张丽珍
一、“双碳”目标提出的背景
(一)世界背景
目前,全球每年向大气排放约510亿吨的温室气体,要避免气候灾难,人类需停止向大气中排放温室气体,实现零排放。《巴黎协定》所规定的目标,是要求联合国气候变化框架公约的缔约方,立即明确国家自主贡献减缓气候变化,碳排放尽早达到峰值,在本世纪中叶,碳排放净增量归零,以实现在本世纪末将全球地表温度相对于工业革命前上升的幅度控制在2℃以内。多数发达国家在实现碳排放达峰后,明确了碳中和的时间表,芬兰确认在2035年,瑞典、奥地利、冰岛等国家在2045年实现净零排放,欧盟、英国、挪威、加拿大、日本等将碳中和的时间节点定在2050年。作为世界上最大的发展中国家和最大的煤炭消费国,中国尽快达峰以及与其他国家共同努力到本世纪中叶左右实现二氧化碳净零排放对全球气候应对至关重要。
(二)国内背景
改革开放以来,中国经济加速发展,目前已成为全球第二大经济体、绿色经济技术的领导者,全球影响力不断扩大。事实证明,只有让发展方式绿色转型,才能适应自然规律。同时,我国社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾,而对优美生态环境的需要则是对美好生活需要的重要组成部分。为此,2020年9月22日,中国在第75届联合国大会上正式提出2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和的目标。中国基于推动实现可持续发展的内在要求和构建人类命运共同体的责任担当,宣布了碳达峰、碳中和目标愿景。习近平总书记强调,要把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局;要推动绿色低碳技术实现重大突破,抓紧部署低碳前沿技术研究,加快推广应用减污降碳技术,建立完善绿色低碳技术评估、交易体系和科技创新服务平台。未来,中国将着眼于建设更高质量、更开放包容和具有凝聚力的经济、政治和社会体系,形成更为绿色、高效和可持续的消费与生产力为主要特征的可持续发展模式,共同谱写生态文明新篇章。
二、“双碳”目标内涵
双碳是碳减排两阶段目标,简称“双碳”战略目标。中国提出的“双碳”目标是:二氧化碳排放将于2030年达到峰值,2060年实现碳中和。表现为二氧化碳排放(广义的碳排放包括所有温室气体)水平由快到慢不断攀升、在年增长率为零的拐点处波动后持续下降,直到人为排放源和吸收汇相抵。意味着在某个时间点,二氧化碳的排放量不再增加,达到峰值,然后逐渐回落。碳排放与经济发展密切相关,经济发展需要能源消耗。碳达峰到碳中和的过程就是经济增长与二氧化碳排放从相对脱钩走向绝对脱钩的过程。暨南大学环境与气候研究院院长邵敏介绍,“碳达峰”就是我们国家承诺在2030年前,二氧化碳的排放不再增长,达到峰值之后再慢慢减下去;而到2060年,针对排放的二氧化碳,要采取植树、节能减排等各种方式全部抵消掉,这就是“碳中和”。“双碳”目标完成的关键在于追本溯源,找到排放的主要源头,针对性采取措施。
三、电力结构现状
(一)国内电力结构现状
2020年,新增发电装机以新能源为增量主体。并网风电、太阳能发电新增装机合计11987万千瓦,超过上年新增装机总规模,占2020年新增发电装机总容量的62.8%,连续四年成为新增发电装机的主力。2020年包括煤电、气电、生物质发电在内的火电新增装机占全部新增装机的29.53%,与2015年相比降低21个百分点;水电新增装机占比为6.93%。
从电源结构看,十年来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。2020年火电装机比重较2011年下降了15.7个百分点,风电、太阳能发电装机比重上升了近20个百分点,发电装机结构进一步优化。水电、风电、光伏、在建核电装机规模等多项指标保持世界第一。2021年4月,我国在领导人气候峰会上承诺,“中国将严控煤电项目,‘十四五’时期严控煤炭消费增长、‘十五五’时期逐步减少。”电力行业将加速低碳转型,发挥煤电保底的支撑作用,同时,要继续推进机组灵活性改造,加快煤电向电量和电力调节型电源转换,实现煤电尽早达峰并在总量上尽快下降。
