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报告概要
亚洲是全球人口最多，经济增长潜力巨大，能源消耗和减碳压力最大和挑战巨大的地区。打造零碳电力系统对亚洲实现碳中和、实现绿色发展意义重大。亚洲各国需要在保证电力供应、兼顾社会公平和实现可持续转型之间找到最优解。在迈向零碳电力的征程上，亚洲可以依靠丰富的自然资源禀赋，强大的清洁生产技术制造能力和巨量的清洁能源投资。在政策、产业、技术和市场等方面多维度、全方位的国际合作一直是重要推动力。
用好亚洲国家的绿色电力资源，最为关键是发挥好政府对市场的引导与激励作用。应让以碳价为主的绿色环境价格发挥作用，通过电力价格给予电力供给方、需求方更大激励，让由供需平衡决定的市场价格发挥更大作用。相关研究表明，当一个电力系统中风光发电等波动性可再生能源（VRE）的渗透率超过10%，系统成本会大幅提高，电力价格需要作出反应，平衡好用能成本及系统运行安全。从国际经验看，尽管VRE在各国发展阶段存在差异，但总体上都经历了发展初期的“从0到1”，以及技术成熟后“从1到100”的快速发展。这两大阶段，都需要有良好的政策设计和市场机制加以支撑。
2022年全球能源发电相关碳排放创历史新高，达到132亿吨，比上年高1.3%。根据麦肯锡全球碳中和模型的测算，如要达到1.5℃的控温目标，全球电力行业需要在2050年前减少99%以上的碳排放量，这意味着需要建立零碳电力系统。
亚洲能源需求和碳排放居全球首位。IEA预测，到2025年，亚洲将消耗全球一半的电量，中国用电量将达到全球的1/3；未来三年，全球电力需求量70%以上的增长将来自中国、印度和东南亚。2022年亚洲电力与供暖系统温室气体排放量已达97.2亿吨，占本地区总排放量的38%，占世界排放量的64%。
全球用电量持续增长，亚洲增长态势强劲。2022年全球用电量为28,635.35太瓦时，2013—2022年，全球用电量年均增长率为2.25%。亚洲地区从2013年的9,708.84太瓦时，增长到2022年的14,447.64太瓦时，年均增长4.66%，比OECD、欧盟以及北美洲2013—2022年年均增长率分别高出4.33、5.08、4.09个百分点。
亚洲电源装机持续增长，可再生能源投资力度加大，太阳能和风能为亚洲可再生能源发展的重点领域。截至2022年底，亚洲电源装机容量达到45.0亿千瓦，较2013年增长了19.4亿千瓦，年均增速5.8%。2022年亚洲太阳能和风能装机容量为10.5亿千瓦，占总装机比重为23.4%，较2013年增长了18%；火电发电装机容量占总装机比重逐年下降，2022年降至58.3%，较2013年下降了13.5%；水电和核电装机容量分别为6.7亿千瓦、1.3亿千瓦，较2013年分别增加1.8亿千瓦、0.4亿千瓦。
东北亚为亚洲电力绿色发展先行区域。2022年东北亚地区电源总装机容量为30.9亿千瓦，占亚洲发电总装机容量的比重为68.6%，其中，风电、太阳能发电装机容量为8.7亿千瓦，占亚洲风电、太阳能发电装机容量的82.8%；水电装机容量为6.7亿千瓦，占亚洲水电装机容量的71.1%。
中国对亚洲电源装机发展的贡献率超五成，对亚洲绿色电源装机发展的贡献率约为七成。2013—2022年，中国电源装机规模快速增长，2022年，中国电源装机容量为25.7亿千瓦，约为2013年的2倍，占亚洲电源总装机容量的比重为57.1%。2022年，中国风电、光伏发电装机容量为7.6亿千瓦，占亚洲风电、光伏发电装机容量的比重为72.0%；水电装机容量为4.1亿千瓦，占亚洲水电装机容量的比重为61.9%。
