新能源现实如何可能延长煤炭的日落

持久力：新能源现实如何加剧煤炭的衰落 世界正面临着严峻的现实：燃煤发电在能源组合中的比例可能比预期更长，这将阻碍实现气候变化目标。近年来能源市场的现实情况不仅没有减少，反而变得更加有利于燃煤发电。 俄罗斯持续入侵乌克兰以及中东地区的动荡局势，使得能源安全问题成为各国政府关注的重点。全球范围内，电力需求正在快速增长。数据中心的大规模建设以及能源密集型制造业的扩张，导致能源市场对电力需求持续攀升，往往不考虑其碳排放强度。此外，煤炭技术仍有发展空间，未来可能会出现低排放的创新技术，这或许能使煤炭在以可再生能源为主导的世界中重新获得认可。 持续推动南亚和东南亚许多经济体电力部门强劲需求。随着可再生能源、核能和水电的扩张，中国是我们对煤炭峰值预期的关键推动因素，但煤炭即使在国家能源转型加速的情况下也显示出韧性。 在本期《地平线》中，我们探讨了能源安全、电力需求和科技选择如何增加煤炭使用的风险，并可能延长其使用时间。以专门为本次《地平线》报告开发的煤炭高需求案例为基础，我们分析了煤炭前景看涨的驱动力以及这对投资者、科技和全球气候目标的含义。 尽管欧洲、美国、日本和韩国的煤炭需求下降，廉价国内煤炭资源的供应仍然可用。 这一点凸显了现实：煤炭需求持续证明其韧性超出了预期。我们继续相信，我们关于2026年煤炭需求达到顶峰的基线预测最有可能发生，但我们还制定了一个高煤炭需求方案，其中煤炭需求之所以更具韧性，有三大关键原因： 我们何时能看到煤炭的顶峰？ Wood Mackenzie预测全球煤炭需求将在2026年达到峰值。在我们基于案例的能源转型展望中，全球燃煤发电量在2025年至2050年期间将下降约70%。可再生能源的竞争力成本、电池存储技术的进步、核能的复兴以及可调度天然气发电能力的增长降低了全球煤炭资产的使用率。煤炭需求的最大减少发生在亚洲，由中国推动。该地区目前占全球煤炭消费量的78%。 能源安全与可负担性：对于亚洲几个最大和增长最快的经济体来说，煤炭是一种战略性的国内资源，它支撑着能源安全、价格合理和就业。 电力需求增长：在数据中心、人工智能和更广泛电气化的迅速电力需求增长时代，政府和企业可能会选择更加努力和更长地运行现有的煤炭资产，从而减缓对低碳替代方案的投资。 预测“煤炭峰值”已经长期证明为过早。1997年京都议定书、2015年巴黎协定以及2021年在COP26上达成的全球协议都燃起了乐观情绪，认为煤炭的时代已经过去，但全球煤炭需求仍在不断上升。在2013年至2025年期间，随着中国经济规模翻番，中国燃煤发电量增长了超过36%。目前，煤炭是全球最大的电力来源。 技术改进： 煤炭作为灵活的电源使用进展，以及碳捕集、利用与储存（CCUS）和氢共燃等技术的发展，可以改善燃煤电厂的排放状况，延长其运行寿命。 在我们的高煤炭需求案例中，全球电力系统仍以低碳能源为主。但亚洲九个国家握有煤炭未来的主动权。与我们的基准案例不同，印度、印度尼西亚、越南、巴基斯坦和孟加拉国的煤炭需求增长更快，反映了更强的产能增长和较年轻的资产寿命。像马来西亚、泰国和菲律宾这样的市场，如果新建煤炭项目得到有效禁止，可能会改变方向，如果更便宜的煤炭能够影响辩论。近年来，中国证明了自己在满足强劲需求增长时能够更加高效地运营其煤炭资产，随着其电力需求的增加，它可能会重复这一做法。 在我们的高煤炭需求案例中，从2025年到2050年，煤炭发电量平均比我们的基准案例高出32%。煤炭发电量仍然达到峰值，但比基准案例晚约四年，在2030年。此后，煤炭发电量将在2050年之前进入一个增长较慢的平台期。 随着煤炭燃烧量增加，零碳电力产能、储能和天然气发电相应放缓。从2025年到2050年，风能、太阳能、储能和天然气产能将减少约2.1万吉瓦。减少碳排放将变得更加困难。如果没有对碳捕集和储存能力的重大投资，与基准案例相比，煤炭部门的未受控排放量将增加20亿吨。 