到“十四五”末,预计可再生能源发电装机占我国电力总装机的比例将超过50%。可再生能源在全社会用电量增量中的占比将达到三分之二左右,在一次能源消费增量中的占比将超过50%,可再生能源将从原来能源电力消费的增量补充,变为能源电力消费的增量主体。
据国家能源局数据显示,2020年全国电源基本建设投资完成5244亿元,电网基本建设投资完成4699亿元,两项合计投资达到9943亿元,同比增长9.6%。这是在2016~2018年投资接连收缩后的第二年增长。
(二)省内电力结构现状
2020年云南省發电量为3451.2亿千瓦小时,相比2019年增长了199.30亿千瓦小时。
发电结构来看,2020年云南省火力发电量为409.8亿千瓦小时,占比为11.87%;水力发电量为2763.4亿千瓦小时,占比为80.07%;风力发电量为247.5亿千瓦小时,占比为7.17%;太阳能发电量为30.37亿千瓦小时,占比为0.88%。
多年来,云南省全力打造世界一流“绿色能源牌”,绿色能源成为全省第一大产业,绿色铝、硅产能居全国前列。截至2020年底,全省电力装机突破1亿千瓦大关,其中,清洁能源(水电、风电、光伏电)装机占85%,高出全国平均水平46个百分点,一批绿色铝、硅项目陆续建成投产,绿色能源强省正在形成。2020年,云南全省完成地区生产总值2.45万亿元、增长4%。以水电、风电、太阳能等为主的绿色能源,成为云南第一大产业。
四、“双碳”目标驱动下新能源发电政策导向
(一)国内相关政策导向
现在距离2030年碳达峰还有两个五年,共十年。“十四五(2021-2025年)”是第一个五年,是碳达峰的攻坚期、窗口期,也是能源低碳转型的关键期。国家能源局将重点从以下三个方面采取措施,加快推动碳达峰工作能够成势见效,推动碳达峰目标稳步实现,推动能源领域碳达峰与碳中和:一是大力发展非化石能源。到2030年非化石能源的一次能源消费比重要达到25%左右,风电、太阳能总装机容量要达到12亿千瓦以上,任务非常艰巨,我们必须完成。我们将制定更加积极的新能源发展目标,加快发展风电和太阳能发电。同时要因地制宜开发水电,在确保安全的前提下积极有序地发展核电,同时要加快推进抽水蓄能、新型储能等调节电源建设,增强电力系统灵活调节能力,大力提升新能源消纳水平。 二是大力推行绿色用能模式。实现碳达峰、碳中和,要以经济社会发展全面绿色转型为引领,在重点领域乃至全社会推行绿色用能模式至关重要。我们将采取更加严格的能耗标准,支持推动工业、建筑、交通等重点行业和领域非化石能源的替代和用能方式的改变。推动加快发展新能源汽车、建筑光伏一体化等绿色用能模式,也要加快取暖、炊事用能等方面电能替代,提升全社会电气化水平。到2025年实现单位GDP能耗较2020年降低13.5%,单位GDP二氧化碳的排放较2020年降低18%的目标。这两个目标在“十四五”规划里已经体现了。三是制定和实施更加有力有效的政策措施。按照党中央、国务院的统一部署,我们深入贯彻中央财经委员会第九次会议精神,国家能源局正在研究推动能源领域碳达峰、碳中和的实现路径和任务举措,围绕促进能源低碳智慧转型、新能源高质量发展、新型电力系统建设、新型储能发展等重点任务,制定配套政策措施,同时抓好国家和省级“十四五”能源规划衔接工作,把可再生能源的电力消纳责任权重、节能减排和碳达峰等目标落实到规划中,充分发挥规划的引领作用,压实各级各地碳减排责任,支持有条件的地方率先实现碳达峰,这项工作现在就要开始干。
国家能源局将从以下方面着手,引领能源行业将巩固脱贫攻坚成果与乡村振兴衔接起来:能源是农业农村发展的重要物质基础。我国能源行业始终坚持把保障和改善民生作为能源发展的重要出发点,在全面建成小康社会和乡村振兴中发挥能源供应的基础保障作用。一要发挥能源行业优势,巩固拓展脱贫攻坚成果。继续支持脱贫地区布局建设一批能源重大工程,带动发展支柱产业、增强经济社会发展后劲。指导地方抓好光伏扶贫电站资产管理和设备运维,确保持续发挥增收作用。二要加快乡村能源变革,助推乡村振兴发展。结合推动碳达峰、碳中和工作,优先支持农村地区发展分布式太阳能、风能等新能源,打造县域低碳能源产业,提高电气化水平,转变乡村用能方式,建設美丽新乡村。三要广泛动员社会力量,共同推进乡村振兴。鼓励引导具有技术、资金优势的企业和社会主体参与,采取更加灵活的市场机制,探索农村能源投资、服务新模式,动员更多的社会资源,支持乡村能源加快发展。
