中国煤电锁定碳排放及其对减排目标的影响

张小丽　崔学勤　王克　傅莎　邹骥

摘要 电力部门一直是中国碳排放的主要来源之一。燃煤电厂作为运行寿命长达30～40 a的能源基础设施，一旦建成投产将锁定大量碳排放，造成高碳排放路径锁定，影响中国未来减排目标的实现和低碳转型。文章利用最新官方和国际机构统计数据，改进了电力部门锁定排放的核算方法，考虑六类煤电机组每年新增规模、发电小时数及机组寿命的动态变化，核算不同情景下在运以及处于规划建设阶段燃煤发电机组的锁定碳排放，并评估其对中国电力部门低碳转型的影响。结果表明：①中国存量煤电机组普遍年轻，截至2018年平均加权服役年限不到12 a，按照现有煤电机组预期寿命自然退役且“十四五”之后不再新增煤电情况下，2040年前中国煤电碳排放将一直保持在较高的水平上。②中国燃煤机组锁定碳排放总量为142.0（83.6～187.0）Gt CO2，截至2018年已实现的累积锁定排放为39.7Gt CO2，剩余的锁定排放将达到102.3（43.9～147.3）Gt CO2。③若只关注年度排放，中间道路情景下中国电力部门在2050年以后能够满足全球2 ℃目标的要求，但从累积排放看，中国电力部门自2040年起就超过了部门碳预算的上限。④控制新增煤电规模、缩短燃煤机组服役年限、减少年发电小时数等，均能有效降低中国燃煤机组锁定排放，但也可能带来高昂的成本。中国需要尽快研究制定煤电有序退出路线图，在逐步淘汰煤电的同时避免资产搁浅和相关从业人员失业给经济和社会造成巨大冲击，最终实现电力部门公平的低碳转型。

关键词 燃煤发电;锁定排放;煤电淘汰;碳预算

中图分类号 X321

文献标识码 A 文章编号 1002-2104（2020）08-0031-11DOI：10.12062/cpre.20200318

2015年通过的《巴黎协定》，设定了全球温升不超过2 ℃，并努力控制在1.5 ℃的目标，给未来全球及中国碳排放空间施加了限制[1-3]。电力部门一直是中国CO2排放的主要来源之一，2016年电力和热力生产CO2排放占中国总排放的57.5%，其中大多数来自燃煤发电[4]。据国际能源署（IEA）估计，现有政策情景下，2050年前电力部门还将继续成为中国最大的排放来源[5]。

针对中国电力部门的低碳转型，许多研究构建了未来电力部门不同的发展情景，分析了未来排放的驱动因素、减排技术、减排成本等[6-11]。这些研究多数从瞬时排放（年度排放）的角度出发，通常只关注关键时点（如2030、2050年）排放量及其是否满足减排目标，而少有研究考虑整个时间段内的累积排放，因此可能产生“延迟减排”路径，即在中前期维持较高排放，而在接近目标年份时快速减排，以便在目标年实现减排目标[12-13]。这类“延迟减排”路径，一方面与“控制温升必须控制累积碳排放”[14]的科学要求不符，另一方面也没有考虑到社会经济惯性带来的高碳锁定效应可能造成这种急速减排不可实现或成本极高[15]。因此，对于寿命长达几十年的燃煤电厂，不仅应关注目标年的年度排放是否达标，还必须考虑其在寿命周期内的“锁定排放”，并根据政策进程持续跟踪[16]。

Davis等提出并发展了“基础设施锁定排放”的概念，即能源基础设施在其运行寿命周期内产生的碳排放量累积之和，并开发了核算方法[17-18]。此后，一些研究开始对全球电厂和其他能源基础设施的锁定排放进行量化核算，还有研究进一步评估锁定排放对实现2 ℃和1.5 ℃目标的影响[19-24]。研究表明，若现存全球燃煤電厂按照历史寿命持续运行，全球温升目标岌岌可危。但现有锁定排放的研究通常聚焦于全球层面，而少数关注中国电力部门锁定排放的研究尚存在以下不足：首先，参数选取上多采用全球平均，如煤电预期寿命选用全球平均40 a，与中国实际情况存在较大差异[25-27];其次，采用的核算方法假设机组整个寿命周期的发电小时数保持在机组建设年份水平上不变，且没有细分机组规模，与中国近年来煤电发电小时数持续下降、大机组发电小时数高于小机组的实际情况不符;第三，只核算建成投运机组的锁定排放，而忽视了中国高达195.6 GW的在建、核准、计划等建设规划周期内的煤电机组的锁定碳排放[28];第四，没有将中国燃煤发电的锁定排放与实现全球温升目标下中国电力部门的碳预算进行对比，无法为中国电力部门长期碳减排要求提供参考。