亚洲各国电网发展水平差异较大。东北亚地区的中国、日本和韩国已经实现电力全覆盖；东南亚地区各国电网建设水平参差不齐，普遍面临可靠性不足、新增电源接入困难等问题；南亚各国不少农村及偏远地区尚未实现电力覆盖，电网智能化普及率较低。西亚地区已形成阿拉伯半岛与伊朗同步电网及海湾国家同步电网；中亚统一电力系统连接着中亚五国的电网，由位于乌兹别克斯坦首都塔什干的统一调度中心对各国电力统一调配。
在迈向零碳电力，实现绿色转型的过程中，亚洲主要面临以下挑战：电力供应安全性挑战、可再生能源高效利用挑战、碳关税挑战等。为应对上述挑战，需要电力系统统筹各类资源有序发展，协调各类电源充分发挥作用，确保电力系统的充裕性和调节能力。同时加强网源协调，鼓励可再生能源发电设施与电网的协调发展，包括建立合理的电价机制、制定配额制度等。
亚洲电价水平在全球具有较强竞争力，区内电价水平差异较大，工业电价普遍高于居民电价。2023年6月，亚洲主要国家平均工业电价和平均居民电价分别为0.102美元/千瓦时和0.076美元/千瓦时，分别为全球平均水平的67.2%和48.8%。亚洲居民电价水平从0.002美元/千瓦时到0.221美元/千瓦时，主要受到资源禀赋、生产成本、政府政策等影响。过去几年，煤炭、天然气等大宗商品价格上涨，给亚洲电力企业带来巨大的成本压力。测算可得，中国燃煤成本占电价收入比重从2020年的60%上升到近两年的80%左右，韩国这一比例也在60%-80%之间浮动。
让绿色环境价值在电力价格中得到体现，是亚洲电力系统向零碳转型的重要手段，绿电环境价值应以碳价作为参考基准。显性碳定价信号应该在电价上得以体现，加大煤电发电成本，提升清洁电力的成本优势和碳减排效益，使碳价成为电力供应端生产活动的成本硬约束。亚洲越来越多的国家开始建立碳定价机制，韩国、中国、日本、印度、印度尼西亚、新加坡、哈萨克斯坦等国家相继建立起碳市场或碳税机制。然而，综合考虑到经济发展需要和社会可承受能力，亚洲国家当前的碳价整体较低，电力价格中所反映的碳价也比较有限。
中国光伏、风力发电等快速发展，得益于发展初期的新能源价格补贴政策。这实际上是基于碳减排成本的隐性碳价激励。2021年起，中国光伏行业进入平价上网新时代，隐性碳价激励已大幅下降或结束。然而，新能源发电对于电网、储能、需求响应及整个系统的预测和调度能力要求很高，这些成本仍需要额外的碳价激励。现有的碳价水平如何与以上综合性减碳成本相匹配，亚洲各国向零碳转型的过程中都应尽早找到答案。欧洲开始实施的碳边境调节税（CBAM），加重了出口国高碳企业的负担，也在一定程度上倒逼新兴出口经济体加快本国碳定价机制的建设。
碳市场碳排放权、碳信用、绿证、绿电交易凭证均是新能源发电项目绿色环境价值的体现，是绿色能源生产消费市场体系的制度创新。在碳价过低和电力价格传导机制不畅通的情况下，绿电和绿证对显示碳足迹、促进清洁电力使用会有帮助，但是往往需要对生产企业和用户作出绿电消纳责任的强制性要求。未来出路应围绕应对气候变化，控制二氧化碳排放总量这一中心目标，厘清各类市场的关系，以碳价为锚，加强绿证、绿电和碳市场的联系。
在向零碳电力转型的过程中，除电量价值、环境价值外，可靠性价值（容量电价）、调节价值（辅助服务费用）是新一代电力系统价格的重要组成部分。随着风能、太阳能等可再生能源发电比例不断增加，煤电已从传统的基础负荷保障电量供应角色向“基荷保供、灵活调峰、辅助备用”多重角色转变，对抽水蓄能电站在需要时提供额外电力供应的需求也急剧上升。因此，煤电企业和抽水蓄能电站均需要通过容量电价来回收固定成本。
