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热点聚焦 | 王克:加速煤电转型,助力碳中和目标

发布时间:2021-03-12

一、碳中和目标意义深远

2020年9月习总书记首次提出“碳中和”目标,碳中和多次出现在中央经济工作会议、“十四五”规划纲要、政府工作报告中,并被不断细化。李克强总理强调扎实做好碳达峰、碳中和各项工作,并从调整能源结构、优化产业结构、提升生态系统碳汇能力等方面作出具体部署,碳中和、碳达峰已经成为我国“十四五”期间生态文明建设以及高质量发展的重要抓手。

我国碳中和目标事关国内国际两个大局,不仅是全球应对气候变化进程的重要部分,也是提升我国自身发展质量和效益的关键举措。正如习近平总书记多次强调的,应对气候变化不是别人要我们做,而是我们自己要做。碳中和目标既体现了我国推动全球气候治理的决心,也展示了我国构建人类命运共同体的责任担当,为国际社会全面有效落实《巴黎协定》注入了强大动力。碳中和实现路径还将倒逼我国经济转型和结构改革,推进社会主义现代化进程,拉动新的投资,创造新就业机会,培育经济新动能;同时,能源结构也将进一步优化,能效大幅度提高,能源安全保障能力提升,基本走上一条符合国情的绿色低碳循环的高质量发展道路,带动空气质量和人民生活质量不断改善。

碳中和目标及路径对我国当前减排工作提出了更高要求,尤其是达峰时间越早越好,从达峰到中和的时间越长,减排压力越小,减排成本也随之降低。同时,这也意味着我国经济需加速升级转型,与“十四五”规划及2035年远景目标是高度一致的,有助于提高宏观经济要素效率竞争力,减小陷入中等收入陷阱的宏观风险,为实现第二个百年梦想目标奠定坚实的基础。“十四五”是疫情以来我国复苏过程中的关键时期,也是“做好碳达峰、碳中和工作”的重要时期,强有力的“十四五”减排将为2030年前碳排放达峰和2060年前碳中和的目标打下坚实基础。

 

二、碳中和目标实现路径

目前,我国已实现了经济社会发展与碳排放初步脱钩,从我国能源需求总量、疫情后绿色复苏、落实《巴黎协定》等方面综合思考和判断,需制定碳达峰、碳中和的具体时间表。碳中和目标是整体经济的挑战,除了制定整体减排时间表外,电力、工业、建筑、交通、服务业等重点领域都将面临自己的挑战和机遇,并将遵循各自的减排时间表,制定跨部门协调减排策略。

国家层面的碳中和目标的实现首先要求能源、工业、建筑和交通领域最大程度的减排,实现近零排放,主要通过优化能源结构、提高能源效率来实现,如推动终端部门电气化、促进工业等的循环经济、散煤治理、低碳燃料替代等。少部分排放不能完全避免,一方面可以通过森林、海洋等碳汇进行自然吸收,另一方面可能还需要额外的、一定规模的“碳移除技术”(CDR)的应用,比如碳捕获、利用和封存技术(CCUS)、生物能源与碳捕获和储存技术(BECCS)等。

电力部门是我国碳排放的主要来源之一,电力在全部能源消费中的占比不断提高,电力部门脱碳将成为碳中和的优先议题。随着全面推进终端用能电气化,电力部门脱碳将成为其他终端部门脱碳的关键依托。碳中和目标约束下,我国电力部门需加速转型,排放量快速达到峰值并开始加速下降,有望于2050年前实现零排放或负排放。

2019年,我国燃煤发电装机占全国总装机的52%,发电量占比为62%,控制电力部门煤炭消费是我国实现电力部门脱碳的根本所在,在能源经济深度低碳化中发挥关键作用。电力部门脱碳尤其是煤电对碳达峰、碳中和至关重要。电力部门减排需降低燃煤发电的占比,实现向可再生能源主导的电力系统的跨越式转变,构建清洁低碳、安全高效的能源体系。短期内迅速淘汰老旧落后和低效燃煤电厂,在深度脱碳过程中,逐步淘汰未采取CCUS技术的燃煤发电,提高可再生能源发电份额,落实2030年风电、光伏总装机容量12亿千瓦以上装机的目标,增加以核能、碳捕集、利用和存储为辅的多种技术组合发电。

 

