■ “碳達峰、碳中和”目標指引下，需要構建新型電力系統(tǒng)。電力是經(jīng)濟發(fā)展的基礎產(chǎn)業(yè)和先行產(chǎn)業(yè)，受資源稟賦的影響，煤電在我國的能源應用和電力生產(chǎn)中都占據(jù)主導地位，發(fā)電量占比仍在 60%以上。在“碳達峰、碳中和”目標指引下，我國規(guī)劃建設以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，長期來看，風電光伏為代表的新能源將成為主力電源，預計到2030年風光發(fā)電量占比提升至30%左右。oR2esmc
■ 風電光伏的發(fā)展已經(jīng)具有經(jīng)濟性，新能源的開發(fā)將帶來持續(xù)投資。2021年開始新建的陸上風電與光伏（除戶用分布式）都不再進行中央補貼，結合過去兩年競價/平價項目的情況，國內光伏和陸上風電的度電成本大約在0.2-0.45元之間，與燃煤發(fā)電價格相比具有競爭力，考慮風電光伏還有繼續(xù)降本的空間，經(jīng)濟性上競爭力還將繼續(xù)加強。盡管水電核電的發(fā)展也符合清潔能源和經(jīng)濟性要求，但開發(fā)條件較為苛刻。從規(guī)模上來看，風電光伏的開發(fā)潛力和增量都將遠大于水電核電，將成為拉動電源側投資的主要力量。從投資方來看，新能源電站的開發(fā)也將由大型電力企業(yè)主導，這些企業(yè)一直以來都以債權融資為主，是銀行長期重點合作客戶。補貼全面退出后，新能源項目運行周期內的現(xiàn)金流特點有望趨向水電、核電資產(chǎn)，可能會帶動新能源項目拓寬融資渠道。oR2esmc
■ 新能源的大規(guī)模發(fā)展還將帶動電網(wǎng)和儲能的持續(xù)投入。盡管風電光伏經(jīng)濟性方面的障礙已基本解決，但發(fā)電特性上，間歇式高波動的特點仍然突出。隨著新能源滲透率的提升，電力系統(tǒng)的平衡難度劇增。我國由于資源的地域分布情況，還同時存在發(fā)用電空間上的錯配。為了實現(xiàn)新能源的消納，電網(wǎng)需要系統(tǒng)性的升級，既包括硬件設備的匹配，例如加強特高壓通道建設，增強配電網(wǎng)穩(wěn)定性等；也涉及到結合物聯(lián)網(wǎng)進行數(shù)字通信能力的提升；以及從業(yè)態(tài)上來看，電力行業(yè)市場化的改革。面向中長期，新型電力系統(tǒng)中必須配套儲能資源以提升系統(tǒng)靈活性，儲能方面以鋰電為代表的電化學儲能路線，最適合作為調節(jié)電源，并且得益于動力電池的大規(guī)模發(fā)展，鋰電池有望在未來五年繼續(xù)降低成本，同時探索出經(jīng)濟性的儲能應用模式，從而實現(xiàn)大規(guī)模高增長的突破式發(fā)展。oR2esmc
■ 業(yè)務建議及風險。（本段有刪節(jié)，招商銀行各部如需本部分內容，請參照文末方式聯(lián)系研究院）oR2esmc
發(fā)電行業(yè)是碳排放的主要部門，電力結構轉型勢在必行oR2esmc
1.1電力熱力生產(chǎn)是產(chǎn)生碳排放的主要部門oR2esmc
電力是經(jīng)濟發(fā)展的基礎產(chǎn)業(yè)和先行產(chǎn)業(yè)，過去幾十年，我國發(fā)用電量的增長與GDP的增長緊密相關。1990-2020的30年間，GDP復合增速16%，同期發(fā)電量和發(fā)電設備容量的復合增速分別為9%、10%。在經(jīng)濟高速增長的階段，國內的電力應用和電力工業(yè)都實現(xiàn)了跨越式發(fā)展，到2020年電力裝機規(guī)模已經(jīng)達到了22億千瓦，是1990年裝機量的16倍，人均用電量也已經(jīng)超過了全球平均水平。oR2esmc
圖1：全國GDP增速與發(fā)電量增速oR2esmc
資料來源：國家統(tǒng)計局,招商銀行研究院oR2esmc
