2022年电力行业报告：新机遇新挑战，绿电价值重估
报告出品/作者：民生证券、严家源、赵国利
以下为报告原文节选
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1 煤电“重启”，意味着绿电“将死”吗？
2021、2022 年连续两年夏季的极端高温少雨气候，暴露了国内电力供给偏紧的现状；而以煤电为主的火电，在保供过程中起到了关键性作用。两次全国性大范围的“有序用电”之后，政策对于煤电的态度也发生了较大的转变，呼吁“重启”之声不绝于耳。与此同时，以风电、光伏为代表的绿电，在保供期间的缺位，导致对其发展前景的预期由乐观转向悲观。但煤电“重启”，是否意味着绿电“将死”？两者在未来新型电力系统、乃至中国能源供给结构中的角色定位到底如何？
1.1 煤电：先“立”后“破”，加速转型
1.1.1 “立”足基本国情：煤炭是中国一次能源的核心，火电是电力生产的主力
根据国家统计局的数据，截至 2021 年底，全国煤炭资源基础储量 2078.9 亿吨、石油基础储量 36.9 亿吨、天然气基础储量 6.34 万亿立方米。在不考虑进口部分以及生产、消费两方面增长的情况下，按照 2021 年的能源消费量以及基础储量计算，煤炭每年约 42.3 亿吨的消耗可用时间约 49 年，石油每年约 7.2 亿吨的消耗可用时间约 5 年，天然气每年约 0.37 万亿立方米可用时间约 17 年。“富煤、贫油、少气”的资源禀赋一方面决定了中国在能源革命到来前，煤炭在国内一次能源使用中的占比居高不下的状态；另一方面也凸显了煤炭对于中国能源自给和能源安全的战略重要性。
2020 年“双碳”目标提出伊始，在 2030 碳排放达峰、2060 碳中和的中远期目标下，以煤电为主的火电在国内电源装机结构中的角色定位颇为尴尬，“消灭煤电”甚至“火电已死”的讨论不绝于耳，大有 2011 年福岛核事故后社会舆论对于核电的态度。但电源结构的改变远不像想象中的那么简单。当前，火电仍是我国电力生产的“压舱石”，截至 2021 年底，我国火电装机 12.97 亿千瓦，占全国装机容量的 54.6%，占全社会发电量的 67.4%。
1.1.2 打“破”传统定位：加速由基荷主力向调峰辅助转型
从建设周期来看，火电约 2-3 年、核电约 5-7 年、大型水电约 7-10 年，这还不包括耗时更久的前期规划、建设筹备等环节；风电、光伏的建设周期较短，仅需1-2 年，但受限于自身的特性，对于电量结构的改变远远小于对于装机结构的改变。火电作为占据六成装机容量、七成发电量的主力电源，风电、光伏对其在电量结构中的替代作用在短、中期内均难有显现。尤其是占据五成以上装机容量、六成以上发电量的煤电，在气电、抽水蓄能增量有限的情况下，对于依赖其提供辅助调节的风电和光伏而言，其存在的必要性比消减其份额以提供市场空间更为重要。风电、光伏新增装机大规模并网将带来调峰等电力市场辅助服务需求的快速提升，结合部分地区火电容量电价的试点探索，火电的角色定位将由基核电源加速向调峰电源转变。
1.2 绿电：满足增量，规模优先
1.2.1 “十四五”用能增量主要由绿电承担
从用电侧来看，我国二产用电需求仍占据较大比重，2010-2021 年二产用电占全社会用电量的比重虽由 74.9%降至 67.5%，但电力消费结构仍然是“生产型”而非“消费型”，电力需求增速与 GDP 增速的具有高相关性。我国经济仍处于较高速发展时期，此外，我国人均电力消费量尚处于碳达峰前的上升阶段，与发达国家相比还存在较大差距。随着居民收入水平的提高和终端用能电气化的推动，国内产业结构转型升级，三产以及居民生活用电提升，我国的电力需求将持续增长。据《“双碳”目标下我国能源电力系统发展前景和关键技术》预计，到 2030 年，我国电力需求将达到约 11.1 万亿千瓦时，2020-2030 年年均复合增长率约 4.0%，电力需求的刚性特征更为突出，需要持续不断扩大的电力生产能力才能满足需求；而在碳达峰要求之下，用电负荷的增长需要可再生能源以更快、更大规模的开发来满足。根据国家发改委等 9 部委联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》（发改能源〔2021〕1445 号），“十四五”期间我国可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段，将由能源电力消费增量补充转为增量主体，《规划》提出可再生能源在一次能源消费增量中占比超过 50%、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%。
