国发电量的一小部分，中国已成为可再生能源开发和投资领域的全球引领者。过去四年中，中国风电装机容量显著增长，从 2015 年的 1.3 亿千瓦增至 2019 年的 2.1 亿千瓦，同期，中国的光伏发电装机容量增加了近 4 倍， 从 2015 年的 0.42 亿千瓦增长到 2019 年的 2.1 亿千瓦（CEC，2016 年，2020 年）。目前，中国风电装机容量占全球风电总装机容量的三分之一，光伏发电装机容量占全球光伏总装机容量的四分之一。2013 年以来，中国已成为全球最大的可再生能源投资国，占全球可再生能源总投资的三分之一（UNEP 和 BNEF， 2020 年）。

长期战略要素 

专栏4-2 电力：碳中和长期战略的关键要素 

► 电力部门碳排放需尽快达峰并开始快速下降 ， 到 2050 年实现零排放或负排放； 

► 所有终端部门快速电气化；按照生活方式的转变、效率的提高以及技术选择的不同，到 2050 年，发电量可能比现有水平增长 120-160%； 

► 到 2040 年或 2045 年，基本淘汰未采用 CCUS 技术的常规燃煤电厂； 

► 到 2050 年， 可再生能源发电占总发电量的 70%； 

► CCUS 技术及核能将作为低碳电力的补充选择， 其实际贡献率主要取决于政策支持的程度； 

► 通过灵活发电、改进电网基础设施、需求侧响应以及部署储能技术等措施提高电网灵活性以适应高比例的可再生能源。

电力部门碳排放需尽快达峰并开始快速下降；到 2050年实现零排放或负排放，从而将全球温升控制在 1.5℃ 之内。研究表明，电力部门的快速和深度脱碳是将全球温升控制在 1.5℃之内的关键因素。根据多模型比较分析得出，到 2050 年，电力部门需基本脱碳至零排放或负排放以实现 1.5℃的温控目标。而在将全球温升控制在 2℃的情景下，到 2050 年，电力部门的 CO2 排放量需减少 80-100%（图 4-2）。

所有终端部门均需快速电气化。电力部门低碳化将伴随着来自收入增长、数字化，以及工业、建筑和交通领域日益增长的电力需求（见专栏 4-3 及后续章节）。由于生活方式的转变、效率提高和技术选择的不同，到 2050 年电力需求将有较大不确定性。本报告综合考虑的多模型情景显示，2050 年电力需求将比当前水平增长 120-160%，达到 15 万亿千瓦时 -18 万亿千瓦时（图 4-4A）。

专栏4-3 电气化在长期战略中的重要性

根据深度脱碳的研究显示，终端部门电气化与电力部门脱碳是长期低碳转型战略最关键的要素。 将全球温升控制在 1.5°C 或 2°C 之内意味着到 2050 年电力可能成为终端能源消费的主要能源。考虑最大可行性的情况下，中国终端能源消费中电力的比重可能从 2015 年的 22％增加到 2035 年的 35-45％（1.5°C 情景）和 35-40％（2°C 情景），2050 年达到 55-65％ （1.5°C 情景）和 45-55％（2°C 情景）。 持续增长的能源服务也将推动所有终端部门实现高度电气化， 从化石能源转向电力；需要低温热的工业过程无需进行系统的根本性改变即可实现电气化；建筑部门将通过提高数字化程度以及由化石燃料设备转向电气设备实现逐步转型；发展电动汽车是交通部门的一项重要战略，尤其是公路客运和铁路运输领域。 借助这些机遇，到 2030 年，中国电动汽车保有量约为 5 千万辆，这将提供 30 亿千瓦时的存储容量和近 5 亿千瓦的灵活负载。到 2050 年，根据生活方式和技术选择的不同，中国电力总需求量可能达到 15 万亿千瓦时 -18 万亿千瓦时（1.5°C 情景）和 12 万亿千瓦时 -16 万亿千瓦时（2°C 情景）（图 4-4A）。

