探索依赖煤炭经济体的电厂级脱碳选项：技术经济框架与来自印度尼西亚的启示

《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》：Exploring plant-level decarbonization options for coal-dependent economies: A techno-economic framework and insights from Indonesia

　　

全球煤电机组的受控转型需要针对现有资产制定稳健的脱碳策略。本研究开发了一个电厂级技术经济框架，用于评估多种选项，包括共燃（co-firing）、碳捕集（carbon capture）和再发电（repowering），并将其应用于印度尼西亚的115座燃煤电厂（CFPP）机组。在当前受监管电价的市场经济条件下，与继续燃煤运行相比，大多数脱碳策略不具备成本效益。分析表明，没有任何单一解决方案是普遍最优的，其可行性因电厂而异。直接生物质共燃（Direct biomass co-firing）是最适用的选项，可盈利的机组容量占22%（4.1 GW），而资本密集型再发电仅对小型低效机组可行。相反，深度脱碳技术如碳捕集与封存（CCS）在碳价低于50美元/吨CO₂时仍不可行。研究结果表明，成本效益型的转型需要差异化且电厂特定的组合方案，这对全球依赖煤炭的经济体至关重要。

全球能源系统向低碳转型，不仅需要大规模部署可再生能源，还需对现有化石燃料基础设施进行有序管理，尤其是燃煤电厂（CFPP）。现有研究多聚焦于早期退役路径的环境与政策影响，或探讨将CFPP改造为生物质、核能、可再生能源、碳捕集与封存（CCS）等替代方案，但普遍缺乏系统性比较多种脱碳选项相对于继续运行至退役这一基准情景（BAU）的技术经济吸引力，尤其在新兴经济体背景下，金融约束、基础设施限制和能源安全关切增加了转型规划的复杂性。本研究针对这些空白，开发了一个电厂级技术经济评估框架，用于系统比较多种CFPP脱碳选项与BAU的优劣，并应用于印度尼西亚的115座燃煤电厂（总装机18.6 GW）。研究人员采用公开可获取的数据，构建了现金流模型，评估了六个脱碳策略：直接共燃-氨（DCF-A）、直接共燃-生物质（DCF-B）、燃烧后碳捕集与封存（PC-CCS）、煤转生物质（C2B）、煤转核能（C2N，采用小堆SMR）以及生物质能碳捕集与封存（BECCS）。通过净现值（NPV）、盈利指数（PI）、平准化度电成本（LCOE）和碳减排平准化成本（LCCA）四个指标，与BAU进行对比，并进行了敏感性分析以检验不同碳价、电价、折现率、资本成本（CAPEX）和容量因子下的稳健性。研究结论表明，没有普遍最优的脱碳路径，最佳选择取决于电厂的具体特征（容量、效率、地理位置），直接生物质共燃是当前最具应用前景的近中期选项，而深度脱碳（如CCS和再发电）需要高碳价强政策支持。该研究为依赖煤炭的经济体提供了差异化、电厂特定的转型路线图，论文发表在《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》。

关键技术方法概述（不超过250字）：本研究采用基于现金流折现的技术经济评估框架，核心方法包括：1) 建立每种脱碳策略的技术参数（如效率惩罚、容量惩罚、捕获率）和财务参数（如资本支出、运行维护成本、燃料价格），均来自同行评审文献和《Technology Data for the Indonesian Power Sector 2024》等官方数据；2) 计算净现值（NPV）、盈利指数（PI）、平准化度电成本（LCOE）和碳减排平准化成本（LCCA）四个指标，与基准情景（BAU）展开对比；3) 对印度尼西亚国家电力公司（PLN）拥有的115座燃煤电厂逐厂评估，数据来源为PLN官方发布的机组信息（容量、年龄、效率、地理位置）；4) 进行敏感性分析，考察碳价、电价、折现率、资本支出和容量因子五个关键参数对结果的影响。

研究结果：

**4.1 脱碳选项的盈利性评估**：通过净现值（NPV）和盈利指数（PI）分析发现，在当前市场条件下，大多数脱碳选项相比继续燃煤运行（BAU）并不盈利。共燃选项（DCF-A和DCF-B）的NPV损失最小，其中DCF-B因效率惩罚较小且燃料成本较低而表现更优，可盈利的机组容量占22%（4.1 GW，44台机组）。碳捕集与封存（PC-CCS）仅11台机组实现正NPV，高资本成本和能量惩罚导致其不经济。再发电选项（C2B、C2N）和BECCS对小型低效机组（<100 MW）显示出较高NPV，因为效率提升和燃料成本降低可显著改善其经济性，但整体上仍以负NPV为主。BECCS在所有选项中表现最差，中位NPV为-497百万美元。

