錨定碳中和 電力行業(yè)減排揚帆

1、錨定碳中和電力行業(yè)減排揚帆目 錄 HYPERLINK l _bookmark0 前言 1 HYPERLINK l _bookmark1 發(fā)力碳中和目標 電力行業(yè)轉型的路徑建議 3 HYPERLINK l _bookmark1 識別電力能源轉型的主要抓手 3 HYPERLINK l _bookmark2 兩種電力能源結構的情景展望 4 HYPERLINK l _bookmark3 實現(xiàn)碳中和目標的最后一公里 6 HYPERLINK l _bookmark4 推進碳減排舉措落地 發(fā)電企業(yè)啟動“三步走”戰(zhàn)略 8 HYPERLINK l _bookmark4 第一步：推進現(xiàn)有舉措和已制定的短期方案 8

2、 HYPERLINK l _bookmark4 第二步：推動能源結構轉型和減排技術發(fā)展 8 HYPERLINK l _bookmark5 第三步：綜合內外部條件決定具體投資方案 11 HYPERLINK l _bookmark6 推動電力能源轉型 四大必要條件不容小覷 13 HYPERLINK l _bookmark6 政策支持 13 HYPERLINK l _bookmark7 技術推動 16 HYPERLINK l _bookmark8 電網配套 18 HYPERLINK l _bookmark8 綠色金融 18 HYPERLINK l _bookmark9 助推電力行業(yè)前行 及時把握多重

3、投資機會 21 HYPERLINK l _bookmark9 詳解電力行業(yè)產業(yè)鏈現(xiàn)狀 21 HYPERLINK l _bookmark10 可再生能源催生新的商業(yè)模式和投資機會 22 HYPERLINK l _bookmark11 關聯(lián)產業(yè)的拉動效應 26 HYPERLINK l _bookmark12 結語 29錨定碳中和電力行業(yè)減排揚帆前言經濟增長與社會發(fā)展離不開能源的支撐，全球經濟快速增長也拉動了世界能源消費的不斷提升。然而，能源消費在發(fā)揮促進經濟社會發(fā)展的正向作用時，亦帶來了副作用，其中之一便是導致碳排放增加。氣候變化無疑是當今人類面臨的重大全球性挑戰(zhàn)。為應對能源危機和全球變暖，世界各

4、國紛紛承諾加強開發(fā)清潔能源，降低二氧化碳排放量。巴黎協(xié)定的長期目標是將全球平均氣溫升幅控制在工業(yè)化前水平以上2之內，并努力將氣溫升幅限制在工業(yè)化前水平以上 1.5之內。2020 年9 月22 日，習近平總書記在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上宣布，中國將采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030 年前達到峰值，努力爭取2060 年前實現(xiàn)碳中和。這一承諾與巴黎協(xié)定 的1.5升溫控制目標高度一致。中國碳排放基數(shù)龐大，排放量每年超過100 億噸，位列全球第一。據(jù)波士頓咨詢公司（BCG）測算（參閱圖1），在基準情景下，截至2050 年中國溫室氣體排放相較現(xiàn)狀將下降10%20%，距離達成巴黎協(xié)

5、定的升溫控制以及中國承諾的碳中和目標還有很大差距。中國應力爭在2050 年前實現(xiàn)75%85% 的溫室氣體減排。2020 年12 月12 日，習近平總書記在氣候雄心峰會上進一步宣布，到2030 年，中國單位國內生產總值二氧化碳排放將比2005 年下降65% 以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25% 左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12 億千瓦以上。中國要實現(xiàn)碳中和目標，需付出艱苦卓絕的努力，要在當前計劃的基礎上推行更加積極的減碳舉措，努力拓寬技術可行性邊界并提高社會對減碳的認可度。其中能源行業(yè)應發(fā)揮主要作用，實現(xiàn)大量減排。圖1 | 為實現(xiàn)2 /1.5目標，能源行業(yè)應發(fā)揮主要作用填補減

6、排缺口圓圈大小表示：百萬噸二氧化碳排放量變化幅度（%）現(xiàn)狀12050基準情景20502C目標20501.5C目標能源47%52%-15%54%-4550% 64% -6570%工業(yè)33%19%-4550%25%-3035% 24% -6065%交通9%14%+2530%11%-5560% 12% -7580%建筑5%7%+1015%7%-4550%約-100%農業(yè)以及土地利用、土地利用變化及森林6%8%+1015%3%-8065%-100105%合計1170010100-1020%vs. 現(xiàn)狀5300 -4555% 2800 -7080%vs. 基準情境vs. 基準情境來源：BCG 模型測算。

7、注：空心圓圈代表碳匯，2019 年。經濟增長和終端用能結構變化將繼續(xù)拉升中國的用電量，預計到2050 年，中國總用電量將達11,30014,000 億千瓦時。今年3 月15 日召開的中央財經委員會第九次會議進一步強調，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。經過深入調研，BCG 分析了電力行業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀、轉型條件和投資機會等要素，并給出了有借鑒意義的面向碳中和目標的電力行業(yè)轉型路徑建議，以及針對發(fā)電企業(yè)實現(xiàn)碳中和的“三步走”戰(zhàn)略。發(fā)力碳中和目標 電力行業(yè)轉型的路徑建議識別電力能源轉型的主要抓手十九大報告為我國能源清潔低碳轉型發(fā)展指明了新方向，即推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、

8、安全高效的能源體系。對于電力行業(yè)來說，為實現(xiàn)碳中和目標，需要加快推進能源結構轉型，從以煤炭發(fā)電為主向以清潔低碳能源轉變。國際能源署（IEA）發(fā)布的全球能源回顧：2020全球碳排放受新冠肺炎疫情影響情況顯示，2020 年，電力部門二氧化碳排放量下降了3.3%（4.5 億噸），相對和絕對降幅均為有記錄以來的最大值。一方面是因為2020 年新冠肺炎疫情減少了電力需求，另一方面則緣于可再生能源發(fā)電的加速擴張?？稍偕茉丛谌虬l(fā)電量中的比重從2019 年的27% 上升到了2020 年的29%。在過去十年間，可再生能源在電力行業(yè)中的應用對碳排放量產生了越來越大的影響，年均降幅達到了10%。盡管遭受疫情沖擊

