1、電力行業(yè)專題研究：錨定碳中和_電力行業(yè)減排揚(yáng)帆1. 發(fā)力碳中和目標(biāo)及電力行業(yè)轉(zhuǎn)型的路徑建議1.1 識別電力能源轉(zhuǎn)型的主要抓手十九大報告為我國能源清潔低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展指明了新方向，即推進(jìn)能源生產(chǎn)和消費(fèi)革 命，構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系。對于電力行業(yè)來說，為實現(xiàn)碳中和目標(biāo)，需要 加快推進(jìn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，從以煤炭發(fā)電為主向以清潔低碳能源轉(zhuǎn)變。國際能源署（IEA）發(fā)布的全球能源回顧：2020全球碳排放受新冠肺炎疫情影響情況 顯示，2020年，電力部門二氧化碳排放量下降了3.3%（4.5億噸），相對和絕對降幅均為 有記錄以來的最大值。一方面是因為2020年新冠肺炎疫情減少了電力需求，另一方面則緣 于可再

2、生能源發(fā)電的加速擴(kuò)張?？稍偕茉丛谌虬l(fā)電量中的比重從2019年的27%上升到 了2020年的29%。在過去十年間，可再生能源在電力行業(yè)中的應(yīng)用對碳排放量產(chǎn)生了越來越大的影響， 年均降幅達(dá)到了10%。盡管遭受疫情沖擊，可再生能源在2020年仍然加速發(fā)展。相較于 2019年，可再生能源在降低電力行業(yè)碳排放方面的貢獻(xiàn)增加了50%。解決碳排放的關(guān)鍵是要減少能源碳排放，在實踐上，電力行業(yè)需要在發(fā)電側(cè)對能源結(jié) 構(gòu)進(jìn)行改革，推廣不依賴化石燃料的關(guān)鍵技術(shù)，加大對水能、核能、風(fēng)能、太陽能、生物 質(zhì)能等清潔能源的投資和開發(fā)。通過分析可以發(fā)現(xiàn)，對中國來說，核電、風(fēng)電和光伏發(fā)電 是實現(xiàn)轉(zhuǎn)型的重要抓手。煤電：2020

3、年的裝機(jī)容量為1,060GW，占比達(dá)到49%。過去，投資煤電是滿足電力需 求的主要方式，但未來這個情景將發(fā)生變化。到2050年，煤電發(fā)電量將維持在較低水平， 主要擔(dān)任平衡電網(wǎng)體系的作用。天然氣發(fā)電：2020年的裝機(jī)容量為100GW，占比為5%。中國的天然氣資源有限，高 度依賴進(jìn)口，因此裝機(jī)占比較低。由于二氧化碳排放較低，天然氣將在2030年前取代部 分煤炭，但資源有限、減排量低和存在空氣污染風(fēng)險等問題也將影響天然氣發(fā)電的大規(guī)模 推廣。核能發(fā)電：2020年的裝機(jī)容量為100GW，占比2%。核電是一種已被證實的清潔發(fā)電 技術(shù)，是實現(xiàn)凈零排放目標(biāo)的重要推動力。截至2019年12月，國內(nèi)擁有47臺商運(yùn)

4、核電機(jī)組。 核電站建設(shè)時間長，投資需求大，裝機(jī)占比還較??；不過，隨著技術(shù)成熟和戰(zhàn)略重視程度 提高，預(yù)計核電占比不斷增長。水力發(fā)電：2020年的裝機(jī)容量為371GW，占比17%。水力發(fā)電的占比未來10年15年會持續(xù)增長，但由于已開發(fā)量占可開發(fā)資源的比重高，增長的速度將逐漸放緩。風(fēng)電：2020年的裝機(jī)容量為280GW，份額為13%。我國很早就開始了風(fēng)力發(fā)電的研究、 試驗和推廣工作。目前，陸上風(fēng)力發(fā)電逐漸獲得廣泛應(yīng)用，主要覆蓋東北、華北和西北地區(qū)； 保證風(fēng)電的大幅持續(xù)發(fā)展需要降低離岸風(fēng)電成本。光伏太陽能發(fā)電：2020年的裝機(jī)容量為253GW，占比12%。隨著我國光伏發(fā)電技術(shù)進(jìn) 步，太陽能發(fā)電系統(tǒng)轉(zhuǎn)化

5、率越來越高，成本也將越來越低。太陽能發(fā)電裝機(jī)容量快速增長， 是實現(xiàn)凈零排放目標(biāo)的重要抓手。目前，集中式光伏發(fā)電廣泛應(yīng)用于三北地區(qū)，分布式光 伏發(fā)電應(yīng)用也在逐步增加。生物質(zhì)發(fā)電：2020年的裝機(jī)容量為27GW，份額僅占1%。我國生物質(zhì)發(fā)電原料供給不 足、價格過高和質(zhì)量參差不齊等問題阻礙了生物質(zhì)發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，因此占比較小，目前 的應(yīng)用集中在燃料資源豐富的四個省份。不過從長期來看，未來將會呈現(xiàn)繼續(xù)增長的態(tài)勢。1.2 兩種電力能源結(jié)構(gòu)的情景展望基于發(fā)展?jié)摿蛯崿F(xiàn)碳中和目標(biāo)的要求，BCG設(shè)計了兩種情景清潔核能和綠色可 再生能源情景，對中國未來電力能源結(jié)構(gòu)進(jìn)行展望。清潔核能和綠色可再生能源兩種情景共同假

