中国碳排放交易体系

中国碳排放交易体系 设计高效的配额分配方案 中国碳排放交易体系：设计高效的配额分配方案 摘要 2017年，中国决定启动全国碳排放交易体系（ETS），以经济有效的方 式限制和减少二氧化碳排放量。中国全国碳排放权交易市场预计于2020年开始正式交易，在初期将覆盖燃煤和燃气发电。碳交易体系将根据燃料和技术为各类机组分别设定行业排放基准值，并结合各电厂产出进行 配额分配。中国的碳交易体系计划在未来扩展到其他七个行业。这将是迄今为止全球最大的碳交易体系，涵盖全球化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放量的七分之一。最初几年的运行对于测试系统设计和建立系统信 任度至关重要。鉴于燃煤发电在中国电力行业和二氧化碳排放中的主导地位，针对煤电机组的管理对于实现中国的气候目标和其他可持续能源目标尤为重要。鉴于碳交易体系将与一系列其他政策（如节能标准、空 气污染标准、电力市场改革和发电装机退役计划等）共同作用，该体系对于燃煤发电运行的影响值得探讨。本报告将探讨当前碳交易体系配额 分配实施草案对中国燃煤电厂的潜在影响。本报告将评估不同分配方案对各类机组配额分配所产生的影响，并研究能导致发电机组产生配额短缺或盈余的关键因素。报告亦将探讨省份和企业层面的分配影响。本报 IEA.Allrightsreserved. 告将就如何完善中国碳交易体系制度设计以在推动能源转型中发挥更核心的作用方面提出建议。 PAGE|2 摘要 目录 中国碳排放交易体系：设计高效的配额分配方案 目录 执行摘要4 引言22 中国能源与气候政策制定26 中国燃煤发电趋势分析34 中国燃煤发电的迅速增长35 能效与二氧化碳排放强度40 年轻的煤电机群：碳减排挑战44 煤电装机容量最高的十个省级行政区50 中国五大国有发电集团57 中国碳市场规则60 碳市场对煤电影响分析69 机组级别分析概述70 燃料排放因子、配额基准设计与碳市场的有效性74 配额分配与公平性考量83 政策互动对碳市场的影响89 关于中国碳市场可能演变方向的讨论95 IEA.Allrightsreserved. 附录103 IEA.Allrightsreserved. 执行摘要 执行摘要 中国碳排放交易体系，全球最大的碳排放交易体系 2020年是中国能源体系发展的分水岭。即使没有新冠病毒带来的各种影响，为“十四五”规划（2021-2025年）制定目标和指导方向的重要工作已足够具有挑战性。但是，2020年显然已成为中国决策者进一步深化市场机制的广泛运用的重要时刻。 精准、高效、协调地推进全国碳排放交易体系（ETS）建设可成为支持 中国经济从新冠病毒疫情中恢复并促进清洁能源革命的重要因素。在这个全球相互联系、相互依存的环境下，中国碳交易体系的成功对我们每个人都影响深远。 中国于2017年开始建设全国碳排放交易体系，以经济有效地限制和减 少二氧化碳的排放。碳交易体系可成为中国推动减排、实现国家自主贡献目标和长期低碳战略的一项重要气候政策。第一个履约期计划于2020年启动。 中国全国碳市场将首先覆盖燃煤和燃气发电厂，并根据燃料和技术为各类机组分别设定行业排放基准值，结合各电厂产出进行配额分配。 IEA.Allrightsreserved. 燃煤电厂的二氧化碳排放量约占中国化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放 量的一半。因此，减少燃煤电厂的排放对于实现中国的低碳目标至关重要，这将是碳排放交易体系覆盖的主要排放来源。 本报告研究了当前碳交易体系设计草案对中国燃煤电厂的潜在影响。这是一个正在进行的项目的一部分，该项目致力于研究全国碳交易体系将如何推动中国的清洁能源转型。在国际能源署（IEA）“清洁能源转型计 划”的支持下，后续报告将对中国碳交易体系进行深入分析，包括其对燃气发电厂和整个电力行业至2035年的影响。 碳交易体系将与其他直接影响中国燃煤电厂的现有政策共存。本报告将首先阐明规范燃煤发电的机构和政策，并分析煤电的发展趋势。