圖2：全國發(fā)電設備容量（萬千瓦）oR2esmc
資料來源：wind,招商銀行研究院oR2esmc
受能源資源稟賦的影響，直到2005年前，煤電和水電尤其是煤電，在我國的能源應用和電力生產(chǎn)中都占據(jù)主導地位。一次能源消費中原煤占比約57%，發(fā)電環(huán)節(jié)煤電占比62%。但在能源結構調整的背景下，煤炭消費量和煤電占比總體都呈下降趨勢，以風電、光伏為代表的非水清潔能源裝機規(guī)模迅速增長，經(jīng)過多年的發(fā)展，電力結構由煤電主導向多元化轉型的趨勢已經(jīng)非常明顯。oR2esmc
圖3：各國能源消費結構對比（2019年）oR2esmc
資料來源：BP，招商銀行研究院oR2esmc
由于行業(yè)特性的原因，電力、熱力生產(chǎn)行業(yè)一直都是產(chǎn)生二氧化碳排放最主要的部門。2018年全球電力熱力生產(chǎn)行業(yè)的碳排放占比約42%，其次為交通運輸和工業(yè)。中國電力熱力生產(chǎn)行業(yè)的二氧化碳排放在全國排放量中占比為51%，其次為工業(yè)和交通運輸。不論從全球還是我國的情況來看，在“碳達峰、碳中和”發(fā)展目標下，電力行業(yè)的低碳轉型都是任重道遠。oR2esmc
圖4：全球分部門二氧化碳排放占比（2018）oR2esmc
資料來源：IEA,招商銀行研究院oR2esmc
圖5：中國分部門二氧化碳排放占比（2018）oR2esmc
資料來源：IEA,招商銀行研究院oR2esmc
1.2電力行業(yè)低碳發(fā)展是系統(tǒng)性的任務oR2esmc
電力是經(jīng)濟發(fā)展的先行產(chǎn)業(yè)，各個國家低碳發(fā)展的進程規(guī)劃中，電力行業(yè)都必須先于整個經(jīng)濟體實現(xiàn)低碳甚至脫碳發(fā)展。根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)的測算，以2060年實現(xiàn)碳中和為目標，未來40年，我國能源活動的碳排放減排任務高達87億噸，在總體減排任務中占比過半。為了達到這一減排目標，能源消費需要電能替代，而電能的生產(chǎn)需要大規(guī)模發(fā)展清潔能源，與清潔能源發(fā)展相配套，電力系統(tǒng)需要持續(xù)升級轉型，總結來看，這些替代與轉型將主要體現(xiàn)在以下幾大方向：oR2esmc
1、持續(xù)提高清潔能源，尤其是非水可再生能源的發(fā)電占比。oR2esmc
2、提高電氣化水平，包括交通領域的電氣化，工業(yè)替代，電代煤等。oR2esmc
3、提高電能利用效率，包括電網(wǎng)持續(xù)升級提升電力傳輸效率，儲能、分布式能源建設等。oR2esmc
4、進一步提升煤電利用效率降低碳排放。僅煤電內部比較來看，我國清潔煤電供應體系處于領先水平。在多輪改造升級下，國內大多數(shù)煤電廠的運行時間在15年以內，現(xiàn)役煤電機組的平均運行時間小于全球平均水平，因此盡管煤電面臨轉型退出壓力，但是退出過程不可能一蹴而就，仍有必要繼續(xù)加強煤電的清潔低碳發(fā)展。oR2esmc
資料來源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)研究院，招商銀行研究院oR2esmc
資料來源：中電聯(lián)，招商銀行研究院oR2esmc
電源側：新能源中風電光伏經(jīng)濟性已經(jīng)具有競爭力oR2esmc
2.1電力供需將進入平穩(wěn)增長階段oR2esmc
全社會碳中和目標的實現(xiàn)離不開終端用能電氣化，電力行業(yè)的脫碳是其他部門脫碳的重要依托。在碳中和目標的約束下，電力行業(yè)的低碳轉型將加速，有望在2050年實現(xiàn)零排放。以此作為基礎，我們對電力行業(yè)中長期轉型做出如下假設： oR2esmc
