锚定碳中和 电力行业减排扬帆.docx

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1、锚定碳中和电力行业减排扬帆2.推进碳减排举措落地发电企业启动“三步走”战略碳中和目标任重道远，实现这一目标更是一项复杂艰巨的系统工程，对于参与其中的 主体发电企业来说，面临着诸多严峻挑战。首先，现有的减排举措类型较多，但是很多技术尚未成熟，研发绿色技术投入成本大, 因此投资回报的不确定性比较大；其次，社会能源需求不断增加，需要大力保障供电稳定 以支持经济增长；再者，终端绿色能源的消费需求迅速攀升，各大电力企业普遍面临着升 级改造的压力。为实现碳中和目标，发电企业应分析行业发展，根据自身情况，研究低碳发展战略， 推动结构转型。经过多方调研分析，BCG提供了 “三步走”的行动策略，为发电企业制定

2、可实现的转型路线图提供参考。2.1 第一步：推进现有举措和已制定的短期方案对于已经上马的减排举措，包括已制定的短期解决方案，可以进一步推行下去，助力 目标实现。比如，相关煤电机组节能升级改造、设计优化等都是电力行业加快转变发展方式、 提升质量效益的重要举措。现役煤电机组节能改造：通过汽轮机通流部分改造、减小汽封间隙、余热回收利用等 方式，提升机组运行效率，以减少能耗来达到降低煤耗的目的。新建煤电机组设计优化：采用超临界机组，通过提高汽轮机进汽参数、二次再热、管 道系统优化等措施，来提高能量利用效率、降低煤耗。煤电转天然气：从煤电转向燃气轮机或燃气一蒸汽联合循环发电厂，相比利用煤炭发 电，天然气

3、在用于发电时产生的温室气体排放量能减少45%55%。当然，通过推进现有举措进行减排的效果有限，仅能实现约15%的减排量，这距离碳 中和目标还有很长一段路要走。22第二步：推动能源结构转型和减排技术发展虽然部分举措已在进行中，但发电企业还需推动重大能源结构转型和减排技术进步, 设计煤电退出路径并重点投资性价比高、有助于实现净零目标的举措（参阅图5）。图5 虽然部分举措已在进行中，但要实现碳减排目标，中国电力行业需推动重大能源结构转型和技 术进步减排举措百万吨二氧化碳当量现状 基准情景减排量“绿色可再生能源”情景额外减排量2020年 能源需求 2050年 能效提升 总排放量增加导致总排放量2排放量

4、增加从煤炭向太阳能 风能天然气/生物质能转变核能 先进技术 2050年 抵消（如碳捕获、总排放量利用及储存）（绿色可再生能源情景） “绿色可再生能源”情景减排量来源：案头研究；专家访谈；BCG模型预测。截至2020年o2利用2050年葡源需求预测进行计算，假设能源结构、能效水平和技术水平与2020年相同。221科学谋划促进煤电有序退出煤电逐步退出是能源结构转型的关键（参阅图6）。中国电力企业联合会的数据显示， 截至202。年底，全国全口径发电装机容量22亿千瓦。其中，全口径煤电装机容量10.8亿 千瓦，占总装机容量的比重为49.1%。虽然比重首次降至50%以下，但仍超过所有其他国 家总和。图6

5、 |设计燃煤电厂逐步淘汰战略对于成功实现能源结构转型至关重要逐步淘汰燃煤发电厂的预估路径逐步淘汰燃煤发电厂的预估路径设计燃煤发电厂淘汰路径的考虑因素燃煤发电厂产能（千兆瓦，GW） 2,500燃煤发电厂产能（千兆瓦，GW） 2,500现有装机量 一逐步淘汰路径保持目前增长速度 自然退役，无新增装机2理想的淘汰速度：权衡低利用率和资产搁置带来的经济损失快速淘汰意味着强制退役，可能 会造成资产搁置缓慢淘汰将降低发电厂的平均使 用率，导致利润削减H 机组淘汰顺序：设计退役时间表评估框架 技术特征：如装机容量、燃煤技 术 经济效益：如净利润水平、负载 时间 环境影响：如当地空气污染水平来源：案头研究；专

6、家访谈；BCG分析。使用“绿色可再生能源”情景，假设负载时间在2030年到达峰值4,800小时/年，2050年降低到4,000小时/年。2假设发电厂平均寿命为30年，2020年后没有新增装机，电厂目前的寿命数据来自马里兰大学中国逐步淘汰火力发电厂的远大目标：根据 每个电厂不同情况进行全面评估的可行战略。从装机总量看，近十年来，我国发电装机保持增长趋势。2015年到2020年间持续投 资新建燃煤发电厂，导致产能过剩、煤电亏损等问题。如果照此速度发下去展，预计到 2050年，煤电装机量将超过2000GW。为实现碳中和目标，中国应该大幅降低新增燃煤电厂，并在短期内迅速淘汰已被识别 出的优先退役机组，