电源多元化、远距离输送和新能源消纳等问题使得电力系统的平均成本确定存在困难，电力系统中的人工生产价格（平均成本+合理收益）往往不能充分反映电力合理的价值构成，需要采取供求均衡价格促进零碳电力转型。供需均衡的定价体系加灵活和精细，能够适应电力系统复杂的供需变化和峰谷特性，激励电力用户和发电商调整负荷和发电，提高电力系统的平衡和安全。
从现实情况看，亚洲电价成本疏导机制不通畅。从发达经济体的经验看，能源绿色转型普遍推动电力供应成本抬升，电价涨幅与转型速度呈现高度正相关。例如，近十年来，英国可再生能源发电量占比从12.6%提高到43.3%，累计增幅30.7个百分点，工业电价上涨40.4%；德国可再生能源发电量占比从24.4%提高到45.2%，累计增幅20.8个百分点，工业电价上涨14.0%。目前，亚洲电力行业是重点排放行业中市场化程度最低的行业，电价向消费端特别是居民端的传导十分有限。这可能造成供应商亏损和投资不足，减缓减碳进程。
当前亚洲电价机制主要面临系统调节成本加速上升，能源转型推动终端电价上涨压力加大，碳价向电价传导不够，电价难以向消费端传导，电力市场发展多在起步阶段以及电价弹性及系统灵活性不足等突出的问题和挑战。对此，需要深化电力市场改革，逐步建立由市场供需作为电价决定主体因素的价格形成机制；让电力价格反映碳价的环境价值和社会成本，激励发电企业提高清洁能源的使用比例，优化煤电价格，发挥煤电的灵活调节作用；探索高效储能容量电价机制；进一步完善辅助服务定价机制，赋予输电网更大的主动性；绿色电力消纳给消费者明确的激励，加快完善电力绿色转型多元成本传导机制；发挥先进前沿技术创新牵引带动效应，推动电力先进生产力综合成本持续下降。
展望未来，亚洲将在电力供给侧大力发展风电、太阳能发电、水电、核电等非化石能源，积极推动储能设施规模化发展，构建多元化清洁能源供应体系。预计到2060年，亚洲电源装机规模较2020年增长约3倍，基准场景和绿色加速情景下风电、太阳能发电装机占电源总装机的比重分别超过70%和80%。
亚洲新能源发电将迎来快速发展。基准情景下，到2030年亚洲风电、太阳能发电装机规模达到26亿千瓦，到2040年，风电、太阳能发电将成为亚洲的主体电源，到2060年，亚洲风电、太阳能发电装机规模达到110亿千瓦。中国在可再生能源领域具有技术、成本优势和长期稳定的政策环境，将在推进全球能源革命尤其是降低全球风电、太阳能发电成本方面发挥重要作用。
亚洲水电装机规模保持增长态势，增长速度将有所放缓。中国水电开发扩张期已经结束，印度、东南亚国家仍将有所增长。到2060年，亚洲水电装机规模达到15亿千瓦，约为2020年2.5倍。
亚洲火电装机规模于2035前后达峰。从中长期看，各国出于应对气候变化、防治环境污染等承诺将逐步放缓或限制煤电增长。未来油电将逐步退出电力领域，被气电、可再生能源发电替代。天然气发电更多地用于保障高峰时段电力供应和为可再生能源消纳提供灵活性，是化石能源发电中唯一具有增长潜力的品种。
亚洲区域内能源资源分布不均衡，大规模电力需要通过远距离输电通道送至负荷中心，未来将形成以洲内大型可再生能源基地为电源基地、连接各大负荷中心的亚洲互联电网，并接受来自“一极一道”的跨国跨洲电力。