9、，可再生能源在2020 年仍然加速發(fā)展。相較于 2019 年，可再生能源在降低電力行業(yè)碳排放方面的貢獻增加了50%。解決碳排放的關鍵是要減少能源碳排放，在實踐上，電力行業(yè)需要在發(fā)電側對能源結構進行改革，推廣不依賴化石燃料的關鍵技術，加大對水能、核能、風能、太陽能、生物質能等清潔能源的投資和開發(fā)。通過分析可以發(fā)現(xiàn)，對中國來說，核電、風電和光伏發(fā)電是實現(xiàn)轉型的重要抓手。煤電：2020 年的裝機容量為1,060GW，占比達到49%。過去，投資煤電是滿足電力需求的主要方式，但未來這個情景將發(fā)生變化。到2050 年，煤電發(fā)電量將維持在較低水平，主要擔任平衡電網體系的作用。天然氣發(fā)電：2020 年的裝機容

10、量為100GW，占比為5%。中國的天然氣資源有限，高度依賴進口，因此裝機占比較低。由于二氧化碳排放較低，天然氣將在2030 年前取代部分煤炭，但資源有限、減排量低和存在空氣污染風險等問題也將影響天然氣發(fā)電的大規(guī)模推廣。核能發(fā)電：2020 年的裝機容量為100GW，占比2%。核電是一種已被證實的清潔發(fā)電技術，是實現(xiàn)凈零排放目標的重要推動力。截至2019年12月，國內擁有47臺商運核電機組。核電站建設時間長，投資需求大，裝機占比還較小；不過，隨著技術成熟和戰(zhàn)略重視程度提高，預計核電占比不斷增長。水力發(fā)電：2020 年的裝機容量為371GW，占比17%。水力發(fā)電的占比未來10 年15年會持續(xù)增長，但

11、由于已開發(fā)量占可開發(fā)資源的比重高，增長的速度將逐漸放緩。風電：2020年的裝機容量為280GW，份額為13%。我國很早就開始了風力發(fā)電的研究、試驗和推廣工作。目前，陸上風力發(fā)電逐漸獲得廣泛應用，主要覆蓋東北、華北和西北地區(qū)；保證風電的大幅持續(xù)發(fā)展需要降低離岸風電成本。光伏太陽能發(fā)電：2020 年的裝機容量為253GW，占比12%。隨著我國光伏發(fā)電技術進步，太陽能發(fā)電系統(tǒng)轉化率越來越高，成本也將越來越低。太陽能發(fā)電裝機容量快速增長，是實現(xiàn)凈零排放目標的重要抓手。目前，集中式光伏發(fā)電廣泛應用于三北地區(qū)，分布式光伏發(fā)電應用也在逐步增加。生物質發(fā)電：2020 年的裝機容量為27GW，份額僅占1%。我國

12、生物質發(fā)電原料供給不足、價格過高和質量參差不齊等問題阻礙了生物質發(fā)電產業(yè)的發(fā)展，因此占比較小，目前的應用集中在燃料資源豐富的四個省份。不過從長期來看，未來將會呈現(xiàn)繼續(xù)增長的態(tài)勢。兩種電力能源結構的情景展望基于發(fā)展?jié)摿蛯崿F(xiàn)碳中和目標的要求，BCG 設計了兩種情景清潔核能和綠色可再生能源情景，對中國未來電力能源結構進行展望（參閱圖2）。來源：案頭研究；專家訪談；BCG 模型預測。1 目前碳捕獲、利用及儲存技術可捕獲50% 的二氧化碳排放；假設到2050 年，碳捕獲、利用及儲存技術可捕獲60% 的二氧化碳排放。20602055205020452040203520302025202086202015

13、978清潔核能1與基準情景相比，2050年碳排放減少83%2060年左右實現(xiàn)碳中和目標2,000綠色可再生能源1與基準情景相比，2050年碳排放減少81%2060年前實現(xiàn)碳中和目標4,0005,162基準情景由于電力占總能源需求的比重更高，排放量將繼續(xù)增加無法在2060年前實現(xiàn)碳中和目標百萬噸二氧化碳當量6,000圖2 | 為實現(xiàn)2060 年碳中和目標，中國需朝著“清潔核能”或“綠色可再生能源”路徑發(fā)展在“清潔核能”和“綠色可再生能源”情景下，溫室氣體排放逐步接近2060年碳中和目標水平中國發(fā)電產生的溫室氣體排放（20152050）清潔核能和綠色可再生能源兩種情景共同假設下的表現(xiàn)：煤電：將逐步

14、退出，在發(fā)電系統(tǒng)中的角色從主要發(fā)電來源轉變?yōu)榫S持電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的靈活調節(jié)電源，到2050 年，所有機組都將配備碳捕捉利用和封存裝置。天然氣發(fā)電：作為煤電退出的過渡方式，在2030年之前會加快發(fā)展，但由于資源限制，且自身也產生碳排放，2030 年后會維持在較穩(wěn)定的水平，且到2050 年所有機組都將配備碳捕捉利用和封存裝置。水力發(fā)電：未來將有限開發(fā)，預計2050 年前可開發(fā)資源將開發(fā)完畢，開發(fā)程度達到所有水力資源的80%。限制因素是待開發(fā)資源量有限（已開發(fā)的水資源已經占到總資源的 50% 以上），開發(fā)難度將越來越大（生態(tài)環(huán)境脆弱、地理位置危險等原因）。生物質發(fā)電：受限于生物質資源（垃圾、秸稈）等資

15、源分散、收集/運輸/儲存成本較高，未來在發(fā)電量中會保持較小占比，且到2050 年所有機組都將配備碳捕捉利用和封存裝置。清潔核能情景假設：核能：積極發(fā)展核電，一方面在核電站技術方面有所突破，安全性更高，核廢物生產量更小；另一方面普及核電知識和安全防護措施，明確對核電突發(fā)事件應對方法，提升大眾對核電的接受度。但核電站發(fā)展節(jié)奏受到一定限制，一方面電站工程周期較長，一般五年以上，另一方面保證安全性仍是核電發(fā)展的前提（大幅增加核電站會提升燃料處理和核電廢物處理的難度），2030 年能建成并投入使用的核電站基本都在規(guī)劃當中，2030 年前或只有約6% 的漲幅，增長有限，預計2030 年后可能加快增長，年增

16、長率可達8% 以上。可再生能源：技術成熟、經濟性較強的集中式光伏發(fā)電和陸上風電有顯著發(fā)展，但發(fā)展空間受地區(qū)限制，比如中東部地區(qū)土地資源少，光照和風能資源條件一般，能新建的集中式光伏和陸上風電有限；分布式光伏、離岸風電等仍未達到平價，政策支持力度較小，發(fā)展動力較弱。綠色可再生能源情景假設：可再生能源：重點發(fā)展，在分布式光伏、離岸風電等未達到平價的領域，通過政策支持、技術突破等使成本大幅降低，同時儲能和特高壓輸電技術得到廣泛應用，支持可再生能源發(fā)展；但由于風/光發(fā)電存在波動性，需要按風光裝機容量的20%左右配置火力發(fā)電（煤和天然氣）供電網調峰用。核能：以5% 以內的年增長率保守發(fā)展，作為基礎負荷。