7、对于新增的能源需求尽量通过可再生能源发电满足，并尽快对煤电的 定位进行调整；另一方面，加快淘汰落伍机组，为现有煤电机组设计退役时间线。在自然退役路径下，假设发电厂平均寿命为30年，2020年后没有新增装机，现有电 厂或可以按当前产能继续工作到退役，产能将先缓慢下降，到2035年达到转折点后快速下 降，到2050年清零。在逐步淘汰路径下，2020年一2035年期间可以放缓新厂建设速度，并加快淘汰落伍机 组进度；在2035年一2050年，在保持此前淘汰速度同时，仍需要利用部分燃煤发电来维 持电网稳定。另外，在此期间由于更多的发电厂将退役，新增装机仍将增加。如果想要达到理想的淘汰速度，那么在设计燃煤

8、发电厂淘汰路径时，需要权衡低利用 率和资产搁置带来的经济损失。快速淘汰意味着强制退役，可能会造成资产搁置，而缓慢 淘汰将降低发电厂的平均开工率，导致利润削减。具体在机组的淘汰顺序上，可以制定明确的退役时间表评估框架，从技术特征（装机 容量、燃煤技术）、经济效益（净利润水平、负载时间）以及当地空气污染水平等环境影 响方面详细梳理。222根据减排举措的经济性和减排效果选择转型策略随着燃煤机组全面超低排放和节能改造，煤电退出后的空间将逐步让位给可再生能源 发电。从近十年的历史数据来看，我国传统化石能源发电装机比重持续下降、新能源装机比 重明显上升。2019年火电装机比重较2010年下降了 14.24

9、个百分点，风电、光电、水电、 核电发电等新型能源装机比重共上升了 14.24个百分点，发电装机结构进一步优化。2035年后，现役机组会大量退出，因此需要补充新型的煤炭发电机组来提供调节电源。 此时，发电企业可选择投资长期具有较好成本效益、有助于实现碳减排目标的举措（参阅 图7） o集中式光伏和陆上风电：这两种方式的二氧化碳减排成效显著，发电技术本身成本效 益较好，未来储能等系统成本也将大幅降低，对于保持整个系统的性价比来说至关重要，图7 |发电企业可投资长期具有成本效益、有助于实现碳减排目标的举措平均减排成本（元/吨二氧化碳当量）二氧化碳减排成效显著发电技术已具有成本效益二氧化碳减排成效显著发

10、电技术已具有成本效益-53-50-211,000预计储能渗透率增加；储能技术成本降低 对于保持整个系统的性价比来说至关重要2050年前已制定的举措及装机产能翻集中式光伏发电（包括储能和特高压输电）：1100GW陆上风电（包括储能和特高压输电）：7100 GW核电：190GW规模扩张和技术进步有助于降低成本126362,0003,0003794,000二氧化碳减排成效显著降低成本和改良技术至关重要2050年额外二氧化碳减排量VS基准情境（百万吨二氧化碳当量）O,分布式光伏发电（包括储能）：1200 GW，.离岸风电（包括储能）：350 GW,先进技术（如碳捕获、利用及储存）：应用于所有煤炭/天然

11、气/生物质发电厂来源：案头研究；专家访谈；BCG分析。”020年至2050年间累计减排量（vs基准情景）和2020年至2050年间累计成本和成本节约额，并以2%折现至2020年，“绿色可再生能源” 情景。发电企业可以借此机会大力发展。我们预计，在绿色可持续能源情境下，到2050年分别可 以贡献约15%和20%的减排量，在清洁核能情境下分别可贡献约10%和15%的减排量。核能：经济性较好，在清洁核能情景下大力发展核能可贡献约35%的减排量。分布式光伏和离岸风电：规模扩张和技术进步有助于降低成本，企业需要额外增加减 排投入，尤其是离岸风电平均减排成本约180元/吨；但是在绿色可持续能源情景下，减排

12、 成本有望降低，且对减排贡献较大，到2050年分别可以贡献约17%和15%的减排量。先进技术（如碳捕获、利用及储存）：这些技术可以应用于所有煤炭/天然气/生物质 发电厂，碳减排效果也较好。但是捕集、封存到利用的各个环节所需的技术大部分都处在 基础研究环节，且减排成本高，每吨二氧化碳高达约40。元，不过其对于减排贡献最大， 可达约35%的减排量，是实现碳中和不可或缺的手段之一。2.3第三步：综合内外部条件决定具体投资方案基于上述分析，发电企业可以针对影响投资时机和规模的因素，采用符合自身资源优 势的发展路径。就当前的战略重点而言，应当以发电技术为发展重心，利用前叙减排成本曲线，在全 国范围内加大

