特刊 | 零碳电力未来在前,中国煤电退出路在何方?

2021-04-22

随着《巴黎协定》进入实施期,各国政府、地方、金融机构、企业、学术机构等纷纷制定本世纪中叶去碳化转型路径。4月22日气候峰会在即,峰会邀请包括中国国家主席习近平在内的40位国家首脑,强调采取更加强有力气候行动的紧迫性以及随之而来的经济效益,为年底召开的格拉斯哥气候大会(COP26)注入新的政治势头。

在去碳化进程中,全球电力系统脱碳的速度、规模以及公平性将显著影响短期及中长期转型进程。全球范围内,英国、日本、韩国也先后做出终止对海外化石燃料或海外煤电的资金支持。今年2月,中国驻孟加拉国大使表示,中国将不再考虑继续在孟加拉国投资煤炭开采、燃煤电站等项目。在国内,“30·60”目标提出后,逐步降低煤电比例、调整煤电在能源结构中的定位成为中国实现国内碳达峰、碳中和目标的重要途径。如何加快推进煤电转型与退出方案是讨论的焦点。

本期快讯将对气候目标下煤电角色的根本性转变、煤电退出的具体路径、市场对煤电的调节作用以及支持煤电公正转型的策略进行梳理,探讨去碳化趋势下,中国煤电的转型之路。


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关键点


未来30-40年里全球将跨入零碳电力未来,短期转型至关重要,但也挑战重重

中国现有电力系统中煤电占比高,现役煤电机组平均年龄低于全球水平,面临较高搁浅资产风险。2020年,煤炭占中国一次能源消费总量的56.8%,其中,电力行业对中国煤炭消费的贡献超过一半(54%),煤电角色的转变迫在眉睫。此外,中国现役煤电机组平均投产时间少于全球平均水平,淘汰这部分煤电产能可能面临更大的阻力。根据马里兰大学的调查,中国煤电的装机总量约为1050GW,现存煤电机组的平均运行时间小于全球平均水平,大多数煤电厂的运行时间不超过15年,这意味着中国现存煤电厂未来的持续运行年限较长。在加速退出进程中,煤电厂会面临较高的资产搁浅风险。


图:中国煤炭与全球气候变暖的关联 | 制图:创绿研究院,数据来源:Our World in Data,国家统计局


中国国内部分地区以及海外投资中的新增煤电项目仍然在增加,与碳中和时代潮流相悖。国内层面,根据绿色和平统计,“十三五”期间,中国新增核准煤电装机容量在五年间呈现U型上升趋势,仅2020一年,就有48GW的煤电项目获批建设。“十四五”规划也仅提出“合理控制煤电建设规模和发展节奏”,推动煤炭等化石能源的“清洁高效利用”,在消费侧“以电代煤”,这可能导致煤炭转型动力不足。地方层面,根据绿色和平统计,“3060”目标提出之后,2020第四季度中国12个省份新增核准煤电8.58GW,与前三个季度相比没有明显回落,可见部分省份并没有停缓高排放项目。因此,自上而下的气候目标还要求地方出台更严格的煤电管控政策进行落实。

 

从全球范围来看,中国的煤电投资总量仍在增长,煤电扩张可能会进一步加剧高碳锁定效应。根据全球煤电跟踪(Global Coal Plant Tracker)的统计,2020年,中国煤电新增装机总量达到38.4GW,是世界其他地区装机总量(11.9GW)的三倍。一旦投产,这部分新增产能至少在未来二三十年都会成为温室气体的排放源,从而威胁全球气候目标的实现。


图:中国引领全球煤电机组增长 | 来源:全球煤电跟踪



碳中和背景下,煤电角色发生根本性转变,亟需政策引导煤电退出坚定、分步、有序进行

碳中和目标的实现要求中国加速形成以高比例可再生能源电气化为中心的电力系统,这意味着煤电在电力系统中的角色面临深刻变革,需要从现在的基荷能源向调节型能源转变,现有的存量煤电则需采取灵活性改造,以增强电力系统的调节能力,从而增加电网对可再生能源的消纳。


