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摘要:受天然气供应危机的影响，近期德国、法国、荷兰等欧洲国家纷纷重启煤电。如何在保障能源安全的既定政策下，实现煤电的平稳转型引发广泛关注。本文在总结全球能源低碳转型趋势及特点的基础上，对比分析了德国、丹麦和美国等国家推进煤电转型的政策与途径，总结了煤电转型的国际经验，为积极稳妥推进我国煤电转型工作提供了经验和借鉴。

关键词:煤电;转型;国际经验

“退煤”是实现能源低碳转型的重要抓手之一。但近期受天然气供应危机的影响，德国、法国、荷兰等欧洲国家纷纷重启煤电。如何在保障能源安全的既定政策下，实现煤电的平稳转型引发广泛关注。本文总结了全球能源转型和煤电发展趋势，重点梳理了德国、丹麦、美国等国家的“退煤”进程，从补贴政策、技术选择、市场机制等方面分析发达国家的煤电退出经验，为我国煤电转型发展提供决策参考。

一、世界能源低碳转型的趋势及特点

（一)全球进入能源低碳化发展新阶段

2010-2021 年间，全球一次能源累计消费量折合标准煤约2264亿吨，年均增速为1.6%，其中天然气和非水可再生能源作为低碳能源重要的组成部分年均增速分别为2.5%和14.2%;而煤炭和石油消费占比持续下降，2021年分别降至26.9%和31%，较2010年分别下降了2.8个百分点和2.9个百分点。分地域来看，北美、欧洲能源消费逐步走低;南美洲和中美洲能源消费增长低于全球平均水平;非洲及亚太地区经济发展快速、人口密度大，能源消费增速高于全球平均水平;我国已成为全球能源消费最主要的增长极之一。

（二)《巴黎协定》阐明了全球低碳转型趋势

在《巴黎协定》引导下，各国陆续提出碳中和愿景目标。2017年12 月，29个国家签署了《碳中和联盟声明》，承诺到21世纪中叶实现零碳排放; 2019年9月，在联合国气候行动峰会上，66个国家组成了气候雄心联盟;截至目前，已有130余个国家和地区提出碳中和目标。总的来看，大部分国家以2050年作为碳中和目标年，瑞典、芬兰和德国等国家甚至把目标年提前至2035-2045年。考虑到国内目前的能源消费体量和经济发展目标，我国提出了力争在2060年前实现碳中和。2010-2021年间，全球非水可再生能源年消费量翻了近两番， 在一次能源消费量中的占比从2.1%逐年攀升至6.7%。可以预见，随着技术进步和成本进一步降 低，可再生能源的开发利用将更加广泛，并将持续推动能源低碳转型。

（三)尽管乌克兰危机后煤炭消费量出现反弹，但煤炭在全球的核心地位仍在持续降低

2010-2021 年间，全球煤炭消费总量折合标准煤约646亿吨，年均增速为0.6%，煤炭在一次能源消费中的占比也从29.7%降至26.9%。分地域看，美国和德国等发达国家的煤炭需求量急剧下降，而印度尼西亚(98%)和越南(252%)等发展中国家煤炭需求量的增长仍较为显著。从减煤情况看，世界上许多国家已经开启减煤战略，但推动因素和替代力度各不相同。其中作为“退煤先锋”的欧盟受自上而下应对气候变化的驱动，煤炭消费量在2012至2020年间逐步下降，累计降幅达到42%;在乌克兰危机之前，比利时、奥地利、瑞典和葡萄牙已经关闭境内所有的燃煤电厂; 法国(2023)、英国(2025)、芬兰(2030)、荷兰(2030)和德国(2038)都宣布了全面退出煤电的时间表。乌克兰危机爆发后，受全球天然气价格飙升的影响，欧盟地区的煤炭消费在2021年出现反弹。为此，欧盟于今年6月宣布将 2030 年可再生能源在终端能源消费中的占比目标从32%提升至40%，推进减碳的决心没有改变。

二、西方国家推进煤电转型的典型做法

长期来看，煤电转型是电力低碳发展的必经之路。由于资源情况、政策环境、技术路径的差异，德国、丹麦和美国煤电转型分别具有不同特点。其中德国曾是以煤为主的国家，煤炭产业是地方经济的重要支撑，通过依托制定差异化的退出方案实现了煤电和煤炭矿区的同步平稳转型。丹麦风电资源丰富，通过集中资源打造优势清洁能源产业，实现国家与能源企业同步“退煤”。美国气源丰富，通过支撑非常规天然气产业发展和执行严苛的污染物排放标准，倒逼煤电主动退出。