13、信息通信技术、控制技术和人工智能技术的研发和大规模部署应用。在上述初步假设可达成的基础上，可以进一步拓宽考量的维度，内外兼修，齐力发展。 一方面盘活内部资源：明晰现有资产，如有可能在其他发电技术中使用的设备，梳理资本 和现金流，并关注特定领域的人才，如专攻碳捕获、利用及储存技术的人才；另一方面整 合外部资源：在有丰富太阳能/风能资源的地区估算土地的可得性，厘清财务状况、投资 伙伴和现有政府试点项目，加强与领先零部件/设备供应商合作，维护与终端客户的关系， 如吸引大型能源消费企业购电，从而保证项目的投资回报水平。3.推动电力能源转型四大必要条件不容小觑通过多维度分析可以获知，发电企业想要从传统化

14、石能源向可再生能源转型良性过 渡，离不开政策支持、技术推动、电网配套以及绿色金融的助力。3.1 政策支持中国能源转型的相关政策尚处于发展初期，政策对能源结构转型的影响有限，需要借 鉴欧美成熟市场经验进一步发展。目前，可以对能源结构转型产生影响的政策主要是碳定价、绿色电力证书（GEC）和 可再生能源直接购电（DPP）,其在国内的发展以及与欧美的差距不尽相同。3.1.1 碳定价碳定价是一种降低温室气体排放的市场化工具，它可以反映温室气体排放的外部成 本，这些成本将通过对排放的二氧化碳定价方式展现。化石燃料发电厂需要为排放二氧化 碳支付额外成本，降本的方式可以选择逐步转向低碳排放的发电技术。可以说，

15、碳定价是推动燃煤发电厂向可再生能源主动转变的有效工具，可以提高煤电 发电成本，让可再生能源更早在成本上发挥竞争力（参阅图8）。通过实施碳定价，可再生 能源可提前2-12年实现与燃煤发电相比的成本优势。图8 |碳定价是推动燃煤发电厂向可再生能源主动转变的有效工具中国度电成本（LCOE ）预测（元/千瓦时,202020501 ）来源：国际能源署；中国国家可再生能源中心；专家访谈；BCG分析。基于基准情景计算。2假设：2050年碳定价增加到47美元/吨（基于国际能源署新政策）o3假设：碳定价为10-15元/吨二氧化碳。4度电成本包括储能成本（假设占20% ）和特高压传输成本（假设占60% ）。中国已

16、经建立了碳排放权交易体系，并在部分省市展开碳排放交易（ETS）和碳税两种 系统的试点工作。碳排放交易系统（ETS）是一个基于市场的节能减排政策工具，排放者可以交易排放 单位以满足其排放目标，通过创建碳排放单位的供需，形成碳排放的市场价格，有助于利 用市场机制更有效地配置资源、控制温室气体排放。由于发电企业机组容量大小和燃料类型的不同，每个被纳入碳排放交易体系的企业将 根据其所属机组类别被分配到一定数量的碳排放配额，每排放一吨二氧化碳，就需要有一 个单位的碳排放配额。这些企业可以通过在内部实施减排措施来减少排放，排放量低于配 额的企业可以在碳交易平台上出售盈余配额，而未能将碳排放控制在配额范围内

17、的企业， 则需要向有额外配额的企业购买碳排放权。那些减少二氧化碳排放的项目（如可再生能源） 可获得中国核证自愿减排量（CCER）；企业可以购买CCER来冲抵碳排放。碳税是针对化石燃料（如石油、煤炭、天然气），以其碳含量或碳排放量的比例为基 准所征收的一种税种，从而直接对碳排放定价。目前，中国碳排放权交易价和交易活跃度均较低，只在少数省市的电力部门开展试点, 市场覆盖范围有限，交易价和交易比例也远低于欧盟。因此，在政策进一步完善上，需解 决现行碳交易市场的三大主要限制，充分发挥碳定价的作用。 首先，与欧盟各成员国之间可以互相交易的情况不同，中国各省份交易市场互相独立, 彼此之间没有打通不可跨市场

18、交易，因此限制了交易量，这一限制到2021年全国市场 开放后有望缓解；其次是配额免费导致交易价和交易量受限，即中国的碳排放配额分配以免费分配为 主，而欧盟只有约30%的配额免费，其余通过拍卖出售。 再者，中国目前主要是现货交易，且严格监管现货价格，衍生品的有限限制了交易市 场活跃度。相比而言，欧盟的碳排放配额相关的金融衍生品种类繁多，包括期权和期 货等。3.1.2 绿色电力证书（GEC）随着上网电价补贴退坡，可再生能源发电项目可以通过绿色电力证书（GEC）获得额 外收入来源，以补贴发电成本。中国在2017年建立了绿证交易体系，可再生能源发电企业 可选择出售绿证或获得上网电价补贴。目前，可再生能