1.2.2 12 亿千瓦底线目标，适度超前发展
2020 年 12 月 12 日，国家主席习近平在气候雄心峰会上发表题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，宣布中国国家自主贡献一系列新举措：“到 2030 年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。”再一次强化了中国政府积极践行应对气候变化《巴黎协定》的决心。
2011-2021 年，我国风光发电量占全社会用电量的比重持续提升，由 2010年的 1.2%提升至 2021 年的 11.7%，多年复合增长率达 31.2%；同期风光装机由0.30 亿千瓦增长至 6.35 亿千瓦，占比由 3.1%提升至 26.7%。若以实现 2030 年风光装机 12 亿千瓦的底线目标，2021-2030 年风光装机复合增长率约 7.3%。
截至 2020 年底，国内风电、光伏装机容量分别为 2.82、2.53 亿千瓦，两者合计约 5.35 亿千瓦，根据《十四五”可再生能源发展规划》提出的 2030 年风电、光伏总装机 12 亿千瓦以上的目标，未来十年我国风电、光伏年均新增装机将超过6650 万千瓦。而根据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）的预测，到 2030年风、光装机将分别达到 8、10 亿千瓦，年均复合增速分别达到 11.0%、14.7%；两者合计 18 亿千瓦，比 12 亿千瓦的底线目标高出 50%，对应的年均新增装机将达到 1.27 亿千瓦。GEIDCO 预测到 2060 年，风、光装机将分别达到 25.0、35.5亿千瓦，对应 2030-2060 年的 30 年 CAGR 分别为 3.9%、4.3%，2020-2060 年的 40 年 CAGR 分别为 5.6%、6.8%。
2 装机与消纳、电量与电价的矛盾是否无解？
2.1 遍地开花，风光建设如火如荼
2.1.1 大基地首批全面开工、二批前期筹备、三批组织申报
2021 年底，国家能源局与国家发改委联合印发《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，提出合计规模97.05GW的第一批风光大基地项目，并要求在2022、23年两年内陆续建成并网，其中 2022 年底投产 45.71GW，2023 年底之前投产剩余 51.34GW。
当前第二批风光大基地清单已经下发，仍以三北地区沙漠、戈壁、荒漠地带为重点，且项目单体规模较第一批大基地项目显著提升。近日，青海省第二批大型风电光伏基地项目（预备清单）下发，共计将建设 540 万千瓦光伏、120 万千瓦风电、40 万千瓦光热以及 100 万千瓦/360 万千瓦时储能，建设工期均为 2 年，预计在 2024 年集中投产。
各省针对第三批风光大基地项目的申报已经陆续启动，多个省份已下发项目申报文件。根据某省份申报文件，第三批风光基地同样以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，延伸至适油气田、采煤沉陷区、石漠化、盐碱地等，要求坚持集约整装开发，避免碎片化；优先申报 100%离网制氢项目，鼓励开发企业与国家管网集团、中国石油达成氢能运输、消纳合作，利用天然气管道推进掺氢天然气等方式，实现氢能高消纳、利用；优先申报 100%以上自主调峰、自我消纳项目，不增加系统调峰压力，根据消纳能力统筹设计电源、电网、储能。
2.1.2 地方性“十四五”新能源发展规划如雨后春笋
截至 2022 年 9 月底，国内共计约 26 个省市已经发布该省的“十四五”新能源装机发展规划，经不完全统计合计风光装机约 587.56GW，考虑到 2021 年风光新增装机约为 102.50GW，其中风电 47.57GW、光伏 54.93GW，则 2022-2025年合计新增装机量约为 485.06GW，2021-2025 年年均装机复合增速将达到15.2%。
2.1.3 平价时代，海风热度有增无减
经历“抢装潮”后，2021年我国海上风电新增装机容量达1690万千瓦，同比增长170.8%，截至2021年底全国累计海上风电装机容量达2679.71万千瓦。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，推动山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，发展海上风电集群。在顶层设计下，沿海多省市陆续出台“十四五”海上风电规划及支持政策。不完全统计，“十四五”期间，全国沿海省份海上风电规划总装机容量接近100GW（不含潮州、唐山、舟山等地级市规划），海上风电发展前景广阔。