17、實現(xiàn)碳中和目標的最后一公里在兩種假設情境里（參閱圖3 和圖4），少量難以淘汰的化石燃料裝機仍然會帶來部分碳排放，為實現(xiàn)碳中和目標的最后一公里, 需要用其他方式去實現(xiàn)碳中和。在上述兩種情景下，可通過研發(fā)和推廣碳捕集技術、發(fā)展儲能技術、植樹造林等手段實現(xiàn)剩余九億噸二氧化碳減排。來源：案頭研究；專家訪談；BCG 模型預測。煤炭天然氣石油 太陽能風能 水能 核能生物質能52237 1872050估52032 1212040估2030估2040估2030估20205729579482522522372050估280329629520544482280502533710271,1001,462810100

18、 751,0451,1891,060287291,7002,2162,3103,3047971,2744,35855014 3204,1714012263,53755014 2501,0803,0627972698172,0004,0005,299432349清潔核能單位: 千兆瓦（GW）6,000圖3 | 兩種未來情景下各種發(fā)電方式的裝機量預測29綠色可再生能源來源：案頭研究；專家訪談；BCG 模型預測。煤炭天然氣石油 太陽能風能 水能 核能生物質能1,3811972050估1,9241,8519012040估232467 2611,34136620201,8512762,1773,2069

19、6 8601,2811,1471,7784202030估1972050估2040估02,2833,8601,9248601,0901,0511,7787072030估4,6315,0009542,0653,8232,3432,849769 481,4081,6973,8237,70612,3311,7261,0482,7759,55810,00010,94512,3311,6036781,7262,7139,55810,945綠色可再生能源單位：太瓦時（TWh）15,000圖4 | 兩種未來情景下各種發(fā)電方式的發(fā)電量預測1751531751531324896清潔核能研發(fā)推廣碳捕集技術：積極研發(fā)

20、和推廣化石燃料碳捕集利用與封存、生物質碳捕集與封存、直接空氣捕集等技術。通過技術革新，使碳捕集裝置能有效地分離和收集二氧化碳，由化石燃料發(fā)電排放的二氧化碳能夠更完全地被捕捉和利用。發(fā)展儲能技術：進一步發(fā)展儲能技術，氫能等中長期儲能技術發(fā)展可代替火電作為電力系統(tǒng)調節(jié)來源和基礎負荷，維持電力輸出的穩(wěn)定性，進一步減少發(fā)電結構中化石能源的占比。加大植樹造林力度：植物生長過程能直接吸收二氧化碳，可以加大力度實施植樹造林，發(fā)揮森林資源重要作用，抵消碳排放。推進碳減排舉措落地 發(fā)電企業(yè)啟動“三步走”戰(zhàn)略碳中和目標任重道遠，實現(xiàn)這一目標更是一項復雜艱巨的系統(tǒng)工程，對于參與其中的主體發(fā)電企業(yè)來說，面臨著諸多嚴峻

21、挑戰(zhàn)。首先，現(xiàn)有的減排舉措類型較多，但是很多技術尚未成熟，研發(fā)綠色技術投入成本大，因此投資回報的不確定性比較大；其次，社會能源需求不斷增加，需要大力保障供電穩(wěn)定以支持經濟增長；再者，終端綠色能源的消費需求迅速攀升，各大電力企業(yè)普遍面臨著升級改造的壓力。為實現(xiàn)碳中和目標，發(fā)電企業(yè)應分析行業(yè)發(fā)展，根據(jù)自身情況，研究低碳發(fā)展戰(zhàn)略，推動結構轉型。經過多方調研分析，BCG 提供了“三步走”的行動策略，為發(fā)電企業(yè)制定可實現(xiàn)的轉型路線圖提供參考。第一步：推進現(xiàn)有舉措和已制定的短期方案對于已經上馬的減排舉措，包括已制定的短期解決方案，可以進一步推行下去，助力目標實現(xiàn)。比如，相關煤電機組節(jié)能升級改造、設計優(yōu)化等

22、都是電力行業(yè)加快轉變發(fā)展方式、提升質量效益的重要舉措?，F(xiàn)役煤電機組節(jié)能改造：通過汽輪機通流部分改造、減小汽封間隙、余熱回收利用等方式，提升機組運行效率，以減少能耗來達到降低煤耗的目的。新建煤電機組設計優(yōu)化：采用超臨界機組，通過提高汽輪機進汽參數(shù)、二次再熱、管道系統(tǒng)優(yōu)化等措施，來提高能量利用效率、降低煤耗。煤電轉天然氣：從煤電轉向燃氣輪機或燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電廠，相比利用煤炭發(fā)電，天然氣在用于發(fā)電時產生的溫室氣體排放量能減少45%55%。當然，通過推進現(xiàn)有舉措進行減排的效果有限，僅能實現(xiàn)約15% 的減排量，這距離碳中和目標還有很長一段路要走。第二步：推動能源結構轉型和減排技術發(fā)展雖然部分舉措已在

23、進行中，但發(fā)電企業(yè)還需推動重大能源結構轉型和減排技術進步，設計煤電退出路徑并重點投資性價比高、有助于實現(xiàn)凈零目標的舉措（參閱圖5）。來源：案頭研究；專家訪談；BCG 模型預測。1 截至2020 年。2 利用2050 年能源需求預測進行計算，假設能源結構、能效水平和技術水平與2020 年相同。 1,000 1,000 1,0002020年能源需求2050年能效提升 從煤炭向太陽能風能核能先進技術2050年抵消總排放量 增加導致 總排放量2天然氣/生物（如碳捕獲、 總排放量排放量增加質能轉變利用及儲存）（綠色可再生能源情景）300300100 1,5006,700200 1,400“綠色可再生能源

24、”情景減排量550350圖5 | 雖然部分舉措已在進行中，但要實現(xiàn)碳減排目標，中國電力行業(yè)需推動重大能源結構轉型和技術進步減排舉措百萬噸二氧化碳當量現(xiàn)狀1基準情景減排量“綠色可再生能源”情景額外減排量2,5004,200科學謀劃促進煤電有序退出煤電逐步退出是能源結構轉型的關鍵（參閱圖6）。中國電力企業(yè)聯(lián)合會的數(shù)據(jù)顯示，截至2020 年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量22 億千瓦。其中，全口徑煤電裝機容量10.8 億千瓦，占總裝機容量的比重為49.1%。雖然比重首次降至50% 以下，但仍超過所有其他國家總和。來源：案頭研究；專家訪談；BCG 分析。1 使用“綠色可再生能源”情景，假設負載時間在2030

