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碳中和目标下日本煤电产业何去何从
2021/5/24 6:32:25    新闻来源:北极星电力
日本煤炭消费从上世纪70年代石油危机以来,作为石油替代战略的手段一直保持持续增长。福岛核事故之后,为了弥补核电站关闭所带来的能源短缺,煤炭消费和煤电装机容量急剧增加,又开启了新一轮的快速增长期。这势必增加二氧化碳及其它污染物的排放,给日本的碳减排和环境治理带来巨大压力。2019年度日本煤电碳排放2.63亿吨,比2005年度增加了8.2%,占火电排放总量的59.7%。因此,日本的煤电政策广受国际社会批评,日本已连续两度被国际社会“评选”为“化石奖”获得者,更被讥讽为患上“煤炭中毒症”。为减轻全球“去煤化”浪潮的国际压力,在全球碳中和的背景下,2020年7月,日本宣布将开始研究落实淘汰国内低效煤电机组的新举措,同时采取更加严格措施限制煤电技术装备的海外输出。这是否意味着日本煤电政策改弦易辙?今后日本是否会走上“去煤化”之路?未来日本煤电将面临哪些脱碳化转型的挑战?

来源:微信公众号“能源研究俱乐部” ID:nyqbyj 作者:周杰 国际清洁能源论坛(澳门)秘书长、武汉新能源研究院研究员

01

淘汰煤电落后产能,减数不减量

淘汰煤电落后产能是日本2018年出台的第5个“能源基本计划”以及2019年制定的“长期低排放战略”所确定的既定方针。“能源基本计划”将煤电定位为基荷电力,并确定了到2030年煤电占比为26%的目标,同时提出今后要限制新建并逐步淘汰超临界以下的低效煤电机组。“长期低排放战略”更加明确地指出,为实现脱碳化社会目标,须与巴黎协定长期目标保持一致,大力减少火电碳排放,因此必须加快淘汰低效煤电机组,尽可能降低对火电的依存度。

据经产省公布的资料,2018年度日本煤电发电量为3300亿千瓦时,占全国发电量的32%,其中整体煤气化联合循环发电系统(IGCC)和超超临界(USC)的高效机组26台,占比为13%;亚临界(SUB-C)和超临界(SC)的低效机组114台,占比为16%(1600亿千瓦时);另还有自备电厂煤电机组发电量占比为3%。此次拟在2030年之前淘汰的对象为SUB-C或SC低效机组,总共100台左右,其中15万千瓦以下的有64台(占57%),5万千瓦以下的机组有26台(占23%)。北海道与冲绳地区因低效煤电机组占比较高,作为特例不在此次淘汰范围之内。

截至2020年7月,日本煤电在运机组150台,总装机容量为4800万千瓦。SUB-C和SC等低效机组合计118台,其中大型发电企业占39台(1610万千瓦)。目前在建煤电机组17台(942.2万千瓦),其中3台为低效机组,14台为高效机组。

从淘汰机组数量来看,日本此次“去煤化”决心似乎很大,而且资源厅拟采用管制政策、鼓励措施、修改并网运行规则、制定具体计划等手段强化淘汰实效。但实际上淘汰范围均为老旧小煤电,实际装机容量只减少了约两至三成,到2030年煤电机组还有60台左右,装机容量仍达到3500万千瓦以上。因此,日本继续发展高效煤电的基本方针没有改变,淘汰低效机组反而是为了更好的促进高效煤电产业发展。根据日本电力调度机构(OCTTO)预测,煤电装机容量因新建、更新或者中止不断变化,总体趋势仍将有所增加。2020年煤电装机容量为4593万千瓦,到2030年将达到5281万千瓦。即使不再新增煤电装机,到2050年煤电装机容量还剩14吉瓦,这与2050年碳中和的目标背道而驰。

02

发电效率指标管制,重数不重质

日本政府对煤电的管制政策主要依据“节能法”和“能源供给结构优化法”以及电力企业自愿减排行动。节能法要求发电企业火电发电效率达到USC标准;能源供给结构优化法要求售电企业到2030年非化石能源占比要达到44%;而电力企业自愿减排行动则与国家电力中长期供需规划保持一致,制定了2030年电力排放系统达到0.37千克CO2 /千瓦时的目标。

