澜湄观察 | 谁在东盟投煤电，印尼越南能源转型呼唤系统性改革
澜湄观察 | 谁在东盟投煤电，印尼越南能源转型呼唤系统性改革
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张柳潼 Oscar Alvarez Jr. 水石能源咨询
编译 eo记者 姜黎
编辑 冯洁
11月22日上午，国家主席习近平在北京以视频方式出席并主持中国-东盟建立对话关系30周年纪念峰会，中国东盟正式宣布建立中国东盟全面战略伙伴关系。
峰会提出，中方愿同东盟开展应对气候变化对话，加强政策沟通和经验分享，对接可持续发展规划。要共同推动区域能源转型，探讨建立清洁能源合作中心，加强可再生能源技术分享。要加强绿色金融和绿色投资合作，为地区低碳可持续发展提供支撑。
不过，东盟最新的电力发展计划（PDP）显示，尽管东盟（ASEAN）各国政府越来越多地寻求能源结构从化石能源转向可再生能源，但预计煤炭产能在2020-2030年间仍然会迅速扩大，以满足强劲的需求增长。WaterRock Energy研究估计， 未来十年，东盟国家近50%的新增负荷需求将由煤电来满足。
也因此，电力行业的二氧化碳（ CO2 ）排放量将继续增加，从2020年的6.13亿吨（ MT ）增至2030年的9.25亿吨，年增长率为4.2%。
图1 东盟各国电力行业碳排放（“一切如常”（BAU）情景）
来源：水石能源建模预测
2021年9月21日，中国曾在第七十六届联合国一般性辩论上承诺，大力支持发展中国家能源绿色低碳发展，不再新建境外煤电项目。。
东盟对煤炭和煤电的依赖，既不符合全球脱碳趋势，也不符合东盟各国国内的长期脱碳目标。 报告以东盟成员国中2020-2030年经济增长预期最快的印度尼西亚和越南为例，分析了实地数据，突出了自上而下的在2050/2060年实现净零碳的雄心与实际行动之间的“差距”以及可能减小“差距”的路径。
印度尼西亚在1990-2000年首次增加煤炭产能，主要是为了避免电力短缺和取代燃油发电。2010年以来，印尼、越南和其他发展中东盟国家出现了第二波煤炭产能增加。 2020-2030年，这两个国家的电力行业碳排放增量预计将占东盟电力行业累计碳排放总量的70%以上。
图2 印度尼西亚和越南的存量煤电项目
来源：印尼能源与矿产资源部、越南国家电力公司、IEA、水石能源研究
根据印尼电力供应规划（2021-2030），2021-2030年，印尼将新建15GW煤电装机，其中，2021-2024年间，有10.5GW装机在建并准备投入商运（图2）。
而这10.5GW装机项目的资金有80%来自亚洲（图3），投资规模最大的是日本国际协力银行（JBIC），其次是韩国发展银行（KDB），排在第三位的中国进出口银行投资装机规模仅为KDB的1/2，且不到JBIC的1/5。
图3 印度尼西亚2021-2030电力供应规划（左）新建煤电项目情况统计（右）
来源：印尼电力供应规划、水石能源研究分析
图4 印度尼西亚在建煤电项目主要投资机构
来源：水石能源研究分析
这些煤电项目属于印尼政府为避免电力短缺而启动的“快速通道项目”。过去10年，印尼政府对2020年前的需求做出了过渡乐观的预测，使得煤电产能的快速扩张。
相较上一个电力发展规划（PDP7），越南2021年2月发布的电力发展规划（PDP8）草案中，可再生能源装机规划目标明显提高，煤电装机目标下降。尽管如此，2020-2030年拟新增的17GW煤电产能中，有9.7GW在建（图4），其中约有7GW即将完工并计划在2022年投入使用。
韩国进出口银行（KEXIM）、JBIC是这些在建项目最大的两个投资机构。中国进出口银行投资的装机规模仅为JBIC的一半不到，更不足KEXIM的1/3（图5）。
图5 越南2021-2030拟新建煤电项目情况统计
来源：越南PDP8规划草案、水石能源研究分析
图6 越南在建煤电项目主要投资机构
来源：水石能源研究分析
无论是印度尼西亚还是越南，其2020-2030电力规划中仍有相当数量的煤电产能正在寻求融资并即将开始建设。 这与国际投资者和金融机构从煤炭转向可再生能源的趋势不符，因为用户，特别是欧美跨国企业，越来越希望自愿购买可再生能源，甚至要求供应链上的所有企业都使用可再生能源，以实现企业净零碳目标，如果印尼和越南难以提供这样的环境，将对本国的产业发展造成一定的不利影响。
同时，金融机构更加注重可持续性，限制煤炭/煤电项目融资，机构投资者对气候变化问题（ 包括搁浅资产风险 ）带来的长期回报系统性风险的认识日益加深。包括中国在内的各国政府和政策制定者也明确需要更多的可再生能源来实现长期减排目标。
而增加可再生能源比例能够降低燃料价格和关税波动对经济能源安全的影响。 当所在区域燃料价格大幅上涨时，如果大幅依赖进口，可能导致国际收支问题。
此外， 转向可再生能源为监管机构和当地投资者/开发商创造了整合电网，提高系统运营水平的机会。 长远来看， 东盟有可能成为可再生能源新技术中心之一 ，推动全球可再生发电上网成本进一步下降。
