碳中和2060目标对电力行业的机遇与挑战

1、碳中和2060目标对电力行业的机遇与挑战2020年9月22日，国家主席习近平在第75届联合国大会上宣布，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。中国成为全球主要排放国里首个设定碳中和目标期限的发展中国家，这也是 中国在巴黎协定承诺的基础上，在碳排放达峰时间和长期碳中和问题上设立 的更高目标。中国2060碳中和目标的宣布，必将对电力行业未来40年的发展带 来深刻而巨大的影响。带来的机遇首先，电力行业清洁低碳发展目标更加明确清晰。十九大报告提出“推进能 源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”，这

2、为我国能源清洁 低碳转型发展提出了新的方向。对于电力行业来说，就要加快推进我国能源结构 从以煤炭发电为主向以清洁低碳能源为主的跨越式发展。经过十多年的努力，中国电力行业的低碳发展已经取得了很大的进步，单位 供电碳排放（克二氧化碳/千瓦时，下同）从2005年的900克左右下降到目前的 600克左右（下降约30%）。国务院发布的“十三五”控制温室气体排放工作方案中，也提到大型发 电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内，目前看来完 成的难度不小。如果横向比较，目前中国电力行业单位供电碳排放比全球的平均 水平450克左右仍然高出了 30%左右。目前，全球主要国家的供电碳排放从低到

3、高大致分成几个类型：1、近零排 放国家（100克以下）：挪威、瑞典、瑞士、法国等；2、超低排放国家（100 克到200克之间）：新西兰、加拿大、奥地利、芬兰、丹麦、比利时等；3、低 排放国家（200克到300克之间）：英国、匈牙利、西班牙、葡萄牙、意大利等; 4、中排放国家（300克到500克之间）：德国、荷兰、智利、美国、捷克、土 耳其、墨西哥、以色列、日本等；5、高排放国家（500克以上）：韩国、希腊、 爱沙尼亚、中国、印度、波兰、澳大利亚、南非等。从上述分布中可以得出几个结论：1、中低排放及以下的国家，基本上以发 达国家为主（巴西、墨西哥、智利等除外）；2、高排放国家中，以发展中国家 为

4、主，但也不乏韩国、澳大利亚这样的发达国家；3、已经承诺碳中和目标的国 家，以中低排放国家为主，但也包含部分包括中国在内的发展中国家，比如已经 完成碳中和目标立法的瑞典（2045）、英国（2050）、法国（2050）、丹麦（2050）、 新西兰（2050）、匈牙利（2050），立法进程中的有西班牙（2050）、智利（2050） 以及欧盟整体（2050），通过政策宣示承诺还未进入立法进程的有芬兰（2035）、 冰岛（2040）、奥地利（2040）、挪威（2050）、德国（2050）、葡萄牙（2050）、 瑞士（2050）、爱尔兰（2050）、韩国（2050）、南非（2050）、中国（2060） 以

5、及日本（本世纪下半叶尽早实现）等。全球主要国家2017年单位供电碳排放（来源：能源革命：全球视角）从上述不同国家按照单位供电碳排放数值高低的分布及对其承诺碳中和目 标时间的对比不难看出，大部分发达国家从目前的中低排放到碳中和，都仍需要 二三十年的时间。碳中和国家并不是意味着一吨碳都不可以排放，只是意味着碳排放和碳汇吸 收之间尽量能达到平衡，而电力的低碳化是最基本的先决条件，预计大部分发达 国家的电力行业在2050年国家实现碳中和目标的情境下，电力行业都要基本实 现脱碳化（零排放）或者近零排放，比如欧盟2050绿色新政实现碳中和的情景 下，预计电力行业80%以上的装机都将是可再生能源装机，部分国