2016年4月,日本根据节能法制定了新的煤电能效标准和火电发电效率指标。针对新建火电机组,规定新建煤电(含小煤电)发电效率必须对标超超临界机组(USC),达到42%以上;新建燃气发电机组发电效率必须对标GTCC机组,达到50.5%以上。针对既有火电机组,发电效率指标有两个,一个是以机组为单位的单一指标(A指标),即不同燃料机组发电效率按“最优可行技术标准”(BAT:Best Available Technology)执行,即煤电为41%,气电为48%,油电为39%;另一个是以企业为单位的综合火电指标(B指标),即各发电企业不同燃料的发电机组总体平均发电效率要求达到44.3%。此外,根据能源供给结构优化法规定,对于上一年度供电量达到5亿千瓦时以上的售电企业,非化石能源占比要达到44%。

能源基本计划定义的低效煤电机组是按发电方式划分的,即低效机组是指SC以下机组,高效机组是USC以上机组。但此次淘汰措施则根据节能法以发电效率作为区分煤电落后产能基准。目前,发电效率38%以下的SUB-C机组、发电效率38%~40%左右的SC机组均被列为被淘汰的低效机组,而发电效率41%~43%的USC机组、46%~50%的IGCC机组则列为今后要维持和保留的高效机组。由此可见,淘汰煤电落后产能标准由过去的发电方式转变为发电效率。按照目前的日本节能法规定,41%是个临界点,40%以下的机组要淘汰,41%以上的机组要继续保留。但是,超临界机组发电效率一般为38%~40%的,但实际上超临界机组的发电效率也有达到40%~41%,同样USC机组发电效率也有达不到41%以上的。

更为棘手的是发电效率的指标是可以灌水的。火电发电效率最简明的算法就是发电量除以能耗量。但日本节能法有个特殊规定,与生物质等燃料混燃可以不计入能耗量,因为掺混比例每增加1%发电效率就会降低0.08%。如此一来,发电效率38%的低效机组只要掺燃10%生物质燃料就能提高到41%,摇身一变为高效机组。余热利用的发电效率可将热能能效计算在内,发电效率就更高得离谱。这项规定为落后产能逃避监管找到了一条生存之道。根据2019年煤电发电效率目标完成情况报告,在46家煤电企业中有9家企业发电效率竟达到50%以上,这些机组基本上是采用生物质混燃或余热利用的小型机组。为此,淘汰新措施拟根据煤电特点设立单独的煤电能效指标,发电效率将统一提高到43%,同时布局与氨/氢混燃的发电效率计算方式,以确保淘汰落后产能的实效。今后混燃将成为煤电企业达标的不二选择。同时,对于过去不在监管范围内的企业自备电厂机组也将纳入监管体系。

03

发展高效煤电技术,减排效果有限

煤炭是全球二氧化碳排放最大的来源。联合国秘书长古特雷斯多次呼吁发达国家在2030年之前停止使用煤炭,其余国家应在2040年停止使用煤炭。英国和加拿大于2017年发起全球发电弃用煤炭联盟,联盟成员承诺制定煤炭淘汰目标,不再对国内外煤炭发电进行投资等,并采取实际行动。为此,多个国家和地区推出“弃煤”时间表,据不完全统计,英国到2025年,法国到2022年,德国到2038年,意大利到2025年,荷兰和芬兰到2029年,新西兰、加拿大、丹麦、希腊到2030年弃煤。日本在G7国家中煤电占比最高,而且是唯一至今还仍不断计划新建煤电机组,未来还将继续坚持推行高效煤电政策的国家。

煤炭是日本能源安全保障战略的基石,煤炭清洁利用与高效发电战略是日本能源战略的重要组成部分。日本目前火力发电机组的主流技术是粉煤流化床燃烧的超超临界发电技术(USC),发电平均效率为42%左右,碳排放均值为820克/千瓦时。与此次被列为淘汰范围的超临界、亚临界一样,都是通过锅炉燃烧产生高温高压的水蒸气来加速涡轮运转的一种技术,不同的只是温度和压力差别而已,实质上均为同代技术。因此,从排放量来看两者仅相差3%~8%,减排效果极为有限。根据日本火电技术路线图,日本先进USC的目标:发电效率达到46%,碳排放量为710克/千瓦时。2030年计划推广使用的IGFC机组,发电平均效率将达到55%,碳排放量为590克/千瓦时,比传统煤电机组的碳排放减少了32%。但与碳排放量仅为330克/千瓦时的气电相比,两者仍相差近一半。因此光靠高效煤电技术,实际减排效果十分有限。

