2023中国煤电低碳转型发展路径研究.docx

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1、中国煤电低碳转型发展路径研究2023年电力部门作为中国最大的碳排放来源以及终端部门电气化的重要支撑，需要从以煤电为主体转向高比例可再生能源、多种能源形式互补的新型电力系统。从排放占比和减排潜力来看，煤电行业低碳转型将成为碳中和愿景下的重点任务。当前，中国煤电为主的电力结构是客观事实，明确煤电在转型过程中不同阶段的定位，积极稳妥推进煤电转型升级是电力部门低碳化转型的关键举措，也是推进实现碳达峰碳中和的重要支撑。关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见明确提出，转型过程需注意防范和化解可能伴生的经济、金融等各类风险，实现安全降碳。现有大量电力转型研究尚未将转型风险因素纳入路径决策中

2、，识别、量化和防范不同转型路径下可能伴生的转型风险将成为转型路径研究的热点问题之一，即形成统筹安全供应、成本最优、风险控制、绿色低碳等多重目标的电力转型路径。项目组综合开题及中期会专家意见，构建了低碳转型情景假设-转型风险评估-转型路径建议为逻辑链条的评估框架，情景假设将中长期转型路径关键因素与煤电风险量化评估方法挂钩，进而对中国煤电行业在碳中和目标下面临的资产搁浅与信用违约等风险开展量化评估工作，最后基于风险防范的角度对煤电转型路径进行了讨论。聚焦于中国煤电发展现状、行业特征及低碳转性要求，并结合现有研究对煤电低碳转型路径可行性的讨论，本研究利用机组级煤电数据明确了转型的时间表和路线图，进行

3、了四种煤电转型路径情景假设，即提前退役、灵活性调整、CCS改造三类单一技术措施情景及组合情景，进而从满足电力需求和碳减排约束两方面验证其合理性。同时，情景假设中将中长期转型路径关键因素与煤电风险量化评估挂钩，为测算中国煤电转型过程中可能面临的资产搁浅风险、贷款违约风险奠定基础。首先，从市场风险的含义出发，研究在原有搁浅资产定义基础上进行了补充，即搁浅资产风险包含煤电机组提前退役导致的预期回报损失，也包含灵活性调整等政策或市场因素导致的预期收益下降。研究发现，在没有电力价格补偿机制的前提下，提前退役、灵活性调整、CCS改造三种单一转型措施路径影响下将使中国煤电搁浅资产累计达到1.53万亿、3.9

4、7万亿和3.92万亿元，分类施策的组合情景下搁浅资产规模达到2.90万亿元。现役煤电机组资产是搁浅资产风险的主要部分，全面停止在建和待建煤电机组将使搁浅资产规模大幅减少。在没有电力价格补偿机制的前提下，煤电企业现有资产价值的下降，还将进一步导致煤电企业偿债能力下降，并可能出现地区性信贷违约集中爆发的问题。测算发现，2021年煤电贷款余额高达1.38万亿元，虽然仅占全社会信贷余额的0.8%,但对宁夏、新疆、内蒙古等经济结构中煤电占比较高的省级行政单位，煤电剩余贷款额占地区金融机构贷款余额的比例高达69%,成为地区信贷中不可忽视的部分。基准情景下，全国煤电信贷违约率预期值约为14.82%,而提前退

5、役和灵活性调整等情景下煤电信贷违约概率将提高至17.09%和36.67%,呆坏账余额有可能达到2807和5735亿元。从电厂层面来看，基准情景下全国有199家“易违约”煤电厂，占全国现役1137家煤电厂的17.5%。“易违约”煤电厂分布在多个省份，尤其在西北、东北地区省份和山东的比例更高。这表明煤电信用违约将成为中国的一个普遍问题。“易违约煤电厂剩余信贷的总账面价值为129.6亿元。四种转型情景下，“易违约”煤电厂的数量将在全国范围内增至405、424、361和323家，也就是说，技术改造路径下将出现超过1/3的煤电厂可能面临信贷违约的可能性，且信贷余额账面价值提高至169.6、504.3、6

