低碳能源革命電力行業首當其沖

電力作為我國碳排占比最大的單一行業，減排效果對實現“雙碳”目標至關重要。2020年我國能源消費產生的二氧化碳排放占總排放量的90%左右,而電力行業占能源行業二氧化碳排放總量的30%以上。作為踐行碳達峰、碳中和戰略的主力軍和引領全社會系統性變革的主戰場，電力企業在低碳轉型中挑戰與機遇并存。

        乘時借勢 迎來變革新拐點

低碳轉型下電力行業的機遇與挑戰

跑馬圈地模式受限，政策加速清潔能源有序開發進程

隨碳中和目標的提出，構建以新能源為主體的新型電力系統奠定了電力行業低碳轉型的基礎和方向。然而，近年來清潔能源特別是風電、光伏發電高速發展所帶來的供需不匹配造成了個別地區較大的消納壓力，同時也給電力系統的調度運行帶來了更多挑戰。在此背景下，國家能源局在2021年3月印發《清潔能源消納情況綜合監管工作方案》以進一步約束清潔能源的無序建設，促進可再生能源的高效利用，“大干快干”的搶裝時代已不復返。

與此同時，政策充分發揮“指南針”作用，通過平價制度、綠色電力證書與明確的量化指標等多種手段推動可再生能源投資的有序健康增長。加強科學規劃、統籌協調，降低相關投資風險，確保項目投資回報，為可再生電力開發主體提供了長期確定性。

可再生能源發電經濟性日益凸顯，傳統煤電舉步維艱

在全球各地，可再生能源發電成本持續下降并逐漸開始低于化石燃料，過去10年光伏和陸上風電的平準化發電成本（LCOE）分別下降了85%和60%4。同樣的趨勢在中國也在發生，中國光伏發電成本已降至每千瓦時0.2-0.41元的區間，在多數地區已經具備了與新建燃煤電廠競爭的能力，而陸上風電也將很快達到這一水平，海上風電成本將在未來十年具備競爭力。

可再生能源發電成本的進一步下降對現有煤電產生威脅。到2020年代末，新建風電發電成本也將低于現有燃煤電廠的運行成本，使其不再具備經濟效益，而燃煤發電產能過剩更加劇了這一風險。目前中國燃煤電廠的平均利用率僅為56%，這一現狀在可再生能源資源較為豐富的西北和西南地區尤為凸顯（當地的燃煤電廠平均利用率僅為35%），造成巨大的經濟損失和資產擱淺。

電改引發行業洗牌，能源交易和消費形式的演進創造新增長點

后電改時代，電力行業更加開放，行業玩家面臨重新洗牌。經過過去多輪電力市場化改革，從發電企業和電網企業分家，到如今的市場化電力交易全面擴大，行業新玩家不斷涌入。售電公司、綜合能源服務公司，甚至來自于能源行業外的互聯網和科技巨頭憑借其強大的業務靈活性、更高效的決策流程、大膽的想法紛紛入局，傳統電力企業遭受巨大沖擊。

隨著風、光的不斷滲透及電力市場化改革的加深，傳統的買賣雙方關系被打破，創新的商業模式帶來新增長機遇。過去能源生產模式以集中式為主，但未來考慮到東南沿海作為負荷中心，土地資源愈發緊張，分布式能源以其方便靈活，靠近負荷中心等特點將成為未來的新增裝機主流。與此同時，傳統的電力消費者逐漸轉為生產者，通過自有分布式設備滿足用電需求，并將富余電量賣回至電網或其他用戶產生額外收益，帶動商業模式的創新。

埃森哲認為，當下中國電力轉型正處于從“簡單的可再生能源替代”邁向 “更復雜的綜合能源系統”的關鍵拐點。

“綠”之所向 七大抓手多管齊下電力行業低碳轉型舉措

肩負著“雙碳”目標的重要責任和使命，以五大發電集團、兩網為代表的主要電力企業紛紛響應，明確碳達峰、碳中和時間表和相關具體目標，并已著手行動。從電力產業鏈各環節來看，無論是上游發電，還是中游輸配電、交易與調度，亦或是下游售電與服務均具備較大的減排應用機會。埃森哲認為電力行業低碳轉型路徑可歸納為七大舉措，分別是：結構優化、效能提升、技術減排、電網升級、市場交易、調度運行和模式創新。

