2025年4月，国家发展改革委联合工业和信息化部、生态环境部、住房城乡建设部、交通运输部、国家能源局等部门发布了《推动热泵行业高质量发展行动方案》(发改环资〔2025〕313号)（以下简称《行动方案》）。《行动方案》提出，力争到2030年，热泵生产制造和技术研发能力不断增强，热泵建筑应用面积和热泵机组装机容量持续增长。作为我国首个国家级热泵专项政策，该方案的出台标志着热泵在建筑、工业、农业和交通等领域的规模化应用进入全新发展阶段。 我国传统热力燃料来源主要依赖煤、石油或天然气等化石能源，化石能源消耗量大，碳排放偏高。热泵作为一种清洁、高效的供暖和制冷技术，可以整合空气、水、土壤、工业余热中分散的低品位热源，替代燃煤燃气锅炉或者电热炉供热，显著降低二氧化碳排放。在制冷方面，热泵系统的冷热一体化能力较之传统空调拥有较高的综合能效，适合年内冷热需求均衡的建筑场景。自《行动方案》发布以来，其涉及的诸多重要议题引发了广泛讨论。其中有一个关键维度值得深入关注与研究，即热泵灵活化、智能化运行的创新要求与实施路径。这一政策导向不仅关乎热泵设备本身的能效提升，更关系到热泵系统与电力网络的协同互动模式。 《行动方案》的政策导向  热泵已成为实现气候目标的关键路径之一。国际能源署2024年发布的《2024年世界能源展望》指出，热泵已占据全球住宅供暖市场规模的12%。欧洲早在两年前便见证了热泵销量快速增长的趋势，美国的热泵销量也持续超过化石燃料等传统供暖系统。近日，国际能源署在发布的《2025年全球能源评论》中提到，美国2024年热泵销量超过天然气炉的30%，创下销量记录最大差距。但当前热泵在国内的应用还不够广泛，在建筑供暖领域渗透率不足5%。《行动方案》的出台为热泵技术在清洁供暖中的应用提供了更加明确的发展方向，灵活应用潜力也有望进一步释放。 科学设计和有效实施热泵灵活性调节方案，可使热泵为建筑领域提供舒适、清洁供暖，同时也成为电力系统重要的灵活性资源，为电网提供需求响应和辅助服务。这种协同效应具有多重价值：一方面，能够降低热泵用户的运行成本；另一方面，可减少电网峰值负荷，延缓电网基础设施投资，同时提升可再生能源消纳能力。 《行动方案》通过以下关键条款构建了热泵灵活性发展的政策框架 1. 电网适配性优化： 《行动方案》第九条明确指出：“加快提升配电网综合承载能力”。这一要求直指当前制约热泵规模发展的电网瓶颈问题，特别是在北方采暖地区，冬季热泵集中运行可能导致局部电网过载。而电网智能化改造与热泵灵活性调节都能提升电网承载能力，减轻电网增容压力。 2. 智能控制系统与柔性调控： 《行动方案》要求推进热泵系统智能化升级，重点包括第七条：“推进热泵智能化运维管理……优化热泵运行调控能力”，与第九条：“加快提升配电网……柔性智能调控能力”，为建立热泵智能调控系统、协同电网运行打下了基础。 3. 储热系统配置： 《行动方案》第八条和第九条中强调了建立“热泵与太阳能、蓄热多能互补”和探索推进“跨季节储热设施“的重要性。短期储热（如蓄热水箱）可在数小时内调节热泵运行，避免高峰电价；而跨季节储热（如地下储热）则能实现更长时间尺度的能量调度。这种灵活性不仅提高了热泵的经济性，还能使其成为电力系统的储能资源，缓解可再生能源间歇性带来的挑战。  未来政策与市场机制的完善方向  《行动方案》虽然为热泵的灵活性发展发出了重要信号，但要充分释放其需求响应潜力，仍需构建系统化的政策支撑体系和市场机制。首要任务是深化电力市场改革、建立激励性电价机制，持续优化和推广工商业居民分时电价、实时电价和动态尖峰电价，以电价信号引导热泵用户调整用能行为。同时探索将热泵灵活性资源聚合后参与电力现货市场、容量市场和辅助服务市场的可行路径，形成多元化的价值回报机制。  在技术协同层面，继续推进智能控制系统研发，使热泵集群能够自动响应可再生能源发电波动。为此，一方面要加快制定热泵与电网互动的技术标准，并在能效评价体系中纳入灵活性指标，为设备兼容性和系统互联互通提供规范和依据；另一方面需建立配套激励机制，通过容量补偿等政策工具，引导供热企业加大对储热设施的投资力度。  