IEA：中国碳交易体系再电力行业脱碳中的作用（81页）.pdf

1、通过激励煤炭CCS的使用，并迅速将电力行业最大的排放源-未减燃的燃煤发电置于下降轨道，ETS可以带来减排收益。通过CCS技术捕获了85的工厂排放量，改用煤炭CCS可以帮助避免约100 Mt的二氧化碳排放2 2030年的排放量和290吨二氧化碳2 到2035年。在ETS情景中，燃煤车队的平均排放强度降至713 g CO2到2035年，通过部署CCS，每千瓦时，比764克二氧化碳低72/ kWh的未减燃燃煤车队，比803 g CO低112/无碳定价情景中的/ kWh。尽管ETS的分配设计可能会对中国的燃煤发电产生重大影响，但其在激励非化石替代品或燃气发电方面的作用受到特定于技术的基准和免费配额分配

2、的限制。尽管从2030年起，ETS的未燃煤技术发电量明显低于无碳定价方案，但发电缺口主要是由配备CCS的燃煤机组填补的。到2035年，ETS下的煤炭CCS发电量达到473 TWh（占总发电量的4），而无碳定价方案组合中则没有。相比之下，在ETS下，燃气机组的发电量仅增加了22TWh。输出非化石能源的增加量也很小，为66 TWh，主要来自生物质能和水力发电（图2.12）。同样，就容量而言，ETS情景将无法提供足够的激励措施来鼓励安装燃气或可变可再生能源容量，这超出了无碳定价情景中的容量。相反，在ETS下将继续安装新的燃煤发电能力，这可能会增加排放锁定的风险以及未来CCS改造或提前退休的需求。在自

3、由分配下，具有基于输出的设计和特定于技术的基准的ETS对促进跨技术转换的作用有限。基于产出的设计和免费分配会根据其生产活动免费提供津贴。排放强度超过其适用基准的发电单位面临配额不足，而表现优于基准（即较低排放强度）的单位在生产时会获得配额盈余。因此，应用于单位的有效碳成本（以每千瓦时产生的人民币为单位）不仅取决于配额价格，还取决于单位相对于适用基准的性能，而不取决于其绝对排放强度（图2.13）。因此，根据ETS交易的配额价格并非对所有技术都征收统一的碳税。根据分析的ETS基准轨迹，2020-2025年，大多数未减缓的燃煤发电技术的有效碳成本将在人民币0.01 / kWh左右或更低。同时，超超临界机组可能会获得金钱奖励，因为它们的性能通常优于300 MW以上的常规燃煤机组的基准。随着基准逐渐收紧，配额余额发生变化（图2.6和图2.9），配额价格上涨。到2035年，效率最低的燃煤机组的有效碳成本可能会升至0.12元/千瓦时以上，但超超临界机组的平均碳成本仍低于0.02元/千瓦时，这占了未减燃煤电的大部分。火力发电。