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2021年09月05日发布

本期内容提要：

核心提要： 当前， 电力行业排放约占我国 CO2 排放总量的四成。 未来，“终端用能电气化+电力系统脱碳” 是实现碳中和的主要路径。因此电力系统转型升级是关乎我国 “双碳” 目标实现的决定性因素。 新型电力系统是中央对于电力行业发展作出的系统阐述，明确了电力系统在实现“双碳”目标中的核心地位，指明了电力系统转型升级的方向。 建议关注加强电网建设、提升调节能力、电网智能化、涨电价、电能替代五条主线。

新型电力系统的主要宏观表现是“以新能源为主体”。 存在 4 个关键时点：新能源在新增装机中的占比超过 50%（2017 年）、在新增电量中的占比超过 50% （2025 年左右）、在总装机中的占比超过 50% （2035年左右）、在总发电量中的占比超过 50%（2045 年左右）。

建设新型电力系统存在巨大挑战。从电力系统转型国际经验看，转型难以一蹴而就。 德国、英国等主要经济体新能源发电量尚未超过 30%，且灵活性资源远多于我国；丹麦等北欧国家虽然已实现高比例可再生能源接入，但是具有特殊性，包括风速平稳风电出力波动小、邻国提供大量调峰资源、本国深度挖掘灵活性资源等。缺电、电力系统安全稳定等问题或将更早出现。 需求端， 2021 年全社会用电量增速有望达到10%，2022 年有望保持在 6%以上，明显超过“十四五”规划年均增速预期。供给端，2021-2023 年，水电和核电新增装机快速下滑；严控煤电装机背景下，目前在建装机约 0.8 亿千瓦，将于 2021-2022 年陆续投产；即使考虑 2021-2023 年新增新能源装机 90GW、105GW、120GW（ “十四五”新能源年均新增 120GW，前低后高），仍难以有效缓解供需矛盾。 在上述假设下， 基于电量平衡测算，我们预计 2021-2023 年煤电利用小时数较 2020 年提高约 200 小时，达到 4500 小时左右；煤电利用小时数的提高对应调节能力的下降，将对新能源消纳率产生压力。

新型电力系统与当前电力系统的区别表现在：电源结构、负荷特性、电网形态、技术基础和运行特性上，将以坚强智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动等特征。

构建新型电力系统，技术上要进行“六个提升” ， 提升电力供需预测水平、提升电网建设水平、提升调节能力（火电灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应） 、提升智能化水平、提升新能源并网标准、提升电网调度体系； 政策上需要还原电力的商品属性，理顺电价体系，实现成本的合理疏导，我们预计电价水平将逐步提升。

投资机会：（1）加强电网建设，配网关注许继电气、思源电气，主网（特高压）关注中国西电、平高电气； （2）提升调节能力，火电灵活性改造方面关注龙源技术、青达环保、杭锅股份，抽水蓄能方面关注东方电气、 中国电建， 电化学储能方面关注宁德时代、永福股份， 需求侧响应方面关注南网能源、苏文电能； （3）电网智能化，关注国电南瑞、杭州柯林、宏利达； （4）涨电价， 火电板块关注中国神华（煤电一体化）、华能国际、华电国际，水电板块关注华能水电、长江电力，核电板块关注中国核电、中国广核； （5）电能替代， 关注卧龙电驱、汇川技术、方大炭素。

风险因素：1、电价政策落地不及预期；2、电力供需形势超预期恶化制约新型电力系统建设； 3、国内气候变化政策与减碳力度变化带来不确定性。