电力行业专题研究：锚定碳中和_电力行业减排扬帆.docx

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1、电力行业专题研究：锚定碳中和_电力行业减排扬帆1. 发力碳中和目标及电力行业转型的路径建议1.1 识别电力能源转型的主要抓手十九大报告为我国能源清洁低碳转型发展指明了新方向，即推进能源生产和消费革 命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。对于电力行业来说，为实现碳中和目标，需要 加快推进能源结构转型，从以煤炭发电为主向以清洁低碳能源转变。国际能源署（IEA）发布的全球能源回顾：2020全球碳排放受新冠肺炎疫情影响情况 显示，2020年，电力部门二氧化碳排放量下降了3.3%（4.5亿吨），相对和绝对降幅均为 有记录以来的最大值。一方面是因为2020年新冠肺炎疫情减少了电力需求，另一方面则缘 于可再

2、生能源发电的加速扩张。可再生能源在全球发电量中的比重从2019年的27%上升到 了2020年的29%。在过去十年间，可再生能源在电力行业中的应用对碳排放量产生了越来越大的影响， 年均降幅达到了10%。尽管遭受疫情冲击，可再生能源在2020年仍然加速发展。相较于 2019年，可再生能源在降低电力行业碳排放方面的贡献增加了50%。解决碳排放的关键是要减少能源碳排放，在实践上，电力行业需要在发电侧对能源结 构进行改革，推广不依赖化石燃料的关键技术，加大对水能、核能、风能、太阳能、生物 质能等清洁能源的投资和开发。通过分析可以发现，对中国来说，核电、风电和光伏发电 是实现转型的重要抓手。煤电：2020

3、年的装机容量为1,060GW，占比达到49%。过去，投资煤电是满足电力需 求的主要方式，但未来这个情景将发生变化。到2050年，煤电发电量将维持在较低水平， 主要担任平衡电网体系的作用。天然气发电：2020年的装机容量为100GW，占比为5%。中国的天然气资源有限，高 度依赖进口，因此装机占比较低。由于二氧化碳排放较低，天然气将在2030年前取代部 分煤炭，但资源有限、减排量低和存在空气污染风险等问题也将影响天然气发电的大规模 推广。核能发电：2020年的装机容量为100GW，占比2%。核电是一种已被证实的清洁发电 技术，是实现净零排放目标的重要推动力。截至2019年12月，国内拥有47台商运

4、核电机组。 核电站建设时间长，投资需求大，装机占比还较小；不过，随着技术成熟和战略重视程度 提高，预计核电占比不断增长。水力发电：2020年的装机容量为371GW，占比17%。水力发电的占比未来10年15年会持续增长，但由于已开发量占可开发资源的比重高，增长的速度将逐渐放缓。风电：2020年的装机容量为280GW，份额为13%。我国很早就开始了风力发电的研究、 试验和推广工作。目前，陆上风力发电逐渐获得广泛应用，主要覆盖东北、华北和西北地区； 保证风电的大幅持续发展需要降低离岸风电成本。光伏太阳能发电：2020年的装机容量为253GW，占比12%。随着我国光伏发电技术进 步，太阳能发电系统转化

5、率越来越高，成本也将越来越低。太阳能发电装机容量快速增长， 是实现净零排放目标的重要抓手。目前，集中式光伏发电广泛应用于三北地区，分布式光 伏发电应用也在逐步增加。生物质发电：2020年的装机容量为27GW，份额仅占1%。我国生物质发电原料供给不 足、价格过高和质量参差不齐等问题阻碍了生物质发电产业的发展，因此占比较小，目前 的应用集中在燃料资源丰富的四个省份。不过从长期来看，未来将会呈现继续增长的态势。1.2 两种电力能源结构的情景展望基于发展潜力和实现碳中和目标的要求，BCG设计了两种情景清洁核能和绿色可 再生能源情景，对中国未来电力能源结构进行展望。清洁核能和绿色可再生能源两种情景共同假

6、设下的表现：煤电：将逐步退出，在发电系统中的角色从主要发电来源转变为维持电力系统稳定性 的灵活调节电源，到2050年，所有机组都将配备碳捕捉利用和封存装置。天然气发电：作为煤电退出的过渡方式，在2030年之前会加快发展，但由于资源限制， 且自身也产生碳排放，2030年后会维持在较稳定的水平，且到2050年所有机组都将配备 碳捕捉利用和封存装置。水力发电：未来将有限开发，预计2050年前可开发资源将开发完毕，开发程度达到 所有水力资源的80%。限制因素是待开发资源量有限（已开发的水资源已经占到总资源的 50%以上），开发难度将越来越大（生态环境脆弱、地理位置危险等原因）。生物质发电：受限于生物质

