专家演讲 | 梁启源：两岸能源转型与净零政策之间的问题和契机

一、短中期能源转型风险

（一）台湾能源转型计划与问题

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这张表是台湾从2017年到2025年电力能源的计划配比，电力的结构要做一个大幅度的改变。第一个重点就是核电，2017年是8.3%，但这是台湾地区立法机构技术的变革造成的，2016年电源的配比12%。到2025年，大概8年的时间要降到0。接着因为要减碳，所以燃煤的比重从47%要降到30%，降低17个百分点。

实现减碳用什么来替代呢？第一个再生能源的比重要从2017的4.6%提高到20%，增加超过15个百分点。燃气要从34%增加到50%，大概有16个百分点，增加的幅度很大，但是实际上的执行是落后的，特别再生能源跟燃气，再生能源到2022年才增加到8.3%，在过去的5年才增加3.7个百分点，在未来3年还要增加超过11个百分点，这个事实上是相当的困难。燃气发电在过去的5年从34%增加到39%，只增加5个百分点，在未来的3年还要增加超过11个百分点，这个可能性也是很低的，挑战很大，可能性很低。所以在这种情况之下，缺电的压力就很大。如果电力需求不增长都有压力，那么假设每年电力需求增长2%以上的情况下，缺电压力会相当大。既然有缺电的压力，这个燃煤的部分是不是要照计划继续减就有问题。

为了要避免缺电，燃煤要继续使用，那么排炭就会有问题，所以针对缺电跟排炭做以下更详细地说明。

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这是2018年到2022年7月版本的“台湾电力资源供需报告”中的数据。可以看到备用容量率（针对尖峰负载和净尖峰的供电能力去计算），理论上从过去的经验，备用容量率需要在15%以上，就不会有缺电的压力，就是安全的。每天实际可调度的发电容量我们叫备转容量，备转容量率和备用容量率大概差5个百分点。换句话说，备用容量率在15%以上，备转容量率在10%以上，供电是安全的。从这个资料来可以知道，2017年核电从12%突然间降到8.2%，所以2017年的备用容量率是7.1%，如果扣掉5%只有2.1%，所以当年发生大限电。2018也不高，只有12%。但是从2019之后，备用容量率都在15%以上。至少从最新的2022年7月公布的资料看，除了2022年，当年可能稍微不足，2023年以后也不会有问题。扣掉所谓5%的基础，被转容量率也在10%以上，所以台湾当局保证说不会缺电。

但事实上是有问题的。首先从需求面看，台湾当局在规划里预测的实际需求值偏低。像2022年7月1号公布的最新预测资料显示，2025年也才4304万千瓦。但是实际上7月22日的尖峰负载已经达到4075万千瓦，所以这个应该要调整。第二是供给方面。再生能源的执行进度落后于预期。依2017-2021年每年再生能源预定新增设置量执行率看，平均太阳光电执行率为八成，风力仅两成，依此比率推估2022-2025年新增再生能源设置量，到2025年占比仅达11.6％，比原定目标（20％）少8%。

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在供气方面，天然气要大量增加，但事实上已明显有困难。一是第三天然气接收站外推方案因藻礁问题经评估需在原计划工期再延期2.5年时间，受燃料限制影响，2023以及2024年净尖峰能力将分别减少102万瓦、186万瓦。其次基隆的“四接”（台湾协和电厂改建第四座天然气接收站）、台中的“五接”到现在没有通过，所以原来燃气供电的计划事实上是往后延。因为电力不足，所以也开放民营发电厂，到目前为止，大概有180万千瓦已经在招标。但是这里只有一个计划是顺利的，其他都落后了。核电厂将于2025年前全部除役，核二厂的2号机今年已经除役，明年核三厂的1号机，后年核三厂的2号机也要除役，每一个大概95万千瓦到98万千瓦。

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这是2022到2028年的规划，白天的备用容量率低于15%，备转容量率低于10%。因为我们现在的再生能源，特别是太阳光电的比重越来越高，所以晚上的确定性更好。2023年夜间备转容量率只有2.3%，明年3.2%，2025年只有3.5%。但是因为台中港的部分有替代方案，就是台湾“中油”公司要扩大储气场，如果有是3.5%，如果储气场没有办法应付的话只有0.4%。未来看一直到2027年。只有2%，大概3%以内，所以备转容量严重不足，大概都在急增。我们供电按充裕程度分别是绿灯、黄灯、红灯，黑灯，黑灯就要停电。就今年来讲，夜间只有89万千瓦，低于90万千瓦的，换句话说就是红灯，长期缺电的压力极大。

关于排碳及污染问题。台湾2021年度电力排碳系数为0.509公斤/度，据当年燃煤及燃气每度碳排量计算，2025年在能源转型顺利达到目标前提下，台湾每度电力排碳量将为0.43，高于目前美国的0.358，以及欧盟的0.226所以在这种情况之下，即使顺利转型也只有0.43，都比人家高。但这是假设能源转型顺利的情况，刚才我们提到因为缺电的情况，火力发电的部分、燃煤的部分还很难说减到30%，所以在这种情况之下，这个0.43必然落空。在这种情况之下就有很大的减碳压力。

