“碳达峰、碳中和”背景下，从电网角度看国内光储赛道发展

本文先概要介绍我国电力系统的结构及主要的各参与方，然后重点在整个双碳的环境框架下，立足电网这个电力系统中的核心环节进行分析。具体从电网安全稳定运行的内在本质对储能的需求、建立全国统一电力市场回归电力商品属性两条脉络展开。

电网视角下的储能实际上是配合电网风光新能源大比例增长的灵活性资源，火电、水电、核能、抽水蓄能等成熟可调的资源通过有机改造、组合就是这样的资源。一旦形成这样的资源，原资产的性质就发生了变化，价值会迎来资本市场的重估。储能绝不是狭隘的电化学储能，更不仅仅是市面上天天吹捧的锂电。波动性大的风光新能源是奔向碳中和主角，所有的一切都在以最理性的方式提升电网灵活性，给风光铺路。

全国统一电力市场是一项重大改革，解决“计划与市场”体制共存下，电源、电网侧的“电力供需”旧难，打开用电侧分布式光储市场，催化“配电+负荷”侧更大的新型电力系统大产业诞生，推动国家经济高质量发展。另外，这些配电侧与负荷侧的资产通过有机配合、组合，构筑成的资产都可以证券化(ABS、REITs)实现流通，让全社会分享收益，也反过来促进新型电力系统大产业的融资、发展。

最后回归新型电力系统建设的原则“先立后破”。

一、我国电力系统介绍

图1-1 电力系统

电力系统可划分为发电、输电、变电、配电、售电、调度六大环节，除发电外均属于电网产业链。输变电环节，电能通过输电线路进行远距离输送，在变电站内进行电压等级转换，送至配电系统。配售电环节，由配电变电站及配电线路将电能分配给负荷用户。调度环节遵循“统一调度，分级管理”原则。

图1-2 电源侧、电网侧、负荷侧三侧划分电力系统

我国电力系统电源侧参与者主要有“五大六小”及各地方、地区的电力集团、公司。五大发电集团包括国家能源集团、华能集团、国家电投、华电集团、大唐集团，电力装机容量占比约43%，六小发电集团包括三峡集团、中广核集团、中国核工业集团、华润电力、国投电力、中节能，电力装机容量占比约14%。

图1-3 国家能源集团装机统计(来源：国家能源集团、华泰证券)

图1-4 华能集团装机统计(来源：华能集团、华泰证券)

图1-5 国家电投装机统计(来源：国家电投、华泰证券)

图1-6 华电集团装机统计(来源：华电集团、华泰证券)

图1-7 大唐集团装机统计(来源：大唐集团、华泰证券)

图1-3、1-4、1-5、1-6、1-7分别是国家能源集团、华能集团、国家电投、华电集团、大唐集团2021年装机的具体情况。

图1-8为三峡集团、中广核集团、中国核工业集团、华润电力、国投电力、中节能“六小”发电集团2021年装机的具体情况。

图1-8 “六小”集团装机统计(来源：“六小”集团、华泰证券)

我国电网侧的公司包括国家电网、南方电网两家。

图1-9 国家电网、南方电网商标(来源：国家电网、南方电网)

国家电网和南方电网是并行关系，都归国资委直管。其中国家电网华北分部、华东分部、华中分部、东北分部、西北分部、西南分部都属于国家电网子公司，华南分部是属于南方电网，经营范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省，南方电网是历次电力改革的试验田和先行者。

电力系统用户侧即用电端，其与我国经济发展息息相关，负荷侧包括第一、第二、第三产业用 电，以及城镇/农村居民用电。在双碳目标的驱动下，新型电力系统的负荷结构将更加多元化，“以电代油”、“以电代煤”的电能替代发展战略将陆续落实。新型电力系统更加依赖出力随机性较强的清洁能源，发电侧灵活调节能力降低，需要大力发展储能建设，并深入挖掘用户侧调节潜力。高度电力电子化是新型电力系统的典型特征之一，不仅体现在发电侧电源动态特性的变化，还呈现出越来越复杂的电力电子化负荷特性。

