锚定碳中和 电力行业减排扬帆.pdf

2021年7月周涵、Thomas Palme、苏日娜、陈白平、范乐思（Lars Fste）锚定碳中和 电力行业减排扬帆目 录前言 11.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 31.2 两种电力能源结构的情景展望 41.3 实现碳中和目标的最后一公里 62.推进碳减排举措落地 发电企业启动“三步走”战略 82.1 第一步：推进现有举措和已制定的短期方案 82.2 第二步：推动能源结构转型和减排技术发展 82.3 第三步：综合内外部条件决定具体投资方案 113.推动电力能源转型 四大必要条件不容小觑 133.1 政策支持 133.2 技术推动 163.3 电网配套 183.4 绿色金融 184.助推电力行业前行 及时把握多重投资机会 214.1 详解电力行业产业链现状 214.2 可再生能源催生新的商业模式和投资机会 224.3 关联产业的拉动效应 26结语 29波士顿咨询公司2021年7月前言经济增长与社会发展离不开能源的支撑，全球经济快速增长也拉动了世界能源消费的不断提升。然而，能源消费在发挥促进经济社会发展的正向作用时，亦带来了副作用，其中之一便是导致碳排放增加。气候变化无疑是当今人类面临的重大全球性挑战。为应对能源危机和全球变暖，世界各国纷纷承诺加强开发清洁能源，降低二氧化碳排放量。巴黎协定 的长期目标是将全球平均气温升幅控制在工业化前水平以上2之内，并努力将气温升幅限制在工业化前水平以上 1.5之内。2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布，中国将采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。这一承诺与巴黎协定 的1.5升温控制目标高度一致。中国碳排放基数庞大，排放量每年超过100亿吨，位列全球第一。据波士顿咨询公司（BCG）测算（参阅图1），在基准情景下，截至2050年中国温室气体排放相较现状将下降10%20%，距离达成 巴黎协定 的升温控制以及中国承诺的碳中和目标还有很大差距。中国应力争在2050年前实现75%85%的温室气体减排。2020年12月12日，习近平总书记在气候雄心峰会上进一步宣布，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。中国要实现碳中和目标，需付出艰苦卓绝的努力，要在当前计划的基础上推行更加积极的减碳举措，努力拓宽技术可行性边界并提高社会对减碳的认可度。其中能源行业应发挥主要作用，实现大量减排。锚定碳中和 电力行业减排扬帆波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆2经济增长和终端用能结构变化将继续拉升中国的用电量，预计到2050年，中国总用电量将达11,30014,000亿千瓦时。今年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议进一步强调，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。经过深入调研，BCG分析了电力行业的发展现状、转型条件和投资机会等要素，并给出了有借鉴意义的面向碳中和目标的电力行业转型路径建议，以及针对发电企业实现碳中和的“三步走”战略。5%64%47%6%33%9%7%14%52%19%8%54%25%11%7%3%24%12%-6570%-6065%-7580%约-100%-100105%-4550%-3035%-5560%-4550%-8065%-15%-4550%+2530%+1015%+1015%vs.基准情境vs.基准情境vs.现状圆圈大小表示：百万吨二氧化碳排放量变化幅度（%）2050基准情景 现状120502C目标 20501.5C目标 能源工业交通建筑农业以及土地利用、土地利用变化及森林合计1170053002800-4555%-7080%10100-1020%图1|为实现2/1.5目标，能源行业应发挥主要作用填补减排缺口来源：BCG模型测算。注：空心圆圈代表碳汇，2019年。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆31.发力碳中和目标 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波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆4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（参阅图2）。5,16286297802,0004,0006,0002015202020252030203520402045205020552060百万吨二氧化碳当量中国发电产生的温室气体排放（20152050）由于电力占总能源需求的比重更高，排放量将继续增加 无法在2060年前实现碳中和目标 与基准情景相比，2050年碳排放减少83%2060年左右实现碳中和目标 与基准情景相比，2050年碳排放减少81%2060年前实现碳中和目标 基准情景清洁核能1绿色可再生能源1图2|为实现2060年碳中和目标，中国需朝着“清洁核能”或“绿色可再生能源”路径发展在“清洁核能”和“绿色可再生能源”情景下，温室气体排放逐步接近2060年碳中和目标水平来源：案头研究；专家访谈；BCG模型预测。1目前碳捕获、利用及储存技术可捕获50%的二氧化碳排放；假设到2050年，碳捕获、利用及储存技术可捕获60%的二氧化碳排放。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆5清洁核能和绿色可再生能源两种情景共同假设下的表现：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2030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%以内的年增长率保守发展，作为基础负荷。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆61.3 实现碳中和目标的最后一公里在两种假设情境里（参阅图3和图4），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。15,00010,0005,0000单位：太瓦时（TWh）7694,6311,778232175482030估1322769542,8491,4082614671,8511,34136620201753,8231,7268601,726961,0901,0511,7781,0487072030估1531,6971,8511,2812,2832040估1,6034206782,3431,9241,1471973,8602,7752050估3,8238602,7132,177482,0659012040估3,2061,9241,3811532050估7,7069,55810,94512,3319,55810,94512,331197煤炭石油风能天然气太阳能水能核能生物质能96清洁核能绿色可再生能源图4|两种未来情景下各种发电方式的发电量预测来源：案头研究；专家访谈；BCG模型预测。2805223714825205224825205222805448101,1895791,1001,4628171,0801,2741,0451,7002,3102692873203491,06079755040179755043202,0004,0006,0003729单位:千兆瓦（GW）202050100253753,0622796292030估25014121322040估372030估2262050估4,35829572914322040估1872050估2,2163,5374,1713,3045,299核能太阳能煤炭天然气石油风能水能生物质能清洁核能绿色可再生能源图3|两种未来情景下各种发电方式的装机量预测来源：案头研究；专家访谈；BCG模型预测。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆7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。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆82.