低碳能源革命电力行业首当其冲
电力作为我国碳排占比最大的单一行业，减排效果对实现“双碳”目标至关重要。2020年我国能源消费产生的二氧化碳排放占总排放量的90%左右,而电力行业占能源行业二氧化碳排放总量的30%以上。作为践行碳达峰、碳中和战略的主力军和引领全社会系统性变革的主战场，电力企业在低碳转型中挑战与机遇并存。
乘时借势 迎来变革新拐点
低碳转型下电力行业的机遇与挑战
跑马圈地模式受限，政策加速清洁能源有序开发进程
随碳中和目标的提出，构建以新能源为主体的新型电力系统奠定了电力行业低碳转型的基础和方向。然而，近年来清洁能源特别是风电、光伏发电高速发展所带来的供需不匹配造成了个别地区较大的消纳压力，同时也给电力系统的调度运行带来了更多挑战。在此背景下，国家能源局在2021年3月印发《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》以进一步约束清洁能源的无序建设，促进可再生能源的高效利用，“大干快干”的抢装时代已不复返。
与此同时，政策充分发挥“指南针”作用，通过平价制度、绿色电力证书与明确的量化指标等多种手段推动可再生能源投资的有序健康增长。加强科学规划、统筹协调，降低相关投资风险，确保项目投资回报，为可再生电力开发主体提供了长期确定性。
可再生能源发电经济性日益凸显，传统煤电举步维艰
在全球各地，可再生能源发电成本持续下降并逐渐开始低于化石燃料，过去10年光伏和陆上风电的平准化发电成本（LCOE）分别下降了85%和60%4。同样的趋势在中国也在发生，中国光伏发电成本已降至每千瓦时0.2-0.41元的区间，在多数地区已经具备了与新建燃煤电厂竞争的能力，而陆上风电也将很快达到这一水平，海上风电成本将在未来十年具备竞争力。
可再生能源发电成本的进一步下降对现有煤电产生威胁。到2020年代末，新建风电发电成本也将低于现有燃煤电厂的运行成本，使其不再具备经济效益，而燃煤发电产能过剩更加剧了这一风险。目前中国燃煤电厂的平均利用率仅为56%，这一现状在可再生能源资源较为丰富的西北和西南地区尤为凸显（当地的燃煤电厂平均利用率仅为35%），造成巨大的经济损失和资产搁浅。
电改引发行业洗牌，能源交易和消费形式的演进创造新增长点
后电改时代，电力行业更加开放，行业玩家面临重新洗牌。经过过去多轮电力市场化改革，从发电企业和电网企业分家，到如今的市场化电力交易全面扩大，行业新玩家不断涌入。售电公司、综合能源服务公司，甚至来自于能源行业外的互联网和科技巨头凭借其强大的业务灵活性、更高效的决策流程、大胆的想法纷纷入局，传统电力企业遭受巨大冲击。
随着风、光的不断渗透及电力市场化改革的加深，传统的买卖双方关系被打破，创新的商业模式带来新增长机遇。过去能源生产模式以集中式为主，但未来考虑到东南沿海作为负荷中心，土地资源愈发紧张，分布式能源以其方便灵活，靠近负荷中心等特点将成为未来的新增装机主流。与此同时，传统的电力消费者逐渐转为生产者，通过自有分布式设备满足用电需求，并将富余电量卖回至电网或其他用户产生额外收益，带动商业模式的创新。
埃森哲认为，当下中国电力转型正处于从“简单的可再生能源替代”迈向 “更复杂的综合能源系统”的关键拐点。
“绿”之所向 七大抓手多管齐下电力行业低碳转型举措
肩负着“双碳”目标的重要责任和使命，以五大发电集团、两网为代表的主要电力企业纷纷响应，明确碳达峰、碳中和时间表和相关具体目标，并已着手行动。从电力产业链各环节来看，无论是上游发电，还是中游输配电、交易与调度，亦或是下游售电与服务均具备较大的减排应用机会。埃森哲认为电力行业低碳转型路径可归纳为七大举措，分别是：结构优化、效能提升、技术减排、电网升级、市场交易、调度运行和模式创新。
举措一：结构优化 首要抓手
提高可再生能源、核能等低碳能源在电源结构中的占比是电力行业转型的重要基石。据国网能源研究院预测，到2030年我国非化石能源的装机占比将达到62.6%，其中风电、太阳能总装机容量将达17亿千瓦以上；清洁能源装机比例在2060年将进一步攀升至82.9%，届时风光总装机超60%。
在此目标背景下，电力企业应制定更加积极的新能源发展目标，加快风电和太阳能发电建设，因地制宜开发水电，积极有序发展核电。在风电方面，建议关注“三北”大型风电、东南沿海海上风电和东中部分散式风电的建设。在太阳能发电方面，西北地区依然是我国重要的能源供给基地，集中式光伏作为优势资源也将继续增长，东中部地区则可因地制宜合理发展分布式光伏。
