中国电力行业1990温室气体排放研究.docx

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中国电力行业1990温室气体排放研究

中国电力行业1990—2050年温室气体排放研究

作者：

苏燊燊1,2，赵锦洋1，胡建信21电力规划设计总院，北京100120；2北京大学环境科学与工程学院区域环境质量协同创新中心，北京100871引言近年来，以气温升高和极端事件增多为主要特征的气候变化问题在世界范围内引起了广泛的关注。

IPCC第五次评估报告（AR5）认为，以使用化石能源为主的人类活动引起的温室气体排放增加，对近百年来的气候变化发挥着主要作用[1]。

由于经济的快速增长，中国的一次能源消费和以CO2为主的温室气体排放迅速增加，并于2007年超过美国成为世界温室气体排放第一大国，因此，中国未来的排放水平和减排行动对其可持续发展和全球温室气体控制具有举足轻重的影响[2,3]。

面对国际减排压力，国内化石资源供应和大气环境质量的约束，中国政府在节能减排方面制定了一系列的战略目标，包括：

2015年单位国内生产总值（GDP）CO2排放量比2010年下降17%已经成为“十二五”及中长期国民经济和社会发展规划的约束性指标；2020年单位GDP排放比2005年下降40%〜45%，非化石能源占一次能源消费比重达到15%；2030年左右达到CO2排放峰值并争取尽早达到排放峰值（以下简称达峰），单位GDP排放比2005年下降60%〜65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%

左右[4,5]。

尽管在使用电力的过程中不排放温室气体，但在发电过程中由于消耗煤炭等一次化石能源而产生大量的温室气体排放。

在中国，电力行业消费了全国50%以上的煤炭，贡献了超过40%的CO2排放，是最大的排放部门，电力行业排放结果估算的准确性直接影响到全国温室气体清单的不确定性水平，电力行业未来排放的变化对全国减排目标的完成具有重要的影响[6]。

关于中国电力行业的温室气体排放，已有不少学者围绕清单编制方法、历史排放估算、主要影响因子和未来潜力分析进行了研究。

师华定等[7]通过比较主要发达国家的温室气体清单编制方法，分析了编制电力行业清单的基本原则，并初步构建了符合中国国情的电力行业温室气体清单编制方法的框架体系。

金艳鸣[8]利用IPCC温室气体清单指南中提供的方法，测算分析了2006—2008年我国火电行业的平均碳排放量为21.8亿t,李新等[9]采用同样方法测算了2001—2010年间中国电力行业碳排放年均增长达到10%，

并分析了不同省份碳排放的空间分布特征。

吴晓蔚等[10]利

用实测的温室气体排放因子以及2007年火电行业活动水平数据，计算了火电行业温室气体排放量，与利用IPCC方法

和国家级能源统计数据直接计算的排放量相差不大。

还有学者通过构建因素分解模型进行实证分析，识别了CO2排放量和排放强度变化的主要影响因素[6,11]。

情景分析结果显示，基准情景下2030年电力行业碳排放将达到41亿〜76亿t，同时，随着低碳技术的推广、电力结构的清洁化、发电效率的提高和电网的优化，不同情景下的2030年碳排放强度较2010年下降60%，电力行业具有巨大的减排潜力[12,13]。

过去的研究主要集中在电力需求快速增长阶段分析全国电力行业的排放水平，近年来电力需求增速降低的新常态下（2014年我国电力需求增速仅达3.8%）[14]，各地区电力行业温室气体排放水平及其时空分布特征有待研究和更新。

同时，中国承诺2030年左右实现碳排放峰值，电力行业必然面对更加严峻的节能减排任务，电力行业在什么样的时间范围、什么样的行业发展速度，以及什么样的电力结构情况等条件下达到峰值仍需要认真研究。

本研究的主要目的是基于IPCC温室气体清单方法和我国各省电力行业能源消费数据，估算我国电力行业历年来温室气体排放水平，分析其时空分布特征，并基于现有对我国电力行业的展望，预测未来温室气体排放水平和达峰情况，以期为我国电力行业制定科学的温室气体控制政策和区域减排目标提供参考。

1中国电力行业发展现状随着中国经济的迅速发展，电力工业经历了显著的增长，截至2014年底，全国装机总量达到13.6亿kW，较1990年1.38亿kW增长近10倍，年均增长10%，其中，非化石能