6、家甚至是100%。中国如果在2060年实现碳中和目标，电力行业单位供电碳排放要从目前的 600克左右，至少以每10年平均100克左右（即每年10克左右）的速度往下降， 才能确保2060年左右达到目前近零排放国家的水平（如瑞典、法国等）。2060年全社会用电量按照比目前增长翻三番保守估计（20万亿度电左右）， 电力行业的碳排放量将达到10亿吨左右。即便不考虑化工、水泥、钢铁、建筑、 交通等行业，其他化石能源石油、天然气等不可避免使用部分产生的碳排放，以 及非二氧化碳温室气体排放，仅仅电力行业产生的10亿吨左右的碳排放量就需 要大量的植树造林、森林蓄积增加的碳汇才能中和掉，如果电力行业低碳化水平

7、届时连近零排放也达不到，中国想实现2060年碳中和目标就更加难上加难了。单位供电碳排放变化趋势示意图（20Q5-2060）（单位:gCO2/kWh）因此，在2060碳中和目标下，电力行业低碳发展的目标也更加明晰，就是 尽可能地降低单位供电碳排放，能做到零当然更好（难度不小），如果做不到， 退而求此次，至少也得达到部分发达国家目前已经做到的单位供电近零碳排放的 水平。其次，可再生能源发电将进入规模化“倍速”发展阶段。过去10年（2009-2019），风电、光伏和水电为主的可再生能源装机增长迅速，每年增长 5000万千瓦左右，装机总量从逾2亿千瓦到近8亿千瓦，增加了近4倍，其中 风电增长超过10倍

8、，太阳能由于基数低，从2009年的2万千瓦增长到2019年 的逾2亿千瓦，增长了1万倍。可再生能源在电力总装机的比重从2009年的24%增加到2019年的38%，但 是未来要实现电力行业的零排放或者上文中提到的近零排放，即便仍然以过去 10年每年5000万左右的可再生能源装机增长肯定无法满足要求。如前假设，按照2060年中国电力需求增长3倍估算，考虑到可再生能源发 电利用小时数的限制（按照2000小时估算），则需要80-100亿千瓦左右的装机 总量，未来每年平均需要新增2亿左右可再生能源装机，这是过去10年平均新 增装机的4倍左右，每年新增可再生能源发电装机带来的投资需求也将是巨大 的，在过去

9、5年每年新增投资额已经超过1000亿美元的基础上，预计未来40 年累计投资达到数万亿美元（麦肯锡最新的估计是5万亿美元，即人民币35万 彳亿左右）。投资规模的不断增加将继续带来风电、光伏等建设造价和发电成本的进一步 下降，在风电和光伏陆续实现平价上网后，将来发电成本会逐步降低，逐渐低于 煤电发电成本，从而取得多年以来梦寐以求的成本优势，进一步增加投资的比较 优势。再者，碳市场将为电力行业低碳化发展发挥更加重要的基础性作用。2060 碳中和目标提出后，需要凝聚全社会的力量，为了尽可能降低目标实现的成本， 需要更加发挥市场在碳资源配置上的基础性和决定性作用。而全国碳市场的建立 和不断完善，将责无旁

10、贷地承担起这一历史重任，碳市场助力电力行业低碳化最 重要的特征是形成市场化的碳定价机制，发出清晰的碳价信号，不仅仅是不同减 排成本的行业和企业之间配置碳资源，降低全社会的减排成本，而且给电力行业 的上下游，包括对新能源投资、新技术研发形成持续稳定的预期，促进低碳投资 的源源不断和低碳技术的持续创新，同时结合电力市场化改革的逐步到位，把碳 价信号清晰地往下游传递，进而降低全社会的碳减排成本。因此，在2060年碳中和目标提出的新形势下，碳市场的必要性和紧迫性更 加突出，在“十四五”期间更需要把全国碳市场这一重大减排新设施新机制建设 好、运行好，为包括电力行业在内的主要排放行业低碳化发展提供机制保障