报告进 而就国家、省级和企业三个层面评估碳市场设计对不同技术的燃煤电厂的影响，并阐述关键结论和建议。 中国燃煤电厂的二氧化碳排放量在2000年至2018年间有所增加，于2018年达到46亿吨 化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放量2018年化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放量 十亿吨二氧化碳 35 30 25 20 15 10 5 0 200020092018 10 日本 燃煤发电 欧盟28国 十亿吨二氧化碳 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 中国美国欧盟和日本 世界总碳排放世界燃煤产生的碳排放 世界燃煤发电产生的碳排放中国燃煤发电产生的碳排放 IEA.Allrightsreserved.资料来源:2018年数据源自国际能源署(2019a),CO2EmissionsfromFuelCombustion2019[来自燃料燃烧的二氧化碳排放2019]；国际能源署(2019b),WorldEnergyOutlook2019[世界能源展望2019]。 IEA.Allrightsreserved. PAGE|6 中国的清洁能源转型极大地取决于对现有煤电机组的管理 在过去18年中，为了保证能源安全和平价供应，中国煤电行业的规模 与电力和热力的需求增长保持同步，经历了显著的增长。当前的主要挑战是减少煤电的产能过剩和生态足迹。 中国的燃煤发电装机容量自2000年的222吉瓦到2018年的1007吉 瓦，增长超过四倍。该增长主要由2005年以来规模更大且更高效的超 临界和超超临界机组的建设驱动，从而使中国燃煤发电平均效率自2000 年的30％提高到了2018年的39％，成为全球效率最高的燃煤机组之一。 同时，中国的燃煤机组是全球规模最大亦是最年轻的燃煤机组之一。尽管如此，亚临界机组仍占中国煤电装机容量、发电和供热量以及相关二 氧化碳排放量的主要部分。近年来，燃煤发电的碳排放强度下降速率放缓。这可能会在未来几十年中锁定大量的二氧化碳排放。 中国的燃煤发电机组产生的二氧化碳排放在2018年达到了46亿吨，超过了欧盟和日本化石燃料燃烧所产生的二氧化碳排放总和。煤电装机容量最高的十个省份和五大发电集团1分别占中国煤电二氧化碳排放量的三分之二和50％。 1国家能源投资集团有限公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、国家电力投资集团公司。 IEA.Allrightsreserved. PAGE|7 克二氧化碳/千瓦时 1150 1100 1050 机组效率的提高使碳排放强度迅速下降，但这一趋势近年来有所减缓煤电机组发电的平均二氧化碳排放强度 燃煤发电机组 纯电力燃煤发电机组 1000 950 900 850 新建亚临界机组 865 835 800 750 新建超临界机组 新建超超临界机组 700 200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020 “十三五”规划现役煤电机组平均供电煤耗约束性目标对应二氧化碳排放强度 “十三五”规划新建煤电机组平均供电煤耗约束性目标对应二氧化碳排放强度 IEA.Allrightsreserved. 注：热电联产机组的供热量未计入“十三五”规划的平均供电煤耗目标（仅考虑发电量）。热电联产机组由于投产时间长，平均能效水平更低，因此发电机组的平均二氧化碳排放强度高于纯电力机组的平均二氧化碳排放强度。“十三五”电力发展规划中规定了现役煤电机组平均煤耗目标对应的二氧化碳强度目标，该目标与“其他烟煤”的燃料二氧化碳排放因子（即95千克二氧化碳/吉焦）相对应。 