源发电装机容量4.5亿kW，非化石能源发电量占总发电量比重首次超过25%[14]。

尽管一次能源以煤为主的结构特征，决定了火电在电力装机结构中长期占有很大比重，但是近年来中国积极利用清洁能源、可再生能源发电，推进电力结构优化调整，具体到各省电力生产来看，不同地区之间存在很大的差异。

如图1所示，华北部分省份超过95%的发电量来自于燃煤，而在华中和华南，水力等非化石能源发电贡献比例相对较高，部分省份燃煤发电量占比少于35%。

2014年

水电装机容量达到3.0亿kW，超过50%的水力发电量来自四川、湖北、云南和贵州等省份。

风力发电装机同样分布不均，内蒙古并网风电装机容量超过2000万kW，居全国第一，甘肃、河北、辽宁和新疆等北方省份紧随其后。

截至2014年底，全国累计并网风电装机容量达到9500万kW,成为继

煤电和水电之后的第三大电源。

并网太阳能发电装机达到2600万kW，其中，超过50%分布在甘肃、青海、新疆、内蒙古和宁夏等辐射资源丰富且地广人稀的西北地区。

天然气发电和核电装机分别达到5500万kW和2000万kW，主要分布在经济增长迅速的东部沿海省份[14-16]通过采用高参数、大容量的高效火电机组替代小火电机组，中国火电机组结构持续优化，能耗水平不断降低（图2）。

300MW以下火

电机组占比由1990年超过80%，下降至当前不足25%，2005—2014年间累计关停小火电机组0.95亿kW。

与此同时，300MW及以上机组占比显著提高，当前超超临界机组已成为新建火电机组的主要选择，截至2014年底，在运的百万千瓦级超超临界机组已达到71台，600MW及以上的大型机组占比达到40%。

火电结构的优化和厂用电率的降低，促使火电机组供电煤耗持续下降，2014年全国6000kW及以上火电机组供电标准煤耗达到318g/（kW•h）时，较1990年供电煤耗水平降低了25%，煤电机组供电煤耗处于世界先进水平[14,17]。

2资料与方法

2.1电力行业温室气体排放估算基于历年各省发电消耗的各类能源量，采用IPCC《国家温室气体清单指南》推荐方法，计算电力行业温室气体排放水平[18]。

电力行业直接排放的温室气体主要包括CO2和N2O，

通过两类温室气体的全球增温潜势（GWP），加权计算温室气体排放总量，以等量CO2（CO2-eq）表示，计算公式如下：

其中，EGHG,y表示第y年电力行业温室气体排放总量；i、j、k分别表示燃料类型、省份和温室气体类型，AC表示

电力生产过程中燃料的消耗量，EF表示燃料的温室气体排放因子，GWP表示温室气体的全球增温潜势。

不同种类燃料的排放因子EF主要由燃料的平均低位发热值、单位热值含碳量、碳氧化率等燃料参数决定，对于CO2和N2O，其排放因子分别根据式

（2）和式（3）计算。

其中，EFi,CO2

表示i类燃料的CO2排放因子，NCV表示燃料的评价低位发热值，CC表示燃料单位热值含碳量，O表示碳氧化率，MCO2和MC分别表示CO2和C的相对分子质量。

其中，EFi,N2O表示i类燃料的N2O排放因子，ef表示单位热值N2O排放量

2.2数据来源中国各省、自治区和直辖市（港澳台和西藏地区由于数据原因本研究中未包括）电力生产所消耗的原煤、原油、天然气等各类燃料消耗量，均来自历年《中国能源统计年鉴》中各地区的能源平衡表。

对于燃料参数的选择，基于优先引用符合我国实际情况的文献值，再选取国际机构推荐值的原则，燃料种类和平均低位发热值取自《中国能源统计年鉴》[19]，燃料单位热值含碳量和氧化率取自《省级温室气体清单编制指南（试行）》[20]，各类燃料CO2和N2O排放因子汇总如表1所示。

结果分析中采用的其他电力行业数据，如火电厂厂用电率、发电煤耗和利用小时均来自《电力工业统计资料汇编》[17]。

2.3未来电力行业温室气体排放预测对于未来电力行业温室气体排放的预测，本研究主要分析未来电源结构的调整和煤电供电煤耗的下降对温室气体排放总量的影响，未考虑整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）及碳捕捉和封存技术（CCS）的影响，估算方法与2.1节方法相同。