通过动态调整热泵运行模式，并结合分布式能源管理（如光伏+热泵+储能的微电网系统），可有效减少热泵大规模用电对电网的冲击，降低电网升级改造成本。之后可通过建立远程监控平台，与电力调度系统数据互通，开发智能自动调控算法等方式，进一步实现热泵动态调整运行模式，使热泵集群具备分钟级响应能力，在电价信号或调度指令下自动调整运行状态，以响应电力市场的价格信号或电网调度需求。 《推动热泵行业高质量发展行动方案》的出台，不仅推动了中国热泵技术的进步和应用扩展，还为热泵与电力系统的深度融合提供了政策启示。通过智能化调控、储热技术和电网适配性优化的协同推进，热泵将实现从单一供热设备向电力系统灵活性资源的战略转型。随着配套机制的不断完善，热泵在需求响应、可再生能源消纳和提升电网弹性方面将发挥更大作用，成为新型电力系统建设的重要支撑。 本文首刊于《南方能源观察》，2025年4月27日 本文亦转发于睿博能源智库微信公众号… View Summary +

This week, China’s central government issued a national ‘Action Plan’ to promote heat pumps. The policy offers substantial support for heat pumps but leaves critical questions unanswered—particularly regarding the future of certain types of fossil fuel… View Summary +

       自《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号，以下简称”9号文”）发布以来，中国电力体制改革走过了具有里程碑意义的十年历程。在这十年间，电力行业在市场化改革、清洁能源发展、电力系统灵活性和可靠性提升等方面取得了突破性进展。这些成就不仅为构建新型电力系统奠定了坚实基础，更为实现“双碳”目标提供了有力支撑。站在9号文发布十周年的历史节点，我们既要总结电力体制改革的成功经验，更要准确把握新发展阶段面临的挑战。        过去十年里，在9号文的指引与大力支持下，可再生能源投资出现了爆发式增长，可再生能源装机容量扩张近4倍（由2015年的4.8亿千瓦增长到2024年的18.89亿千瓦），为经济的可持续发展提供了清洁动力。与此同时，通过政策支持和技术进步，电网对可再生能源的消纳能力不断上升，可再生能源并网规模大幅提升，弃风、弃光现象整体明显减少 （2015年分别为15%和部分地区20%以上，2023年分别为2.7%和2%）。在9号文“坚持节能减排”原则的推动下，用能端的电气化进程也在迅速扩展，不仅提高了能源的利用效率，也为发展新型电力系统创造了有利条件。        尽管电力体制改革已经取得了重大进展，仍面临许多挑战，且前路漫漫。特别是“双碳”目标的提出，给电力行业的减污降碳提出了更高要求和更紧迫的时间线。与此同时，面对日益增长的电力需求，既要保证电网的可靠性，还要保证合理成本、避免资源浪费，这给电力系统提出了更高要求。电力改革已经在诸多方面取得了进展，但要满足这些更高的目标，就必须加快改革的步伐。本文谨就其中几个重要方面进行阐述。 加快建设统一电力市场        要实现上述目标，建设“全国统一的电力市场”是至关重要的。特别需要明确的是，这个“统一的电力市场”应该围绕统一的电力现货市场来建设。这样的市场能够通过有效引导供需双方资源，考虑区域电网实时情况来进行统一调度及运作，为实现电力资源的高效利用奠定基础。同时，这样的市场将有助于提升可再生能源的跨省跨区消纳能力，增强电力系统应对各类不确定性因素的韧性，这对于保障新型电力系统的安全稳定运行具有特殊重要意义。　    