“十二五”期间，中国电力行业通过提高非化石能源比重、淘汰落后小火电机组、提高发电效率、降低线损率等措施，在低碳发展方面取得了显著成效。同时，电力低碳发展还存在法规政策不协调、发展目标交叉矛盾、基础工作不扎实、技术人才缺失、产业发展成熟度不够等问题。电力行业在面临经济新常态、体制机制改革的形势下，既要为国民经济发展提供安全稳定电能，又要承担起绿色转型及能源系统优化的艰巨任务。在电力发展中，既要强化电力自身的低碳发展，又要充分发挥电力在促进全社会低碳发展中的基础作用。因此，在构建电力发展目标和法规政策框架时，要以能源革命价值为导向，发挥电力工业在能源系统优化中的核心作用，建立健全以市场为导向的电力碳减排新机制。
中国电力低碳发展现状
中国电力行业发展情况
截至2015年底，全国全口径发电装机容量15.3亿千瓦,比2010年增长57.8%。新世纪以来，以5年为周期，全国装机平均增速情况分别是：2001～2005年为10.1%，2006～2010年为13.3%，2011～2015年为9.5%。比较可见，“十二五”后期，中国经济进入新常态，电力发展明显放缓，拉低了平均增速，但由于电力建设周期“惯性”以及可再生能源装机增长较快等原因，我国发电装机每年仍保持增加1亿千瓦左右的增长。图1为中国全口径发电装机容量及发电量年增长图。从图中可以看出，尽管发电装机容量继续保持总量的快速增长，但发电量的增长自2012年以来明显放缓，表明中国电力结构向清洁化发展以及电力供需矛盾由短缺向相对过剩转变。
电力低碳发展采取的主要措施及效果
在应对气候变化立法方面，法制化建设不断推进，但尚未出台气候变化专项法律。低碳发展的相关政策主要依据相关法律、规划及国家向国际社会作出的有关减排承诺、颁布的国家行动方案等载体来体现。如《可再生能源法》、《清洁生产促进法》、《循环经济促进法》、《应对气候变化国家方案》、《中美联合声明》，以及碳市场建设、低碳发展试点、碳排放统计核算、低碳发展技术产品标准等。
电力低碳发展目标要求方面，主要体现在能源电力规划、节能减排规划、应对气候变化规划等要求中，主要包括非化石能源发电目标、与低碳电力发展相关的节能减排目标和低碳发展目标等方面。如《能源发展“十二五”规划》、《可再生能源发展“十二五”规划》、《国家应对气候变化规划（2014-2020年）》和《节能减排“十二五”规划》等。其中，《能源发展“十二五”规划》明确了“非化石能源发电装机比重达到30%，运行核电装机达到4000万千瓦，在建规模1800万千瓦，风能发电装机规模达到1亿千瓦，太阳能发电装机规模达到2100万千瓦，生物质能发电装机规模达到1300万千瓦；淘汰落后煤电机组2000万千瓦，火电供电标准煤耗下降到323克/千瓦时；‘十二五’时期，全国新增燃气电站3000万千瓦”。《可再生能源发展“十二五”规划》明确了“可再生能源新增发电装机1.6亿千瓦，其中常规水电6100万千瓦，风电7000万千瓦，太阳能发电2000万千瓦，生物质发电750万千瓦，到2015年可再生能源发电量争取达到总发电量的20%以上”。《节能减排“十二五”规划》提出“2015年火电供电煤耗325克/千瓦时，火电厂厂用电率6.2%，电网综合线损率6.3%”。《国家应对气候变化规划（2014～2020年）》提出“到2015年，大型发电企业集团单位供电二氧化碳排放水平控制在650克/千瓦时；2015年全国火电单位供电二氧化碳排放比2010年下降3%左右。”
主要措施：
一是提高非化石能源比重，优化电源结构。上世纪80年代，我国非化石能源装机不到2000万千瓦；2015年底，比重达到34.8%。其中，全国水电装机容量3.2亿千瓦，比重21%（其中抽水蓄能2305万千瓦）；并网风电装机容量1.3万千瓦，比重8.57%；并网太阳能发电装机容量4218万千瓦，比重2.77%；核电装机容量2717万千瓦，比重1.78%。同时，火电机组结构持续优化。一是新建火电机组基本是60万千瓦及以上超超临界大型机组。30万千瓦及以上火电机组比例从1995年的27.8%提高到2015年的78.57%；中国单机容量100万千瓦的超超临界机组数量居世界首位。二是热电联产机组比重不断提高。热电联产机组节能环保水平好于一般工业锅炉、供热锅炉。通过热电联产的方式，可代替大量散烧供热锅炉。三是淘汰小火电机组。2005～2015年，电力行业关停淘汰落后小火电机组容量超过1亿千瓦。四是因地制宜发展碳排放强度较低、调峰性能好的燃机电站，2015年天然气发电装机已经达到6600多万千瓦，占火电机组的4.33%左右。