三、我国煤电低碳转型驱动和挑战

1)开展可再生能源电力布局,煤电将由主体电源向灵活性电源转变

我国煤电装机占比高、发电量稳定,在电气化率不断提升的近中期来看,煤电仍然是保障电力稳定的主体电源。随着能源系统转型的不断推进,未来将大幅提高风电、光伏发电等可再生能源电力占比,风电、光伏发电等清洁电源波动性特征明显,需要煤电的灵活调节,起到消纳可再生能源的重要作用,推动电力系统向清洁低碳转型。同时,碳中和目标还将加快产业结构调整,尤其是建筑和交通的电气化水平大比例提升,电力需求随之改变,电力负荷特征也将发生较大变化,煤电向调峰电源转变的需求更高。

2)煤电机组年龄小,短期内转型压力大

2020年全国煤电机组平均年龄大约为12年,是全球平均运行年龄的一半。特高压线路的建设规划是疫情后绿色复苏计划的重要内容,并核准了一批大型煤电项目,主要集中于甘肃、陕西、内蒙古、湖南等煤电大省,大量新增煤电项目增加了行业短期转型的难度。

3)煤电装机的规模、结构、年龄等存在明显地区差异

山东、内蒙古、江苏三省是我国煤电装机大省,三省装机总量超过全国煤电总装机的25%,其次为河南、山西、广东、新疆,7个省份装机容量超过全国煤电总装机50%;机组结构差异较大,江苏以大型机组为主,60万千瓦以上机组占68%,山东、内蒙古、山西等地区亚临界机组占比较高。新疆拥有平均年龄最低的煤电机组,平均年龄仅为6年,上海机组平均年龄最高,为19年。

4)全国过半煤电企业亏损,转型面临多重风险

根据对2019年现存煤电项目的财务成本核算,全国有近70%的煤电机组可能处于亏损状态,且亏损机组主要集中于北方地区,新疆、宁夏、山西等地区煤炭价格和上网电价均处于较低水平,亏损机组占比很高。当前煤电经营并不乐观,如果采取提前退役和降低发电小时数等方式,逐步退出燃煤发电或,煤电部门亏损状况将进一步加剧,搁浅资产风险激增。由于电厂投资很大比例来自银行等融资渠道,由此可能引发系统性的信贷与金融风险。煤电也是我国资源型省份的重要经济部门,煤电投资收益变动以及资产搁浅的风险,对于地区性投资和财政收入等经济指标也可能带来不利影响。

 

四、煤电行业转型的积极应对策略

1)因地制宜的电力部门转型路径

煤电装机省际分布不均,需评估低碳转型背景下电力需求和潜在风险,提出全国和省级的煤电转型路线图,并制定因地制宜的煤电调控政策和目标,部分省份应加快转型步伐,加快淘汰服役时间长、效率低、盈利差的煤电机组。争取在“十四五”期间全国煤电装机达峰,到2040年或2045年逐步淘汰未采取CCUS技术的燃煤发电,快速增加以可再生能源为主,以核能、碳捕集、利用和存储为辅的多种技术组合发电,到2050年实现可再生能源发电占总发电量的70%,通过灵活发电、改进电网基础设施、需求侧响应以及部署储能技术提高电网灵活性。

2)大力发展碳捕获、利用和封存等减排技术

电力部门深度脱碳,必须有突破性技术支撑。识别新能源、节能、储能和负碳技术等领域的关键技术,制定关键技术发展路线图,加大对关键技术的投资力度,开展能源领域核心技术研发,如可再生能源发电,生物能源与碳捕集、封存与利用技术,氢储能技术等。鼓励社会资本和企业等对可再生能源等领域进行投资,刺激关键技术研发。促进煤电行业碳捕获、利用与封存(CCUS)技术的应用和推广,并借助生物能源与碳捕获和储存(BECCS)等减排技术实现电力部门较大幅度负排放。

3)发挥碳市场的价格调节机制

2月1日开始实施的碳排放权交易管理办法,以电力行业为先行军率先启动全国碳市场。下一步,碳市场需结合我国碳中和减排路线图,进一步完善配额总量设定、交易制度和市场监管等环节,通过总量控制、碳价格机制约束电力企业碳排放,倒逼企业进行减排,推动企业自主进行节能减碳的技术创新和应用。

4)保障公平转型

碳中和约束下的能源转型必须注意煤炭相关产业、地区和从业人员“公平转型”,保障相关产业的电力供应安全,做好转型过程中的监测、评估和调整工作。为煤炭、煤电依赖程度较高地区提供可靠的转型方案,如内蒙、山西、新疆等地区,尽量降低相关地区和相关产业转型中的经济损失,防范转型过程的系统性金融风险。重视引导相关从业人员的再就业。通过须建立遣散资金,保证从业人员的收入水平和社会福利,为其提供针对性的再培训、再教育计划或创业辅导等,确保相关从业者“零失业”,防范社会不稳定因素的产生。


    来源:腾讯新闻、人大国发院公众号