中国电力行业的碳排放量将于2027年达到峰值，较全国2030年碳达峰目标提前三年
过去十年里，我国电力行业的碳排放强度下降了19%，2023年降至0.56kg CO2/kWh，仍高于亚太市场中等水准。到2050年，碳排放强度有望持续下降至0.07kg CO2/kWh。
电力行业碳排放量占全国碳排放总量的40%以上，是最大的碳排放部门，因此也是首个纳入全国碳市场的八大行业之一。实现电力行业的碳达峰对于实现我国2030年碳达峰目标至关重要！
为此，本期我们准备了一套电力行业脱碳精选干货，内含深度报告、专家PPT、深度研究等内容供大家学习参考。
伍德麦肯兹多个方面数据显示，预计2030年前，中国电力需求年均增速达到5%。中国在风电、光伏和储能领域的投资将超过1.2万亿美元，风电和光伏装机容量将增加两倍。
据伍德麦肯兹预测，到2030年，中国累计发电装机容量将从2023年的2,934GW增至5,716GW。
从新增装机容量来看，至2030年，光伏为新增容量中占比最多的装机类型，同期分布式光伏新增容量也将超过集中式光伏。此外，风电装机容量将呈现翻倍增长。煤电的装机容量预计将在2030年达到峰值。从占比情况去看，光伏新增容量占比将达到43%，风电占比20%，煤电与气电合计占比17%。
从发电量来看，至2030年，可再次生产的能源的发电量占比将从2023年的30%提升至46%，并在2050年超过60%。其中，风电与光伏的占比将从16%增长到2030年的35%，并在2050年超过50%。陆上风电有望于2039年超越煤电，成为发电量占比最高的装机类型。在此期间，气电的发电量占比保持在3-5%的相对来说比较稳定区间。
为满足减排目标，2030年前，即“十四五”、“十五五”期间，应将风电和太阳能发电的建设速度提升至当前建设速度的1~2倍，以满足增量电力需求。总体而言，2020—2050年，风能和太阳能的平均扩张速度要达到当前扩张速度的2~4倍。
中国可再次生产的能源资源主要分布在西北、西南和东北地区，而电力需求大多分布在在东部和中部地区，可再次生产的能源资源和电力需求在地理位置上总体呈逆向分布。因此，在大规模开发资源富集地区可再次生产的能源资源的同时，需要建设更多的区域间输电线路来向负荷集中区传输电力。到2050年，2 ℃情景和1.5 ℃情景中的区域间电力传输容量要达到1 258 GW和1 461 GW，是当前水平的5.6和6.5倍。
在成本最优的情境下，2050年总输电容量需从2019年的约150GW提升至约600GW，而新增输电容量将主要使用在于连接华北与华东、华南与华东的跨区域供电，以满足沿海地区的电力需求。这就需要中央政府制定政策，做好顶层规划，平衡多方利益，为跨省电网的大规模发展提供支持，加强跨省统筹合作；同时持续推动配电改革，加速增量配电网建设。
除提升供给侧的灵活性之外，需求侧的改革也是降低储能系统成本、提升电力系统稳定性的有效手段。当前的需求侧改善手段最重要的包含需求侧响应（部分用户自主进行负荷调节）及需求侧管理（覆盖大量用户的统一用电行为调整），两者均可降低社会高峰用电需求。这两类技术大范围的应用于北美以及欧盟多数国家在中国，以上海等区域为试点的小型需求侧响应项目尚处于测试阶段。基于海外发达国家应用需求侧响应技术的历史经验，需求侧响应通常可大大降低4%~6%的容量储备需求。
尽管煤电仍有逐步发展的空间，但不能基于短期用电需求量开始上涨好于预期又进入煤电盲目扩张的发展模式，有必要在继续深化电力市场化改革的基础上，发挥碳定价机制对配置电力行业碳排放空间的优化作用，努力将煤电发展规模控制在11亿kW左右。
与此同时,有必要总结中国在辅助服务市场建设过程中的经验,妥善处理好煤电机组灵活性服务和保障可再次生产的能源消纳的关系,逐步使煤电从单纯保障电量供应,向更好地保障电量供应、提供辅助服务并重转变,并通过优化电力市场行情报价机制提升煤电的发电效益。
我国于2021年真正开始启动全国碳市场，电力行业作为首个纳入的行业，目前是碳市场中碳配额的大多数来自。通过一系列的节能降碳策略实现碳减排，将其开发为碳配额，再将其在碳市场中交易获得额外的收益，以激励企业持续开展节能减排，以此来实现二者的良性循环。返回搜狐，查看更加多