二是加快推动工程技术改造与碳捕集试点。对现役机组开展汽轮机通流改造、泵与风机变频改造、微油点火、等离子点火等节能技术改造，持续降低机组能耗。如华能天津25万千瓦IGCC示范工程已经投产；华能北京热电厂、上海石洞口第二电厂和重庆合川双槐电厂先后投产了3000吨/年、12万吨/年、1万吨/年的二氧化碳捕集示范工程；大唐国际高井热电厂建成了全球首个燃机电站CCS示范项目；35万千瓦超临界空冷供热工程富氧燃烧示范项目正在进行可研。
三是推动制度建设与市场机制建设。初步建立或提出了包括强制性能效标准、技术规范、节能评估、节能发电调度、发电权交易、能效对标、财政补贴、需求侧管理等制度和政策。国家发改委推进七省（市）碳排放交易试点工作，试点区域已覆盖多家电力集团公司的发电企业。
取得的成效：
通过以上措施，1978～2015年发电和热电联产消耗原煤量由1.09亿吨增加到18.8亿吨，增加了17倍，但是能源利用效率大幅度提高,供电标准煤耗由1978年的471克/千瓦时下降到2015年的315克/千瓦时，换算为电力转换效率提高了约12.9个百分点。
2005年以来，随着发电结构及火电结构的优化，电力行业碳排放强度持续下降。经中电联初步统计分析，2015年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约835克/千瓦时，比2005年下降20.3%；单位发电量二氧化碳排放约610克/千瓦时，比2005年下降28.9%。以2005年为基准年，2006～2015年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约76亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。其中，供电煤耗降低对电力行业二氧化碳减排贡献率为48%，非化石能源发展贡献率为50%（见图2）。
存在的主要问题：
一是低碳发展专项法律缺失，法律顶层设计缺位。能源发展、节能减排、可再生能源发展以及环保等相关法律法规对电力低碳、环保、节能等要求存在交叉、矛盾、不合理等问题。由于节能、减碳、常规污染物减排之间存在相互约束，如过度环保要求会增加能耗，过度节能会增加水资源消耗，节能并不一定减碳等。法律之间不协调，直接影响到各种政策目标之间的不协调，既是导致电源与电网不协调、可再生能源发电无序发展、煤电发展定位不明确等问题的重要原因，也是导致强制性能耗限额与排污权交易等市场机制应用、节能环保调度与经济性调度、减少弃风弃水与煤电利用小时数下降能耗升高等矛盾的重要原因。
二是管理部门间职能存在重复和交叉。中央与地方、部门之间、部门各处之间等管理权限和监管权限不清晰，在政策制订上不同部门、不同时间出台的政策目标存在矛盾或“一刀切”的现象。如有的地方政府要求进入到“万家企业”的电力企业“十二五”期间能耗下降15%（或更高），体现在常规火电机组上5年内供电煤耗要下降30～50克/千瓦时，而目前我国煤电机组经过多轮技术改造，供电煤耗已达到世界先进水平，难有大幅下降空间。
此外，低碳基础工作不扎实，各相关要求缺乏配套的政策和技术规范，节能、低碳产业发展不成熟等问题也十分突出。
电力低碳发展面临的主要形势和路径选择
电力低碳发展的形势及任务
一是总体上看，中国电力仍然有较大的发展空间，电力消费增速虽然大为放缓，但这种放缓受周期性规律支配。随着我国经济社会的持续发展，电气化水平将持续提高，电力发展仍将在中长期阶段维持中速增长水平。我国“十三五”电力发展规划已经颁布，明确了2020年电力发展的基本规模。预计到2030年，电力装机将达到32亿千瓦左右，发电量将达到12万亿千瓦时，非化石能源发电装机比重将上升至接近50%，发电量比重分别上升至38%。由于煤电在未来二三十年仍将占据电力、电量的基础性和主导性地位，所以电力低碳发展的压力长期存在。
二是行业间、地区间发展极不平衡。我国现阶段既存在处于世界先进水平的电力行业，同时也存在大量落后的工业结构，而且电力行业内部的技术发展水平也存在差异。另外，我国的东西部地区发展不平衡，使得中国碳减排既有很大空间，也有很大难度。
