引言
“双碳”目标的提出为我国发展提出了新的要求，促使我国经济社会发展全面绿色转型。在此背景下，各行业均以高质量实现碳达峰碳中和为发展目标、以绿色低碳为发展路径，产生了不同于以往的发展趋势。中大咨询将分别针对不同行业进行分析，辨明“双碳”背景下我国各行业的发展趋势，提供碳约束下行业分析的思路。
化石能源的使用是经济活动中最主要的碳排放来源，化石能源燃烧转化为电能、热能等其他能源形式是其最主要的用途，其中电力作为现代经济社会中最重要的供能方式，也成为了碳减排的关键领域。我国是以化石能源发电为主要发电方式的电力消耗大国，电力行业在碳排放中占据了重要位置。
2021年，电力行业成为首个被纳入全国碳交易市场的行业，也充分说明了电力行业在实现“双碳”目标中的重要性。中大咨询在本文中具体阐述电力行业碳排放的来源，并从“源-网-荷-储”、电力体制改革等方面分析电力行业在“双碳”目标下的发展趋势。
一、为什么电力行业是实现“双碳”目标的最重要抓手
电力行业是我国碳排放量最多的经济部门。我国电力行业具有碳排放总量大、占全国碳排放量比例高的特点。1990-2020年，中国经济的快速发展带动电力消耗量节节攀升，成为全球发电量最大的国家，2020年，中国发电量占全球比重达到29%，发电消耗的大量化石能源使我国电力行业碳排放量从6.64亿吨增长到46.42亿吨[1]，绝对值增长近7倍，年均增速达到7%，占我国碳排放总量比重从31.28%波动增长至53.11%，是我国最主要的碳排放源，因此电力行业的碳减排工作是我国实现“双碳”目标的最重要抓手。
图1 2020年全球主要经济体发电量占比
数据来源：2020年bp年鉴；中大咨询分析
图2 1990-2019年中国供电、供热活动碳排放量及占比
数据来源：IEA；中大咨询分析
电力行业碳排放情况也说明了我国供能结构仍然有进一步优化的空间。从全球范围看，我国电力行业碳排放量占比远高于其他主要经济体电力行业碳排放量占比，我国供能产业碳排放占比基本处于全球最高水平，高于全球平均11.27个百分点，显著高于美国的35.82%和欧盟的30.77%，也略高于同处亚洲的日本，说明与发达国家相比，我国供能结构依然有较大的优化空间，因此，实现“双碳”目标的过程也是倒逼我国调整能源结构的过程。
图3 2019年全球主要经济体二氧化碳排放结构
数据来源：IEA；中大咨询分析
二、中国电力行业的碳来自哪里？
我国电力行业碳排放量大、占比高的直接原因在于我国一直以火电作为最主要的发电方式。2001-2020年间，我国火电的发电量从11834.3亿千万时增长到51743亿千瓦时，复合增长率达到8.1%；占全国发电量比例虽然呈现下降趋势，但在2020年依然达到68%，是我国最重要的电力供给形式。
图4 2001-2020年中国火力发电量占全国发电量比重
数据来源：国家统计局，中国电力企业联合会；中大咨询分析
而煤电又是我国最重要的火力发电形式，单位煤炭燃烧产生的二氧化碳远高于单位石油和单位天然气。2020年，我国煤炭发电占比达到63.22%，是我国最重要的发电形式，占比远高于全球平均水平和其他发达国家，是全球煤炭发电占比最高的国家。在煤炭、石油、天然气三种主要化石燃料中，煤炭类燃料的碳排放系数显著高于石油和天然气，高煤炭消耗量、高碳排放系数使我国电力行业碳排放量居高不下。
图5 2020年中国与其他经济体电力结构比较
数据来源：IEA、中国电力企业联合会；中大咨询分析
图6 部分燃料碳排放系数
数据来源：公开资料；中大咨询整理
形成以煤炭发电为主要发电方式的根本原因在于我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋。2020年，我国煤炭储备占全球比重为13.3%，在全球位居前列；而石油和天然气的对外依存度达则分别达到73%和43%。丰富的煤炭资源使得煤炭发电相对于其他发电形式具备先天的成本优势，叠加多年来火电技术的飞速发展进一步推动了煤炭发电成本的下降，使得煤炭发电成为了我国最重要的发电方式。
图7 2020年全球煤炭储量结构
数据来源：2020年BP年鉴
图8 2015-2020年中国天然气及原油依存度
数据来源：中国石油和化学工业联合会，国家统计局
三、“双碳”目标下，电力行业将会走向何方？