为弥补以上研究不足，本文改进了燃煤发电锁定排放核算方法，考虑六类煤电机组每年新增规模、发电小时数及机组寿命的动态变化，利用最新官方和国际机构统计数据，并结合情景分析方法，对截至2019年7月处于运营状态以及核准、在建、缓建等建设规划周期内的不同规模燃煤发电机组的锁定碳排放进行定量核算和影响因素分析，并与全球2 ℃目标下中国电力部门碳预算进行对比，评估燃煤发电锁定排放对中国长期低碳转型目标的影响。

从机组运行寿命周期和累积排放角度出发对燃煤发电锁定排放的分析，丰富了通常仅关注年度排放的中国电力部门排放路径的研究视角。改进后的锁定排放核算方法，能够详细反映中国煤电发展实际，且能够模拟控制煤电新增机组规模、缩短预期寿命、减少发电小时数等重要政策的动态变化及其减排效果，从而明确煤电的定位、发展目标以及分阶段淘汰计划。此外，研究有助于将短期煤电投资决策与中长期排放趋势及减排目标结合，形成更为系统和科学的煤电政策影响评估框架，帮助政府及时决策，动态设定和调整电力部门的减排政策，防止延迟减排带来巨大搁浅资产风险及社会成本。

1方法和数据

1.1 锁定排放核算方法

作为长寿命周期的高碳基础设施，煤电机组建成投产便意味着将锁定大量碳排放。因此，从另一种视角出发，可以将煤电机组在运行周期内每年产生的碳排放加总并归到其投产年份，即代表其锁定排放量（如图1深灰色方格）。根据截至2018年锁定排放是否已实际发生，可将其分为已实现的锁定排放（图1黑色方格）和剩余的锁定排放（图1浅灰色方格）。

基于上述锁定排放的概念和分类，本文核算自1993年《中国电力年鉴》发布以来中国每年不同规模新建煤电机组在其运行寿命内的锁定碳排放。根据机组规模大小，将煤电机组分为六类：<100 MW、≧100～200 MW、≧200～300 MW、≧300～600 MW、≧600～1 000 MW、≧1 000 MW，每年各类机组规模根据实际新增情况处于不断变化中，总体而言，先进机组比例不断提高。锁定排放的计算如公式（1）所示：

CE=∑t6t1∑i∑i+LjCEt，i，j=∑t6t1∑i∑i+LjCCt，i，j×EF（1）

式中，CE为燃煤机组的锁定碳排放量;i为燃煤机组投产年份，以1993年为起点;L为燃煤机组的预期寿命;j为燃煤机组实际运行年份，且i≤j≤i+L，t为燃煤机组类型，机组容量由小到大，分别为t1至t6，共六类;CEt，i，j是指i年新建t类燃煤机组在j年运行产生的碳排放量;CCt，i，j为i年新建t类燃煤机组在j年运行产生的原煤消费量;EF为原煤的碳排放系数。

其中，各类燃煤机组的煤炭消费量除与其装机容量有关外，还与其单位发电量煤耗、发电小时数相关，且处于动态变化中。计算时应考虑各类机组每年发电小时数的不同和未来可能的变化情况。2019年前发电小时数、单位发电量煤耗等根据各年统计数据分不同规模煤电机组及其实际运行年份分别确定，对2019年及之后机组的发电小时数进行情景分析。i年新建且在j年运行的t类燃煤机组的原煤消耗量可由公式（2）计算：

CCt，i，j=NIt，i，j×Ht，j×CRt，i，j（2）

式中， NIt，i，j表示i年新建且在第j年运行的t类煤电装机容量;Ht，j表示j年t类煤电机组的平均发电小时数;CRt，i，j为新建t类煤电机组第j年单位发电煤耗;其他同上。受火电行业“上大压小”政策[29]的影响，部分火电机组在2018年设计寿命到期之前已提前关停，特别是装机规模在50 MW以下的小机组。因此，以50 MW装机规模为分界点计算煤电机组淘汰率，以反映机组关停以后的实际运行装机容量和机组的实际寿命。Ni，j为第i年新建装机容量减去2018年之前提前淘汰部分，表示为：

