基于CGE模型的电力低碳转型速度调控策略研究——以粤港澳大湾区为例

为探讨粤港澳大湾区实现碳中和及电力低碳转型过程的供应安全,构建粤港澳大湾区动态CGE模型,设计51种情景模拟各类型发电量的年均变化幅度,以全社会福利最大化为评价指标,研究煤电退役到保底容量、煤电完全退役和气电达峰容量的最优时间节点和发展速度.结果表明:2020年煤电发电量以年均降低66亿kW?h幅度退役到2032年保底...     

船舶使用岸电的经济性分析

文中构建了船舶使用岸电的经济性分析模型,并以挂靠上海港洋山三期码头的欧洲航线典型集装箱船为例进行了实证分析。结果表明,在基准情景其他条件不变的情况下,若不提供任何补贴,无论是否征收环保税,船舶使用岸电的成本均高于辅机发电,此时船舶使用岸电不具经济性。为使船舶使用岸电具有经济性,船舶剩余寿命不宜少于5年,岸电使用补贴不宜低于0.55元/(kW∙h),仅征收环保税时税率提高幅度不宜低于当前设定税率的458%,岸电使用率不宜低于39%,单次供电时间不宜低于11.8 h。若岸电收费标准≥1.73元/(kW∙h),或燃油消耗率低于158.70 g/(kW∙h),或合规燃油价格低于2841元/t,则船舶几乎不可能使用岸电。     

基于混合LCA的新疆地区电力生产水足迹分析及碳中和目标下的变化

新疆是我国电力生产的主要地区,同时存在严重的水资源短缺问题。作为综合评价指标,水足迹可以用来量化分析电力生产中的水资源消耗及其水环境影响。文中基于投入产出和生命周期的混合生命周期模型对新疆地区2012年和2017年电力生产水足迹进行了量化研究,并对不同发电技术的水足迹贡献部门进行了分析。结果发现：因电力生产结构的变化和燃煤发电技术革新,新疆电力生产的单位水足迹由2012年的4.26×10^-3 m³/(kW∙h)下降到2017年的3.08×10^-3 m³/(kW∙h)。对不同发电技术的水足迹贡献部门分析发现,煤电和水电的间接水足迹分别主要来自采矿业和重工业,占比分别为60.3%和52.8%。风电和光伏发电的间接水足迹分别主要来自重工业和轻工业,占比分别为38.1%和56.0%。最后针对碳中和目标下新疆电力结构转型带来的水足迹变化进行分析,2017—2050年高比例的可再生能源发电将使新疆电力生产单位水足迹下降75%。     

中国电力行业碳排放达峰及减排潜力分析

推动电力行业低碳发展是中国有效控制CO₂排放和推动尽早达峰的重要抓手。在分别利用学习曲线工具和自下而上技术核算方式分析风电、光伏两类主要的可再生电力和其他各类电源发展趋势的基础上,综合评估了既有政策和强化政策条件下2035年前中国电力行业能源活动碳排放变化趋势。研究发现,既有政策情景下电力行业碳排放在2030年左右达到峰值,届时非化石能源在发电量中比重为44%,而通过强化推动能源绿色低碳发展的相关政策,2025年前即可达到电力行业碳排放峰值,2030年非化石电力在发电量中比重可以提升至51%,其中可再生电力加速发展将分别贡献2025、2030和2035年当年减排量（相对于既有政策情景）的45%、54%和62%。尽管从保障电力稳定安全供应角度,煤电装机仍有一定增长空间,但考虑到电力行业绿色低碳和可持续发展的长期需求,仍应加强对煤电装机的有效控制,“十四五”期间努力将煤电装机控制在11亿kW左右的水平。     

2001—2020年中国洪涝灾害损失与致灾危险性研究

利用最新的全国洪涝灾害损失资料以及气象站点降水观测资料,研究了2001—2020年中国洪涝灾害损失的演变特征及其与降水的关系。结果表明：2001—2020年,我国洪涝灾害造成的年均受灾人口超过1亿人次,直接经济损失1678.6亿元。尽管洪涝灾害造成的全国直接经济损失有增加趋势,但全国农作物受灾面积、受灾人口、死亡人口、损坏房屋以及直接经济损失占国内生产总值的比例均呈减少趋势。从空间分布来看,长江流域上中游地区及黑龙江、河北、甘肃、广西等地是洪涝灾害损失较为严重的地区。全国大部分地区死亡人口和损坏房屋呈减少趋势,直接经济损失呈增加趋势,而受灾人口和农作物受灾面积呈北增南减的变化趋势。近10年,我国北方大部分地区除了死亡人口外其余各项损失均较上个10年增加,其中黑龙江和河北增加幅度较大。同时,近10年我国北方大部分地区降水量增加,尤其是黑龙江、河北等地暴雨量和暴雨日数增加幅度较大,加剧了相对脆弱的北方地区的洪涝灾害风险。     

