中国电力部门如何最小成本碳中和清华报告给出最优方案

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发布时间:2022-12-09 08:24:45

  摘要:电力部门占中国总二氧化碳排放总量超40%,是中国实现碳中和的核心组成。加快电力行业的去碳化进程则需要一个协调良好的政策组合。近日,清华大学携手国际能源署在碳排放交易系统(ETS)以及能源和气候政策之间的协同作用方面发表联合报告。报告显示,为了用最小的成本实现电力部门碳中和的目标,需要可再生能源配额制的协同作用与碳市场拍卖机制的引入。

  在我国每年100多亿吨二氧化碳排放总量中,电力行业碳排放量占全国碳排放总量的40%以上,是最大的碳排放部门。所以电力部门是中国实现2030碳达峰和2060碳中和目标的核心组成。

  去年7月,全国碳排放交易市场正式上线,发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业,纳入重点排放企业2162家,覆盖46亿吨二氧化碳排放量。

  而相较于欧洲成熟的碳排放交易系统(ETS),中国的全国碳排放交易市场起步较晚,覆盖范围还在不断扩大之中,政策也在不断完善。

  中国的碳排放交易系统目前采用的是基于强度的自由分配设计。这意味着根据燃煤电厂和燃气电厂的实际生产水平(如发电量)和预先确定的排放强度基准(如g CO2/kWh),将配额免费分配给覆盖实体,只覆盖燃煤和燃气电厂。这与欧盟ETS系统不同,后者对所涵盖的排放设定了一个预先确定的绝对上限。

  5月25日,清华大学携手国际能源署(IEA)发表了《加强中国碳市场助力碳中和——聚焦电力部门》报告,分析了2020年至2035年电力行业,在多种政策模拟情景下,不同ETS政策设计对于助力电力部门碳减排的影响是不同的。

  根据报告的各种情景假设,带有上限额度和拍卖交易的ETS系统,可以在不增加成本的情况下将二氧化碳减排量提高一倍。

  该报告的相关结论,对我们下一步碳交易市场的政策设计非常具有意义,对电力行业的脱碳计划也提供了有益的参考。

  同时假设可再生能源配额制(RPS)包括非水电可再生能源的比例目标,在2030年增加到25.9%,2035年增加到36.0%。

  实施可再生能源配额制RPS政策好处是可以推动可变可再生能源(VRE)的大量新容量的增加,如风能和太阳能光伏。基于强度的排放交易计划,包括煤炭和天然气的基准逐渐收紧(RPS-ETS方案),推动了煤炭燃机效率的提高,包括通过激励改造和煤炭发电向最高效的工厂转移。它还支持限制新增加的未消减的煤炭,以支持碳捕获、利用和储存(CCUS)技术的部署。

  第一个模型RPS-ETS是目前的政策情景,具有相同的RPS政策假设,以及目前实施的基于强度的ETS的自由分配。该方案假设随着时间的推移适度收紧配额分配基准。

  第二个模型ETS+基准(BM)方案,保持基于强度的自由分配,但大幅收紧基准。简单来说,也就是如果面临着减碳进度落后就要部署大量昂贵的CCUS来完成减碳KPI。

  第三个模型ETS+拍卖方案(Auction),保持基于强度的分配,适度收紧基准,并引入部分配额拍卖。拍卖会导致煤电和气电基准的免费分配减少,也就提高了被覆盖的化石类发电资源的有效二氧化碳成本,所以必然会带来更多的可再生能源的部署。

  ,通过从基于强度的ETS过渡到上限和交易系统,大幅改变ETS设计。可以理解为大刀阔斧向欧盟ETS体系的转变,激励发电商通过最低成本的减排方案来减少二氧化碳排放。

  RPS-ETS模型是在基于强度的排放交易计划中,通过煤电和气电基准完全自由分配,排放交易计划通过提高煤电机组的效率和鼓励2030年以后煤电采用CCUS来实现大部分减排。随着基准严格程度的提高,与2035年的RPS-ETS情景相比,ETS+基准(BM)的CCUS相关减排量增加了三倍,一些非常有限的燃料从煤炭转向天然气和非矿物技术。

