报告出品方/分析师：招商银行 龙云露 杨荣成

1．发电行业是碳排放的主要部门，电力结构转型势在必行

1.1 电力热力生产是产生碳排放的主要部门

电力是经济发展的基础产业和先行产业，过去几十年，我国发用电量的增长与GDP的增长紧密相关。1990-2020的30年间，GDP复合增速16%，同期发电量和发电设备容量的复合增速分别为9%、10%。

在经济高速增长的阶段，国内的电力应用和电力工业都实现了跨越式发展，到2020年电力装机规模已经达到了22亿千瓦，是1990年装机量的16倍，人均用电量也已经超过了全球平均水平。

受能源资源禀赋的影响，直到2005年前，煤电和水电尤其是煤电，在我国的能源应用和电力生产中都占据主导地位。

一次能源消费中原煤占比约57%，发电环节煤电占比62%。但在能源结构调整的背景下，煤炭消费量和煤电占比总体都呈下降趋势，以风电、光伏为代表的非水清洁能源装机规模迅速增长，经过多年的发展，电力结构由煤电主导向多元化转型的趋势已经非常明显。

由于行业特性的原因，电力、热力生产行业一直都是产生二氧化碳排放最主要的部门。

2018年全球电力热力生产行业的碳排放占比约42%，其次为交通运输和工业。中国电力热力生产行业的二氧化碳排放在全国排放量中占比为51%，其次为工业和交通运输。

不论从全球还是我国的情况来看，在“碳达峰、碳中和”发展目标下，电力行业的低碳转型都是任重道远。

1.2 电力行业低碳发展是系统性的任务

电力是经济发展的先行产业，各个国家低碳发展的进程规划中，电力行业都必须先于整个经济体实现低碳甚至脱碳发展。

根据全球能源互联网的测算，以2060年实现碳中和为目标，未来40年，我国能源活动的碳排放减排任务高达87亿吨，在总体减排任务中占比过半。

为了达到这一减排目标，能源消费需要电能替代，而电能的生产需要大规模发展清洁能源，与清洁能源发展相配套，电力系统需要持续升级转型，总结来看，这些替代与转型将主要体现在以下几大方向：

1）持续提高清洁能源，尤其是非水可再生能源的发电占比。

2）提高电气化水平，包括交通领域的电气化，工业替代，电代煤等。

3）提高电能利用效率，包括电网持续升级提升电力传输效率，储能、分布式能源建设等。

4）进一步提升煤电利用效率降低碳排放。仅煤电内部比较来看，我国清洁煤电供应体系处于领先水平。

在多轮改造升级下，国内大多数煤电厂的运行时间在15年以内，现役煤电机组的平均运行时间小于全球平均水平，因此尽管煤电面临转型退出压力，但是退出过程不可能一蹴而就，仍有必要继续加强煤电的清洁低碳发展。

2．电源侧：新能源中风电光伏经济性已经具有竞争力

2.1 电力供需将进入平稳增长阶段

全社会碳中和目标的实现离不开终端用能电气化，电力行业的脱碳是其他部门脱碳的重要依托。

在碳中和目标的约束下，电力行业的低碳转型将加速，有望在2050年实现零排放。

以此作为基础，我们对电力行业中长期转型做出如下假设：

1）未来十年电力需求年均复合增速在4%左右。

预计到2030年国内电力需求将达到10万亿千瓦时左右，较2020年的用电量（7.5万亿千瓦时）水平提升30%以上，年均增速约4%左右。到2050年国内电力需求将达到约15万亿千瓦时左右的水平。

2）到2030年非水可再生能源装机量的占比将大幅提升至50%左右。

2020年我国煤电装机量约11亿千瓦，在总装机量中占比49.8%。预计到2030年，煤电装机总量较2020年不会增长（新建煤电项目的同时在淘汰现役煤电），非水可再生能源，主要是新能源中的风电、光伏装机量占比将提升至50%。

3）到2030年非水可再生能源的发电量占比将提升至30%左右。

2020年我国的电力生产结构中，煤电占比为61%，风光发电量占比约10%，随着风电、光伏装机比例的提升预计到2030年，煤电的发电量占比将降至45%以下，风光为主的非水可再生能源发电量占比提升至30%左右，核电、水电的发电量将继续增长，但占比可能略有下滑。

