摘要
碳中和目标任重道远，实现这一目标更是一项复杂艰巨的系统工程，参与其中的主体发电业面临诸多严峻挑战。为实现这一目标，发电企业应分析行业发展，根据自身情况，研究低碳发展战略，推动结构转型。
BCG近期发布了《锚定碳中和，电力行业减排扬帆》白皮书为国内发电企业提出了“三步走”行动策略，助其实现转型路线图。并从企业的视角出发，对推动电力能源转型的四大必要条件进行深入解读。
四大必要条件不容小觑
通过多维度分析可以获知，发电企业想要从传统化石能源向可再生能源转型良性过渡，离不开四大必要条件：政策支持、技术推动、电网配套以及绿色金融的助力。
政策支持
中国能源转型的相关政策尚处于发展初期，政策对能源结构转型的影响有限，需要借鉴欧美成熟市场经验进一步发展。目前，可以对能源结构转型产生影响的政策主要是碳定价、绿色电力证书（GEC）和可再生能源直接购电（DPP），其在国内的发展以及与欧美的差距不尽相同。
1、碳定价
可以说，碳定价是推动燃煤发电厂向可再生能源主动转变的有效工具，可以提高煤电发电成本，让可再生能源更早在成本上发挥竞争力（参阅图1）。通过实施碳定价，可再生能源可提前2—12年实现与燃煤发电相比的成本优势。
中国已经建立了碳排放权交易体系，并在部分省市展开碳排放交易（ETS）和碳税两种系统的试点工作。但目前，中国碳排放权交易价和交易活跃度均较低，只在少数省市的电力部门开展试点，市场覆盖范围有限，交易价和交易比例也远低于欧盟。因此，在政策进一步完善上，需解决现行碳交易市场的三大主要限制，充分发挥碳定价的作用。
2、绿色电力证书（GEC）
随着上网电价补贴退坡，可再生能源发电项目可以通过绿色电力证书（GEC）获得额外收入来源，以补贴发电成本。中国在2017年建立了绿证交易体系，可再生能源发电企业可选择出售绿证或获得上网电价补贴。
但从实际的执行情况来看，由于价格高和缺乏政策引导，绿证认购率较低。未来，随着绿证交易价格降低和需求增加，认购率将有所提升。
3、可再生能源直接购电（DPP）
相较于发展成熟的欧美市场，中国只在几个省份能够展开可再生能源直购电交易。直购电交易也不活跃，合同期通常在一年以内；并且面临着一些挑战，包括客户认知度低、落实案例少、以省内交易为主、跨省区交易一般仅限于两省电网公司之间。
我们认为，电力体系需要开展根本性改革来推动直购电交易发展。在直购电模式下，需要进一步实现输配电与售电环节分离，完善独立的输配电价格体系。同时，发展现货市场，鼓励可再生发电企业和电力消费者参与直购电交易，以减少价格波动风险。
技术推动
在获得强有力的政策支持之后，发电企业需要进一步探索技术发展和规模化效应，来降低各项减排技术的成本，提升应用可行性。其中，一些核心发电技术的成本效益对于保证能源结构转型的可行性来说至关重要（参阅图2）。
与2020年相比，预计到2050年核电、煤电、天然气发电和生物质发电技术成本将保持不变，水电的发电技术成本将提高0.07元/千瓦时。然而，陆上风电、海上风电、集中式光伏发电和分布式光伏发电项目的度电技术成本预期将明显降低（约0.09元—0.23元/千瓦时）。
需要重视的是，除了发电技术成本之外，叠加输电、储能、碳捕获利用和储存等必要成本之后，各种技术的系统成本格局将有较大变化。煤电、天然气发电和生物质能发电的系统成本将显著高昂。
电网配套
随着可再生能源比例提升，电网性能将迎来新的需求和挑战。由于电网发电和负荷需要时刻保持电力平衡，电网必须得保持稳定运行，电网企业势必持续投入大量资金，助力电网升级。电网升级对于提升可再生能源的占比至关重要，提高稳定性和提升电力传输灵活性是其中的重点，智能电网技术能助力电网实现这些提升。
中国的电网企业正在加大对电网升级的投资力度，并提升对智能电网技术的关注度。国家电网董事长辛保安出席世界经济论坛“达沃斯议程”对话中说：“电网企业过去一直持续投资升级电网，并且加大智能电网技术的发展力度,未来也计划每年至少投入800亿美元升级电网。”