在“双碳”目标的要求下，调整电力结构成为了我国的必然选择。根据清华大学气候变化与可持续发展研究院的预测，在2050年升温2℃情境下，电力行业2050年非化石能源发电占比将达到76.2%，在2050年升温1.5℃的强化政策情景下，非化石能源发电占比将达到90.5%；无论何种情形，化石能源发电的占比都必须要大幅压缩，可再生能源发电将成为电力行业最主要的能源消耗形式；由于可再生能源发电具有随机性、间歇性和波动性的特征，当可再生能源发电比例大幅提升后，电力系统整体，包括电网端、负荷端都将随之呈现出新的发展趋势，储能技术也将得到更多应用；而电力体制也将配合可再生能源发电特点向更加市场化的方向发展。
图9 不同政策情景下2030年、2050年中国电力结构预测
数据来源：清华大学气候变化与可持续发展研究院；中大咨询整理
“源头”减碳，风光发电比例大幅提升
习近平总书记在气候雄心峰会上对风电和太阳能发电装机容量提出了具体目标，即到2030年，我国风电、太阳能发电装机总容量将达到12亿千瓦以上，充分说明了风光发电在实现“双碳”目标中的重要性。由于我国风光资源丰富、行业成熟度高，且皆为优质的“低碳”电力，预计风光发电未来将成为替代火电的最主要发电形式。
我国风光资源丰富，从资源禀赋角度来看能够支撑较大的发电量，满足我国的供电需求。
风电方面，陆地100m高度风速可达到5.7m/s，风功率密度达到221.2W/m²，近海100m高度风速可达到8.3m/s，风功率密度可达到832.2W/m²，从资源禀赋上来看，能够支撑较大的发电量；目前，我国的风电装机容量已经居于全球第一位，截至2020底，我国陆上风电装机容量达到278324MW，占全球39.82%；海上风电装机容量达到125164MW，占全球29.7%。
表1 我国风力资源概况
数据来源：公开资料；中大咨询整理
图10 2020年全球陆上风电、海上风电装机容量比重
数据来源：GWEC；中大咨询分析
太阳能方面，我国太阳能资源丰富区能量能够达到6690-8360MJ/平方米，较差区也能够达到4180-5016MJ/平方米，高于伦敦、东京、汉堡等光伏发电应用较为广泛的地区。2020年，我国光伏装机总量达到25343万千瓦，是全球光伏装机总量最高的国家，占全球光伏总装机容量的35.5%。
图11 我国各地区太阳能资源
数据来源：安信证券研究中心；中大咨询分析
图12 2019年全球光伏发电装机容量构成
数据来源：IRENA；中大咨询分析
在多年政策支持下，我国风光发电行业已经走向成熟，制造技术走向成熟，规模效应逐渐显现，整体成本下行，基本能够在发电端实现与火电相竞争的成本优势。
风电方面，当前我国主要发电方式为陆上风电，其成本从2010年的0.07美元/kwh下降到2019年的0.047美元/kwh，10年间成本下降了33%；随着中国风机制造技术持续升级，我国单个风机发电容量加大，2010-2018年间，单机容量2-2.5MW的风机占比从12%上升到73%，规模效应下预计将带动成本进一步下降。在成本不断下降的过程中，2020年我国风电上网指导价（2019年前为标杆上网电价）已经下降到0.4-0.47元，在风力Ⅰ类资源区已经低于煤电约0.41元的上网基准价。
图13 我国陆上风电加权平均LCOE
数据来源：IRENA；中大咨询分析
图14 全国不同单机容量风电机组新增装机占比
数据来源：中电联；中大咨询分析
图15 2014-2020年中国风电指导价（标杆上网电价）
数据来源：三峡能源招股书，公开资料；中大咨询分析
光伏发电方面，工商业侧光伏发电成本从2012年的0.147美元/kwh下降到2019年的0.064美元/kwh，用户侧光伏发电成本从2012年的0.162美元/kwh下降到2019年的0.067美元/kwh，整体成本在7年间下降了约60%，未来技术成熟将带动发电成本进一步下降。2020年，太阳能Ⅰ类资源区地面集中式光伏的上网指导价为0.4元/kwh已经低于煤电上网电价基准电价。
图16 我国光伏发电加权平均LCOE
数据来源：IRENA；中大咨询分析
图17 地面集中式光伏指导电价/标杆上网电价
数据来源：三峡能源招股书；中大咨询分析
政策方面，风电、光伏发电补贴政策推动平价上网、向优质项目倾斜的原则愈发明确，有利于风电、光伏发电的长期发展。2020年财政部、发改委、能源局印发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，基本明确了按合理利用小时数核定中央财政补贴额度的补贴原则，大体确定了单个项目每年补贴资金和项目寿命周期内所需的全部补贴资金量；明确在年度补贴资金总额确定的情况下，通过市场竞争的方式选择补贴强度低、退坡幅度大、技术水平高的项目，重点推动优质可再生能源项目平价上网。
