全球能源监测随着更多省份加入，中国新的煤电热潮仍在继续

简报，2023年8月 随着更多省份的加入，中国新的煤炭发电热潮仍在继续 主要发现 ●从2022年夏季开始的燃煤电厂许可狂欢一直持续到2023年上半年和7月。从1月到6月 ，开始建设37吉瓦（千兆瓦）的新煤电容量，允许52吉瓦，其中10吉瓦已经投入建设，同时宣布了41吉瓦的新项目，恢复了8吉瓦的先前搁置的项目。项目管道的所有这些部分目前都以每周不止一个燃煤电厂的速度运行。 ●大多数新项目不符合中央政府对新煤的许可要求：建设大多数新煤的省份没有用它来“支持”相应的大量清洁能源建设；大多数项目都在不缺乏发电能力以满足需求高峰的省份 ；大多数新项目地点已经拥有足够的煤电来“支持”现有和计划中的风能和太阳能容量。这表明没有有效执行限制新项目许可的政策。 ●自20221年初的当前狂欢开始以来，已允许152吉瓦和169吉瓦宣布。这意味着，与前两个五年计划时期相比，中国在当前五年计划期间（2021-25年）正在加速增加新的煤电产能。 ●中国目前有243GW的煤电在建和许可。当包括目前宣布或处于准备阶段但尚未允许的项目时，这一数字将上升到392吉瓦。这意味着煤炭发电容量可能比2022年增加23%至33%，这意味着煤炭发电和排放大幅增加，或者工厂利用率大幅下降，这意味着财务损失和潜在的资产搁浅。 ●除非立即停止许可，否则中国将无法在第15个五年计划（2026-30年）期间减少燃煤发电容量，而随后又不取消已经允许的项目或大量提前退休现有电厂。 1对数据进行更新后，我们对2022年的许可工厂数量进行了修订：148台，总容量为100GW。 疯狂的许可和建设在2023年上半年继续进行 2023年上半年，新煤电产能开始建设37吉瓦，允许建设52吉瓦，同时宣布了41吉瓦的新项目，恢复了8吉瓦的先前搁置的项目（见图1和图7）。在允许的项目中，10吉瓦的容量已经转移到建设中。 在江苏，ft东和河北等沿海省份以及内蒙古，陕西和甘肃等内陆省份，新项目活动的加速最为明显（见图5）。广东在2022年处于领先地位，继续启动和批准更多的新项目。许可过程经常以创纪录的速度继续发生。 尽管高级官员对新煤电厂的许可发表了重要的公开声明，但第二季度仍允许继续快速发展。根据西南证券的数据，7月许可证发行进一步加速，批准不少于10吉瓦。8月初，ft东修订了2023年重点省级项目名单，增加了5个主要煤电项目，只有一个煤电项目从名单中删除。 在一些省份，新批准的发电厂正在迅速投入建设，而在另一些省份，开发商可能正在“以防万一”获得许可证，而不是急于破土动工。在2022年允许的发电厂中，约有一半（52吉瓦）已在2023年夏季开始建设。 新煤的推进使一些长期处于休眠状态的项目恢复。例如，华能ft阴2×1000兆瓦的燃煤发电项目于2011年提出，但直到2020年3月才取得进展。即使在2020年恢复后，该项目仍进展缓慢 。然而，ft西省发改委于7月29日突然批准了该项目。 煤电投产同比翻番，2023年上半年新增电网17.1GW。这是首次看到2020年新项目加速许可和暂停项目重启的结果。2020年初COVID-19大流行开始后，许可增加，由于产能过剩政策在2020年底到期，早些时候暂停的项目重新启动。在2017年发布的产能过剩政策下，重启的项目被暂停 ，此前a。 2015-16年度地方政府发放的许可证大量过剩。2020年开始运营的工厂中有一半是允许的，其余大部分是2020年重新开始建设的项目，这表明建设进展迅速。通常在下半年投入更多的煤电，但2023年上半年投入的电厂数量惊人，特别是在5月至6月才出现加速。产能增量由内蒙古、陕西 、广东和浙江带动。 图1：2023年上半年煤电激增：每周平均有两家煤电厂获得许可，一家以上开始建设。半年煤电状况的变化（全球煤电厂跟踪器）。类别不是相互排斥的，例如，在2023H1获得许可并开始建设的工厂都包括在这两个类别中。 