NIi，j=NIi-∑2018jNI1i×R1j+NI2i×R2j（3）

式中，第i年新建的煤电装机NIi中，机组规模小于50MW的装机容量为NI1，规模在50MW及以上的装机容量为NI2; NI1、NI2两类机组2018年之前每年提前淘汰的比率分别为R1j和 R2j;且1993≤i≤j≤2018;其他同上。

对于截至2018年尚未退役的燃煤机组，假定其均能运行至预期寿命到期，不会提前关停。由于经过多轮落后产能淘汰，2018年尚未关停的小机组数量已经较少，且多数服役年限已接近预期寿命，因此不考虑这类机组的提前关停，对于中国燃煤发电锁定排放计算结果影响很小。

1.2 剩余锁定排放变化量与变化率计算方法

根据锁定排放的概念，随着时间推进，总的锁定排放中，剩余锁定排放不断变为现实，成为已实现的锁定排放。当年新增机组对应的全部锁定排放与当年实现的锁定排放（即年度排放）之差，可得剩余锁定排放的变化量，表明机组未来剩余碳排放的年度变化趋势。进一步，剩余锁定排放的变化量与当年已实现排放的比值，可得剩余锁定排放变化率R，用于衡量燃煤机组存量的变化速度。用公式表示为：

Ri=CEi-CEreali-CEearlyiCEreali（4）

式中，Ri為第i年的锁定比率，CEi为第i年新增燃煤机组的锁定碳排放量;CEreali为i年燃煤机组已实现的锁定排放;CEearlyi为i年提前淘汰机组的锁定排放量;其他同上。公式中的分子部分即为剩余锁定的变化量。

R是一个无量纲的数值，反映出考虑整个运行寿命周期的燃煤机组存量的变化。若R值大于0，表明当年新建煤电机组较多，新增锁定排放大于当年实现的排放，剩余锁定排放将进一步增加;若R值等于0，则表明当年实现的排放完全抵消当年新增锁定排放，剩余锁定排放将保持稳定;若R小于0，则意味着煤电机组存量和剩余锁定排放逐渐减少，电力系统向清洁低碳转型;当不再新增煤电且所有机组按其预期寿命退役时，R将保持在-1水平上直至所有煤电机组退役。

1.3 电力部门碳预算

《巴黎协定》达成的2 ℃目标给全球设定了碳预算上限，也给中国电力部门设定了排放空间。计算全球2 ℃目标下中国电力部门的碳预算，并与中国燃煤发电锁定排放进行比较，能够帮助识别中国电力部门的排放差距和减排压力，设定并动态更新电力部门的减排政策。

为了计算中国电力部门的碳预算，本文选择“气候变化减缓路径和减缓成本估算的稳健性评估（AMPERE）”[30]模型比较项目作为基础数据。AMPERE项目是IPCC第五次评估报告情景数据库的重要组成部分，包含了全球主流综合评估模型针对中国的国别情景结果。根据未来生物质结合二氧化碳捕获和封存技术（BECCS）等负排放技术是否可用，可以将AMPERE项目下的电力部门转型路径分为两类。在负排放技术可用情景下，对电力部门近期减排力度的要求稍低，累积排放可以暂时超出部门碳预算，依赖21世纪下半叶应用负排放技术使得电力部门累积排放下降。在负排放技术不可用情景下，电力部门累积碳排放不能超过部门碳预算约束，因此普遍要求电力部门立刻采取有力的减排措施，迅速减少碳排放。基于上述分类，分别计算了负排放技术可用和不可用情景下中国电力部门碳预算的中位数以及25和75百分位数。

1.4 数据来源

利用本文改进的方法计算中国燃煤发电锁定碳排放所需的数据，主要包括燃煤机组预期寿命、新增煤电和淘汰煤电规模以及发电小时数等。基于官方统计数据，结合行业研究报告、国内和国际电力数据库及相关研究，全面搜集最新可得数据，对以上关键参数的取值进行汇总、对比和校准，尽可能保证数据准确性，在此基础上构建了中国燃煤发电锁定碳排放核算数据库。

