空气知库：中国电力行业清洁低碳转型十年回顾与展望报告

推进减污降碳协同增效，能源是主战场，电力是主力军。过去十余年间，中国积极推进电力行业清洁低碳转型并取得显著成效，对于改善空气质量和应对气候变化发挥了重要作用。自2013年起，中国先后发布并实施三个国家级清洁空气行动计划，均将能源电力列为重点关注领域之一，强调推进化石能源发电清洁化，同时高质量发展新能源发电。2020年提出的“双碳”目标，要求从根本上减少化石能源消费，进一步为能源电力的清洁低碳发展指明了方向。

截至2024年底，全国全口径发电装机容量和发电量分别超过33亿千瓦和10万亿千瓦时，较2014年分别增长了140%以上和80%以上。其中，全国可再生能源发电装机容量突破18亿千瓦，较2014年增加了300%以上，在全国发电装机容量中的比重超过50%；可再生能源年度发电量达3.2万亿千瓦时以上，占当年总发电量的比重超过32%，比2014年提高了约10个百分点。中国在90%以上的能源消费增量由国内自主保障的同时，推动电力“含绿量”持续提升，实现了能源转型与生态环境改善的协同推进。

煤电清洁低碳转型：标准体系与技术改造双轮驱动

煤炭在中国一次能源生产和消费中的占比长期维持在50%以上，以煤为主的资源禀赋，决定着煤电在中国能源电力系统中的“压舱石”地位和“顶梁柱”作用。受多重因素影响，过去十余年间，中国煤电发展增速整体放缓，年均新增装机规模由“十一五”期间的7204万千瓦，降至“十四五”前四年已不足3000万千瓦。同期，装机量、发电量比重均有所下降，两项占比分别由2014年的61.1%和71.2%降至2024年的35.5%和54.8%。至此，煤电以不足40%的装机占比，仍提供了一半以上的电力电量、支撑了大约70%的顶峰能力、完成了80%左右的调节任务。

在火电装机量和发电量双增加的基础上，火电大气污染物排放量在十年间大幅下降。相比2014年，2024年全国火电烟尘（PM）、二氧化硫（SO2）排放总量均下降90%以上，氮氧化物（NOX）下降接近90%，排放绩效相应全部下降90%以上。从行动经验来看，标准体系建设是保障，技术有序升级是支撑，中国建立了一整套完善的技术标准体系，覆盖排放标准、技术路线、工程规范、环境监测以及运行管理的全流程。

2015年，中国在燃煤电厂全面推广“超低排放要求”，这是煤电实现清洁化的核心措施。根据煤电机组超低排放要求——在基准含氧量6%条件下，PM、SO2、NOX的排放浓度分别不高于10、35和50毫克/立方米，是全球最严水平，其中SO2和NOX的排放限值分别是欧盟限值的1/5和1/3。“十四五”期间，全国95%以上煤电机组已完成超低排放改造，中国由此建成全球最大的超低排放火电厂群。

环保电价作为一项重要制度创新，在火电大气污染物排放控制过程中起到了关键作用。从脱硫、脱硝、除尘电价到超低排放电价政策的实施，有力保障了治污设施高效运转、推动了技术水平不断提高，并通过激励手段持续调动企业主动环保的积极性。在此基础上，燃煤机组适应新型电力系统构建的升级改造工程持续推进，2021年起大规模实施节能降耗改造、灵活性改造、供热改造的“三改联动”。截至2024年底，合计改造规模已超7.4亿千瓦。得益于持续的节能降碳改造，全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗由2014年的318克/千瓦时降至2024年的302.4克/千瓦时，相当于每供1千瓦时电较10年前少消耗约15克标准煤。

值得注意的是，火电清洁低碳转型在取得显著成效的同时也出现了新挑战，由于煤电机组由基本负荷功能逐渐转为灵活性调节功能，煤电高效运行条件发生了变化，使大气污染物排放绩效和供电标准煤耗在2023和2024年连续有所上升。亟待从技术、设备、运行等角度进一步开展创新性研究，有针对性地解决问题。

新能源跃升发展：多维合力构建全球最大可再生能源体系

新能源是保障能源安全的新支点、推动能源转型的主力军。为从根本上推动能源电力清洁低碳转型，新能源发电在十年间实现跃升式发展，助力中国构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，并建成全球最大、最完整的新能源产业链。截至2024年底，风电和太阳能发电合计装机量相比2014年增加了1000%以上，装机规模超过14亿千瓦，不仅首次超过煤电装机，更是提前六年完成中国2020年在气候雄心峰会上宣布的“2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”的承诺。新能源发电装机正由增量主体逐步转变为存量主体，从根本上带动电源结构持续优化。

这些成就源自多维合力的推进。科学政策是引领，因地制宜是关键，科技创新是动力，多元支持是保障。可再生能源政策体系逐步完善，形成了包括法律法规、战略规划、产业政策、标准体系、监督管理等在内的“四梁八柱”。在此期间，产业政策及标准并非一成不变，而是充分考虑阶段性目标与发展实际，兼具适度超前和动态调整，在持续优化中匹配不同发展阶段的需求。

相比产业初期以集中开发方式为主，新能源项目开发建设走向多元化，更注重因地制宜。风电开发走向大型基地与分散式并举，光伏发电兼顾大基地建设与分布式开发。项目布局由资源富集地向负荷集中地推进，陆上与海上协同、“水风光”多能互补，并结合空间资源、输电通道等因素通盘考量，使得可再生能源开发利用格局日益优化。