煤炭需求是否会呈现“高需求、长周期”的趋势？ 能源安全和可负担性成为首要问题 能源进口国在经济上有动力加大国内煤炭生产。 中国和印度是全球煤炭需求的基石。作为世界上最大的煤炭生产国和消费国，两国都将丰富的煤炭资源视为其能源安全支柱，并致力于减少能源进口。去年中国开采了超过40亿吨的褐煤，满足了其总需求的90%，而且中国政府已经明确表示，尽管在清洁能源上进行了巨额投资，但仍将优先考虑能源安全而非逐步淘汰煤炭。印度继续扩大国内煤炭生产，以减少对进口的依赖，在2024-25财年首次生产了超过10亿吨煤炭。 与此相比，海运煤炭市场表现出极大的波动性。虽然价格在某些情况下可能与国内市场竞争，但自2022年俄罗斯入侵乌克兰以来，同等品质的进口煤炭价格一度飙升至超过每百万英热单位14美元。目前，太平洋地区液化天然气（LNG）的价格是国内生产的煤炭价格的两倍以上。与进口煤炭一样，液化天然气价格也大幅上涨，最高曾达到每百万英热单位36美元。对于进口能源的国家来说，增加国内煤炭产量具有经济上的激励作用。 全球煤炭生产维持了大量直接和间接就业，成为地方和区域经济活动的重要推动力。中国山西等省份和印度达拉特等州依赖煤矿开采权使用费和税收作为基本收入来源。这些资金支撑着经济发展、社会福利项目和基础设施建设。 燃煤发电也有助于保持亚洲市场的能源价格低廉。印度和中国的国产5500千卡/千克沥青煤在电厂的价格目前介于每百万英热单位3-4美元之间。国产煤炭在中国和印度的需求中占85%至90%。 电力需求使煤炭保持在了能源结构中。 全球许多发电厂正延长燃煤厂的寿命 几乎所有主要经济体都将煤炭发电资产的淘汰作为其减碳计划的核心。最近，全球许多电力生产商都在延长煤电厂的使用寿命或增加其利用率，而不是减少。主要有四个原因。 即使具有经济优势，零碳电力也没有取代煤炭。 •一个快速电气化的全球经济正在与当今能源技术的现实相碰撞。人工智能对电力的巨大需求正在推动各个主要能源市场对电力供应的战略竞赛。 在中国和印度，天然气仍然是电力总燃料投入的3-4%左右。 •零碳电力无法包揽一切。储能技术的进步尚未足够，无法将风能和太阳能转化为基荷资源。在美国，随着电力需求的激增，天然气正在承担大部分重担，但同样无法全部承担，使得煤炭成为基荷需求的无奈选择。 美国。尽管较温和的LNG价格将支撑亚洲天然气需求增长，但大部分的需求增长将集中在工业和住宅领域。在中国和印度，天然气在总燃料输入到发电领域的比例仅为3-4%左右。 •随着煤炭替换成本的上升，现有煤炭资产的价值正在提升。这部分价值很大程度上与容量价值相关，而不是与高峰能源价格时段销售能源的价值相关。例如，美国的能力市场为可调度的容量，包括燃煤电力，给予了额外溢价。 •投资者在更换燃煤电力时感到“标签震惊”。虽然太阳能是新建电力成本最低的来源，但在大多数发达经济体中，可再生能源面临关税威胁、回流生产成本上升和基础设施延误。新的天然气产能成本几乎翻了一番。 燃煤技术创新 升级的煤电单元类似于燃气电站，支持可变可再生能源。这些工厂在高可再生能源产出期间可以支持20-40%范围内的较低最低发电水平，与传统煤电厂相比，后者为50%。灵活的煤电厂可以实现每分钟最大负荷的5%或以上较快增减率以及两小时或更快的快速启动，与传统煤电厂相比，后者分别为1-2%的增减率和4小时的启动时间。 随着世界电气化的发展，它也在最大化现有电力资产，包括最新的煤炭船队，在一个以可再生能源为主的电网中。当煤炭发电厂的平均使用寿命在50到60年之间，而中国、印度和东南亚的船队都较年轻时，最大限度地延长发电厂寿命、优化运营并部署减少排放的技术，都有经济上的激励。 这些植物通常需要来自容量支付或其他市场机制的支持，然而。这种支持有助于抵消由于效率较低、燃料消耗增加以及由于单元循环和加速而导致的维护成本增加。如果没有足够的补偿，植物的经济效益将面临挑战。政策支持对于灵活煤炭运营的广泛应用将是至关重要的。 