实现快速脱碳和电气化对电力部门的长期战略具有以下含义。首先，为了将全球温升控制在1.5℃ 之 内，需要在2050年前逐步淘汰未采用CCUS技术的燃煤电厂。根据多模型比较分析，实现全球温升 1.5℃的目标，需要在 2040-2045 年前逐步淘汰未采用 CCUS 技术的常规燃煤电厂。而为了实现 2℃的温控目标， 则需要在 2050-2055 年前淘汰未采用 CCUS 技术的常规燃煤电厂（图 4-3）。 电力部门的煤炭淘汰方式包括：停止新建未采用 CCUS 技术的燃煤电厂，快速关停一小部分老旧、高污染且低效率的电厂，逐步减少剩余的大多数燃煤电厂的使用，条件允许的情况下在现存以及新建电厂应用 CCUS 技术等。“不新建煤电” 战略和快速关停落后产能电厂的短期行动，将带来即时的经济和社会效益（见第三章专栏 3-2）。

长远来看，逐步淘汰中国庞大且相对年轻的燃煤电厂，需要一条可行路径来保障多数现有电厂在最低保证寿命周期内运行，同时逐渐降低其利用小时数。 这种做法可以避免提前关闭燃煤电厂，从而降低搁浅资产风险。随着利用小时数的降低，燃煤电厂将从基本负荷过渡到峰值发电。Cui 等学者 2020 年的研究发现，采用这种策略，1.5℃路径下，未采用 CCUS 技术的燃煤电厂的最低保证寿命需缩短至 20 年，平均利用小时数需从现在的 4350 小时减少到 2030 年 2640 小时、2040 年 1680 小时以及 2045 年 0 小时。在 2.0℃的路径下，大多数现有的燃煤电厂至少可以运行 30 年，平均运行时间则需要减少到 2030 年 3750 小 时、2040 年 2500 小时、2050 年低于 1000 小时。 

不同省份逐步淘汰常规燃煤电厂的速度不同。一些省份明显具有短期改善优势。比如，鉴于多项技术、 经济和环境标准，山东、山西和内蒙古的燃煤电厂由于表现较差可以更快关停（见专栏 3-2）。 

随着煤炭的逐步淘汰，需加大对零排放发电技术的投资，使非化石燃料发电占比达到 80% 甚至更多 （图 4-3B）。如今，能源市场上已有多种零排放选择，包括风能、太阳能、核能、应用 CCUS 技术的化石能源和应用 CCUS 技术的生物能源。在对中国及其他国家的研究中，并未就哪种方法最优达成共识（图 4-4B），主要因为成本、不同技术的可行性（如核能、 应用 CCUS 技术的化石或生物能源等）以及对风能、 太阳能发电能否并网存在不同看法。 

尽管如此，研究普遍认为可再生能源发电需大幅提高并成为主力电源，到2050年贡献约70%的电力。 本报告涉及的 1.5℃情景表明，到 2050 年可再生能源发电将占总发电量的 65％至 75％。除气候治理和其他环境效益外，可再生能源还将带来重要的能源安全效益。同样 1.5℃情景显示，到 2035 年，太阳能和风能发电总量将达到4万亿千瓦时-5.9万亿千瓦时 /年， 在 2℃情景下将达到 2.5 万亿千瓦时 -4.2 万亿千瓦时 / 年。地理分布方面，He 等人于 2020 年研究表明，太阳能发电将集中在西北省份，即内蒙古、青海和陕西， 到 2030 年，上述三省各省的装机容量将超过 1 亿千瓦。而风能的分布则更为平均，主要分布在西北、东北和沿海地区。到 2050 年，在 1.5℃的综合情景下， 太阳能和风能发电将占总发电量的 45-65％，而在 2℃ 情景下，它们将提供总发电量的 30-60％。
CCUS技术和核能是低碳电力非常必要的技术选择，其作用很大程度上取决于政策支持的力度。事实证明，核能和应用 CCUS 技术的化石能源均可作为不稳定的可再生能源的补充。核电的作用将取决于基础设施开发、政策和公共支持以及核能部署的体制障碍等因素（Yu 等，2020 年）。在 1.5℃情景下，2050 年，不同模型核能发电量差异很大，从不到 2 万亿千瓦时到超过 4 万亿千瓦时均有，且 2050 年核电发电量将占总发电量的 10% 到 25%（图 4-4B）。