2.2 水电、核电有成本与稳定性优势，但可开发规模相对有限

一直以来水电都被视为发电成本最低的一类清洁能源，但目前国内优质待开发水电资源已非常有限，电站造价有上升趋势。

我国不仅有很好水电资源禀赋，在水电开发领域也已经处于全球领先的水平，截至2020 年，我国水电装机规模达3.7亿千瓦，当年发电量1.36万亿千瓦时，均位列全球第一。

国内水电建设经历了约 5 轮投产高峰，近中期来看，优质可开发资源已经屈指可数，结合流域分布情况，仅剩下金沙江上游、澜沧江上游、雅鲁藏布江干支流等区域还具备大规模梯级开发条件。这部分尚待开发的资源总规模约1.5亿千瓦，主要位于藏区。

受地理位置、资源条件等因素影响，在上游和藏区进行水电开发的成本必将整体上行，预计单位投资成本将由5000-8000元/千瓦提升至11000元/千瓦以上。

我国核电已经从引进吸收海外技术迈入了国产化自主研发阶段，投资成本快速下降，但考虑安全因素，仍将集中在沿海省份进行开发。

国内核电建设大致经历了四轮建设热潮，在长期建设过程中，基本实现了技术的“引进-吸收-消化”，目前三代自主核电综合国产化率达到88%以上，并且已经形成了每年8-10台(套)核电主设备供货能力。

从成本和电力稳定性来看，核电无疑是具有竞争力的。

但核电站本身建设周期至少需要5年，在“十四五”规划中，政府也没有提及进行内陆核电项目的前期工作，这意味着至少到2025年，国内的核电建设仍将集中在沿海省份部分有条件的区域。

与其他清洁能源相比，核电的新增规模会比较有限，发展建设也将首先基于安全性才能开展。

2.3 新能源中风电、光伏将在中长期逐步发展为主力电源

风电、光伏发电成本的持续下降是支撑其装机规模扩大的基础。

不论全球还是中国的情况，过去十几年的时间，陆上风电和光伏的度电成本（LCOE）都实现了大幅下降，目前全球陆上风电和光伏的LCOE平均水平在0.3-0.35元/千瓦时，在葡萄牙、中东等地方，光伏项目甚至有0.1元/千瓦时左右的低价。

从过去两年竞价项目和平价上网试点项目的电价来看，国内不少地区陆上风电和光伏发电价格也已经具备与当地燃煤电价竞争的能力。

集中式和工商业分布式光伏已经实现平价上网，2021年户用光伏补贴额度也已大幅度下降。

结合近两年各省份光伏竞价项目的电价来看，2020年上报的竞价项目平均电价为0.372元/千瓦时，平均度电补贴强度仅0.033元/千瓦时，可以说在大部分省份，光伏发电的价格较燃煤电价都是具有竞争力的。

尽管今年由于供应链的压力，光伏项目造价有所提升，但在阶段性的供需矛盾缓解后，光伏发电的成本将继续下降，进一步提升经济性方面的优势。

陆上风电项目也基本可以不依赖补贴，实现平价上网。

根据彭博新能源的数据，2020年国内陆上风电的LCOE范围在0.29-0.43元/千瓦时之间。2020年由于并网考核压力，陆上风电出现了抢装情况，造成了设备制造、工程施工各环节订单激增，供应紧张，项目造价有一定提升。

2021年装机进度恢复常态，项目造价较去年亦有下滑，在部分资源条件较好的地区，陆上风电的价格已经可以低于当地燃煤电价。

与光伏和陆上风电相比，我国海上风电的发展进程和规模都明显落后。

目前海上风电的价格还远高于燃煤电价，但也正是由于海上风电还处于规模化发展初期，降本空间较大，尽管尚不能准确量化实现平价上网的时间点，但预计在“十四五”期间，长三角、珠三角的海上风电价格与当地用能价格相比会逐渐具备竞争力。