中国已经在电力现货市场的建设方面取得了显著进展，正朝着“2025年基本建成、2029年全面完善全国统一电力市场”的目标稳步迈进。山西、广东、甘肃、蒙西现货市场已经正式运行，当前共有23省以及南方区域电网启动电力现货市场（试）运行；国网省间电力市场也于2024年10月转正式运行；随着《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）的出台，新能源参与现货市场的进程也将加速。下一步，应着力推进各省和区域市场的扩展和互联，为需求侧和供给侧所有资源提供公平的竞争环境，创建出适合新型能源系统的全国统一电力市场。 全面推进上网电价改革        上网电价改革是深化电改9号文的关键环节，而前不久出台的136号文在这一方面又迈出了重要一步，将助推更大规模、更高比例的可再生能源进入市场，为电力资源的优化配置提供了制度保障。接下来，煤电上网电价改革仍需深化。        现行煤电基准电价制度已不再适应新型电力系统。我们建议在2021年改革的基础上继续推进以下改革措施：全面加速放开燃煤发电基准电价机制，扩大市场交易电价上下浮动范围；放开煤电年度签约比例不低于80%的规定，扩大签订年度月度合同比例的自由度，鼓励更多电量参与现货市场出清，扭转煤电基准电价与中长期市场平均价格偏离的现状；建立公平竞争的市场环境，减少对煤电的非市场化补贴，促进煤电和其他资源公平竞争。 持续推动容量补偿机制优化        2023年11月，国家发展改革委和国家能源局联合提出自2024年1月起对煤电施行两部制电价，紧接着，多个地区和省份相继出台了容量补偿机制的具体实施方案。目前，在国家和地方层面的电力市场中已经推出了多种容量补偿机制，覆盖了天然气发电、需求响应、虚拟电厂和抽水蓄能等电力资源。        为推动容量补偿机制的进一步扩展与优化，我们提出以下建议：首先，应建立健全竞争性容量采购机制，持续扩大容量市场参与主体范围，将可再生能源、能效资源、需求响应和储能等多元化资源纳入市场体系，并通过公平竞标机制确保各类资源享有平等参与机会，从而以更经济、更低碳的方式提升电力系统可靠性。 此外，应将容量补偿机制建立在科学、透明的资源充足性规划的基础之上，基于电力系统可靠性标准开展精细化容量需求测算，为容量采购确定量化目标，摒弃“一刀切”式的全面成本回收模式。这种更为科学的机制设计可以有效规避容量过剩、资源配置失衡、不必要的成本和排放，系统灵活性受限等问题，避免对电力行业低碳转型进程产生不利影响，确保容量补偿机制与新型电力系统建设目标相协调。        过去十年，中国电力体制改革在市场化进程、清洁能源发展和电力系统灵活性提升等方面取得了显著成就，为构建新型电力系统和实现“双碳”目标奠定了坚实基础。然而，面对日益增长的电力需求和低碳转型的紧迫性，仍需加速推进全国统一电力市场建设、深化上网电价改革、优化容量补偿机制等关键任务。未来，电力系统需要在保障可靠性和经济性的同时，进一步推动清洁低碳转型，加快构建“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统”，为实现能源电力系统高质量发展注入新的动力。 本文首刊于《南方能源观察》，2025年3月17日… View Summary +

In late 2023, China’s National Development and Reform Commission (NDRC), established a new capacity payment mechanism for coal power generators.  A capacity payment is an annual payment per megawatt of available capacity that is paid regardless of how many… View Summary +