1、未來十年電力需求年均復合增速在4%左右。預計到2030年國內電力需求將達到10萬億千瓦時左右，較2020年的用電量（7.5萬億千瓦時）水平提升30%以上，年均增速約4%左右。到2050年國內電力需求將達到約15萬億千瓦時左右的水平。oR2esmc
2、到2030年非水可再生能源裝機量的占比將大幅提升至50%左右。2020年我國煤電裝機量約11億千瓦，在總裝機量中占比49.8%。預計到2030年，煤電裝機總量較2020年不會增長（新建煤電項目的同時在淘汰現(xiàn)役煤電），非水可再生能源，主要是新能源中的風電、光伏裝機量占比將提升至50%。oR2esmc
3、到2030年非水可再生能源的發(fā)電量占比將提升至30%左右。2020年我國的電力生產(chǎn)結構中，煤電占比為61%，風光發(fā)電量占比約10%，隨著風電、光伏裝機比例的提升預計到2030年，煤電的發(fā)電量占比將降至45%以下，風光為主的非水可再生能源發(fā)電量占比提升至30%左右，核電、水電的發(fā)電量將繼續(xù)增長，但占比可能略有下滑。oR2esmc
資料來源：中電聯(lián)，招商銀行研究院oR2esmc
資料來源：IEA,招商銀行研究院oR2esmc
圖10：中國發(fā)電量預測(2030）oR2esmc
資料來源：IEA,招商銀行研究院oR2esmc
2.2水電、核電有成本與穩(wěn)定性優(yōu)勢，但可開發(fā)規(guī)模相對有限oR2esmc
一直以來水電都被視為發(fā)電成本最低的一類清潔能源，但目前國內優(yōu)質待開發(fā)水電資源已非常有限，電站造價有上升趨勢。我國不僅有很好水電資源稟賦，在水電開發(fā)領域也已經(jīng)處于全球領先的水平，截至2020年，我國水電裝機規(guī)模達3.7億千瓦，當年發(fā)電量1.36萬億千瓦時，均位列全球第一。國內水電建設經(jīng)歷了約5輪投產(chǎn)高峰，近中期來看，優(yōu)質可開發(fā)資源已經(jīng)屈指可數(shù)，結合流域分布情況，僅剩下金沙江上游、瀾滄江上游、雅魯藏布江干支流等區(qū)域還具備大規(guī)模梯級開發(fā)條件。這部分尚待開發(fā)的資源總規(guī)模約1.5億千瓦，主要位于藏區(qū)。受地理位置、資源條件等因素影響，在上游和藏區(qū)進行水電開發(fā)的成本必將整體上行，預計單位投資成本將由5000-8000元/千瓦提升至11000元/千瓦以上。oR2esmc
圖11：水電新增裝機容量（單位：百萬千瓦）oR2esmc
資料來源：Wind、招商銀行研究院oR2esmc
資料來源：各集團公告，招商銀行研究院oR2esmc
我國核電已經(jīng)從引進吸收海外技術邁入了國產(chǎn)化自主研發(fā)階段，投資成本快速下降，但考慮安全因素，仍將集中在沿海省份進行開發(fā)。國內核電建設大致經(jīng)歷了四輪建設熱潮，在長期建設過程中，基本實現(xiàn)了技術的“引進-吸收-消化”，目前三代自主核電綜合國產(chǎn)化率達到88%以上，并且已經(jīng)形成了每年8-10臺(套)核電主設備供貨能力。從成本和電力穩(wěn)定性來看，核電無疑是具有競爭力的。但核電站本身建設周期至少需要5年，在“十四五”規(guī)劃中，政府也沒有提及進行內陸核電項目的前期工作，這意味著至少到2025年，國內的核電建設仍將集中在沿海省份部分有條件的區(qū)域。與其他清潔能源相比，核電的新增規(guī)模會比較有限，發(fā)展建設也將首先基于安全性才能開展。oR2esmc
圖12：2020年國內各省份核電裝機容量、發(fā)電量占比oR2esmc
資料來源：發(fā)改委，招商銀行研究院oR2esmc
2.3新能源中風電、光伏將在中長期逐步發(fā)展為主力電源oR2esmc