煤电限制、中间道路和煤电复兴情景下中国燃煤机组锁定排放变化趋势既存在相似之处，也有所区别。与新增装机容量的变化趋势一致，2000年前头茬机组规模和对锁定排放的贡献较小，2005—2010年煤电建设高峰期积累的锁定排放快速增长，占总锁定排放的比例达到40%左右。从2018年之后剩余锁定排放的变化趋势看，在主要建设于2005年以后的存量机组尚未达到预期寿命之前，中国未来煤电总装机容量维持稳定，燃煤发电的年度排放在煤电限制、中间道路和煤电复兴情景下将分别保持在2.5 Gt、3.5 Gt和4.5 Gt CO2的较高水平上。随着存量机组逐步达到预期寿命自然退役，剩余锁定排放开始呈现下降趋势，直到煤电机组最终全部退役排放降为零。在中间道路情景下，存量煤电机组到2040年开始逐步进入退役高峰期，燃煤发电的年度排放逐步下降，到2060年全部煤电机组停止运营。在煤电限制情景下，由于2020年以后

不再新增煤电，且煤电机组的预期寿命设定为25a，因此从2030年开始燃煤机组就将逐步退役，并于2045年实现煤电机组全部退役，相比中间道路情景分别提前了10 a和15 a。而在煤电复兴情景下，由于煤电机组的预期寿命较长，且在2021—2025年间仍将继续新建煤电，因此燃煤发电的年度排放在2040年以后才开始下降，直到2065年才实现完全脱碳。

3.2.2 中国燃煤剩余锁定排放变化趋势

图4展示了中间道路情景下，剩余锁定排放每年的变化量和五年滑动平均变化率。2000年之前中国煤电装机总规模不大，因此尽管燃煤机组存量和剩余锁定排放持续扩张且增速较快，但增长的绝对量并不大，年均增长在2.0 Gt CO2以下。2000年之后，随着煤电装机迅速扩张，剩余锁定排放也加速增长，2006年达到高峰，一年增加10.7 Gt CO2，超过1993—1999年7年增量的总和。这之后煤电建设和剩余锁定排放的增长速度放缓，到2013年下降到1.2 Gt CO2。2013年之后由于煤电审批权下放到各省，在经济利益驱动下，又出现了短暂的煤电投资热潮，煤电剩余锁定排放增量也出现小高峰，2015年一年增加约3.9 Gt CO2。之后，随着中央对煤电无序扩张的管控，剩余锁定排放增长也回落到2013年左右的水平。从图4可以看出，从1993年以来到2019年，剩余锁定排放变化率R始终保持大于0，即考虑运行寿命周期的中国燃煤装机存量一直处于扩张状态。若2021—2025年间除了陆续建设完成当前处于在建和开工前准备阶段的煤电项目外，不再新建其他煤电项目，有望在“十四五”期间越过燃煤装机存量的峰值，实现剩余锁定排放净下降。2025年之后不再新建煤电项目且所有存量机组按其预期寿命自然退役，锁定排放变化率R将保持在-1水平上直至所有机组退役完毕。

3.2.3 中国燃煤锁定排放主要影响因素分析

将其他变量固定为中间道路情景下的设定，逐一对未来新增装机容量、燃煤机组的预期寿命和容量因子设置子情景，分析其对燃煤发电剩余锁定排放量的影响，各组子情景结果见表3。

新增装机五组政策子情景下，从停止新建煤电到控制煤电新增规模，再到放开缓建、停建项目，煤电新增装机规模及相应的剩余锁定排放量将持续增加。相比全部缓建和停建煤电项目重启，严格控制停建子情景下，每年将减少20 GW和30 GW以上的新增煤电装机，并避免12.5 Gt和18.2 Gt CO2锁定排放。预期寿命子情景下，将燃煤机组服役年限缩短至20 a，将大幅缩短存量煤电机组的

剩余运行时间，从而相比中间道路情景减少超过50%的排放量。而延长燃煤机组服役年限至全球平均水平40 a或更长的45 a，相比中间道路情景将分别增加14.0 Gt和31.9 Gt CO2锁定排放。容量因子子情景下，在中间道路情景下50%假设之外，分别分析了各两种更低或更高的发电利用小时数变化带来的影响。结果表明，容量因子每减少10%，即燃煤机组年发电小时数减少876 h，中国燃煤机组剩余锁定排放将相应减少20%。从各组子情景分析结果可以看出，控制新增煤电规模、缩短燃煤机组服役年限以及减少年发电小时数，均能有效降低中国燃煤机组锁定排放。但这些政策措施也会带来高昂的成本，并可能面临巨大的障碍和挑战。