25、 年到達峰值4,800 小時/ 年，2050 年降低到4,000 小時/ 年。2 假設發(fā)電廠平均壽命為30 年，2020 年后沒有新增裝機，電廠目前的壽命數(shù)據(jù)來自馬里蘭大學中國逐步淘汰火力發(fā)電廠的遠大目標：根據(jù)每個電廠不同情況進行全面評估的可行戰(zhàn)略。2050204520402035203020252020機組淘汰順序：設計退役時間表評估框架技術特征：如裝機容量、燃煤技術經濟效益：如凈利潤水平、負載時間環(huán)境影響：如當?shù)乜諝馕廴舅?,00050002015理想的淘汰速度：權衡低利用率和資產擱置帶來的經濟損失快速淘汰意味著強制退役，可能會造成資產擱置緩慢淘汰將降低發(fā)電廠的平均使用率，導致利潤削減持

26、續(xù)投資新建燃煤發(fā)電廠，導致產能過剩，盈利性受挑戰(zhàn)1,5002,000 保持目前增長速度 自然退役，無新增裝機2逐步淘汰路徑1 現(xiàn)有裝機量燃煤發(fā)電廠產能（千兆瓦，GW）2,500設計燃煤發(fā)電廠淘汰路徑的考慮因素逐步淘汰燃煤發(fā)電廠的預估路徑圖6 | 設計燃煤電廠逐步淘汰戰(zhàn)略對于成功實現(xiàn)能源結構轉型至關重要仍然需要燃煤發(fā)電維持電網穩(wěn) 定；由于更多的發(fā)電廠將退役，新增裝機將增加需放緩新廠建設速度，加快淘汰落伍機組從裝機總量看，近十年來，我國發(fā)電裝機保持增長趨勢。2015 年到2020 年間持續(xù)投資新建燃煤發(fā)電廠，導致產能過剩、煤電虧損等問題。如果照此速度發(fā)下去展，預計到 2050 年，煤電裝機量將超過

27、2000GW。為實現(xiàn)碳中和目標，中國應該大幅降低新增燃煤電廠，并在短期內迅速淘汰已被識別出的優(yōu)先退役機組，對于新增的能源需求盡量通過可再生能源發(fā)電滿足，并盡快對煤電的定位進行調整；另一方面，加快淘汰落伍機組，為現(xiàn)有煤電機組設計退役時間線。在自然退役路徑下，假設發(fā)電廠平均壽命為30 年，2020 年后沒有新增裝機，現(xiàn)有電廠或可以按當前產能繼續(xù)工作到退役，產能將先緩慢下降，到2035 年達到轉折點后快速下降，到2050 年清零。在逐步淘汰路徑下，2020 年2035 年期間可以放緩新廠建設速度，并加快淘汰落伍機組進度；在2035 年2050 年，在保持此前淘汰速度同時，仍需要利用部分燃煤發(fā)電來維持

28、電網穩(wěn)定。另外，在此期間由于更多的發(fā)電廠將退役，新增裝機仍將增加。如果想要達到理想的淘汰速度，那么在設計燃煤發(fā)電廠淘汰路徑時，需要權衡低利用率和資產擱置帶來的經濟損失?？焖偬蕴馕吨鴱娭仆艘?，可能會造成資產擱置，而緩慢淘汰將降低發(fā)電廠的平均開工率，導致利潤削減。具體在機組的淘汰順序上，可以制定明確的退役時間表評估框架，從技術特征（裝機容量、燃煤技術）、經濟效益（凈利潤水平、負載時間）以及當?shù)乜諝馕廴舅降拳h(huán)境影響方面詳細梳理。根據(jù)減排舉措的經濟性和減排效果選擇轉型策略隨著燃煤機組全面超低排放和節(jié)能改造，煤電退出后的空間將逐步讓位給可再生能源發(fā)電 。從近十年的歷史數(shù)據(jù)來看，我國傳統(tǒng)化石能源發(fā)電裝

29、機比重持續(xù)下降、新能源裝機比重明顯上升。2019 年火電裝機比重較2010 年下降了14.24 個百分點，風電、光電、水電、核電發(fā)電等新型能源裝機比重共上升了14.24 個百分點，發(fā)電裝機結構進一步優(yōu)化。2035年后，現(xiàn)役機組會大量退出，因此需要補充新型的煤炭發(fā)電機組來提供調節(jié)電源。此時，發(fā)電企業(yè)可選擇投資長期具有較好成本效益、有助于實現(xiàn)碳減排目標的舉措（參閱圖7）。集中式光伏和陸上風電：這兩種方式的二氧化碳減排成效顯著，發(fā)電技術本身成本效益較好，未來儲能等系統(tǒng)成本也將大幅降低, 對于保持整個系統(tǒng)的性價比來說至關重要，來源：案頭研究；專家訪談；BCG 分析。12020 年至2050 年間累計減

30、排量（vs 基準情景）和2020 年至2050 年間累計成本和成本節(jié)約額，并以2% 折現(xiàn)至2020 年，“綠色可再生能源”情景。分布式光伏發(fā)電（包括儲能）：1200 GW離岸風電（包括儲能）：350 GW先進技術（如碳捕獲、利用及儲存）：應用于所有煤炭/天然氣/生物質發(fā)電廠2050年前已制定的舉措及裝機產能集中式光伏發(fā)電（包括儲能和特高壓輸電）：1100 GW陸上風電（包括儲能和特高壓輸電）：1100 GW3 核電：190 GW2050年額外二氧化碳減排量vs 基準情境（百萬噸二氧化碳當量）4,0003,0002,0001,00036-21-50-53126二氧化碳減排成效顯著降低成本和改良技

31、術至關重要379規(guī)模擴張和技術進步有助于降低成本二氧化碳減排成效顯著發(fā)電技術已具有成本效益預計儲能滲透率增加；儲能技術成本降低對于保持整個系統(tǒng)的性價比來說至關重要圖7 | 發(fā)電企業(yè)可投資長期具有成本效益、有助于實現(xiàn)碳減排目標的舉措平均減排成本1（元/噸二氧化碳當量）發(fā)電企業(yè)可以借此機會大力發(fā)展。我們預計，在綠色可持續(xù)能源情境下，到2050 年分別可以貢獻約15% 和20% 的減排量，在清潔核能情境下分別可貢獻約10% 和15% 的減排量。核能：經濟性較好，在清潔核能情景下大力發(fā)展核能可貢獻約35% 的減排量。分布式光伏和離岸風電：規(guī)模擴張和技術進步有助于降低成本，企業(yè)需要額外增加減排投入，尤其