当前中国人均用电量仅处于世界平均水平，随着未来经济的发展、城镇化水平的推进和电气化水平的提高等综合因素的影响，用电需求还将不断增大。

本研究借鉴相关机构预测成果[14,21]，对未来不同时期的电力需求设计了电力需求低增速和高增速两种情景，未来2020年全社会用电量分别为7.45万亿〜7.80万亿kW-h,人均用电量5323kW・h,相当于经济合作与发展组织（OECD）国家20世纪70年代的平均水平；2030年全社会用电量分别为9.61万亿〜10.35万亿kW-h,人均用电量6872kW-h,相当于OECD国家20世纪90年代的平均水平；2050年全社会用电量10.79-2.07万亿kW-h人均用电量8253kW・h,相当于OECD国家2007年的平均水平,详细参数如表2所示。

对于未来电源结构的发展,参考国内政策文件和相关研究预测结果,针对水电、核电、风电等非化石能源分别选取典型装机方案[4,14,21,22]由于非化石能源发电能够优先调度,利用各阶段清洁能源装机容量和年平均利用小时数计算各类电源发电量,根据当年用电需求确定煤电发电量,各类电源详细装机方案如表2所示。

结合以上条件估算不同类型一次能源的需求,再结合3.1节方法测算不同情景下温室气体排放水平。

2.4不确定性分析排放估算中燃料参数和消耗量的不确定性都会对排放估算结果产生影响。

本研究采用蒙特卡罗模拟方法[23]量化评估电力行业温室气体历史排放和未来预测结果的不确定性。

燃料参数的不确定性基于IPCC推荐方法中各参数的分布、均值和方差，燃料消耗量的不确定性假设为±5%[18]。

通过50000次模拟，以所得结果的2.5和97.5分位数表示估算结果的不确定范围。

3结果

3.1中国电力行业温室气体历史排放

图3显示了1990—2014年间，中国电力行业温室气体排放整体呈现快速增长的趋势。

2014年我国电力行业排放的温室气体38.0（31.3〜46.0）亿tCO2-eq，其中CO2排放占99.6%，远高于N2O排放。

由于电力需求和消耗一次能源的持续增长，我国电力行业排放的温室气体由1990年5.2

（4.3〜6.3）亿tCO2-eq增长了6.3倍，年均增长8.0%。

在此期间，全国发电量由1990年6200亿kW・h增加至2014年56444亿kW-h。

由于高参数、大容量、高效率的超临界和超超临界发电机组逐渐替代小火电机组，以及近年来风电、光伏等清洁能源发电装机的并网发电，我国2014年单位发电量的温室气体排放水平为673gCO2-eq/（kW-h）较1990

年950gCO2-eq/（kW-h）下降了29%，相当于减少温室气体排放15.3亿tCO2-eq，电力行业为全国碳排放强度的控制做出了突出的贡献。

但长期以来电力生产以煤电为主的电源结构并未改变，使得电力生产消耗的煤炭量由1990年2.6亿t增加至19亿t，最终导致绝对排放水平的快速增长。

分不同时期来看，1990—2000年间，电力行业温室气体排放年均增长8.0%，2001—2010年间年均增长11.3%，2010年以来年均增长3.6%。

其中，增速最快的阶段是2001—2005年，年均增速达到14.4%，平均电力弹性系数达到1.34，这主要是由于该阶段我国工业化和城镇化进程加快，带动相关高耗能行业迅速发展，工业用电需求迅速增长。

而近年来宏观经济增速放缓，经济结构进一步调整，水电等清洁能源发电量占比升高，火电机组发电量增速降低，温室气体排放增速大幅放缓，2014年排放水平较2013年略有下降。

本研究得到的中国电力行业温室气体历史排放结果与其他研究结果较为一致。

Zhao等[6]采用IPCC方法估算了电力行业1985—2010年CO2排放，结果与本研究高度一致，各年偏差在5%以内。

李新等[9]采用同样方法估算了2001—2010年C02排放，但由于其采用不同的能耗数据和排放系数，估算结果略低于本研究。

吴晓蔚等[10]通过实测因子、火电机组构成和发电活动等数据，估算了2007年行业温室气体排放为28.1亿tCO2-eq，与本研究结果27.1亿tCO2-eq较为一致。