风电在碳中和的目标中有着不可低估的潜力。在2021年3月18日,全球能源互联网发展合作组织在北京举行“中国碳达峰碳中和成果发布暨研讨会”,并发布《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》、《中国2030年前碳达峰研究报告》、《中国2060年前碳中和研究报告》等三份高质量研究报告。报告中指出,在2025年,风电装机达到5.4亿千瓦,而2025-2030年新增电力需求则全部由清洁能源满足。那么在2030年,风电装机将会有8亿千瓦。2050年和2060年风电装机分别为22亿千瓦,25亿千瓦。到2030年、2050年和2060年,将会形成西北陆上、东南海上风电并举崭新格局,风电总装机分别达到8亿、22亿和25亿千瓦。
风电是实现“双碳”目标的主力军,如果未来没有出现颠覆性的新技术突破,电力系统脱碳将主要依靠风电和光伏发电。同时,由于风电的成本已经与传统化石能源发电持平甚至更加经济,并具有进一步降本潜力,风电的大规模应用会降低全社会用能成本,实现更经济的能源转型。
(二)省内相关政策导向
《云南省工业绿色发展“十四五”规划》印发,云南将打造打造“世界光伏之都”。日前,云南省工业和信息化厅印发的《云南省工业绿色发展“十四五”规划》(以下简称《规划》),总结了“十三五”时期工业绿色发展的成就,分析了“十四五”面临的形势。《规划》提出,到2025年,全省工业产业结构、生产方式绿色转型取得显著成效,能源资源利用效率显著提升,为工业领域碳达峰、碳中和奠定坚实基础。《规划》提出,未来5年,云南省将打造千亿环保产业,建设高端绿色产业基地,打造“世界光伏之都”和以绿色铝为品牌的世界一流“中国铝谷”。引导有条件的地区打造“零碳”工业园区试点示范。
近年来,云南省风电、光伏开发一直停滞不前。尤其是光伏装机量不仅远低于太阳能资源相当的省份,甚至低于资源较差的三类区。数据显示,截至2019年底,云南累计光伏装机375万千瓦,全国排名第18,仅高于四个直辖市和一些资源特别差的省份。与此形成强烈反差的是,云南省风能及太阳能资源丰富,以规划内的区域为例,海拔较高的山脊及开阔坝区90米高多年平均风速在5.5-9.0米/秒之间,太阳辐照强度在每年5500-6700兆焦/平方米之间,具备较好的工程开发利用价值。“其实,多年来,云南省工业用电需求并不强烈。去年才开始出现用电缺口。”一位不愿具名的新能源央企高管接受记者采访时表示,“按照云南省未来电力供需形势和经济社会发展要素配置需求,云南省电力供需结构矛盾将十分突出。
云能源水电【2021】210号是省发改委关于印发“保供给促投资”新能源项目实施方案和计划的通知,本次项目共56个,其中光伏发电项目46个,装机370.2万千瓦时。风电项目10个,装机74.8万千瓦时。电价疏导机制执行《关于在适宜地区适度开发利用新能源工作指导意见》云能源水电【2020】153号文件执行。风电项目执行核准手续,光伏发电项目执行备案手续。电网接入方面,以“就近接入”“就地平衡消纳”进行建设。电网企业及下属供电局提前介入,指导企业进行并网申请和介入系统方案编制,做好介入系统审批工作,按照《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》发改办【2021】445号,电网企业、项目业主共同商议,提出送出工程技术方案和建设模式,确保送出工程与项目建设同步实施,同期投运。
云南将按照《西部地区鼓励类产业目录(2020年本)》等产业发展政策导向,积极推进石化产业“稳油强化”,加快国家大型水电基地建设,发展“风光水储”一体化,进一步巩固和扩大清洁能源优势,深入推进绿色能源战略与绿色铝、绿色硅等先进制造业深度融合,全链条重塑有色产业,引领、带动、支撑绿色铝、绿色硅产业在绿色发展、产业规模、精深加工、创新研发四个方面形成全球制高点,打造“中国铝谷”和“世界光伏之都”,让绿色铝、绿色硅成为云南未来发展的核心竞争力。