总结来看，电力作为主要的碳排放部门，电力系统的转型对于全社会低碳发展至关重要。

煤电目前以及近中期都将是我国的主力电源，但目前对于电力系统的规划构想中，已经明确新能源将逐步发展为主力电源类型。

随着技术进步，新能源发电的成本已经具有极强竞争力，不仅不需要补贴扶持，经济性上投资吸引力也正在加强。

在电源侧结构发生转变的情况下，电力系统如何在高比例可再生能源的情况下稳定运行，面临技术和经济性上的挑战。

3．电网侧：配套清洁能源开发需要进行持续升级

3.1 可再生能源占比提升对电力系统平衡形成挑战

在发电与用电侧都频繁波动的情况下，电网需要对电力供需进行实时的平衡。一直以来，我国的电网体系是以接纳稳定的火电、水电为主，电网建设本身有一定备用空间，在没有大规模储能资源的情况下，电力存在鲜明的即发即用特点。

在新能源比例很低的阶段，消纳新能源不会对电网造成太多负担。

但是如果要实现以新能源为主体的电源结构，不仅是发电侧投资转向，电网侧同样需要进行大量配套投资以实现电力系统平衡性和灵活性，这些投资涉及到电网的各个环节，按照时间维度划分投资的主要方式分别为新增储能等资源（面向中长期）和软硬件、电网业态的持续升级（贯穿短中长期）。

面向中长期来看需要通过新增储能等资源，提升电力系统灵活性。

电力系统灵活性的提升，涉及到发电、电网和用电侧，主要的手段包括对传统燃煤电厂的改造，在系统中新增储能资源，以及加强需求侧管理，挖掘需求侧对调节系统平衡的潜力等。

贯穿短中长期来看需要通过对电网的持续升级提升电网的平衡管理能力。

可再生能源具有出力波动幅度大、功率扰动大等特点，对于电网来说，尽管没有通用型解决方案，但是可以通过优化升级增强电网的稳定性，应对可再生能源占比提升后的波动问题。

但没有统一通用方案就意味着电网的升级是多方面的，既涉及到软件系统，例如分析预测能力的提升；也包括硬件设备的匹配升级，例如加强远距离输电通道建设等；以及电网业态的配合，例如电力交易机制市场化的改革。

3.2 面向中长期，储能是提升电力系统灵活性的重要措施

在现有装机结构和技术手段中，火电灵活性改造可以为电网提供一定灵活性。火电灵活性改造不仅可以改善电力系统的可靠性，火电厂进行一定的前期改造投入后也可以获取相应的收益。过去几年东北电网作为试点，在火电灵活性改造中取得了一定成效。

2016年东北电网正式启动两批火电灵活性改造，2017年这些项目陆续投运，到了2018年初，辽宁、吉林、黑龙江的弃风率分别从15%、44%、36%下降到了2.4%、8.1%、8.5%，风电消纳情况的改善与该区域电力辅助服务试点和火电灵活性改造紧密相关。

中长期来看，随着渗透率的快速提升，以及我国现有的火电、水电装机灵活性有限的特点，在电力系统中建设储能项目已经势在必行。开发现有火电机组的灵活性尽管能缓解部分灵活性问题，但一方面煤电机组本身的启停时间、爬坡速率都不具备优势，调节成本较高，能够提供的灵活性有限；同时煤电机组改造的经济性也难以保证。

从调节能力来看，以锂电池为代表的新型储能系统，响应速度在毫秒级，具有上下调节能力，且适用场景非常广泛，极具应用潜力。

储能按照不同方式有多种分类，应用最多的是机械类储能中的抽水蓄能与电化学储能中的锂电池储能，目前也将除抽水蓄能外的电储能技术归纳为新型储能。

截至2020年我国已投运的储能项目累计装机规模35.6GW，其中抽水蓄能占绝对主导地位，为31.79GW。

新型储能中的电化学储能规模位列第二，为3269.2MW（即3.3GW），在电化学储能技术中，又以锂离子电池的规模最大，累计规模为2902.4MW（即2.9GW）。

