国家电网公司反复深入研究,提出了能源电力落实碳达峰「电力赋能经济社会发展」

今天带来国家电网公司反复深入研究,提出了能源电力落实碳达峰「电力赋能经济社会发展」，关于国家电网公司反复深入研究,提出了能源电力落实碳达峰「电力赋能经济社会发展」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

1、能源转型为“碳中和”之基，电力变革重中之重

1.1 中国30·60目标确定，全球“碳中和”势起

全球掀起“碳中和”浪潮，各国宣布时间表。作为全球碳排放总量占比最高的国家我国于2020年9月23日宣布2030年实现碳达峰，2060年实现碳中和，自此，全球“碳中和”大势已经形成。

根据联合国统计，截至2020年底，已有44个国家和经济体宣布碳中和目标。

气候变化形势严峻，全球“碳中和”刻不容缓。

《巴黎协定》中规定，各国应将全球升温控制在2度以内，努力控制在1.5度以内。为实现这个目标，根据IPCC的估算，全球碳排放量必须在2030年前减少一半，而目前全球碳排放量仍未达到峰值，未来减排任务艰巨，因此，全球“碳中和”政策力度将全面铺开，以确保实现《巴黎协定》设定的目标。

1.2 能源消费是碳排放主因，电力是碳中和的锚

实现碳中和，掌握电力变革是重中之重。根据WRI的数据，从1990年至2018年由能源消费产生的全球温室气体排放量占总量的比重始终在70%以上。

能源一直以来都是碳排放的主要来源，而在全球能源结构中，电力又是十分重要的一环，目前电力和供热产生的碳排放量占能源消耗的总排放量比重已经超过40%，且随着未来能源电气化程度的提升，占比仍有较大上升空间，因此，电力变革是实现碳中和的关键。

2、发电端：清洁能源责无旁贷，国内“风光核”开始发力

2.1 国内“十四五”目标明晰，核电开发重启

发电集团表态坚决，国内“十四五”目标明确。今年国内各行业“十四五”规划陆续出炉，伴随着“30·60”宣言发布，国内各大发电集团纷纷表态并制定具体“碳中和”路径，其中国家电投、大唐集团、国家能源集团、三峡集团等明确了碳达峰时间，三峡集团和国家电投规划时间最短，预计2023年实现碳达峰。

在“十四五”规划方面，各集团规划的新能源装机占比均在50%以上，未来五年新能源发展确定性极高。

目标确定，未来清洁能源装机高增长。根据各家发电集团的目标，我们对十四五期间其清洁能源装机量做出预测。

与2020年相比，各大发电集团累计清洁能源装机量增长391.8GW，年均增长近80GW，再叠加其他民企装机，“十四五”清洁能源装机年 均增长有望突破90GW。

风电、光伏不改高景气，核电重启超出预期。从清洁能源的组成结构来看，通过近年来行业内的共同努力，我国风电和光伏行业高速发展，度电成本快速下降，目前已经实现平价上网，因此未来清洁能源的装机主力将来自风电和光伏。

但除此之外，面对“碳中和”目标的严峻挑战，我国适时调整政策。今年政府工作报告的碳达峰、碳中和方案明确提出了“在确保安全的前提下积极有序发展核电”，这也是政府工作报告中首次提出“积极”发展核电。

核电“十四五”规划可期，机遇与挑战并存。

目前我国共有18座核电厂、62个核电 机组，其中49个在运机组、13个在建机组，截至2020年末，核电装机49.89GW。

根据我国现有核电发展基础和条件，中核战略规划研究总院测算出了未来核电发展规 划，预计2020-2035年保持在每年开工建设6-8台核电机组的节奏，到2025年，核电 在运规模达70GW左右，在建规模达到36GW左右；到2035年，核电在运规模达150GW 左右，在建规模达到50GW左右。

作为唯一可大规模替代化石能源的基荷电源，核电在实现“碳中和”目标中的地位至关重要，但目前核电安装成本依然较高、施工周期较长，国内第三代核电技术与世界一流水平仍有差距，仍存在部分“卡脖子”技术和关键设备。