風電、光伏發(fā)電成本的持續(xù)下降是支撐其裝機規(guī)模擴大的基礎。不論全球還是中國的情況，過去十幾年的時間，陸上風電和光伏的度電成本（LCOE）都實現(xiàn)了大幅下降，目前全球陸上風電和光伏的LCOE平均水平在0.3-0.35元/千瓦時，在葡萄牙、中東等地方，光伏項目甚至有0.1元/千瓦時左右的低價。從過去兩年競價項目和平價上網(wǎng)試點項目的電價來看，國內不少地區(qū)陸上風電和光伏發(fā)電價格也已經(jīng)具備與當?shù)厝济弘妰r競爭的能力。oR2esmc
集中式和工商業(yè)分布式光伏已經(jīng)實現(xiàn)平價上網(wǎng)，2021年戶用光伏補貼額度也已大幅度下降。結合近兩年各省份光伏競價項目的電價來看，2020年上報的競價項目平均電價為0.372元/千瓦時，平均度電補貼強度僅0.033元/千瓦時，可以說在大部分省份，光伏發(fā)電的價格較燃煤電價都是具有競爭力的。盡管今年由于供應鏈的壓力，光伏項目造價有所提升，但在階段性的供需矛盾緩解后，光伏發(fā)電的成本將繼續(xù)下降，進一步提升經(jīng)濟性方面的優(yōu)勢。oR2esmc
圖13：部分省份燃煤電價與新能源電價對比oR2esmc
資料來源：發(fā)改委，招商銀行研究院oR2esmc
陸上風電項目也基本可以不依賴補貼，實現(xiàn)平價上網(wǎng)。根據(jù)彭博新能源的數(shù)據(jù)，2020年國內陸上風電的LCOE范圍在0.29-0.43元/千瓦時之間。2020年由于并網(wǎng)考核壓力，陸上風電出現(xiàn)了搶裝情況，造成了設備制造、工程施工各環(huán)節(jié)訂單激增，供應緊張，項目造價有一定提升。2021年裝機進度恢復常態(tài)，項目造價較去年亦有下滑，在部分資源條件較好的地區(qū)，陸上風電的價格已經(jīng)可以低于當?shù)厝济弘妰r。與光伏和陸上風電相比，我國海上風電的發(fā)展進程和規(guī)模都明顯落后。目前海上風電的價格還遠高于燃煤電價，但也正是由于海上風電還處于規(guī)?；l(fā)展初期，降本空間較大，盡管尚不能準確量化實現(xiàn)平價上網(wǎng)的時間點，但預計在“十四五”期間，長三角、珠三角的海上風電價格與當?shù)赜媚軆r格相比會逐漸具備競爭力。oR2esmc
圖14：全球光伏、風電及儲能系統(tǒng)LCOE情況（截至2020年上半年）oR2esmc
資料來源：BNEF，招商銀行研究院oR2esmc
注：以上光伏、風電、儲能系統(tǒng)LCOE未考慮補貼或稅收抵免優(yōu)惠oR2esmc
圖15：2020年中國不同電源的平準化發(fā)電成本oR2esmc
資料來源：BNEF，招商銀行研究院oR2esmc
總結來看，電力作為主要的碳排放部門，電力系統(tǒng)的轉型對于全社會低碳發(fā)展至關重要。煤電目前以及近中期都將是我國的主力電源，但目前對于電力系統(tǒng)的規(guī)劃構想中，已經(jīng)明確新能源將逐步發(fā)展為主力電源類型。隨著技術進步，新能源發(fā)電的成本已經(jīng)具有極強競爭力，不僅不需要補貼扶持，經(jīng)濟性上投資吸引力也正在加強。在電源側結構發(fā)生轉變的情況下，電力系統(tǒng)如何在高比例可再生能源的情況下穩(wěn)定運行，面臨技術和經(jīng)濟性上的挑戰(zhàn)。oR2esmc
電網(wǎng)側：配套清潔能源開發(fā)需要進行持續(xù)升級oR2esmc
3.1可再生能源占比提升對電力系統(tǒng)平衡形成挑戰(zhàn)oR2esmc
在發(fā)電與用電側都頻繁波動的情況下，電網(wǎng)需要對電力供需進行實時的平衡。一直以來，我國的電網(wǎng)體系是以接納穩(wěn)定的火電、水電為主，電網(wǎng)建設本身有一定備用空間，在沒有大規(guī)模儲能資源的情況下，電力存在鮮明的即發(fā)即用特點。在新能源比例很低的階段，消納新能源不會對電網(wǎng)造成太多負擔。但是如果要實現(xiàn)以新能源為主體的電源結構，不僅是發(fā)電側投資轉向，電網(wǎng)側同樣需要進行大量配套投資以實現(xiàn)電力系統(tǒng)平衡性和靈活性，這些投資涉及到電網(wǎng)的各個環(huán)節(jié)，按照時間維度劃分投資的主要方式分別為新增儲能等資源（面向中長期）和軟硬件、電網(wǎng)業(yè)態(tài)的持續(xù)升級（貫穿短中長期）。oR2esmc
