采用2.1节介绍的IPCC《国家温室气体清单指南》推荐方法，计算了1990—2012年我国30个省份电力行业的温室气体排放水平，图4展示了1995，2005和2012年不同省份的排放空间分布状况，显示出各省之间排放水平存在显著差异（p<0.01），并且不同省份排放量体现了不同的变化规律。由于1995年电力布局以省级区域内就地平衡为主，排放主要集中在经济较为发达、人口数量大的省份，排放量最高的省份是山东省（0.78亿t CO2-eq），其次为江苏、河北和河南，年排放量均在0.60亿t以上。与1995年相比，2005年大多数省份排放量发生了显著的增长（p<0.01），江苏省排放达到1.9亿t CO2-eq，居各省首位，其次为山东、广东和内蒙古，排放量超过1亿t的省份达到10个，同时内蒙古超过山西成为电力外送地区中排放最大的省份，而北京、吉林、黑龙江、上海和四川在此期间年均增速均低于5%，远小于同时期全国8.8%的平均水平（p<0.05）。到2012年，排放量最大的省份为内蒙古，达到4.1亿t，超过全国排放总量的10%，其次为江苏和山东，均超过3亿t。较2005年，各省排放量的变化趋势发生了显著的分化，西部地区除水力资源丰富的四川、贵州和云南以外，排放增速显著高于东部大多数地区（p<0.01），其中新疆、内蒙古和宁夏地区年均增速超过15%，而东部地区除安徽、福建和海南地区，增幅均小于全国平均水平，北京和湖北甚至出现排放水平的下降。

不同省份之间电力行业温室气体排放强度同样显示出显著的差异。2012年中国单位火力发电量温室气体排放平均水平为0.95kg CO2-eq/(kW·h)，其中，受发电技术水平、火电结构和电力煤质的影响，北京、上海、广东、浙江、福建和江苏等经济发达省份的排放强度均低于全国平均水平（p<0.01），而云南、内蒙古和吉林的排放强度均超过1.2 kg CO2-eq/(kW·h)。同时，在研究时期内，各省电力行业温室气体排放强度与火力发电量增速的关系有所不同。根据各省份平均排放强度和火力发电量增速与全国平均水平的关系不同，将其分为高强度低增速、高强度高增速、低强度高增速和低强度低增速4类模式。图5展示了各省排放强度与火力发电量增速的关系，东部省份集中在低强度高增速发展模式，而东北地区和水电资源发达的四川、湖北属于高强度低增速模式，西部地区由于经济水平较为落后及外送大量电力，除山西以外，内蒙古、宁夏、新疆、贵州、云南和广西均处于高强度高增速模式，全国仅北京和上海属于低强度低增速模式[8]。由于人均用电水平不断提升，以人均电力温室气体排放表示的2012年全国平均排放强度为2.8t CO2-eq/人，较1995年提高了3倍。但各省排放强度与经济发展水平没有呈现出一致的规律，位于东部沿海的经济发达省份，其人均排放量为2.5～3.3t CO2-eq/人，与全国平均水平相当，北京（0.9t CO2-eq/人）和广东地区（2.3t CO2-eq/人）低于全国平均水平；而经济欠发达的西部地区，如内蒙古和宁夏，其人均排放量达到全国平均水平的5倍以上，反映出这些地区因电力跨省跨区域调出而承担了大量的隐含排放，这一问题已受到国内外学者的关注。

根据2.3节关于2015—2050年电力行业发展的假设，计算了未来电力需求低增速和高增速两种情景下电力行业的温室气体排放水平，如图6所示。与过去25年相比，由于未来电力需求增长速率逐渐放缓和清洁能源装机比重的提高，温室气体排放快速增长的趋势将得到控制。随着经济发展和居民生活水平提高等综合因素的影响，未来一段时期内排放总量还将随着人均用电水平的提高而增大。低增速和高增速情景下，2020年电力行业温室气体排放量分别达到47.0（38.8～56.9）和50.2（41.5～60.8）亿t CO2-eq，两种情景下电力行业排放水平均未达到峰值。与2005年电力行业单位GDP温室气体排放强度相比，两种情景下2020年分别下降31.8%和35.4%，反映出为实现全社会40%～45%的减排目标，在大力发展风电、太阳能和核电等清洁低碳能源，以及减少电力需求的同时，还应进一步优化产业结构，积极发展第三产业和第二产业中具有低耗能和高附加值的行业，控制第二产业高耗能行业的发展。低增速情景下，2031年电力行业温室气体排放将达到峰值，约51.8（43.0～62.5）亿t CO2-eq，为2014年排放水平的1.4倍；高增速情景下，2034年达到排放峰值水平，约59.5（49.3～71.8）亿t CO2-eq，为2014年排放水平的1.6倍。达到排放峰值之后，随着电力需求的继续放缓以及清洁能源发电占比的持续提高，两种情景下电力行业排放水平出现不同程度的下降，其中，低增速情景下，2050年清洁能源发电量占比将达到62%，总排放为40.8（34.1～48.8）亿t CO2-eq，与2015年排放水平相当，而高增速情景下，尽管2050年清洁能源发电量占比达到55%，但总排放水平为52.3（43.5～62.8）亿t CO2-eq，与低增速情景下的峰值水平相当。