因此，“十四五”期间，核电发展有望迎来较大突破，行业景气度大幅提升。

2.2 大力发展“风光核”，“碳中和”指日可待

根据产业目前情况，以及各部门“十四五”规划内容，我们对风电、光伏以及核电未来5年、10年以及2060年的装机情况进行了预测。

中性条件下，2025、2030和2060年我国光伏新增装机量分别为355GW、893GW和1299GW，年均新增分别为71GW、89.3GW和32.5GW；我国风电新增装机量344GW、828GW和1194GW，年均新增分别为 68.8GW、82.8GW和29.9GW；我国核电新增装机量分别为12GW、28GW和41GW，年均新增分别为2.4GW，2.8GW，和1GW。

我们认为，实现“碳中和”目标，清洁能源发电占比的大幅提升是重中之重，因此，未来较长时间内，新能源行业发展前景乐观，市场空间较大。

2.3 全球“碳中和”光伏需求旺盛，国内市场份额庞大

光伏全球市场高增长，国内市场份额巨大。

在“碳中和”背景下，海外新能源需求同样旺盛。根据CPIA的预测，乐观估计，2025年全球光伏新增装机量有望达到 330GW，是目前装机水平的2.5倍，未来需求增长较快。

而我国光伏制造业优势突出，产品出口额逐年提升，尽管2020年由于疫情原因全年仅实现出口额197.5亿美元，同比下降5%，但组件出口量仍达到78.8GW，同比增长18.3%。

随着未来全球光伏装机快速增加，预计国内出口额有望突破400亿美元，产业机会极大。

3、电网端：新能源占比提升，电网亟待升级

3.1 新能源对跨区输送电的要求较高，特高压完美解决

特高压适合我国电力情况，新能源外送需求助推未来发展。本世纪以来，我国电力需求持续增长，到2020年全社会用电量已经增长近三倍，预计到2030年将达到11万亿千瓦时。

高速增长的用电需求对电网的要求不断提高，而我国能源资源富集区与负荷中心分布不均，对跨区输电需求较高，因此发展特高压有助于缓解电网压力。截至2020年底，我国已成功投运“十四交十六直”共30条特高压线路，跨省跨区输电能力达1.4亿千瓦，累计送电量超过2.5万亿千瓦时。

未来，随着新能源装机量的大幅提升，我国特高压线路将持续增加，以确保新能源电力的外送通道通畅，预计到2050年，我国清洁能源装机和发电量将分别达到68亿千瓦、15万亿千瓦时，年均增速分别达到7%、6%，跨区跨省跨国输电规模将超过10亿千瓦。

3.1.1 用电负荷和能源资源分布不均，特高压大有可为

我国能源资源与需求呈逆向分布，80%以上的能源资源分布在西部和北部地区，70% 以上的能源消费集中在东中部地区，特高压通过远距离输送电力，将负荷中心和电源中心连接到了一起，实现了电力供应的优化配置。未来新能源占比提升后，特高压建设一定将持续进行，以确保新能源消纳不受阻。

3.1.2 特高压远期规划出炉，“十四五”持续高增长

为建设中国的能源互联网，中电联理事长刘振亚提出了特高压未来三步走。

第一、2025年前，加快西部清洁能源基地特高压外送通道和东部、西部特高压交流骨干网架建设，新增能源需求主要由清洁能源提供，基本扭转化石能源消费增长势头。

第二、2035年前，形成东部、西部两个特高压交流同步电网，扩大“西电东送”特高压直流通道规模，总输送容量超过6亿千瓦，促进清洁能源和电能占比分别提升至 47%、41%，在生产侧和消费侧加速替代煤、油、气，实现化石能源消费总量达峰并逐步下降。

第三、2050年前，进一步完善东、西部特高压交直流骨干网架，全面建成中国能源互联网，实现能源发展方式的根本转变。通过特高压建设三步走，到 2050年我国清洁能源占一次能源比重有望从当前的15%提升至74%，单位GDP能耗下降 60%。国家电网提出特高压“十四五”规划，实现“碳中和”有保障。

国家电网近期发布了《“碳达峰、碳中和”行动方案》，提出要在“十四五”期间建成7回特高压直流，新增输电能力5600万千瓦。到2025年，公司经营区跨省跨区输电能力达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。

