關于“雙碳”目標驅動下新能源發電動態的初步報告

張麗珍

一、“雙碳”目標提出的背景

（一）世界背景

目前，全球每年向大氣排放約510億噸的溫室氣體，要避免氣候災難，人類需停止向大氣中排放溫室氣體，實現零排放。《巴黎協定》所規定的目標，是要求聯合國氣候變化框架公約的締約方，立即明確國家自主貢獻減緩氣候變化，碳排放盡早達到峰值，在本世紀中葉，碳排放凈增量歸零，以實現在本世紀末將全球地表溫度相對于工業革命前上升的幅度控制在2℃以內。多數發達國家在實現碳排放達峰后，明確了碳中和的時間表，芬蘭確認在2035年，瑞典、奧地利、冰島等國家在2045年實現凈零排放，歐盟、英國、挪威、加拿大、日本等將碳中和的時間節點定在2050年。作為世界上最大的發展中國家和最大的煤炭消費國，中國盡快達峰以及與其他國家共同努力到本世紀中葉左右實現二氧化碳凈零排放對全球氣候應對至關重要。

（二）國內背景

改革開放以來，中國經濟加速發展，目前已成為全球第二大經濟體、綠色經濟技術的領導者，全球影響力不斷擴大。事實證明，只有讓發展方式綠色轉型，才能適應自然規律。同時，我國社會主要矛盾已經轉化為人民日益增長的美好生活需要和不平衡不充分的發展之間的矛盾，而對優美生態環境的需要則是對美好生活需要的重要組成部分。為此，2020年9月22日，中國在第75屆聯合國大會上正式提出2030年實現碳達峰、2060年實現碳中和的目標。中國基于推動實現可持續發展的內在要求和構建人類命運共同體的責任擔當，宣布了碳達峰、碳中和目標愿景。習近平總書記強調，要把碳達峰、碳中和納入生態文明建設整體布局;要推動綠色低碳技術實現重大突破，抓緊部署低碳前沿技術研究，加快推廣應用減污降碳技術，建立完善綠色低碳技術評估、交易體系和科技創新服務平臺。未來，中國將著眼于建設更高質量、更開放包容和具有凝聚力的經濟、政治和社會體系，形成更為綠色、高效和可持續的消費與生產力為主要特征的可持續發展模式，共同譜寫生態文明新篇章。

二、“雙碳”目標內涵

雙碳是碳減排兩階段目標，簡稱“雙碳”戰略目標。中國提出的“雙碳”目標是：二氧化碳排放將于2030年達到峰值，2060年實現碳中和。表現為二氧化碳排放（廣義的碳排放包括所有溫室氣體）水平由快到慢不斷攀升、在年增長率為零的拐點處波動后持續下降，直到人為排放源和吸收匯相抵。意味著在某個時間點，二氧化碳的排放量不再增加，達到峰值，然后逐漸回落。碳排放與經濟發展密切相關，經濟發展需要能源消耗。碳達峰到碳中和的過程就是經濟增長與二氧化碳排放從相對脫鉤走向絕對脫鉤的過程。暨南大學環境與氣候研究院院長邵敏介紹，“碳達峰”就是我們國家承諾在2030年前，二氧化碳的排放不再增長，達到峰值之后再慢慢減下去;而到2060年，針對排放的二氧化碳，要采取植樹、節能減排等各種方式全部抵消掉，這就是“碳中和”。“雙碳”目標完成的關鍵在于追本溯源，找到排放的主要源頭，針對性采取措施。

三、電力結構現狀

（一）國內電力結構現狀

2020年，新增發電裝機以新能源為增量主體。并網風電、太陽能發電新增裝機合計11987萬千瓦，超過上年新增裝機總規模，占2020年新增發電裝機總容量的62.8%，連續四年成為新增發電裝機的主力。2020年包括煤電、氣電、生物質發電在內的火電新增裝機占全部新增裝機的29.53%，與2015年相比降低21個百分點;水電新增裝機占比為6.93%。