6、設(shè)下的表現(xiàn)：煤電：將逐步退出，在發(fā)電系統(tǒng)中的角色從主要發(fā)電來源轉(zhuǎn)變?yōu)榫S持電力系統(tǒng)穩(wěn)定性 的靈活調(diào)節(jié)電源，到2050年，所有機(jī)組都將配備碳捕捉利用和封存裝置。天然氣發(fā)電：作為煤電退出的過渡方式，在2030年之前會加快發(fā)展，但由于資源限制， 且自身也產(chǎn)生碳排放，2030年后會維持在較穩(wěn)定的水平，且到2050年所有機(jī)組都將配備 碳捕捉利用和封存裝置。水力發(fā)電：未來將有限開發(fā)，預(yù)計2050年前可開發(fā)資源將開發(fā)完畢，開發(fā)程度達(dá)到 所有水力資源的80%。限制因素是待開發(fā)資源量有限（已開發(fā)的水資源已經(jīng)占到總資源的 50%以上），開發(fā)難度將越來越大（生態(tài)環(huán)境脆弱、地理位置危險等原因）。生物質(zhì)發(fā)電：受限于生物質(zhì)

7、資源（垃圾、秸稈）等資源分散、收集/運(yùn)輸/儲存成本較高， 未來在發(fā)電量中會保持較小占比，且到2050年所有機(jī)組都將配備碳捕捉利用和封存裝置。清潔核能情景假設(shè)：核能：積極發(fā)展核電，一方面在核電站技術(shù)方面有所突破，安全性更高，核廢物生產(chǎn) 量更??；另一方面普及核電知識和安全防護(hù)措施，明確對核電突發(fā)事件應(yīng)對方法，提升大 眾對核電的接受度。但核電站發(fā)展節(jié)奏受到一定限制，一方面電站工程周期較長，一般五 年以上，另一方面保證安全性仍是核電發(fā)展的前提（大幅增加核電站會提升燃料處理和核 電廢物處理的難度），2030年能建成并投入使用的核電站基本都在規(guī)劃當(dāng)中，2030年前或 只有約6%的漲幅，增長有限，預(yù)計203

8、0年后可能加快增長，年增長率可達(dá)8%以上。可再生能源：技術(shù)成熟、經(jīng)濟(jì)性較強(qiáng)的集中式光伏發(fā)電和陸上風(fēng)電有顯著發(fā)展，但發(fā) 展空間受地區(qū)限制，比如中東部地區(qū)土地資源少，光照和風(fēng)能資源條件一般，能新建的集 中式光伏和陸上風(fēng)電有限；分布式光伏、離岸風(fēng)電等仍未達(dá)到平價，政策支持力度較小， 發(fā)展動力較弱。綠色可再生能源情景假設(shè)：可再生能源：重點(diǎn)發(fā)展，在分布式光伏、離岸風(fēng)電等未達(dá)到平價的領(lǐng)域，通過政策支 持、技術(shù)突破等使成本大幅降低，同時儲能和特高壓輸電技術(shù)得到廣泛應(yīng)用，支持可再生 能源發(fā)展；但由于風(fēng)/光發(fā)電存在波動性，需要按風(fēng)光裝機(jī)容量的20%左右配置火力發(fā)電（煤 和天然氣）供電網(wǎng)調(diào)峰用。核能：以5%以內(nèi)的

9、年增長率保守發(fā)展，作為基礎(chǔ)負(fù)荷。1.3 實現(xiàn)碳中和目標(biāo)的最后一公里在兩種假設(shè)情境里，少量難以淘汰的化石燃料裝機(jī)仍然會帶來部分 碳排放，為實現(xiàn)碳中和目標(biāo)的最后一公里, 需要用其他方式去實現(xiàn)碳中和。在上述兩種情 景下，可通過研發(fā)和推廣碳捕集技術(shù)、發(fā)展儲能技術(shù)、植樹造林等手段實現(xiàn)剩余九億噸二 氧化碳減排。研發(fā)推廣碳捕集技術(shù)：積極研發(fā)和推廣化石燃料碳捕集利用與封存、生物質(zhì)碳捕集與 封存、直接空氣捕集等技術(shù)。通過技術(shù)革新，使碳捕集裝置能有效地分離和收集二氧化碳， 由化石燃料發(fā)電排放的二氧化碳能夠更完全地被捕捉和利用。發(fā)展儲能技術(shù)：進(jìn)一步發(fā)展儲能技術(shù)，氫能等中長期儲能技術(shù)發(fā)展可代替火電作為電 力系統(tǒng)調(diào)節(jié)來

10、源和基礎(chǔ)負(fù)荷，維持電力輸出的穩(wěn)定性，進(jìn)一步減少發(fā)電結(jié)構(gòu)中化石能源的 占比。加大植樹造林力度：植物生長過程能直接吸收二氧化碳，可以加大力度實施植樹造林， 發(fā)揮森林資源重要作用，抵消碳排放。2. 推進(jìn)碳減排舉措落地發(fā)電企業(yè)啟動“三步走”戰(zhàn)略碳中和目標(biāo)任重道遠(yuǎn)，實現(xiàn)這一目標(biāo)更是一項復(fù)雜艱巨的系統(tǒng)工程，對于參與其中的 主體發(fā)電企業(yè)來說，面臨著諸多嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。首先，現(xiàn)有的減排舉措類型較多，但是很多技術(shù)尚未成熟，研發(fā)綠色技術(shù)投入成本大， 因此投資回報的不確定性比較大；其次，社會能源需求不斷增加，需要大力保障供電穩(wěn)定 以支持經(jīng)濟(jì)增長；再者，終端綠色能源的消費(fèi)需求迅速攀升，各大電力企業(yè)普遍面臨著升 級改造的壓力