亚洲国家将进一步加强区域内互联。东北亚总体形成“西电东送、北电南送”的电力发展新格局。东南亚形成一体化的东盟电网，采取渐进式模式，首先实现成员国之间的双边互联，再实现次区域互联。中亚形成统一电力系统解决中亚各国国内电力资源分布不均的问题。南亚作为亚洲负荷“南中心”，跨区总体的电力流呈现“周边送电中心”的格局，主要受入西亚和中国的清洁电力。
亚洲还将逐步实现跨洲互联。东南亚形成中南半岛和马来群岛两个次区域电网，并与周边国家广泛互联，通过跨区跨洲通道连接东北亚、南亚等区域，实现亚洲和大洋洲互联。中亚富余电力可西送西欧，东送东北亚，北送俄罗斯，中亚跨区输电通道将促进电力资源在欧亚大陆的优化配置。
从电力需求侧看，亚洲在工业、交通、建筑等关键能源消耗重点领域，向电气化转变并逐渐消纳绿色电力，已成为推进减排和实现碳中和目标的重要手段。德勤近期的一项调查显示，大部分工业制造商计划在2035年实现40%的车队电气化率和45%的工业流程电气化率。交通方面，未来五年内，全球电动车销量将达到1.17亿辆，其中，亚洲将占据60%以上。亚洲国家如印度、印度尼西亚及泰国等市场已经呈现出快速增长的势头。同时，未来十年内，空间制热和水暖设备将越来越多地使用电气资源。
随着越来越多的消费者和企业选择绿电，市场上对可再生能源的安装、优化、维护和交易等服务的需求随之增加，为EaaS提供商创造发展机遇。EaaS是一种创新的商业模式。EaaS提供商会根据客户的具体需求和情况，设计定制化的能源服务方案，包括现有能源系统的评估、能源采购指导、优化能源组合、分布式能源管理和需求响应等。
技术赋能是亚洲迈向零碳电力时代的关键要素。新兴技术爆发贯穿电力生产、输配、存储与消费。在供能端，光伏和风电等清洁能源的增加使电力生产更加波动；在输配环节，柔性电网和智慧配网的应用提高了电网的效率和可靠性；在存储环节，先进的电池技术和储能系统正在解决可再生能源的间歇性问题，增强电网的稳定性。技术加速迭代，新一代更高效、更具成本优势技术渐行渐近。在光伏领域，Topcon、HJT等N型电池技术正逐步落地量产的同时，钙钛矿作为新一代材料凭借效率潜力高、原材料储量丰富、生产流程短等诸多优势又成为新的焦点。在储能领域，液流电池、固态电池等新一代产品正蓄势待发。虚拟电厂发展迅速，数智化技术大有可为，全球虚拟电厂市场规模预计将在2022年达到15.87亿美元，主要包括相关设施制造、需求响应管理、电网优化及能源整合等方面的市场份额。相关研究进一步预测，全球虚拟电厂市场规模预计到2032年将达到116.31亿美元，复合年增长率为22%。
在应对气候变化共识下，协同推动亚洲国家政府间和行业层面绿色电力产业对话交流，将有力促进亚洲绿色发展，创造更多电力国际合作新机遇，为亚洲各国携手迈向零碳时代打造共建共商共享的高端平台。
推进政府间对话交流。依托多双边机制，完善亚洲绿色电力治理原则，在全球能源治理和电力绿色转型中发出更多亚洲声音。通过交流沟通协调各国间绿色电力政策规划和务实合作，维护亚洲能源电力市场稳定，提升发展中国家绿色电力发展能力。
深化行业对话交流。完善绿色电力发展洲际行业交流机制，推动建立亚洲各国电力行业与国际知名能源电力机构和行业组织的常态化沟通交流机制，在更宽领域内凝聚亚洲电力绿色发展共识。协同实施绿色电力新模式、新业态“引进来”和“走出去”，探索绿色电力产业创新跨国孵化等新型合作模式，促进亚洲绿色电力创新资源在更大范围内有序流动。依托亚太电协等行业平台，健全常态化创新合作机制，推动构建亚太电气化发展命运共同体。