许可需要停止，以使煤炭发电装机容量在未来五年内下降 根据习主席的承诺，当前新项目和许可的热潮正在2026-30年期间增加煤电产能（见图2），届时中国的煤炭消费量将减少。在燃煤发电能力继续快速增长的同时，煤炭消耗可能达到峰值，但这一结果将意味着电厂的利用率迅速下降。 在过去一年的许可大潮之后，中国目前允许和在建的燃煤产能为243吉瓦。随着所有这些电厂的上线，在2026-30年期间停止燃煤发电产能的增加将需要显著加快现有电厂的退役速度 。相反，近年来的退役速度有所放缓。 如果在目前宣布或处于许可前阶段的项目也获得许可之前不停止许可，则管道中将有392GW的新燃煤发电能力。 除非立即停止许可，否则中国将无法在第15个五年计划期间减少燃煤发电容量，而不会随后取消已经允许的项目或大规模提前退休现有电厂（见图2）。 图2：中国的煤电容量轨迹：中国的许可决定将如何在2030年和2040年的关键时期塑造燃煤发电装机容量格局。如果继续进行公告和许可程序，预计2029年总装机容量将达到1,450吉瓦的峰值，如果现在停止许可，预计将更快开始下降，到2027年达到1,340吉瓦的峰值。 这些预测假设燃煤电厂的退休年龄中位数为32岁，并且目前在建或允许的所有新项目都已实现。目前超过32年的工厂退役分布在2024-30年期间。从项目公告，许可和建设开始到调试的准备时间基于2015-23年期间GEM数据集中项目的平均值：公告后4.5年，许可后3.5年，从建设开始到调试3.0年。 大多数新的煤电项目不符合中央政府的要求 关于煤电的官方政策是，清洁能源应成为电力系统的“支柱”，而煤炭应扮演“支撑”角色。不应允许新的燃煤电厂用于批量发电，而只能支持电网稳定和可再生能源集成。但是，对2022-23年允许的项目的分析表明： ●增加大多数燃煤电厂的省份大部分发电来自煤炭，而不是清洁能源。这表明，所有这些省份仍在迅速增加煤炭的大宗发电，而不是将煤炭作为“支撑”来源。在新增煤电项目排名前十的省份中(见图5),火电在发电量增长中占比较高的有7个:浙江(85%)、广东(80%)、安徽(75%)、陕西(75%)、新疆(65%)、内蒙古(60%)、甘肃(50%)。河北和ft东最近一直在减少火电，江苏45%的发电量增长来自火电（见图3）。 ●正在建设新燃煤电厂的大多数地区已经拥有大量现有的燃煤发电能力，并且没有足够的计划太阳能或风能发电能力来证明增加新的燃煤发电的合理性（见图4）。例如，湖北拥有24吉瓦的风能和太阳能，而煤炭和水电则为36吉瓦，可调度容量几乎是可变容量的三倍。对于广东来说，这个比例是4。江苏拥有惊人的105吉瓦的煤炭和天然气发电能力，而风能和太阳能发电能力为52吉瓦。同样，福建拥有37吉瓦的煤炭和燃气发电能力，盖过了其14吉瓦的风能和太阳能发电能力。 ●2022-23年允许的216台煤电机组中只有47台，占允许容量的16％，位于现有和计划中的大规模太阳能和风能容量超过现有和计划中的煤电容量的位置。在一半以上的地方 ，煤炭的容量是已知的大型风能和太阳能容量的三倍以上。4。 2中国国家统计局通过Wind金融终端获得的省级发电数据。 3Wind资讯截至2023年5月底的数据。 4该结果是通过从GEMGlobalWindPowerTracker和Global识别每个新允许的煤电项目给定距离内的所有现有和新的煤炭，太阳能和风力发电厂获得的 ●新批准的工厂和开始建设的工厂中有60％位于燃煤发电产能过剩的电网地区。 图3：发电量增长来源，比较2022年6月至2023年5月与2020年1月至12月。 太阳能电力跟踪器（2023年5月发布）。GEM目录所有大于20兆瓦的太阳能装置和所有大于10兆瓦的风力装置(见，e 。Procedre、数据缺口和未来研究)。此处报告的结果距离为100公里，但对于10至300公里的任何距离的使用都是稳健的 ，其周围具有比煤炭更多的新的大规模风能和太阳能的项目的份额从0变化到20％取决于所选择的距离。 