碳中和碳达峰系列研究之电力行业：构建新型电力系统，寻找确定性高成长赛道_25页_2mb

碳中和碳达峰系列研究之电力行业总结

核心内容

在“碳达峰、碳中和”目标的指引下，我国电力行业正经历从传统化石能源向新能源为主的转型过程。电力行业作为主要的碳排放部门，其结构转型对实现全社会低碳发展至关重要。未来40年，我国能源活动的碳排放减排任务高达87亿吨，其中电力行业将承担重要责任。

主要观点

1. 电力行业低碳发展是系统性任务

• 电力热力生产是碳排放主要部门：2018年全球电力热力生产行业碳排放占比约42%，中国该行业碳排放占比达51%，是减排重点。
• 电力结构转型势在必行：电力系统将从以煤电为主向多元化清洁能源转型，尤其是风电、光伏将成为主力电源。
• 电力系统转型方向：
  1. 持续提高清洁能源发电占比；
  2. 提高电气化水平，如交通电气化、工业替代、电代煤；
  3. 提高电能利用效率，包括电网升级、储能建设、分布式能源发展；
  4. 提升煤电利用效率，降低碳排放。

2. 新能源中风电、光伏经济性已具备竞争力

• 新能源发展已具备经济性：2021年开始，陆上风电与光伏（除户用分布式）不再依赖中央补贴，度电成本在0.2-0.45元之间，具备竞争力。
• 风电、光伏将成为主力电源：预计到2030年，风光发电量占比将提升至30%左右，非水可再生能源装机占比将达50%。
• 新能源发展潜力大：风电、光伏的开发潜力和增量远大于水电、核电，成为拉动电源侧投资的主要力量。
• 新能源项目融资趋势：随着补贴退出，新能源项目现金流特点趋向水电、核电，融资渠道将更加多元化，大型电力企业仍是主导力量。

3. 电网侧需持续升级以适应新能源发展

• 新能源对电力系统平衡形成挑战：风电、光伏的间歇性和波动性对电网平衡带来压力，需加强电网系统性升级。
• 储能是提升系统灵活性的关键：以锂电池为代表的电化学储能技术具有响应速度快、适用场景广的优势，有望成为未来调节电源的重要手段。
• 特高压工程是电网升级的重要抓手：特高压输电通道建设能有效解决清洁能源与负荷中心的地域不匹配问题，预计“十四五”期间将有10-15条特高压通道投运。
• 电网数字化是长期趋势：随着分布式能源发展，电网将向智能电网转变，依托物联网技术实现信息流与能量流的双向反馈，提升系统稳定性与调控能力。

关键信息

电源侧

• 煤电仍为主力电源：2020年煤电发电量占比61%，预计到2030年将降至45%以下。
• 新能源装机快速提升：2020年我国风电、光伏装机容量迅速增长，非水可再生能源装机占比预计达50%。
• 储能技术发展潜力大：2020年我国电化学储能累计装机规模约3.2GW，预计“十四五”期间将实现10倍增长，保守场景下达32.7GW，乐观场景下达55.9GW。

电网侧

• 特高压工程投资巨大：一条特高压交流工程投资约100亿元，直流工程约200亿元，预计“十四五”期间特高压本体工程年度投资将超1000亿元。
• 电网投资结构变化：特高压建设与智能电网数字化升级并重，特高压工程国产化率超90%，智能电网将推动配网投资增加。
• 分布式能源发展迅速：2020年分布式光伏装机容量占比接近1/3，预计未来将达50%，推动电网数字化与智能化升级。

商业模式与政策支持

• 储能商业模式尚处于探索期：电源侧、电网侧、用户侧储能的盈利模式和成本分摊机制各有不同，尚未形成统一市场模式。
• 电价机制是储能市场化关键：完善分时电价机制、建立尖峰电价上浮机制，将为储能项目提供更清晰的盈利空间。
• 政策支持新型储能发展：2021年发改委发布《加快推动新型储能发展的指导意见》，明确新型储能从商业化初期向规模化发展转变。

业务建议与风险分析

• 建议关注新能源及储能项目：新能源电站和储能项目每年均有数千亿级的融资需求，建议适当支持。
• 关注储能项目的经济性：储能投资主体多元化，需重点评估项目本身的经济性。
• 风险点：
  • 新能源项目初期仍存在技术不确定性；
  • 储能项目商业模式尚未成熟，投资回收期较长；
  • 特高压工程进度受审批影响，年度投资可能波动较大；
  • 分布式能源发展对电网稳定性提出更高要求。

总结

我国电力行业在“双碳”目标指引下，正从传统煤电主导向新能源为主力电源转型。风电、光伏等新能源已具备经济性，将成为中长期主力电源。电网侧需进行系统性升级，包括特高压通道建设、储能技术应用和智能电网数字化转型。政策支持和技术创新将推动新能源与储能行业快速发展，但也面临商业模式不成熟、技术风险、投资波动等挑战。电力行业转型将带来大量投资机会，但需谨慎评估项目可行性与经济性。