5月29日，國務院發佈了《2024—2025年節能降碳行動方案》（以下簡稱《方案》），提及了有關非石化能源消費規模提升，鋼鐵行業節能降碳，放開新能源利用率標準等十大方案，對未來兩年的節能降碳約束方向做出指示。
自2021年“雙碳”目標提出後，綠電節能產業遇到了許多超出預期的挑戰，新能源的消納能力和儲能領域的瓶頸始終困擾着節能減碳的目標進度，讓即將“到期”的十四五降碳目標愈發困難。本次出臺的《方案》重提對節能減碳的重視，點明綠色發展仍是政策重視的主線，對行業而言無疑是有正向意義的。
而對於節能降碳的主力，即能源產業在本次《方案》中受到的影響，自然也是備受關注。本文將結合市場數據，對政策內容進行淺析。
消納放鬆提振綠電裝機，或影響運營商收益
先從總體的數值目標看。《方案》中涉及能源的指標主要集中在非化石能源消費的相關目標上。整體上看，《方案》的數值與“十四五”規劃相近，主要變化集中在兩方面，一是新能源利用率目標指出，風光資源條件較好的地區可將新能源利用率降低至90%；二是全國新型儲能裝機量，相較十四五目標提出的裝機量提升了1000萬千瓦，至4000萬千瓦。
《2024-2025節能降碳方案》 | “十四五”規劃 | |
非化石能源消費比重 | 2024年達到18.9%，2025年達到20% | 2025達到20%，2030年達到25% |
非化石能源發電量 | 2025年佔比達到39% | 2025年佔比達到39% |
新能源利用率 | 風光資源較好的地區可降至90% | 新能源利用率達到95% |
全國新型儲能裝機量 | 到2025年底超過4000萬千瓦 | 到2025年底超過3000萬千瓦 |
抽水蓄能投產規模 | 到2025年底超過6200萬千瓦 | 到2025年底超過6200萬千瓦 |
有關新能源利用率紅線的放鬆，實際上在2024年一季度時就有不少傳聞。利用率紅線本質上是一種新能源發電的扶持政策，最早源於2018年10月的《清潔能源消納行動計劃》，即光伏和風電等新能源的發電利用率不得低於某一水平，避免過多的發電被浪費，導致棄風/棄光率提升。
但隨着國內新能源產業的規模增長，實現“不棄電”的難度反而不斷增加。截至2024年2月，國內光伏、風電的利用率雙雙跌破95%。某種意義上來看，本次針對新能源利用率的修正是先有事實，後出政策。
究其原因，風光新能源的消納能力是影響利用率的主要因素。由於太陽能與風能均爲自然能源，其發電時間一直有着“看天吃飯”的意味在內，隨着新能源裝機規模在今年快速增長，接入電網的新能源發電規模增加，而不同地區、不同時段的用電需求差異，導致了新能源發電市場面臨“供不應求”“供大於求”的疊加態勢，在用電高峰時需要火電調節支撐，在用電閒時所發的新能源電量就不得不找個去路來完成95%的新能源利用指標。若上述標準持續維持，難免會出現“爲了達標而用電”的扭曲現象。
爲了避免上述情況的發生，風光資源較爲旺盛的區域往往會根據自身的棄風棄光率來限制新增的新能源發電裝機。而市場在此前設想的“新能源發電替代火電佔比”則因爲新能源消納能力限制以及日益高漲的用電需求而難以維持高增長。2024年1-4月，國內規模以上的火電發電量達到20622億千瓦時，佔總發電規模的70.3%，平均利用小時較2023年同期增加23小時，而風電、光電則出現同比減少。
可以看出，發電增長需求和用電穩定需求是一體兩面的共生關係。新能源發電若沒有配套的電網以及儲能來保障消納能力，持續維持95%的消納率只會越來越難。而隨着技術的進步和裝機規模的增長，風光發電的邊際成本已經開始逐漸向“零成本”靠攏，在此背景下適當地提高棄風棄光率的損失可控，反倒是爲了維持指標要求去尋找用電的場景，會付出更多的成本，這也是“負電費”“收錢用電”發生的原因之一。
隨着新能源利用率的放開，部分地區的新能源裝機規模或有望迎來突破。而風電、光伏的運營商，或許在利用率限制的影響下被動迎來“棄風棄光率”提升，導致收入有所下滑。整體來說，筆者認爲對風光能源還是更偏向負面，短期或引起股價波動。
儲能+制氫迎來政策端進一步催化
根據前文提到的新能源利用率問題，可以看出電網對新能源利用率的限制是存在一定自我調節的。而《方案》中有關儲能的裝機需求變化自然也與此有關。
在旺盛的新能源市場需求下，全國新型儲能項目累計裝機規模於2023年末已經達到3139萬千瓦，截至2024年一季度末則已經達到了3530萬千瓦的規模，超過了“十四五”規劃中一開始設想的增速。本次的《方案》上調了裝機目標至4000萬千瓦，而提升儲能裝機的目的無疑是爲了增強當前電網的消納能力。而同期抽水蓄能的累計裝機規模達到5094萬千瓦，距離規劃目標尚有增長空間，因此《方案》中有關抽水蓄能的目標並未產生變化。