IEA.Allrightsreserved. PAGE|8 百万吨二氧化碳 5000 4500 4000 3500 中国煤电机组较低的平均运行年龄可能在未来几十年内锁定大量碳排放各运行年龄段煤电机组二氧化碳排放 1% 1%2% 8%8% 2% 2%10% 9% 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 3% 9% 20% 69% 3% 7% 25% 65% 6% 19% 74% 20%23%29%35% 71%67%60%54% 2000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018 少于10年10-20年20-30年30年以上 IEA.Allrightsreserved. 注：平均运行年龄按照装机容量的加权计算得出。 IEA.Allrightsreserved. IEA.Allrightsreserved. 重置、改造和淘汰煤电产能 因此，管理现有的煤电机组、减少煤电排放将是中国清洁能源转型的关 键。改善电厂管理，进行包括碳捕集利用与封存等在内的改造以及在预期寿命之前淘汰低能效的机组可有助于实现此目的。任何新建的燃煤装机都将为成功实现清洁能源转型增加挑战。 中国仍计划建设新的燃煤机组，其原因涉及多方面因素，包括提供就业机会、促进地方经济增长、为消纳可再生能源提供灵活性以及在提高现有热电联产机组效率的同时满足供热需求。 为控制排放，一种政策可能是在增加新的燃煤装机的同时，相应地淘汰等量的效率较低的老旧装机，从而保证燃煤装机净增长量为零。 未来中国燃煤机组的退役必须突破小规模机组的范围，尤其需加大对较大的老旧热电联产机组的淘汰。将现有的高效超临界和超超临界纯电力机组进行供热改造可以避免新建热电联产机组。 1200 1100 1000 900 800 机组规模（兆瓦） 700 600 500 400 300 200 100 0 迄今为止淘汰的仅为小型和低效的循环流化床、高压和亚临界机组2018年在运装机容量（上）和2000年以来淘汰装机容量（下） 2018年在运装机容量 循环流化床高压 亚临界 超临界超超临界 2018年1007吉瓦装机在运 -1000 -200 -300 1002003004005006007008009001000 累计装机容量（吉瓦） -400 -500 自2000年以来淘汰58吉瓦装机 自2000年以来淘汰装机容量 IEA.Allrightsreserved. IEA.Allrightsreserved. 利用碳市场加速中国煤电转型 规范性政策和市场激励可相辅相成，在中长期内显著减少二氧化碳的排放。中国的全国碳排放交易体系，尤其是其监测规则应可极大地改善排 放数据的可获得性和质量，这对加强燃煤发电和总体排放管理至关重要。根据其他地区的经验，排控企业也将进行碳管理能力建设，并将碳排放成本整合进他们中长期的决策中。 当前选择的配额分配基于产出和基准排放强度，将激励在役燃煤电厂提高效率。在短期内，碳交易体系鼓励高排放燃煤电厂通过提高能效和燃 煤质量等方式改善其二氧化碳排放因子。同时，碳交易也将激励企业优先选择能效更高的机组进行发电。从长远来看，碳交易体系将鼓励企业 把投资从亚临界（和其他效率更低的）机组转移到超临界和超超临界机组。此外，碳交易体系将激励淘汰较小和效率较低的循环流化床、高压和亚临界等燃煤发电机组。 当前的碳排放交易体系配额分配草案或造成大量配额盈余 鉴于煤电的主导地位，监测燃煤发电使用的燃料二氧化碳排放因子（即 单位燃料消耗的二氧化碳排放量）将是决定整个碳市场严格程度的决定性因素。草案对不实测自身二氧化碳排放因子的企业采用高缺省值，以 激励企业展开实测。但是，由于实测排放因子将远低于缺省值，接受实测的机组越多，碳交易体系内的配额盈余将越高。 在中国目前考虑的两套配额实施方案中，对所有常规燃煤发电技术采用统一排放基准值（方案1）较根据机组规模采取两个排放基准值（方案2）将使国家碳交易体系更加严格。此外，采用两个基准值可能会导致 较宽松的基准覆盖下的低效机组增加发电量，从而造成适得其反的效果。 在任何一种方案下，无论实测排放因子与否，当前被纳入考虑的基准