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2021年08月23日发布

行业观点

“源、网、荷”发生深刻变化，双碳政策推动电力系统转型。“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，以新能源为主体的新型电力系统成为实现双碳目标的重要抓手。我们从源网荷的角度为新型电力系统构建画像如下：在用电侧，去碳化高度依靠电气化率提升，导致用电负荷愈加多样性；在发电侧，新能源装机与发电量大幅提升，系统向离散控制模式发展；在电网侧，新能源要求电力系统高度灵活，确保电力实时平衡与安全运行。

可再生能源的间歇性、能量密度小的特性，为电力系统带来诸多挑战。一是能源结构转变增加电力负荷复杂性，消费升级促进我国经济结构发生转变并推动用能结构改变，消费、制造业、居民等行业用电增加扩大峰谷差，同时增加负荷预测难度，难以精准匹配供需；高峰用电负荷大增、有效发电容量不足导致缺电；二是可再生能源间歇性、波动性、能量密度小等特性导致系统趋向离散不可控，风光装机规模扩大对常规能源迅速调峰提出更高要求；三是高比例可再生导致系统成本加大，德国经验表明当电力系统中可再生能源发电达到30-40%时，系统消纳成本在度电0.19-0.27元人民币，高比例可再生导致电源、电网和系统调峰成本相应增加，叠加碳中和限煤促转型推高煤价造成的煤电成本高企必然带来电力系统成本大幅增加；四是适合新型电力系统发展的电价机制缺失，一方面仍然存在交叉补贴严重、行政干预电价等问题，另一方面现货市场尚不成熟，缺乏辅助服务市场、容量市场、输电权市场等配套机制，同时严格压降输配电成本的监管思路，难以发挥电网主动性。

技术与政策多举措并行，共建协同新型电力系统。针对前述问题，电网需要建立精准的供需预测体系，攻克系统调度难题；大力推进能源互联网建设助力高比例新能源消纳，推进特高压建设积极保障零碳能源远程消纳，同时推动配电网数字化、智能化升级转型；在系统中推动火电灵活性改造的同时，大力发展储能支撑系统调频与调峰需求，积极调动电动汽车电池参与需求响应；在政策领域，完善电力市场机制体制，还原电力商品属性，推动包括发电成本、辅助服务费用向电力市场用户传导；科学合理核定输配电价，保障电网发展经营能力，维持电网可持续发展和国家重大战略。

投资建议

“双碳”目标下，新型电力系统推动电网向能源互联网升级，展望“十四五”电网建设投资，总体规模会随着可再生比例不断增加而逐步加大，建议关注国电南瑞、国网信通；

新能源汽车高速发展，促进汽车电池通过智能充电桩有序充电，参与电网削峰填谷，建议关注特锐德（电新组覆盖）；

碳中和导致的高煤电成本带动发电侧电价上涨，具备清洁能源、调峰能力与低成本属性的水电盈利能力有望增强。推荐市场化占比高、价格上升期的华能水电，建议关注长江电力。

风险提示

经济增速下行风险，政策不达预期，计算机等新动能发展制约产业升级，风光发电受电网灵活性与价格制约消纳不达预期。