绿色金融
在实现碳中和目标这个系统工程的前进道路上，金融体系无疑承担着资源配置和风险管理等重要功能，也是推动绿色发展的重要支柱。绿色金融的发展为能源转型举措提供了有力的资金支持，我国绿色金融主要包括绿色信贷、绿色债券、绿色股票指数、绿色保险和环境权交易所五大金融工具。其中，绿色信贷和绿色债券是发展最成熟的工具，其募集资金的20%流入绿色能源和相关新兴行业。
作为全球绿色信贷排名第一的国家，中国21家主要银行在2020年的绿色贷款余额超12万亿元人民币，大幅领先于其他国家，欧洲主要国家的绿色及ESG信贷规模总和约为7千亿元人民币。
虽然规模上取得的成绩不俗，但由于我国绿色金融起步与国外相比较晚，相比完善的绿色金融体系仍存在较大差距。海外市场的产品服务更加多元化，更注重激励措施。
1、绿色信贷和绿色债券
中国的总量处于全球领先地位。
2、绿色股票指数
不同的绿色子行业引入各种各样的股指，如标普全球清洁能源指数，MSCI全球绿色建筑指数等。
3、绿色保险
海外产品的保险场景更加多元化，包括不良天气、绿色零部件质量、绿色项目建设期间的污染等。
4、环境权交易
海外市场比中国更成熟，如英国早在2002年建立了全球第一个碳排放权交易体系。
5、绿色基金
主要是政府牵头，为企业和个人提供绿色贷款，如荷兰绿色基金、美国富国银行绿色基金、花旗可再生能源风险投资、汇丰实体经济绿色投资机会基金（REGIO）等。
案例分析
荷兰的绿色基金机制因建立了完整的公募绿色基金体系，撬动了大量私人资本投向绿色项目。该绿色基金由荷兰政府于1955年发起，银行承诺把70%的资金投向绿色项目，尽管资金回报率只有1%，低于市场平均水平，但荷兰政府为参与绿色基金的私人客户提供总计2.5%的税收优惠作为激励。如今，大部分荷兰银行都设有绿色基金，资金来源于私人客户。以2010年为例，荷兰政府税收减少了1.5万亿欧元，却撬动了60亿欧元的私人资本投向绿色项目。
中国绿色金融体系发展迅速，但仍需在政策和标准建设、激励和补贴以及建设绿色金融“基础设施”方面不断提升。为此，政府可以采取三大措施完善绿色金融体系。
措施一、加强监管政策，完善行业监管
包括限制不同行业的污染物排放；建立绿色数据披露机制，要求所有公司披露运营数据。
措施二、增加激励和补贴政策
降低绿色产业的融资成本；鼓励保险资产管理公司和社会保障基金参与绿色金融；鼓励外国投资者参与。
措施三、建设绿色金融“基础设施”
建立“绿色资产”交易平台；标准化绿色产品的定义和要求，与国际社会保持一致；鼓励金融科技发展，整合不同数据源。
“三步走”战略推进发电企业碳减排举措落地
对于发电企业来说，面临的挑战首先是现有减排举措类型较多，但很多技术尚未成熟，研发绿色技术投入成本大，因此投资回报的不确定性较大；其次，社会能源需求不断增加，需要大力保障供电稳定以支持经济增长；再者，终端绿色能源的消费需求迅速攀升，各大电力企业普遍面临升级改造的压力。
为实现碳中和目标，发电企业应分析行业发展，根据自身情况，研究低碳发展战略，推动结构转型。经过多方调研分析，BCG提出“三步走”的行动策略，为发电企业制定可实现的转型路线图提供参考。
第一步：推进现有举措和已制定的短期方案
企业对于已经上马的减排举措，包括已制定的短期解决方案，可以进一步推行下去，助力目标实现。比如，相关煤电机组节能升级改造、设计优化等都是电力行业加快转变发展方式、提升质量效益的重要举措。
1、现役煤电机组节能改造
通过汽轮机通流部分改造、减小汽封间隙、余热回收利用等方式，提升机组运行效率，以减少能耗来达到降低煤耗的目的。
2、新建煤电机组设计优化
采用超临界机组，通过提高汽轮机进汽参数、二次再热、管道系统优化等措施，来提高能量利用效率、降低煤耗。