19、源发电企业获得的上网电价高于燃煤标杆电价，发电企业出售绿证后, 相应的电量不再享受国家可再生能源上网电价的补贴。同时、可再生能源上网电价，根据 不同发电项目有所差异，即太阳能/风能越丰富的地区，上网电价越低，且并网时间越早， 上网电价越高。而煤电上网电价则根据不同省份有所差异。从实际的执行情况来看，由于价格高和缺乏政策引导，绿证认购率较低，2017年7月一 2020年11月的数据显示，风电绿证认购率为0.16%,光伏绿证认购率仅为0.004%。分析认购率较低的原因，可以发现主要体现在两个方面：一方面是绿证价格较高，早 期可再生能源项目的上网电价补贴高，其价格约为欧美自愿减排交易市场的10倍或更

20、多； 另一方面体现在缺乏政策引导，绿证交易主要基于自愿原则，用电企业/个人自愿认购绿 证以实现可持续发展目标，而美国和欧盟（如挪威）既有自愿交易市场也有强制性交易 市场。未来，随着绿证交易价格降低和需求增加，认购率将有所提升。首先，随着补贴减少， 对绿证价格的预期也会降低。同时，允许非补贴可再生能源电力项目的申请和交易。自 2019年起，允许没有补贴的可再生能源项目申请和交易绿证，尽管定价机制尚未确定，但 此类发电企业有望进一步推动绿证定价降低。其次，随着可再生能源消纳保障机制（配额 制）全面落实，绿证的需求将增加。可再生能源消纳保障机制（2020年出台）规定了各省 级行政区域的可再生能源配额

21、指标，承担消纳责任的市场主体分为电网公司和电力零售商。 电力用户通过直购电市场购电，责任主体可通过认购绿证实现可再生能源配额目标，但也 有一些责任主体由于所在地区可再生能源发电量有限，而无法通过直接消纳完成配额目标。3/L3可再生能源直接购电（DPP）可再生能源直接购电（DPP）的过程是由卖方（可再生能源发电企业）与买方（企业用 户）直接联系。但是对直接签订直购电协议有一定的要求，即卖方必须是在政府准入名单 上的电力企业，买方须是以前就在政府准入名单上的企业，直到2019年才放宽至所有工商 业用户；另外，交易渠道须通过省电力交易中心参与交易。在发展成熟的欧美市场，直购电合同期限通常为10年一1

22、5年或者更长的时间，且地理 限制更少；可再生发电企业通过签订直购电合同来保证未来的可持续性收入，并可借助直 购电合同寻求更多社会投资，另外还可通过虚拟购电协议实现跨地区和国家的交易，这是 因为虚拟购电协议是独立的衍生金融协议，而非购电合同，能为可再生发电企业和用电企 业锁定稳定的长期价格。反观中国市场，可再生能源直接购电项目受到政府严格管控，只有几个省份允许可再 生能源直购电交易。直购电交易也不活跃，合同期通常在一年以内；并且面临着一些挑战， 包括客户认知度低、落实案例少、以省内交易为主、跨省区交易一般仅限于两省电网公司 之间。基于上述分析，我们认为，电力体系需要开展根本性改革来推动直购电交易

23、发展。在 直购电模式下，需要进一步实现输配电与售电环节分离，完善独立的输配电价格体系。与 此同时.，发展现货市场，鼓励可再生发电企业和电力消费者参与直购电交易，以减少价格 波动风险。3.2 技术推动在获得强有力的政策支持之后，发电企业需要进一步探索技术发展和规模化效应，来 降低各项减排技术的成本，提升应用可行性。其中，一些核心发电技术的成本效益对于保 证能源结构转型的可行性来说至关重要（参阅图9）。图9 |成本效益对于能源结构转型的可行性来说至关重要2020 . 2050不同发电结构的技术度电成本，全国平均水平（元/千瓦时，2020 vs. 2050 ）0.63 0.600.44 0.430.