3.2 新能源对电网调节能力形成挑战，电网智能化水平有待提高

风电光伏受自然条件影响，发电呈现间歇性和波动性，大规模介入电网会导致电压出现波动，影响电力系统的安全与稳定。风光发电对于电力系统带来的挑战有以下三个方面：

1、高比例新能源接入电网使系统峰谷差增大、电网下调峰能力不足造成新能源发电受阻。

与传统火电相比，风电发电出力具有较强的反调峰特性，风电接入电网后会大幅拉高系统负荷峰谷差。

光伏因具有“昼出夜伏”的特点，具有一定的正调峰能力，和风电共同接入可一定程度改善电网早高峰的峰值。电网负荷峰谷差的加剧将削弱电网系统调峰能力。

由于火电深度调峰容量仅为接入额的40%~50%，风光发电“下调峰”的需求将导致发电受阻。

2、电力电子化给电力系统运行带来宽频振荡的问题。

在未来高比例新能源电力系统中，电力电子技术被广泛应用，源-网-荷都呈现高度电子化趋势。

电力电子设备为电力系统调控带来新的宽频振荡问题主要影响：

1）新能源发电设备正常运行；

2）引起电网电压电流越限，触发电力系统保护装置，导致大规模新能源发电机组脱网；

3）致旋转设备停运引起电网功率振荡,从而造成大规模的停电事故。

3、影响电能质量，影响电力系统安全运行。

新能源发电导致电力电子设备频繁启动与关闭，产生谐波分量，进而造成谐波污染导致电压共振，降低新能源发电质量。同时，新能源发电并网时，电网电源来源变更引发潮流方向变化造成稳态电压波动致使电压失去支撑造成电网线路出现电能问题。

大数据在电力系统中的应用可减轻实时调度的难度，在保证电网稳定，满足系统负荷的前提下以最高比例接纳新能源，解决新能源发电受阻问题。

目前现阶段电网调动自动化系统是结合了EMS,DMS,WAMS以及信息平台等多个系统的综合调度系统，利用电站、风场产生的大数据构建人工神经网络分析新能源历史出力特性，结合系统特性可完成未来短时间内的电网调度。

同时，在目前的广域检测系统（WAMS）基础上，宽频振荡广域监测与预警系统 （WAMWS）通过对宽频电磁振荡的实时监测可最终实现对电力电子化产生的宽频振 荡进行有效抑制。

为实现以上目标，电网智能化水平亟需提升。

在此背景下，国家电网加大电网信息化投入，尽管国家电网在2019年后不再将招标详细拆分为信息化投资，但我们粗略估算2020年国网在信息化的投资应在200亿左右，同比增长约30%。

未来能源互联网持续建设，电网信息化产业有望迎来高景气。

4、用电端：提升电能占比，摆脱化石燃料依赖

电气化程度逐年提高，未来上升空间广阔。根据国家统计局数据，2015-2019年我国化石能源消耗占比逐年减小，以水电、核电和风电等为代表的清洁电力能源消费占比由2015年的12.1%上升至15.3%。

放眼未来，我们认为终端能源消费仍有极大空间向电力倾斜。

4.1 新能源汽车革命到来，渗透率大幅提升

汽车电动化水平提升，根据WRI的数据，2017年全球交通用能导致的碳排放占温室气体排放总量的16.2%，仅次于电力和热力用能的30.4%。因此，汽车电动化将为全球碳中和作出重要贡献。

从我国来看，近年来新能源汽车行业保持高速增长，随着工信部《新能源汽车产业发展规划2021-2025》发布，2025年新能源汽车渗透率20%的目标已经锚定。按此预测，未来五年新能源汽车销量增速将不低于30%，行业未来确定性极高。

5、储能：为新能源装机保驾护航

5.1 储能市场方兴未艾，电化学储能初露锋芒伴随新能源发展，储能规模将极速扩大。

随着清洁能源装机量大幅提升，传统火电机组占发电量的比重越来越小，电力系统灵活性将明显下降，因此储能是未来提升电力系统灵活性的重要选择。

目前个别地方政府已经开始强制新能源配套储能，而青海、内蒙古、山东、湖南等省份也出台了鼓励新能源配套储能的支持性文件。未来新能源消纳问题将是电力系统的重要课题，因此储能未来市场空间广阔。

从大类上来看，储能技术主要分为机械类储能和电化学储能，机械类储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等；电化学储能主要包括铅酸电池、锂离子电池和钠硫电池等。