       近年来，中国风能和太阳能等可再生能源在电力系统中的比例不断提升。随着“双碳”目标的推进，这一趋势将继续深化。为支持新型电力系统的构建，政府部门在规划多项措施，其中包括加快电力现货市场的建设。然而，伴随着多省现货市场进入试运行和正式运行阶段，电力现货市场的价格波动引发了政策制定者、市场参与者和用户的担忧。虽然现货市场价格波动是新型电力系统中传递关键信号的重要机制，但若市场设计不当或监管不力，可能导致无效信号甚至价格飙升。随着可再生能源渗透率的增加，这些问题可能更加显著。本文将重点探讨防范新型电力系统价格过度波动的一个重要手段——持续推进需求侧用电弹性建设，充分发挥需求响应能力。        增加需求侧的用电弹性多年来一直是政策关注的重点。在过去的讨论中，它往往被视为用较低的系统成本增强系统韧性，保障电力安全的妙方。但在诸多讨论中较少提及的是，需求侧用电弹性在平稳电力现货市场价格中扮演着关键角色——它能够帮助降低价格不确定性，确保市场传递理性的价格信号，进而助力新型电力系统高效运作。借鉴国内外的经验，我们认为在碳中和背景下，电力系统的规划与建设应持续重视需求侧弹性的建立，从供给侧与需求侧共同发力，在保证电力供应与价格稳定的前提下，以较低的系统成本实现减排目标。        不仅在中国，在其他电力系统中可再生能源占比不断增高的国家中（例如美国与欧盟的一些国家），政策制定者及市场主体也在讨论电力现货市场价格波动的利弊，并尝试了各种措施来试图改进价格信号的形成。有些措施的结果并不尽如人意，并且给电力系统运行带了不必要的成本，比如，在电力现货市场中设立严格的限价机制，或缺乏建立完整的价格传导机制。 有一些方法可以在减少价格波动、抑制价格飙升的同时，以较低的成本提高系统可靠性。其中，最重要的方法之一是提高需求侧的灵活性。全球范围内越来越多的证据表明，继续增强需求侧的灵活性有助于平滑市场价格、提升市场效率、降低平均成本，并能助推可再生能源并网。        近期，柏林工业大学的一项研究为这个话题提供了新的模型分析基础。这项研究通过对三个欧洲国家的电力现货交易市场进行仿真模拟，发现增加需求侧弹性可以大幅降低现货市场价格不确定性的风险。研究者以风力发电、光伏发电、电池储能和氢储能组成的电力系统作为研究对象，模拟结果显示加入适当的短期需求弹性就能帮助有效稳定电能量市场价格，显著减少电能量市场的高价、零价等现象，以及更好地对抗天气造成的扰动。        随着电力系统中新能源渗透率不断提高，电力系统净负荷的随机性增强，对电力现货市场价格的稳定性提出了更大的挑战。而要防范和解决随之而来的电力价格波动风险，我们有必要继续深化多年以来在这方面的努力, 着力提升需求响应的灵活性、增强需求侧弹性、更充分地开发需求侧资源。中国电力市场的政策决定者已经在这一方向上做出了积极的努力，并设立了一系列支持性政策。例如，在2024年8月6日新出台的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027 年）》中，特别将“需求侧协同能力提升”作为一项重要行动，提出计划建设一批虚拟电厂，并对加强需求侧响应能力提出了具体要求。另外，近期修订的《电力需求侧管理办法》也为深化电力需求侧管理、充分挖掘需求侧资源提供了重要基础。这项工作依然充满复杂性，且需多管齐下。这里，我们选取其中比较重要的几点，作为推进下一步工作的建议：        一是，应在设计和构建新型电力系统的过程中强调需求侧弹性，将需求侧资源（如虚拟电厂）纳入电力规划与电网规划。各地区应积极响应中央提出的需求侧响应能力建设目标，结合当地电力负荷特性与发展规划，出台配套政策与鼓励措施，切实推进需求侧资源的建设与需求侧多元灵活性的开发。        二是，在建立合理的价格传导机制和需求侧价格信号方面持续发力，从而更好地平衡电力市场供需。