坚持走技术创新之路，为中国新能源发展提供了源源不断的动力。目前，中国已拥有全球最完整、最先进的风电和光伏发电产业链，新能源发电技术、设备研发设计水平、集成制造体系等均全球领先。得益于技术迭代升级、产业链条逐步完善，新能源发电成本实现快速降低，尤其是陆上风电和光伏发电成本已低于传统化石能源发电。2024年，中国光伏组件产量连续16年位居世界首位，为全球提供了80%的光伏组件；中国风电机组出口量同比跃升71.9%，为全球贡献了70%的风电装备。

实现高效消纳是新能源高质量发展的关键。通过保障最低利用小时数、绿电绿证机制等政策行动，以及特高压强力加持、电网有序改造升级、电力系统灵活调节能力提升等措施，中国新能源消纳利用水平稳步提升。2017年国家层面首次确立了以绿证作为可再生能源电力环境属性的唯一凭证，绿色电力消费由政策驱动逐步转向政策目标引导下的市场需求拉动。2024年共计核发绿证47.34亿个，其中全国交易绿证4.46亿个，体现出绿证市场已从早期政策试点阶段走向供需两端同步扩张的规模化发展阶段。

新型电力系统建设：“源网荷储”协同互动的系统性变革

作为新型能源体系的核心组成部分，加快推进新型电力系统建设是电力行业迈向清洁低碳未来的核心路径。2024年印发的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，明确“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的基本原则，为统筹推进新型电力系统协调发展指明方向。在此引导下，煤电与可再生能源发展的功能定位及发展方向清晰：煤电作为电力安全保障的压舱石，将由主体电源逐步转向支撑性和调节性电源并重；新能源则将由装机量和发电量的增量主体逐步变为主体电源。

在电源侧，截至2024年底，风电和太阳能合计新增装机在新增总装机中的占比已超八成，合计新增发电量占新增总发电量的58.1%，但电量占比超过化石能源发电占比仍有较长的路要走，进一步增强其可靠出力水平及系统适配性至关重要。同时，经过全方位升级的新一代煤电在新型电力系统中不可或缺，在此基础上如何实现不同电源的协同调度、优化运行也是关键。

在电网侧，源随荷动的传统方式面临冲击，电网运行调度随之迎来诸多考验。特别是面对海量新能源陆续并网，电网能否在可靠运行的情况下“接得进、控得住、带得动”是一大难题。截至2024年底，中国已建成投运42项特高压交直流工程，构成了全球规模最大、技术最先进的超远距离输电网络，对应跨省跨区输电能力超过3亿千瓦。当年，跨区特高压直流通道输送清洁能源电量约4200亿千瓦时，较“十三五”末增长70%，占总送出电量的比重接近60%。主干电网和配电网作为重要基础、智能微电网作为有益补充均需实现高质量发展并充分协同。

在负荷侧，用户主动响应是新型电力系统区别于传统的一大特征。为实现电力用户“角色身份”的转变，当前亟待提升需求侧响应能力，破解用户侧资源开发程度不足、市场运营体系不够健全、需求响应激励机制不完善等问题。例如在市场价格信号的驱动下，工商业用户可通过自主调整生产时序实现负荷优化，与供给侧有效协同，从而推动形成多元保供格局。

在储能侧，新型储能作为支撑新型电力系统安全稳定运行的关键技术，现已实现“量质齐升”且前景广阔。2024年，中国新型储能累计装机首次超过抽水蓄能，成为电力系统的第二大灵活性调节资源。但在技术创新迭代、多元发展的同时，部分储能技术受制于成本等因素，有待进一步实现大规模商业化应用，储能应用场景及其更多元价值也有待持续挖掘。

未来展望：体制机制与颠覆性技术稳固转型根基

构建新型电力系统既需要理论体系的支持、政策体系的引导，也离不开技术集成创新、产业交叉协同。面向下一阶段发展，煤电需加速走向清洁低碳，新能源最终成为发电量结构主体电源。加强新能源高效开发利用体系建设将是“十五五”迈向碳达峰关键期的重点任务，具体包括打造或升级改造一批系统友好型新能源电站，加强可再生能源技术创新、促进源网荷储多方协同，全面提升新能源消费水平。

在政策法规层面，现行法律的部分条款已难以适配产业发展新需求，亟需修订完善相关法律条款，构建与全面市场化相适配的法治保障新型电力系统建设的相关内容。同时，需加快构建新能源高效消纳新格局，多维度破解供需、市场等问题，加速配电网的升级改造，强化多元调节资源建设，持续深化电力市场改革，打破跨省跨区消纳壁垒。

此外，突破支撑高比例新能源的颠覆性技术同样至关重要。新能源发电量占比持续增加，日间、周间乃至季节间调节需求随之加大，安全长时储能是保障大规模并网的一大关键，但现阶段该领域仍待技术突破和降本提效。在技术创新的同时，进一步完善体制机制同样至关重要，建议合理设计储能成本疏导方案，兼顾储能电站的保障性收入与风险性收益，逐步建立新型储能两部制电价机制，推动电力容量市场建设，多措并举共同推动新型储能的稳定运营和长效发展。推动“电-碳-证”市场深度衔接，充分释放绿色电力的环境价值，将是激发市场主体参与绿色转型内生动力的关键一步。