 舉措一：結構優化 首要抓手

提高可再生能源、核能等低碳能源在電源結構中的占比是電力行業轉型的重要基石。據國網能源研究院預測，到2030年我國非化石能源的裝機占比將達到62.6%，其中風電、太陽能總裝機容量將達17億千瓦以上；清潔能源裝機比例在2060年將進一步攀升至82.9%，屆時風光總裝機超60%。

在此目標背景下，電力企業應制定更加積極的新能源發展目標，加快風電和太陽能發電建設，因地制宜開發水電，積極有序發展核電。在風電方面，建議關注“三北”大型風電、東南沿海海上風電和東中部分散式風電的建設。在太陽能發電方面，西北地區依然是我國重要的能源供給基地，集中式光伏作為優勢資源也將繼續增長，東中部地區則可因地制宜合理發展分布式光伏。

同時，電力企業亟需改變煤電在能源轉型中的定位，嚴控新增裝機并淘汰落后產能，將煤電從電量供應型轉變為電力調節型，促進和保障可再生能源電力的發展，果斷關停小容量煤電機組以及一些低效的自備電站機組。此外，電力企業還需提升靈活調節電源的比重，推進東中部地區抽水蓄能電站和調峰氣電建設，推廣應用大規模儲能裝置，滿足電網硬性要求、平滑出力曲線并提供輔助服務。

更為重要的是，在結構優化的過程中，電力企業需要承擔起產業鏈的引領作用。通過構建生態圈，由末端的需求驅動，拉動整個新能源產業鏈從裝備制造、設計施工、技術服務到運維的整體技術發展和生態規模化效應，從而進一步降低新能源發電技術的平準化發電成本（LCOE）。

 舉措二：效能提升 一舉兩全

效能提升包括能源供給側和能源消費側兩端的能源利用效率優化，可在實現碳減排的同時為電力企業和用電用戶帶來收益。

在能源供給側，發電企業應加快煤電靈活性改造和全生命周期的資產績效管理。煤電技術改造將主要通過開發煤清潔轉化高效利用技術和提高燃煤發電效率降低煤耗實現，包括余熱回收、汽輪機流通改造以及具有發展前途的整體煤氣化聯合循環（IGCC）、循環流化床燃燒（CFBC）等技術。

針對發電資產全生命周期管理，發電企業可在項目開發環節，通過智能資產規劃優化項目選址，降低資本開支，最大化資源利用率，提高項目收益。在生產運營環節，可采用運行優化工具通過分析電廠內部數據、歷史運行數據、外部天氣情況及電力需求預測形成運營指示，從經驗決策型向預測分析型轉變，提高發電量增加發電收入的同時，提高電廠靈活性。在運行維護環節，發電企業可借助數字化分析工具和人工智能算法，進行整體發電資產的狀態監控，將過去被動式問題解決型運維改為全面主動型的預測性運維，幫助發電企業降本增效。

在能源消費側，綜合能源服務企業和售電公司可通過用能改造服務和用電負荷管理實現用戶側的效能提升。綜合能源服務企業可建設基于互聯網的系統能效監測、故障診斷、優化控制平臺實現用戶能效監測與提升，提供節能設備銷售改造及多能供應等服務，降低用戶用電成本；并基于不同行業與區域的用戶用能需求，構建差異化和客制化的合同能源管理套餐，提高客戶粘性。售電公司可通過智能電表及控制設備進行用電負荷管理，實時監測用戶用電情況，提供用能分析與咨詢服務，對用戶的多種用電設備進行精細化管理控制，隨時調整用電設備工作狀態，幫助用戶優化用電結構與生產計劃，降低碳排。

