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资料来源:中信证券研究部
中国发电能源结构中仍以煤炭为主。2018年,超过1000家煤电厂发电装机容量总计10亿千瓦,其发电占中国发电总量的64%。煤炭发电目前仍是我国主要的发电方式,未来发电能源转型中也将带来很多风险和不确定性。
一是资产搁浅的风险,现有的煤电厂多数在2005年后建成,剩余的设计寿命仍有数十年,提前关闭大型煤炭基础设施将带来搁浅资产的高风险。
二是利用率持续降低,煤炭装机容量增长的速度已大大超过燃煤发电增长的速度,也就是说大规模煤电厂无法得到充分利用。统计数据显示,煤电厂的平均利用率已降至50%以下,现有燃煤电厂一半处于亏损状态。
三是燃煤发电面临财务危机,由于产能过剩和日益激烈的可再生能源发电竞争,燃煤发电行业已经面临财务危机,预计2030年燃煤发电迎来峰值后将逐步降低,2050年以后将逐步关停。
中国已成为可再生能源开发和投资领域的全球引领者。
从装机总量上看,中国风电装机容量占全球风电总装机容量的1/3,光伏发电装机容量占全球光伏总装机容量的1/4。
从装机速度上看,我国风电装机容量从2015年的1.3亿千瓦增至2019年的2.1亿千瓦,装机容量取得了显著增长;同期光伏发电装机容量从2015年的0.42亿千瓦增长到2019年的2.1亿千瓦,装机容量增加了近4倍。
从总体投资来看,2013年以来,中国已成为全球最大的可再生能源投资国,占全球可再生能源总投资的三分之一。
2.转型路径
电力行业碳达峰碳中和的重点是降低石化能源发电比例,构建多元化清洁能源供应体系。
大力发展清洁能源,持续提高非石化能源发电比例。
最大限度开发利用风电、太阳能发电等新能源,坚持集中开发与分布式并举,积极推动海上风电开发;大力发展水电,加快推进西南水电开发;安全高效推进沿海核电建设。
力争2030年非石化能源占比超过25%,2040年占比超过50%。
科学设定煤电达峰目标,加快煤电灵活性改造。
一是优化煤电功能定位,煤电充分发挥保供作用,更多承担系统调节功能,由电量供应主体向电力供应主体转变,提升电力系统应急备用和调峰能力。
二是限制现有燃煤电厂产能,识别并快速关停燃煤电厂中部分老旧、高污染且低效率的电厂,合理设计煤电去产能路径。
三是停止新建未应用CCUS技术的燃煤电厂,目前中国还有约1亿千瓦在建新煤电项目和0.5亿千瓦的获批煤电项目,因此有必要对新建电厂项目采取强制措施,必须采用CCUS技术,对于不采用CCUS技术的电厂坚决停止审批。
打造清洁能源优化配置平台,推动电网向能源互联网升级。
一是加快构建坚强智能电网,推进各级电网协调发展,支持新能源优先就地就近并网消纳。
二是加大跨区输送清洁能源力度,持续提升已建输电通道利用效率。
三是保障清洁能源及时同步并网,开辟风电、太阳能发电等新能源配套电网工程建设“绿色通道”,确保电网电源同步投产。
四是支持分布式电源和微电网发展,加强配电网互联互通和智能控制,满足分布式清洁能源并网和多元负荷用电需要。
推动网源协调发展,优化调度交易机制。
一是持续提升系统调节能力,持续提升煤电灵活性工程,加快抽水蓄能电站建设、调峰蓄电建设和储能规模化应用,积极推动发展“光伏+储能”,提高分布式电源利用效率。
二是加强电网统一调度,统筹送受端调峰资源,完善省间互济和旋转备用共享机制,促进清洁能源消纳多级调度协同快速响应。
三是发挥市场作用扩展消纳空间,加快构建促进新能源消纳的市场机制,深化省级电力现货市场建设,采用灵活价格机制促进清洁能源参与现货交易。
加快电力能源技术创新。
一是研发并全面掌握特高压核心技术和全套设备制造能力,实现清洁能源大规模、远距离输送;
二是提高新能源发电机组涉网性能,加快光热发电技术推广应用;
三是推进大容量高电压风电机组、光伏逆变器创新突破,加快大容量、高密度、高安全、低成本储能装置研制;
四是推动氢能利用,碳捕集、利用和封存等技术研发,加快C02资源再利用。
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