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  • 伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）本月早些时候发布的报告指出，电力需求攀升与替代电源建设放缓，可能延长全球煤电使用周期，并到2050年最多替代2100吉瓦的天然气与可再生能源装机。
  • 在高需求情景下，燃煤发电峰值或出现在2030年，比该机构“基准情景”的预测晚四年。
  • 煤电的经济性与政治基础在亚洲最为稳固。报告称，在美国，煤电成本虽高于天然气或“光伏+储能”，但新建天然气电厂成本近乎翻倍，而长时储能技术尚未成熟到能将光伏与风电转化为真正的“基荷”电源。

深度解读

伍德麦肯兹全球动力煤市场主管安东尼·克努森（Anthony Knutson）表示，就目前而言，亚洲地区的国家安全关切与经济性因素均有利于煤电；不过仅就平准化度电成本而言，光伏与储能的混合方案仍低于煤电或气电。

“尽管迈向可再生能源的长期轨迹未变，但实际路径远比许多人预想的复杂——各国正同时应对能源安全与可负担性问题。”克努森在一份声明中称。

伍德麦肯兹预计，到2030年，亚太地区无减排措施煤电的平准化度电成本将保持在每兆瓦时100美元以下，低于该地区气电的预期成本。报告显示，同期美国煤电成本约为每兆瓦时230美元，欧洲约为270美元；而气电成本在美国约为每兆瓦时100美元，欧洲约为150美元。

报告援引路透社数据指出，光伏与储能的混合方案将在上述三个地区均低于煤电与气电成本：亚洲约为每兆瓦时60美元，欧洲约70美元，美国约80美元。

报告称，尽管美国气电的经济性优于依赖液化天然气进口的亚洲与欧洲国家，但其匹配激增的人工智能负荷预测的能力有限。长时储能技术近年来虽有显著进步，但仍无法提供基荷电力。

用天然气与可再生能源替代老旧煤电的成本也在上升，这给寻求转型的电力生产商带来“标价冲击”。报告将此归因于关税、制造业回流以及基础设施延误推高了新建光伏成本，同时指出美国新建天然气电厂成本近乎翻倍。

伍德麦肯兹表示，更高的替代成本与上涨的容量市场价格正在提升现有煤电资产的价值。去年，PJM互联电网部分区域的容量价格飙升近十倍，促使该电网运营商为其接下来两次拍卖设定了容量价格“上下限”。

在报告的“高煤需求情景”下，动力煤使用量将先进入平台期，随后到2050年前缓慢下降，期间平均用量比基准情景高出32%。基准情景则预计动力煤使用量将在明年见顶，此后至2030年稳步回落。

报告指出，若叠加清洁发电装机增速放缓，且缺乏对碳捕集与封存（CCS）能力的“重大投资”，无减排煤电的碳排放量可能增加20亿吨。这可能进一步威胁国际社会将升温控制在2°C以内的努力——美国知名气候科学家詹姆斯·汉森（James Hansen）今年早些时候已称该目标“已死”。汉森曾在1988年的国会听证会上首次就人为气候变化发出警告，环保人士认为那次听证会显著提升了公众对这一议题的认识。

伍德麦肯兹能源转型实践总监戴维·布朗（David Brown）在声明中强调，该分析并非预测，而是“对不作为可能带来后果的警示”。“若不采取紧急行动，世界正面临滑向3°C升温路径的日益增长的风险。”布朗说，“我们的高煤需求情景……提醒我们仍有可预防的空间。”

伍德麦肯兹同时指出，若短期需求推高煤价，而西方金融机构仍不愿为新建采矿项目融资，煤电需求的持续性尚难确定。主权财富基金与私募股权集团需介入以填补投资缺口。

该机构认为，全球煤电资产的长期存续，很可能取决于资产所有者是否愿意投资于以下改造：提升负荷跟踪能力与整体效率的机组升级；允许掺烧氢、氨等替代燃料的改造；以及加装碳捕集设施。据伍德麦肯兹统计，中国已对约15%的煤电机组进行灵活性改造以改善负荷跟踪，但该技术在其他地区仍处于起步阶段。掺烧技术同样如此，尽管韩国与日本兴趣浓厚。而被伍德麦肯兹称为煤电“圣杯”的碳捕集、利用与封存（CCUS）也仍处于早期——美国仅有一个在运项目位于得克萨斯州，而北达科他州一个规模更大的拟建项目，因主承包商去年退出而前景存疑。