11、。為實現(xiàn)碳中和目標(biāo)，發(fā)電企業(yè)應(yīng)分析行業(yè)發(fā)展，根據(jù)自身情況，研究低碳發(fā)展戰(zhàn)略， 推動結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。經(jīng)過多方調(diào)研分析，BCG提供了“三步走”的行動策略，為發(fā)電企業(yè)制定 可實現(xiàn)的轉(zhuǎn)型路線圖提供參考。2.1 第一步：推進(jìn)現(xiàn)有舉措和已制定的短期方案對于已經(jīng)上馬的減排舉措，包括已制定的短期解決方案，可以進(jìn)一步推行下去，助力 目標(biāo)實現(xiàn)。比如，相關(guān)煤電機(jī)組節(jié)能升級改造、設(shè)計優(yōu)化等都是電力行業(yè)加快轉(zhuǎn)變發(fā)展方式、 提升質(zhì)量效益的重要舉措?，F(xiàn)役煤電機(jī)組節(jié)能改造：通過汽輪機(jī)通流部分改造、減小汽封間隙、余熱回收利用等 方式，提升機(jī)組運(yùn)行效率，以減少能耗來達(dá)到降低煤耗的目的。新建煤電機(jī)組設(shè)計優(yōu)化：采用超臨界機(jī)組，通過提高汽輪

12、機(jī)進(jìn)汽參數(shù)、二次再熱、管 道系統(tǒng)優(yōu)化等措施，來提高能量利用效率、降低煤耗。煤電轉(zhuǎn)天然氣：從煤電轉(zhuǎn)向燃?xì)廨啓C(jī)或燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)發(fā)電廠，相比利用煤炭發(fā) 電，天然氣在用于發(fā)電時產(chǎn)生的溫室氣體排放量能減少45%55%。當(dāng)然，通過推進(jìn)現(xiàn)有舉措進(jìn)行減排的效果有限，僅能實現(xiàn)約15%的減排量，這距離碳 中和目標(biāo)還有很長一段路要走。2.2 第二步：推動能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和減排技術(shù)發(fā)展雖然部分舉措已在進(jìn)行中，但發(fā)電企業(yè)還需推動重大能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和減排技術(shù)進(jìn)步， 設(shè)計煤電退出路徑并重點(diǎn)投資性價比高、有助于實現(xiàn)凈零目標(biāo)的舉措。2.2.1 科學(xué)謀劃促進(jìn)煤電有序退出煤電逐步退出是能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵。中國電力企業(yè)聯(lián)合會的數(shù)據(jù)顯示，

13、 截至2020年底，全國全口徑發(fā)電裝機(jī)容量22億千瓦。其中，全口徑煤電裝機(jī)容量10.8億 千瓦，占總裝機(jī)容量的比重為49.1%。雖然比重首次降至50%以下，但仍超過所有其他國 家總和。從裝機(jī)總量看，近十年來，我國發(fā)電裝機(jī)保持增長趨勢。2015年到2020年間持續(xù)投 資新建燃煤發(fā)電廠，導(dǎo)致產(chǎn)能過剩、煤電虧損等問題。如果照此速度發(fā)下去展，預(yù)計到 2050年，煤電裝機(jī)量將超過2000GW。為實現(xiàn)碳中和目標(biāo)，中國應(yīng)該大幅降低新增燃煤電廠，并在短期內(nèi)迅速淘汰已被識別 出的優(yōu)先退役機(jī)組，對于新增的能源需求盡量通過可再生能源發(fā)電滿足，并盡快對煤電的 定位進(jìn)行調(diào)整；另一方面，加快淘汰落伍機(jī)組，為現(xiàn)有煤電機(jī)組設(shè)

14、計退役時間線。在自然退役路徑下，假設(shè)發(fā)電廠平均壽命為30年，2020年后沒有新增裝機(jī)，現(xiàn)有電 廠或可以按當(dāng)前產(chǎn)能繼續(xù)工作到退役，產(chǎn)能將先緩慢下降，到2035年達(dá)到轉(zhuǎn)折點(diǎn)后快速下 降，到2050年清零。在逐步淘汰路徑下，2020年2035年期間可以放緩新廠建設(shè)速度，并加快淘汰落伍機(jī) 組進(jìn)度；在2035年2050年，在保持此前淘汰速度同時，仍需要利用部分燃煤發(fā)電來維 持電網(wǎng)穩(wěn)定。另外，在此期間由于更多的發(fā)電廠將退役，新增裝機(jī)仍將增加。如果想要達(dá)到理想的淘汰速度，那么在設(shè)計燃煤發(fā)電廠淘汰路徑時，需要權(quán)衡低利用 率和資產(chǎn)擱置帶來的經(jīng)濟(jì)損失。快速淘汰意味著強(qiáng)制退役，可能會造成資產(chǎn)擱置，而緩慢 淘汰將降低

15、發(fā)電廠的平均開工率，導(dǎo)致利潤削減。具體在機(jī)組的淘汰順序上，可以制定明確的退役時間表評估框架，從技術(shù)特征（裝機(jī) 容量、燃煤技術(shù)）、經(jīng)濟(jì)效益（凈利潤水平、負(fù)載時間）以及當(dāng)?shù)乜諝馕廴舅降拳h(huán)境影 響方面詳細(xì)梳理。2.2.2 根據(jù)減排舉措的經(jīng)濟(jì)性和減排效果選擇轉(zhuǎn)型策略隨著燃煤機(jī)組全面超低排放和節(jié)能改造，煤電退出后的空間將逐步讓位給可再生能源 發(fā)電 。從近十年的歷史數(shù)據(jù)來看，我國傳統(tǒng)化石能源發(fā)電裝機(jī)比重持續(xù)下降、新能源裝機(jī)比 重明顯上升。2019年火電裝機(jī)比重較2010年下降了14.24個百分點(diǎn)，風(fēng)電、光電、水電、 核電發(fā)電等新型能源裝機(jī)比重共上升了14.24個百分點(diǎn)，發(fā)電裝機(jī)結(jié)構(gòu)進(jìn)一步優(yōu)化。2035年