2021年6月，国家发改委印发了《关于2021年新能源上网电价政策有关事项》，明确了在特定时间后的新增项目不再补贴，实行平价上网，意味着风电光伏补贴需求的基本可以收口；同时重点推动存量项目并网，以提高已有项目的利用效率。
当风光发电逐步成为主要发电方式后，火电将成为主要的调节电源，水电、核电将占据一定发电比例。
火电方面，占比将逐步降低，但为了保证电力系统稳定性将保留部分火电作为灵活调节电源，并配备碳捕捉利用和封存装置[1]。核电方面，由于核电站对建设场地和安全性的极高要求，目前2030年能建成并投入使用的沿海地区核电站基本都在规划当中，而在“十四五”规划中已经删除了“十三五”规划中提到的内陆核电相关内容，基本意味着“十四五”期间内陆核电不会重启，在此情况下核电整体增幅有限。水电方面，由于待开发资源量有限，且需要考虑生态环境承受程度、地理位置开发难度高的约束条件，可以预见水电不会大幅度、高增速的增长。
电网智能化程度提升，远程输配能力增强
在电网一端，可再生能源发电比例的提升要求电网具备更高的灵活性以保障整个电力系统的稳定性，同时适应可再生能源发电、用电的区域不匹配特征，提高输配电能力，这要求电网在智能化、并网标准、输配线路等方面实现全面升级。
运用智能化手段提升供需预测准确性。由于可再生能源发电占比提升会带来电力负荷不确定性、电网潮流不确定性提升，因此电网将通过更多智能化手段加快信息的采集、感知、处理、应用，以实现更准确的供需预测，保障电网的稳定性。
并网标准逐步优化[2]。随着可再生能源向主力电源转变，电网对可再生能源的并网标准也将逐步升级，包括电压标准、频率稳定等标准；相应的，并网标准的提升也会加大可再生能源场站SVG、虚拟同步机（VSG）等装置的配置。
输配能力将大幅度提升。主网方面，可再生能源发电与用电具有显著的区域错配特征提升了特高压等主干网架的建设需求，为提高跨省跨区输送清洁能源力度，国家电网提出“十四五”期间500千伏及以上电网建设投资约7000亿元，在受端，扩展和完善华北、华东特高压网架，加快建设华中特高压网架，实现500千伏合理分层分区；在送端，推进西南特高压网架建设，完善西北、东北750/500千伏网架，支撑跨区直流安全高效运行。配网方面，负荷快速增长叠加分布式新能源发展催生了配电网的建设需求，结合我国目前配电网建设水平弱于主网的现状，预计配电网在可再生能源比例提高的趋势下得到快速发展。
需求侧管理与需求侧响应成为长期发展趋势
由于风光发电出力不可控，在大量接入电力系统后，仅靠发电侧调峰实现电力系统实时平衡的难度加大，需要通过电力用户合理的错峰、避峰和调节保证电力系统的平稳运行，因此有效的需求侧管理与响应将成为长期发展趋势。
目前我国负荷侧资源已经具备了可观的调节能力，分布式发电、用户侧储能都得到了较为迅速的发展，具有响应自动化、实时化、智能化特征的自动需求响应技术逐渐在智能家居、智能楼宇、用户侧储能等各类负荷中得到应用，散布的负荷侧能源已经具有在物理层面实时响应系统需要的能力[3]。此外，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》也提出“引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节”，充分说明了需求侧管理和需求侧响应的重要性。
储能环节重要性提升
为了解决风光发电出电时的随机性、间歇性和波动性，维持电力系统整体的稳定性，催生了电源、电网、用户等各电力系统各环节对储能设备的需求。例如在电源侧，可以通过储能方式实现用电负荷的削峰填谷，或以“储能+传统机组”联合运行的方式，提高辅助动态运行、提高传统机组运行效率、延缓新建机组的功效；在电网侧，储能工具可以在负荷接近设备容量的输配电系统内，通过较小的装机容量提高输配电能力，延缓新建设施；在用户侧，大型工业企业可以利用储能设备在用电低谷储存电能，高峰时释放，降低成本，储能设施也能提高供电可靠性，防止突然断电造成损失[4]。