（一)德国通过立法制定目标和定制化方案抓落实，双管齐下“退煤”

德国风电、光伏发电发展迅猛，煤电发电量占比仍近三分之一。在气候变化政策约束、补贴激励、市场化变革等多重因素的影响下，德国的可再生能源发电装机在过去20年保持了强劲的增长势头，2000-2020 年，风电和光伏发电合计装机占比从 5%上升到50%，煤电装机占比从 47%下降至20%，特别是近五年风电光伏对煤电的替代作用更加显著。但煤电在2020年发电量中的占 比(24%)基本与风电(26%)持平，天然气供应危机后更是大幅提升至 32%，使德国遭受了煤电转型不充分的质疑。

通过立法提出“退煤”目标和路径。2019年， 德国正式提出最晚到 2038 年全面退出煤电，之后联邦政府陆续对《可再生能源法》和《热电联产法》进行了修订，并在2020年7月专门出台了《煤炭退出法》和《加强煤炭地区结构调整法》，从法律层面明确了燃煤电厂关停的时间表和路线图， 以及对矿区的经济补偿方案。2021 年通过的《气候保护法(修订案)》将德国的碳中和目标年份从2050年提前到2045年。为此，新联合政府提出在理想情况下将“退煤”时间提前8年，至2030年实现。

成立退煤委员会为“退煤”立法提供支持。为有效落实煤电退出，德国成立了由矿区代表、企业、科研人员、环境组织、贸易协会等不同利益相关团体组成的退煤委员会，共计31人，拟定“退煤”提案作为相关立法的重要参考，内容包括煤炭退出、矿区转型、电力保供、公平转型及监督等方面的内容(见表 1)，并针对气电、电价、 碳市场等附加措施提出建议。例如，退煤委员会建议允许新建燃气电厂作为过渡;气电替代煤电将加速碳价和电力批发价格上涨，通过经济补偿保持高耗能产业的竞争力、合理控制商业和居民用电成本负担;在碳排放交易体系中(ETS)，按照关停电厂节省的二氧化碳排放量，成比例削减德国拍卖的碳配额总量。

“退煤”执行三步走战略，针对硬煤和褐煤机组采取不同政策。根据德国退煤委员会的提案， 德国现役煤电机组将经历三个退出阶段:第一阶 段(2019-2022)煤电总装机从4000万千瓦降低至3000万千瓦，并采用“柔性退煤”机制将部分转为备用机组;第二阶段(2023-2030)尽可能平 稳地削减燃煤发电量，并将煤电装机进一步降低至1700万千瓦以内;第三阶段(2031-2038)实现煤电完全退出。德国的煤电机组主要分为硬煤机组和褐煤机组，2020 年装机比例约为1:1。其中硬煤100%依赖进口，而褐煤主要来自本地三大矿区，是当地经济的重要支柱。因此，联邦政府针对不同煤种制定了差异化退出方案，其中褐煤电厂的退出相对较晚。

(1)硬煤电厂:自 2021 年起德国原则上将不再新建硬煤电厂，同时针对现役硬煤电厂开展有偿退役招投标机制，投标上限价格从2020 年逐年递减，2026 年起将改为无补贴强制按序退役，此举导致不少运行不超过五年的硬煤电厂选择了提前退役。德国联邦网络管理局(BNetzA)会对中标的电厂进行评估，对电网仍有重要调节作用的机组将先转为备用机组以保障供电安全。德国目前已经累计完成四轮超过800千瓦的退役招标，占2020年硬煤发电总装机的19%，按计划它们将在2023年底前全部关停。值得注意的是，所有中标电厂在评估后均转为了备用机组，体现了德国第一阶段“柔性退煤”的政策设计初衷。

(2)褐煤电厂:联邦政府针对褐煤电厂退役没有采用“早退役、高补贴”机制，而是制定了固定的淘汰时间表，并提供超过40亿欧元的补偿 金，为褐煤产业提供可预见性和充足的转型准备时间。2021年2月，联邦政府和几大褐煤电厂运营商签订了公私合作协议，从第一个褐煤电厂片区退役开始，补偿金将按15个年度等额支付。政府还为褐煤矿区提供最高400亿欧元的补贴，支持开展地方结构性经济改革和再就业，该资金也可以被用于改善当地交通和通讯基础设施、开展环保活动等，政府希望借由“退煤”这一契机将传统矿区打造成现代能源经济区。