16、后，現(xiàn)役機(jī)組會大量退出，因此需要補(bǔ)充新型的煤炭發(fā)電機(jī)組來提供調(diào)節(jié)電源。 此時，發(fā)電企業(yè)可選擇投資長期具有較好成本效益、有助于實現(xiàn)碳減排目標(biāo)的舉措。集中式光伏和陸上風(fēng)電：這兩種方式的二氧化碳減排成效顯著，發(fā)電技術(shù)本身成本效 益較好，未來儲能等系統(tǒng)成本也將大幅降低, 對于保持整個系統(tǒng)的性價比來說至關(guān)重要。核能：經(jīng)濟(jì)性較好，在清潔核能情景下大力發(fā)展核能可貢獻(xiàn)約35%的減排量。分布式光伏和離岸風(fēng)電：規(guī)模擴(kuò)張和技術(shù)進(jìn)步有助于降低成本，企業(yè)需要額外增加減 排投入，尤其是離岸風(fēng)電平均減排成本約180元/噸；但是在綠色可持續(xù)能源情景下，減排 成本有望降低，且對減排貢獻(xiàn)較大，到2050年分別可以貢獻(xiàn)約17%和1

17、5%的減排量。先進(jìn)技術(shù)（如碳捕獲、利用及儲存）：這些技術(shù)可以應(yīng)用于所有煤炭/天然氣/生物質(zhì) 發(fā)電廠，碳減排效果也較好。但是捕集、封存到利用的各個環(huán)節(jié)所需的技術(shù)大部分都處在 基礎(chǔ)研究環(huán)節(jié)，且減排成本高，每噸二氧化碳高達(dá)約400元，不過其對于減排貢獻(xiàn)最大， 可達(dá)約35%的減排量，是實現(xiàn)碳中和不可或缺的手段之一。2.3 第三步：綜合內(nèi)外部條件決定具體投資方案基于上述分析，發(fā)電企業(yè)可以針對影響投資時機(jī)和規(guī)模的因素，采用符合自身資源優(yōu) 勢的發(fā)展路徑。就當(dāng)前的戰(zhàn)略重點(diǎn)而言，應(yīng)當(dāng)以發(fā)電技術(shù)為發(fā)展重心，利用前敘減排成本曲線，在全 國范圍內(nèi)加大信息通信技術(shù)、控制技術(shù)和人工智能技術(shù)的研發(fā)和大規(guī)模部署應(yīng)用。在上述初

18、步假設(shè)可達(dá)成的基礎(chǔ)上，可以進(jìn)一步拓寬考量的維度，內(nèi)外兼修，齊力發(fā)展。 一方面盤活內(nèi)部資源：明晰現(xiàn)有資產(chǎn)，如有可能在其他發(fā)電技術(shù)中使用的設(shè)備，梳理資本 和現(xiàn)金流，并關(guān)注特定領(lǐng)域的人才，如專攻碳捕獲、利用及儲存技術(shù)的人才；另一方面整 合外部資源：在有豐富太陽能/風(fēng)能資源的地區(qū)估算土地的可得性，厘清財務(wù)狀況、投資 伙伴和現(xiàn)有政府試點(diǎn)項目，加強(qiáng)與領(lǐng)先零部件/設(shè)備供應(yīng)商合作，維護(hù)與終端客戶的關(guān)系， 如吸引大型能源消費(fèi)企業(yè)購電，從而保證項目的投資回報水平。3. 推動電力能源轉(zhuǎn)型四大必要條件不容小覷通過多維度分析可以獲知，發(fā)電企業(yè)想要從傳統(tǒng)化石能源向可再生能源轉(zhuǎn)型良性過 渡，離不開政策支持、技術(shù)推動、電網(wǎng)配

19、套以及綠色金融的助力。3.1 政策支持中國能源轉(zhuǎn)型的相關(guān)政策尚處于發(fā)展初期，政策對能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的影響有限，需要借 鑒歐美成熟市場經(jīng)驗進(jìn)一步發(fā)展。目前，可以對能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型產(chǎn)生影響的政策主要是碳定價、綠色電力證書（GEC）和 可再生能源直接購電（DPP），其在國內(nèi)的發(fā)展以及與歐美的差距不盡相同。3.1.1 碳定價碳定價是一種降低溫室氣體排放的市場化工具，它可以反映溫室氣體排放的外部成 本，這些成本將通過對排放的二氧化碳定價方式展現(xiàn)。化石燃料發(fā)電廠需要為排放二氧化 碳支付額外成本，降本的方式可以選擇逐步轉(zhuǎn)向低碳排放的發(fā)電技術(shù)?？梢哉f，碳定價是推動燃煤發(fā)電廠向可再生能源主動轉(zhuǎn)變的有效工具，可以提高煤電

20、 發(fā)電成本，讓可再生能源更早在成本上發(fā)揮競爭力。通過實施碳定價，可再生 能源可提前212年實現(xiàn)與燃煤發(fā)電相比的成本優(yōu)勢。中國已經(jīng)建立了碳排放權(quán)交易體系，并在部分省市展開碳排放交易（ETS）和碳稅兩種 系統(tǒng)的試點(diǎn)工作。碳排放交易系統(tǒng)（ETS）是一個基于市場的節(jié)能減排政策工具，排放者可以交易排放 單位以滿足其排放目標(biāo)，通過創(chuàng)建碳排放單位的供需，形成碳排放的市場價格，有助于利 用市場機(jī)制更有效地配置資源、控制溫室氣體排放。由于發(fā)電企業(yè)機(jī)組容量大小和燃料類型的不同，每個被納入碳排放交易體系的企業(yè)將 根據(jù)其所屬機(jī)組類別被分配到一定數(shù)量的碳排放配額，每排放一噸二氧化碳，就需要有一 個單位的碳排放配額。這些