因为现在我们知道，未来的燃煤的占比说不定不能减少，还要增加。排碳问题不是0.509，今年开始还会往上走高。我们知道2026年，欧盟已经通过要开征碳关税，美国、日本也有这种规划了。在这种情况之下，台湾的结构没有办法调整，将重创对欧美的出口。

如何解决问题？对台湾来讲，技术上是简单，那就是核电延役。如果三座核电厂若能延役，大概要花两年的时间，2025年之后的日间备转容量率就可以提高到15%以上，将有空间减少燃气占比，并有更多时间及空间发展合适的再生能源占比，缺电的压力就可以解决，排炭的压力也可以解决。

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从核电在国际上的发展趋势看，大部分的国家和地区还是要继续发展核电。包括发生过核灾三哩岛事件的美国，发生过切尔诺贝利事件的俄罗斯，发生过福岛事件的日本，都还要继续发展核电厂。提出废核的有德国、瑞士、比利时和台湾地区。但是比利时延役，瑞士本来要提前除役，被国会和公民投票相继否决。所以有核电厂的国家和地区来看，还是继续要废核的只是德国和台湾。但是德国是欧洲联网，它如果缺电可以从别的国家进口电力，如果电太多，像太阳光电，白天的发电量太多，它还可以输出到其他国家去。台湾就没有这个条件，如果台湾参考德国的做法，困难度很高。

台湾核电厂已经运转超接近40年了，如果考虑核电厂延役，安全性如何？首先，从2012年到2014年核能机组三年的平均值看，台湾在31个拥有核能电厂的国家和地区里大概排第5位，运转的情况比较好。其次，因为非计划性的自动急停，就是跳机次数，从1989年之后一直到现在，都是不断走低的，所以安全性没有问题。

（二）中国大陆的能源规划及面临的风险

按规划，2025年中国大陆非化石能源占能源消费总量比重将提高至20％，当然还包括再生能源、储能。另外2025年单位GDP能耗和碳排将比2020年降低13.5%及18%：实施以碳强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度。做法是支持有条件的地方和重点行业、重点企业率先达到碳排放峰值。

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它的风险是什么呢？大陆工业占GDP 比重偏高（2020年为38.6%），工业用电占总用量七成，而高碳的燃煤占总能源消费比率高（2020 年为 56.8%），短期间转型不易，能耗双控达标不易。而电力部门约占中国大陆排碳量四成，因此成为重点限制对象。中国大陆2016年就已将“能耗双控”政策写入“十三五”规划，并于2017年发布《十三五节能减排综合工作方案》，将全国能耗总量控制和节能目标分配至各地区，利用差别化管理，要求各地区承担减排责任，并作为国务院每年考核地方政府绩效的重要指标，对于未达目标地区将要求限期改善，并暂停排放重点污染物建设项目的环评，同时也将会减少中央对地方财政资金上的支持。    

事实上，过去各地区“能耗双控”造成的压力并不大，根据2021年2月大陆发改委公告之2019年能耗双控考核结果，有二十九个省（区）达标，其中十个省（区）还超额达标，仅内蒙古考核结果未达标。

但是在2021年大陆政府工作报告中已明确全年单位国内生产毛额能耗降低3％目标，根据国家统计局数据显示，2021年上半年能耗强度仅下降2％，面对未来大陆经济与出口持续成长、用能需求不断扩增情况下，2021年能源效率达标压力倍增。

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从2021年的资料可以看到，大陆有9个省是红灯，包括广东，当然福建、江苏。有10个省是黄色的二级预警。能耗总量控制目标有8个省是红色，有5个省是黄色。所以在这种情况之下，西藏自治区不算，有30个行政区1/3是红灯，另外1/3是黄灯，在这种情况下，2021年的8月，中国大陆31个行政区，有20个实施程度不一的停限电措施。这个甚至还波及全球的供应链，主要的原因除执行中央实施任能耗双控政策以外，也牵涉到煤价高涨，电价管制影响供电业务等影响。

二、净零排放目标与规划

（一）台湾净零排放路径面临之挑战

台湾2022年3月30日公布“台湾2050净零排放路径及策略总说明”，12月28日公布“净零转型之阶段目标及行动”，但是面临四种挑战：

第一个挑战无碳能源配比难以达标。因为台湾规划里虽然有包括“再生能源、氢能、配备CCUS的火力机组，与抽蓄水力”但是没有核电。跟与台湾系统相似的日本和韩国相比，日本的核电比重2020年是4.2%，因为福岛核灾之后减，后来2030年目标增强到20-22%。韩国在新政府上任之后，认为原来要减额的政策是“愚蠢”的政策，所以2050年的核电的占比将增为30%。还有按台湾规划，2020-2050年间，再生能源的占比要由5.4％增为60-70％，需增54.6-64.6％，远高于日本29.1-39.1％增幅。但是台湾的人口接近日本的两倍，再生能源也需要土地方面的限制，所以比日本的目标还要更高，这是有困难的。从过去大概6年的绩效来看，每年大概再生能源增加1.2个亿千瓦，但是未来，每年平均要增加3.8个亿千瓦，这个目标太高了。