2022 年海风全面进入平价时代，但是相较于陆风，海风安装难度更大，当前整体的造价仍相对较高，为鼓励海风发展，目前广东、山东、浙江三省均明确了海上风电“省补”政策，提高运营商的投资积极性。
2.2 供需错配，特高压助力消纳
随着新能源装机快速发展，新能源消纳问题成为新能源发电量提升的重要制约因素。我国的风光优质资源主要分布在三北地区（西北、华北、东北），但是我国主要电力消费负荷中心在东部沿海，新能源出力提升使得电力供需错配矛盾放大。
“十三五”期间受限于外送通道的建设，以及风光电源由于自身出力对电网的冲击性较大，国内弃风、弃光率较高，消纳问题始终是悬在风光发展之路上的“达摩利克斯之剑”。“十四五”期间通过大规模的电网投资以及特高压建设，三北地区弃风、弃光率逐渐下行，但是随着第一批、第二批风光大基地项目开工建设，西部新能源基地弃风弃光率问题仍值得关注。
2.3 电力供需由松转紧，绿电需求持续增长
2.3.1 平价提升市场接受度
风电上网电价的标杆化始于 2009 年，当年 7 月 20 日，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906 号），按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为Ⅰ-Ⅳ四类风能资源区，相应标杆上网电价分别为0.51、0.54、0.58、0.61 元/千瓦时。2014 年 6 月 5 日，发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格[2014]1216 号），对当时尚未开始大规模发展的海上风电，制定了标杆上网电价。通知规定，2017 年以前投运的近海风电项目上网电价为 0.85 元/千瓦时，潮间带风电项目上网电价为 0.75 元/千瓦时。
在执行了 5 年后，风电标杆电价迎来首次下调，2014 年底公布的《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2014]3008 号）将第 I 类、II 类和III 类资源区风电标杆上网电价降低 2 分/千瓦时。一年后，《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044 号）公布，再次将 I、II、III 类资源区风电标杆上网电价降低 2 分/千瓦时，Ⅳ类资源区降低 1 分/千瓦时。
通知同时提前设定了 2018 年起的风电标杆电价，但又是在一年后，2016 年 12月 26 日发布的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格[2016]2729 号），大幅下调 2018 年起的风电标杆上网电价，Ⅰ-Ⅳ四类资源区的电价相比 2016-2017 年分别降低了 7、5、5、3 分/千瓦时。
2018 年 5 月 18 日，国家能源局发布《关于 2018 年度风电建设管理有关要求的通知》（国能发新能[2018]47 号），通知提出，从当日起，尚未印发 2018 年风电度建设方案的省(区、市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；从 2019 年起，各省(区、市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价；申报电价为合理收益条件下测算出的 20 年固定上网电价。2019 年 5 月国家发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》 （发改价格〔2019〕882 号），2019 年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时 0.8 元，2020 年调整为每千瓦时 0.75 元；对 2018 年底前已核准的海上风电项目，如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。
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