在去碳化这一时代背景下,煤电的角色从主要能源向调节型能源转变,这一过程需要从宏观和微观出发,双管齐下进行政策引导与调控。从宏观来看,多家国内外智库基于研究建议“十四五”期间制定明确政策规划,严控新增煤电产能,在2025年左右实现煤电装机达峰,并在二十年后基本淘汰常规燃煤电厂。清华大学气候变化与可持续发展研究院研究指出,2060年实现碳中和实际上就是要努力实现以1.5℃温控目标为导向的长期深度脱碳转型,因此,中国应在“十四五”规划中严格控制煤电产能和煤炭消费总量反弹,争取在“十四五”期间实现煤炭消费达峰。到2030年,煤炭占能源消费总量的比例应下降至45%(下图),到2050年,这一比例应降至5%以下。能源基金会研究指出,中国需要在2040年或2045年,基本淘汰常规燃煤电厂,仅保留采用CCUS技术的煤电厂作为可再能能源的补充选择。能源基金会中国区总裁邹骥表示,实现碳达峰需要设立总量目标,如果不设立全国性约束性指标,则应考虑在重点部门、重点省市设立碳排放总量控制。在随后制定的《能源发展“十四五”规划》中,也有必要对能源消费总量和煤炭消费总量加以控制。


图:清华大学气候变化与可持续发展研究院对我国煤炭消费占比变化的研究结论 | 制图:创绿研究院


具体到电力部门,生产端的清洁替代和消费端的电能替代应成为未来发展的主流。全球能源互联网发展合作组织近期对电力部门的转型路径进行了梳理。根据报告,在碳达峰目标下,煤电装机应在2025年左右达峰,峰值为11亿千瓦左右。到2030年,煤电的装机存量应进一步下降,达到10.5亿千瓦。届时煤炭占一次能源的比重应降至42%左右,以风光能源为代表的可再生能源比重应从现在的15%提高到30%。在碳中和目标下,到2050年煤电装机存量下降至3亿千瓦左右,2060年全部退出。综合来看,电力部门在2030年前,应控制煤电总量,优化产业布局,为可再生能源的发展腾出空间,并严格控制新增煤电装机,推动煤电从电量型电源向电力型电源转变。在实现电力系统达峰之后,加速推进煤电退出,并通过CCUS技术进一步降低这部分煤电的碳排放。在2060年实现存量清零,煤电正式退出,落实碳中和目标


图:碳达峰总体思路 | 来源:中国碳达峰碳中和成果发布暨研讨会


图:碳中和综合方案 | 来源:中国碳达峰碳中和成果发布暨研讨会


图:碳达峰和碳中和目标下煤电装机存量变化 | 制图:创绿研究院

数据来源:中国碳达峰碳中和成果发布暨研讨会


从煤电厂角度出发,中国有能力在短期内立刻停止新建燃煤电厂,淘汰已落后的煤电产能,并通过降低利用小时等方式,保障大部分煤电厂在运行较为合理的年限(20年或30年)后平稳退出。近日,马里兰大学对中国现役的1037家煤电厂进行逐一评估,并提出现役煤电厂的退出路径。考虑到碳中和目标下,任何新增煤电都与全球2°C及1.5°C温升控制目标所要求的的发展路径不符,该研究建立在中国不再新建燃煤电厂的假设之上。研究指出,那些运行年限超过10年,装机规模低于600MW,并且使用效率较低的亚临界燃烧技术的煤电厂属于立即淘汰范围,占现役燃煤电厂的18%。在立即淘汰低效率煤电厂、其余电厂降低利用小时的策略下,中国将在2045年(1.5°C情景下)或2055年(2°C情景下)前实现全面的煤电退出。其中,上海、山东、黑龙江、河北、甘肃、辽宁、山西、吉林、青海和河南的煤电厂具备先退出的条件,主要由于这些地区的煤电厂生产技术落后(如东三省的老煤矿)、对人体健康和水资源的影响较大(如上海、山东、河北和青海的煤电厂)或利润率较低(如甘肃的煤电厂)。