“柔性退煤”机制在天然气供应危机爆发时发挥了重要作用。近期受欧洲天然气短缺问题的影响，考虑到可再生能源波动性较大的客观因素， 以及核电退出的主观政策因素，为了快速降低对俄罗斯天然气的依赖，德国联邦政府于今年8月宣布分批重启包括800万千瓦硬煤机组在内的全部封存的化石能源机组，即到2023年3月底前允许其重新参与电力市场。据初步测算，此举在未来12个月可减少62%的发电用气量。回顾德国前四轮硬煤退役招标结果不难看出，重启的800万千瓦硬煤机组原本就是被定位为封存备用机组， 因此，此次煤电重启是对既定政策的执行，也是德国“退煤”大趋势下的短期调整。

（二)丹麦通过补贴清洁能源替代煤电，统筹推进能源企业转型

以风电为主、生物质热电联产(CHP)为辅，替代为抓手实现大幅“退煤”。丹麦早在20世纪末就明确提出不再新建煤电项目，2011 年颁布的《能源协议(修订版)》提出到 2030 年全面退出煤电，并通过扩大风电规模、燃煤CHP向生物质燃料转型实现该目标。2019年颁布的《气候法案》进一步明确到2028年实现100%可再生能源电力消费。2000- 2020年，丹麦的风电装机占比从25%上升到50%，发电量占比从12% 上升到65%;煤电装机占比从58%降至8%，发电量占比从46%下降到 13%，基本实现了“从黑色到绿色电力”的转型。

通过补贴推动燃煤 CHP 转向生物质 CHP。1996 年起丹麦政府在企业与居民电费中引入公共服务税(PSO)，征收的税费被用于可再生能源发电和清洁能源CHP的度电补贴，以及环保型能源技术研发。其中生物质CHP1 在获得度电补贴的基础上，还被豁免缴纳电力税和化石能源税，有效激励了燃煤CHP改造为生物质CHP。但经营者发现生物质CHP在电力市场中与风电相比，仍不具有成本竞争优势，得益于丹麦电力市场与热力市场的耦合，热力市场为生物质CHP提供了更多的调用机会。根据最新数据显示，2019年，生物质CHP在丹麦总发电量中的占比约为 11%，而在区域供热中的占比超过 60%。

政府统筹整合企业资源，“退煤”的同时提升企业竞争力。在明确利用风电和生物质CHP替代煤电的转型战略后，丹麦政府积极牵头开展能源企业重组，通过统筹和优化资源配置助力企业实现从“黑色”到“绿色”业务的平稳过渡。2005-2006 年丹麦政府将六家电力公司合并成立了DONG 能源集团，丹麦政府控股比例达81%，意味着企业的“脱碳”战略与国家的目标协同一致，自此丹麦拉开了企业与政府同步转型的序幕。合并后 DONG 同时拥有三个大型海风电场，使它在全球海风市场发展的初期就占据了主导地位，并且兼备技术研发、大型项目开发和商业营销等多元产业优势。

打造可再生能源开发优势企业，实现“产业替代退煤”。2008年，DONG成立两年后宣布了业务脱碳目标和计划，即到2040年将占比达 85% 的化石能源资产全部转换为可再生能源，并对此提出三条转型路径:(1)开展生物质CHP替代; (2)剥离与绿色愿景不符的业务;(3)对不具备改造和出售条件的项目直接关停。尽管如此，作为传统能源企业，油气业务仍是 DONG 最主要的经营项目之一，其企业财务状况与天然气价格高度挂钩。2008 年，全球经济危机导致天然气价格大幅下跌，DONG 意识到风电项目的风险远低于化石燃料的风险，于是决定进一步扩张风电产业投资特别是海外项目的布局，公司的财务状况也因此得到改善。2017 年，DONG 正式决定剥离油气业务，同时改名为沃旭能源(Ørsted)，丹麦政府持股比例达 50.1%。凭借着良好的技术基础和资本优势，沃旭能源已经成为海上风电头部开发商，全球市场份额高达25%，有效推动了整体海上风电产业的技术创新和成本下降。

（三)美国通过“页岩气革命”和污染物控制推动煤电退出

以页岩气为主的气电项目已经大规模替代煤电。立足于资源优势和政府支持，页岩气产业自上世纪80年代起在美国蓬勃发展，这使得煤电逐渐失去市场竞争力，装机在2011年达峰后持续下降，风电和光伏发电同时打开局面。2000-2020 年，煤电装机占比从39%下降到20%，气 电的装机占比从29%上升到45%、风电光伏发电合计装机占比从0.3%上升到18%。在发电量结构中，气电、煤电和风电光伏发电占比分别为 40%、20% 和 12%，气电在美国电力系统中占主导地位。