对比两类情景下未来电力行业的温室气体排放变化趋势，可以发现：在设定的清洁能源装机方案可以实现的前提下，未来电力需求低增速和高增速情景中排放水平均可以在2035年之前达到峰值，但是如果电力需求增长过快，或者清洁能源发展达不到预期，则电力行业排放很可能在2035年无法达到峰值；另一方面，在清洁能源发展情况一定的条件下，电力需求增速的大小决定了温室气体排放的峰值时间和水平，同时还决定了达峰后排放下降的速度，需求越低，达到峰值的时间越提前，峰值水平越小，而增速较快的电力需求会推迟峰值的时间并提高峰值的水平，并且达峰后排放下降缓慢，这将不利于未来累计排放总量的控制。低增速情景下，未来电力需求平均增速为1.9%，仅略低于高增速情景下平均增速2.2%，但是达到峰值时间提前3年，峰值水平下降7.7（6.3~9.3）亿t CO2-eq，2050排放水平下降22%。

本研究采用IPCC《国家温室气体清单指南》推荐方法，计算了电力行业温室气体排放水平，结果显示，1990—2014年间由于经济的快速发展和能源消费的不断提高，电力行业排放水平增长6.2倍，达到38.0（31.3～46.0）亿t CO2-eq。电力行业作为中国碳排放的最大部门，如何在满足经济快速发展和电力需求持续增长的情况下控制其温室气体排放水平，成为中国长期面临的重大挑战。25年来，通过降低供电煤耗和改善电源结构，中国单位发电量的温室气体排放水平下降29%，相当于减少温室气体排放15.3亿t CO2-eq。但由于中国火电技术已处于世界先进水平，落后小火电机组已基本完成淘汰，通过继续改善供电煤耗降低排放的潜力将越来越小[6,11]，未来电力行业温室气体减排将主要来源于发电结构的优化，因此，应更加重视清洁能源发电成本降低、清洁能源消纳和储能技术等方面的技术创新和政策支持。

中国各省电力行业温室气体排放水平和排放强度呈现出显著的差异。江苏和山东两省由于火电装机量大，排放水平长期以来处于全国前列，而内蒙古排放由全国平均水平，快速增长为全国排放最大的省份。东部经济发达省份电力排放强度低于全国平均水平，在研究时期内多数东部省份属于低强度高增速的发展模式，而处于西北地区的经济欠发达省份则属于高强度高增速的发展模式。在大气污染防治的背景下，中国已开始限制东部地区燃煤电厂的建设，未来将主要集中在西部煤电基地，随着煤电布局的不断西移，西部地区电力行业碳排放水平将随之增大。同时，西部地区因电力生产的人均温室气体排放远高于全国平均水平，这些省份因电力调出承担了大量的隐含排放。因此，应充分考虑未来火电规划装机的布局变化，电力生产和消费产生排放差异，以及公平合理的分配碳排放总量指标。

情景分析结果显示，未来电力需求低增速和高增速两种情景均可以在2035年之前达到排放峰值。但是电力需求的大小决定了达到排放峰值的时间和水平，高增速情景下2034年达到排放峰值59.5（49.3～71.8）亿t CO2-eq，而低增速情景可以提前至2031年达峰，峰值水平下降7.7（6.3～9.3）亿t CO2-eq。因此，应从转变经济增长方式和提高电力利用效率的角度推进电力需求的管理，通过优化调整产业结构和产品结构降低高耗能经济结构对电力的依赖，通过电力节能技术的推广和错峰用电的引导推进需求侧管理，最终降低未来用电需求，促使排放提前达峰。此外，应继续推动高效发电技术和以IGCC、热电联产为代表的燃煤清洁发电技术，推动CCS技术、政策、标准和外部环境的进步和完善，在适当时机开展现役机组和新建机组的预留改造，力求电力行业温室气体排放早日达峰。