城镇化背景下中国长期低碳转型路径研究

在中国经济步入新常态之际,为了研究城镇化背景下的长期碳排放趋势,构建了人口变动与能源系统互动的综合分析框架与社会经济-能源系统模型。结果显示,从2014年至2050年,预计有3亿人口从农村流向城市,并呈现从中小型城市逐步向大型和特大型城市汇集的趋势。人口流动趋势与人民生活质量改善结合,推动中国基础设施建设、工业产品生产和能源服务需求增长。基准情景下,2050年中国一次能源消费总量达到84亿tce,能源相关CO₂排放达到176亿t,比2013年增长83%;而在低碳转型情景下,通过技术创新,2050年中国一次能源消费需求可以控制在61亿tce左右,CO₂排放在2020—2025年间达峰,2050年比基准情景降低78%。低碳转型过程中,非化石能源电力和能效技术的减排潜力最大,工业和电力部门率先在2020年达峰,建筑和交通 ^①（①按照国际通行的能源系统部门划分标准和能耗概念,工业、建筑、交通均属于终端能源消费部门,其中建筑部门能耗指建筑运行能耗,而非建筑建造过程中的能耗;交通部门能耗指所有交通活动能耗,既包括交通运输业营运类运输工具的交通能耗,也包括私人、公务非营运类运输工具的交通能耗 ^[1]。）将在2030年左右达峰。实现低碳转型所需新增固定投资占GDP的1.5%,不会给国民经济带来重大负担。中国实施新型城镇化战略具有技术和经济可行性。     

能源转型路径的经济环境健康效益评估——以粤港澳大湾区为例

能源转型是推动“双碳”目标实现的关键举措,文中构建能源转型综合评价模型并以粤港澳大湾区为例,设计了基准情景、转型情景和深度转型情景,评估不同能源转型路径对大湾区经济产业、环境正外部性和健康效益的影响。结果显示,相比基准情景,能源清洁替代促进转型情景和深度转型情景的碳排放分别在2025年和2022年提前达峰,到2035年碳排放分别下降了22.0%和35.9%,转型情景电力结构优化促使碳排放减少了0.59亿t,占全社会减排量的53%;投资结构优化和产业转型升级推动转型情景2035年GDP相比基准情景增长0.68%,而深度转型情景碳限制过于严格,造成GDP损失0.34%;能源转型对环境产生正外部性,2035年转型情景SO₂、NO_X、PM2.5、PM10排放分别下降35%、20%、36%、37%,带来155.6亿元的环境健康效益,约占大湾区GDP的0.05%。综合考虑能源转型对全社会的经济、环境、健康影响,转型情景的经济性较好,2035年相对基准情景增加了0.73%的经济效益。粤港澳大湾区应合理设置碳减排目标,稳步推进能源转型,实现绿色能源转型和能源、经济、环境的协调发展。     

两种不同减排情景下21世纪气候变化的数值模拟

利用国家气候中心最新发展的气候系统模式BCC-CSM1.0模拟了相对于B1排放情景,两种不同减排情景(De90和De07,表示按照B1情景排放到2012年,之后线性递减,至2050年时CO_2排放水平分别达到1990和2007年排放水平一半的情景)对全球和中国区域气候变化的影响.结果表明:两种减排情景下模式模拟的全球平均地表气温在21世纪40年代以后明显低于Bl情景,比减排情景浓度低于B1的时间延迟了20年左右;尽管De90减排情景在2050年所达到的稳定排放水平低于De07情景,但De90情景下的全球增温在2070年以后才一致低于De07情景,这种滞后町能与耦合系统(主要足海洋)的惯性有关;至21世纪末,De90和De07情景下的全球增温幅度分别比B1情景降低了0.4和0.2℃;从全球分布来看,B1情景下21世纪后30年的增温幅度在北半球高纬度和极地地区最大,减排情景能够显著减少这些地区的增温幅度,减排程度越大,则减少越多;在中国区域,B1情景下21世纪末平均增温比全球平均高约1.2℃,减排情景De90和De07分别比B1情景降低了0.4和0.3℃,中国北方地区增温幅度高于南方及沿海地区,减排情景能够显著减小中国西部地区的增温幅度;B1情景下21世纪后30年伞球增温在冬季最高,De90和De07情景分别能够降低各个季节全球升温幅度的17%和10%左右.     