实测因子法考虑了燃料类型、燃烧技术和排放过程等详细的技术特征，是CO2排放估算方法中误差相对最小的方法，但在估算区域排放时由于需要大量详细资料而不易操作。

本研究采用中国特定的排放因子与燃料统计数据，降低了采用缺省参数的估算误差，得到了与其他研究较为一致的结果，数据容易获取且计算过程简便。

从1990-2012年全国各大区域对电力行业温室气体总排放的贡献来看，华北地区和华东地区长期以来贡献最大，分别居第一位和第二位，主要是由于这些区域经济相对发达，火电装机容量相对较大；西北地区由于大型煤电基地的开发，排放贡献由1990年11%大幅上升至21%，居各大区域第三位；贡献比例提高的还有南方地区，由1990年9%上升至14%；而研究时期内，由于水电资源的持续开发，火电装机占比相对降低，华中地区对总排放的贡献由1990年的19%下降至14%；东北地区由于经济发展速度减缓，电力需求相对较低，贡献占比由1990年的16%大幅下降至8%。

3.2各省电力行业温室气体排放量及强度空间分布采用2.1节介绍的IPCC《国家温室气体清单指南》推荐方法，计算了1990—2012年我国30个省份电力行业的温室气体排放水平，图4展示了1995，2005和2012年不同省份的排放空间分布状况，显示出各省之间排放水平存在显著差异（p）,并且不同省份排放量体现了不同的变化规律。

由于1995年电力布局以省级区域内就地平衡为主，排放主要集中在经济较为发达、人口数量大的省份，排放量最高的省份是山东省（0.78亿tCO2-eq），其次为江苏、河北和河南，

年排放量均在0.60亿t以上。

与1995年相比，2005年大多数省份排放量发生了显著的增长（p），江苏省排放达到1.9

亿tCO2-eq，居各省首位，其次为山东、广东和内蒙古，排放量超过1亿t的省份达到10个，同时内蒙古超过山西成为电力外送地区中排放最大的省份，而北京、吉林、黑龙江、上海和四川在此期间年均增速均低于5%，远小于同时期全国8.8%的平均水平（p）。

到2012年，排放量最大的省份为内蒙古，达到4.1亿t，超过全国排放总量的10%，其次为

江苏和山东，均超过3亿t。

较2005年，各省排放量的变化趋势发生了显著的分化，西部地区除水力资源丰富的四川、贵州和云南以外，排放增速显著高于东部大多数地区（p），其中新疆、内蒙古和宁夏地区年均增速超过15%，而东部地区除安徽、福建和海南地区，增幅均小于全国平均水平，北京和湖北甚至出现排放水平的下降。

不同省份之间电力行业温室气体排放强度同样显示出显著的差异。

2012年中国单位火力发电量温室气体排放平均水平为0.95kg

CO2-eq/（kW-h），其中，受发电技术水平、火电结构和电力煤质的影响，北京、上海、广东、浙江、福建和江苏等经济发达省份的排放强度均低于全国平均水平（p）,而云南、内

蒙古和吉林的排放强度均超过1.2kgCO2-eq/（kW-h）同时，

在研究时期内，各省电力行业温室气体排放强度与火力发电量增速的关系有所不同。

根据各省份平均排放强度和火力发电量增速与全国平均水平的关系不同，将其分为高强度低增速、高强度高增速、低强度高增速和低强度低增速4类模式。

图5展示了各省排放强度与火力发电量增速的关系，东部省份集中在低强度高增速发展模式，而东北地区和水电资源发达的四川、湖北属于高强度低增速模式，西部地区由于经济水平较为落后及外送大量电力，除山西以外，内蒙古、宁夏、新疆、贵州、云南和广西均处于高强度高增速模式，全国仅北京和上海属于低强度低增速模式[8]。

由于人均用电水平不断提升，以人均电力温室气体排放表示的2012年全国平均排放强度为2.8tCO2-eq/人，较1995年提高了3倍。

但各省排放强度与经济发展水平没有呈现出一致的规律，位于东部沿海的经济发达省份，其人均排放量为2.5〜3.3tC02-eq/人，与全国平均水平相当，北京（0.9tCO2-eq/人）和广东地区（2.3tCO2-eq/人）低于全国平均水平；而经济欠发达的西部地区，如内蒙古和宁夏，其人均排放量达到全国平均水平的5倍以上，反映出这些地区因电力跨省跨区域调出而承担了大量的隐含排放，这一问题已受到国内外学者的关注[24，25]。