24、43 0.430.25 珞0.49 0.460.33 0.32 i eg 0.33 0.33核电水电煤电天燃气发电生物质发电陆上风电 离岸风电 集中式光伏发电 分布式光伏发电不同发电结构的系统度电成本，全国平均水平（元/千瓦时，2020 vs. 2050 ）0.54.0590.44 0.430.33 0.320.300.24 0 300.880J0.810.48 0.440.580.530.560.400.420.260.790.560.350.350.17Q400.49 II0.30核电水电系统I煤炭+碳捕获、天然气+碳捕获、生物质能+碳捕获、陆上风电系统3 离岸风电系统3集中式光伏系统3分

25、布式光伏系统3利用和储存2利用和储存2利用和储存2深入分析B深入分析A来源：BNEF ; CICC报告；案头研究；专家访谈；BCG分析。假设60%新装机的水力发电厂需要特高压传输。2假设碳捕获利用和储存的效率约为50%。3假设可再生发电厂配置储能约为20% , 60%新装机陆上风力发电厂与集中式光伏发电厂需要特高压传输。一个重要的影响因素便是度电成本，即发电项目单位上网电量所发生的成本。会计概 念的度电成本包括固定资产折旧、项目运行成本、维护成本、财务费用、税金等；财务概 念的度电成本除了包括会计概念的度电成本的所有内容外，还包括项目占用资本金的机会 成本、机会成本以及资本金内部收益率。与20

26、2（）年相比，预计到205（）年核电、煤电、天然气发电和生物质发电技术成本将保 持不变，水电的发电技术成本将提高0.07元/千瓦时。然而，陆上风电、海上风电、集中 式光伏发电和分布式光伏发电项目的度电技术成本预期将明显降低（约。.09元一0.23元/ 千瓦时）。需要重视的是，除了发电技术成本之外，叠加输电、储能、碳捕获利用和储存等必要成本之后，各种技术的系统成本格局将有较大变化。煤电、天然气发电和生物质能 发电的系统成本将显著高昂。3.2.1 分布式光伏相较于煤电，分布式光伏的发电技术成本偏高，需要进一步降低成本。现在分布式 光伏发电技术度电成本为（）.38元-0.48元/千瓦时，分布式光伏发

27、电系统成本为（）.49元一 0.59元/千瓦时，其成本主要来源于光伏组件（约50%）和安装（约10%）。预计到2050年, 可以降到0.25元-0.35元/千瓦时。分布式光伏成本节降主要由光伏组件推动，例如，光伏组件制造商整合上游供应链环 节，降低生产原材料成本；或者优化新产品的设计和工艺，提高组件效率，减少单位成本, 如使用多栅线太阳能电池。322离岸风电与分布式光伏一样，离岸风电的成本也高于煤电。离岸风电技术度电成本为0.45元一 0.68元/千瓦时，离岸风电技术系统发电成本为0.56元-0.79元/千瓦时，其成本主要来源 于风力发电机（约40%）、电缆（约20%）和支撑结构（约2（）%）

28、。预计到2050年，可以 降到0.30元一0.45元/千瓦时。实现离岸风电成本节降可以通过降低价值链上各环节的成本来实现。在零部件及设备 方面，可以将轴承和变压器等零部件进一步本地化，设计开发标准化设备模块，提高制造 流程的效率；在建设及安装方面，可以充分利用改装钻井平台等石油开采相关设备，并根 据地点和建造时间规划项目，共摊项目成本（如船舶、设备等）；运营上通过维修路线优化、 天气预测等降低维护成本，并且部署远程监控/检查设备，如使用无人机降低交通成本。3.2.3 集中式光伏和陆上风电技术集中式光伏发电技术和陆上风电技术度电成本分别为0.19元-0.38元/千瓦时和0.27元 0.40元/千

29、瓦时。本身成本已经实现平价，但考虑到其系统成本较高（由于需要储能和 特高压传输，其电缆或场地开发和建设约占总成本15%）,因此仍需要持续降低储能和高 压输电成本。根据储能和输电成本估算,2020年集中式光伏和陆上风电系统整体成本分别为0.35元一 0.54元/千瓦时和0.42元一0.56元/千瓦时。就储能的降本措施而言，一方面是削减初始建造成本，电动车普及率提升将推动电池 成本降低，可以提高能量密度来降低建造成本；另一方面要提高利用率，也就是延长电池前言1.发力碳中和目标电力行业转型的路径建议31.1 识别电力能源转型的主要抓手3两种电力能源结构的情景展望41.2 实现碳中和目标的最后一公里6

30、.推进碳减排举措落地发电企业启动“三步走”战略81.3 第一步：推进现有举措和已制定的短期方案8第二步：推动能源结构转型和减排技术发展81.4 第三步：综合内外部条件决定具体投资方案11.推动电力能源转型四大必要条件不容小觑131.5 政策支持13技术推动161.6 电网配套18绿色金融182 .助推电力行业前行及时把握多重投资机会21详解电力行业产业链现状212.1 可再生能源催生新的商业模式和投资机会22关联产业的拉动效应2629结语 寿命，降低生命周期的平均度电成本。特高压输电可以采用先进技术降低建设投资（比如 同塔多回输电技术），通过“风电+光电”结合互补，辅以储能系统，提高利用率，以