21、企業(yè)可以通過在內(nèi)部實施減排措施來減少排放，排放量低于配 額的企業(yè)可以在碳交易平臺上出售盈余配額，而未能將碳排放控制在配額范圍內(nèi)的企業(yè)， 則需要向有額外配額的企業(yè)購買碳排放權(quán)。那些減少二氧化碳排放的項目（如可再生能源） 可獲得中國核證自愿減排量（CCER）；企業(yè)可以購買CCER來沖抵碳排放。碳稅是針對化石燃料（如石油、煤炭、天然氣），以其碳含量或碳排放量的比例為基 準(zhǔn)所征收的一種稅種，從而直接對碳排放定價。目前，中國碳排放權(quán)交易價和交易活躍度均較低，只在少數(shù)省市的電力部門開展試點(diǎn)， 市場覆蓋范圍有限，交易價和交易比例也遠(yuǎn)低于歐盟。因此，在政策進(jìn)一步完善上，需解 決現(xiàn)行碳交易市場的三大主要限制，充

22、分發(fā)揮碳定價的作用。首先，與歐盟各成員國之間可以互相交易的情況不同，中國各省份交易市場互相獨(dú)立， 彼此之間沒有打通不可跨市場交易，因此限制了交易量，這一限制到2021 年全國市場 開放后有望緩解；其次是配額免費(fèi)導(dǎo)致交易價和交易量受限，即中國的碳排放配額分配以免費(fèi)分配為 主，而歐盟只有約30%的配額免費(fèi)，其余通過拍賣出售。再者，中國目前主要是現(xiàn)貨交易，且嚴(yán)格監(jiān)管現(xiàn)貨價格，衍生品的有限限制了交易市 場活躍度。相比而言，歐盟的碳排放配額相關(guān)的金融衍生品種類繁多，包括期權(quán)和期 貨等。3.1.2 綠色電力證書（GEC）隨著上網(wǎng)電價補(bǔ)貼退坡，可再生能源發(fā)電項目可以通過綠色電力證書（GEC）獲得額 外收入來

23、源，以補(bǔ)貼發(fā)電成本。中國在2017年建立了綠證交易體系，可再生能源發(fā)電企業(yè) 可選擇出售綠證或獲得上網(wǎng)電價補(bǔ)貼。目前，可再生能源發(fā)電企業(yè)獲得的上網(wǎng)電價高于燃煤標(biāo)桿電價，發(fā)電企業(yè)出售綠證后，相應(yīng)的電量不再享受國家可再生能源上網(wǎng)電價的補(bǔ)貼。同時，可再生能源上網(wǎng)電價，根據(jù) 不同發(fā)電項目有所差異，即太陽能/風(fēng)能越豐富的地區(qū)，上網(wǎng)電價越低，且并網(wǎng)時間越早， 上網(wǎng)電價越高。而煤電上網(wǎng)電價則根據(jù)不同省份有所差異。從實際的執(zhí)行情況來看，由于價格高和缺乏政策引導(dǎo)，綠證認(rèn)購率較低，2017年7月 2020年11月的數(shù)據(jù)顯示，風(fēng)電綠證認(rèn)購率為0.16%，光伏綠證認(rèn)購率僅為0.004%。分析認(rèn)購率較低的原因，可以發(fā)現(xiàn)主

24、要體現(xiàn)在兩個方面：一方面是綠證價格較高，早 期可再生能源項目的上網(wǎng)電價補(bǔ)貼高，其價格約為歐美自愿減排交易市場的10倍或更多； 另一方面體現(xiàn)在缺乏政策引導(dǎo)，綠證交易主要基于自愿原則，用電企業(yè)/個人自愿認(rèn)購綠 證以實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展目標(biāo)，而美國和歐盟（如挪威）既有自愿交易市場也有強(qiáng)制性交易 市場。未來，隨著綠證交易價格降低和需求增加，認(rèn)購率將有所提升。首先，隨著補(bǔ)貼減少， 對綠證價格的預(yù)期也會降低。同時，允許非補(bǔ)貼可再生能源電力項目的申請和交易。自 2019年起，允許沒有補(bǔ)貼的可再生能源項目申請和交易綠證，盡管定價機(jī)制尚未確定，但 此類發(fā)電企業(yè)有望進(jìn)一步推動綠證定價降低。其次，隨著可再生能源消納保障機(jī)

25、制（配額 制）全面落實，綠證的需求將增加。可再生能源消納保障機(jī)制（2020年出臺）規(guī)定了各省 級行政區(qū)域的可再生能源配額指標(biāo)，承擔(dān)消納責(zé)任的市場主體分為電網(wǎng)公司和電力零售商。 電力用戶通過直購電市場購電，責(zé)任主體可通過認(rèn)購綠證實現(xiàn)可再生能源配額目標(biāo)，但也 有一些責(zé)任主體由于所在地區(qū)可再生能源發(fā)電量有限，而無法通過直接消納完成配額目標(biāo)。3.1.3 可再生能源直接購電（DPP）可再生能源直接購電（DPP）的過程是由賣方（可再生能源發(fā)電企業(yè)）與買方（企業(yè)用 戶）直接聯(lián)系。但是對直接簽訂直購電協(xié)議有一定的要求，即賣方必須是在政府準(zhǔn)入名單 上的電力企業(yè)，買方須是以前就在政府準(zhǔn)入名單上的企業(yè)，直到2019