11、。面临的挑战2060碳中和目标给电力行业带来机遇的同时，也带来诸多挑战，主要体现 在以下几个方面。第一，煤电装机快速增长时代正式宣告结束从“十一五”起，煤电建设进入大规模“跑马圈地”的阶段，大部分年份新 增煤电装机都在五千万千瓦以上，这种速度甚至延续到了 “十二五”期间，直到 “十三五”的后面几年（图3中2020年的数据是1-8月份），每年新增煤电装 机才有所下降，从每年五千万千瓦下降到两三千万千瓦。过去十多年煤电装机快速增长的负面效应比较明显，近些年来各地煤电年运 行小时数大都在4000小时左右，如果按照设计小时5500小时的标准，造成了超 过2亿煤电装机产能的严重过剩，造成了投资的极大浪费

12、。另外，这些新建的煤电项目，都将有较长的锁定期，至少25-30年左右，将 会对未来几十年的碳减排带来巨大的压力。全球能源互联网发展合作组织在对我国能源变革转型进行专题研究后指出， 当前每新增1亿千瓦煤电机组，将产生三大方面重大负面影响：一是未来将增加 超过3000亿元资产损失；二是2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦， 挤压2万亿元清洁能源投资；三是到2050年将累计增加碳排放150亿吨，相当 于2018年我国全部碳排放的1.6倍。过去10年中国煤电新增装机统计（单位：万千瓦）因此，有不少专家呼吁，面对煤电产能已经严重过剩和未来碳约束越来越严 格的大趋势下，“十四五”期间不要再新建煤电

13、项目了，新增能源需求尽量通过 可再生能源发电来满足，但是煤电新增装机速度从“十三五”后期的每年两三千 万千瓦一下子断崖式刹车降到零，也不现实。有数据显示，即便是疫情期间的上半年，又新核准了 5000万千瓦左右的煤 电项目，核准待建的煤电机组装机已达1亿千瓦左右，预计还有1亿千瓦左右的 机组纳入规划，如果这些已批准或者规划中的项目在“十四五”期间都上马， 煤电总装机将超过12亿直奔13亿千瓦。毫无疑问，这样的结果将是很难承受的，煤电项目的投资者需慎之又慎，如 果说过去十多年煤电“跑马圈地”的主体是五大电力为主的央企集团，那么此轮 煤电项目投资主体已经转变为地方能源集团为主的国资企业，为什么五大集

14、团在 这轮“逆势上扬”的煤电新投资氛围中更加理性？第一、央企为主的电力集团越来越意识到低碳发展的重要性，充分认识到 “大干快干”上煤电的时代已经不复返了，尤其是中国2060碳中和目标宣布后， 不少电力集团的高层已经在不同场合严肃地讨论这一目标对行业和企业发展将 带来深远的影响。第二、不少电力央企已经体会到了过去煤电项目上的太多，产能过剩带来的 负面影响。近两年来，五大电力集团所属煤电厂亏损比例超过50%，甚至出现负 债率过高的一些煤电厂长期资不抵债而破产清算的，这在过去十多年里哪怕是煤 电行业也曾一度大面积亏损的情况下也很少出现的情况。第三、中国煤电机组的寿命太短，平均的服役时间略超过10年，

15、低于设计 寿命25年（超过20年的煤电机组仅占11%），也远远低于美国、德国等发达国 家煤电机组的服役时间（基本上超过30年），如果未来一段时间都没有对煤电 机组的总体利好周期，那么目前再新建的煤电机组能否收回投资都面临很大的不 确定性。近日，山西省能源局在下发的电力供需平衡预案管理办法中已经明确提 出新投产的煤电机组“原则上不再安排优先发电量”，产煤大省的这一政策已经 传递出比较清晰的信号，相信后面陆续会有其他省份出台类似的政策。因此，目 前规划中甚至已经核准的煤电项目，在开工建设前仍需“三思而后行”，全面综 合评估后再做决定，避免到时候后悔不已。煤电和可再生能源占总装机比重变化趋势示意图（