32、是離岸風電平均減排成本約180 元/ 噸；但是在綠色可持續(xù)能源情景下，減排成本有望降低，且對減排貢獻較大，到2050 年分別可以貢獻約17% 和15% 的減排量。先進技術（如碳捕獲、利用及儲存）：這些技術可以應用于所有煤炭/ 天然氣/ 生物質發(fā)電廠，碳減排效果也較好。但是捕集、封存到利用的各個環(huán)節(jié)所需的技術大部分都處在基礎研究環(huán)節(jié)，且減排成本高，每噸二氧化碳高達約400 元，不過其對于減排貢獻最大，可達約35% 的減排量，是實現(xiàn)碳中和不可或缺的手段之一。第三步：綜合內外部條件決定具體投資方案基于上述分析，發(fā)電企業(yè)可以針對影響投資時機和規(guī)模的因素，采用符合自身資源優(yōu)勢的發(fā)展路徑。就當前的戰(zhàn)略重點

33、而言，應當以發(fā)電技術為發(fā)展重心，利用前敘減排成本曲線，在全國范圍內加大信息通信技術、控制技術和人工智能技術的研發(fā)和大規(guī)模部署應用。在上述初步假設可達成的基礎上，可以進一步拓寬考量的維度，內外兼修，齊力發(fā)展。一方面盤活內部資源：明晰現(xiàn)有資產，如有可能在其他發(fā)電技術中使用的設備，梳理資本和現(xiàn)金流，并關注特定領域的人才，如專攻碳捕獲、利用及儲存技術的人才；另一方面整合外部資源：在有豐富太陽能/ 風能資源的地區(qū)估算土地的可得性，厘清財務狀況、投資伙伴和現(xiàn)有政府試點項目，加強與領先零部件/設備供應商合作，維護與終端客戶的關系，如吸引大型能源消費企業(yè)購電，從而保證項目的投資回報水平。推動電力能源轉型 四大

34、必要條件不容小覷通過多維度分析可以獲知，發(fā)電企業(yè)想要從傳統(tǒng)化石能源向可再生能源轉型良性過渡，離不開政策支持、技術推動、電網配套以及綠色金融的助力。政策支持中國能源轉型的相關政策尚處于發(fā)展初期，政策對能源結構轉型的影響有限，需要借鑒歐美成熟市場經驗進一步發(fā)展。目前，可以對能源結構轉型產生影響的政策主要是碳定價、綠色電力證書（GEC）和可再生能源直接購電（DPP），其在國內的發(fā)展以及與歐美的差距不盡相同。碳定價碳定價是一種降低溫室氣體排放的市場化工具，它可以反映溫室氣體排放的外部成本，這些成本將通過對排放的二氧化碳定價方式展現(xiàn)?；剂习l(fā)電廠需要為排放二氧化碳支付額外成本，降本的方式可以選擇逐步轉

35、向低碳排放的發(fā)電技術?？梢哉f，碳定價是推動燃煤發(fā)電廠向可再生能源主動轉變的有效工具，可以提高煤電發(fā)電成本，讓可再生能源更早在成本上發(fā)揮競爭力（參閱圖8）。通過實施碳定價，可再生能源可提前212 年實現(xiàn)與燃煤發(fā)電相比的成本優(yōu)勢。0.4燃煤發(fā)電，無碳定價0.3陸上風電系統(tǒng)4集中式光伏系統(tǒng)40.22020203020402050來源：國際能源署；中國國家可再生能源中心；專家訪談；BCG 分析。1 基于基準情景計算。2 假設：2050 年碳定價增加到47 美元/ 噸（基于國際能源署新政策）。3 假設：碳定價為1015 元/ 噸二氧化碳。4 度電成本包括儲能成本（假設占20%）和特高壓傳輸成本（假設占6

36、0%）。燃煤發(fā)電，保守碳定價32年12年0.5燃煤發(fā)電，國際能源署假設的碳定價2通過實施碳定價，可再生能源可提前212年實現(xiàn)與燃煤發(fā)電相比的成本優(yōu)勢度電成本（元/千瓦時）0.70.6圖8 | 碳定價是推動燃煤發(fā)電廠向可再生能源主動轉變的有效工具中國度電成本（LCOE）預測（元/千瓦時, 202020501）中國已經建立了碳排放權交易體系，并在部分省市展開碳排放交易（ETS）和碳稅兩種系統(tǒng)的試點工作。碳排放交易系統(tǒng)（ETS）是一個基于市場的節(jié)能減排政策工具，排放者可以交易排放單位以滿足其排放目標，通過創(chuàng)建碳排放單位的供需，形成碳排放的市場價格，有助于利用市場機制更有效地配置資源、控制溫室氣體排放

37、。由于發(fā)電企業(yè)機組容量大小和燃料類型的不同，每個被納入碳排放交易體系的企業(yè)將根據(jù)其所屬機組類別被分配到一定數(shù)量的碳排放配額，每排放一噸二氧化碳，就需要有一個單位的碳排放配額。這些企業(yè)可以通過在內部實施減排措施來減少排放，排放量低于配額的企業(yè)可以在碳交易平臺上出售盈余配額，而未能將碳排放控制在配額范圍內的企業(yè)，則需要向有額外配額的企業(yè)購買碳排放權。那些減少二氧化碳排放的項目（如可再生能源）可獲得中國核證自愿減排量（CCER）；企業(yè)可以購買CCER 來沖抵碳排放。碳稅是針對化石燃料（如石油、煤炭、天然氣），以其碳含量或碳排放量的比例為基準所征收的一種稅種，從而直接對碳排放定價。目前，中國碳排放權交

38、易價和交易活躍度均較低，只在少數(shù)省市的電力部門開展試點，市場覆蓋范圍有限，交易價和交易比例也遠低于歐盟。因此，在政策進一步完善上，需解決現(xiàn)行碳交易市場的三大主要限制，充分發(fā)揮碳定價的作用。首先，與歐盟各成員國之間可以互相交易的情況不同，中國各省份交易市場互相獨立，彼此之間沒有打通不可跨市場交易，因此限制了交易量，這一限制到2021 年全國市場開放后有望緩解；其次是配額免費導致交易價和交易量受限，即中國的碳排放配額分配以免費分配為主，而歐盟只有約30% 的配額免費，其余通過拍賣出售。再者，中國目前主要是現(xiàn)貨交易，且嚴格監(jiān)管現(xiàn)貨價格，衍生品的有限限制了交易市場活躍度。相比而言，歐盟的碳排放配額相關