混合燃烧在许多国家都是实现碳减排最经济的技术措施。试验数据表明,掺烧生物质对减少污染物排放具有一定作用,掺混比30%时碳排放为607克/千瓦时,掺混比50%时碳排放为434克/千瓦时,只有掺混比达到60%时才能达到现有气电碳排放水平,而目前日本煤电机组的掺混比大多为10%以下。新建煤电机组都规划了煤电与生物质燃料30%混燃的发电方式,而且在制度上还能得到FIT的补贴,这无疑助长了煤电的发展。

碳捕捉与封存技术是实现煤电减排的一项技术解决方案。2019年11月,日本在北海道苫小牧市附近海底花了3年时间成功进行了30万吨二氧化碳海底封存试验。但目前日本火电碳排放达到3~4亿吨的规模如何封存仍是个未知数,而且即使配置CCS系统的煤电碳排放也达到100~140克/千瓦时,无法真正实现零排放。

氨被视为有助于推动脱碳化进程,实现净零排放的新一代燃料。日本计划到2030年利用氨与粉煤混燃,替代日本燃煤发电站20%的煤炭供应,这样可以减少4000吨的碳排放,相当于整个电力行业的10%碳排放。这一比例到2050年将上升到50%以上,现在主要煤电机组若全部实现氨燃料直燃发电,可减少碳排放2亿吨,相当于整个电力行业50%的碳排放。若以混燃20%发电计算,每台百万千瓦机组氨年需求量为50万吨。现在日本主要电力公司煤电装机容量若全部按此比例混燃,氨年需求量约2000万吨,目前全球的氨气供应量可能都难以满足日本需求。日本到2030年的目标是进口量达到300万吨,到2050年达到3000万吨。

04

煤电风光不再,搁浅资产风险陡增

随着可再生能源成本快速下降以及能源转型加快,煤电产业的投资风险越来越大。一方面,碳市场将提升煤电发电成本,从而倒逼落后的低效煤电机组的竞争性淘汰。日本过低的碳排放税(每吨289日元)实际上起不到任何减煤的作用。为此,日本目前正在加紧研究布局碳定价机制。OECD经济审查报告基于日本社会经济发展状况提出建议,日本到2030年碳价每吨应为50美元,这样光伏+蓄能的发电成本将远低于煤电成本,可再生能源将比煤电更具有市场竞争力。另一方面,日本规划2050年的核电与部署CCS系统的火电占比将达到30%~40%。煤电加装CCS系统的成本将达到15.2~18.7日元/千瓦时,无法与可再生能源竞争。更重要的是煤电项目融资越来越难。煤电机组由于建设周期长,服役年限40年以上,不仅给能源结构带来“碳锁定效应”,还成为脱碳化社会转型的“搁浅资产”。因此,世界很多金融、投资机构纷纷宣布禁煤或退出对煤电的投资。

根据日本电力调度机构(OCTTO)预测,到2030年日本电力需求将减少到8579亿千瓦时,而煤电发电量占比将高达35.23%,远高于2030年26%的预期目标。但设备利用率将由全国平均的73.2%降低为65.3%。目前在建煤电机组都是以设备利用率达到80%以上核算成本的。可再生能源发电增加以及天然气价格下降将进一步减少煤电利用小时数,电力体制市场化改革又促进了批发市场和现货市场的价格降低,煤电的收益将进一步恶化。