可以在2021年出台的《关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号) 政策基础上, 实行更能够反映成本差异的分时电价制度，以更好地激励用户在低谷时段增加用电，在高峰时段减少用电，进而实现负荷的有效转移，平滑负荷曲线。各省在这一领域已经做出了巨大的努力，但仍需进一步改进分时电价的设计，以更好地反映系统条件的变化。进一步，应推广实时电价政策，使成本信号更准确地传递到需求侧，并激励需求侧资源为系统提供灵活性服务，进而实现以更低的系统成本削减高峰负荷，这在北美电力市场已经有成功经验。        三是，应优化需求侧资源的调度运行机制以及电力现货市场参与机制，确保虚拟电厂获得合理的经济价值补偿，以激发需求侧响应活力。比如，允许需求侧资源以“报量报价”的方式参与市场出清，即需求侧资源可以根据自身的成本效益情况自主决定提供的电量和价格。这种方式能够更充分地发挥市场机制的作用，提高需求侧资源的利用率，并进一步提升整个电力系统的经济性和可靠性。        通过上述措施，不仅可以有效减少电力现货市场的价格波动，还能降低平均成本，提升系统的运行效率，为更多可再生能源的接入和整合创造有利条件。同时，这也将为推动中国能源转型、实现可持续发展目标提供有力支撑。 本文微调版刊登于《中国电力报》，2024年9月24日… View Summary +

引言 欧盟电力市场改革是近几个月的热门话题。此次改革将修订一系列法律法规，包括欧洲内部电力市场法规和指令、能源监管机构法规以及批发能源市场一体化和透明度的法规。修订草案已经于2024年4月11日由欧洲议会全体会议投票通过。下一步，该草案将在未来的几周内经过欧盟理事会的投票后最终生效。虽还须经过欧盟理事会的正式采纳，但预计草案内容不会有太大的变化，我们就此契机介绍和分析欧盟电力市场改革。本轮欧洲电力市场改革内容广泛，本文主要聚焦在对容量补偿机制和与之密切相关的现货市场改革的讨论。 2021年开始的欧洲能源危机推动了此次电力市场改革。为应对天然气和电力价格风险，业内就市场改革方案展开了持续的辩论。最终的改革方案大体上避免了（虽然并非完全避免）有利于化石燃料的提议。尽管电力市场改革的最终决定对于容量机制相关的条款做了一些改变，但是欧盟清洁能源转型的方向没有变化。 草案对于容量支付的安排 该草案陈述了容量补偿机制在电力系统转型中维持资源充足性的作用，特别是在各个区域电网互连还不充分的情况下。因此，方案不再坚持旧版本中容量补偿机制只能作为“临时”措施的要求，但维持了容量补偿机制的期限不超过十年的规定。 容量支付机制的排放限制标准仍然是度电二氧化碳排放不超过550克并且平均每年每千瓦装机容量排放不超过350千克二氧化碳。也就是说，未安装CCS的煤电机组将无法满足该排放标准。但燃气发电机组的排放低于此标准，因此不受该规则的限制。另外，修订草案提出成员国可以采取比该标准更严苛的排放标准以限制化石能源的使用。 新规定仍然严格限制新的燃煤发电机组接受容量支付，特别是不允许2019年7月后开始商业运行的燃煤机组参与容量补偿机制，但增加了附加条件。成员国若要延长对不符合排放标准的现有(2019年7月之前开始商业运行的)燃煤机组的容量支付，必须向欧盟委员会提交延期申请。申请中需要说明现有的容量支付机制和电能量市场改革措施为何不足以在2025 年后继续维持该成员国电力系统可靠运行。同时，成员国必须提交报告，评估延长容量支付对碳排放和对低碳转型的影响，并提出采购替代容量资源的方案以满足成员国的减排目标。 如果延期申请经过欧盟委员会的批准，不满足排放标准的现有燃煤机组参与容量补偿机制的截止日期可以从之前电力法规规定的2025年7月最晚延至2028年12月，容量的实际交付需要在这个截止日期前完成。成员国仍然需要开展额外的市场化容量采购程序来决定容量提供方和容量支付价格。修订草案规定此市场化容量采购需要面向所有的容量资源，对于不满足排放标准但中标的现有燃煤机组，最多只能支付一年容量电费。 可以看出，在能源危机和电能量市场还未完全一体化这个特殊的背景下，最新的修订草案对于不满足排放要求的容量资源做出了妥协。