通过长期补贴扶持非常规天然气全产业链发展。美国能源信息署(EIA)在对全球页岩气储量评估后发现，全球页岩气技术可开采资源量与常规天然气探明可采储量相当，产业发展潜力巨大，其中北美洲气源最为丰富，占比达 23.4%。在显著的资源优势驱动下，美国联邦政府自 1979 年起对包括致密气、煤层气和页岩气在内的非常规天然气的生产和销售开展“一揽子”优惠政策，其中税收减免和财政补贴的力度分别占到井口气价的29%和24%，1990年、1992年、1997年和2005年联邦政府又四次延长了补贴时间、扩展了补贴范围直至2010 年。长达 31 年的补贴扶持政策，对非常规天然气产业的规模化发展具有里程碑式的意义。同时，联邦政府还投入了60多亿美元资助非常规天然气的勘探和开发，使美国企业掌握了一大批核心技术，对美国气价下降起到了关键性的作用，并掌握了一定的全球气价定价权。

气电经济向好引发投资热潮。得益于对非常规天然气的产业补贴，美国页岩气的发展进入快车道，自 2006 年起其产量以每年283亿立方米的速度持续增长，10年后在全国天然气年产量中占比超过50%，成为美国天然气发展的主要推动力。页岩气的跨越式发展为美国发电行业提供了充足的气源，带动发电气价从2005年的0.3美元/立方米下降到 2020 年的0.09美元/立方米，年均降幅近8%。气电发电成本逐步低于煤电，在美国掀起了气电项目投资热潮。2006-2020 年，美国每年平均新增气电装机达到600万千瓦。伴随着风电和光伏发电的规模化发展，美国煤电在电力市场中的调用机会越来越少，众多煤电项目因长期亏损而停运。

与此同时，为发电行业污染物排放制定了精细化的规定。在气电规模化扩张的同时，美国联邦政府并没有像大多数国家一样直接禁止新建或强制关停煤电项目，而是通过逐步建立成熟的污染物控制体系使煤电项目主动选择关停，为政府节约了一大笔补偿金。1990 年，美国颁布的《清洁空气法(修订案)》明确了发电行业的国家级氮氧化物减排目标，并要求煤电机组安装低氮燃烧技术设备，同时给各州设定了二氧化硫排放总量上限，燃煤电厂可以通过排放控制和交易政策实现减排。此后美国环保署(EPA)陆续提出了针对发电行业粉尘、臭氧等污染物的排放控制标准，进一步提高了煤电项目的改造和运营成本。2015 年，在奥巴马政府 执政期间，EPA 曾提出针对燃煤电厂二氧化碳排放的控制建议，但由于该计划存在较大争议，两年后被特朗普政府废除。

高昂的污染物控制成本倒逼煤电主动关停。在各类污染物排放控制政策的安排下，美国的煤电项目需要安装脱硫脱硝设备，以及制汞、可吸入颗粒物和氯化氢等有害气体排放的装置，固定投资成本大幅增加。2012 年，在美国新建一个超超临界燃煤机组的固定投资高达4700美元 /千瓦，是燃气机组的2.4倍，导致开发商取消或推迟了很多已经规划的煤电项目。据统计，美国有近九成煤电机组的运行年份超过40年，大量现役机组因不愿或无力安装环保设备而主动选择关停。2000-2020 年，美国累计淘汰了1 亿千瓦煤电机组，其中八成以上是在过去10年间关停的，意味着在市场化竞争环境中，气电和可再生能源发电 正在快速替代煤电的发展空间。根据 2021年9月EIA 预测，到2030年美国将再淘汰 5900千瓦的燃煤机组，约为2020年煤电总装机的四分之一， 美国“退煤”大局已定。

排放更低的烟煤电厂相较亚烟煤更早退役。美国的煤电厂主要包括烟煤和亚烟煤两类(质量 排序:无烟煤 > 烟煤 > 亚烟煤 > 褐煤)，2011 年 在煤电总装机中的占比分别为54%和40%。尽管烟煤质量更好，但价格更高，同时烟煤电厂普遍规模更小、设备更加老旧，相较亚烟煤电厂竞争力更弱。与此同时，美国的烟煤主矿区周围拥有丰富的气田资源，页岩气革命带动了周边燃气电厂的兴建，气电在区域电力市场中迅速挤占了烟煤电厂的空间。2011-2020年，美国有40%的烟煤发电装机选择退役，比亚烟煤高21个百分点。相比之下，亚烟煤矿区周围风资源较好，近几年风电的蓬勃发展正在吞噬亚烟煤电厂的市场份额，因此亚烟煤机组的退役速度也在逐渐加快。