面向中長期來看需要通過新增儲能等資源，提升電力系統(tǒng)靈活性。電力系統(tǒng)靈活性的提升，涉及到發(fā)電、電網(wǎng)和用電側，主要的手段包括對傳統(tǒng)燃煤電廠的改造，在系統(tǒng)中新增儲能資源，以及加強需求側管理，挖掘需求側對調節(jié)系統(tǒng)平衡的潛力等。oR2esmc
貫穿短中長期來看需要通過對電網(wǎng)的持續(xù)升級提升電網(wǎng)的平衡管理能力。可再生能源具有出力波動幅度大、功率擾動大等特點，對于電網(wǎng)來說，盡管沒有通用型解決方案，但是可以通過優(yōu)化升級增強電網(wǎng)的穩(wěn)定性，應對可再生能源占比提升后的波動問題。但沒有統(tǒng)一通用方案就意味著電網(wǎng)的升級是多方面的，既涉及到軟件系統(tǒng)，例如分析預測能力的提升；也包括硬件設備的匹配升級，例如加強遠距離輸電通道建設等；以及電網(wǎng)業(yè)態(tài)的配合，例如電力交易機制市場化的改革。oR2esmc
圖16：可再生能源促使電力系統(tǒng)從集中向分散轉變oR2esmc
資料來源：招商銀行研究院oR2esmc
3.2面向中長期，儲能是提升電力系統(tǒng)靈活性的重要措施oR2esmc
在現(xiàn)有裝機結構和技術手段中，火電靈活性改造可以為電網(wǎng)提供一定靈活性。火電靈活性改造不僅可以改善電力系統(tǒng)的可靠性，火電廠進行一定的前期改造投入后也可以獲取相應的收益。過去幾年東北電網(wǎng)作為試點，在火電靈活性改造中取得了一定成效。2016年東北電網(wǎng)正式啟動兩批火電靈活性改造，2017年這些項目陸續(xù)投運，到了2018年初，遼寧、吉林、黑龍江的棄風率分別從15%、44%、36%下降到了2.4%、8.1%、8.5%，風電消納情況的改善與該區(qū)域電力輔助服務試點和火電靈活性改造緊密相關。oR2esmc
中長期來看，隨著滲透率的快速提升，以及我國現(xiàn)有的火電、水電裝機靈活性有限的特點，在電力系統(tǒng)中建設儲能項目已經(jīng)勢在必行。開發(fā)現(xiàn)有火電機組的靈活性盡管能緩解部分靈活性問題，但一方面煤電機組本身的啟停時間、爬坡速率都不具備優(yōu)勢，調節(jié)成本較高，能夠提供的靈活性有限；同時煤電機組改造的經(jīng)濟性也難以保證。從調節(jié)能力來看，以鋰電池為代表的新型儲能系統(tǒng)，響應速度在毫秒級，具有上下調節(jié)能力，且適用場景非常廣泛，極具應用潛力。oR2esmc
圖17：電力系統(tǒng)靈活性提升路線圖oR2esmc
資料來源：《當前儲能市場和儲能經(jīng)濟性分析》，招商銀行研究院oR2esmc
儲能按照不同方式有多種分類，應用最多的是機械類儲能中的抽水蓄能與電化學儲能中的鋰電池儲能，目前也將除抽水蓄能外的電儲能技術歸納為新型儲能。截至2020年我國已投運的儲能項目累計裝機規(guī)模35.6GW，其中抽水蓄能占絕對主導地位，為31.79GW。新型儲能中的電化學儲能規(guī)模位列第二，為3269.2MW（即3.3GW），在電化學儲能技術中，又以鋰離子電池的規(guī)模最大，累計規(guī)模為2902.4MW（即2.9GW）。oR2esmc
資料來源：招商銀行研究院oR2esmc
資料來源：招商銀行研究院oR2esmc
