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-20210924-招商银行-25页_2mb

碳中和碳达峰系列研究之电力行业总结

核心内容概述

在“碳达峰、碳中和”目标的指引下，我国电力行业正面临结构性转型。电力作为经济发展的基础产业，其碳排放占比高，因此低碳转型是系统性任务。未来，风电、光伏将成为主力电源，而电网和储能的持续升级将成为实现这一目标的关键支撑。

主要观点

1. 电力行业是碳排放的主要部门

• 电力热力生产是全球碳排放占比最高的部门之一，2018年全球占比约42%，中国占比达51%。
• 电力行业的低碳发展对于实现全社会碳中和目标至关重要，需系统性推动能源结构转型。

2. 新能源发展具有经济性优势

• 风电与光伏的度电成本已具备竞争力，2021年陆上风电与光伏的度电成本在0.2-0.45元/千瓦时之间。
• 随着技术进步，新能源成本有望进一步下降，增强其经济性。
• 风电、光伏装机规模预计在2030年占比将提升至50%，发电量占比将提升至30%。

3. 水电与核电仍具优势，但开发潜力有限

• 水电成本低且稳定，但优质资源已有限，开发成本上升。
• 核电具有稳定性与成本优势，但受限于安全因素和内陆开发政策，新增规模有限。

4. 储能是提升电力系统灵活性的关键

• 储能系统（尤其是电化学储能）将发挥重要作用，尤其是锂电池。
• 储能技术正在快速发展，成本下降趋势明确，未来5年有望实现大规模应用。
• 储能商业模式尚在探索中，需进一步完善电价机制与市场规则。

5. 电网升级是电力系统转型的中心环节

• 随着新能源渗透率提升，电网需加强硬件和软件能力，实现智能化和数字化。
• 特高压工程将有效解决清洁能源与用电负荷不匹配的问题，成为电网投资的重要部分。
• 分布式光伏等新型模式将推动电网向智能、灵活方向发展。

关键信息

电力供需趋势

• 电力需求将进入平稳增长阶段，预计2030年达10万亿千瓦时，较2020年增长30%以上。
• 电力结构将由煤电主导向新能源主导转型，非水可再生能源装机占比将提升至50%。

新能源经济性

• 风电、光伏已实现平价上网，无需中央补贴，具备较强的经济性。
• 2020年国内光伏竞价项目平均电价为0.372元/千瓦时，部分区域已具备与燃煤电价竞争的能力。
• 海上风电虽成本较高，但具有较大的降本空间，预计在“十四五”期间逐步具备竞争力。

储能发展趋势

• 储能是提升电力系统灵活性的重要手段，尤其是锂电池。
• 截至2020年，我国电化学储能装机规模约3.3GW，预计“十四五”期间将实现10倍增长。
• 储能商业模式尚不成熟，需探索更清晰的盈利模式和市场化机制。

电网升级方向

• 特高压工程将推动清洁能源外送，预计“十四五”期间投运10-15条特高压通道。
• 电网数字化是中长期重点，包括智能电网、电力通信网络、配网升级等。
• 分布式能源发展将加速电网向智能、灵活方向转型，预计2025年分布式装机占比将达50%。

投资与政策支持

• 新型电力系统建设将带来数千亿级的融资需求，建议关注新能源及储能项目。
• 政策支持是储能发展的关键，2021年发改委发布指导意见，推动新型储能发展。
• 特高压工程投资结构明确，交直流设备国产化率超90%，对电力设备制造产业有显著拉动作用。

业务布局建议

• 新能源项目：风电、光伏具备经济性优势，建议支持其发展，尤其是集中式大基地和分布式项目。
• 储能项目：锂电池等电化学储能是未来重点，建议关注其成本下降趋势和商业模式探索。
• 电网升级：特高压工程与智能电网建设是核心方向，需加强投资与技术储备。
• 融资支持：新能源项目融资将由大型电力企业主导，建议支持其债权融资需求，拓展融资渠道。

风险分析

• 政策不确定性：储能发展受政策影响较大，需关注政策变动对项目落地的影响。
• 技术风险：储能技术仍需进一步成熟，尤其是锂电池成组一致性问题。
• 市场风险：新能源项目受市场供需波动影响，需关注电价机制与市场规则的完善。
• 投资风险：电网和储能项目投资周期长，需关注资金回报周期与风险控制机制。

总结

在“双碳”目标下，电力行业将加速向新能源转型，风电、光伏将成为主力电源。电网和储能的持续升级是实现这一目标的关键支撑，特高压工程和智能电网建设将推动电力系统稳定运行。建议关注新能源及储能项目投资，拓展融资渠道，同时关注政策与技术的双重驱动，以把握电力行业高成长赛道的确定性机会。