中国零碳之路（上）：电力供给篇：电网侧脱碳的绿色投资机遇

中国零碳之路（上） 电力供给篇-电网侧脱碳的绿色投资机遇 INNOVATEFORASUSTAINABLEFUTURE Findmoreatmiotech.com 2022年4月 目录 内容提要02 总览:可再生能源装机保持高速增长03 (一)电网调峰能力需求显著增长07 1.火电灵活性改造-转变存量资产价值09 火电灵活性改造相关企业11 2.储能规模化发展-电网可再生能源比例增高12 抽水蓄能、电化学蓄能相关企业23 (二)电网脱碳转型-能源IT应用赋能26 1.电力设计软件和服务28 2.输变配电智能运维管理29 3.电力交易市场信息化32 (三)附录:公司估值表34 中国零碳之路（上） 内容提要 内容提要 在过去的几年中，中国政府逐步提高气候行动力度，加速推动中国经济和能源结构朝零碳排放方向转型。碳中和目标推动“零碳”成为中国长期价值投资的新风向。2060年碳中和目标是中国政府通过设定40年后的政策目标，为中国的价值投资者创造了脱碳转型的确定性，锚定了新的投资标的。 在碳中和目标下，能源的脱碳转型意味着能源供给和消费方式的重大转变。妙盈研究院对中国实现碳中和乃至零碳排放目标的路径进行了研究，这些研究描绘的碳中和碳图景展现出鲜明的特征，即能源消费与经济发展脱钩，能源利用效率持续提升，能源需求格局加速演变，能源结构持续优化升级，低碳能源技术迅速迭代。 在能源供给侧，一次能源结构将发生巨大变化，化石燃料需求降幅超过90%，高比例可再生能源成为电力系统主体。在大比例可再生能源发电情景下，火电资产将面临深层灵活性改造，储能技术将得到规模化应用，输电基础设施投入加大，需求侧管理等措施也将贡献电力系统灵活性。同时，数字化将在系统层面大大提升能源供给和消费侧的整体效率。 在消费侧，再生资源利用模式的普及、能源使用效率提高以及工业、建筑和交通部门大规模电气化及氢能等新型能源的利用将重塑资源能源利用乃至整个经济形态。在工业部门，关键材料的利用率和回收率以及工艺设备能效显著提升，极大减少用能需求，电气化、氢能、生物能源及碳捕集和封存等技术也为重工业领域原料和生产过程的脱碳提供可能性。在建筑部门，中国建筑的服务水平还有很大进步空间，而建筑领域的能效也将大幅提高，以确保能源的经济有效使用。先进热泵技术和保温材料将被更广泛利用，以零碳方式为住宅和办公室提供供暖和制冷，消费侧脱碳将在系列文章下篇中叙述。 作为系列文章的上篇，妙盈研究院对脱碳趋势下中国电力供给侧侧革新的细分领域进行了包含产业、技术和企业等的多层面评估，揭示在此进程中的绿色投资新风向，尤其是以站在2022年当下的视角，探讨未来数年复杂多变的宏观环境中显著的投资机遇。 中国零碳之路（上） 总览：可再生能源装机保持高速增长 总览：可再生能源装机保持高速增长 以风能和光伏发电为代表的可再生能源在能源结构占比持续增加。政策支持将持续加码风光电行业，进一步 投资相关技术以实现成本降低和效率提升，为双碳目标的实现奠定基础。 在2021年，我国风能和光伏发电并网装机量双双突破3亿千瓦。国家能源局发布数据显示，2021年我国风电并网装机量已突破3亿千瓦大关，占全国电源总装机比例约12.6%、发电量占全社会用电量比例约7.5%，较2020年底分别提升0.3和1.3个百分点；新增装机4757万千瓦，占我国新增装机的27%。2021年我国光伏并网装机容量累计达3.06亿千瓦，占全国电源总装机比例约12.8%、发电量占全社会用电量比例约4.5%；新增装机量约5300万千瓦，占我国全部新增装机31.1%，就全球范围来看，我国风电机组产量已占据全球三分之二以上市场份额，是2020年底欧盟风电总装机的1.4倍、是美国的2.6倍，已连续12年稳居全球第一。光伏发电装机量也连续七年稳居世界首位。 科技进步使风能和光伏发电呈现出高经济性，在煤价高企的2021年其发电成本已实际低于燃煤电厂。根据IRENA（国际可再生能源署）发布的数据，在2010—2019年间，我国陆上风电LCOE(平准化度电成本)从0.91元/千瓦时降至0.32元/千瓦时左右，海风从1.15元/千瓦时降至0.53元/千瓦时。同期，光伏度电成本更是下降至0.36元/千瓦时，降幅超90%。 过去一年中，可再生能源的技术革新仍没有停止。风能产业链上，金风、明阳等大型机组厂商的产品已经基本过渡到大机组规则，项目招标实现了4MW、5MW大型机组普及化，继续降低度电成本。光伏光伏产业链上，HJT和TOPCon技术涌现，在PERC电池目前22.8%的光伏转换率基础上，两项技术的量产成品已经可以将其提高到24%，理论上限27%。根据业内预测，“十四五”期间陆电成本将进一步降低，或在2025年将陆上高、中、低风速地区的度电成本分别降至0.1元、0.2元和0.3元，而光伏的度电成本则预计下降至0.25元到0.38元。 风电光伏历史累计装机量 35000 30000 25000 20,915 20,418 30,00030,600 28,165 25,356 2000018,427 15000 10000 5000 0 2,958 26 2,486 1,589 4,623 6,142 212 341 7,652 7,631 4,218 9,657 13,075 13,042 14,747 16,400 17,433 2010年2011年2012年2013年2014年 2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年 风电太阳能发电 资料来源：中电联，妙盈研究院整理 针对风能和光伏的补贴性电价政策逐步实现”退坡“，电价激励成为历史。就光伏项目而言，2021年起不再对新建集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目进行中央财政补贴，2022年起不再补贴新建户用分布式光伏电站；风电场也逐渐步入平价电网时代，2021年起取消对新核准陆电项目补贴、2022年起新核准海电项目不再享受国家性补贴。 