加快产业合作。通过产业链整合保持亚洲新能源制造优势，通过纵向产学研用和横向打破国家壁垒的“一体化研发”助力亚洲绿电技术从并跑到领跑。当前，以氢能、先进核电、碳捕集、利用和封存（CCUS）技术为首的新兴能源技术快速兴起。亚洲火电比重较高，传统能源仍然扮演着不可或缺的角色。通过加装CCUS实现自身减排的需求本身具有十分广阔的市场。2022年8月，马来西亚国家石油公司（Petronas）与6家韩国企业签订“碳捕集、运输、储存”CCUS全价值链项目，成立亚洲首个CCUS中心；2023年6月中国国家能源集团泰州电厂二氧化CCUS项目正式投产，成为亚洲最大的火电CCUS项目。
增强绿色能源投融资合作。根据亚洲开发银行的测算，2016-2030年亚太地区在清洁能源方面的年均投资需求约为5,690亿美元，但即使在2008—2022年投资最高的情况下，也仅为2,550亿美元，这造成了3,131亿美元的显著年度投资缺口。政策和监管错位影响定价、交易成本高和项目准备能力不足导致的可融资问题、高风险导致的收益潜力降低、高融资成本导致的收益潜力降低是能源领域绿色投资和融资面临的主要障碍。亚洲新兴市场中55%～65%的基础设施项目缺乏可融资性。融资成本方面，新兴市场和发展中国家名义融资成本高达700～1,500个基点，是美国和欧洲的7倍左右。
为加强绿色投资合作需要：创造和完善支持性政策、财政激励、公共融资和政府支持机制，促进政策制定者、私营部门和金融机构的对话，以释放可再生能源投资机会；促进项目准备能力的提升和知识共享，以增强融资能力和可再生能源投资水平；利用降低风险工具动员私营部门参与；有效管理利益相关者并处理社会政治因素，以降低项目风险；应用混合融资工具以确保可融资性；加强绿色融资，促进可再生能源资金来源多元化，同时，加强绿色投资和融资的区域和国际合作，如政策分享和对话、多边机构合作等都将在可持续能源发展发挥重要的作用。
加强碳交易机制的国际协同和碳市场联通将为亚洲电力转型提供重要的市场信号，引导资金投向零碳转型的各个环节。《巴黎协定》第六条为碳交易机制的全球协同提供了新的制度框架，其第二款和第四款规定了国际转移缓解成果转让（ITMO）和可持续发展机制（SDM）。一些国际组织和国家已开始推动建立国家之间的ITMO交易机制帮助ITMO出售国获得气候变化融资，购买国用来履行国家自主减排承诺。联合国开发计划署（UNDP）和GGGI均建立了相关碳交易平台，支持成员国ITMO交易的操作。同时，第六条第四款监督委员会制定的《清洁发展机制向第6.4条机制项目过渡的标准》（2.0版）开始实施。过渡项目库中，亚洲国家申请的项目有203个，占比80.2%；中国的项目有1,245个，印度的有999个。
亚洲碳市场建设步伐不断加快，提升碳信用标准和碳市场联通成为亚洲碳交易合作的总体方向。哈萨克斯、韩国、中国、日本、印尼等先后建立了全国性碳排放权市场。亚洲自愿碳市场近年来也发展迅速。中国碳信用CCER市场于2024年1月22日重启。2023年底，印度也宣布将根据“碳信用交易计划”启动自愿碳市场建设。全球自愿碳市场诚信委员会（ICVCM）和自愿碳市场诚信倡议（VCMI）正在推动市场提升碳信用标准。随着市场标准化进度加快和交易量提升，未来有望形成期货市场，更好地实现风险对冲和价值发现。亚洲各国可以考虑基于共识对不同的碳市场进行可控联通，允许投资者跨市场投资和交易，从而推动碳价趋同。
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