政策層面，支持新型儲能發(fā)展的頂層設計已經(jīng)推出。國內新型儲能過去幾年的初步發(fā)展情況與政策波動高度相關。規(guī)?；耐黄剖菑?017年開始的，首先是在具有一定自發(fā)性的用戶側啟動。2018電網(wǎng)側將儲能投資納入輸配電價分攤，帶動了電網(wǎng)側儲能項目爆發(fā)式增長，但2019年出臺的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確規(guī)定，儲能建設成本不允許納入輸配電價，電網(wǎng)側投資陷入停滯。2020年各地鼓勵或明確要求新能源發(fā)電項目要按一定比例配套儲能，從規(guī)模來看，這樣的政策又刺激了電源側儲能的快速增長。雖然發(fā)展歷史還比較短，但由于缺乏合理商業(yè)模式的支撐，新型儲能的發(fā)展呈現(xiàn)出高波動且相對無序的狀態(tài)。oR2esmc
圖19：國內電化學儲能新增裝機規(guī)模及增速oR2esmc
資料來源：CNESA，招商銀行研究院oR2esmc
2021年發(fā)改委發(fā)布了《加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，完善了新型儲能發(fā)展的政策機制，給予了裝機目標指引：到2025年實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變，裝機規(guī)模達30GW以上。截至2020年國內電化學儲能的累計裝機規(guī)模約3.2GW，當年的裝機規(guī)模首次突破了GW級大關。根據(jù)行業(yè)協(xié)會CNESA的預測，在“十四五”后期，即2024年和2025年，電化學儲能行業(yè)將形成一輪高增長，保守場景和樂觀場景下，累計裝機規(guī)模將分別達到32.7GW和55.9GW以配合風、光在2025年的裝機目標。即使按照保守場景，“十四五”期間，國內電化學儲能的規(guī)模都將呈現(xiàn)10倍的增長。oR2esmc
除規(guī)模指引外，電價政策是儲能實現(xiàn)市場化發(fā)展的關鍵。近期發(fā)改委提出要進一步完善分時電價機制，合理拉大峰谷電價差并建立尖峰電價上浮機制；而在電網(wǎng)側，電網(wǎng)建設儲能的成本有可能納入輸配電價體系。電價涉及到儲能項目的商業(yè)模式、投資回收期等關鍵指標，明確電價機制后，新型儲能市場才有望實現(xiàn)比較清晰的市場化規(guī)?；陌l(fā)展模式。oR2esmc
圖20：電化學儲能累計投運規(guī)模預測保守場景oR2esmc
資料來源：CNESA,招商銀行研究院oR2esmc
圖21：電化學儲能累計投運規(guī)模預測樂觀場景oR2esmc
資料來源：CNESA,招商銀行研究院oR2esmc
在政策之外，新型儲能大規(guī)模發(fā)展的核心驅動仍然是探索出更加清晰的商業(yè)模式以及成本進一步下降。儲能的應用貫穿電力系統(tǒng)發(fā)、輸、配、用各個環(huán)節(jié)，每個環(huán)節(jié)的盈利模式各有差異。由于國內新型儲能的發(fā)展尚在起步階段，結合下表可以看出，各環(huán)節(jié)的商業(yè)模式都還處于探索期。現(xiàn)行發(fā)電側儲能的模式是將建設成本引導向項目業(yè)主方，同時保證配套儲能的電源優(yōu)先并網(wǎng)，但配套儲能的成本由項目業(yè)主承擔，使得項目收益與成本難以匹配；用戶側儲能具有小體量、分散式、自發(fā)性的投資特點，主要應用于削峰填谷或者配套分布式場景，成本分攤主要依賴賺取峰谷時段電價差額的利潤，但開發(fā)相對緩慢且價格敏感度高；電網(wǎng)側對儲能的輔助服務需求很清晰，可通過獨立或聯(lián)合電源企業(yè)提供服務獲取收益，通過區(qū)域發(fā)電企業(yè)按發(fā)電量和系數(shù)分攤計入供電成本，但電網(wǎng)側儲能作為獨立主體的商業(yè)模式以及市場化定價和交易機制都還很大的細化空間，電網(wǎng)側主體與其它應用場景的項目主體尚處于階段性博弈階段。oR2esmc
表 3：目前電源、電網(wǎng)、用戶側儲能商業(yè)模式對比oR2esmc
資料來源：CNESA，招商銀行研究院oR2esmc