三是电力行业应对气候变化的基础工作仍然十分薄弱。目前，电力行业温室气体排放情况底数不清，各集团、各层级、各区域应对气候变化尚未形成统一共识；而且应对气候变化的人才队伍、技术管理水平差距很大，对有效开展应对气候变化管理工作造成一定影响。
四是非化石能源发展面临压力。近年来，我国非化石能源大规模快速发展，集中暴露出一些关键问题，如规划不协调造成厂网发展不一致，电价补贴等经济财税政策滞后不配套，电网安全调峰、储能技术不匹配以及相关法规政策技术规范不配套等问题，全国弃风弃水弃光问题较为突出。
五是通过技术手段降低二氧化碳强度的压力很大。目前，我国电力行业的供电煤耗和线损率总体上已达到世界先进水平，近十年建设的发电装机容量已占全国总装机容量的60%以上，特别是火电机组，产生的“锁定效应”明显，使节能减排空间逐步缩小，降低二氧化碳强度空间有限。
面临新的发展形势和要求，电力工业既要进一步发展以支撑经济社会发展需要，还要转型发展承担起能源系统优化的艰巨任务，充分发挥促进中国碳排放达到峰值以及在能源变革中的作用。
低碳电力发展的目标和路径
电力低碳发展主要目标。根据已颁布的相关规划，未来电力低碳发展主要目标已基本明确。2016年12月，国家发改委、国家能源局颁布《电力发展“十三五”规划》，主要发展目标有：2020年全社会用电量6.8～7.2万亿千瓦时，年均增长3.6%～4.8%；全国发电装机容量20 亿千瓦，年均增长5.5%；电能占终端能源消费比重达到27%。到2020年，非化石能源发电装机达到7.7 亿千瓦左右，占比约39%，发电量占比提高到31%；气电装机增加5000 万千瓦，达到1.1 亿千瓦以上，占比超过5%；煤电装机力争控制在11 亿千瓦以内，占比降至约55%；新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300 克标煤/千瓦时，现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310 克标煤/千瓦时。火电机组二氧化硫和氮氧化物年排放总量均力争下降50%以上。30 万千瓦级以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放，煤电机组二氧化碳排放强度下降到865 克/千瓦时左右等。
电力低碳发展路径分析。实现电力低碳发展目标路径包括两个层面：
一是社会层面。即改进社会终端用电需求的增长规模以及增长方式。首先，将低品位的可再生能源转换为高品位的电力，需要通过电力生产来实现；同时，通过电网与电源（包括分布式电源）的协调发展、各等级容量机组的合理配置，在更大范围内优化配置能源资源。其次，从区域循环经济角度看，由于电力企业往往是区域内产业链中资源流、能量流和资金流的中心，是生态工业的“心脏”，因此，以电力为中心，可以开创具有不同特点的煤、电、化、铁（铝）、热一体的、符合我国以煤为主的能源资源特点的区域循环经济发展模式。从需求侧看，电网作为实施主体，通过智能电网的发展和应用，可以促进用户节约用电、科学用电、经济用电，实现需求侧低碳消费的需要。以电力工业的平台，促进实现经济、社会、生态环境综合价值的最大化。
二是电力工业自身层面。按照电力适度超前发展的原则，加快推进水电、核电、风电、太阳能建设，提高非化石能源占一次能源比重；推进常规抽水蓄能作为重要储能手段的建设，开发利用新型储能技术，保证可再生能源发电大规模建设、接入和充分利用；加强新能源发电与调峰电源、消纳市场、电网发展相协调。提高能源转化效率，其主要途径是在具有经济效益条件下，对现有机组进一步挖潜增效；继续研究700摄氏度超超临界燃煤发电技术；在现有成熟材料技术的基础上，充分发挥材料的潜能，在安全的前提下进一步提高机组的参数和容量；通过热电联产等方式加大能源的梯级利用和资源的综合利用，提高煤炭能量和资源的利用率。因地制宜开发和使用二氧化碳捕集、封存、利用（CCUS）技术。CCUS技术是具有战略意义的温室气体控制技术，其发展和利用的步伐和程度，既取决于“CCUS”的能源消耗水平，也取决于二氧化碳利用技术发展和应用的规模化，还取决于新能源发电技术、储能技术的发展和经济性。预计在2030年之前CCUS技术在减排二氧化碳中发挥的作用有限，但仍可将其作为减少温室气体排放的战略性技术储备。要加快智能电网的建设，构建更加坚强的网架结构，加大电网自身的智能化硬件改造力度，同步建设以大数据为支撑的决策系统，推进发挥电网在低碳发展中的强大资源调配作用。