陶瓷行业减污降碳协同增效案例评估——基于干法制粉的实证分析

干法制粉是陶瓷行业重要的节能减排技术之一,但目前并未得到广泛应用。文中以南、北方各一家代表企业作为案例,针对干法制粉开展减污降碳协同增效评估。通过文献调研和实地考证,采用产排污系数法计算了干、湿法制粉技术大气污染物和CO₂减排量,并进行了对比分析。结果表明,与湿法制粉工艺（天然气）相比,同样生产1 t粉料,干法制粉可以减少51%的CO₂排放;同时大气污染物明显下降,其中颗粒物降低了42%,NO_X下降了45%,SO₂降低了42%。协同控制交叉弹性分析结果进一步表明干法制粉在减排大气污染物的同时可以实现较好的温室气体减排效果。由于南、北方原料含水率的差异,北方干法制粉能耗与南方相比下降51%,在原料含水率较低的北方应用干法制粉减污降碳效果更好。     

智能互联重塑中国能源体系

随着第五代移动通信（5G）技术的突破、推广与应用,世界逐渐进入智能互联时代。在此背景下,本研究以能源系统分析模型（GCAM）为基础,设计和模拟基准与智能互联情景,探索在智能互联技术加快突破的情况下我国能源转型发展道路。研究发现,与基准情景比较,智能互联情景下能源结构更加清洁,能源系统更加高效,2050年一次能源消费量下降6.2%;数字化、智能化技术使用将显著提升终端部门电气化水平,2050年达48.1%,较基准情景提高9.6个百分点;储能技术、智能电网、分布式用能体系将促进可再生能源开发应用规模加速增长,2050年可再生能源发电占比将达到60.0%,较基准情景提高13.3个百分点;我国绿色低碳、安全高效的能源体系更早形成,碳排放在达峰后将快速下降,2050年仅为56.0亿t,较2018年下降41.8%,为全球应对气候变化做出更大贡献。     

基于学习曲线的中国未来制氢成本趋势研究

氢能是中国能源系统低碳转型和实现2060年前碳中和目标的重要技术选择之一。根据原料来源可以将氢分为绿氢、蓝氢和灰氢,其制备成本和碳排放强度存在较大差异。文中以中国氢能生产现状为基础,建立基于学习曲线的平准化制氢成本（LCOH）模型,测算不同制氢技术从2020年到2060年的成本变化趋势。结果表明：现阶段灰氢成本最低,绿氢成本最高;到2030年绿氢成本将下降至20~25元/kg;2050年后,绿氢将成为成本最低的制氢方式（含碳排放成本),而且PEM（质子交换膜）电解水制氢的成本将低于AE（碱性）电解水制氢,光伏+PEM电解水制氢成本将下降至12元/kg。电解槽和电力成本下降是未来绿氢成本下降的主要驱动因素。敏感性分析表明,运营维护成本和关键技术学习率是影响绿氢成本下降速度的重要参数。     

全球2℃温升碳约束下中国煤电搁浅资产研究

作为全球煤电装机规模最大且仍在扩张的国家,中国需要慎重评估兑现《巴黎协定》温室气体减排承诺带来的潜在煤电资产搁浅问题。研究运用“上下交互”的碳锁定曲线模型,识别不同产能扩张情景下（无新增、新增200、300和400 GW）的搁浅煤电机组。首先,从“自上而下”角度匡算中国煤电行业2℃温升目标下的碳配额。然后,从“自下而上”角度,根据高精度的燃煤电站信息核算煤电累积CO₂排放量。最后基于“上下交互”模式筛选出搁浅燃煤电站,在此基础上运用现金流量法估算其潜在的搁浅价值,并对其关键因素进行敏感性分析。结果表明,在无新增情景下,煤电搁浅资产规模约为0.38万亿元;若继续增加200~400 GW煤电装机,则搁浅价值将较无新增情景增加3.7~8.2倍。因此,建议“十四五”期间应树立煤电规模峰值意识,严控煤电新增产能,避免错过最佳减排时机。     

Utilization of the non-fossil fuel target and its implications in China

China has pledged to meet a series of political targets on energy and environmental performance, including a target of a 15% non-fossil fuel share in total energy use by 2020. Achieving this target requires expansion of non-fossil energy and restraining energy use, which has implications for achieving the 40–45% carbon intensity reduction target. The present study outlines quantitative formulas to measure the nexus between the dynamics of GDP, energy, and carbon intensity. Considering a ‘likely’ scenario of the non-fossil fuel expansion envisioned by the Chinese government and a GDP growth rate of 8% per annum, the key to accomplishing both targets is to restrain energy consumption to attain an energy elasticity to GDP of approximately 0.53. Both targets can be achieved simultaneously with the existing non-fossil expansion plan and are within the ‘normal’ range of GDP growth seen in China over the long term. This is, however, less than the value realized over the last 10 years. To comply with the non-fossil fuel target, the potentially slower expansion of nuclear power capacity must be compensated for by other non-fossil options. Otherwise, there must be a greater attempt to decouple energy demand and economic growth in order to realize a smaller energy elasticity to GDP.