政策层面，支持新型储能发展的顶层设计已经推出。

国内新型储能过去几年的初步发展情况与政策波动高度相关。规模化的突破是从2017年开始的，首先是在具有一定自发性的用户侧启动。

2018电网侧将储能投资纳入输配电价分摊，带动了电网侧储能项目爆发式增长，但2019年出台的《输配电定价成本监审办法》明确规定，储能建设成本不允许纳入输配电价，电网侧投资陷入停滞。

2020年各地鼓励或明确要求新能源发电项目要按一定比例配套储能，从规模来看，这样的政策又刺激了电源侧储能的快速增长。

虽然发展历史还比较短，但由于缺乏合理商业模式的支撑，新型储能的发展呈现出高波动且相对无序的状态。

2021年发改委发布了《加快推动新型储能发展的指导意见》，完善了新型储能发展的政策机制，给予了装机目标指引：到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。

截至2020年国内电化学储能的累计装机规模约3.2GW，当年的装机规模首次突破了GW级大关。

根据行业协会CNESA的预测，在“十四五”后期，即2024年和2025年，电化学储能行业将形成一轮高增长，保守场景和乐观场景下，累计装机规模将分别达到32.7GW和55.9GW以配合风、光在2025年的装机目标。

即使按照保守场景，“十四五”期间，国内电化学储能的规模都将呈现10倍的增长。

除规模指引外，电价政策是储能实现市场化发展的关键。

近期发改委提出要进一步完善分时电价机制，合理拉大峰谷电价差并建立尖峰电价上浮机制；而在电网侧，电网建设储能的成本有可能纳入输配电价体系。

电价涉及到储能项目的商业模式、投资回收期等关键指标，明确电价机制后，新型储能市场才有望实现比较清晰的市场化规模化的发展模式。

在政策之外，新型储能大规模发展的核心驱动仍然是探索出更加清晰的商业模式以及成本进一步下降。

储能的应用贯穿电力系统发、输、配、用各个环节，每个环节的盈利模式各有差异。由于国内新型储能的发展尚在起步阶段，结合下表可以看出，各环节的商业模式都还处于探索期。

现行发电侧储能的模式是将建设成本引导向项目业主方，同时保证配套储能的电源优先并网，但配套储能的成本由项目业主承担，使得项目收益与成本难以匹配；

用户侧储能具有小体量、分散式、自发性的投资特点，主要应用于削峰填谷或者配套分布式 场景，成本分摊主要依赖赚取峰谷时段电价差额的利润，但开发相对缓慢且价格敏感度高；

电网侧对储能的辅助服务需求很清晰，可通过独立或联合电源企业提供服务获取收益，通过区域发电企业按发电量和系数分摊计入供电成本，但电网侧储能作为独立主体的商业模式以及市场化定价和交易机制都还很大的细化空间，电网侧主体与其它应用场景的项目主体尚处于阶段性博弈阶段。

产业链方面，以锂电池类型为例，储能系统主要由电池系统（Battery System,BS）、功率转换系统（Power Conversion System,PCS）、电池管理系统（Battery Management System,BMS）、监控系统组成。

在目前的发展阶段，储能系统报价差异很大，主流的光伏配储能项目，系统报价水平大致在 1.6-1.8元/Wh，但也有低至 1 元/Wh的价格出现。

新型储能系统中，电池系统的占比超过60%，是后续系统降本的主要来源。

得益于国内动力锂电池已经形成的良好基础，锂电池价格继续下降的趋势是非常明确的。

此外，考虑储能的应用特性，以及钠离子电池在原材料成本上的优势，也有可能在技术成熟后实现储能场景的规模化应用。

3.3 作为电力系统的中心环节，电网变革升级贯穿短中长期

短期来看，跨区域输电通道的建设能有效解决清洁能源与用能中心的地域不匹配问题。我国风光资源的地域分布与用电负荷并不匹配，新能源装机主要集中在我国“三北”地区，考虑资源禀赋和土地资源，国内低成本新能源大基地的开发仍将集中在这些区域。

而众所周知，我国用电量和用电负荷集中在东南部地区。发用电中心不匹配使得跨省跨区输电通道的建设具有必要性，其中特高压工程最具有代表性。

特高压工程建设正在有序推进。

结合发改委与电网的规划来看，预计“十四五”期间投运可的特高压通道约10-15条。特高压输电通道的建设对于大型基地清洁能源电力的外送至关重要，在“十四五”规划和国家电网的“碳达峰、碳中和行动方案”中，都明确提出了要继续建设以输送清洁能源为主的跨区输电通道。