從電源結構看，十年來我國傳統化石能源發電裝機比重持續下降、新能源裝機比重明顯上升。2020年火電裝機比重較2011年下降了15.7個百分點，風電、太陽能發電裝機比重上升了近20個百分點，發電裝機結構進一步優化。水電、風電、光伏、在建核電裝機規模等多項指標保持世界第一。2021年4月，我國在領導人氣候峰會上承諾，“中國將嚴控煤電項目，‘十四五’時期嚴控煤炭消費增長、‘十五五’時期逐步減少。”電力行業將加速低碳轉型，發揮煤電保底的支撐作用，同時，要繼續推進機組靈活性改造，加快煤電向電量和電力調節型電源轉換，實現煤電盡早達峰并在總量上盡快下降。

到“十四五”末，預計可再生能源發電裝機占我國電力總裝機的比例將超過50%。可再生能源在全社會用電量增量中的占比將達到三分之二左右，在一次能源消費增量中的占比將超過50%，可再生能源將從原來能源電力消費的增量補充，變為能源電力消費的增量主體。

據國家能源局數據顯示，2020年全國電源基本建設投資完成5244億元，電網基本建設投資完成4699億元，兩項合計投資達到9943億元，同比增長9.6%。這是在2016～2018年投資接連收縮后的第二年增長。

（二）省內電力結構現狀

2020年云南省發電量為3451.2億千瓦小時，相比2019年增長了199.30億千瓦小時。

發電結構來看，2020年云南省火力發電量為409.8億千瓦小時，占比為11.87%;水力發電量為2763.4億千瓦小時，占比為80.07%;風力發電量為247.5億千瓦小時，占比為7.17%;太陽能發電量為30.37億千瓦小時，占比為0.88%。

多年來，云南省全力打造世界一流“綠色能源牌”，綠色能源成為全省第一大產業，綠色鋁、硅產能居全國前列。截至2020年底，全省電力裝機突破1億千瓦大關，其中，清潔能源（水電、風電、光伏電）裝機占85%，高出全國平均水平46個百分點，一批綠色鋁、硅項目陸續建成投產，綠色能源強省正在形成。2020年，云南全省完成地區生產總值2.45萬億元、增長4%。以水電、風電、太陽能等為主的綠色能源，成為云南第一大產業。

四、“雙碳”目標驅動下新能源發電政策導向

（一）國內相關政策導向

現在距離2030年碳達峰還有兩個五年，共十年。“十四五（2021-2025年）”是第一個五年，是碳達峰的攻堅期、窗口期，也是能源低碳轉型的關鍵期。國家能源局將重點從以下三個方面采取措施，加快推動碳達峰工作能夠成勢見效，推動碳達峰目標穩步實現，推動能源領域碳達峰與碳中和：一是大力發展非化石能源。到2030年非化石能源的一次能源消費比重要達到25%左右，風電、太陽能總裝機容量要達到12億千瓦以上，任務非常艱巨，我們必須完成。我們將制定更加積極的新能源發展目標，加快發展風電和太陽能發電。同時要因地制宜開發水電，在確保安全的前提下積極有序地發展核電，同時要加快推進抽水蓄能、新型儲能等調節電源建設，增強電力系統靈活調節能力，大力提升新能源消納水平。 二是大力推行綠色用能模式。實現碳達峰、碳中和，要以經濟社會發展全面綠色轉型為引領，在重點領域乃至全社會推行綠色用能模式至關重要。我們將采取更加嚴格的能耗標準，支持推動工業、建筑、交通等重點行業和領域非化石能源的替代和用能方式的改變。推動加快發展新能源汽車、建筑光伏一體化等綠色用能模式，也要加快取暖、炊事用能等方面電能替代，提升全社會電氣化水平。到2025年實現單位GDP能耗較2020年降低13.5%，單位GDP二氧化碳的排放較2020年降低18%的目標。這兩個目標在“十四五”規劃里已經體現了。三是制定和實施更加有力有效的政策措施。按照黨中央、國務院的統一部署，我們深入貫徹中央財經委員會第九次會議精神，國家能源局正在研究推動能源領域碳達峰、碳中和的實現路徑和任務舉措，圍繞促進能源低碳智慧轉型、新能源高質量發展、新型電力系統建設、新型儲能發展等重點任務，制定配套政策措施，同時抓好國家和省級“十四五”能源規劃銜接工作，把可再生能源的電力消納責任權重、節能減排和碳達峰等目標落實到規劃中，充分發揮規劃的引領作用，壓實各級各地碳減排責任，支持有條件的地方率先實現碳達峰，這項工作現在就要開始干。