五、新能源发电成本及电价形势
根据国际可再生能源机构(Irena)2018年发布的报告预测显示,2020年,所有可再生能源发电成本较之传统化石燃料将更有竞争力。报告中称,自2010年以来,陆上风力发电的成本下降了大约四分之一,而太阳能光伏(PV)电力成本下降了73%。Irena预计,在未来2年内,太阳能发电成本还将减半,最优的陆上风能和太阳能光伏项目可能以每千瓦时(kWh)3美分或更少的成本提供电力。根据报告透露,目前,化石燃料的发电成本范围为5至17美分/千瓦时,而相比之下,到2020年,所有商业形式的绿色能源发电成本范围在3至10美分/千瓦时。“可再生能源发电已经不仅仅是一个环保意识的决定,现在它绝大部分是一个聪明的经济决策。” Irena的总干事Adnan Amin说,“世界各国政府正在认识到这一潜力,并以可再生能源为基础的低碳经济议程进一步向前迈进。我们预计到2018年及以后,这一转变将进一步推动全球范围内的就业机会、经济增长、可持续发展、国家复原力和气候缓解。”由于合同竞标过程竞争激烈,新兴的开发商加入竞争将促进全球市场机遇和技术不断进步,使成本进一步下降。Adnan Amin 表示,“这个新的动态标志着能源格局的重大转变。这些技术成本的下降是史无前例的,代表着可再生能源正在阻止全球能源系统继续恶化。”
近日,我国国家发展改委会的一封公告上了热搜,这份公告当中表明,电煤中长期合同履约和调运提速,全国供煤水平屡创历史新高,特别是今年的十月下旬。统调电厂日均供煤连续突破800万吨,比耗煤多200万吨,存煤加快回升,存煤水平回升至1亿吨以上。如果按这个数据来推算,电煤存储1亿吨仅够维持半个月,煤矿供应链如果一旦不稳定,就会导致电量供应不足,影响国计民生和各行各业。煤矿虽可增产,但煤炭资源毕竟有限,而且有碳达峰碳中和的环保目标压顶,发展新能源已经是势在必行。那么,新能源是否能替代燃煤发电一个核心的问题就是,新能源发电目前的成本是多少?与煤炭相比,是否具有经济性?
燃煤发电成本:
一般来说,消耗300克标准煤能发1度电,也就是说,一公斤标准煤(7000大卡)能发3.33度电,即一吨5500大卡煤炭能发2622度电。今年电煤价格一度突破2000元/吨,算下来一度电的燃煤成本为0.76元。近期在政府的干预下,要求电煤港口价格回落在800元左右,加上40元的海运费,电煤到厂价格按840元/吨算,平均度电成本可以降到0.32元。也就是说,按今年煤价行情,燃煤发电的成本在每度电0.32元至0.76元之间。
新能源发电成本:
我们以2021年光伏风电成本经济性分析数据作为参考来详细了解下(因为考虑到新能源发电成本與地区有很大关系,所以举例几个比较有代表性的地区)。
根据西勘院规划研究中心发布的风电项目的成本构成表,风电项目由风电机组、塔筒、风机吊装、箱变设备、道路平台、升压站、集电线路设备安装、建设用地以及管理费税收等11项组成,平均范围在5.1-7.1元/W之间,根据中电联发布2020年最新数据来看,全国风电利用小时数平均达2073小时,结合全国最新行业成本数据粗略估算,全国风力发电成本大概在0.3元/kwh左右。
根据西勘院规划研究中心发布的光伏项目的成本构成表,光伏发电的成本构成由基础支架安装、电气接入、土建基础、建设用地(主要)、升压站、线路费用、电化学储能系统等十项组成,不同于风电,光伏的铺设大致分为三种,对于的成本也有所不同,平单轴成本合计4.51元/Wp,固定可调成本为4.33元/Wp,固定式成本为4.20元/Wp,根据中电联发布2020年1-9月数据来看,全国太阳能利用小时数仅1006小时,结合全国最新行业成本数据粗略估算,全国光伏发电成本大概在0.4元/kwh左右。
由此可以看出,目前新能源发电的成本已逼近燃煤发电,在煤炭价格高企时,完全具有经济性。从上网电价的角度,我们也可以看出,新能源发电已进入平价上网时代,这对于新能源发电在客户端的竞争力起到了增强作用。