由于中国 CO2 封存潜力巨大且严重依赖化石燃料发电，CCUS 技术被公认为中国电力系统脱碳的重要技术选项（Yu 等，2019 年）。CCUS 技术对能源转型具有重要意义，它为继续使用化石燃料提供可能，同时将煤炭淘汰的时间表至少延长十年，从而缓解搁浅资产以及煤电转型引发的就业问题。 

通过灵活发电、改进电网基础设施、需求侧响应以及部署储能技术来提高电网灵活性。尽管电力系统始终具有适应供需变化的能力，但是电力系统的灵活性是一个相对宽泛的概念（图 4-5）。电力系统灵活性包括电网基础设施改变、需求侧响应、电力存储和电厂灵活运营。此外，一个运行良好的电力市场对管理突发事件和支持电网灵活性至关重要。

分级整合可再生能源，需要不断提高电力系统的灵活性。IEA 制定了阶段分类方式，反映可再生能源的纳入对电力系统的影响及与电力系统的融合问题。按国家来划分，中国目前处于第二阶段，而新疆、宁夏、 甘肃和青海等省份则处于第三阶段（IEA，2019 年）。

专栏4-4 高效的电力市场对实现电网灵活性至关重要

改革电力市场、设置合理的定价机制对于电网灵活性至关重要。高效的市场设置将大大降低成本并优化系统效率，为灵活的电力需求和存储选择提供经济激励，有效整合水力发电和可变可再生能源发电。 IEA 最新研究表明，通过实施市场手段，扩大区域输电互联互通，中国可在 2035 年将年度运营成本降低 15％或 630 亿美元，并将电力部门的 CO2 排放量减少 7.5 亿吨（IEA，2019 年）。

增加调峰电源可以加强电网灵活性。改造后的燃煤电厂可以增加电网的灵活性。水电站和天然气联合循环发电厂也可提供很大的灵活性，但其作用相对有限。同时，鼓励发电厂作为平衡负载而非基本负载运行时，需要慎重设计过渡机制，因为这些发电厂可能面临成本增加而收入下降的局面。 

改进输配电基础设施也可提高电网灵活性。增强区域输电互联，如建设特高压输电线路，可使电力在更大区域范围内传输，不仅提供更好的平衡能力，还可提高发电效率。建立互联的配电网也可提高分布式可再生能源价值（Aggarwal 和 Orvis，2016 年）。研究估计，到 2030 年，区域间输电能力可能会增加到 3 亿千瓦左右，到 2050 年增加到 5 亿千瓦（Li 等，2016 年；SGERI，2018 年），并可能在 1.5℃和 2℃ 路径下进一步提升。此外，一些研究指出，连接西北地区和中部地区电网的输电线路以及连接西北地区和东部地区电网的输电线路输电能力最大，西北地区已成为全国低碳电力的主要供应者（Li 等，2016 年； SGERI，2018 年；He 等，2020 年）。 

数字化为平衡电力供需开辟了新的选择，需求侧响应成为增加电网灵活性的有效方式。实时监控系统对电网的互联、负载和发电至关重要，可以通过改善终端部门的数字化水平和连接性来实现。例如，电动 汽车动态充电可使充电周期适应电力系统条件和用户的需求，并根据配电电网限制、当地能源可得性以及用户偏好来优化充电过程（IRENA，2019 年）。建筑智能恒温器、设备和控件也是有用的需求侧响应工具。 需求侧响应的一个重要因素是有效的市场设计，使需求侧响应对接所有电力批发市场（参见下面有关电力市场改革的讨论）。 

储能技术也可提高电网灵活性。电网级电池储能系统可应对短期突发事件，而抽水蓄能和压缩空气储能系统则可以为长期储能提供选择。当间歇式可再生能源发电占比很高时，合成燃料和氢能将作为季节性储能的选择。 

电力系统低碳转型和提高电网灵活性，不仅需要电力系统内部协调，还需跨系统协调。随着可再生能源占比增高，电力部门需不断完善发电、输电和配电的协调。此外，提高电网灵活性，也需鼓励更广泛的能源系统整合，并增强与终端部门（例如电动汽车和智能建筑技术）的协同。