3.2.4 研究结果与同类研究比较

表4对现有关于中国电力部门锁定排放的研究与本文中间道路情景下核算结果进行了对比。Davis等[18]和Tong等[23]运用全球数据库，对全球能源基础设施锁定的二氧化碳排放量进行了核算。两者有关中国电力部门锁定排放的结果分别比本研究中间道路情景下的结果高出约31.0 Gt和45.9 Gt CO2。差异原因在于：①核算范围和核算年份上，Davis等核算的是火电而非煤电，且截止年份较早，为2012年，没有考虑之后年份的新建和目前在建机组。Tong等根据《IPCC 2006年国家温室气体清单指南2019修订版》[47]对能源基础设施进行分类，其中能源工业部门除燃煤电厂外，还包括其他火电厂、热力生产、石油冶炼及其他能源工业。核算年份为1970—2018年建设机组及计划建设机组。与这两项研究不同，本核算范围专注于煤电，剔除了其他火电机组的影响，

使得核算结果能够更好反应煤电锁定排放及其变化趋势。②两篇文章侧重全球层面锁定排放的核算，在参数取值上也采用全球平均值，如中国燃煤电厂寿命采用全球平均值40 a的假设，容量因子也采用全球平均假设，这与中国煤电机组运行的实际情况存在差异。而本研究利用详细的统计数据，选取符合中国燃煤现实特征的机组寿命、容量因子等參数并考虑其动态变化，充分反映中国煤电运行实际情况。

Jiang 等[27]专门分析中国燃煤发电的锁定排放，采用符合中国燃煤发电现状的30及35 a寿命假设，得出1993—2013年中国燃煤发电锁定排放量为106.4 Gt CO2，

比本文中间道路情景下结果低约25%。Jiang等虽然核算煤电锁定排放，但在装机容量、发电小时等重要参数取值时却采用火电数据，并且假设机组整个寿命周期的发电小时数保持在机组建设年份水平上不变。另外，该文没有对2013年之后煤电审批权下放地方，煤电大量无序新增，以及近年来严格控制煤电新增规模等一系列政策变化及其对锁定排放的影响进行分析。

3.3 中国燃煤发电锁定碳排放与电力部门碳预算比较

本文利用AMPERE情景数据库，计算了全球2 ℃目标下中国电力部门未来的年度和累积碳排放路径，并与中国燃煤发电的锁定排放进行对比，见图5。在设定的中间道路情景下，中国煤电未来年度排放将在2040年以后逐步下降，到2050年下降到1.05 Gt CO2，到2060年实现零排放，与BECCS等负排放技术可用情形下全球2 ℃目标的减排要求基本吻合。但是从累积排放看，由于大部分存量机组仍在其运行寿命之内，2020年以后中国煤电碳排放仍将在相当长一段时间内维持在较高水平上，累积碳排放将快速上升，到2040年之前就将超过全球2 ℃目标下电力部门碳预算的上限。而若不依赖负排放技术实现全球2 ℃目标，要求电力部门碳排放在2020年以后立刻快速下降，远远超出了中间道路情景下中国煤电的减排力度。在煤电限制这一极为严格的政策情景下，中国煤电从年度排放和累积排放两方面都能满足全球2 ℃目标的减排要求，且不需要依赖21世纪下半叶负排放技术的应用。但其代价是燃煤机组的退役寿命缩短至25 a，每年运行小时数保持在较低水平。这可能导致燃煤电厂盈利能力受损，即造成资产“搁浅”[48-49]。而在煤电复兴情景下，中国煤电部门的减排要求非常宽松，但其年度排放和累积排放都将远远超出全球2 ℃目标的排放限额。

从以上比较可以看出，要滿足全球2 ℃目标的要求，不能仅仅关注目标年份的年度排放，而需要从累积排放的角度出发，在2040年前，亦即中国多数存量燃煤机组尚未到达预期寿命时，进一步加强减排力度。同时在未来的政策制定中，应当动态跟踪核算中国煤电部门的剩余锁定排放，并与全球2 ℃目标下电力部门的碳预算进行对比，调整减排政策与措施[16]。

需要强调的是，本文只计算了燃煤发电的锁定碳排放，而没有考虑未来可能扩张的天然气发电，因此与全球2 ℃目标下电力部门碳预算对比得出的煤电转型挑战，可能会进一步加剧。此外，由于缺乏全球1.5 ℃目标下针对中国的国别情景数据，无法对比中国燃煤发电锁定排放与全球1.5 ℃目标下中国电力部门的减排要求。但是1.5 ℃目标下，全球总体剩余碳预算相比2 ℃目标将进一步减少一半左右，中国电力部门满足减排要求的挑战也将进一步扩大[50-51] 。