  ETS+拍卖方案模型则是通过向非化石技术(主要是陆上风电和太阳能光伏)的燃料转换,以及在较小程度上向天然气的转换,以及通过CCUS的部署,产生了大部分的减排量。引入配额拍卖导致通过煤电和气电基准的免费分配减少,进而提高了被覆盖的化石类发电资源的有效二氧化碳成本。因此,与非化石发电技术相比,它使它们的运行成本更高,从而鼓励向可再生能源转换。

  至于过渡到具有严格排放上限的总量控制和交易系统(ETS+Cap模型),将进一步改变ETS对技术的影响。通过设定一个预先确定的排放上限,摆脱特定技术的基准,上限和交易允许所有发电源参与实现绝对减排,而不是专注于煤炭和天然气发电的排放强度降低。它的设计激励发电商通过最低成本的减排方案来减少二氧化碳排放,从而主要通过燃料转换为具有成本竞争力的可再生能源来刺激减排。

  在都加速了未减产煤炭的逐步减少的基础上,强化ETS的设计延伸出了多种发电的组合方式,不同的强化ETS设计推动了不同的低碳解决方案。

  在ETS+基准(BM)模型中,基于强度的ETS的基准被大大收紧,到2035年,使用CCUS的煤炭发电份额增加到总发电量的11%。

  而在ETS(ETS+拍卖方案)中引入部分拍卖,会产生最多样化的去碳化解决方案。因为它鼓励更多的可再生能源和CCUS的部署,以及一些有效的天然气发电和煤炭燃机效率的提高。到2035年,可再生能源发电的比例达到近60%,非水电可再生能源占43%。同时,配备了CCUS的煤电贡献了3%。

  过渡到具有严格排放上限的总量控制和交易制度(ETS+Cap模型),将导致可再生能源主导的发电组合。到2035年,这些可再生能源将占总发电量的63%,包括47%的非水电可再生能源,比RPS-ETS情景下高出约12%。这表明,上限和交易系统可以大大加快成熟的可再生能源的部署。

  总的来说,严格的ETS基准不仅会推动煤电机组效率的提升,还会导致CCUS的大量部署。而配额的拍卖和上限的政策设计则鼓励了向可再生燃料的转换。

  所有三个增强型 ETS 方案可以实现电力部门相同的排放轨迹,但成本不同。由于电力需求的增加,所有情景下的系统总成本都会随着时间的推移而大幅增加:在RPS-ETS情景下,系统总成本从2020年的2.80万亿人民币(4340亿美元)增加到2035年的4.28万亿人民币(6640亿美元)。

  在相同的电力需求增长假设下,ETS+上限(Cap)情景导致了所有增强型ETS情景中电力部门的总系统成本最低。在2035年,它的系统成本与RPS-ETS情景相同,但二氧化碳减排量增加了近20%。

  其次是ETS+拍卖方案,成本略高(4.34万亿人民币,6730亿美元),ETS+基准(BM)方案比RPS-ETS方案成本高5%(4.49万亿人民币,6980亿美元)。此外,在ETS+拍卖方案中产生的拍卖收入在2035年可以达到2600亿元人民币(400亿美元),可以用来解决电力消费者的负担能力或竞争力问题,以及投资于技术创新和能源效率,以减少未来的脱碳成本。

  相比之下,ETS+基准(BM)方案的结果是更昂贵的发电组合,因为它将主要鼓励从未消减的煤炭转向使用CCUS的煤电,这是一个不太成熟和更昂贵的减排选择。在基于强度的ETS中引入拍卖(ETS+拍卖方案),提高了发电商面临的有效二氧化碳成本,并鼓励一些燃料转向可再生能源和煤电强度的提高,包括通过CCUS。

  因此,在ETS+上限方案中,到2035年,在100元人民币/吨二氧化碳(16美元/吨二氧化碳)的相对较低的配额价格水平下,已经可以鼓励燃料转换为成熟的可再生能源。相比之下,在ETS+基准和ETS+拍卖方案模型下将导致更高的配额价格,到2035年约为每吨二氧化碳人民币300元(每吨二氧化碳47美元),才能实现相同的排放轨迹。

  总体上,根据IEA的报告我们可以得出,为了用最小的成本实现电力部门碳中和的目标,需要可再生能源配额制的协同作用与碳市场的拍卖的引入,以此增加可再生能源和CCUS的部署,进而调动对低碳技术研发的积极性。




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