16、2010-2060）的 段耕秽杳秽校科杳校校者3武悌产营5百因此，即便在“十四五”期间还无法做到不上新建煤电项目，但是2060年 碳中和目标的宣布，已经表明煤电装机快速的快速增长时代的确是“一去不复 返” 了，煤电在电力总装机的比重目前已经接近50%（2019年52%）的情况下， 未来40年每年平均下降至少在1个百分点，才能确保在2060年把煤电装机比重 控制在10%以下（而且这部分保留的煤电装机必须通过灵活性改造具备调节能 力），煤电退出后的空间逐步让位给可再生能源发电，使得2060年可再生能源 发电装机比重至少达到80%以上，才可能实现电力的真正低碳化甚至零碳化，确 保2060年碳中和目标

17、的实现。第二，智能电网长期安全与稳定运行压力山大众所周知，风能、太阳能等新能源易受气候影响，其出力具有随机性和波动 性，而电网中的发电和负荷要时刻保持电力平衡，随着煤电装机在电力总装机比 重的下降和可再生能源发电比例的提高，对电网的这种平衡能力长期安全稳定运 行提出了更大的挑战。为了应对这种挑战，电网需要加大先进信息通信技术、控制技术和人工智能 技术的研发和大规模部署应用，有效支撑可再生能源大规模开发利用，提升电网 长期稳定安全运行及智能化水平。止匕外，大规模储能技术的研发和广泛应用才是改善可再生能源发电间歇性和 波动性最根本的保障，能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，是推动主 体能源由

18、化石能源向可再生能源更替的关键技术，需要从引起足够重视并加大部 署的力度。第三，CCUS （碳捕捉及封存利用）等减排技术发展利好但前景依然难测2060碳中和目标的提出，对以CCS （碳捕捉与封存）或者CCUS为代表的减 排技术发展利好，尤其是对电力行业来讲，如果还要保留一定比例的煤电或者气 电等化石能源装机，以及发展生物质能源发电等，就必须要考虑对这部分装机发 电产生的二氧化碳进行捕捉和、封存或者利用，不然无法仅仅通过森林碳汇来抵 消数以亿吨甚至十亿吨的排放量。但是CCUS无论是从技术上，成本上以及商业模式上，都还面临很大的挑战， 具体如下：第一，CCUS技术发展阶段离大规模商用仍有较大距离：

19、从捕集、封存到利 用的各个环节所需的技术大部分都还处在基础研究环节，其中只有一小部分技术 进入了中试或者示范环节，即便示范环节的项目，处理的二氧化碳量也非常有限， 据不完全统计，目前国内十余个CCUS示范项目，加起来每年处理的二氧化碳不 到100万吨，部分项目甚至示范后不久就面临技术和商用价值缺乏等原因而停运 或者处于间歇式运营。第二，CCUS成本上居高不下：在CCUS捕集、输送、利用与封存环节中，捕 集是能耗和成本最高的环节，以百万装机的超超临界电厂为例，捕集增加的耗能 可能直接把一个电厂的效率从超超临界降低到亚临界，更别提后面的输送、利用 和封存环节能耗以外的大量成本了。国内部分示范项目二氧化碳的处理成本大都在每吨300元500元人民币之 间，部分富氧燃烧的示范项目成本甚至更高达到八九百左右。成本的居高不下， 而且短时间因为技术的不成熟没法通过大规模商用快速下降成本，让投资者望而 却步，所以目前的示范项目大都是科技项目，需要来自不同渠道科研经费的支持。 未来40年内CCUS的成本下降曲线至少从目前看来，还很难清晰地描绘出来，即 便全国碳市场建立起来，可以通过市场的手段支持CCUS项目，可预期的碳价水 平也难以支撑CCUS高居不下的投资成本。第三，CCUS生态安全风险防范压力山大：把二氧化碳封存在地下，