3.4 减少煤电锁定碳排放的政策选择

从中国燃煤发电锁定排放和电力部门碳预算的对比可以看出，中间道路情景下中国煤电部门与全球2 ℃目标的要求之间，仍存在排放差距。未来需要同时关注新增煤电和存量煤电，进一步提高减排力度。

分析表明，如果放松对新增煤电规模的严格限制，煤电锁定排放会进一步增加10 Gt CO2以上，并且可能带来新的产能过剩和资产搁浅的风险。因此应当保持政策定力，继续严控新增煤电产能。同时大力发展可再生能源，确保新增电力尽快实现完全零碳，使得电力需求和碳排放完全脱钩。对于高峰时段用电紧张等问题，应当采取省间

电力互济、需求侧管理等手段解决，而不是盲目无序新建煤电。

针对存量煤电机组，可以选择提前退役、实施灵活性改造和CCS改造等政策选项及其组合，减少其运行年限、发电小时数和排放因子，从而减少其锁定排放。但这些政策也可能面临巨大的实施障碍与挑战。

缩短现有燃煤电厂运行寿命，使其提前退役，是减少燃煤电厂寿命周期锁定排放最直接的办法。但是要求还在设计寿命之内、本可以继续运行并产生经济收入的机组提前退役，可能导致燃煤电厂作为一种资产，其盈利能力受损，甚至无法收回其初始投资，造成资产搁浅。考虑到中国存量煤电的巨大规模，搁浅煤电资产据估算将达到万亿人民币量级[52]，造成巨额的投资浪费，且存在风险进一步传导、影响金融系统稳定的隐患[49]。

通过对现有燃煤电厂进行灵活性改造，使得负担基荷的煤电机组转变为调峰机组，大幅减少发电小时数，从而减少寿命周期内的锁定碳排放。中国制定了在“十三五”期间灵活性改造220 GW煤电的目标。但是在目前电力调峰辅助服务市场不完善的情况下，发电小时数下降可能损害电厂收益，不能有效激励电厂进行灵活性改造。

减少存量煤电锁定排放的另一个政策选项，是对现有燃煤电厂进行CCS改造，将煤电从高碳电力转变为低碳电力，从而使得中国规模巨大的存量煤电装机在未来能够继续使用并满足碳排放约束。但是一方面受燃煤电厂技术类型及周边封存条件的限制，并不是所有燃煤电厂均适合进行CCS改造。另一方面，目前CCS成本昂贵，且技术发展速度落后于预期，仅有少数示范项目，未来能以较低成本大规模应用的不确定性较大[53-55]。

综上所述，为了减少中国燃煤发电锁定排放，满足电力部门长期低碳转型的需求，应当继续严格控制新增煤电规模，并采取提前退役、实施灵活性改造和CCS改造等政策选项，减少存量煤电装机的锁定排放。为了减少政策的负面影响，中国需要尽快研究制定煤电有序退出路线图，在逐步淘汰煤电的同时避免资产搁浅和相关从业人员失业造成的经济和社会问题，最终实现电力部门公平的低碳转型。

4 结 论

本文改进了电力部门锁定碳排放核算方法，考虑六类煤电机组每年新增规模、发电小时数及机组寿命的动态变化，对截至2019年7月在运以及处于建设规划周期内的不同规模燃煤发电机组的锁定碳排放进行核算和影响因素分析，并与全球2 ℃目标下中国电力部门碳预算进行对比，评估中国燃煤发电锁定排放对中国长期低碳转型目标的影响。主要结论如下。

（1）1993年以来中国新增煤电装机造成的锁定碳排放量为142.0（83.6～187.0）Gt CO2，其中截至2018年实际已经累积排放39.7 Gt CO2，而2018年之后剩余的锁定排放为102.3（43.9～147.3）Gt CO2。

（2）中国存量煤电机组普遍年轻，截至2018年平均加权服役年限不到12 a，2025年之后不再新增煤电以及所有燃煤机组在达到35 a预期寿命后自然退役的设定下，未来中国煤电排放将一直保持在较高水平上，直到2040年才开始逐步下降，最终到2060年降为零。而在严格限制煤电和继续发展煤电的情景下，未来中国煤电排放下降并最终实现零排放的时间将分别提前和延后5～10 a。