最新的燃煤发电厂创新提供了灵活性 在2020年至2025年间，中国通过改造部署了200吉瓦的先进燃煤电厂产能，占其目前1.2万吉瓦装机总量的15%以上。新产能可以实现灵活的“深度负载跟随”运行。印度也在走一条类似的道路，大约6吉瓦的228吉瓦煤炭电力总装机正在进行试运行改造阶段。 燃煤电厂可以采用替代燃料进行联燃 CCUS仍然是煤炭发电的圣杯 下一代煤炭发电厂减排的共同燃烧技术依赖于氨和氢。共同燃烧是指在与煤一起燃烧氨或氢以发电。日本和韩国在测试和实施这项技术在本国煤炭发电设施方面走在前列。包括印度尼西亚、印度、马来西亚、菲律宾和新加坡在内的其他国家正在开展试验和研究。 CCUS技术理论上解决了煤炭最大的挑战：保持运营过程中的排放。目前，在捕获二氧化碳 煤电厂配备碳捕获、利用和储存（CCUS）技术的寥寥无几，只有两个商业规模的项目——一个在美国，一个在加拿大，还有一个中国的示范工厂正在建设中。 最大的障碍是发电厂CCUS项目的极高运营和资本成本。提高燃煤电厂的利用率将有助于支持投资CCUS的经济论点。然而，碳储存成本将是亚洲CCUS煤炭规模化的限制因素。例如，日本和韩国这样的市场需要资本密集型的跨境CCUS贸易，因为它们国内储存能力有限。如果这些国家减少热能容量，它们很可能会转向天然气，而天然气每TWh发电产生的碳排放更少。 未来的氨和氢混合燃烧的成功取决于多个因素，包括克服高昂成本、需要重大政府激励措施以及技术挑战。基础设施和物流也构成了主要障碍。在日本和韩国初步的乐观情绪似乎已经减弱，在成本高昂和收益相对有限的情况下：在燃煤电站实现50%的氨混合燃烧导致净排放量与未受管控的相似。CO2 燃煤电厂。此外，在共燃过程中还会产生额外的有害氮氧化物排放。 为应对成本挑战，需要投资激励和充分的政策支持，包括补助金、资本投资和基于生产的税收抵免、基础设施建设以及采购协议。政府支持的一CO2结合明确的许可和责任政策框架。 结论：存在更高和更长的煤炭消费路径 中国拥抱煤炭的程度将影响全球零碳电力技术的成本下降。 世界上第一座煤电厂于1882年开始运营。将近140年后，世界仍然依赖煤炭来推动全球经济。虽然一些市场，尤其是在欧洲，已经转向了煤炭，但不断增长的电气化预期、贸易紧张和能源政策风险需要关于煤炭作用和脱碳速度的新一轮辩论。 新兴科技：政府和资产所有者应继续调整策略，以适应以低碳为主导的世界。如果煤炭需求保持韧性，必须优先考虑降低电力输出碳强度的技术。在没有重新关注灵活负荷跟随煤炭产能和碳捕获、利用和封存（CCUS）创新的情况下，我们对于高煤炭需求的情况感到更加不愉快。如果实施CCUS，鉴于单位碳捕获所需的较低水平，将其与天然气结合应被视为一种更有效的方法。关于CO2 我们的高煤炭需求案例既不是板上钉钉的事，也不令人向往。然而，它确实反映了全球能源市场正在发生的重大转变：各国希望对能源资源有更多控制权，以扩大经济实惠且可靠的电气化。因此，未来5到10年的能源投资可能会采取不同的音调——从净零路径转向依赖既定选项，包括燃煤解决方案。 天然气生产的电力。 从我们高煤炭需求案例中，我们看到了对全球能源市场的一些影响： 可再生能源：中国的贸易政策也给可再生能源开发商带来了不确定性：中国接纳煤炭的程度将影响全球零碳电力技术的成本下降。我们更高煤炭需求案例预计，与基准案例相比，风力、太阳能和储能容量将减少约1.7亿千瓦。如果政府和投资者加大承诺，扩大清洁能源投资，倡导无关税、跨境贸易，并支持中国从煤炭转向可再生能源供应链，这种结果是可以避免的。 煤炭生产商：更高的需求将凸显在补充供应方面的投资不足，以抵消储备消耗和关闭。假设大多数西方金融机构继续限制热煤供应投资，私募股权和对冲基金将被需要来资助所有绿地和棕地扩张。煤炭需求前景看好，如果投资不足，可能会推高煤炭价格，从而侵蚀其核心优势。 天然气：天然气必须保持其在推动能源转型中的首要作用——取代煤炭并支持可再生能源的扩张。预计从明