没有容量成本回收机制,煤电企业的投资收益已难以保障。日本电改创建的容量市场于2020年7月正式开始启动,目标容量为1.77亿千瓦(备用率13%)。第一次竞标结果显示,2024年交付的发电容量为1.6769亿千瓦,成交价格为14137日元/千瓦,成交总额为1万5987亿日元。如此高昂的成交价格遭到社会各界诟病,尤其是电改诞生的新售电企业向政府主管部门提出抗议,要求废除容量市场。首先,容量市场与淘汰煤电落后产能政策相背离。参加市场竞标的火电占比高达75%,按照70%~80%的设备利用率计算,几乎全部为煤电所囊括,照此拟淘汰的产能大部分均能复活保存。其次,巨额费用流向拟被淘汰的老旧煤电机组。煤电低效机组尽管环保性较差,但经济性很好,设备简单,运维容易,折旧完了,非常具有竞争力。此次容量市场竞标报价为0日元的比例占78.5%,由于采用单一价格竞价方式,最终均以最高中标价支付。支付煤电机组容量总费用高达5000亿日元以上。第三,与扩大可再生能源的政策背道而驰。对以销售可再生能源为主的中小型新电力企业来说,容量费用是个巨额负担,甚至危及生存。对消费者来说相当于每千瓦时也增加成本1.9日元,保留煤电机组结果仍为全民买单。因此,为防止煤电机组通过容量市场机制“不劳而获”,增加消费者的经济负担,避免成为落后产能的避风港,容量市场的设计必须坚持限制参加竞标的对象和范围,控制最低成交价格,且不得与可再生能源政策相冲突等原则。

05

煤电海外输出新政,换汤不换药

日本是G7国家中唯一向发展中国家继续输出煤电技术装备并提供贷款的国家。早在2013年5月,日本政府就推出了“基础设施出口战略”,提出以政府主导的发展援助为手段,推动日企海外基础设施投资和贸易扩张,到2020年要获得30万亿日元海外订单的目标。为此,日本利用亚太经合组织(APEC)、G20、七国集团(G7)、日本—东盟峰会、东京非洲发展国际会议等多边外交场合到处宣扬其高质量基础设施理念,推广“高质量基础设施合作伙伴”计划,相继在多个发展中国家推出一系列主打“高质量”的基础设施援助“订单”,2018年基础设施出口订单额达到了25万亿日元。2018年日本还完成了基础设施输出的立法,制定了“扩大海外基础设施输出法”。“基础设施出口战略”几乎每年修订一版,最新的修订版提出到2025年基础设施出口订单额达到34万亿日元的新目标,并进一步扩充国际协力银行(JBIC)、日本贸易保险(NEXI)的公共资金扶持,鼓励适应“脱碳化转型”的基础设施出口。

燃煤发电技术和装备出口是日本基础设施输出战略的最重要抓手。2018年的能源基本计划以推动日本低碳化基础设施输出为由头,提出了煤电海外输出的四原则,即不得不选择煤炭作为发电燃料的国家;要求引进日本煤电技术装备的国家;符合引进国气候政策;出口煤电机组限定超超临界等最新式的技术装备。2020年10月,日本根据最新的碳中和目标修订了基础设施输出战略,提出原则上不再利用公共资金支持煤电海外输出,但特殊情况除外。所谓特殊情况指的就是煤电输出的“新四原则”:当前不得不选择煤炭作为发电燃料的国家;将引进煤电作为脱碳化转型的一种手段;以脱碳化为目标,且适合当前经济发展阶段;限于日本技术最先进、环境性能最优的机组。新的方针强调煤电输出以促进脱碳化转型为前提,输出条件从严控制,出口限于发电效率高、碳排放小的煤电机组。但实际上,煤电输出只是披上了脱碳化的外衣。日本开拓国际煤电市场主要呈现以下几个特点:第一是以东盟、南亚和东欧等煤炭产区为重点投资方向。第二是以政府为主导的官民协作推进机制。第三是以“高质量”煤电技术装备为营销策略。第四是投资、建设和运维一体化的输出模式。

总而言之,煤炭是碳排放强度最大的化石能源,也是未来减碳的最大、最难的主体。日本淘汰煤电新政在于推动煤电产业转型升级,其路线图分三步走,第一步继续推动包括IGCC在内的煤电高效化技术发展,同时与扩大可再生能源利用相结合向调节性电源转变;第二步创新发展煤-氨混燃发电技术,并与电力行业脱碳化目标挂钩,制定切实可行的淘汰落后产能进程时间表;第三步重点发展CCUS技术,向碳中和目标迈进。为此,日本一方面通过节能法限制煤电落后产能的利用小时数,优先保障可再生能源发电上网;另一方面又通过容量市场确保高效煤电机组的收益,并引导煤电向调节性电源方向转变。未来日本不仅要严控煤炭消费和煤电规模,淘汰煤电落后产能政策更要结合巴黎协定的目标统筹制定气候战略,并需修改现有的煤电中长期规划,否则与碳中和目标将渐行渐远。

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