國家能源局將從以下方面著手，引領能源行業將鞏固脫貧攻堅成果與鄉村振興銜接起來：能源是農業農村發展的重要物質基礎。我國能源行業始終堅持把保障和改善民生作為能源發展的重要出發點，在全面建成小康社會和鄉村振興中發揮能源供應的基礎保障作用。一要發揮能源行業優勢，鞏固拓展脫貧攻堅成果。繼續支持脫貧地區布局建設一批能源重大工程，帶動發展支柱產業、增強經濟社會發展后勁。指導地方抓好光伏扶貧電站資產管理和設備運維，確保持續發揮增收作用。二要加快鄉村能源變革，助推鄉村振興發展。結合推動碳達峰、碳中和工作，優先支持農村地區發展分布式太陽能、風能等新能源，打造縣域低碳能源產業，提高電氣化水平，轉變鄉村用能方式，建設美麗新鄉村。三要廣泛動員社會力量，共同推進鄉村振興。鼓勵引導具有技術、資金優勢的企業和社會主體參與，采取更加靈活的市場機制，探索農村能源投資、服務新模式，動員更多的社會資源，支持鄉村能源加快發展。

風電在碳中和的目標中有著不可低估的潛力。在2021年3月18日，全球能源互聯網發展合作組織在北京舉行“中國碳達峰碳中和成果發布暨研討會”，并發布《中國2030年能源電力發展規劃研究及2060年展望》、《中國2030年前碳達峰研究報告》、《中國2060年前碳中和研究報告》等三份高質量研究報告。報告中指出，在2025年，風電裝機達到5.4億千瓦，而2025-2030年新增電力需求則全部由清潔能源滿足。那么在2030年，風電裝機將會有8億千瓦。2050年和2060年風電裝機分別為22億千瓦，25億千瓦。到2030年、2050年和2060年，將會形成西北陸上、東南海上風電并舉嶄新格局，風電總裝機分別達到8億、22億和25億千瓦。

風電是實現“雙碳”目標的主力軍，如果未來沒有出現顛覆性的新技術突破，電力系統脫碳將主要依靠風電和光伏發電。同時，由于風電的成本已經與傳統化石能源發電持平甚至更加經濟，并具有進一步降本潛力，風電的大規模應用會降低全社會用能成本，實現更經濟的能源轉型。

（二）省內相關政策導向

《云南省工業綠色發展“十四五”規劃》印發，云南將打造打造“世界光伏之都”。日前，云南省工業和信息化廳印發的《云南省工業綠色發展“十四五”規劃》（以下簡稱《規劃》），總結了“十三五”時期工業綠色發展的成就，分析了“十四五”面臨的形勢。《規劃》提出，到2025年，全省工業產業結構、生產方式綠色轉型取得顯著成效，能源資源利用效率顯著提升，為工業領域碳達峰、碳中和奠定堅實基礎。《規劃》提出，未來5年，云南省將打造千億環保產業，建設高端綠色產業基地，打造“世界光伏之都”和以綠色鋁為品牌的世界一流“中國鋁谷”。引導有條件的地區打造“零碳”工業園區試點示范。