二、电网视角下的储能

2021 年 10 月中共中央、国务院下发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，依据意见要求，2025、2030、2060 年国内非化石能源消费比重预计分别达到约 20%、25%、80%以上，逐步建立绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系，实现碳中和目标。

图2-1 2021年我国电力结构(来源：国家能源局)

图2-2 十四五我国九大清洁能源基地、五大海风基地(来源：国家能源局、发改委)

然而目前我国能源消费结构中煤炭占比仍较高，在“双碳”目标奠定了未来一段时期内国家能源结构转型的总基调下，未来风光核的比例提升是确定无疑的。我国风光资源丰富，最大风速集中在西部地区和沿海地区，由于沿海地区一般为城市，难以建设大型发电厂，所以风电厂一般建设在西部地区;光伏方面，我国西部海拔较高，日照充裕，年日照时间普遍在 3000小时以上，所以光伏建设也分布在西部地区。十四五期间将重点发展九大清洁能源基地、五大海上风电基地。我国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，西部风光资源与东部大负荷存在地域上的错配矛盾，特高压线路的建设是必须的。

图2-3 五大主要能源发电机组日负荷率(来源：招商证券)

另外，风光新能源的出力受天气因素影响，具有波动性和不确定性，因此某一时刻系统中所有新能源机组出力与系统总用电负荷之比，也存在较大波动。新能源低出力时段，电力系统需要高可靠出力电源实现电力平衡;新能源高出力时 段则给系统消纳、安全带来巨大挑战。这造成了电力供应紧张和弃风弃光问题同时存在，在电力系统中加入储能实现电力供需实时匹配无疑是风光新能源发展的关键。

在双碳确定了风光的长期成长性的前提下，如果说风光平价上网打开了风光新能源产业大发展的第一空间，储能将是打开风光新能源产业第二增长空间的钥匙。配什么样的储能呢?如果有低成本、寿命长、环境友好的储能那就太好了，现实是没有经济又恰到好处的完美储能，只有按性价比、“恰到好处”的充分挖掘利用多种形式的储能。

图2-4 储能技术特点

从电网视角看，在发电侧、电网侧只有三个方法提高灵活性：1)通过法律、法规强制发电企业的风光新能源配不经济的电化学储能;2)发电企业将可调的火电、核电、水电与不可调的风光新能源巧妙搭配，实现消纳，平滑波动;3)在电力网的枢纽结点配置抽水蓄能，既是电源又是负荷，平抑多线路波动。

所以，在现实中就会看到：

1)“五大六小”及地方发电集团在用调峰能力换风光指标、实在不行就配储能，因为发改委、能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，明确提出要实现到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，2021年底仅6.3亿千瓦。央国企除了算经济账还得算政治账，同时这里也包隐含“风光竞争”逻辑，如果光伏组件成本太高，发电企业就会倾向于选择上风电。

2)今年五月底发改委、能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，要求以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。

图2-5 十四五特高压规划线路进度(来源：国家电网、东吴证券)

这项政策就是典型的利用煤电的灵活性配合风光，出力此消彼长，按调度要求稳定输出电能，因为走特高压输电，特高压线路投建扩容必不可少，也符合加大基建投资的逆经济周期调节。

3)现在各家发电集团都在进行“火电灵活性改造”，就是在提高火电的功率调节范围。

根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦。火电机组灵活性改造具有改造效果好、 性价比高、周期短等优点，这时候火电的性质发生了变化，不仅仅是传统的“压舱石”基础支撑能源，还具有“类储能”的性质，扮演着打开风光新能源发展空间钥匙的第二角色。资产性质变了，二级市场对火电的估值体系也会发生变化。

4)核电审批加速，今年共核准 10 台机组，核准数量已创 2009 年以来新高，远高于 2019-2021年的4-5 台。首先，核电确属于绿色能源，只是“风光”实在是太风光了，社会忽视了核电。其次，核电灵活性不如火电，为什么会加速呢?火电灵活性改去给风光充当“类储能”资产，出力稳定的核电自然就上来补上火电“压舱石”带基本负荷的功能。最后，经济下行压力下，加速审批投资额度高(三代核电百万机组约200亿)核电，也是逆周期加大基建投资的操作。水电的逻辑类似，《“十四五”现代能源体系规 规划》要求推动金沙江上游、雅砻江中游、黄河上游等河段水电项目开工建设， 到 2025 年，常规水电装机容量达到 3.8 亿千瓦左右。