具体来看，目前闽粤联网直流工程、雅中-江西特高压直流工程、陕北-湖北特高压工程均已开工建设，2020年国网“五交五直”特高压工程也已开展了实质性的前期工作，这些均有望在未来几年逐步投运。

特高压工程对电网投资的拉动作用尤为突出。

输变电设施建设一直都是拉动电网投资的主要动力，其中特高压工程投资额度高，拉动作用尤为明显。

一般一条特高压交流工程的投资额在100亿内，直流工程投资额更高约在200亿左右。

如果特高压的建设能顺利推进，仅特高压本体工程的年度投资额就将达到1000亿以上。作为重要的电力工程，特高压的投资体现在基建施工、主设备购买以及铁塔线路搭建三大方面，对应投资额占比约为35%、35%、30%。

特高压相关的输变电设备有较高的技术壁垒，对电力设备制造产业有明显的拉动作用。

除远距离的特高压输电项目外，在区域性供用电矛盾日渐凸显的情况下，中东部地区的环网建设和西部地区省内的外送通道建设也有望加速。

伴随分布式发展，电网数字化改造是系统性的中长期任务。

除了以集中式大基地的形式开发，新能源的应用尤其是光伏应用中，分布式项目发展具有很 强活力。

从规模来看，2015年光伏累计装机中分布式占比约14%，但是到2020年，在当年新增装机和累计装机中，分布式占比都接近1/3，随着分布式批量的开发推进，未来预计这一比例将达到 50%。

分布式项目贴近用户侧，应用场景非常广泛。但是对于电网来说，大量分布式新能源接入配电网，不仅会使得配电网功率平衡、运动控制的难度大幅提升，并且可能还会与配网形成双向的信息流交互，对于配网运行模式都将带来挑战。

在考虑大量分布式新能源的情境中，配电网升级的理想方向是在能源系统的各单元（对象）进行能量流和信息流的数字化，在此基础上形成智能决策对系统进行智能操控。

早在2009年左右，国内就开展了智能电网的建设并且在特高压、城乡配网方面已经实现了突破，初步形成了电网智能运动控制和基础的数字化能力。

但是在新能源从初步发展走向主力电源的过程中，尤其是分布式间歇式电源占比越来越高，电网所面临的信息采集、传输、处理和共享等多方面问题，难度都将指数式增长。

中长期来看，电网处理这些问题离不开正在快速发展的物联网技术。

物联网技术的几个主要方面与电网进一步数字化发展的方向契合度很高：

1）电力通信网络一直都是支撑智能电网运行的基础平台。

目前对电力通信网络的要求正在从被动的需求满足向主动的需求引领转变，这就需要应用到实时安全的通信技术、传感器网络技术以及信息处理等。

2）物联网技术中的数据存储、分布式处理和任务调度技术可以有效的应对可再生能源，尤其是分布式的可再生能源接入后的实时调配需求。

总结来看与物联网技术结合后，电力系统可以从一个相对封闭的控制系统向双向反馈的数字环境转变，在提高电网稳定性的同时，使得风能、太阳能等新能源技术更有效的融入整个体系之中，统一的进行规划与调度。

在上述转型方向下，电网投资的结构也会产生相应转变。

特高压建设运行方面，国内已经有成熟经验，交直流特高压设备的国产化率均超过了90%， 作为重大工程，项目的进度会受到审批核准的影响，年度间投资额可能有较大波动。智能电网的数字化升级则是系统性的工程，体现在配网投资的方方面面， 既有“5G+电力”这样的探索试点期业务，也包括电表终端、巡检机器人等具 体设备的采购更新。

正因如此，配网投资从金额来看年度间波动性会比较小，中长期来看都将在电网投资中占据重要地位。

—————————————————————

请您关注，了解每日最新的行业分析报告！

报告属于原作者，我们不做任何投资建议！

获取更多PDF版报告请登录【远瞻智库官网】或点击链接：「链接」