3.3未来预测结果根据2.3节关于2015—2050年电力行业发展的假设，计算了未来电力需求低增速和高增速两种情景下电力行业的温室气体排放水平，如图6所示。

与过去25年相比，由于未来电力需求增长速率逐渐放缓和清洁能源装机比重的提高，温室气体排放快速增长的趋势将得到控制。

随着经济发展和居民生活水平提高等综合因素的影响，未来一段时期内排放总量还将随着人均用电水平的提高而增大。

低增速和高增速情景下，2020年电力行业温室气体排放量分别达到47.0

（38.8〜56.9）和50.2（41.5〜60.8）亿tCO2-eq，两种情景下电力行业排放水平均未达到峰值。

与2005年电力行业单位GDP温室气体排放强度相比，两种情景下2020年分别下降31.8%和35.4%，反映出为实现全社会40%〜45%的减排目标，在大力发展风电、太阳能和核电等清洁低碳能源，以及减少电力需求的同时，还应进一步优化产业结构，积极发展第三产业和第二产业中具有低耗能和高附加值的行业，控制第二产业高耗能行业的发展。

低增速情景下，2031年电力行业温室气体排放将达到峰值，约51.8（43.0〜62.5）亿tCO2-eq，为2014年排放水平的1.4倍；高增速情景下，2034年达到排放峰值水平，约59.5（49.3〜71.8）亿tCO2-eq，为2014年排放水平的1.6倍。

达到排放峰值之后，随着电力需求的继续放缓以及清洁能源发电占比的持续提高，两种情景下电力行业排放水平出现不同程度的下降，其中，低增速情景下，2050年清洁能源发电量占比将达到62%，总排放为40.8（34.1〜48.8）亿tCO2-eq，与2015年排放水平相当，而高增速情景下，尽管2050年清洁能源发电量占比达到55%，但总排放水平为52.3（43.5〜62.8）亿tCO2-eq，与低增速情景下的峰值水平相当。

对比两类情景下未来电力行业的温室气体排放变化趋势，可以发现：

在设定的清洁能源装机方案可以实现的前提下，未来电力需求低增速和高增速情景中排放水平均可以在2035年之前达到峰值，但是如果电力需求增长过快，或者清洁能源发展达不到预期，则电力行业排放很可能在2035年无法达到峰值；另一方面，在清洁能源发展情况一定的条件下，电力需求增速的大小决定了温室气体排放的峰值时间和水平，同时还决定了达峰后排放下降的速度，需求越低，达到峰值的时间越提前，峰值水平越小，而增速较快的电力需求会推迟峰值的时间并提高峰值的水平，并且达峰后排放下降缓慢，这将不利于未来累计排放总量的控制。

低增速情景下，未来电力需求平均增速为1.9%，仅略低于高增速情景下平均增速2.2%，但是达到峰值时间提前3年，峰值水平下降7.7（6.3~9.3）亿tCO2-eq，2050排放水平下降22%。

4结论与讨论本研究采用IPCC《国家温室气体清单指南》推荐方法，计算了电力行业温室气体排放水平，结果显示，1990—2014年间由于经济的快速发展和能源消费的不断提高，电力行业排放水平增长6.2倍，达到38.0（31.3〜46.0）亿tCO2-eq。

电力行业作为中国碳排放的最大部门，如何在满足经济快速发展和电力需求持续增长的情况下控制其温室气体排放水平，成为中国长期面临的重大挑战。

25年来，通过降低供电煤耗和改善电源结构，中国单位发电量的温室气体排放水平下降29%，相当于减少温室气体排放15.3亿tCO2-eq。

但由于中国火电技术已处于世界先进水平，落后小火电机组已基本完成淘汰，通过继续改善供电煤耗降低排放的潜力将越来越小[6,11]，未来电力行业温室气体减排将主要来源于发电结构的优化，因此，应更加重视清洁能源发电成本降低、清洁能源消纳和储能技术等方面的技术创新和政策支持。

中国各省电力行业温室气体排放水平和排放强度呈现出显著的差异。

江苏和山东两省由于火电装机量大，排放水平长期以来处于全国前列，而内蒙古排放由全国平均水平，快速增长为全国排放最大的省份。

东部经济发达省份电力排放强度低于全国平均水平，在研究时期内多数东部省份属于低强度高增速的发展模式，而处于西北地区的经济欠发达省份则属于高强度高增速的发展模式。

在大气污染防治的背景下，中国已开始限制东部地区燃煤电厂的建设，未来将主要集中在西部煤电基地，随着煤电布局的不断西移，西部地区电力行业碳排放水平将随之增大。

同时，西部地区因电力生产的人均温室气体排放远高于全国平均水平，这些省份因电力调出承担了大量的隐含排放。

因此，应充分考虑未来火电规划装机的布局变化，电力生产和消费产生排放差异，以及公平合理的分配碳排放总量指标。