26、年才放寬至所有工商 業(yè)用戶；另外，交易渠道須通過省電力交易中心參與交易。在發(fā)展成熟的歐美市場，直購電合同期限通常為10年15年或者更長的時間，且地理 限制更少；可再生發(fā)電企業(yè)通過簽訂直購電合同來保證未來的可持續(xù)性收入，并可借助直 購電合同尋求更多社會投資，另外還可通過虛擬購電協(xié)議實現(xiàn)跨地區(qū)和國家的交易，這是 因為虛擬購電協(xié)議是獨(dú)立的衍生金融協(xié)議，而非購電合同，能為可再生發(fā)電企業(yè)和用電企 業(yè)鎖定穩(wěn)定的長期價格。反觀中國市場，可再生能源直接購電項目受到政府嚴(yán)格管控，只有幾個省份允許可再 生能源直購電交易。直購電交易也不活躍，合同期通常在一年以內(nèi)；并且面臨著一些挑戰(zhàn)， 包括客戶認(rèn)知度低、落實案例少、

27、以省內(nèi)交易為主、跨省區(qū)交易一般僅限于兩省電網(wǎng)公司 之間?；谏鲜龇治觯覀冋J(rèn)為，電力體系需要開展根本性改革來推動直購電交易發(fā)展。在 直購電模式下，需要進(jìn)一步實現(xiàn)輸配電與售電環(huán)節(jié)分離，完善獨(dú)立的輸配電價格體系。與 此同時，發(fā)展現(xiàn)貨市場，鼓勵可再生發(fā)電企業(yè)和電力消費(fèi)者參與直購電交易，以減少價格 波動風(fēng)險。3.2 技術(shù)推動在獲得強(qiáng)有力的政策支持之后，發(fā)電企業(yè)需要進(jìn)一步探索技術(shù)發(fā)展和規(guī)?；?yīng)，來 降低各項減排技術(shù)的成本，提升應(yīng)用可行性。其中，一些核心發(fā)電技術(shù)的成本效益對于保 證能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的可行性來說至關(guān)重要。一個重要的影響因素便是度電成本，即發(fā)電項目單位上網(wǎng)電量所發(fā)生的成本。會計概 念的度電成本包

28、括固定資產(chǎn)折舊、項目運(yùn)行成本、維護(hù)成本、財務(wù)費(fèi)用、稅金等；財務(wù)概 念的度電成本除了包括會計概念的度電成本的所有內(nèi)容外，還包括項目占用資本金的機(jī)會 成本、機(jī)會成本以及資本金內(nèi)部收益率。與2020年相比，預(yù)計到2050年核電、煤電、天然氣發(fā)電和生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)成本將保 持不變，水電的發(fā)電技術(shù)成本將提高0.07元/千瓦時。然而，陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電、集中 式光伏發(fā)電和分布式光伏發(fā)電項目的度電技術(shù)成本預(yù)期將明顯降低（約0.09元0.23元/ 千瓦時）。需要重視的是，除了發(fā)電技術(shù)成本之外，疊加輸電、儲能、碳捕獲利用和儲存等必要成本之后，各種技術(shù)的系統(tǒng)成本格局將有較大變化。煤電、天然氣發(fā)電和生物質(zhì)能 發(fā)電的系

29、統(tǒng)成本將顯著高昂。3.2.1 分布式光伏相較于煤電，分布式光伏的發(fā)電技術(shù)成本偏高，需要進(jìn)一步降低成本?，F(xiàn)在分布式 光伏發(fā)電技術(shù)度電成本為0.38元0.48元/千瓦時，分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)成本為0.49元 0.59元/千瓦時，其成本主要來源于光伏組件（約50%）和安裝（約10%）。預(yù)計到2050年， 可以降到0.25元0.35元/千瓦時。分布式光伏成本節(jié)降主要由光伏組件推動，例如，光伏組件制造商整合上游供應(yīng)鏈環(huán) 節(jié)，降低生產(chǎn)原材料成本；或者優(yōu)化新產(chǎn)品的設(shè)計和工藝，提高組件效率，減少單位成本， 如使用多柵線太陽能電池。3.2.2 離岸風(fēng)電與分布式光伏一樣，離岸風(fēng)電的成本也高于煤電。離岸風(fēng)電技術(shù)度電成

30、本為0.45元 0.68元/千瓦時，離岸風(fēng)電技術(shù)系統(tǒng)發(fā)電成本為0.56元0.79元/千瓦時，其成本主要來源 于風(fēng)力發(fā)電機(jī)（約40%）、電纜（約20%）和支撐結(jié)構(gòu)（約20%）。預(yù)計到2050年，可以 降到0.30元0.45元/千瓦時。實現(xiàn)離岸風(fēng)電成本節(jié)降可以通過降低價值鏈上各環(huán)節(jié)的成本來實現(xiàn)。在零部件及設(shè)備 方面，可以將軸承和變壓器等零部件進(jìn)一步本地化，設(shè)計開發(fā)標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)備模塊，提高制造 流程的效率；在建設(shè)及安裝方面，可以充分利用改裝鉆井平臺等石油開采相關(guān)設(shè)備，并根 據(jù)地點(diǎn)和建造時間規(guī)劃項目，共攤項目成本（如船舶、設(shè)備等）；運(yùn)營上通過維修路線優(yōu)化、 天氣預(yù)測等降低維護(hù)成本，并且部署遠(yuǎn)程監(jiān)控/檢查設(shè)

31、備，如使用無人機(jī)降低交通成本。3.2.3 集中式光伏和陸上風(fēng)電技術(shù)集中式光伏發(fā)電技術(shù)和陸上風(fēng)電技術(shù)度電成本分別為0.19元0.38元/千瓦時和0.27元 0.40元/千瓦時。本身成本已經(jīng)實現(xiàn)平價，但考慮到其系統(tǒng)成本較高（由于需要儲能和 特高壓傳輸，其電纜或場地開發(fā)和建設(shè)約占總成本15%），因此仍需要持續(xù)降低儲能和高 壓輸電成本。根據(jù)儲能和輸電成本估算，2020年集中式光伏和陸上風(fēng)電系統(tǒng)整體成本分別為0.35元 0.54元/千瓦時和0.42元0.56元/千瓦時。就儲能的降本措施而言，一方面是削減初始建造成本，電動車普及率提升將推動電池 成本降低，可以提高能量密度來降低建造成本；另一方面要提高利用