39、的金融衍生品種類繁多，包括期權和期貨等。綠色電力證書（GEC）隨著上網電價補貼退坡，可再生能源發(fā)電項目可以通過綠色電力證書（GEC）獲得額外收入來源，以補貼發(fā)電成本。中國在2017 年建立了綠證交易體系，可再生能源發(fā)電企業(yè)可選擇出售綠證或獲得上網電價補貼。目前，可再生能源發(fā)電企業(yè)獲得的上網電價高于燃煤標桿電價，發(fā)電企業(yè)出售綠證后，相應的電量不再享受國家可再生能源上網電價的補貼。同時，可再生能源上網電價，根據(jù)不同發(fā)電項目有所差異，即太陽能/風能越豐富的地區(qū)，上網電價越低，且并網時間越早，上網電價越高。而煤電上網電價則根據(jù)不同省份有所差異。從實際的執(zhí)行情況來看，由于價格高和缺乏政策引導，綠證認購率

40、較低，2017年7月 2020 年11 月的數(shù)據(jù)顯示，風電綠證認購率為0.16%，光伏綠證認購率僅為0.004%。分析認購率較低的原因，可以發(fā)現(xiàn)主要體現(xiàn)在兩個方面：一方面是綠證價格較高，早期可再生能源項目的上網電價補貼高，其價格約為歐美自愿減排交易市場的10 倍或更多；另一方面體現(xiàn)在缺乏政策引導，綠證交易主要基于自愿原則，用電企業(yè)/ 個人自愿認購綠證以實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展目標，而美國和歐盟（如挪威）既有自愿交易市場也有強制性交易市場。未來，隨著綠證交易價格降低和需求增加，認購率將有所提升。首先，隨著補貼減少，對綠證價格的預期也會降低。同時，允許非補貼可再生能源電力項目的申請和交易。自 2019 年起

41、，允許沒有補貼的可再生能源項目申請和交易綠證，盡管定價機制尚未確定，但此類發(fā)電企業(yè)有望進一步推動綠證定價降低。其次，隨著可再生能源消納保障機制（配額制）全面落實，綠證的需求將增加。可再生能源消納保障機制（2020 年出臺）規(guī)定了各省級行政區(qū)域的可再生能源配額指標，承擔消納責任的市場主體分為電網公司和電力零售商。電力用戶通過直購電市場購電，責任主體可通過認購綠證實現(xiàn)可再生能源配額目標，但也有一些責任主體由于所在地區(qū)可再生能源發(fā)電量有限，而無法通過直接消納完成配額目標?？稍偕茉粗苯淤忞姡―PP）可再生能源直接購電（DPP）的過程是由賣方（可再生能源發(fā)電企業(yè)）與買方（企業(yè)用戶）直接聯(lián)系。但是對直接

42、簽訂直購電協(xié)議有一定的要求，即賣方必須是在政府準入名單上的電力企業(yè)，買方須是以前就在政府準入名單上的企業(yè)，直到2019 年才放寬至所有工商業(yè)用戶；另外，交易渠道須通過省電力交易中心參與交易。在發(fā)展成熟的歐美市場，直購電合同期限通常為10 年15 年或者更長的時間，且地理限制更少；可再生發(fā)電企業(yè)通過簽訂直購電合同來保證未來的可持續(xù)性收入，并可借助直購電合同尋求更多社會投資，另外還可通過虛擬購電協(xié)議實現(xiàn)跨地區(qū)和國家的交易，這是因為虛擬購電協(xié)議是獨立的衍生金融協(xié)議，而非購電合同，能為可再生發(fā)電企業(yè)和用電企業(yè)鎖定穩(wěn)定的長期價格。反觀中國市場，可再生能源直接購電項目受到政府嚴格管控，只有幾個省份允許可再

43、生能源直購電交易。直購電交易也不活躍，合同期通常在一年以內；并且面臨著一些挑戰(zhàn)，包括客戶認知度低、落實案例少、以省內交易為主、跨省區(qū)交易一般僅限于兩省電網公司之間。基于上述分析，我們認為，電力體系需要開展根本性改革來推動直購電交易發(fā)展。在直購電模式下，需要進一步實現(xiàn)輸配電與售電環(huán)節(jié)分離，完善獨立的輸配電價格體系。與此同時，發(fā)展現(xiàn)貨市場，鼓勵可再生發(fā)電企業(yè)和電力消費者參與直購電交易，以減少價格波動風險。技術推動在獲得強有力的政策支持之后，發(fā)電企業(yè)需要進一步探索技術發(fā)展和規(guī)?；?，來降低各項減排技術的成本，提升應用可行性。其中，一些核心發(fā)電技術的成本效益對于保證能源結構轉型的可行性來說至關重要（

44、參閱圖9）。利用和儲存2利用和儲存2利用和儲存2深入分析A深入分析B來源：BNEF；CICC 報告；案頭研究；專家訪談；BCG 分析。1 假設60% 新裝機的水力發(fā)電廠需要特高壓傳輸。2 假設碳捕獲利用和儲存的效率約為50%。3 假設可再生發(fā)電廠配置儲能約為20%，60% 新裝機陸上風力發(fā)電廠與集中式光伏發(fā)電廠需要特高壓傳輸。離岸風電系統(tǒng)3 集中式光伏系統(tǒng)3 分布式光伏系統(tǒng)3煤炭+碳捕獲、 天然氣+碳捕獲、生物質能+碳捕獲、 陸上風電系統(tǒng)3核電0.300.490.360.350.170.350.260.420.310.420.560.58 0.530.48 0.440.30 0.360.24

45、0.30水電系統(tǒng)10.33 0.320.400.480.400.590.540.44 0.430.560.790.880.810.77不同發(fā)電結構的系統(tǒng)度電成本，全國平均水平（元/千瓦時，2020 vs. 2050）1.050.880.9020202050圖9 | 成本效益對于能源結構轉型的可行性來說至關重要離岸風電集中式光伏發(fā)電 分布式光伏發(fā)電天燃氣發(fā)電生物質發(fā)電陸上風電煤電核電0.250.19 0.100.180.300.270.200.270.380.33 0.330.33 0.320.350.280.450.310.49 0.460.380.400.25 0.320.19 0.26水電

46、0.480.450.43 0.430.44 0.430.530.680.600.63 0.60不同發(fā)電結構的技術度電成本，全國平均水平（元/千瓦時，2020 vs. 2050）一個重要的影響因素便是度電成本，即發(fā)電項目單位上網電量所發(fā)生的成本。會計概念的度電成本包括固定資產折舊、項目運行成本、維護成本、財務費用、稅金等；財務概念的度電成本除了包括會計概念的度電成本的所有內容外，還包括項目占用資本金的機會成本、機會成本以及資本金內部收益率。與2020 年相比，預計到2050 年核電、煤電、天然氣發(fā)電和生物質發(fā)電技術成本將保持不變，水電的發(fā)電技術成本將提高0.07 元/ 千瓦時。然而，陸上風電、海