专栏4-5 电力部门脱碳、能源安全、就业和经济增长

电力部门脱碳的益处不仅在于缓解气候变化。 低成本太阳能和风能资源的增长，以及能源系统的电气化，将增强能源独立性，避免长期遭受燃料价格波动的影响，有助于改善电力可得性和负荷能力。 此外，可再生能源发电对市场条件的变化更具弹性。 新冠疫情危机期间，全世界几乎所有地区的燃煤发电都遭受重创（IEA，2020 年； EIA，2020 年）。中国 2020 年第一季度总发电量同比下降了 6.8％，火电发电量却下降了 8.2％（Xu 和 Singh，2020 年）。 

电力部门脱碳可以带来新的就业机会促进地方经济发展。与煤炭相关就业相比，清洁能源领域就业质量更高，尤其对相对落后的农村来说，电力部门脱碳可以为电力服务欠缺的社区创造新的就业机会（Muro 等，2019 年）。 

与此同时，中国电力系统脱碳也将大幅减少煤炭相关就业。2018 年，煤炭开采和洗煤创造了约 320 万个工作岗位，如山西省等煤炭相关就业集中的区域将受到较大影响（He 等，2020 年）。其他国家也采取了相关措施，包括制定过渡时间表帮助当地产业提早规划，为转型提供资金支持，制定在岗员工再培训转岗计划，加强当地基础设施投资以及制定教育培训、搬迁援助等社会保障计划 （Bridle 等， 2017 年；Sartor，2018 年）。 

从燃煤转向可再生能源发电可以推动中国经济增长。中国是全球制造业，同时也是可再生能源技术创新的领导者，处于全球能源转型的最前沿。2019 年，中国的可再生能源投资占全球可再生能源投资的约 30％（834 亿美元）（UNEP 和 BNEF，2020 年）。 中国在可再生能源专利方面也处于领先地位，2016 年，累计的可再生能源专利量占全球的 29％（其次是美国、欧盟和日本）（IRENA，2019 年）。电力行业的低碳转型有助于中国保持在清洁能源领域的全球领导地位。

近期挑战、机遇与行动

专栏4-6 电力：支持长期转型的近期行动 

► 停止新建未采用 CCUS 技术的燃煤电厂； 

► 识别并关停燃煤电厂中的一小部分老旧、高污染且低效率的电厂； 

► 继续增加非化石燃料发电的比例（到 2025 年提高至 45% 左右）； 

► 建立电力现货市场； 

► 通过电力市场改革增加跨省绿电交易； 

► 强化 CCUS 政策以促进新建化石燃料电厂逐步采用 CCUS 技术，并 / 或在现有电厂进行 CCUS 改造。

停止新建未应用CCUS技术的燃煤电厂。近年来， 煤电行业遭遇了财务危机。由于产能过剩和可再生能源竞争，2019 年中国的燃煤电厂利用小时数均值为 4290 小时（负荷率低于 50%）（CEC，2020 年）， 一半以上燃煤电厂处于亏损状态（Bodnar 等，2020 年）。同时，目前中国还有约 1 亿千瓦在建新煤电项目和 0.5 亿千瓦的获批煤电项目（《全球能源监测》， 2020 年），表明中国的煤电总装机容量在“十四五” 期间仍会继续增长。 

持续建设燃煤电厂不仅会加剧行业财务危机，还将降低总燃煤电厂的利用率，带来更大的财务损失。 此外，在尝试实现长期碳中和目标的同时继续新建燃煤电厂，这将导致新增电厂过早关停，加速淘汰现有电厂，此做法不仅将能源基础设施锁定在高碳路径还增加搁浅资产，从而间接加大实现长期碳中和目标的成本。因此，应在“十四五”规划中考虑立即采取行动停止新建燃煤电厂，这将是一项行之有效的近期措施。 

识别并快速关停燃煤电厂中的一小部分老旧、高污染且低效率的电厂。 2015-2018 年，为了解决当地空气污染和产能过剩问题，中国总计关停 3800 万千瓦的小型、老旧、低效电厂（CEC，2016 年，2017 年，2018 年，2019 年）。各省均制定了具体目标和行动计划，计划在 2020 年底前淘汰落后电厂。建议 “十四五”应继续开展此项工作，根据技术、经济和环境标准识别容易淘汰的电厂，制定关停目标和计划。 快速关停小型、老旧、高污染且效率低下的电厂，这不仅是煤炭转型计划合理布局的重要组成部分，在短期内还能对空气质量、公共卫生和其他社会目标产生协同效益。 