7、资源（垃圾、秸秆）等资源分散、收集/运输/储存成本较高， 未来在发电量中会保持较小占比，且到2050年所有机组都将配备碳捕捉利用和封存装置。清洁核能情景假设：核能：积极发展核电，一方面在核电站技术方面有所突破，安全性更高，核废物生产 量更小；另一方面普及核电知识和安全防护措施，明确对核电突发事件应对方法，提升大 众对核电的接受度。但核电站发展节奏受到一定限制，一方面电站工程周期较长，一般五 年以上，另一方面保证安全性仍是核电发展的前提（大幅增加核电站会提升燃料处理和核 电废物处理的难度），2030年能建成并投入使用的核电站基本都在规划当中，2030年前或 只有约6%的涨幅，增长有限，预计203

8、0年后可能加快增长，年增长率可达8%以上。可再生能源：技术成熟、经济性较强的集中式光伏发电和陆上风电有显著发展，但发 展空间受地区限制，比如中东部地区土地资源少，光照和风能资源条件一般，能新建的集 中式光伏和陆上风电有限；分布式光伏、离岸风电等仍未达到平价，政策支持力度较小， 发展动力较弱。绿色可再生能源情景假设：可再生能源：重点发展，在分布式光伏、离岸风电等未达到平价的领域，通过政策支 持、技术突破等使成本大幅降低，同时储能和特高压输电技术得到广泛应用，支持可再生 能源发展；但由于风/光发电存在波动性，需要按风光装机容量的20%左右配置火力发电（煤 和天然气）供电网调峰用。核能：以5%以内的

9、年增长率保守发展，作为基础负荷。1.3 实现碳中和目标的最后一公里在两种假设情境里，少量难以淘汰的化石燃料装机仍然会带来部分 碳排放，为实现碳中和目标的最后一公里, 需要用其他方式去实现碳中和。在上述两种情 景下，可通过研发和推广碳捕集技术、发展储能技术、植树造林等手段实现剩余九亿吨二 氧化碳减排。研发推广碳捕集技术：积极研发和推广化石燃料碳捕集利用与封存、生物质碳捕集与 封存、直接空气捕集等技术。通过技术革新，使碳捕集装置能有效地分离和收集二氧化碳， 由化石燃料发电排放的二氧化碳能够更完全地被捕捉和利用。发展储能技术：进一步发展储能技术，氢能等中长期储能技术发展可代替火电作为电 力系统调节来

10、源和基础负荷，维持电力输出的稳定性，进一步减少发电结构中化石能源的 占比。加大植树造林力度：植物生长过程能直接吸收二氧化碳，可以加大力度实施植树造林， 发挥森林资源重要作用，抵消碳排放。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

11、。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 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

12、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蒸汽联合循环发电厂，相比利用煤炭发 电，天然气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。2.2 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。2.2.1 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。中国电力企业联合会的数据显示，

13、 截至2020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。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，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

14、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

15、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。2.2.2 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

16、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。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。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 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1

17、5%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400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

18、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

19、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，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

20、 发电成本，让可再生能源更早在成本上发挥竞争力。通过实施碳定价，可再生 能源可提前212年实现与燃煤发电相比的成本优势。中国已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

21、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

22、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

23、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 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

24、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

25、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。3.1.3 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

26、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15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、

27、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。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

28、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2020年相比，预计到2050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0.09元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

29、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0.38元0.48元/千瓦时，分布式光伏发电系统成本为0.49元 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。3.2.2 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

30、本为0.45元 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20%）。预计到2050年，可以 降到0.30元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

31、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 0.54元/千瓦时和0.42元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

32、率，也就是延长电池寿命，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。3.2.4 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0.88元/千瓦时），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

33、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。

34、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。”3.4 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。4. 助推电力行业前行 及时把握多重投资机会4.1 详解

35、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3.1%。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显示，2014年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

36、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%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

37、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。4.2 可再

38、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，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

39、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。4.3 关联产业的拉动效应可再生能源发展有望推动就地消纳模式，并带动其他产业发展。可再生能源就地消纳 对发电企业、电网到用电终端都有好处。对发电企业来说，随着发电机服务时间延长，发 电项目的投资回报率将逐渐增加。对电网来说，电力传输距离更短，功耗更低；减少直接 并入全国电网的可再生能源电力能提升电网稳定性。对于用电终端来说，能以更低的价格 购电，节省电费支出。此外，可再生能源还可以助推氢能行业和工业园区的发展。氢能行业可以用低成本的 电力生产绿色氢能源。例如，河北风电制氢项目，建设200兆瓦容量