目前来看，抽水蓄能由于较好的经济性和技术成熟度，占据了储能市场的绝大多数份额。但电化学储能中，锂电池的优势十分明显，其能量密度和效率很高，响应快速，但目前成本较高，未来若成本持续下降，将有望逐步取代抽水蓄能的市场份额。

抽水蓄能仍为主力，电化学未来趋势明显。

根据CNESA数据，2019年全球抽水蓄能 装机容量占储能市场的92.6%，电化学占比为5.2%，二者合计占有超过97.8%的市 场。中国的抽水蓄能占比为93.4%，电化学占比为5.3%，与全球基本一致。

尽管目前 抽水占据绝大多数市场份额，但电化学凭借自身优势渗透率有望持续上升。

电池是电化学储能系统成本占比最高的部分。

电化学储能系统由电池、双向变流器 （PCS）、电池管理系统（BMS）及能量管理系统（EMS）等部分组成。

储能系统整体依靠电池和能量管理系统来控制信息传递，电池组通过储能变流器实现充放电。根 据CNESA，电池成本为储能系统成本占比最高的部分，达到55%，其次是PCS占比约 20%。

锂电池价格下降，电化学储能渐起。

电化学储能中，最为成熟的方案就是锂电池储 能，而近年来随着锂电池制造成本的快速下降，电化学储能的需求也不断增加，根据CNESA的数据，截至2019年底，全球电化学储能装机容量达到9.52GW。

Wood Makenzie预测，未来电化学储能市场规模将保持年化31%的增长率，按此推算，到 2030年电化学储能规模将超过180GW，未来空间巨大。

锂电池成本大幅下降后，储能成本也随之下降。

从20年上半年风电EPC项目招标情况来看，放电倍率均为1C的储能电池的最低中标价格从1月份的2.154元/Wh下降到了5月份的1.643/Wh，降幅高达24%。

随着储能成本快速降低，行业未来需求可期。

储能五大应用场景，涵盖电力系统各个环节。

从大环节上看，储能主要应用于电源 侧、电网侧、用户侧、集中式新能源并网以及辅助服务五大环节。

电源侧最为主要的应用场景是电力调峰；辅助服务主要应用场景是系统调频和备用容量；新能源并网的主要应用场景是削峰填谷和减少弃风弃光；电网侧主要的应用场景是缓解电网阻塞；用户侧的主要应用场景是自发自用、峰谷价差套利等。

从全球已投运的电化学储能项目来看，用户侧项目占比最高为32.6%，电源侧占比最少为2.3%，其余为 20%左右。分国家来看，用户侧在海外的应用更普遍，而由于国内是大电网模式，储能的应用主要集中在电网和电源侧。

5.2 从需求端考虑，储能市场空间有多大？

可再生能源波动性强，火电可在一定程度上实现调节。由于光照和风资源条件的不稳定性，光伏和风力发电的输出功率呈现较为明显的波动性。

因此，市场普遍认为可再生能源需要配置较高的储能来实现稳定输出。

但其实火力发电可以通过调节功率来平抑新能源带来的波动性。以2019年加州的日均发电水平为例，通过火电功率 变化，就可以较好的拟合出日内电力负荷曲线。

国内在预测上仍有差距，提升后可较大程度减少储能配比。

我们以加州2015-2019 年能源结构的变化为例，四年间，加州的非水可再生能源比例从12.2%大幅增长至 20.9%，在这种情况下，对储能的需求应该有较为明显的增长。但是通过提高对可再生能源波动的预测准确度，并提前作出反应，实际加州储能需求并不需要大幅增加。

我国目前需要配比较大规模的储能其中一个重要的原因就是预测准确性较低，平均绝对百分误差高达10%-20%，未来通过提高数据质量、优化算法等措施，我国预测准确性有望大幅增加。

为测算储能容量市场规模，我们统计了不同应用场景的备电时长，根据NREL数据， 备电时长基本集中在0-4h，因此，我们认为，目前新能源配置储能所需备电时长不超过4h，放电倍率应高于0.25C。

根据国内光伏和装机需求，以及合理的预测电化学储能占比和储能配比，我们按照备电时长2-3.5h计算，乐观估计，到2060年储能容量需求将高达4074GWh，按电化学储能占比40%计算，电化学储能需求1629GWh。

6、风险提示

新能源装机不及预期，各行业政策释放不及预期，国际贸易风险以及技术变革风险。

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作者：万联证券 江维 郝占一

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