32、率，也就是延長電池壽命，降低生命周期的平均度電成本。特高壓輸電可以采用先進(jìn)技術(shù)降低建設(shè)投資（比如 同塔多回輸電技術(shù)），通過“風(fēng)電+光電”結(jié)合互補(bǔ)，輔以儲能系統(tǒng)，提高利用率，以降 低特高壓輸電成本。到2050年，預(yù)計集中式光伏發(fā)電技術(shù)系統(tǒng)成本將降低到0.26元0.40元/千瓦時；陸 上風(fēng)電技術(shù)度電系統(tǒng)成本將降低到0.17元0.36元/千瓦時。3.2.4 碳捕集裝置一個不容忽視的趨勢是，煤炭發(fā)電需要配備碳捕集裝置以減少排放，但碳捕集技術(shù)仍 處于發(fā)展初期且成本較高（度電成本約0.48元0.88元/千瓦時），未來可通過技術(shù)突破 進(jìn)一步降本，并提升收益。同時還可以增加對已捕獲的二氧化碳需求，例如，可通過

33、銷售 二氧化碳額外創(chuàng)收，因為焊接、電子產(chǎn)品、激光、食品保存等工業(yè)和食品業(yè)都需要高純度 的二氧化碳。預(yù)計到2050年成本可降低1/4左右。3.3 電網(wǎng)配套隨著可再生能源比例提升，電網(wǎng)性能將迎來新的需求和挑戰(zhàn)。由于電網(wǎng)發(fā)電和負(fù)荷需 要時刻保持電力平衡，電網(wǎng)必須得保持穩(wěn)定運(yùn)行，電網(wǎng)企業(yè)勢必持續(xù)投入大量資金，助力 電網(wǎng)升級。電網(wǎng)升級對于提升可再生能源的占比至關(guān)重要，提高穩(wěn)定性和提升電力傳輸靈活性是 其中的重點(diǎn)。智能電網(wǎng)技術(shù)能助力電網(wǎng)實現(xiàn)這些提升：穩(wěn)定性方面，可以通過引入有針對 性的技術(shù)和流程，以確保運(yùn)營穩(wěn)定性和可控性(例如頻率、電壓、功率平衡)；建立電網(wǎng)運(yùn) 行保護(hù)體系，及時監(jiān)測異常情況并恢復(fù)正常運(yùn)行。

34、在提升電力傳輸靈活性方面，可以整合 多種發(fā)電資源，進(jìn)行優(yōu)勢互補(bǔ)，還可以提高區(qū)域和全國層面的互通互聯(lián)，建立發(fā)電廠和電 力用戶之間的互通網(wǎng)絡(luò)，而不是單向互動。中國的電網(wǎng)企業(yè)正在加大對電網(wǎng)升級的投資力度，并提升對智能電網(wǎng)技術(shù)的關(guān)注度。 國家電網(wǎng)董事長辛保安出席世界經(jīng)濟(jì)論壇“達(dá)沃斯議程”對話中說：“電網(wǎng)企業(yè)過去一直持 續(xù)投資升級電網(wǎng)，并且加大智能電網(wǎng)技術(shù)的發(fā)展力度,未來也計劃每年至少投入800億美元 升級電網(wǎng)。”3.4 綠色金融在實現(xiàn)碳中和目標(biāo)這個系統(tǒng)工程的前進(jìn)道路上，金融體系無疑承擔(dān)著資源配置和風(fēng)險 管理等重要功能，也是推動綠色發(fā)展的重要支柱。4. 助推電力行業(yè)前行 及時把握多重投資機(jī)會4.1 詳解

35、電力行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀發(fā)電項目建設(shè)、發(fā)電、輸配電以及售電環(huán)節(jié)串聯(lián)起我國電力行業(yè)的產(chǎn)業(yè)鏈條。在這些 環(huán)節(jié)的合力下，2014年以來，我國電力生產(chǎn)行業(yè)總發(fā)電量呈現(xiàn)穩(wěn)步增長趨勢。2020年，我 國總發(fā)電量為75,110億千瓦時，同比增長3.1%。發(fā)電項目建設(shè)：包括部件/裝置生產(chǎn)和項目開發(fā)建設(shè)，其在產(chǎn)業(yè)鏈中的主要任務(wù)是零 部件研發(fā)、制造和組裝，生產(chǎn)制造發(fā)電設(shè)備，發(fā)電項目設(shè)計、規(guī)劃及建造零部件/設(shè)備采購。 國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2014年2019年，中國電力工程建設(shè)中發(fā)電裝機(jī)容量持續(xù)提升， 雖然近年來增速有所放緩，2020年的發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)220,058萬千瓦，仍同比增長9.5%。從市場格局看，規(guī)模效益推動

36、了市場整合，但高度監(jiān)管領(lǐng)域的市場參與者有限。由于 所需資金投入大，主要為國企和龍頭民企，并且不同技術(shù)領(lǐng)域的發(fā)電項目建設(shè)龍頭各不相 同，民企在可再生能源領(lǐng)域更加活躍，占據(jù)了太陽能設(shè)備和EPC行業(yè)的主導(dǎo)地位，2019年 前五大風(fēng)力渦輪機(jī)制造商占新增風(fēng)電裝機(jī)的70%以上。發(fā)電：前五大企業(yè)的裝機(jī)容量占中國總裝機(jī)容量的40%以上，近年來明顯向可再生能 源轉(zhuǎn)型。第510家屬于第二梯隊玩家，裝機(jī)容量占中國總裝機(jī)容量的10%以上，其中中 國廣核集團(tuán)（CGN）是中國最大的核電運(yùn)營商，核電裝機(jī)容量占比超過50%。而區(qū)域性能 源企業(yè)僅覆蓋國內(nèi)特定區(qū)域，且大多集中在傳統(tǒng)火電領(lǐng)域。由于政府補(bǔ)貼推動和技術(shù)發(fā)展 潛力，民企