近年來，云南省風電、光伏開發一直停滯不前。尤其是光伏裝機量不僅遠低于太陽能資源相當的省份，甚至低于資源較差的三類區。數據顯示，截至2019年底，云南累計光伏裝機375萬千瓦，全國排名第18，僅高于四個直轄市和一些資源特別差的省份。與此形成強烈反差的是，云南省風能及太陽能資源豐富，以規劃內的區域為例，海拔較高的山脊及開闊壩區90米高多年平均風速在5.5-9.0米/秒之間，太陽輻照強度在每年5500-6700兆焦/平方米之間，具備較好的工程開發利用價值。“其實，多年來，云南省工業用電需求并不強烈。去年才開始出現用電缺口。”一位不愿具名的新能源央企高管接受記者采訪時表示，“按照云南省未來電力供需形勢和經濟社會發展要素配置需求，云南省電力供需結構矛盾將十分突出。

云能源水電【2021】210號是省發改委關于印發“保供給促投資”新能源項目實施方案和計劃的通知，本次項目共56個，其中光伏發電項目46個，裝機370.2萬千瓦時。風電項目10個，裝機74.8萬千瓦時。電價疏導機制執行《關于在適宜地區適度開發利用新能源工作指導意見》云能源水電【2020】153號文件執行。風電項目執行核準手續，光伏發電項目執行備案手續。電網接入方面，以“就近接入”“就地平衡消納”進行建設。電網企業及下屬供電局提前介入，指導企業進行并網申請和介入系統方案編制，做好介入系統審批工作，按照《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于做好新能源配套送出工程投資建設有關事項的通知》發改辦【2021】445號，電網企業、項目業主共同商議，提出送出工程技術方案和建設模式，確保送出工程與項目建設同步實施，同期投運。

云南將按照《西部地區鼓勵類產業目錄（2020年本）》等產業發展政策導向，積極推進石化產業“穩油強化”，加快國家大型水電基地建設，發展“風光水儲”一體化，進一步鞏固和擴大清潔能源優勢，深入推進綠色能源戰略與綠色鋁、綠色硅等先進制造業深度融合，全鏈條重塑有色產業，引領、帶動、支撐綠色鋁、綠色硅產業在綠色發展、產業規模、精深加工、創新研發四個方面形成全球制高點，打造“中國鋁谷”和“世界光伏之都”，讓綠色鋁、綠色硅成為云南未來發展的核心競爭力。

五、新能源發電成本及電價形勢

根據國際可再生能源機構（Irena）2018年發布的報告預測顯示，2020年，所有可再生能源發電成本較之傳統化石燃料將更有競爭力。報告中稱，自2010年以來，陸上風力發電的成本下降了大約四分之一，而太陽能光伏（PV）電力成本下降了73%。Irena預計，在未來2年內，太陽能發電成本還將減半，最優的陸上風能和太陽能光伏項目可能以每千瓦時（kWh）3美分或更少的成本提供電力。根據報告透露，目前，化石燃料的發電成本范圍為5至17美分/千瓦時，而相比之下，到2020年，所有商業形式的綠色能源發電成本范圍在3至10美分/千瓦時。“可再生能源發電已經不僅僅是一個環保意識的決定，現在它絕大部分是一個聰明的經濟決策。” Irena的總干事Adnan Amin說，“世界各國政府正在認識到這一潛力，并以可再生能源為基礎的低碳經濟議程進一步向前邁進。我們預計到2018年及以后，這一轉變將進一步推動全球范圍內的就業機會、經濟增長、可持續發展、國家復原力和氣候緩解。”由于合同競標過程競爭激烈，新興的開發商加入競爭將促進全球市場機遇和技術不斷進步，使成本進一步下降。Adnan Amin 表示，“這個新的動態標志著能源格局的重大轉變。這些技術成本的下降是史無前例的，代表著可再生能源正在阻止全球能源系統繼續惡化。”

