电力行业报告：电力市场化和配电信息化（49页）

行业报告下载 2022年08月26日 07:52 管理员

我国提出“双碳”目标，对碳排放和能耗做出具体要求。2016 年《巴黎协定》签署后，国际在气候变化和可持续发展问题上达成了共识，多国针对碳排放提出了相应的计划和措施。中国作为全球最大的能源消费国、生产国和进口国，将碳达峰碳中和目标提上日程。多项政策文件出台，分别对单位国内生产总值能耗、单位国内生产总值二氧化碳排放以及非化石能源消费比重等指标提出了具体的目标。其中，至 2025 年，单位国内生产总值能耗比 2020 年下降 13.5%；非化石能源消费比重达到 20%左右。新型电力系统建设：《2030 年前碳达峰行动方案》和《关于印发“十四五”可再生能源发展规划的通知》中提出降低碳排放的举措：1）提高风电、太阳能装机、发电比例：全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上； “十四五“期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻倍；2）提升电网消纳水平：到 2025 年，新型储能装机容量达到 3000 万千瓦以上；全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到 33%左右，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到 18%左右。随着技术的不断改进，原先制约新能源发展的成本环节大幅改善，新能源电站发电成本不断下降。IRENA 数据显示，随着光伏、风电装机量不断扩大，投资带来的技术革新使得风光能源成本迅速下降。

光伏、风电的成本通常由平准化度电成本（LCOE）衡量，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。2010-2019 年间，我国光伏 LCOE 由 0.301 美元/kWh 下降至 0.054 美元/kWh，风电 LCOE 由 0.07 美元/kWh 下降至 0.047 美元/kWh。从上网电价上看，风电 IV 类资源区上网电价由 2011 年 0.61 元/kWh 降至 2022 年 0.47 元/kWh（I、II、III 类资源区为风电资源较丰富的地区，上网电价更低），大幅缩小与燃煤上网电价的差距；光伏上网电价由 2011 年 1.15 元/kWh 降至 2022 年 0.35 元/kWh，已降至电网企业平均购电价格水平。光伏、风电上网价格和发电成本将不再是制约产业发展的因素。碳排放配额将进一步放大市场对新能源的需求。碳排放配额是指重点排放单位拥有的发电机组产生的二氧化碳排放限额，包括化石燃料消费产生的直接二氧化碳排放和净购入电力所产生的间接二氧化碳排放。继“双碳”政策提出后，电力、化工、航空、建材、有色、钢铁、石化、造纸八大行业纳入碳控排范围，对于属于上述行业且年度温室气体排放量达到 2.6 万吨二氧化碳的企业，予以碳控排管理。过去我国电力行业以燃煤为主要发电形式，据 WRI（世界资源研究所）统计，发电与供热行业产生的碳排放，约占中国碳排放总量的 41.6%，因此发电方式向风电、光伏等新能源转变有助于电力行业降低碳排放，达成碳排放指标。在背负碳排放指标的情况下，化工、建材、钢铁等行业企业对于新能源的需求将进一步放大；另外，使用新能源发电后，余量碳指标能够参与市场化交易并获取收益。因此随着控排企业范围的扩张，未来新能源将占据终端用能的主要位置。