中国碳中和转型中电力化与煤炭路径的多层次排放影响研究

本研究针对中国能源系统脱碳过程中电力供应绿色化与终端用电部门电力化的协同难题，通过全球气候模型REMIND模拟不同煤炭退出时间表下的电力化情景，发现即使煤炭退出延迟10年仅导致全球峰值温度上升0.02°C，而部门层面电力化未显著增加排放。研究挑战了"先电力脱碳后终端电力化"的传统认知，证明当2040年前电力排放强度降至150 gCO2/kWh时，建筑、钢铁和交通服务的电力化可显著减少碳足迹，结合能效措施可避免2060年前约0.035°C的全球变暖。

　　

在全球气候危机加剧的背景下，中国作为最大的碳排放国，其能源系统脱碳路径备受关注。当前中国面临双重挑战：既要通过可再生能源替代煤炭实现电力供应绿色化，又需推动终端用能部门如交通、建筑和工业的电力化转型。然而，在煤炭仍主导电力结构的现实下，电力化是否会导致"污染转移"成为政策制定者的核心忧虑。与此同时，中国电力市场改革滞后、煤电产能惯性等问题，使得煤炭退出时间表存在高度不确定性。

为破解这一困局，德国波茨坦气候影响研究所等机构的研究团队采用全球综合评估模型REMIND（区域投资与发展模型），设计了一组创新性的二维情景分析。研究通过交叉对比四种煤炭退出路径（最快2040年、基准2055年等）与两种电力化强度（低电力化率40% vs 高电力化率60%），首次系统评估了中国电力化进程与煤炭退出时序对气候影响的交互作用。相关成果发表在能源领域顶级期刊《Joule》上，为发展中国家同时推进电力清洁化和终端电力化提供了关键科学依据。

研究主要采用三种关键技术方法：1）基于REMIND模型的全球-区域嵌套模拟，整合了SSP2社会经济路径和AR6气候约束；2）电力部门采用DIMES模型进行8760小时分辨率调度优化，验证了高比例可再生能源并网的可行性；3）通过prospective LCA（前瞻性生命周期评估）量化电动汽车等电力化技术的全周期碳排放，结合中国省级排放因子数据库进行区域敏感性分析。

气候影响的多层次分析结果
研究发现电力部门自身的排放不确定性最大：在乐观情景（2040年退煤）下，2023-2060年累计排放39 GtCO₂，占全球1.5°C剩余碳预算的26%；而延迟15年退煤将增加56 GtCO₂排放，相当于0.019°C额外升温。但令人意外的是，即使在高煤电占比情景下，终端部门电力化也未出现显著的排放反弹效应。

部门电力化率对价格信号的差异化响应
建筑和工业部门对电价变化敏感度高于交通部门。当电力排放强度低于150 gCO₂/kWh阈值时，钢铁电炉（EAF）、热泵等技术的排放强度已低于传统化石技术。模型显示，交通电力化更多依赖充电基础设施等产业政策驱动，而非单纯能源价格因素。

电力化与 incumbent技术的排放强度比较
通过生命周期评估发现，中国当前电网结构下，电动汽车（BEV）的碳足迹已在2024年与传统内燃机汽车持平；电炉钢的排放优势在2030年后显现。研究特别指出，电解制氢（H₂-DRI-EAF）若采用可再生能源弹性运行，可实现近零排放，这与中国西部新建绿氢项目实践相符。

讨论与政策启示
该研究颠覆了"先供应侧后需求侧"的减排序列认知，证明只要电力排放强度中期达标，提前布局终端电力化不会造成显著碳泄漏。研究建议采取三类政策组合：1）电力市场改革需建立适应高比例可再生能源的价格机制；2）按区域电网清洁程度差异化推进电力化，如将电解铝等产业西迁；3）作为风险对冲，需加快碳捕集与封存（CCS）技术示范。

这项研究的重要价值在于，首次通过系统建模量化了中国"电力清洁化-终端电力化"协同推进的气候效益，为发展中国家破解"先鸡先蛋"困境提供了科学依据。特别是证明在电网完全脱碳前启动电力化，不仅能避免技术锁定效应，还能通过能效提升产生0.035°C的全球降温收益，这相当于提前15年完成煤电退出的气候效益。研究结果对中国实现"双碳"目标下的政策时序设计具有重要指导意义，也为其他煤电依赖型经济体提供了转型参考。