近日，我國國家發展改委會的一封公告上了熱搜，這份公告當中表明，電煤中長期合同履約和調運提速，全國供煤水平屢創歷史新高，特別是今年的十月下旬。統調電廠日均供煤連續突破800萬噸，比耗煤多200萬噸，存煤加快回升，存煤水平回升至1億噸以上。如果按這個數據來推算，電煤存儲1億噸僅夠維持半個月，煤礦供應鏈如果一旦不穩定，就會導致電量供應不足，影響國計民生和各行各業。煤礦雖可增產，但煤炭資源畢竟有限，而且有碳達峰碳中和的環保目標壓頂，發展新能源已經是勢在必行。那么，新能源是否能替代燃煤發電一個核心的問題就是，新能源發電目前的成本是多少？與煤炭相比，是否具有經濟性？

燃煤發電成本：

一般來說，消耗300克標準煤能發1度電，也就是說，一公斤標準煤（7000大卡）能發3.33度電，即一噸5500大卡煤炭能發2622度電。今年電煤價格一度突破2000元/噸，算下來一度電的燃煤成本為0.76元。近期在政府的干預下，要求電煤港口價格回落在800元左右，加上40元的海運費，電煤到廠價格按840元/噸算，平均度電成本可以降到0.32元。也就是說，按今年煤價行情，燃煤發電的成本在每度電0.32元至0.76元之間。

新能源發電成本：

我們以2021年光伏風電成本經濟性分析數據作為參考來詳細了解下（因為考慮到新能源發電成本與地區有很大關系，所以舉例幾個比較有代表性的地區）。

根據西勘院規劃研究中心發布的風電項目的成本構成表，風電項目由風電機組、塔筒、風機吊裝、箱變設備、道路平臺、升壓站、集電線路設備安裝、建設用地以及管理費稅收等11項組成，平均范圍在5.1-7.1元/W之間，根據中電聯發布2020年最新數據來看，全國風電利用小時數平均達2073小時，結合全國最新行業成本數據粗略估算，全國風力發電成本大概在0.3元/kwh左右。

根據西勘院規劃研究中心發布的光伏項目的成本構成表，光伏發電的成本構成由基礎支架安裝、電氣接入、土建基礎、建設用地（主要）、升壓站、線路費用、電化學儲能系統等十項組成，不同于風電，光伏的鋪設大致分為三種，對于的成本也有所不同，平單軸成本合計4.51元/Wp，固定可調成本為4.33元/Wp，固定式成本為4.20元/Wp，根據中電聯發布2020年1-9月數據來看，全國太陽能利用小時數僅1006小時，結合全國最新行業成本數據粗略估算，全國光伏發電成本大概在0.4元/kwh左右。

由此可以看出，目前新能源發電的成本已逼近燃煤發電，在煤炭價格高企時，完全具有經濟性。從上網電價的角度，我們也可以看出，新能源發電已進入平價上網時代，這對于新能源發電在客戶端的競爭力起到了增強作用。

從上圖可以看出，風電和光伏的基準電價保持在0.2～0.3區間內，和煤炭發電成本基本持平，在某些地區甚至要低于煤炭發電。其中最重要的因素是國家十四五的規劃已經將新能源發電作為主要方向。31個省市對于新能源發展都給出了不同形式的激勵政策，2021年納入當年中央財政補貼規模的新建戶用分布式光伏全發電量補貼標準為每千瓦時0.03元，青海江蘇等地區也進行了相應的稅務減免，國務院、國家發改委、國家能源局等部門發布了相關支持。未來隨著新能源技術的不斷精進下風電光伏的發電利用小時數不斷增加，新能源的發電成本也將會持續下跌。在2030年的規劃中，新能源發電裝機量將會超過火電裝機量，開啟碳達峰的新紀元。