图:煤电机组退出路径以及两种退役情景下对煤电机组运行年限和利用小时的影响。在1.5℃和2℃目标和两种电厂退役情景下:

(a)国家及省级煤电机组退出路径图;(b)煤电机组运行年限直方图分布;(c)煤电机组利用小时数变化曲线 

来源:Nature Communications



随着煤电项目气候风险日益显著,市场和金融机制在加速煤电转型可发挥重要作用


根据能源经济和金融分析研究所(IEEFA)的整理,截至今年2月,全球已有133家金融机构宣布对包括煤炭在内的化石能源采取限制措施,包括30余家开发性金融机构和出口信贷机构38家保险和再保险公司以及63家商业银行。这些金融机构一般会通过停止新增对煤电融资、严格限制自身融资组合中煤电的比重、终止与煤炭资产比例较高的客户的合作、停止对煤电项目提供保险、剥离煤炭资产等方式限制煤电的发展。另有20家资产管理公司也宣布将通过撤资或停止新增投资等方式支持全球退煤。


在碳中和目标和国际退煤浪潮的综合影响下,中资金融机构对于支持中国国内及海外投资的退煤进程也将发挥重要作用。首先,中资金融机构需充分认识到煤电未来可能面临的气候变化带来的物理风险和转型风险。清华大学国家金融研究院绿色金融发展研究中心通过分析煤电行业在气候变化为导向的经济转型过程中的贷款违约率,得出在2℃情景下,由于需求下降、新能源竞争加剧以及自身的融资成本上升,中国主要煤电企业的年度违约概率会从2020年的不到3%上升到2030年的24%左右。但考虑到中国在2060年左右实现碳中和实际需要力求实现1.5℃目标,中国煤电企业未来的违约风险则会更高,因此,金融机构可能面临更高的资产搁浅风险。此外,针对煤电投融资,国内已有政策对相关项目加以限制,如在新版《绿色债券支持目录》中剔除煤炭的清洁利用等内容,停止绿色金融对煤炭相关项目的补贴;今年2月,中国驻孟加拉国大使称,中国将不再考虑继续在孟加拉国投资煤炭开采、燃煤电站等高能耗、高污染项目。在此背景下,虽然目前中资金融机构还没有出台相关的限制煤电的措施,但中资金融机构有必要、也有能力支持中国及全球的退煤道路


不同情景下煤电企业贷款违约率预测 | 来源:清华大学国家金融研究院绿色金融发展研究中心

以碳市场为代表的市场调节手段也可倒逼淘汰低效的、已不具备竞争优势的煤电产业。2020年1月,全国碳市场第一个履约周期正式启动,新颁布的《碳排放权交易管理办法(试行)》划定排放配额的企业是年排放量达到2.6万吨二氧化碳当量的发电企业,再由电力行业逐渐形成与地方碳市场试点的衔接。大唐国际发电股份有限公司的杨萃认为,“考虑到相同的碳排放成本下燃煤机组出力有所减少、燃气机组出力有所增加,水电、风电和光伏影响很小,因此碳市场和电力市场耦合会拉高边际出清机组的报价,最终以市场为驱动力倒逼低效煤电机组竞争性淘汰。”这样的市场调节机制对煤炭的调控在国际上有例可循,欧盟最大的两个煤电消费国德国和波兰碳市场的建立,直接推高了煤电的发电成本,从而改变了电厂的调度顺序。因此,在碳配额价格逐渐增加的情况下,全国碳市场预计将对煤电退出起到明显推动效果,助力碳达峰以及碳中和目标的实现。


图:2021年全球所有正在运行的碳市场所覆盖的行业(经济活动类型)及排放总量比例 | 来源:  全球碳市场进展报告2021  



煤电有序退出需要政策、资金和利益相关参与来为公正转型保驾护航

受国内、国际形势的影响,中国的资源型省份煤电转型面临巨大挑战。中国的资源型省份的经济发展往往伴随着较为严重的污染,产业结构较为单一,煤炭相关行业从业人口多,需要培育新兴产业和高质量项目支撑转型。同时,现有的支持公正转型的资金不足,同时,缺乏相关激励机制来引导金融机构支持公正转型。