同时，电力企业亟需改变煤电在能源转型中的定位，严控新增装机并淘汰落后产能，将煤电从电量供应型转变为电力调节型，促进和保障可再生能源电力的发展，果断关停小容量煤电机组以及一些低效的自备电站机组。此外，电力企业还需提升灵活调节电源的比重，推进东中部地区抽水蓄能电站和调峰气电建设，推广应用大规模储能装置，满足电网硬性要求、平滑出力曲线并提供辅助服务。
更为重要的是，在结构优化的过程中，电力企业需要承担起产业链的引领作用。通过构建生态圈，由末端的需求驱动，拉动整个新能源产业链从装备制造、设计施工、技术服务到运维的整体技术发展和生态规模化效应，从而进一步降低新能源发电技术的平准化发电成本（LCOE）。
举措二：效能提升 一举两全
效能提升包括能源供给侧和能源消费侧两端的能源利用效率优化，可在实现碳减排的同时为电力企业和用电用户带来收益。
在能源供给侧，发电企业应加快煤电灵活性改造和全生命周期的资产绩效管理。煤电技术改造将主要通过开发煤清洁转化高效利用技术和提高燃煤发电效率降低煤耗实现，包括余热回收、汽轮机流通改造以及具有发展前途的整体煤气化联合循环（IGCC）、循环流化床燃烧（CFBC）等技术。
针对发电资产全生命周期管理，发电企业可在项目开发环节，通过智能资产规划优化项目选址，降低资本开支，最大化资源利用率，提高项目收益。在生产运营环节，可采用运行优化工具通过分析电厂内部数据、历史运行数据、外部天气情况及电力需求预测形成运营指示，从经验决策型向预测分析型转变，提高发电量增加发电收入的同时，提高电厂灵活性。在运行维护环节，发电企业可借助数字化分析工具和人工智能算法，进行整体发电资产的状态监控，将过去被动式问题解决型运维改为全面主动型的预测性运维，帮助发电企业降本增效。
在能源消费侧，综合能源服务企业和售电公司可通过用能改造服务和用电负荷管理实现用户侧的效能提升。综合能源服务企业可建设基于互联网的系统能效监测、故障诊断、优化控制平台实现用户能效监测与提升，提供节能设备销售改造及多能供应等服务，降低用户用电成本；并基于不同行业与区域的用户用能需求，构建差异化和客制化的合同能源管理套餐，提高客户粘性。售电公司可通过智能电表及控制设备进行用电负荷管理，实时监测用户用电情况，提供用能分析与咨询服务，对用户的多种用电设备进行精细化管理控制，随时调整用电设备工作状态，帮助用户优化用电结构与生产计划，降低碳排。
举措三：技术减排 方兴未艾
技术减排主要来自未来新兴能源技术的规模化应用，包括氢能和CCUS碳捕捉、利用和封存技术。
氢能清洁无污染、燃烧热值高、利用形式多等特点使其成为能源结构转型的关键媒介。同时，氢能作为能源储存的新型方式，可调节可再生能源发电量的波动，并促进能源结构多元化和能源供应安全。随着可再生能源度电成本和电解槽成本日益降低，氢能将迎来快速发展的重大机遇期。
此外，CCUS碳捕捉、利用和封存技术作为降低化石燃料电厂碳排放的关键解决方案，在推进电力系统低碳转型中发挥着重要的作用。燃煤和天然气发电厂是电力系统灵活性的主要来源，为电网运行提供惯性和频率控制等，而碳捕集电厂既可以像传统火电机组一样提供灵活性支撑作用，又能很大程度降低自身的碳排放，有望在未来电力系统中起到“压舱石”作用。
据国际能源署（IEA）预测，至2060年全球约97%的燃煤电厂均将配备CCUS，气电和生物质发电配备CCUS装置的比例也将分别达到76%和32%左右
电力企业应积极布局，提前加码氢能、CCUS等新技术发展。短期内可充分利用弃风弃光进行电解水制氢，未来随可再生能源发电成本持续下降，可将氢能发电机整合到电网电力输送线路中，与制氢装置协同作用，在用电低谷时电解水制备氢气，用电高峰时再通过氢能发电，提高能源利用效率。总体来说，可以尝试以实践型参股投资的模式，在氢能产业链各环节同时布局，小额多点开花，为未来抓住氢能产业链核心环节做探索。
CCUS技术当前受限于成本因素，发展不及预期，但在全球关键地区均有试点，目前在运行的2个大型CCUS项目和在建的20个项目预计总碳捕集能力将达到5000万吨/年。发电企业应积极推动技术研发，通过模块化建设，提高捕集能力，提升发电机组效率，优化CCUS运行范围和供应链；减少胺降解；优化热能消耗和水耗；提高压缩效率和数字化技术等降低资本成本和运营成本，加快CO资源再利用，锁定未来技术红利。
举措四：电网升级 刚柔并济
电网连接电力生产和消费，是能源转型的中心环节，也是电力系统碳减排的核心枢纽。未来我国电力需求将继续平稳提升，东中部仍是用电中心，大型清洁能源基地则分布于西北部。电力需求和资源禀赋逆向分布决定了“西电东送”和 “北电南供”电力格局不变，跨区跨省清洁电力流规模还将继续扩大。另一方面，随着新能源快速发展和用户侧新型用能设备，如分布式发电、电动汽车和储能设备的广泛接入，控制规模呈指数级增长，供需双方的不确定性给电网的安全稳定运行带来更大的挑战。