31、降 低特高压输电成本。到2050年，预计集中式光伏发电技术系统成本将降低到0.26元-0.40元/千瓦时；陆 上风电技术度电系统成本将降低到0.17元-0.36元/千瓦时。碳捕集装置一个不容忽视的趋势是，煤炭发电需要配备碳捕集装置以减少排放，但碳捕集技术仍 处于发展初期且成本较高（度电成本约0.48元一0.88元/千瓦口寸），未来可通过技术突破 进一步降本，并提升收益。同时还可以增加对已捕获的二氧化碳需求，例如，可通过销售 二氧化碳额外创收，因为焊接、电子产品、激光、食品保存等工业和食品业都需要高纯度 的二氧化碳。预计到2050年成本可降低1/4左右。3.3 电网配套随着可再生能源比例提升，电

32、网性能将迎来新的需求和挑战。由于电网发电和负荷需 要时刻保持电力平衡，电网必须得保持稳定运行，电网企业势必持续投入大量资金，助力 电网升级。电网升级对于提升可再生能源的占比至关重要，提高稳定性和提升电力传输灵活性是 其中的重点。智能电网技术能助力电网实现这些提升：稳定性方面，可以通过引入有针对 性的技术和流程，以确保运营稳定性和可控性（例如频率、电压、功率平衡）；建立电网运 行保护体系，及时监测异常情况并恢复正常运行。在提升电力传输灵活性方面，可以整合 多种发电资源，进行优势互补，还可以提高区域和全国层面的互通互联，建立发电厂和电 力用户之间的互通网络，而不是单向互动。中国的电网企业正在加大对

33、电网升级的投资力度，并提升对智能电网技术的关注度。 国家电网董事长辛保安出席世界经济论坛“达沃斯议程”对话中说：“电网企业过去一直持 续投资升级电网，并且加大智能电网技术的发展力度，未来也计划每年至少投入800亿美元 升级电网。”绿色金融在实现碳中和目标这个系统工程的前进道路上，金融体系无疑承担着资源配置和风险 管理等重要功能，也是推动绿色发展的重要支柱。自2005年以来，中央政府一直在推动绿色金融发展。国务院2005年颁发关于落实 科学发展观和加强环境保护的决定是中国第一个绿色信贷政策，标志着绿色金融的开始。 2012年的绿色信贷指引为提供绿色信贷产品的金融机构提供了组织管理、流程管理和 能

34、力建设等指导原则。2015年，国家发改委、银监会、央行联合发布：绿色债券指引、 绿色债券支持项目目录。2016年，中国人民银行等七部委发布的关于构建绿色金融 体系的指导意见可谓是绿色金融的高阶指导，也明确了绿色金融的定义一一为支持环境 改善、应对气候变化、节约和高效利用资源而展开的经济活动，即对环保、节能、清洁能 源、绿色交通、绿色建筑等领域的项目投融资、项目运营、风险管理等所提供的金融服务。 2021年，“十四五”规划和2035愿景更是强调绿色金融在实现碳减排目标上发挥的 重要支持作用，并鼓励对环保项目利好的税收政策。绿色金融的发展为能源转型举措提供了有力的资金支持，我国绿色金融主要包括绿色

35、 信贷、绿色债券、绿色股票指数、绿色保险和环境权交易所五大金融工具。 绿色信贷：商业银行通过信贷解决方案为低碳经济和绿色产业提供金融支持。邮政储 蓄银行等多家银行在提供光伏贷款产品。 绿色债券：发行专门用于投资绿色项目的债券，目前已发行19只“碳中和”债券，例 如，2021年南方电网发行了规模为20亿元人民币的“碳中和”债券。 绿色股票指数：基于所选绿色目标和具体标准（如碳足迹）制定的价格指数，例如上 海证券交易所发布的180碳效率指数。 绿色保险：即环境责任保险，确保绿色项目在长期无风天气等极端条件下运营的环境 责任保险，例如风能和太阳能项目的天气保险。 环境权交易所：包括不同类型的碳排放权

36、交易、污染物排放权交易、水资源使用权交 易等。在各种政策的大力支持下，绿色金融实践和市场规模取得了较好的成绩和进展。在上述五大类中，绿色信贷和绿色债券是发展最成熟的工具，其募集资金的20%流入 绿色能源和相关新兴行业。中国是全球绿色信贷排名第一的国家，2020年，中国21家主要银行的绿色贷款余额超 12万亿元人民币，大幅领先于其他国家，欧洲主要国家的绿色及ESG信贷规模总和约为7 千亿元人民币。银行作为主要提供者贡献了超过45%的绿色信贷余额。绿色信贷余额大幅 增长同时，绿色能源的占比也在快速提升，约占总使用量的24%。中国还是全球第二大绿 色债券发行国，累计债券发行规模超过L2万亿人民币。在