但欧盟也附加了一系列规定，降低此举对碳排放和清洁转型的潜在影响。 容量机制和电能量市场总体改革思路未改变 虽然修订草案较旧版本方案有一些变化，但欧洲容量补偿机制的主要原则，即容量采购需要基于资源充足性规划和市场竞争的原则并未改变：修订后的方案仍然鼓励各种满足技术条件的资源进行直接竞争，包括需求响应、储能和其他非化石容量资源。容量市场仍然需要通过公开、透明、非歧视和竞争的程序来选择容量资源的提供方，并通过竞价来决定容量支付的价格。容量补偿机制必须由科学、透明和滚动的资源充足性规划指导。 同时，新的方案仍然支持现货市场稀缺定价和一体化。新的方案重申，在实施任何容量补偿机制之前，各成员国需要先纠正不当的行政干预和市场失灵所导致的资源充足性问题，并采取措施优化电能量市场的功能。该方案多次提到维护现货市场的正常运行，包括强调了容量补偿机制不得扭曲现货市场的价格信号、公平竞争和有效调度，以及容量补偿机制不得阻碍跨区(cross zonal)的现货市场交易。 实际上，欧洲日前、日内市场以及辅助服务市场的一体化取得了良好的进展，新的电力市场改革方案要求巩固泛欧洲短期市场的优势，并要求从2026年开始进一步将日内跨区交易的报价截止时间缩短至调度前30分钟，以促进可再生能源并网并调动灵活资源调节供需平衡。 改革对煤电的潜在影响 欧洲的能源危机进一步坚定了欧洲淘汰化石能源机组的信心——这些机组不仅排放高、运行成本高，还容易受到国际燃料市场价格波动的影响，存在着高度不确定性。尽管存在修订的容量支付机制，由于没有为燃煤发电厂设定固定补贴，也没有类似“煤电基准价”的机制，燃煤电厂在电能量市场中将逐步变为不经济机组并退出市场。 根据欧洲输电系统运营商合作组织-电力部门（ENTSO-E） 2023年的欧洲资源充足性规划，在中央参考（Central Reference）情景下，预计到2025年和2028年欧洲的燃煤发电厂将分别减少4.5GW和7.6GW，到2033年将不再有任何新增煤电。电池和需求侧容量资源预计将得到较快的发展。中央参考情景是在输电系统运行商自下而上对目标年预测的基础上，以最小化系统总成本为目标，对电能量市场的收入和成本进行经济可行性评估，得出的最佳资源组合。2023年欧洲资源充足性规划在最佳资源组合基础上测算容量充裕度，它考虑了已经拿到容量合同的资源，而没有考虑未来可能的容量补偿机制所能带来的对资源充裕度的影响。 结论 总体而言，尽管欧洲电力市场改革方案有些许调整，但基本方向和关键条款与之前的相关电力法规和指令保持了一致。重点仍然是促进可再生能源的发展，减少对化石燃料的依赖，特别是煤炭。欧洲的电力市场改革方案也增加了一系列措施，例如允许用户自由选择供应商、签订长期购售电合同以及由政府主导签订差价合约等方式，以增加中长期市场的竞争性和流动性，支持新增清洁能源项目并降低能源价格。 中国于2024年起对煤电实行两部制电价，可以借鉴欧洲经验优化煤电容量电价政策的实施。根据国际经验，良好的容量机制设计需要： 以科学、严谨的资源充足性规划为基础，确定未来一段时间内区域电网是否存在容量短缺，以及容量短缺的量和性质（例如，季节灵活性容量短缺X兆瓦）。 通过透明和竞争性的机制来采购所需要的容量资源，并通过市场竞争决定容量支付价格。 面向所有满足技术条件（能效、环保标准、灵活性）的资源，特别是激励储能、抽水蓄能、需求响应、电网互联等清洁容量资源的参与。 单独为煤电和其他化石能源支付容量电价需要考虑延缓转型和增加排放的风险，也要考虑对于电能量市场的影响，例如，如何确保现货市场价格信号不受容量市场影响。解决这些问题需要准确的市场评估，并在此基础上采取更系统的电力市场改革措施。我们将继续跟进这些话题并和大家分享我们的研究成果。 本文首刊于《南方能源观察 》，2024年5月17日… View Summary +