6、22.5和312.0亿元。虽然提前退役情景下此类煤电厂的违约数量有较大幅度提升，但是信贷余额账面价值并不及其他转型情景高。煤电作为我国当前电力的主体来源，短期内缺乏可行替代，如果转型不当不仅影响电力供应安全，还可能涉及到大量存量煤电资产贬值、银行信贷违约等转型风险。立足保障国家能源安全和经济发展为底线，为积极稳妥有序推动煤电行业低碳转型，我们提出以下五条建议：第一，明确煤电定位，处理好短期和中长期之间的关系，制定煤电积极稳妥转型目标与路线图；第二，全面统筹煤电区域性、技术性的差异，因地制宜，分类施策，科学合理规划煤电转型行动，共同推动煤电角色转变；第三，先立后破，加快构建多能互补的新型电力系统

7、；第四，进一步发挥转型金融的资金支持和风险管理职能；第五，完善与煤电功能定位调整相匹配、符合新型电力系统特征的配套机制和市场模式，建立适宜煤电转型的政策市场环境。第一章中国煤电行业发展现状及趋势11.l碳中和目标对中国煤电转型提出了更高要求11.2 煤电在电力系统的角色转变21.3 中国煤电低碳转型面临诸多风险挑战4第二章中国煤电行业转型路径82.1 煤电转型路径的技术可行性82.2 煤电低碳转型政策情景假设132.3 煤电中长期转型路径的时间表与路线图18第三章不同转型路径下煤电转型风险评估213.1 煤电低碳转型风险的评估方法213.2 煤电低碳转型的市场风险量化搁浅资产223.3 煤电转

8、型可能引发的信贷违约风险273.4 电价政策对搁浅资产规模的影响31第四章实现煤电平稳转型的政策建议34第一章中国煤电行业发展现状及趋势1.1 碳中和目标对中国煤电转型提出了更高要求2020年9月22B,在第75届联合国大会一般性辩论上郑重承诺，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。这是中国首次明确提出碳中和目标，也是中国经济低碳转型的长期政策信号。2021年4月，在出席领导人气候峰会等讲话中提出，中国将严控煤电项目，“十四五”期间严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少；10月，印发关于完整准确全面贯彻新

9、发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见，对碳达峰、碳中和工作进行了系统谋划和总体部署，进一步在能源利用效率、非化石能源占比等方面提出了明确目标。2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，至2060年要达到80%以上，能源利用效率达到国际先进水平，这意味着中国的能源体系以及依托能源体系的整个基础设施都要发生根本性的重构。要积极稳妥推进碳达峰碳中和，立足中国能源资源禀赋，坚持先立后破，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用。目前，中国是全球最大的碳排放和能源消费主体，二氧化碳增量也占全球的70%以上(LietaI.,2022)。随着世界能源结构已经进入油气为主的发展阶段，中国受资源禀赋和基础设施惯

10、性等因素限制，以煤为主的一次能源结构依然没有改变,煤炭消费量占全球总消费量的50%左右。煤炭是中国推进工业化和城市化进程的关键能源，煤炭消费的碳排放占中国总碳排放量的75%(Liuetal.,2021)o从排放现状来看，燃煤发电是能源领域最大的碳排放源，逐步减少燃煤发电的排放是实现巴黎协定1.5温控目标中最重要途径(TongetaL,2019)。2021年中国全部碳排放约为121亿吨，电力部门排放占比在48%左右(IEA,2022a),主要为燃煤发电的碳排放(清华大学绿色金融研究中心,2022)。根据张强和同丹(2021)对能源基础设施的排放核算发现，中国煤电碳排放占总排放的比重达到40%o从

11、碳排放占比来看，煤电行业低碳转型将成为碳中和愿景下的重点任务。碳中和愿景对中国各部门提出了非常严格的减排力度要求，尤其需要能源系统的颠覆性变革(Iyeretal.,2022)。研究表明，电力部门脱碳、电气化、能效提高、碳汇是实现碳中和的四大支柱(IEA,2021b;IEA,2021c),尤其是随着城镇化和工业化进程的不断推进，终端部门电气化率不断提升，煤电转型将成为碳中和目标实现的关键。魏一鸣等(2022)认为，为如期实现碳中和目标，煤电行业通过提升能源效率、推进电气化进程等可以实现近零排放。总的来说，煤电具有较大的减排潜力，有望成为中国低碳转型的“先行军”O在此背景下，国家发改委和能源局于2