3、煤电转天然气
从煤电转向燃气轮机或燃气—蒸汽联合循环发电厂，相比利用煤炭发电，天然气在用于发电时产生的温室气体排放量能减少45%—55%。
当然，通过推进现有举措进行减排的效果有限，仅能实现约15%的减排量，距离碳中和目标还有很长一段路要走。
第二步：推动能源结构转型和减排技术发展
虽然部分举措已在进行中，但发电企业还需推动重大能源结构转型和减排技术进步，设计煤电退出路径并重点投资性价比高、有助于实现净零目标的举措。
举措一
科学谋划，促进煤电有序退出
煤电逐步退出是能源结构转型的关键（参阅图3）。为实现碳中和目标，中国应该大幅降低新增燃煤电厂，并在短期内迅速淘汰已被识别出的优先退役机组，尽量通过可再生能源发电满足新增的能源需求，并尽快对煤电的定位进行调整；另一方面，加快淘汰落伍机组，为现有煤电机组设计退役时间线。
如果想要达到理想的淘汰速度，那么在设计燃煤发电厂淘汰路径时，需要权衡低利用率和资产搁置带来的经济损失。快速淘汰意味着强制退役，可能会造成资产搁置，而缓慢淘汰将降低发电厂的平均开工率，导致利润削减。
具体在机组的淘汰顺序上，可以制定明确的退役时间表评估框架，从技术特征（装机容量、燃煤技术）、经济效益（净利润水平、负载时间）以及当地空气污染水平等环境影响方面详细梳理。
举措二
根据减排举措的经济性和减排效果选择转型策略
随着燃煤机组全面超低排放和节能改造，煤电退出后的空间将逐步让位给可再生能源发电。从近十年的历史数据来看，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。2035年后，现役机组会大量退出，因此需要补充新型的煤炭发电机组来提供调节电源。此时，发电企业可选择投资长期具有较好成本效益、有助于实现碳减排目标的举措（参阅图4）。
■ 集中式光伏和陆上风电：这两种方式的二氧化碳减排成效显著，发电技术本身成本效益较好，未来储能等系统成本也将大幅降低,对于保持整个系统的性价比来说至关重要，发电企业可以借此机会大力发展。我们预计，在绿色可持续能源情境下，到2050年分别可以贡献约15%和20%的减排量，在清洁核能情境下分别可贡献约10%和15%的减排量。
■ 核能：经济性较好，在清洁核能情景下大力发展核能可贡献约35%的减排量。
■ 分布式光伏和离岸风电：规模扩张和技术进步有助于降低成本，企业需要额外增加减排投入，尤其是离岸风电平均减排成本约180元/吨；但是在绿色可持续能源情景下，减排成本有望降低，且对减排贡献较大，到2050年分别可以贡献约17%和15%的减排量。
■ 先进技术（如碳捕获、利用及储存）：这些技术可以应用于所有煤炭/天然气/生物质发电厂，碳减排效果也较好。但是捕集、封存到利用的各个环节所需的技术大部分都处在基础研究环节，且减排成本高，每吨二氧化碳高达约400元，不过其对于减排贡献最大，可达约35%的减排量，是实现碳中和不可或缺的手段之一。
第三步：综合内外部条件决定具体投资方案
基于上述分析，发电企业可以针对影响投资时机和规模的因素，采用符合自身资源优势的发展路径。就当前的战略重点而言，应当以发电技术为发展重心，利用前叙减排成本曲线，在全国范围内加大信息通信技术、控制技术和人工智能技术的研发和大规模部署应用。
在上述初步假设可达成的基础上，可以进一步拓宽考量的维度，内外兼修，齐力发展。一方面盘活内部资源：明晰现有资产，如有可能在其他发电技术中使用的设备，梳理资本和现金流，并关注特定领域的人才，如专攻碳捕获、利用及储存技术的人才；另一方面整合外部资源：在有丰富太阳能/风能资源的地区估算土地的可得性，厘清财务状况、投资伙伴和现有政府试点项目，加强与领先零部件/设备供应商合作，维护与终端客户的关系，如吸引大型能源消费企业购电，从而保证项目的投资回报水平。