Policy relevance

China has pledged to achieve a 15% non-fossil fuel share and reduce its carbon intensity by 40–45% by 2020. The key to accomplishing both targets is to restrain energy consumption and promote the development of non-fossil fuels. The achievement of these two targets by 2020 is analysed between share of non-fossil fuel, CO₂ intensity of energy and GDP, and energy elasticity in relation to GDP. This analysis can inform the governmental energy and climate policy on the scale and pace of non-fossil fuel development, and the prerequisite regarding the energy elasticity to GDP to achieve the targets. The impacts of slower expansion of nuclear power capacity on the target achievement and implied elasticity of energy to GDP are also provided, which is close to the policy choice and actions of government on energy saving and emissions reduction.     

基于CGE模型的碳税政策模拟——以广东省为例

科学设置碳税政策是控制二氧化碳排放量和推动能源结构优化的重要基础,文中以广东省为例,利用2012年的广东省投入产出表、广东统计年鉴、广东财政年鉴、中国统计年鉴等数据构建社会核算矩阵,通过构建静态的可计算一般均衡模型（CGE),进行区域的碳税政策模拟,分析不同程度的碳税税率对化石能源消费量及各宏观经济变量的影响。结果表明：征收碳税对减排效果有明显的正向作用,当碳税水平为60元/t时,广东省减排效果为3.90%;在碳税定价上,60元/t较为合适;减排贡献率最高的化石能源为煤炭,其次为石油,最低为天然气;碳税冲击下能源消费量下降,最明显的为煤炭,其次是火电;碳税冲击也能显著减少各部门对煤炭的消费量;碳税政策对广东省GDP和社会福利有负向作用,但对总体碳排放强度有正向作用。未来广东省应严格控制煤炭消费量,同时对火电部门进行低碳改造。     

中国交通部门中长期低碳发展路径研究

交通部门在中长期具有很高的碳排放增长潜力,对我国低碳转型有重要影响。构建自下而上的能源系统模型PECE-LIU2017及其交通模块,设置未来交通发展的基准、NDC和低碳3个情景,深入分析交通需求背后的驱动因子及发展趋势,制定交通部门中长期低碳发展路径。结果显示,随着经济发展和人均收入水平提高,未来我国交通需求将持续增长。NDC情景下,交通部门有望在2038年左右达峰。在低碳情景下,我国交通部门2050年CO₂排放将从基准情景30亿t降低为6亿t,并在2030年左右达峰,为我国中长期低碳发展目标贡献17.5%的累计减排量。2016—2050年低碳交通固定投资需求为15.7万亿元人民币,占我国中长期低碳投资总需求的53%。通过提高燃油经济性、推广新能源汽车以及发挥城市公共出行最大潜力,交通部门能够以技术可行的方式实现低碳转型,并对我国长期低碳发展战略做出重要贡献。     

Water use in China’s thermoelectric power sector

We quantify the current water use of China’s thermoelectric power sector with plant-level data. We also quantify the future implications for cooling water use of different energy supply scenarios at both a regional and national levels. Within China, water withdrawal and consumption are projected to exceed 280 and 15 billion m³ respectively by 2050 if China does not implement any new policies, up from current levels of 65.2 and 4.64 billion m³. Improving energy efficiency or transforming the energy infrastructure to renewable, or low-carbon, sources provides the opportunity to reduce water use by over 50%. At a regional level, central and eastern China account for the majority of the power sector’s water withdrawals, but water consumption is projected to increase in many regions under most scenarios. In high-renewable and low-carbon scenarios, concentrated solar power and inland nuclear power, respectively, constitute the primary fresh water users. Changing cooling technology, from open-loop to closed-loop in the south and from closed-loop to air cooling in the north, curtails the power sector’s water withdrawal considerably while increasing water consumption, particularly in eastern and central China. The power sector’s water use is predicted to exceed the regional industrial water quota under the ‘3 Red Line’ policy in the east under all scenarios, unless cooling technology change is facilitated. The industrial water quota is also likely to be violated in the central and the northern regions under a baseline scenario. Moreover, in line with electricity production, the power sector’s water use peaks in the winter when water availability is lowest. Water-for-energy is a highly contextual issue – a better understanding of its spatio-temporal characteristics is therefore critical for development of policies for sustainable cooling water use in the power sector.