（3）中间道路情景下，中国煤电年度排放在2050年以后将基本满足全球2 ℃目标要求。但是从碳预算的角度看，由于2020年以后中国煤电碳排放仍将在相当长一段时间内维持在较高水平上，因此累积排放在2040年之前就将超出全球2 ℃目标允许的上限。

（4）控制新增煤电规模、缩短燃煤机组服役年限以及减少年发电小时数，均能有效降低中国燃煤机组锁定排放。但这些政策措施也会带来高昂的成本，造成煤电资产搁浅以及失业等问题。

综上，要实现减排目标，不能仅仅关注目标年份的年度排放，还应当关注累积排放，动态跟踪核算煤电部门的剩余锁定排放。通过煤电锁定碳排放的核算，明确煤电的定位、发展目标以及分阶段淘汰计划，从而及时调整减排政策与措施。严格新增煤电项目审批，强化煤电去产能政策力度，控制煤电总体规模;推进竞争性电力市场建设，利用市场调节引导煤电机组定位向电力型机组转变;利用财政补贴、建立专项资金等补偿燃煤电厂提前退役;妥善安置受影响的失业人员，并对其进行职业技能培训和再教育等，帮助其再就业。通过以上政策措施，促进煤电有序退出，防止煤电无序新增后短期内快速淘汰對社会经济造成巨大冲击，帮助实现电力部门公平的低碳转型。

（编辑：刘照胜）

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Committed CO2 emissions of Chinas coal-fired power

plants and their implications for mitigation targets

ZHANG Xiao-li1 CUI Xue-qin2 WANG Ke1 FU Sha3 ZOU Ji1

（1. School of Environment & Natural Resources， Renmin University of China， Beijing 100872， China;

2. Department of Earth System Science， Tsinghua University， Beijing 100084， China;

3. National Center for Climate Change Strategy and International Cooperation， Beijing 100038， China）

Abstract Coal power sector has been one of the main sources of Chinas carbon emissions. As part of Chinas fossil-fuel infrastructure with a long life expectancy of 30 to 40 years， coal-fired power plants will continuously generate CO2 emissions for decades once they are built， thus leading to a huge carbon lock-in， and affecting Chinas future emission reduction targets and low-carbon transformation. By applying the latest data from official statistics and international databases， this paper refined the accounting method of committed emissions with dynamic parameters， namely newly installed capacity， expected lifetime and capacity factor. Then three scenarios based on different combinations of future changes of these parameters were set. The committed emissions under different scenarios were calculated and compared with sectoral carbon budgets of the global 2 ℃ target， and policy implications for long-term mitigation targets were assessed. The results show that：
① Chinas existing coal-fired generators are generally young， with a weighted average age of less than 12 years in 2018. If those power plants retire in line with the expected lifetime and no new generators will be installed after 2025， the CO2 emissions of Chinas power sector will remain at a high level before 2040， when there would be a steady decline. ② Total committed emissions of Chinas coal-fired generators installed from 1993 to 2020 will reach 142.0 （83.6～187.0） Gt CO2， with 102.3 （43.9～147.3） Gt CO2 remaining. ③ From the perspective of annual emissions， Chinas power sector can roughly meet the mitigation target of 2℃ after 2050 under the current trajectory. However， the cumulative emissions would substantially exceed the sectoral carbon budgets during the period. ④Mitigation options including eliminating newly installed power plants， premature retirement， decreasing annual utilization hours， and CCS retrofitting， might cause huge costs or even trigger social-economic risk without well-designed policies. The research highlights the significance for China to formulate an orderly coal phase-out roadmap to ensure a just transition to a low carbon energy system.

Key words coal-fired power plant; committed emission; coal phase-out; carbon budget

收稿日期：2020-01-09 修回日期：2020-03-30

作者簡介：张小丽，博士生，主要研究方向为能源与气候变化经济学。E-mail：zhangxiaoli0415@163.com。

通信作者：王克，博士，副教授，主要研究方向为能源与气候经济学。E-mail：wangkert@ruc.edu.cn。

基金项目：中国人民大学科学研究基金（中央高校基本科研业务费专项资金资助）项目“中国电力部门锁定排放及中长期低碳发展路径研究”（批准号：18XNH035）;能源基金会资助课题“中国煤电成本分析与风险评估”（批准号：G-1910-30513）。