47、上風電、集中式光伏發(fā)電和分布式光伏發(fā)電項目的度電技術成本預期將明顯降低（約0.09 元0.23 元/千瓦時）。需要重視的是，除了發(fā)電技術成本之外，疊加輸電、儲能、碳捕獲利用和儲存等必要成本之后，各種技術的系統(tǒng)成本格局將有較大變化。煤電、天然氣發(fā)電和生物質能發(fā)電的系統(tǒng)成本將顯著高昂。分布式光伏相較于煤電，分布式光伏的發(fā)電技術成本偏高，需要進一步降低成本?，F(xiàn)在分布式光伏發(fā)電技術度電成本為0.38 元0.48 元/ 千瓦時，分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)成本為0.49 元0.59 元/ 千瓦時，其成本主要來源于光伏組件（約50%）和安裝（約10%）。預計到2050 年，可以降到0.25 元0.35 元/ 千瓦時

48、。分布式光伏成本節(jié)降主要由光伏組件推動，例如，光伏組件制造商整合上游供應鏈環(huán)節(jié)，降低生產原材料成本；或者優(yōu)化新產品的設計和工藝，提高組件效率，減少單位成本，如使用多柵線太陽能電池。離岸風電與分布式光伏一樣，離岸風電的成本也高于煤電。離岸風電技術度電成本為0.45 元0.68 元/ 千瓦時，離岸風電技術系統(tǒng)發(fā)電成本為0.56 元0.79 元/ 千瓦時，其成本主要來源于風力發(fā)電機（約40%）、電纜（約20%）和支撐結構（約20%）。預計到2050 年，可以降到0.30 元0.45 元/ 千瓦時。實現(xiàn)離岸風電成本節(jié)降可以通過降低價值鏈上各環(huán)節(jié)的成本來實現(xiàn)。在零部件及設備方面，可以將軸承和變壓器等零部

49、件進一步本地化，設計開發(fā)標準化設備模塊，提高制造流程的效率；在建設及安裝方面，可以充分利用改裝鉆井平臺等石油開采相關設備，并根據(jù)地點和建造時間規(guī)劃項目，共攤項目成本（如船舶、設備等）；運營上通過維修路線優(yōu)化、天氣預測等降低維護成本，并且部署遠程監(jiān)控/ 檢查設備，如使用無人機降低交通成本。集中式光伏和陸上風電技術集中式光伏發(fā)電技術和陸上風電技術度電成本分別為0.19元0.38元/千瓦時和0.27元0.40 元/ 千瓦時。本身成本已經實現(xiàn)平價，但考慮到其系統(tǒng)成本較高（由于需要儲能和特高壓傳輸，其電纜或場地開發(fā)和建設約占總成本15%），因此仍需要持續(xù)降低儲能和高壓輸電成本。根據(jù)儲能和輸電成本估算，2

50、020年集中式光伏和陸上風電系統(tǒng)整體成本分別為0.35元0.54 元/ 千瓦時和0.42 元0.56 元/ 千瓦時。就儲能的降本措施而言，一方面是削減初始建造成本，電動車普及率提升將推動電池成本降低，可以提高能量密度來降低建造成本；另一方面要提高利用率，也就是延長電池壽命，降低生命周期的平均度電成本。特高壓輸電可以采用先進技術降低建設投資（比如同塔多回輸電技術），通過“風電+ 光電”結合互補，輔以儲能系統(tǒng)，提高利用率，以降低特高壓輸電成本。到2050 年，預計集中式光伏發(fā)電技術系統(tǒng)成本將降低到0.26 元0.40 元/ 千瓦時；陸上風電技術度電系統(tǒng)成本將降低到0.17 元0.36 元/ 千瓦時

51、。碳捕集裝置一個不容忽視的趨勢是，煤炭發(fā)電需要配備碳捕集裝置以減少排放，但碳捕集技術仍處于發(fā)展初期且成本較高（度電成本約0.48 元0.88 元/ 千瓦時），未來可通過技術突破進一步降本，并提升收益。同時還可以增加對已捕獲的二氧化碳需求，例如，可通過銷售二氧化碳額外創(chuàng)收，因為焊接、電子產品、激光、食品保存等工業(yè)和食品業(yè)都需要高純度的二氧化碳。預計到2050 年成本可降低1/4 左右。電網配套隨著可再生能源比例提升，電網性能將迎來新的需求和挑戰(zhàn)。由于電網發(fā)電和負荷需要時刻保持電力平衡，電網必須得保持穩(wěn)定運行，電網企業(yè)勢必持續(xù)投入大量資金，助力電網升級。電網升級對于提升可再生能源的占比至關重要，提

52、高穩(wěn)定性和提升電力傳輸靈活性是其中的重點。智能電網技術能助力電網實現(xiàn)這些提升：穩(wěn)定性方面，可以通過引入有針對性的技術和流程，以確保運營穩(wěn)定性和可控性( 例如頻率、電壓、功率平衡)；建立電網運行保護體系，及時監(jiān)測異常情況并恢復正常運行。在提升電力傳輸靈活性方面，可以整合多種發(fā)電資源，進行優(yōu)勢互補，還可以提高區(qū)域和全國層面的互通互聯(lián)，建立發(fā)電廠和電力用戶之間的互通網絡，而不是單向互動。中國的電網企業(yè)正在加大對電網升級的投資力度，并提升對智能電網技術的關注度。國家電網董事長辛保安出席世界經濟論壇“達沃斯議程”對話中說：“電網企業(yè)過去一直持續(xù)投資升級電網，并且加大智能電網技術的發(fā)展力度, 未來也計劃每

53、年至少投入800 億美元升級電網?！本G色金融在實現(xiàn)碳中和目標這個系統(tǒng)工程的前進道路上，金融體系無疑承擔著資源配置和風險管理等重要功能，也是推動綠色發(fā)展的重要支柱。自2005 年以來，中央政府一直在推動綠色金融發(fā)展。國務院2005 年頒發(fā)關于落實科學發(fā)展觀和加強環(huán)境保護的決定是中國第一個綠色信貸政策，標志著綠色金融的開始。 2012 年的綠色信貸指引為提供綠色信貸產品的金融機構提供了組織管理、流程管理和能力建設等指導原則。2015 年，國家發(fā)改委、銀監(jiān)會、央行聯(lián)合發(fā)布：綠色債券指引、綠色債券支持項目目錄。2016 年，中國人民銀行等七部委發(fā)布的關于構建綠色金融體系的指導意見可謂是綠色金融的高階指