37、主要活躍于風(fēng)電/太陽能發(fā)電領(lǐng)域。輸配電：輸電是將發(fā)電廠生產(chǎn)的電能經(jīng)過升壓，通過高壓輸電線路進(jìn)行傳輸?shù)倪^程； 配電做的是將高壓輸電線上的電能降壓后分配至不同電壓等級用戶；其角色定位是發(fā)電企 業(yè)向終端用戶輸配電力和投資電網(wǎng)開發(fā)及部分發(fā)電項目。從供需分布來看，我國能源分布不均，資源集中在西部和北部地區(qū)，但電力消費(fèi)普遍 來自東部和中部地區(qū)，因此遠(yuǎn)距離跨區(qū)送電量持續(xù)增長。輸配電市場目前由業(yè)務(wù)遍布各地 的國家電網(wǎng)和占據(jù)主要份額。售電：售電是最終將電能供應(yīng)和出售給用戶的過程，由電網(wǎng)企業(yè)提供輸配電服務(wù)。當(dāng) 下市場化的售電模式仍處于發(fā)展初期，市場分散且參與者眾多，比如廣東的電力零售商多 達(dá)117家。4.2 可再

38、生能源催生新的商業(yè)模式和投資機(jī)會可再生能源發(fā)展迅速, 占比的增加可能引發(fā)價值鏈變化，催生新的商業(yè)模式和投資 機(jī)會。從目前的情況看，短時間內(nèi)，輸配電和零售環(huán)節(jié)的新機(jī)會預(yù)計有限。一方面，國有電 網(wǎng)企業(yè)占主導(dǎo)地位，新業(yè)務(wù)模式的機(jī)會有限，比如直購電的市場化試點(diǎn)規(guī)模較??；另一方 面，電價由政府制定并受到高度監(jiān)管，靈活定價空間有限。在綠色可再生能源情景下，可再生能源發(fā)電量會大幅增長，為了支持可再生能源電力 并網(wǎng)，儲能需求將呈現(xiàn)指數(shù)型增長；另外，在太陽能和/或風(fēng)能資源豐富的地區(qū)，充足的 電力供應(yīng)也將推動氫能等行業(yè)發(fā)展。在清潔核能的情景下，增長機(jī)會主要集中在核電領(lǐng)域，不過，為了保護(hù)國家安全，核 電領(lǐng)域受到高度

39、監(jiān)管，商業(yè)環(huán)境也隨之受到管控。此外，可再生能源/儲能領(lǐng)域?qū)⒂瓉硪?定的增長，但增長幅度低于上述場景。4.3 關(guān)聯(lián)產(chǎn)業(yè)的拉動效應(yīng)可再生能源發(fā)展有望推動就地消納模式，并帶動其他產(chǎn)業(yè)發(fā)展?？稍偕茉淳偷叵{ 對發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)到用電終端都有好處。對發(fā)電企業(yè)來說，隨著發(fā)電機(jī)服務(wù)時間延長，發(fā) 電項目的投資回報率將逐漸增加。對電網(wǎng)來說，電力傳輸距離更短，功耗更低；減少直接 并入全國電網(wǎng)的可再生能源電力能提升電網(wǎng)穩(wěn)定性。對于用電終端來說，能以更低的價格 購電，節(jié)省電費(fèi)支出。此外，可再生能源還可以助推氫能行業(yè)和工業(yè)園區(qū)的發(fā)展。氫能行業(yè)可以用低成本的 電力生產(chǎn)綠色氫能源。例如，河北風(fēng)電制氫項目，建設(shè)200兆瓦容量

40、風(fēng)電場、10兆瓦電解槽。 工業(yè)園區(qū)能以低廉的電價吸引能源密集型企業(yè)，并促進(jìn)了化石燃料的替代。例如青海柴達(dá) 木循環(huán)經(jīng)濟(jì)試點(diǎn)，可再生能源裝機(jī)5826MW，并有四個化學(xué)/金屬工業(yè)園。制氫行業(yè)展望與傳統(tǒng)燃料相比，氫氣具有清潔、靈活性高和高效的特點(diǎn)。第一，清潔表現(xiàn)在不產(chǎn)生 溫室氣體，顆粒物排放少，無噪音污染；第二，靈活性高在于，只要有水和電就可以在任 何地方制氫，從而減少對石油的依賴，加強(qiáng)國家能源安全性；第三，高效是說能量密度高， 每千克氫氣產(chǎn)生的能量更多，加氫頻率更低。氫能在多個應(yīng)用場景可以發(fā)揮作用。工業(yè)生產(chǎn)：替代現(xiàn)有的二氧化碳密集型工業(yè)流程 技術(shù)，可以用氨生產(chǎn)、甲醇生產(chǎn)和鋼鐵廠直接還原的氫作為替代品；交通運(yùn)輸：如輕型和 重型機(jī)動車輛（包括火車和輪船），替代現(xiàn)有的復(fù)合使用化石燃料(汽油、柴油等)的發(fā)動 機(jī)，用公路車、非公路車、火車和輪船的燃料電池，以及船舶、航空、火車中的合成燃料 作為替代產(chǎn)品；集中式發(fā)電：現(xiàn)有的煤炭、石油和天然氣，將來可以用固定式燃料電池、 氫氣渦輪機(jī)和長/中儲能替代；建筑和工業(yè)用加熱設(shè)備：取代了現(xiàn)有燃?xì)饧泄岷湾仩t， 轉(zhuǎn)用氫氣燃料鍋爐、氫氣混合甲烷或加熱器用合成燃料。自2012年以來，氫