37、过去的五年里，债券发行规模 保持稳定，每年超过两亿元人民币。然而，中国的绿色债券标准未与国际接轨，只有44%的绿色债券符合国际标准，须进一步加强标准化。值得注意的是，约27%的绿色债券资本 被用于清洁能源项目，且正在迎来越来越多元化的参与者，目前最大的绿色债券发行者是 非金融企业，约占40%；而商业银行是最大的买家，约占50%。虽然规模上取得的成绩不俗，但由于我国绿色金融起步与国外相比较晚，相比完善的 绿色金融体系仍存在较大差距。海外市场的产品服务更加多元化，更注重激励措施。 绿色信贷和绿色债券：中国的总量处于全球领先地位。 绿色股票指数：不同的绿色子行业引入各种各样的股指，如标普全球清洁能源

38、指数， MSCI全球绿色建筑指数等。 绿色保险：海外产品的保险场景更加多元化，包括不良天气、绿色零部件质量、绿色 项目建设期间的污染等。 环境权交易：海外市场比中国更成熟，如英国早在2002年建立了全球第一个碳排放权 交易体系。 绿色基金：主要是政府牵头，为企业和个人提供绿色贷款，如荷兰绿色基金、美国富国 银行绿色基金、花旗可再生能源风险投资、汇丰实体经济绿色投资机会基金（RBGIO）等。案例分析：荷兰的绿色基金机制因建立了完整的公募绿 色基金体系，撬动了大量私人资本投向绿色项目。 该绿色基金由荷兰政府于1955年发起，银行承诺 把70%的资金投向绿色项目，尽管资金回报率只 有1%，低于市场平

39、均水平，但荷兰政府为参与绿色基金的私人客户提供总计2.5%的税收优惠作为 激励。如今，大部分荷兰银行都设有绿色基金， 资金来源于私人客户。以2010年为例，荷兰政府 税收减少了 1.5亿欧元，却撬动了 60亿欧元的私 人资本投向绿色项目。中国绿色金融体系发展迅速，但仍需在政策和标准建设、激励和补贴以及建设绿色金 融“基础设施”方面不断提升。为此，政府可以采取三大措施完善绿色金融体系。 加强监管政策，完善行业监管。包括限制不同行业的污染物排放；建立绿色数据披露 机制，要求所有公司披露运营数据。 增加激励和补贴政策。降低绿色产业的融资成本；鼓励保险资产管理公司和社会保障 基金参与绿色金融；鼓励外国

40、投资者参与。 建设绿色金融“基础设施”。建立“绿色资产”交易平台；标准化绿色产品的定义和要求, 与国际社会保持一致；鼓励金融科技发展，整合不同数据源。4.助推电力行业前行及时把握多重投资机会详解电力行业产业链现状发电项目建设、发电、输配电以及售电环节串联起我国电力行业的产业链条。在这些 环节的合力下，2014年以来，我国电力生产行业总发电量呈现稳步增长趋势。2020年，我 国总发电量为75,110亿千瓦时,同比增长量。发电项目建设：包括部件/装置生产和项目开发建设，其在产业链中的主要任务是零 部件研发、制造和组装，生产制造发电设备，发电项目设计、规划及建造零部件/设备采购。 国家能源局统计数据

41、显示，2014年一2019年，中国电力工程建设中发电装机容量持续提升， 虽然近年来增速有所放缓，2020年的发电装机容量达220,058万千瓦，仍同比增长9.5%。从市场格局看，规模效益推动了市场整合，但高度监管领域的市场参与者有限。由于 所需资金投入大，主要为国企和龙头民企，并且不同技术领域的发电项目建设龙头各不相 同，民企在可再生能源领域更加活跃，占据了太阳能设备和EPC行业的主导地位，2019年 前五大风力涡轮机制造商占新增风电装机的70%以上。发电：前五大企业的装机容量占中国总装机容量的40%以上，近年来明显向可再生能 源转型。第510家属于第二梯队玩家，装机容量占中国总装机容量的10

42、%以上，其中中 国广核集团（CGN）是中国最大的核电运营商，核电装机容量占比超过50%。而区域性能 源企业仅覆盖国内特定区域，且大多集中在传统火电领域。由于政府补贴推动和技术发展 潜力，民企主要活跃于风电/太阳能发电领域。输配电：输电是将发电厂生产的电能经过升压，通过高压输电线路进行传输的过程； 配电做的是将高压输电线上的电能降压后分配至不同电压等级用户；其角色定位是发电企 业向终端用户输配电力和投资电网开发及部分发电项目。从供需分布来看，我国能源分布不均，资源集中在西部和北部地区，但电力消费普遍 来自东部和中部地区，因此远距离跨区送电量持续增长。输配电市场目前由业务遍布各地 的国家电网和南方