基于增加太阳能/风能发电装机容量及火电（包括煤电和气电）容量的经济学模型、新冠疫情对需求增长的影响以及提高能效等举措，模拟了替代电力容量和发电组合情景。结果证实：
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更高的太阳能和风能渗透率可以降低两国的平均系统成本，同时满足需求增长，且不影响供电稳定性。印尼到2030年大约有30千兆瓦的光伏和4-12千兆瓦的风力发电能力可以经济地进入电力系统，是《2021-2030年电力供应计划》计划容量的5倍甚至更多。而越南到2030年大约有40千兆瓦的光伏和41-45千兆瓦的风力发电能力可以进入电力系统。这是PDP8规划容量的两倍。
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如果未来3年内，能够完成目前正在建设的火电（包括煤电和气电）机组，2020-2030年预测期内的需求增长完全可以通过在2025-2030年增加可再生能源满足。这一点对印尼来说尤其可行，因为当地电力供应在未来几年内都很充足。投建更多的煤电机组将加剧供应过剩，并导致更高的系统成本。
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考虑到成本，报告提出的替代优化方案到2030年将使印度尼西亚的二氧化碳排放量低于BAU情景的20-40%，越南的排放量低于BAU 26-51%。此外，印度尼西亚和越南电力部门的二氧化碳排放在2025年和2027年达到峰值。降低风能项目的成本和推进能效项目将是实现这一目标的关键。
东盟国家有机会在不影响增长的情况下实现其可再生能源潜力， 这是一条从经济和社会角度来看都将产生长期成果的道路。而要实现经济地接受更多可再生能源，还面临以下问题：
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目前东盟国家的电力市场，大多数尚未公平开放输电和配电环节，以及透明的经济调度机制，这是绿电投资者的“顾忌”之一；
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二氧化碳和非碳排放空气污染物排放标准仍然宽松；
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新能源的外部性利益和煤电的外部性成本无法在已有的电力市场中体现；
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潜在的可再生能源开发商和资金所有者的风险承受能力有限。
据eo此前了解， 中国可再生能源开发商存在“扎堆”垫资“出海”的案例，在源网发展不协调的情况下，可能面临弃风、弃光损失；另一方面，金融机构缺乏中小型海外可再生能源项目的基础数据，建立风险评估和控制模型面临一定困难。
有投资者直言，中资开发商和运营商不仅要看到东盟国家某项电力领域的开放政策，在进行投资前，还应对其电力市场、法律和监管体系进行通盘考虑。
破解问题的关键在于：
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就像已经在新加坡和菲律宾实施的那样，广泛探索电力市场化改革。 输配电资产要从竞争属性明显的发电和零售环节分离出来，单独设定输配电环节的价格，并向所有发电机提供非歧视准入的环境。这种纵向结构重组，可以建立起一个健全的系统和流程，允许绿电投资者与公用事业公司或终端用户签订长期购售电协议。理想情况下，还应建立独立的系统运营商，以及基于经济、非歧视原则的调度协议。同时 ，取消对化石燃料和火电的补贴 ，使市场发出正确的投资信号，鼓励终端用户提高其能源效率，提供需求侧响应。此外， 取消这些补贴有助于改善国有公用事业公司的财务状况，从而提高它们的信用评级，进而降低与东盟国家公用事业公司签订长期购售电协议的可再生能源开发商的交易对手风险。
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在国际组织的帮助下，进行全面研究， 修订过时的政府环境法规 ，使其与国际最佳做法保持一致。
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尝试新的机制，激励煤炭行业逐步减退，并实现公平过渡。
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为可再生能源投资建立一个稳定、透明的监管框架。 国际组织、多边银行和其他金融机构也可向当地公用事业提供信用增强机制，协助降低再融资项目的风险。
本文为《东盟电力-加速越南及印尼清洁能源发展》报告节选，原文参见： https://www.aigcc.net/wp-content/uploads/2021/10/AIGCC_ASEAN-Report_2021_FINAL.pdf
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