**4.2 发电成本与CO₂减排的竞争力**：通过平准化度电成本（LCOE）和碳减排平准化成本（LCCA）分析，BAU的LCOE最低（57–92 USD/MWh）。DCF-A的LCCA最高（102–114 USD/tCO₂），而DCF-B的LCCA较低（34–42 USD/tCO₂），是最具成本效益的近中期改造选项。PC-CCS的LCOE较高（101–141 USD/MWh），但LCCA与DCF-B相当（31–41 USD/tCO₂），显示出类似的减排成本效率。C2B和C2N的LCCA可低至16–35 USD/tCO₂，甚至对极低效小型机组（<15 MW）出现负值，表明再发电对这些机组比继续燃煤运行更便宜。BECCS的LCOE最高（177–212 USD/MWh），但因其实现净负排放，LCCA仍处于中等水平（32–49 USD/tCO₂）。

**4.3 敏感性分析**：通过改变碳价、电价、折现率、资本支出和容量因子五个参数，发现共燃选项对运营收入高度敏感，DCF-B在高碳价（50–100 USD/tCO₂）、低折现率（6%）或CAPEX降低下，可盈利容量增至8.8–9.7 GW，电价翻倍可使全机组容量盈利。CCS选项（PC-CCS、BECCS）强烈依赖碳价政策，碳价50–100 USD/tCO₂或电价翻倍可使其技术可行容量全部盈利，但BECCS仅在碳价100 USD/tCO₂时显著增加。燃料转换选项（C2B、C2N）在高碳价和电价翻倍下可盈利容量大幅增加，C2N对多种参数均敏感。容量因子降低（65%或40%）时，所有选项的可盈利容量急剧下降，资本密集型选项受影响更严重，DCF-B仍是最稳健的近中期选项。总体而言，碳价和电价是最强大的政策杠杆。

讨论部分总结了本研究的局限性，包括依赖文献假设、未考虑首次建造成本影响、未模拟技术学习曲线和动态价格轨迹等。关键发现是：没有普遍最优方案，电厂特定因素（容量、效率、地理位置）往往比技术平均资本成本更重要；直接生物质共燃（DCF-B）是最具实施性的过渡策略，但其减排作用有限；再发电选项（如煤转核能C2N）对小型低效机组具有高减排潜力，但面临核许可和公众接受度挑战；CCS选项（PC-CCS、BECCS）是最依赖政策的选项，需碳价超过50–100 USD/tCO₂。研究结论部分翻译如下：本研究开发了一个电厂级技术经济评估框架，系统评估了印度尼西亚现有煤电机组多种脱碳策略相对于BAU的经济可行性。框架整合了电厂特定技术、经济和环境参数，使用公开数据实现可复制的比较。分析表明，Brownfield脱碳的经济吸引力在机组间高度异质，需从单一方案转向差异化、电厂特定的组合方案。直接生物质共燃（DCF-B）是最具适用性的近中期选项，其LCCA为34–42 USD/tCO₂，可盈利容量占22%（4.1 GW）；而直接共燃-氨（DCF-A）结构上不具竞争力，LCCA为102–114 USD/tCO₂，仅4%容量可行。燃烧后碳捕集与封存（PC-CCS）在无强力政策支持下仅1%容量可行。对于深度脱碳，煤转生物质（C2B）和煤转核能（C2N）再发电对小型低效机组是高度吸引力的路径，其负LCCA反映了效率提升和燃料成本优势。生物质能碳捕集与封存（BECCS）仍是长期政策驱动选项，其高LCOE（177–212 USD/MWh）在现行碳价下不经济。敏感性分析强调碳价和电价是最强大的政策杠杆，碳价接近100 USD/tCO₂或电价翻倍可使资本密集型选项（如CCS和再发电）在更大范围内可行；而机组利用率降低会显著削弱所有选项的可行性，尤其对资本密集型选项影响更重。未来研究应纳入动态技术学习曲线、生物质供应链和CO₂储存空间分析，以及考虑电网稳定性和社会接受度。总之，成本效益型转型并非通过单一技术实现，而是通过战略排序的组合方案，与每座电厂的特有特征相匹配，并辅以连贯的政策支持环境。