持续增加非化石燃料发电的比例。近期内不再新建燃煤电厂，快速关停效率低下的燃煤电厂，快速提高非化石燃料发电的比例。目前，约 33％的电力来自非化石能源发电。 在 1.5℃情景中，这一份额到 2025 年将增加到 40-50％，到 2030 年将增加到 50- 60％，到 2035 年将达到 60%-80%（图 4-3B）。 

整合非化石能源发电需要改进可再生能源发电并网问题。尤其是市场调节和省际输电可以优先考虑低成本的可再生能源发电，增加可再生资源丰富地区的清洁能源供应，并激励对可再生能源发电容量的投资。 与其新建化石能源（燃气或燃煤）电厂调峰，不如改造现有燃煤电厂，在近期内可以提高电网灵活性，支持可再生能源发电并网。“十三五”规划期间中国计划对 2.2 亿千瓦燃煤电厂进行改造并提高其灵活性， 然而，截至 2020 年，计划仅完成了四分之一（Yuan 等，2020 年）。 

建立电力现货市场。建立有效的电力市场对提高可变可再生能源普及率和电网灵活性至关重要。建立电力现货市场是改善市场规则和系统运行的主要组成部分。国际经验表明，运转良好的电力市场短期内对于推动电力系统转型至关重要（IEA，2019 年）。因 为短期电力市场可以显示不同时间和地点的实际电价， 为长期电价提供参考，指导对新增发电装机容量的投资，并有助建立电力金融市场。此外，规则完善且流动性充裕的电力现货市场，有助于新参与者进入市场， 例如储能和需求整合企业，这一点对于需求侧响应和电网灵活性至关重要。 

中国正在从三公调度向市场化分配体系转变。当前，8 个省份正在开展省级电力现货市场改革试点， 这有助于监管机构了解不同区域的挑战以及资源组合对不同市场设计的影响。现货市场的设计需要解决几 个挑战，包括发电企业、地方政府和其他利益相关方的潜在抵制，适当的奖惩规则以及监督现有发电企业的收入变化。 

通过电力市场改革增加跨省绿电交易。 将现今成熟的现货市场与跨区域输电以及电网投资相结合，可以显著提高电力系统的效率和灵活性，提高风能和太阳能等可变可再生能源占比。尽管中国目前已经开展 了跨区域的中长期交易实践，但尚未普及到全国。仍需大力统筹各类市场，改善市场协调机制，鼓励国有和私营发电企业广泛参与（IEA，2019 年）。 

强化CCUS政策，促进新的化石燃料电厂采用 CCUS技术，并/或在现有电厂进行CCUS改造。CCUS 技术能否得到广泛应用仍存在不确定性，但 CCUS 仍 是净零排放体系的重要选择。由于中国目前的能源体系仍以煤炭为基础，CCUS 改造可以减少对现有化石燃料电厂的提前关停，从而降低搁浅资产风险。当与生物能源结合使用时，CCUS 可以实现负排放，从而抵消航空或高温热等难以脱碳领域的排放。CCUS 和生物能源结合使用仍面临许多问题和挑战，其中多与生物能源作物的生产相关。尽管如此，为电力部门脱碳以及在可能情况下实现负排放而提供多种选择是至关重要的。虽然 CCUS 有助于中国电力部门减排，但如果没有明确政策支持，仍然无法吸引投资。中国需要推动 CCUS 研发和试点项目，以便提高技术水平和推广 CCUS。此外，CCUS 的近期政策应着眼于促进新的化石燃料电厂采用 CCUS 技术，识别适合 CCUS 改造的现有电厂。 

电力部门转型需要从电力生产到消费整个链条的共同努力，需要电力政策与建筑、交通和工业政策之间协调一致。终端部门快速电气化不仅可以促进电力需求，还可以提升需求侧响应和电力系统灵活性。

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