中国提出的“双碳”目标要求在2030年实现全面碳达峰，2060年实现碳中和。这引发了一个问题，即建筑行业在2060年前实现脱碳的路径是什么。本文简要地概述了其中一个可行且具有成本效益的路径，并探讨了可能阻碍实现这一路径的潜在障碍。 建筑行业碳减排路径 中国宏观经济研究院能源研究所和一些国际机构定期开展能源转型的研究，包括对全面减碳路径的分析，以及对各个领域的发展建议。在《中国能源转型展望2022》（以下简称“展望”）中，根据双碳目标制定出的建筑行业碳减排路径分析，其中包含以下几个关键的建筑行业里程碑： 建筑行业的终端能源需求在2030年左右达到峰值，在2030年到2060年间略微下降。 2019年至2035年间，建筑中的煤炭消费量减少，分布式天然气消耗相对稳定，到2060年完全停止使用这两种化石燃料。 在2019年到2060年间，建筑行业终端能源消费量中的电力消费由35%上升到64%，主要由增加的热泵产生。 中国采暖地区集中供热网覆盖的建筑面积占比从2020年约40%提升至2060年约60%。 在2021年到2060年间，集中供热部门的电力消费从零上升到38%，而化石燃料的消费从82%减少到38%。 这种碳减排路径强调了建筑电气化和提高能效，在很大程度上与其他国家的研究一致。而且，其中建筑减排路径中预设了会有显著增加的集中供热部分，这在美国等其他国家的碳减排路径中较为少见。“展望”中的碳减排路径提到了2060年仍然会有大量的化石能源用于集中供暖，这意味着碳捕捉技术的大量使用，从而引发成本方面的担忧，也许今后的展望中可以对此做出修改。总体而言，“展望”（或类似路径）能有效评估并为建筑行业近期政策制定提供参考。 如何使建筑行业走上碳减排路径？ “十四五”规划（2021年至2025年）涉及建筑碳减排的各种声明。一方面，“十四五”规划中的“绿色建筑”部分包括敦促在建筑中用电力替代煤炭和燃气的声明，更提出在2025年之前将建筑最终能源消费中电力消费百分比提高至55%的目标。作为比较，2021年建筑电气化率约为45%。此目标超越了“展望”提出的碳减排方案。 但另一方面，有些政策文件中将电热泵和天然气都视为“清洁能源”，而地方政府五年规划中关于基础设施建设部分，包括了积极建设城市燃气分布网络和扩大燃气消耗的目标。这在一定程度上体现了替代燃煤供暖的作用，但由于天然气基础设施存在较长寿命，会引发搁浅资产风险问题。就采暖方式的经济性来说，“展望”和国际上的相关研究表明，最优方案是利用高效的电力供暖替代剩余的燃煤供暖，同时要避免投资新建天然气。需要注意的一点是，建筑行业的电气化目标并不代表它具有优秀的指导性作用，这要取决于它是通过高效（比如热泵）还是低效（比如电阻或者低效制冷等）的方式实现。 最近，一些地方层面出现了新的清洁采暖途径。去年11月，北京市成为第一个明确电热泵的领导地位、禁止新建和扩建燃气独立供暖系统（含例外）、并设定了城市范围内“新能源”（主要是电热泵）提供建筑供暖目标的主要地方政府。然而，北京市的新政策仅要求新能源供热面积占全市供热面积比重在2025年达到10%以上，可能达不到“展望”碳减排路径的要求。 下一步？ 下一个五年规划的制定，对于引领中国走向低碳未来起着至关重要的作用。尽管许多关于支持建筑电气化、采用热泵供暖的政策已经到位，但制定更加严格的目标，明确新能源供热优于天然气供暖，并禁止在新建筑中使用化石燃料，将是迈向前进的重要步骤。与此同时，加强北京市的新政策并将其扩展到其他省市可以帮助加速这一转变。 英文版… View Summary +

Our global team at RAP spends a lot of time working on the deep details of building sector energy policy and regulation, grappling with the next policymaking steps in various places around the world. To calibrate our efforts and to… View Summary +