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（参阅图5）。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆92.2.1 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（参阅图6）。中国电力企业联合会的数据显示，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。200抵消350100百万吨二氧化碳当量4,2006,7001,0001,0002,5001,4001,5001,0005502020年总排放量先进技术（如碳捕获、利用及储存）能源需求增加导致排放量增加能效提升2050年总排放量2从煤炭向天然气/生物质能转变太阳能风能3003002050年总排放量（绿色可再生能源情景）核能现状1基准情景减排量“绿色可再生能源”情景额外减排量“绿色可再生能源”情景减排量减排举措图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来源：案头研究；专家访谈；BCG模型预测。1截至2020年。2利用2050年能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。05001,0001,5002,0002,50020152020202520302035204020452050燃煤发电厂产能（千兆瓦，GW）持续投资新建燃煤发电厂，导致产能过剩，盈利性受挑战理想的淘汰速度：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需放缓新厂建设速度，加快淘汰落伍机组保持目前增长速度现有装机量逐步淘汰路径1自然退役，无新增装机2仍然需要燃煤发电维持电网稳定；由于更多的发电厂将退役，新增装机将增加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图6|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来源：案头研究；专家访谈；BCG分析。1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。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆10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）。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，波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆11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。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）123456-53-50-21361263791,0002,0003,0004,000平均减排成本1（元/吨二氧化碳当量）集中式光伏发电（包括储能和特高压输电）：1100 GW 二氧化碳减排成效显著 发电技术已具有成本效益 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核电：190 GW陆上风电（包括储能和特高压输电）：1100 GW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/天然气/生物质发电厂 规模扩张和技术进步有助于降低成本 二氧化碳减排成效显著 降低成本和改良技术至关重要2050年前已制定的举措及装机产能图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来源：案头研究；专家访谈；BCG分析。12020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。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆12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。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆133.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212年实现与燃煤发电相比的成本优势。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0.20.30.40.50.60.72040202020302050中国度电成本（LCOE）预测（元/千瓦时,202020501）2年12年度电成本（元/千瓦时）燃煤发电，国际能源署假设的碳定价2陆上风电系统4集中式光伏系统4燃煤发电，无碳定价燃煤发电，保守碳定价3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。1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）。3假设：碳定价为1015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%）。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆14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，波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆15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、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。波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆16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（参阅图9）。0.33 0.320.190.260.33 0.330.460.270.200.270.180.450.300.190.380.250.44 0.430.250.320.43 0.430.630.600.600.400.310.680.450.380.280.480.350.490.530.10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）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）0.33 0.320.240.300.480.440.580.530.420.310.420.260.560.350.350.490.300.44 0.430.300.360.881.050.560.400.790.540.360.590.400.810.880.770.900.480.17煤电天燃气发电核电水电陆上风电离岸风电集中式光伏发电 分布式光伏发电生物质发电煤炭+碳捕获、利用和储存2天然气+碳捕获、利用和储存2陆上风电系统3离岸风电系统3集中式光伏系统3分布式光伏系统3生物质能+碳捕获、利用和储存220202050深入分析A深入分析B核电水电系统1图9|成本效益对于能源结构转型的可行性来说至关重要来源：BNEF；CICC报告；案头研究；专家访谈；BCG分析。1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、碳捕获利用和储存波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆17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率，也就是延长电池波士顿咨询公司2021年7月锚定碳中和 电力行业减排扬帆18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