產(chǎn)業(yè)鏈方面，以鋰電池類型為例，儲能系統(tǒng)主要由電池系統(tǒng)（Battery System, BS）、功率轉換系統(tǒng)（Power Conversion System, PCS）、電池管理系統(tǒng)（Battery Management System, BMS）、監(jiān)控系統(tǒng)組成。在目前的發(fā)展階段，儲能系統(tǒng)報價差異很大，主流的光伏配儲能項目，系統(tǒng)報價水平大致在1.6-1.8元/Wh，但也有低至1元/Wh的價格出現(xiàn)。新型儲能系統(tǒng)中，電池系統(tǒng)的占比超過60%，是后續(xù)系統(tǒng)降本的主要來源。得益于國內動力鋰電池已經(jīng)形成的良好基礎，鋰電池價格繼續(xù)下降的趨勢是非常明確的。此外，考慮儲能的應用特性，以及鈉離子電池在原材料成本上的優(yōu)勢，也有可能在技術成熟后實現(xiàn)儲能場景的規(guī)?；瘧?。oR2esmc
資料來源：高工鋰電，招商銀行研究院oR2esmc
圖23：不同儲能類型造價對比(100MW/4h項目)oR2esmc
資料來源：IRENA，招商銀行研究院oR2esmc
資料來源：招商銀行研究院oR2esmc
注：耐過放電指電池能夠抵抗由電壓下降帶來的過度放電、進而造成電極活性物質損傷的能力oR2esmc
3.3作為電力系統(tǒng)的中心環(huán)節(jié)，電網(wǎng)變革升級貫穿短中長期oR2esmc
短期來看，跨區(qū)域輸電通道的建設能有效解決清潔能源與用能中心的地域不匹配問題。我國風光資源的地域分布與用電負荷并不匹配，新能源裝機主要集中在我國“三北”地區(qū)，考慮資源稟賦和土地資源，國內低成本新能源大基地的開發(fā)仍將集中在這些區(qū)域。而眾所周知，我國用電量和用電負荷集中在東南部地區(qū)。發(fā)用電中心不匹配使得跨省跨區(qū)輸電通道的建設具有必要性，其中特高壓工程最具有代表性。oR2esmc
圖24：“十四五”大型清潔能源基地布局示意圖oR2esmc
資料來源：發(fā)改委，招商銀行研究院oR2esmc
特高壓工程建設正在有序推進。結合發(fā)改委與電網(wǎng)的規(guī)劃來看，預計“十四五”期間投運可的特高壓通道約10-15條。特高壓輸電通道的建設對于大型基地清潔能源電力的外送至關重要，在“十四五”規(guī)劃和國家電網(wǎng)的“碳達峰、碳中和行動方案”中，都明確提出了要繼續(xù)建設以輸送清潔能源為主的跨區(qū)輸電通道。具體來看，目前閩粵聯(lián)網(wǎng)直流工程、雅中-江西特高壓直流工程、陜北-湖北特高壓工程均已開工建設，2020年國網(wǎng) “五交五直”特高壓工程也已開展了實質性的前期工作，這些均有望在未來幾年逐步投運。oR2esmc
資料來源：招商銀行研究院oR2esmc
特高壓工程對電網(wǎng)投資的拉動作用尤為突出。輸變電設施建設一直都是拉動電網(wǎng)投資的主要動力，其中特高壓工程投資額度高，拉動作用尤為明顯。一般一條特高壓交流工程的投資額在100億內，直流工程投資額更高約在200億左右。如果特高壓的建設能順利推進，僅特高壓本體工程的年度投資額就將達到1000億以上。作為重要的電力工程，特高壓的投資體現(xiàn)在基建施工、主設備購買以及鐵塔線路搭建三大方面，對應投資額占比約為35%、35%、30%。特高壓相關的輸變電設備有較高的技術壁壘，對電力設備制造產(chǎn)業(yè)有明顯的拉動作用。除遠距離的特高壓輸電項目外，在區(qū)域性供用電矛盾日漸凸顯的情況下，中東部地區(qū)的環(huán)網(wǎng)建設和西部地區(qū)省內的外送通道建設也有望加速。oR2esmc
資料來源：能源局，國家電網(wǎng)，招商銀行研究院oR2esmc