过往经验显示,地方层面的公正转型需要制定长期、有结构性的目标,创新机制以及多利益相关方参与。以德国鲁尔区为例,该区是德国的煤矿开采中心,有超过50万人在煤炭相关部门工作。采矿业在20世纪50年代至70年代蓬勃发展,同时带来了严重的空气污染,给当地人民的健康带来很大影响。空气污染成为倒逼鲁尔区能源转型的驱动力。德国乌珀塔尔气候、环境与能源研究所的Manfred Fischedick指出,鲁尔区的成功转型得益于结构明确的转型指导方案、包括国家和地方政府、教育研究机构、金融机构、工会、企业和公民的多利益相关方共同参与、创新战略以及自上而下战略和自下而上战略的有机结合。德国莱茵褐煤矿区区域发展署创新项目主管Marie-Luise Schaller在介绍该区转型经验时也指出,通过邀请国家和地方政府、区域机构、工会、企业和公民等所有利益相关方参与,共同形成创新战略,并创造新的就业机会。形成利益相关方对话平台有助于降低各方对可持续转型努力的误解和偏见。


“十四五”时期是资源型省份加速低碳、高质量的公正转型的关键窗口期。政策方面,这些省份应围绕“3060”目标,抓住“十四五”规划制定的契机,制定省级碳中和规划,并明确在“十四五”期间原则上不投资新煤电项目金融方面,北京绿色金融与可持续发展研究院研究员张芳提出,实现碳中和要求产业转型,同时要求长期稳定的资金供给,这离不开金融机构的支持,建议金融机构建立有序退出煤电行业的金融支持机制,确保现有煤矿和煤电企业的公正转型,防范由于无序退出可能导致的失业等社会风险和不良资产等金融风险;探讨发行煤电转型债券,推动煤电项目提前退役,实现在风险可控前提下支持高碳行业、棕色项目的绿色转型。另外,形成由政府、金融机构、企业、公民等多利益相关方对话与协商机制,促进公正、包容性的去碳化转型。



大家说

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“应对气候变化《巴黎协定》代表了全球绿色低碳转型的大方向,是保护地球家园需要采取的最低限度行动,各国必须迈出决定性步伐。”


—— 中国国家主席习近平


“煤电行业在未来的定位已十分明晰,就是其规模要不断缩减。煤电行业需清醒认识到,在电力系统低碳转型加速过程中,自己作为主力能源的优势地位将逐渐失去,需要跟清洁能源协调发展。目前如果仍需新建煤电项目,建议同步建设碳捕获、利用与封存技术(CCUS),积极开展CCUS低碳化改造等。” 


—— 生态环境部环境与经济政策研究中心研究员 冯相昭

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“十四五”期间终将设定碳排放上限。但这个上限的制定不会是自上而下的,而是自下而上的,这意味着中央政府不会先设定一个总体的上限,然后再据此规定各省碳排放上限。相反,各个省份和行业将制定自己的目标,然后汇总成一个全国碳排放上限。这是一个更可行的方式。”


——北京大学能源研究院特聘研究员 杨富强


“煤电的退出是实现碳中和目标的必然选择。然而,煤电作为中国电力系统最重要的“支柱”电源,其退出给电力安全带来了巨大的挑战。如何在保证电力系统可靠性的同时,有序淘汰煤电,是中国需要认真考虑的关键问题。为了保障电力安全,在逐步淘汰化石能源的同时,必须明确煤电的区域定位,实现煤电在不同区域分层退出。这就造成了煤电淘汰时间的地区差异。” 


——华北电力大学教授 袁家海

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“十四五时期,考虑到我国还有1亿千瓦左右的在建和核准未建煤电机组,除技术储备和示范工程项目外,未来不应再核准新的商用煤电机组,并努力再退出5000万千瓦以上的落后煤电机组,力争到2025年前实现煤电装机容量达峰为11.5亿千瓦。严控煤电装机将极大推动电力系统的清洁低碳转型,促进电力行业碳排放提前达峰。”


—— 北京大学能源研究院副研究员、

气候变化与能源转型项目副主任 康俊杰




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