舉措三：技術減排 方興未艾

技術減排主要來自未來新興能源技術的規模化應用，包括氫能和CCUS碳捕捉、利用和封存技術。

氫能清潔無污染、燃燒熱值高、利用形式多等特點使其成為能源結構轉型的關鍵媒介。同時，氫能作為能源儲存的新型方式，可調節可再生能源發電量的波動，并促進能源結構多元化和能源供應安全。隨著可再生能源度電成本和電解槽成本日益降低，氫能將迎來快速發展的重大機遇期。

此外，CCUS碳捕捉、利用和封存技術作為降低化石燃料電廠碳排放的關鍵解決方案，在推進電力系統低碳轉型中發揮著重要的作用。燃煤和天然氣發電廠是電力系統靈活性的主要來源，為電網運行提供慣性和頻率控制等，而碳捕集電廠既可以像傳統火電機組一樣提供靈活性支撐作用，又能很大程度降低自身的碳排放，有望在未來電力系統中起到“壓艙石”作用。

據國際能源署（IEA）預測，至2060年全球約97%的燃煤電廠均將配備CCUS，氣電和生物質發電配備CCUS裝置的比例也將分別達到76%和32%左右

電力企業應積極布局，提前加碼氫能、CCUS等新技術發展。短期內可充分利用棄風棄光進行電解水制氫，未來隨可再生能源發電成本持續下降，可將氫能發電機整合到電網電力輸送線路中，與制氫裝置協同作用，在用電低谷時電解水制備氫氣，用電高峰時再通過氫能發電，提高能源利用效率。總體來說，可以嘗試以實踐型參股投資的模式，在氫能產業鏈各環節同時布局，小額多點開花，為未來抓住氫能產業鏈核心環節做探索。

CCUS技術當前受限于成本因素，發展不及預期，但在全球關鍵地區均有試點，目前在運行的2個大型CCUS項目和在建的20個項目預計總碳捕集能力將達到5000萬噸/年。發電企業應積極推動技術研發，通過模塊化建設，提高捕集能力，提升發電機組效率，優化CCUS運行范圍和供應鏈；減少胺降解；優化熱能消耗和水耗；提高壓縮效率和數字化技術等降低資本成本和運營成本，加快CO資源再利用，鎖定未來技術紅利。

 舉措四：電網升級 剛柔并濟

電網連接電力生產和消費，是能源轉型的中心環節，也是電力系統碳減排的核心樞紐。未來我國電力需求將繼續平穩提升，東中部仍是用電中心，大型清潔能源基地則分布于西北部。電力需求和資源稟賦逆向分布決定了“西電東送”和 “北電南供”電力格局不變，跨區跨省清潔電力流規模還將繼續擴大。另一方面，隨著新能源快速發展和用戶側新型用能設備，如分布式發電、電動汽車和儲能設備的廣泛接入，控制規模呈指數級增長，供需雙方的不確定性給電網的安全穩定運行帶來更大的挑戰。

因此對電網公司來說，應加強“跨省區主干電網+中小型區域電網+配網及微網”的電網規劃建設，提升電力傳輸靈活性，支持新能源優先就近并網消納，提高清潔能源接納能力；并積極探索智能微電網等技術，滿足分布式能源和多元負荷用電需要。此外，需持續提升已建輸電通道利用效率；提高電網信息采集、感知、處理、應用能力，實現向能源互聯網轉型升級。同時加快抽水蓄能電站建設，支持調峰氣電建設和儲能規模化應用，提高系統調節能力。

除此之外，電網公司還可通過實施電網節能管理，如推廣節能導線和變壓器應用、加強六氟化硫氣體回收處理、電網廢棄物環境無害化處置等，著力降低自身業務運行中的碳排放水平。