太阳光电布设除受土地限制外，还有地权分散以及电网等限制，也有破坏生态景观、居民及环保团体抗争等问题。风电方面，过去五年的执行率仅约20％。主要陆上风机受居民及环保团体反对，增设不易。离岸风机则因政策上欲兼顾推广与发展台湾自主产业目标，难免顾此失彼，影响推广进度。

第二个挑战是再生能源的稳定供应问题。台湾水力及地热资源不足，再生能源将以光电及风电为主。但夏季为用电尖峰，风力却小。光电会在夜间断供，还需其他稳定电源。以2021年7月27日用电尖峰日观察，日间尖峰负载和夜间尖峰负载仅差距6％。若太阳光电占比大幅提升，夜间备载容量也需大幅增加，会是重大挑战。

鸭子曲线的问题更是此一规划案的盲点。粗估2050年太阳光电占比若达30-35%，太阳光电占尖峰负载比率将超过100%达110-128%。台湾为独立电网，多余的电力何处去？

储电虽是可能解方（一般认为需有再生能源20%容量）；但电池只能放电0.5-2小时且成本高昂；大量设置也会有土地取得、居民反对等困难。抽蓄水力是另一种储能方式，但增设不易，以目前规划也仅占电源1％。当然储电也是一个选项，但是储电的成本高，土地的取得也困难，居民也反对，所以在这种情况增设不易。就目前的规划，包括初期发电跟储电也才1%，所以就没有办法解决问题。

第三个挑战，氢能与碳捕捉再利用及封存技术(CCUS) 发展困难。氢能技术还没有成熟，因为还没有纯燃氢锅炉技术，虽可试与燃气混烧，但氢能比率不高。氢能的来源也是个问题，因为现在的氢能主要是靠灰氢，就是利用天然气和煤来产氢，但是还是会排炭，有碳捕捉跟封存的问题。另外用再生能源来分解水产氢，但是再生能源都不够，怎么来产氢呢。如果靠从澳洲进口，来源有限。碳捕捉和封存也需要一个能储油、汽的地质结构，台湾是短缺的，环保团体跟居民也难以接受。

第四个挑战，能源效率难提高，预算难筹措。要提升能源效率，需实行能源价格合理化、碳税、碳交易等政策。然而推升油、电价格，又与稳定能源成本之政策目标（冻涨）抵触，造成施政两难。另外还有能源转型的困难，解决缺电方案的9000亿新台币预算，一半要由台电和台“中油”来出。但是台电，台“中油”去年台电就亏损2675亿新台币，今年虽然有调价11%，还会亏损2000亿新台币。台电尚有3,000亿新台币的亏损需弥补，如何期待台电再提供资金？

（二）大陆碳中和规划与挑战

在大陆方面，习近平主席2020年9月在第75届联合国大会中宣示了双碳的目标，二氧化碳将在2030年达到峰值，2060年实现碳中和，2021年3月将“制定2030年前碳排放达峰行动方案”、“锚定努力争取2060年前实现碳中和的长期目标”写入“十四五”规划中。

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大陆从2020-2060年装置容量跟发电量的占比，包括再生能源、核能、氢能等清洁能源的比重，2020年占比43%，2025年占比58%，2030年大概占比68%,2050年占比92%，2060年占比96%。

大陆在减碳中面临的挑战是什么？中国是世界排碳大国，2019年单位GDP能源消耗及碳排量分别为9.91兆焦耳/美元与0.69公斤CO2/美元，约分别为世界平均的1.37以及1.73倍。大陆2050电源规划将以再生能源为最主要的电源，由2020年的27%提高到2050年的69%，同样无碳的核电则由2020年的5%降至4%，相反的火电将由67%降低为22%。大陆因土地广大，再生能源大幅提升远较台湾容易，但上述再生能源的不稳定限制仍无法回避，水力也会受气候变迁的影响，如曾因干旱缺水，造成水力发电重镇四川从2022年8月15至25日对工业用电限电，旱情更从长江上游影响至中下游地区。火电大幅降低，由2021年停电经验来看也有其困难度。

三、两岸合作的契机

台湾与大陆因为实施能源转型跟净零政策，未来都要面临短期缺电，还有长期减碳的挑战，但是也提供两岸未来产业发展跟合作的机会。第一个节能产品，包括节电的产品，高效能的马达锅炉。第二是储能、储电的设备和技术；第三是再生能源推广，还有产业竞争力的提升；第四是核能的发展，还有包括核废的处理，按新型的核电技术SMR的研发，还有氢的应用及取得、碳捕捉封存及再利用的技术。智慧电网、碳排盘查验能力建构及碳交易市场的建立，能源转型和经营政策的研究交流等。

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