促进我国电力低碳发展的政策建议
从理念上牢固树立电力在推进能源和经济发展中对建设低碳社会的重要作用。要坚持以电力为中心，对中国能源系统进行优化。一是要大力但要有序促进非化石能源发电，积极创造条件消纳可再生能源的电量，同时不断通过技术进步提高电能质量。二是更加注重更大范围的各种电能与各种资源的优势互补，更加重视煤电与气电、核电、可再生能源发电、抽水蓄能之间的优势互补，更加重视大电网、更大能源资源的优化配置与分布式能源发电的互补，更加重视“互联网+”带来的需求侧响应的重大变化与智能电网的联动协调。三是要创新性发展能量与资源互补和系统优化，如智能化工厂和工艺可以将电解铝这样的高载能（而不宜称为“高耗能”）产品生产转化为一种电量“物质化”产品，从而在客观上起到蓄电的作用，也可以将此种功能称为准蓄能。再如科学有序的煤炭多联产工艺也可以做到能量与物质的联合梯级利用，更加重视科学的循环经济的发展。
建立以低碳发展为目标导向的能源电力法规政策框架体系。以低碳发展为统领全面梳理能源、电力与节能减排的法律法规政策，建立统一完整、协调配套的法规政策和制度体系，再由各地方根据国家政策法规制定适宜的地方法规。对电力行业而言，应加快把工作重点从煤电常规污染物控制、能效控制转移到二氧化碳为主体的控制思路上来，应当将二氧化碳作为煤电的核心问题加以管理。如在常规污染物控制方面统筹协调节能、减碳、节水、控制常规污染物的各种关系，综合推进满足环境质量的低成本、低物耗、少产生二次污染的减排技术。
研究新常态下新的电力发展评价指标体系和标准。即以能源革命的价值导向为指导，与国际经验相结合，建立新的评价体系。从历史和发展眼光看，指标体系和评价标准都是与时俱进的。在新常态下，电力弹性系数、年装机容量、年发电量、设备利用小时数、备用率、效率、常规污染排放总量、绩效等需要完善或重新定义。如把年利用小时数可达8000小时的核电装机容量与年利用小时数约1000多小时的光伏装机相加来说明装机的多少，没有太大意义。再如，对电力常规污染物排放总量考核也即将失去意义，而碳排放、耗水量等指标将成为重要指标。
把成本效益分析作为低碳政策制定的必备环节。能源转型中各种能源的比例大小即竞争力大小，关键还是取决于在考虑了全生命周期内的环境影响、生态保护、能源安全、二氧化碳控制等要求后的经济性。在2016年苏州国际能源论坛上，不论是国际组织代表还是丹麦能源部门官员，在演讲中都强调了新能源发展的经济性问题，如丹麦的官员介绍，之所以丹麦的风电比例高是因为风电便宜。因此，无论是煤炭的清洁、高效利用，还是天然气燃机发电的发展，还是新能源的发展等，在政策制订中都应把阶段性碳目标与成本效益分析结合起来进行全面优化。
强化市场机制加强各方协调。一方面我国已经明确了采取市场机制推进生态文明建设、推进电力体制改革、推进能源革命、推进应对气候变化等；另一方面，由于电力工业具有公用性质和基础产业性质，需要充分发挥政府宏观调控和监管的作用。因此协调好政府和市场的关系，中央政府和地方政府的关系，中央政府能源、电力、环保、低碳、节能各主管部门的关系，企业和社会的关系，央企和民企的关系，厂网关系等都是非常重要的。这些关系都是电力低碳发展道路上的“关口”，任何一个“关口”不畅都影响低碳发展的速度和质量。当前存在的最主要的问题是打着推进低碳发展的旗帜，依据各自的职能出台从单方面看似乎都正确的市场机制政策或强制性要求。
但综合起来看却重叠、交叉，这样的弊端在火电厂污染控制上正在通过“一证式”排污许可管理的改革解决。类似的情况在低碳发展、清洁发展方面依然存在，如节能调度、环保调度、碳市场、电力市场、新能源补贴、环保电价、排污权交易、排污权有偿使用、环境税、强制性淘汰及各种形形色色的政策之间缺乏协调。因此，要通过市场机制让企业自主选择电力低碳发展的道路，减少对企业的行政干预，该监管的要依法严格监管，并向排污许可“一证式”管理改革一样，对电力低碳发展的管理也采取“一证式”，加强部门间的协调，减少政出多门，将解决问题的钥匙掌握在企业手中。