目前主流的储能方式分为热储能、电储能、氢储能三类，其中电储能是目前应用最为广泛的储能方式，又可以分为电化学储能和机械储能，各类储能方式具有不同特点和适用场景。其中电化学储能中的锂离子电池是目前最成熟的新型储能方式，经过多年发展技术相对成熟，成本已经走入下降通道，《2030年前碳达峰行动方案》中提出到2025年，预计锂离子电池将在实现“双碳”目标过程中扮演重要角色。
表2 各类储能技术特点对比
资料来源：派能科技招股书，中大咨询整理
图18 2010-2017年锂电池组价格变化趋势
数据来源：公开资料；中大咨询整理
储能政策方面，2021年起支持储能行业发展的系统性政策不断出台，顶层设计开始发力，重点在于推动可再生能源消纳。2021年7月，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标，提出将强化规划引导，推动储能设备与新能源协同发展，以提升新能源使用效率，保障发电侧、电网侧、用户侧的系统稳定性。
表3 我国储能行业相关政策及主要内容
资料来源：浙商证券研究所；中大咨询整理
电力体制市场化改革进程加快
电力体制整体市场化程度的提高对于消纳可再生能源发电、调节时间、区域发电与用电错配具有重要作用，随着可再生能源接入比例提升，包括可再生能源参与全国电力市场交易、电价进一步市场化、辅助服务市场更加完善等都将是电力体制改革中呈现出的新趋势。
可再生能源发电深度参与电力市场交易[5]。由于可再生能源发电具有边际成本低的显著优势，可再生能源发电参与跨区域市场交易，有利于消纳西北等地的风光发电量，能够缓解发电、用电的区域间错配问题，降低弃风弃光率。
但在2021年上半年以前，除西北、东北等区域，风电、光伏尤其是外送消纳的新能源电量还没有参与市场化竞价，直至上半年《关于进一步做好电力现货市场建设时点工作的通知》提出将引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，首次在国家层面出台的文件中确认了可再生能源参加市场化交易，也意味着“双碳”目标将在可再生能源逐步市场化的环境下完成。
由于现货市场对发电供需预判能力要求较高，但目前新能源发电预测精度低，未来电力市场将会出现更加精细化的交易和更加多样化的交易品种，以适应新能源进入电力现货市场。
电价市场化改革进一步深化。至2021年10月《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发布前，我国试点电力现货市场对价格波动设定了上下限，而现货市场一般采用边际成本出清统一价格，新能源发电的边际成本为0，使得出力大时，价格直接探底，而出力缺乏时，又会涨到天花板，市场实际不能给出正确的价格信号。[6]
对比欧洲，夜间需求疲软风电出力无法消纳时，就会出现超低电价甚至“负电价”，德法两国通过允许负电价的存在，刺激燃煤、核能等传统发电厂主动配合可再生能源灵活发电。
为了促进风光等可再生能源发电消纳，同时激发煤电机组配合调峰调频的积极性，我国也将继续推动电价的市场化改革，通过价格信号引导各类主体有序发电。[7]
推动辅助服务市场发展。完善能源辅助市场定价机制能够吸引电力系统存量的灵活性资源参与调度，在可再生能源出力高的阶段降低灵活性资源负荷，减少可再生电力的弃用。
目前，由于电价波动机制不完善，煤电灵活性改造驱动力不足，2018年，全国辅助服务补偿费用占上网电费总额的0.83%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%。未来，为了鼓励煤电进行灵活性改造，保证其获得合理收益，有关补偿政策将确定更加合理的补偿原则，同时通过电价疏导用于调节用电负荷的调峰容量。
结语
作为中国碳排放的“半壁江山”，电力行业的减碳工作是我国实现“双碳”目标的重中之重。依托我国风光资源丰富的有利条件、大力发展风光发电是“双碳”目标下电力行业必然的发展趋势；基于风光发电比例提升而带来的整体电力系统转型升级，则是电力行业实现“双碳”目标的必经之路。
参考文献：
[1]《锚定碳中和，电力行业减排扬帆》，BCG
[2]《新型电力系统的特点、趋势与投资机会》，信达证券
[3]《虚拟电厂是新时期需求侧管理的重要载体》，高赐威
[4]《碳中和系列报告之二：全球碳中和，储能大趋势》，华创证券
[5]《碳中和与电力：无限风光在险峰》，华泰证券
[6]《碳中和，中国的雄心与软肋》，韩舒淋，徐沛宇
[7]《煤电机组灵活性运行政策研究》，中电联