5)2021 年国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划 (2021-2035 年)》，提出 2025 年、2030 年全国抽蓄投产规模将分别达到 62GW、 120GW，相较于2020年的全国32GW装机，即十四五、十五五期间各翻一番。为什么会加大抽水蓄能投资?从电网的角度来说，电化学储单位投资并不占优的情况下寿命不到抽水蓄能的20%，抽水蓄能甚至可以用上百年，五十年只换一次水轮机，碳中和进度的压迫下，电网显然更愿意选择抽水蓄能。在经济性方面国家在政策层面给足了支持：2021 年国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，厘清成本传导机制，其中主要变化在于容量电价传导方式疏通、保证电站 6.5%的内部收益率、电量电价鼓励市场化定价。633号文的出台再一次明确了抽水蓄能电站执行两部制电价的价格机制，并且对两部制电价的细节进行了明确，提高了两部制电价的可操作性，也对于抽水 蓄能电站的运营提供了更多的激励，成为了我国抽水蓄能电价机制形成过程中具有里程碑意义的文件。抽水蓄能电源、负荷双属性，作为电源赚市场化电价的钱，作为负荷赚容量电价的收益率。南方电网旗下的文山电力就是南网的抽水蓄能资产包，目前正在重组，完成重组后文山电力将成为南方电网将聚焦抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营的上市平台，公司名称也随即将变更为“南方电网储能股份有限公司”，简称“南网储能”，“储能+抽蓄”或将成为资本市场的“稀缺标的，电力“老兵”有望借力储能业务开启“第二春”。南网向来都是改革的排头兵，目前国网新源控股有限公司是国家电网控股的抽蓄电站专业化公司，不知道国网会不会选择哪家上市水电公司重组，作为国网的“国网储能”。

上抽水蓄能是电网理性的选择，在为电化学储能技术进步赢得发展时间的同时，也是逼迫电化学储能进步。至于国家层面出台的电化学储能发展空间、增长倍数的描述，更多的是引导民间一级资本去参与，去实现技术的升级迭代，在二级市场投资者要理性要看清这些政策是给谁做的，毕竟技术的升级迭代就意味着企业的大面积淘汰，一级市场玩的是大数定律，二级市场玩的是确定性。

电网视角下的储能实际上是配合风光新能源大比例增长的灵活性资源，火电、水电、核能、抽水蓄能等成熟可调的资源通过有机改造、组合就是这样的资源。储能绝不是狭隘的电化学储能，更不是可能是市面上天天吹捧的锂电。波动性大的风光新能源是奔向碳中和主角，所有的一切都在以最理性的方式提升电网灵活性，给风光铺路。

三、全国统一电力市场把户用光储空间打开了、也把棋下活了

我国电力市场存在一个市场与计划的矛盾。电力生产端原料如煤、天然气等价格是市场化的，上网电价、负荷侧电价却是发改委定价，客观上存在还原电力商品属性的需求。2015年新一轮电改启动，标志性文件是《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的 若干意见》(中发[2015]9 号)，提出“在全国范围内逐步形成竞争充分、 开放有序、健康发展的市场体系”。2020年2月，发改委、能源局 联合发布《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》(发改体 改[2020]234 号)，提出：2022 年底前，各地结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成。2025 年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、 全国统一的电力交易组织体系。

图3-1 我国电力市场和价格体系

虽然政策上意识到还原电力商品属性的重要性，但现实往往是担心什么来什么。2021 年，需求侧工业生产快速恢复、夏季持续高温天气带动负荷快速增长，供给侧能耗双控、煤炭价格上涨、来水偏枯等多重因素叠加，“拉闸限电”现象波及黑龙江、吉林、辽宁、广东、江苏等10余个省份。为什么会“拉闸限电”，本质就是煤电成本无法传导到下游用户，省间电力补给不畅，说白了就是没有一个全国统一的电力市场。一方面是2021年五大电力集团煤电的巨亏，一方面是下游缺电。2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》：燃煤发电电量原则上全部进入市场，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%， 高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。全面推进电力市场建设，加强与分时电价政策衔接。推动动工商业用户全部进入市场，取消工商业目录销售电价。2022年1月29日，发改委和能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》突出两点：1)市场化，在全国更大范围内还原电力的商品属性;2)转型，提升电力市场对高比例新能源的适应性。