54、導，也明確了綠色金融的定義為支持環(huán)境改善、應對氣候變化、節(jié)約和高效利用資源而展開的經濟活動，即對環(huán)保、節(jié)能、清潔能源、綠色交通、綠色建筑等領域的項目投融資、項目運營、風險管理等所提供的金融服務。 2021 年，“十四五”規(guī)劃和2035 愿景更是強調綠色金融在實現(xiàn)碳減排目標上發(fā)揮的重要支持作用，并鼓勵對環(huán)保項目利好的稅收政策。綠色金融的發(fā)展為能源轉型舉措提供了有力的資金支持，我國綠色金融主要包括綠色信貸、綠色債券、綠色股票指數(shù)、綠色保險和環(huán)境權交易所五大金融工具。綠色信貸：商業(yè)銀行通過信貸解決方案為低碳經濟和綠色產業(yè)提供金融支持。郵政儲蓄銀行等多家銀行在提供光伏貸款產品。綠色債券：發(fā)行專門用于投

55、資綠色項目的債券，目前已發(fā)行19 只“碳中和”債券，例如，2021 年南方電網發(fā)行了規(guī)模為20 億元人民幣的“碳中和”債券。綠色股票指數(shù)：基于所選綠色目標和具體標準（如碳足跡）制定的價格指數(shù)，例如上海證券交易所發(fā)布的180 碳效率指數(shù)。綠色保險：即環(huán)境責任保險，確保綠色項目在長期無風天氣等極端條件下運營的環(huán)境責任保險，例如風能和太陽能項目的天氣保險。環(huán)境權交易所：包括不同類型的碳排放權交易、污染物排放權交易、水資源使用權交易等。在各種政策的大力支持下，綠色金融實踐和市場規(guī)模取得了較好的成績和進展。在上述五大類中，綠色信貸和綠色債券是發(fā)展最成熟的工具，其募集資金的20% 流入綠色能源和相關新興行

56、業(yè)。中國是全球綠色信貸排名第一的國家，2020 年，中國21 家主要銀行的綠色貸款余額超 12 萬億元人民幣，大幅領先于其他國家，歐洲主要國家的綠色及ESG 信貸規(guī)模總和約為7千億元人民幣。銀行作為主要提供者貢獻了超過45% 的綠色信貸余額。綠色信貸余額大幅增長同時，綠色能源的占比也在快速提升，約占總使用量的24%。中國還是全球第二大綠色債券發(fā)行國，累計債券發(fā)行規(guī)模超過1.2 萬億人民幣。在過去的五年里，債券發(fā)行規(guī)模保持穩(wěn)定，每年超過兩億元人民幣。然而，中國的綠色債券標準未與國際接軌，只有44%的綠色債券符合國際標準，須進一步加強標準化。值得注意的是，約27% 的綠色債券資本被用于清潔能源項目

57、，且正在迎來越來越多元化的參與者，目前最大的綠色債券發(fā)行者是非金融企業(yè)，約占40%；而商業(yè)銀行是最大的買家，約占50%。雖然規(guī)模上取得的成績不俗，但由于我國綠色金融起步與國外相比較晚，相比完善的綠色金融體系仍存在較大差距。海外市場的產品服務更加多元化，更注重激勵措施。綠色信貸和綠色債券：中國的總量處于全球領先地位。綠色股票指數(shù)：不同的綠色子行業(yè)引入各種各樣的股指，如標普全球清潔能源指數(shù)，MSCI 全球綠色建筑指數(shù)等。綠色保險：海外產品的保險場景更加多元化，包括不良天氣、綠色零部件質量、綠色項目建設期間的污染等。環(huán)境權交易：海外市場比中國更成熟，如英國早在2002 年建立了全球第一個碳排放權交易

58、體系。綠色基金：主要是政府牽頭，為企業(yè)和個人提供綠色貸款，如荷蘭綠色基金、美國富國銀行綠色基金、花旗可再生能源風險投資、匯豐實體經濟綠色投資機會基金（REGIO）等。案例分析：荷蘭的綠色基金機制因建立了完整的公募綠 色基金的私人客戶提供總計2.5% 的稅收優(yōu)惠作為色基金體系，撬動了大量私人資本投向綠色項目。 激勵。如今，大部分荷蘭銀行都設有綠色基金，該綠色基金由荷蘭政府于1955 年發(fā)起，銀行承諾 資金來源于私人客戶。以2010 年為例，荷蘭政府把70% 的資金投向綠色項目，盡管資金回報率只 稅收減少了1.5 億歐元，卻撬動了60 億歐元的私有1%，低于市場平均水平，但荷蘭政府為參與綠 人資本

59、投向綠色項目。中國綠色金融體系發(fā)展迅速，但仍需在政策和標準建設、激勵和補貼以及建設綠色金融“基礎設施”方面不斷提升。為此，政府可以采取三大措施完善綠色金融體系。加強監(jiān)管政策，完善行業(yè)監(jiān)管。包括限制不同行業(yè)的污染物排放；建立綠色數(shù)據(jù)披露機制，要求所有公司披露運營數(shù)據(jù)。增加激勵和補貼政策。降低綠色產業(yè)的融資成本；鼓勵保險資產管理公司和社會保障基金參與綠色金融；鼓勵外國投資者參與。建設綠色金融“基礎設施”。建立“綠色資產”交易平臺；標準化綠色產品的定義和要求，與國際社會保持一致；鼓勵金融科技發(fā)展，整合不同數(shù)據(jù)源。助推電力行業(yè)前行 及時把握多重投資機會詳解電力行業(yè)產業(yè)鏈現(xiàn)狀發(fā)電項目建設、發(fā)電、輸配電以

60、及售電環(huán)節(jié)串聯(lián)起我國電力行業(yè)的產業(yè)鏈條。在這些環(huán)節(jié)的合力下，2014 年以來，我國電力生產行業(yè)總發(fā)電量呈現(xiàn)穩(wěn)步增長趨勢。2020 年，我國總發(fā)電量為75,110 億千瓦時，同比增長3.1%。發(fā)電項目建設：包括部件/ 裝置生產和項目開發(fā)建設，其在產業(yè)鏈中的主要任務是零部件研發(fā)、制造和組裝，生產制造發(fā)電設備，發(fā)電項目設計、規(guī)劃及建造零部件/設備采購。國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2014年2019年，中國電力工程建設中發(fā)電裝機容量持續(xù)提升，雖然近年來增速有所放緩，2020 年的發(fā)電裝機容量達220,058 萬千瓦，仍同比增長9.5%。從市場格局看，規(guī)模效益推動了市場整合，但高度監(jiān)管領域的市場參與者有限。