12、022年3月共同发布了“十四五”现代能源体系规划(发改能源2022210号)，规划中明确了电力的长期转型路径，构建以新能源为主体的新型电力系统将成为电力转型和实现碳中和愿景的重要支撑。电源端由燃煤发电为主转变为太阳能、风能等新能源发电为主，同时深度融合低智能电网等，实现协同优化、有效互补，建立源网荷储一体化及多能互补平台，为中国煤电行业转型提供了转型方向。因此，中国电力部门需加速转型，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，燃煤发电将面临功能定位的巨大调整。1.2 煤电在电力系统的角色转变煤电行业是中国电力结构的主体部分，发电量和装机量均居电力部门之首，短期内仍将保持主

13、体电源的地位。2021年，全国煤电装机达到11.1亿kW,占电力总装机的46.7%,发电量达到5.04亿kWh,占比高达60.8%,并承担了全国70%的顶峰任务。尽管近年来煤电装机和发电量占比呈现出明显的下降趋势，但煤电仍然是目前中国电力系统中的绝对主体(中国电力企业联合会,2007-2021),如图1-1所示。-100%汩七口莪图1-1中国煤电发电量和装机量在电力部门中的占比注：数据来自中国电力统计年鉴（20122020年）及国家能源局公布的全国电力工业统计数据（2021年）中国还有大量的待建和在建煤电项目，根据中国煤电机组级数据库数据整理和IEA等统计数据交叉对比后发现，目前全国仍有0.9

14、4和2.02亿kW煤电项目处于在建和待建状态，尤其是特高压规划建设成为了“新基建”的重点项目之一，甘肃和陕西核准了一批特高压配套电源为主的煤电项目（陇东江西，陇东山东，陕北湖北）。从煤电装机结构来看，全国存量机组中以300-600MW和600-IO（X）MW两类机组为主，在建和待建机组以更高参数的大型机组为主，600-I（X）OMW和IO（X）MW以上机组的占比远高于其他类型（图1-2）o随着先进增量机组的建设投运和存量机组的提质增效，煤电发电效率还将进一步提升。000MW平均服役年限：12年平均煤耗：305 gcUkWh0 94 kW在编2 02 (4kW 恃睦Il O94kW存 增品图1-

15、2中国存量和增量煤电的机组构成注：数据来自项目组收集的煤电机组级数据，发电煤耗数据来自国家能源局统计近年来，中国通过“上大压小”、“等量替换，淘汰落后机组等措施，存量煤电机组的能源效率得到了有效改善，度电煤耗大约为305克标准煤/kWh,已经优于美国和德国、仅次于日本。同时大量新增煤电项目多为1000MW及以上的高参数煤电机组，在建和待建机组的度电煤耗更是低至276克标准煤/kWh,是世界上最高效的机组。因此，中国煤电机组服役年限低，意味着短期内的大规模淘汰的可行性较低，转型不当可能导致的风险也更高。在能源效率不断改善的同时，中国煤电机组平均运行小时数却在下降。2004年发电小时数达到峰值近6000小时，在2016年达到4186小时最低水平，此后缓慢回升至4300小时，并逐渐稳定在该水平上下。波动性是由于产能过剩和可再生能源比例的增加导致，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显，煤电正逐渐向灵活性发电资源的角色转变（IEA,2020）。1.3中国煤电低碳转型面临诸多风险挑战在化石能源资源禀赋和技术锁定等因素影响下，中国拥有世界上最大的以煤电为主的电力系统，中国煤电装机总量占全球煤电装机的56.2%（图1-3）,远超过世界其他国家。燃煤发电是能源领域最大的碳排放源，逐步减少燃煤发电的排放是实现巴黎协定1.5温控