图1：陆上风电各资源区发电价格及国家政策 I类资源区 II类资源区 III类资源区 IV类资源区 2018(标杆价*） 2019(指导价*） 2021(指导价*） 0.29 0.38 0.38 0.47 0.34 0.39 0.43 0.52 0.4 0.45 0.49 0.57 2018年5月《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》 2019年5月《关于完善风电上网电价政策的通知》 2021年6月《关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函》 图2：海上风电发电价格及国家政策 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.4 0.34 0.29 0.00 2018(标杆价*）2019(指导价*）2021(指导价*） 2016年12月《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》 2019年5月《关于完善风电上网电价政策的通知》 2020年1月《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》 *标杆价:国家确定的所有项目统一的上网电价 *指导价:国家设定的竞价上限，最后项目上网电价由竞标确定 图3：集中式光伏各资源区发电价格及国家政策 I类资源区 II类资源区 III类资源区 2018(标杆价*） 2019(指导价*） 2020(指导价*） 000 2021* 0.35 0.4 0.49 0.4 0.45 0.55 0.5 0.6 0.7 2018年5月《关于2018年光伏发电有项事项的通知》 2019年4月《完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》 2020年4月《有关2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》 2021年6月《关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函》 *2021年：取消了指导价政策，不再对集中式光伏提供电价补贴。 图4：分布式光伏补贴标准及国家政策 工商业用户分布式光伏居民用户分布式光伏 0.35 0.32 0.30 0.25 0.20 0.15 0.10 0.05 0.4 0.00 2018 0.1 0.18 2019 0.05 0.08 2020 0 0.03 2021 2018年6月《关于2018年光伏发电有项事项的通知》 2019年4月《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》 2020年4月《关于2020年光伏发电上网电价政策有关问题的通知》 2021年6月《关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函》 政策的强力驱动可预见风电光伏需求超预期，装机量将创新高。能源局提出到2025年，全国光伏和风电发电占全社会用电量16.5%，国务院要求到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。根据CPIA （中国光伏行业协会）的预测，”十四五“国内光伏新增装机量为年均7000万千瓦，乐观预计则是年均9000万千瓦。风电装机在补贴政策的“抢装”潮结束后预计将短期回落后继续平稳增长，GWEC（全球风能理事会）给出的预测中2022年-2025年我国风电新增装机约为年均4000万千瓦。 风电光伏也将呈现出集中式大基地和分布式装机并重的特点。能源局于2021年12月发布《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》，在西部建设大型风光能基地，前期推动的第一期装机容量约1亿千瓦的大型风电光伏基地项目已有序开工。另外，风电光伏开发也将结合乡村振兴战略，推进风电光能就近就地开发。12月发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》积极推动分布式风电装机和分散式光伏建设，在中东南地区实施“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”。此举有望在全国实现10亿千瓦风电装机，分布式光伏逐渐成为未来光伏建设的主流，预计在2025年达到50%占比。 表1：十四五期间关于集中式和分布式可再生能源的中央性政策（部分） 时间政策内容/目标 2021.12 能源局《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》 建设大型风光能基地 2021.12 国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》 到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上 2021.12 能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知 到2025年，全国光伏和风电发电占全社会用电量16.5%；实施“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”计划 2021.12 全国人民代表大会 《“十四五”规划和2030远景纲要》 形成九大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地和五大海上风电基地，其中包括5000万千瓦的光伏项目 资料来源：国家部门公开文件，妙盈研究院整理 （一）电网调峰能力需求显著增长 VRE发电量占比上升到临界值，电网模式转型势在必行 风能和光伏共为VRE(variablerenewableenergy可变可再生能源)，它们是未来几十年电力供应的核心。而VRE的增长给电力系统的运行带来了新的挑战。VRE对电网的挑战主要有2点。一是VRE的发电依赖于天气，它们的可用性会不时变化，在秒级层面的发电功率具有不可预测性，直接并网会影响电网的整体稳定性。二是VRE在日级层面有较为典型的功率曲线波动，但不一定与高电力需求时期相吻合（图5）。一般而言，在上午9点到下午3点间，光伏可以实现最大出力，电网净负荷（电力需求功率减去风能和光伏发电功率）最低。而在早上6-9点和晚上6-9点间，电力需求增加，但VRE发电功率降低，净负荷最高。为保证电网正常运行，便需要调度调峰资源，在短时间内快速响应净负荷变化。 图5：加州可再生能源净负载量（DuckCurve） California’sduckcurveisdippingdeeperthanever LowestnetloaddayeachyearinCAISO,2015-2021 20GW 15 10 5 0 Morningdemandpeak 2015 2016 2017 2018 20