2019年早有預測，補貼退坡已成必然，平價上網才是光伏發電的最終目標。但作為主管部門，行業政策的發布既需要未雨綢繆符合未來的目標要求，同時需要一定的持續性使得行業平穩過渡。《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》作為從補貼到無補貼政策的一種過渡性政策，當然有其存在的合理性。《可再生能源發展“十三五”規劃》中提出，風電將在2020年實現與燃煤發電同平臺競爭目標，《通知》在2020年到期后，陸上風電將進入全面平價階段，那么光伏發電的全面平價也為之不遠了。國家能源研究所研究員時璟麗認為，從平價試點到擴大范圍到全面推進去補貼的機制設置，一方面給予產業合適的市場規模，另一方面也對產業提出技術進步、產業升級、降本增效的目標和要求。平價項目并不是單純的等待產品降價就可以實施的，《通知》中給予平價項目投資環境、電量收購、綠證交易、市場化交易等多方面的優惠政策，一方面旨在推動產業提質增效，另一方面也從多維度為未來風光平價積累更具可操作性的實際經驗，為補貼政策的退出打下基礎，同時也推動電網升級以為未來風光全面平價提供持續增長的消納空間。最后，從目前光伏電站的投資分析，太陽能資源良好、接網和消納條件好的地區，部分集中式光伏電站已經可以實現與燃煤標桿電價平價;自發自用分布式光伏的平價項目也在2018年下半年陸續出現。這說明，光伏行業已經開始具備平價試點的條件。

事實是，據發改委、能源局公布2020年風電、光伏發電平價上網項目名單，確定光伏、風電平價上網項目規模分別33.1吉瓦/11.4吉瓦，光伏平價項目不僅超出市場預期。更首次超過補貼競價項目（26吉瓦），標志著國內光伏平價的正式到來。33吉瓦平價光伏項目并網期限2021年末，明年國內需求獲得支撐。通知明確2019年第一批和2020年光伏發電平價項目須于2020年底前核準（備案）并開工建設;除并網消納受限原因以外，須于2021年底前并網，未在規定時限內并網的項目將從項目清單中移除，可能無法享受平價項目的并網、消納保障。我們認為項目開工、并網時間截止點明確，且平價項目規模超預期，有望支撐2021年競價轉平價后的整體需求。光伏平價項目規模超過競價，顯示項目回報率具備吸引力，平價時代光伏產品價格或面臨拐點。2020年在項目申報階段，超過34吉瓦的平價申報已經超過了當時競價項目的申報量。此次實際公布的平價光伏項目達到33.1吉瓦，也超過競價項目的26吉瓦，顯示出平價項目回報率已具備吸引力。我們測算2021年建成的光伏平價項目內部回報率有望達到10%以上，不僅有望帶來國內需求的可持續增長，更有機會扭轉此前光伏產品持續降價邏輯，帶來行業產值進一步提升。平價風電項目聚焦東北及廣西等資源優勢區域。風電項目方面，申報規模最大的廣西、黑龍江、吉林，分別占到總項目規模的27%、21%和12%，我們認為這些地區2019年風電平均利用小時在2，200小時以上，顯示在風電造價下降較緩的背景下，平價項目將會聚焦風資源較好的地區。從業主方面分析，這三個省區平價項目中標的國企占比分別達到39%、39%和50%，或顯示出平價時代優質風電項目資源進一步向國企集中。平價項目加入改善運營商現金流，估值有望走出低谷。我們認為如果按照每年1至2吉瓦新增平價項目裝機測算，以風電運營商龍源電力為例，補貼收入占風電收入比例將從32%逐步回落到17%，標志著實際現金流入與理論現金流入之比逐步提升到90%以上。因此即使在補貼資金發放沒有明顯變化的背景下，我們認為運營商也將受益于平價裝機占比的提升，實現現金流改善，帶動估值走出低谷。