正如前文所言，截至目前火電依舊是中國電力的主要來源，在儲能實現進一步的規模突破/技術突破前，煤電都將是中國保障用電安全的主力，但這本身又與“提升非化石能源佔比規模”，甚至是“節能降碳”的大方向存在一定矛盾。《方案》對此給出的方案，更傾向於煤炭的清潔利用，以及提高分佈式新能源建設，從電網端提升新能源消納能力。
從技術方向來說，通過風光新能源進行電解水制氫是充滿想象力的方向，可以在提高新能源發電消納的同時完成電力儲能。截至2024年1月，國內公開在建及規劃電解水制氫示範項目制氫裝機總規模超過41GW，其中98%爲可再生能源制氫項目，綠氫項目投建呈現爆發式增長態勢。
而有關煤電的低碳化改造則指向了落後煤電產能的出清，以及煤制氫&氫發電的產業。目前煤制氫依舊是國內製氫的主要模式，主因便是國內煤炭儲量豐富以及工藝成熟。只是碳排放角度來看，煤制氫依舊會產生較大的碳排放量，對節能減排的幫助並不大，因此主要方向或還是集中於發電端的降碳改造、靈活性改造、供熱改造等。
無論是儲能端的增量還是煤電端的改革，最終都指向新型電力系統的建設，滿足新型電力系統靈活、高效、便捷互動的市場機制和價格體系亟須完善，電力數字基礎設施建設和智能電網。支撐新型電力系統建設的技術、裝備、材料和系統等領域，都有望在本次《方案》的出臺後迎來利好。
核電或成近年非化石能源消費主要增量
從總量上看，有關“非化石能源消費佔比”的要求與“十四五”期間基本沒有變化，即達到20%。截至2022年，非化石能源消費佔比達到17.5%，而根據國家統計局初步推算，2023年非化石能源佔能源消費總量的比重比上年提高0.2個百分點，這意味着如果到2025年需要達到目標，2024年—2025年期間還有2.3%的提升空間，需要發力的空間是比較大的。
而正如前文所言，隨着電力系統改革深化，風光電力市場不協調不平衡的問題限制了新能源發電裝機的規模。若從“非化石”+“非風光”的角度去思考，或許核電會成爲未來兩年提升非化石能源消費的主力。
相較於風光新能源，核電在屬於非化石能源的同時具備碳排放少、清潔性高、安全穩定且利用小時數高的特點。核能發電以鈾爲燃料，在燃料供應充足的情況下可以穩定持續產電，其穩定的供電能力可以有效支撐大規模上網，並在用電高峰期成爲火電水電之外又一個支撐消納的電力。
據國家能源局數據，2060 年電力系統要實現碳中和，非化石能源發電佔比應達到90%以上，核電發電量應接近20%。而截至2024年，核電在我國的發電量佔比也僅有5%，尚有較大的提升空間。
2019年至今，中國陸續覈准17個三代核電項目，合計34臺核電機組，從核電建設週期考慮，2024年後核電設備或將進入密集交付期。截至2024年4月，中國在建核電項目達26臺機組，疊加2024年中國核電投資計劃首超千億元，規模或持續提升。
而從全球視角來看，核電在全球降碳的大趨勢下同樣受到重視。2024年，美國政府、日本政府紛紛重啓此前已關閉的核電站項目，而截至2024年5月21日，全球在建核電反應堆59座，總淨裝機容量爲61.64GW，其中除中國外，總計34座核電反應堆在建，裝機容量爲35.34GW，約佔全球建設57%。在全球用電需求持續增長的背景下，核電作爲能源戰略中的關鍵要素開始出現復興，或將帶動核電以及鈾礦的需求提升。
不過需要注意的是，自2024年以來國內有關核電的標的已經有過一輪不菲的漲幅，儘管長期來看核電前景向好，但短期視角下核電或許存在回調需求，需要注意風險。
寫在最後
包括能源領域在內，本次出臺的《方案》對降碳的抓手類似供給側改革，但和過往不同的是更多集中於“控產能”而非“去產能”，因此其進展或許更溫和，且需求端有增長的行業或許表現會更好。
以電力行業爲例，2023—2024年AI應用的技術突破使得大模型數量激增，連帶着算力以及再上游的電力需求預期都變得“有盼頭”了起來。儘管存在節能降碳的限制，但火電行業完全有可能因爲需求端的大幅上升而進一步擴張。畢竟矛盾有主次之分，而“保障電力供應穩定”則是主要的一端。
從當前的節能減排進度來看，2025年想要完成“十四五”目標無疑是比較困難的，在《方案》中對完成目標的描述也是“盡最大努力完成節能降碳約束性指標”。因此在考慮投資標的時，也無需將《方案》的指標當做硬性要求，將其視作一種“有一定提升空間的目標”即可。