三、煤电转型的国际经验启示

(一)煤电逐步减量成为各国能源转型的重要趋势

世界上越来越多的国家将“退煤”定位为国家能源战略与政策的重要组成。一方面，发电及供热行业是目前最大的碳排放源，合计占全球年碳排放总量的 30%，被各国政府视为能源低碳转型的重点之一，其中煤电机组又是碳强度最高的发电技术。另一方面，煤电在过去几十年中是大多数发达国家和发展中国家的主导电源，在社会经济发展和能源安全中承担了不可或缺的角色。随着全球“电力脱碳”的呼声越来越高，煤电减量成为了最直接有效的减排方式，规模化可再生能源发展、气电替代煤电调峰、生物质 CHP 等众多替代方案的涌现，使煤电作为基荷电源的经济性逐步降低。尽管近期由于地缘政治等因素影响，全球气价飙升导致煤炭消费不降反升，德国等主要现代化国家并没有放弃绿色转型的减碳进程。与此同时，考虑到煤电的兜底能力和重要性，“柔性退煤”将是在保障能源供给安全的前提下，平稳退出煤电的重要手段。

（二）政府在煤电转型过程中发挥不可替代的重要作用

政府的政策引导将“退煤”对经济和就业的影响降到最低。一是从统筹层面来看，立法约束和整合能源企业资源大幅提高了政策的可执行性。德国政府将煤电退出时间表、路线图及补偿计划通过法律发布，并邀请各利益相关者参与制定， 提高了“退煤”的信任度和支持度。丹麦政府通过建立大型国有能源集团，使企业“退煤”战略与国家战略协同一致，在绿色电力系统发展初期就锁定了本国企业竞争力。二是加强各类污染物排放控制成为政府的重要政策抓手。美国针对发电行业各类污染物的排放开展精准控制，大大降低了煤电投资的积极性。三是政府对煤电机组关停给予一定的经济补偿是重要措施之一。德国为硬煤电厂建立了退役补偿招标机制，越早退役的电厂可获得的补偿金越多;美国通过对非常规天然气全产业链的长期财政补贴，使气电加快实现低成本、规模化开发，市场竞争力超越煤电;德国和丹麦等欧洲国家则通过收取电价附加费补贴可再生能源发电和清洁能源CHP，有效缓解了绿色电源在发展初期面临的经营压力。

（三)煤电退役必须重视分类施策和减量

针对不同煤种在电力保供、经济发展和市场竞争中的角色，“退煤”措施和节奏有所差异。德国根据煤电机组的条件不同开展了直接关停、转为备用机组、改建成绿氢工厂等多元化措施，其中在2020- 2022年退役招标中中标的所有机组在评估后全部转为备用机组，在欧洲天然气供应危机后又全部重启以保障德国能源安全，体现了“柔性退煤”的关键作用。同时，德国政府为硬煤和褐煤分别制定了“早退役、高补贴”机制和固定时间退役机制，充分考虑了褐煤产业对地区经济的支柱性作用，为褐煤矿区转型创造了更加平缓的路径、争取了更多的准备时间。美国的烟煤机组尽管相较亚烟煤机组排放强度更低，由于大多数烟煤电厂身处气田地区，遵循市场化原则在区域电力市场中更早、更快被气电替代。

（四)市场化竞争是推动煤电转型的重要手段

长期来看，电力和热力市场是助力煤电转型的重要载体。德国、丹麦、美国等西方发达国家已经建立了较为成熟的电力市场体系，在可再生能源实现低成本、规模化发展后，发挥了重要的替代作用。此外，各国通过ETS提高了煤电机组的外部性成本，间接提升了气电的调用优先 级。在全球天然气价格飙升前，可再生能源和气电持续挤占欧美国家现货市场中煤电的经营空间，部分燃煤电厂经营者因面临长期亏损而主动 选择退出。2021年以来，高昂的天然气成本导致燃煤发电量在欧洲电力市场中大幅增加，为此欧盟正在考虑优化电力市场交易规则。在角色转 型方面，一部分煤电机组逐步从现货市场向参与辅助服务市场转变，以赚取更高的单位时间收 益;另一部分燃煤CHP改用生物质后，从电力市场转向热力市场，为电厂继续创造经济价值。

（本文作者：王心楠 ，郑雅楠 ，何 则 ，岳 昊 ）

作者简介  

王心楠，丹麦能源署高级研究员，主要从事电力系统转型政策与国际合作等研究。

文章来源    

本篇文章发表于《中国能源》杂志2022年第10期。