从上图可以看出,风电和光伏的基准电价保持在0.2~0.3区间内,和煤炭发电成本基本持平,在某些地区甚至要低于煤炭发电。其中最重要的因素是国家十四五的规划已经将新能源发电作为主要方向。31个省市对于新能源发展都给出了不同形式的激励政策,2021年纳入当年中央财政补贴规模的新建户用分布式光伏全发电量补贴标准为每千瓦时0.03元,青海江苏等地区也进行了相应的税务减免,国务院、国家发改委、国家能源局等部门发布了相关支持。未来随着新能源技术的不断精进下风电光伏的发电利用小时数不断增加,新能源的发电成本也将会持续下跌。在2030年的规划中,新能源发电装机量将会超过火电装机量,开启碳达峰的新纪元。
2019年早有预测,补贴退坡已成必然,平价上网才是光伏发电的最终目标。但作为主管部门,行业政策的发布既需要未雨绸缪符合未来的目标要求,同时需要一定的持续性使得行业平稳过渡。《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》作为从补贴到无补贴政策的一种过渡性政策,当然有其存在的合理性。《可再生能源发展“十三五”规划》中提出,风电将在2020年实现与燃煤发电同平台竞争目标,《通知》在2020年到期后,陆上风电将进入全面平价阶段,那么光伏发电的全面平价也为之不远了。国家能源研究所研究员时璟丽认为,从平价试点到扩大范围到全面推进去补贴的机制设置,一方面给予产业合适的市场规模,另一方面也对产业提出技术进步、产业升级、降本增效的目标和要求。平价项目并不是单纯的等待产品降价就可以实施的,《通知》中给予平价项目投资环境、电量收购、绿证交易、市场化交易等多方面的优惠政策,一方面旨在推动产业提质增效,另一方面也从多维度为未来风光平价积累更具可操作性的实际经验,为补贴政策的退出打下基础,同时也推动电网升级以为未来风光全面平价提供持续增长的消纳空间。最后,从目前光伏电站的投资分析,太阳能资源良好、接网和消纳条件好的地区,部分集中式光伏电站已经可以实现与燃煤标杆电价平价;自发自用分布式光伏的平价项目也在2018年下半年陆续出现。这说明,光伏行业已经开始具备平价试点的条件。
事实是,据发改委、能源局公布2020年风电、光伏发电平价上网项目名单,确定光伏、风电平价上网项目规模分别33.1吉瓦/11.4吉瓦,光伏平价项目不仅超出市场预期。更首次超过补贴竞价项目(26吉瓦),标志着国内光伏平价的正式到来。33吉瓦平价光伏项目并网期限2021年末,明年国内需求获得支撑。通知明确2019年第一批和2020年光伏发电平价项目须于2020年底前核准(备案)并开工建设;除并网消纳受限原因以外,须于2021年底前并网,未在规定时限内并网的项目将从项目清单中移除,可能无法享受平价项目的并网、消纳保障。我们认为项目开工、并网时间截止点明确,且平价项目规模超预期,有望支撑2021年竞价转平价后的整体需求。光伏平价项目规模超过竞价,显示项目回报率具备吸引力,平价时代光伏产品价格或面临拐点。2020年在项目申报阶段,超过34吉瓦的平价申报已经超过了当时竞价项目的申报量。此次实际公布的平价光伏项目达到33.1吉瓦,也超过竞价项目的26吉瓦,显示出平价项目回报率已具备吸引力。我们测算2021年建成的光伏平价项目内部回报率有望达到10%以上,不仅有望带来国内需求的可持续增长,更有机会扭转此前光伏产品持续降价逻辑,带来行业产值进一步提升。平价风电项目聚焦东北及广西等资源优势区域。风电项目方面,申报规模最大的广西、黑龙江、吉林,分别占到总项目规模的27%、21%和12%,我们认为这些地区2019年风电平均利用小时在2,200小时以上,显示在风电造价下降较缓的背景下,平价项目将会聚焦风资源较好的地区。从业主方面分析,这三个省区平价项目中标的国企占比分别达到39%、39%和50%,或显示出平价时代优质风电项目资源进一步向国企集中。平价项目加入改善运营商现金流,估值有望走出低谷。我们认为如果按照每年1至2吉瓦新增平价项目装机测算,以风电运营商龙源电力为例,补贴收入占风电收入比例将从32%逐步回落到17%,标志着实际现金流入与理论现金流入之比逐步提升到90%以上。因此即使在补贴资金发放没有明显变化的背景下,我们认为运营商也将受益于平价装机占比的提升,实现现金流改善,带动估值走出低谷。