因此对电网公司来说，应加强“跨省区主干电网+中小型区域电网+配网及微网”的电网规划建设，提升电力传输灵活性，支持新能源优先就近并网消纳，提高清洁能源接纳能力；并积极探索智能微电网等技术，满足分布式能源和多元负荷用电需要。此外，需持续提升已建输电通道利用效率；提高电网信息采集、感知、处理、应用能力，实现向能源互联网转型升级。同时加快抽水蓄能电站建设，支持调峰气电建设和储能规模化应用，提高系统调节能力。
除此之外，电网公司还可通过实施电网节能管理，如推广节能导线和变压器应用、加强六氟化硫气体回收处理、电网废弃物环境无害化处置等，着力降低自身业务运行中的碳排放水平。
举措五:市场减排经济导向
市场减排则包括电力市场改革及碳市场建设带来的减碳机遇。
电网公司交易中心应加快电力现货市场建设，加快构建促进新能源消纳的市场机制，完善以中长期交易为主、现货交易为补充的省间交易体系，扩大新能源跨区跨省交易规模，健全能源电力价格合理形成和成本疏导机制。同时健全辅助服务市场交易机制，引导火电机组主动参与系统调节，完善储能电站投资回报机制，调动发电侧和用户侧参与系统调节积极性。发电企业则应积极参与电力现货市场和辅助服务市场交易，更好地将可再生能源出力变化体现在市场价格信号中，通过跨区中长期外送、省内大用户及增量用户直接交易，提高新能源发电的消纳。
与此同时，充分考虑碳市场对电力市场的影响，将电能价格与碳排放成本有机结合，相互促进、互相补充。电网公司应积极研究绿证、碳交易机制及其与电力市场的耦合方式，推动构建适应高比例新能源发展的市场模式。发电企业应积极制定碳交易策略，及时分析发电层面碳排放数据，优化投资和交易组合，根据配额盈缺变化及时开展碳资产交易，优化生产调度，降低履约成本，更好推动能源清洁低碳转型。
举措六：调度运行 亟待创新
电源侧发电结构的改变与用电侧产销模式的变化，对以交流电技术为基础和集中式控制为主的传统电力系统产生了深远影响。电网的调度优化逻辑发生根本性变化，从集中式优化向集中式、分布式共存的方向转变。以高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”为特点的新型电力系统，具有随机、波动、间歇特性，为电源出力引入高度不确定性；同时分布式单机容量小、数量众多、布点分散、特性多样的特点，使得以新能源为主体的新型电力系统调度运行面临严峻挑战。
因此电网公司应升级电力系统分析认知体系，开展认知与分析基础理论研究，建设仿真分析手段。完善电力系统运行控制体系，利用“云大物移智链”等技术实现全业务信息感知、全系统协同控制、全过程在线决策、全时空优化平衡、全方位负荷调度，促进清洁能源消纳多级调度协同、快速响应。强化电力系统故障防御体系，基于电网全景全频段状态感知，实现安全风险的事前主动防御，同时发挥电力电子设备调节快速、可塑性强的特点，增强电网故障的事中防御、事后恢复能力，着力做好清洁能源并网消纳。
举措七：模式创新 辅助减排
简单的数据收集和数据分析能带来运营上的降本增效，但商业模式的变革来自于数据的互通互联，对能源行业至关重要，是未来新的增长点。随着电改的进程，发电、输配电、售电环节放开管制，以数字化技术为依托，突破原有商业模式，如需求响应、V2G、虚拟电厂等新模式，在带来新的市场机会的同时，也为电力行业减排带来更多可能性。
对电网公司来说，应推动智慧能源系统建设，基于完善的ICT技术，设备的智能化与数据互联实现先进计量、远程控制和双向通信，充分挖掘需求侧响应潜力，构建可中断、可调节的多元负荷资源，并通过价格机制，调动用户节能降耗和参与需求侧响应的积极性。与此同时，需求响应项目与国家或省电力管理平台系统对接的端口和标准统一、电动车电网的双向充电技术、虚拟电厂的数字化平台搭建等技术加持对商业模式的更迭也至关重要。
对综合能源服务企业和售电公司来说，基于其节能改造与用电负荷管理的业务基础，提供需求侧响应服务可作为自身业务拓展新维度，成为盈利增长点之一。一方面，售电公司和综合能源服务企业通过收集用户的用电数据，对不同用电设备进行精细化管理，为用户提供智能化、个性化的用电与节电服务；另一方面，随着大数据在智慧能源中的应用不断深入，获取的用户侧用电数据也可以加以完善，售电公司和综合能服企业可通过负荷集成商的身份，综合利用自身具有的客户资源参与到需求侧互动响应的市场中，实现碳减排的需求侧改革。