很多人会问，这个全国的统一的电力市场是解决电力产业链“市场与计划”矛盾的，跟分布式光伏有什么关系?只有电力商品属性显现，工商业电价上涨，分布式光伏的价值才能凸显。“分布式整县推进”有了经济价值基础，工、商业主动安装光储，从用电侧推动光伏装机比例提升，推动双碳进程，这两年分布式光伏装机都超过了集中式就是体现。如果还没有建立起这样的观念，请通过互联网搜索2022年7月18日浙江武义县发改委发布的《非居用户电价上涨的原因分析和对策建议》，现实中的实例会更具说服力。更大的方面，分布式光伏、储能的发展，叠加越来越多的新能源汽车、电动车、新型电力电子负荷等对电网配电侧的数字化、智能化提出了要求，配电网的数字智能化升级、能源互联网呼之欲出，光储直柔、“源网荷储一体化”、V2G、虚拟电厂、智能微电网等模式应运而生。

图3-2 虚拟电厂示意图(来源：华创证券研究所)

虚拟电厂是一种将不同空间的可调负荷、储能、微电网、充电桩、分布式电源等可控资源聚合起来的智慧能源系统，并以此作为一个特殊电厂实现对电力资源的自主协调及优化控制。虚拟电厂的核心是集控平台，集控平台一方面可以对收集的充电桩、居民用电等数据进行分析，做到需求侧的精准响应及管理，当需求侧供电量不足时，可以作为“正电厂”向电力系统供电，当发电侧电量过大，需求侧难以负荷时，又可以作为“负电厂”加大负荷消纳电力系统电力，帮助电力市场削峰填谷，平滑新能源并网给电网带来的一系列影响;另一方面可以与大电网与电力市场互通，不仅有助于优化整个电网系统，还能为内部聚合的企业、用户、充电桩、储能、分布式能源等市场主体提供参与电力市场化交易的途径，让他们都可以成为微型发电机，参与电力市场交易，从而获取套利收益。

2022年7月23日南方区域电力市场试运行启动会举办，标志着全国统一电力市场体系率先在南方区域落地。当天，云南、贵州、广东合计超过157家电厂和用户通过南方区域电力市场交易平台，达成南方区域首次跨省现货交易，全天市场化电量合计达27亿千瓦时。

全国统一电力市场是一项重大改革，解决“计划与市场”体制共存下，电源、电网侧的“电力供需”旧难，打开用电侧分布式光储市场，催化“配电+负荷”侧更大的新型电力系统大产业诞生，推动国家经济高质量发展。另外，这些配电侧与负荷侧的资产通过有机配合、组合，构筑成的资产都可以证券化(ABS、REITs)实现流通，让全社会分享收益，也反过来促进新型电力系统大产业的融资、发展。

四、先立后破，新型电力系统的建设原则

如果将上文中电源侧、电网侧的灵活性提升与配电侧、负荷侧的新型电力系统作为整体来看，其实就是在执行“构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。这正是2021年3月15日，习近平总书记主持召开中央财经委员会第九次会议指出的内容。

风光是确定性的成长，这种成长由于储能技术的制约只能是缓慢进展、是中短期内需要火电作为基本盘陪伴的进展。另外，电力需求整体上看随着我国经济的增长是不断增长的，双碳下，能源消费电气化更是叠加了电力需求的增长，全国电力统一市场化下，电力商品供需失衡，电价上涨会造成通胀、抑制经济，抑制双碳的进程和整个社会的高质量发展。我们就必须要做到习总书记强调的“先立后破”原则。这也是为什么经历21年4季度大规模限电后，国内火电核准明显提速，22年1-8月火电核准35.4GW，是21年前三季度7.6GW的4.6倍。