伴隨分布式發(fā)展，電網(wǎng)數(shù)字化改造是系統(tǒng)性的中長期任務。除了以集中式大基地的形式開發(fā)，新能源的應用尤其是光伏應用中，分布式項目發(fā)展具有很強活力。從規(guī)模來看，2015年光伏累計裝機中分布式占比約14%，但是到2020年，在當年新增裝機和累計裝機中，分布式占比都接近1/3，隨著分布式批量的開發(fā)推進，未來預計這一比例將達到50%。分布式項目貼近用戶側，應用場景非常廣泛。但是對于電網(wǎng)來說，大量分布式新能源接入配電網(wǎng)，不僅會使得配電網(wǎng)功率平衡、運動控制的難度大幅提升，并且可能還會與配網(wǎng)形成雙向的信息流交互，對于配網(wǎng)運行模式都將帶來挑戰(zhàn)。在考慮大量分布式新能源的情境中，配電網(wǎng)升級的理想方向是在能源系統(tǒng)的各單元（對象）進行能量流和信息流的數(shù)字化，在此基礎上形成智能決策對系統(tǒng)進行智能操控。oR2esmc
資料來源：能源局,招商銀行研究院oR2esmc
圖26：傳統(tǒng)電網(wǎng)向智能電網(wǎng)的轉變oR2esmc
資料來源：IEA,招商銀行研究院oR2esmc
早在2009年左右，國內就開展了智能電網(wǎng)的建設并且在特高壓、城鄉(xiāng)配網(wǎng)方面已經(jīng)實現(xiàn)了突破，初步形成了電網(wǎng)智能運動控制和基礎的數(shù)字化能力。但是在新能源從初步發(fā)展走向主力電源的過程中，尤其是分布式間歇式電源占比越來越高，電網(wǎng)所面臨的信息采集、傳輸、處理和共享等多方面問題，難度都將指數(shù)式增長。中長期來看，電網(wǎng)處理這些問題離不開正在快速發(fā)展的物聯(lián)網(wǎng)技術。物聯(lián)網(wǎng)技術的幾個主要方面與電網(wǎng)進一步數(shù)字化發(fā)展的方向契合度很高：oR2esmc
1、電力通信網(wǎng)絡一直都是支撐智能電網(wǎng)運行的基礎平臺。目前對電力通信網(wǎng)絡的要求正在從被動的需求滿足向主動的需求引領轉變，這就需要應用到實時安全的通信技術、傳感器網(wǎng)絡技術以及信息處理等。oR2esmc
2、物聯(lián)網(wǎng)技術中的數(shù)據(jù)存儲、分布式處理和任務調度技術可以有效的應對可再生能源，尤其是分布式的可再生能源接入后的實時調配需求。oR2esmc
總結來看與物聯(lián)網(wǎng)技術結合后，電力系統(tǒng)可以從一個相對封閉的控制系統(tǒng)向雙向反饋的數(shù)字環(huán)境轉變，在提高電網(wǎng)穩(wěn)定性的同時，使得風能、太陽能等新能源技術更有效的融入整個體系之中，統(tǒng)一的進行規(guī)劃與調度。oR2esmc
表 7：智能電網(wǎng)中通信應用特點及趨勢oR2esmc
資料來源：南方電網(wǎng)，招商銀行研究院oR2esmc
在上述轉型方向下，電網(wǎng)投資的結構也會產(chǎn)生相應轉變。特高壓建設運行方面，國內已經(jīng)有成熟經(jīng)驗，交直流特高壓設備的國產(chǎn)化率均超過了90%，作為重大工程，項目的進度會受到審批核準的影響，年度間投資額可能有較大波動。智能電網(wǎng)的數(shù)字化升級則是系統(tǒng)性的工程，體現(xiàn)在配網(wǎng)投資的方方面面，既有“5G+電力”這樣的探索試點期業(yè)務，也包括電表終端、巡檢機器人等具體設備的采購更新。正因如此，配網(wǎng)投資從金額來看年度間波動性會比較小，中長期來看都將在電網(wǎng)投資中占據(jù)重要地位。oR2esmc
圖27：電網(wǎng)投資總額及結構oR2esmc
資料來源：國家電網(wǎng)，南方電網(wǎng)，招商銀行研究院oR2esmc
業(yè)務布局建議與風險分析oR2esmc
（此處有刪節(jié)，招商銀行各部如需報告原文，請以文末聯(lián)系方式聯(lián)系招商銀行研究院）oR2esmc
責編：Momoz