图4：地图上覆盖的现有和新的煤炭、太阳能和风能发电能力。大多数增加太阳能和风能的地方已经有了大量的燃煤发电，只有官僚主义的障碍阻止了它用于支持可变发电的整合。有些地区，尤其是中国西部地区，目前风能和太阳能开发规模较大的地区没有运营煤电，但这些地区只占中国煤电建设总量的一小部分。 煤电热潮的官方理由是支持电网稳定，这首先是指满足瞬时峰值负荷，特别是在夏季；以及支持可变风力和太阳能发电的整合。然而，这些理由最多适用于自2022年初以来允许的少数项目。这表明没有有效执行限制新项目许可的政策。 在国家层面上，中国有足够的发电能力来满足电力需求，在夏季需求高峰期间也是如此。短缺的原因是电网运营的不灵活和过时的方式。这也被隐含地强调了 一些中国专家呼吁更有效地利用现有的煤电产能，而不是建设新的产能。 虽然电力短缺经常被认为是建设新燃煤电厂的主要原因，但其理由经常被滥用。60％的新煤电项目位于电网地区，那里的燃煤发电容量已经过剩。以ft东和贵州等省份为例。尽管这些地区已经有很高的储备利润率，表明产能过剩，但他们继续支持建设更多的燃煤电厂。例如。 ●华北地区有364吉瓦的火电，而峰值负荷为251吉瓦。然而，内蒙古西部，ft东和河北是华北电网的一部分，是追求新煤电容量最多的地区之一。 ●到2022年底，华中电网地区的火电容量为200GW，水电容量为159GW，覆盖了报告的最高峰值负荷139GW。然而，一些省份，特别是湖北，正在为更多的煤炭开绿灯。 ●中国西北电网地区的火电为185GW，水电为36GW，峰值负荷为115GW。然而，新疆和甘肃正在建设新的燃煤电厂。在区域层面上，只有东部和南部两个电网区域的容量紧张，面临电力短缺的风险。这些电网地区将需要改善电网运营，包括增加从其他地区的进口，和/或投资灵活性和存储解决方案，以避免需要新的燃煤发电厂。 我们的分析清楚地表明，没有对新项目进行审查，并且实际上没有执行中央政府政策中规定的新煤炭项目的条件。中央政府似乎在几乎没有任何先决条件的情况下鼓励煤炭发电投资，这是抵消经济其他部门疲软的努力的一部分。 是什么推动了新项目？ 随着COVID-19大流行爆发，煤电许可在2020年初首次放松，政府正在寻求利用重大投资项目来支撑经济活动。在2022年夏季电力短缺之后，令人尊敬的许可热潮开始了。 但是，如上所述，大多数新允许的项目都不能因发电能力短缺而被证明是合理的。相反，电力供应恐慌为推动新的煤电项目超越政府监管机构打开了机会之窗，因为一些省份的电力供应恐慌导致中央政府政策的转变。 2023年，内蒙古、陕西和甘肃等内陆省份以及河北和ft东等沿海省份的新项目活动加速最为明显。 广东在2022年领跑，继续启动和批准新项目（见图5）。 图5：2023年上半年煤电厂和项目状况变化。 过时的网格管理 当前煤电热潮的明显触发因素是2022年夏季的四川电力短缺。更广泛地说，中国在2021-23年的电力峰值负荷迅速增加。这在很大程度上是由于空调的普及和异常强烈的热浪。 高峰负荷的增加增加了一些但不是所有省级和地区电网的电力短缺风险。这是因为中国严格的电网运行模式，正如所讨论的那样。Procedre在CREA和WaterRoc报告“从经济角度解决中国的近期电力短缺问题”中。例如，四川省三分之一的电力生产是根据国家电力调度计划出口的。在2022年的干旱期间，四川继续向东部输出大量电力，同时在全省范围内配给消费。缺乏灵活的电网管理使对煤电的依赖长期存在，并产生了建立更多煤电的需求。 因此，峰值负荷的增加促使燃煤电厂的开发增加，这是一种昂贵且次优的解决方案，特别是在主要的电力需求中心和邻近它们的省份。 建设燃煤电厂以覆盖峰值负荷意味着利用率低 资本密集型资产，即使在没有气候目标的情况下，也是解决问题的昂贵方法。此外，中国的碳中和承诺意味着新燃煤电厂的寿命将非常有限，进一步推高成本。 此外，尽