40、风电场、10兆瓦电解槽。 工业园区能以低廉的电价吸引能源密集型企业，并促进了化石燃料的替代。例如青海柴达 木循环经济试点，可再生能源装机5826MW，并有四个化学/金属工业园。制氢行业展望与传统燃料相比，氢气具有清洁、灵活性高和高效的特点。第一，清洁表现在不产生 温室气体，颗粒物排放少，无噪音污染；第二，灵活性高在于，只要有水和电就可以在任 何地方制氢，从而减少对石油的依赖，加强国家能源安全性；第三，高效是说能量密度高， 每千克氢气产生的能量更多，加氢频率更低。氢能在多个应用场景可以发挥作用。工业生产：替代现有的二氧化碳密集型工业流程 技术，可以用氨生产、甲醇生产和钢铁厂直接还原的氢作为替代品

41、；交通运输：如轻型和 重型机动车辆（包括火车和轮船），替代现有的复合使用化石燃料(汽油、柴油等)的发动 机，用公路车、非公路车、火车和轮船的燃料电池，以及船舶、航空、火车中的合成燃料 作为替代产品；集中式发电：现有的煤炭、石油和天然气，将来可以用固定式燃料电池、 氢气涡轮机和长/中储能替代；建筑和工业用加热设备：取代了现有燃气集中供热和锅炉， 转用氢气燃料锅炉、氢气混合甲烷或加热器用合成燃料。自2012年以来，氢能逐渐受到重视，国家颁布多条政策以扶持制氢行业发展。2012年， 节能与新能源汽车产业发展规划（20122020年）出台，鼓励燃料电池及关键材料的 研发；2016年，“十三五”规划也鼓

42、励推进燃料电池技术研发和氢能基础设施试点项目； 到2019年，国务院工作报告首次将氢能基础设施写入政府工作报告；2021年的“十四五” 规划决定将氢能列为六大新兴产业发展和扩张的重点之一。中央和地方政府在补贴政策、行业标准和公共领域示范方面大力推动氢能的发展。第 一，加强补贴政策，包括燃料电池电动车（FCEV）的购置补贴和税收减免、加氢站投资补 贴以及制氢享受电价折扣；第二，完善技术标准体系，为储氢、运氢、加氢、燃料电池和 燃料电池电动车等关键领域制定行业标准，如，氢气加气站安全标准、储氢设备的安全标 准和汽车用氢气、天然气和混合气体标准；第三，建立应用示范点，在多个城市的部分公交线路上投入使

43、用燃料电池电动车，并计划推广到其他公共部门（如环卫车）。目前，上 海燃料电池公交车使用的是上汽60KW燃料电池，最大续航里程可达560公里，需要的加 氢时间为35分钟。2019年氢气作为能源的比例约为3%，氢气行业的总市场价值约3,000亿元，未来氢气 行业将呈现显著增长，预计到2025年和2050年，比例将分别达到4%和10%，市场价值将 分别达到10,000亿元和120,000亿元。当然，氢气行业尚处于发展初期，在上游生产、中游储运和下游应用环节均面临着挑战。随着可再生能源就近消纳，绿氢有望脱颖而出，更具成本竞争力，大规模制氢也将 成为可能。可再生能源就地消纳解决绿氢生产成本高的挑战：绿氢

44、产生成本 70%是电力成本，利用富余可再生能源，通过电制氢技术将电力系统中过剩的电能转化为 氢能。这种方式还可以显著降低电力成本，通过直接购电的模式，电价可以比当前工商业 电价降低60%以上；同时减少电网传输相关费用，因为与电相比，氢能更容易大规模长期 储存。通过可再生能源就地消纳的方式，使得绿氢和灰/蓝氢制造成本相当。预计随着绿 氢成本降低，绿氢在氢气中的占比也会逐步提升。结语综上分析，全球能源消费增量已经从化石能源向清洁能源转变，节能减排成为世界范 围的主要共识和必然发展趋势，但减排现状与巴黎协定目标存在差距。遏制温室气体无序 排放，实现碳中和是我国向世界作出的郑重承诺，彰显大国雄心的同时

45、还将指导我国能源 行业的发展方向。在推进碳中和目标过程中，电力行业是应对气候变化的重要抓手，实现高质量发展的 重要引擎。电力行业低碳发展和转型已是大势所趋，应及早谋划、积极应对、转变生产方 式，加快推进能源结构转型升级。其中，发电企业想要从传统化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。此外，在从以煤炭发电为主向清洁低碳能源转变的过程中，大力发展核电、风电和光 伏等可再生能源，可以提高我国能源的独立性，降低能源的区域依赖，催生新的商业模式 和投资机会，还能实现能源生产与能源消费一体化，保障能源安全以及满足长期能源需求，进而助力全面提高社会经济发展能力和人民生活水平。报告链接：电力行业专题研究：锚定碳中和，电力行业减排扬帆