舉措五:市場減排經濟導向

市場減排則包括電力市場改革及碳市場建設帶來的減碳機遇。

電網公司交易中心應加快電力現貨市場建設，加快構建促進新能源消納的市場機制，完善以中長期交易為主、現貨交易為補充的省間交易體系，擴大新能源跨區跨省交易規模，健全能源電力價格合理形成和成本疏導機制。同時健全輔助服務市場交易機制，引導火電機組主動參與系統調節，完善儲能電站投資回報機制，調動發電側和用戶側參與系統調節積極性。發電企業則應積極參與電力現貨市場和輔助服務市場交易，更好地將可再生能源出力變化體現在市場價格信號中，通過跨區中長期外送、省內大用戶及增量用戶直接交易，提高新能源發電的消納。

與此同時，充分考慮碳市場對電力市場的影響，將電能價格與碳排放成本有機結合，相互促進、互相補充。電網公司應積極研究綠證、碳交易機制及其與電力市場的耦合方式，推動構建適應高比例新能源發展的市場模式。發電企業應積極制定碳交易策略，及時分析發電層面碳排放數據，優化投資和交易組合，根據配額盈缺變化及時開展碳資產交易，優化生產調度，降低履約成本，更好推動能源清潔低碳轉型。

舉措六：調度運行 亟待創新

電源側發電結構的改變與用電側產銷模式的變化，對以交流電技術為基礎和集中式控制為主的傳統電力系統產生了深遠影響。電網的調度優化邏輯發生根本性變化，從集中式優化向集中式、分布式共存的方向轉變。以高比例可再生能源、高比例電力電子設備的“雙高”為特點的新型電力系統，具有隨機、波動、間歇特性，為電源出力引入高度不確定性；同時分布式單機容量小、數量眾多、布點分散、特性多樣的特點，使得以新能源為主體的新型電力系統調度運行面臨嚴峻挑戰。

因此電網公司應升級電力系統分析認知體系，開展認知與分析基礎理論研究，建設仿真分析手段。完善電力系統運行控制體系，利用“云大物移智鏈”等技術實現全業務信息感知、全系統協同控制、全過程在線決策、全時空優化平衡、全方位負荷調度，促進清潔能源消納多級調度協同、快速響應。強化電力系統故障防御體系，基于電網全景全頻段狀態感知，實現安全風險的事前主動防御，同時發揮電力電子設備調節快速、可塑性強的特點，增強電網故障的事中防御、事后恢復能力，著力做好清潔能源并網消納。

舉措七：模式創新 輔助減排

簡單的數據收集和數據分析能帶來運營上的降本增效，但商業模式的變革來自于數據的互通互聯，對能源行業至關重要，是未來新的增長點。隨著電改的進程，發電、輸配電、售電環節放開管制，以數字化技術為依托，突破原有商業模式，如需求響應、V2G、虛擬電廠等新模式，在帶來新的市場機會的同時，也為電力行業減排帶來更多可能性。

對電網公司來說，應推動智慧能源系統建設，基于完善的ICT技術，設備的智能化與數據互聯實現先進計量、遠程控制和雙向通信，充分挖掘需求側響應潛力，構建可中斷、可調節的多元負荷資源，并通過價格機制，調動用戶節能降耗和參與需求側響應的積極性。與此同時，需求響應項目與國家或省電力管理平臺系統對接的端口和標準統一、電動車電網的雙向充電技術、虛擬電廠的數字化平臺搭建等技術加持對商業模式的更迭也至關重要。

對綜合能源服務企業和售電公司來說，基于其節能改造與用電負荷管理的業務基礎，提供需求側響應服務可作為自身業務拓展新維度，成為盈利增長點之一。一方面，售電公司和綜合能源服務企業通過收集用戶的用電數據，對不同用電設備進行精細化管理，為用戶提供智能化、個性化的用電與節電服務；另一方面，隨著大數據在智慧能源中的應用不斷深入，獲取的用戶側用電數據也可以加以完善，售電公司和綜合能服企業可通過負荷集成商的身份，綜合利用自身具有的客戶資源參與到需求側互動響應的市場中，實現碳減排的需求側改革。