43、电网占据主要份额。售电：售电是最终将电能供应和出售给用户的过程，由电网企业提供输配电服务。当 下市场化的售电模式仍处于发展初期，市场分散且参与者众多，比如广东的电力零售商多 达117家。4.1 可再生能源催生新的商业模式和投资机会可再生能源发展迅速，占比的增加可能引发价值链变化，催生新的商业模式和投资 机会。从目前的情况看，短时间内，输配电和零售环节的新机会预计有限。一方面，国有电 网企业占主导地位，新业务模式的机会有限，比如直购电的市场化试点规模较小；另一方 面，电价由政府制定并受到高度监管，灵活定价空间有限。在绿色可再生能源情景下，可再生能源发电量会大幅增长，为了支持可再生能源电力 并网，

44、储能需求将呈现指数型增长；另外，在太阳能和/或风能资源丰富的地区，充足的 电力供应也将推动氢能等行业发展。在清洁核能的情景下，增长机会主要集中在核电领域，不过，为了保护国家安全，核 电领域受到高度监管，商业环境也随之受到管控。此外，可再生能源/储能领域将迎来一 定的增长，但增长幅度低于上述场景。4.1.1 风力发电随着对海上风电和相关服务的日益重视，新玩家或呼之欲出。不过整体看来，陆上风 能仍将是主要风能来源。调研显示，陆上风电项目的数量与日俱增。受益于自动化程度不断提高，陆上风电产 能不断扩大，预计从2020年到2030年装机量将增长7%,从2030年到2050年增长4%。风 力涡轮机向5M

45、W以上机型发展，叶片更长，塔架更高；7（）%的项目将分布在三北地区（主 要是I、II类资源区）。虽然陆上风电市场的本土企业数量出现饱和，但海上风电的增长为不同企业提供了机 遇。预计从2020年到203（）年装机量将增长19%,从203（）年到2050年增长10%。具备领先 技术和运营经验的企业可以合作，发挥各自的技术优势、资金成本/资源关系优势。法国 电力公司和中国国家能源投资集团成立了主要面向海上风电市场的合资企业，立足双方专 长，打造竞争优势。随着装机容量高速增长，风电服务市场将迎来迅猛发展，2020年服务市场规模约为 275亿元。由于部件老化，为提升投资回报率，运营维修服务得到越来越多的

46、关注，且服 务类型从基础服务（常规检修、机油更换等）拓展到高端服务（部件升级、部件深度检测、 运行数据分析、控制系统升级等）。专注于某一高端领域的玩家将获得一定的市场空间， 例如，主机厂可以通过提供整体解决方案来抢占国企份额，专业服务（如数字化工具）领 域也存在发展空间。422光伏发电我国光伏发电的装机容量预计将稳步增长，分布式光伏的比重不断提升。整体上， 从2020年到2050年将增加8%；集中式光伏发电预计从2020年到2030年装机量将增长 15%,从2030年到2050年增长3%。分布式光伏发电预计从2020年到2030年装机量将增长 16%,从203（）年到2050年增长6%。当前，

47、集中式光伏的项目开发和运营仍由国营发电企业主导。原因在于国企与当地政 府关系密切，尤其是在太阳能资源最好的“三北”地区。另外，与民企相比，国企的资本 成本低一一民营运营商纷纷向国企出售内部收益率低的项目。分布式光伏有望催生新的业务模式和新玩家。屋顶租赁是目前的主导模式，光伏运营 商从终端用户处租用屋顶，并赚取发电收入和补贴，通过租赁模式向终端用户支付租金； 另外，局部区域将催生电力直销等新模式，目前该模式已经在几个省份试点。民营安装商 和运营商或将瞄准小型光伏项目，由于掌握用电数据，电网相关企业在大型工商业项目上 也具备优势。4.2.3 电化学储能电化学储能目前装机量较低，大约4亿千瓦时，处于早期阶段。可再生能源发展促进 了储能市场增长，不同玩家仍在摸索各自的角色定位。零部件：制造电池包，在电池元件上安装电池管理软件（BMS）和制造储能变流器 （PCS）；目前由民企主导，例如宁德时代、比亚迪、阳光电源和锦浪科技。市场整合后， 头部玩家在技术成熟度和性价比上有较大优势。集成：采购系统硬件的零部件，组装成容器化产品，以及开发能源管理软件（EMS）, 协调储能资产的运作。九成市场份额被民企占据，如阳光电源、科陆电子；国企占比小于 10%,主要厂商是南瑞。市场前景比较分散，零部件制造商需凭借硬件知识优势，向集成 领域拓展。开发：储能