作为世界上最大的煤炭消费和生产国，煤炭已深植于中国的能源体系，绿电替换煤炭是一项艰巨而又长期的任务。过去十余年，中国风电、光伏发电容量大幅增长，毫无疑问该大势已定；在能源革命下，我们越发看到发展新型电力系统的紧迫性与重要性，可能这才是真正被我们忽略掉的大棋。

回顾历史变迁，不管是工业革命还是能源革命，每一次变革都带来了各个新兴领域的投资机会。针对限电现象和保煤炭政策，我们不能只是停留在表面现象，甚至被带节奏，而应该透视到能源革命背后越来越多的行业正在被重构。

01 能源革命的大潮

能源从转型到革命

从煤炭代替柴薪火，再到油气代替煤炭，当今世界能源格局正在经历第三次能源转型，低碳清洁的可再生能源担当本次的主角。自本世纪初以来，我国就积极鼓励可再生能源的开发和利用，持续推动风电、光伏等新能源的发展，同时逐步减少化石能源的供给。政策的大力扶持，使得我国可再生能源发展引领世界。

能源除了转型外，更为重要的是革命，提升能源利用效率是核心诉求。

从2014年开始，我国又提出能源消费、能源供给、能源技术和能源体制四方面的“革命”，旨在控制能源总量和提高能源使用效率。整体来看，我国单位GDP的能耗呈下降趋势，但离发达国家还有很大的提升空间。根据2020年数据，中国的单位GDP能耗大约是美国的2倍，日本的3倍，英国的4倍。未来我国需要加快提升能源利用效率，降低对能源消耗的依赖程度，其核心就是大力发展可再生能源。

图：中国单位GDP能耗远高于欧美日韩发达国家，资料来源：Wind，BP，申万宏源

其次，能源安全直接关乎国家的生存和发展。而我国石油和天然气对外依存度一直居高不下，原油对外依存度超过70%，天然气对外依存度超过40%。经济发展对油气的巨大需求和油气依赖进口之间的矛盾早已成为能源安全隐患，发展可再生能源来替代传统化石能源迫在眉睫。

最后，为了应对气候变化，实现碳中和已经是全球共识，去年我国正式提出2030年前达到碳达峰，2060年前实现碳中和的“双碳目标”。综合来讲，能源革命的方向很明确，要求我国将以化石燃料为主导的能源体系转变为可再生能源为主导的能源体系。这是一举多得的事情，不仅解决了能源自给自足的问题，也可以提高能源使用效率，还能同时实现低碳发展的国家战略。

电力部门是能源革命的主战场

讲起能源革命，必然会涉及到各行各业，包括电力、工业、交通、农业等众多行业。从碳排放源头分析，2020年我国能源相关CO2排放占72.7%，具体到行业，电力行业的碳排放占比高达40%，是第一大碳排放大户。

为什么电力行业的碳排放这么高呢？这是我国多煤少气的资源禀赋决定的，咱们的总发电量中，大约70%都来自于火力发电，而火力发电又主要是煤电，中国的煤电总装机容量约为1050GW，比其他所有国家的煤电装机总和还要大，这就不难理解我国的碳排放量占全球碳排放量的比重高达30%。

图：2020年我国温室气体排放来源，资料来源：清华气候院，信达证券

这时候有人会想，既然火电厂是碳排放的罪魁祸首，正好我们拥有世界最大的光伏、风电产能，把煤电厂关停，一股脑儿发展风电、光伏产业不就可以了吗？

但现实情况是，光伏、风电的综合发电成本仍然高于传统火电，并且要想可再生能源的发电量满足国家对电能的庞大需求，还要配置相应的大量储能，这些不是短期能够实现的。再者，火电厂的初始建设成本高，火电机组的设计使用年限通常超过30年，从经济角度讲，也不能一下就完全放弃火电。

那么未来怎么能既让火电“后退”，又满足持续增长的能源需求呢？在“碳中和”的长期政策指引下，火电的规模会逐渐减少，释放的容量份额逐步被光伏、风电等可再生能源替代，这是个长期的过程。这时候问题也出现了，在这个能源转型的过程中，由于光伏、风能发电的闲歇性和不稳定性，传统电力系统将面临巨大的考验。

02 电力系统正面临前所未有挑战

电力供需平衡难度剧增

过去这些年，我国一直将调整电力供应结构作为电力系统优化的工作重点，逐步减少火力发电量的比例，并增加可再生能源装机，电力供需平衡悄然被重塑。

理论上讲，用可再生能源能源弥补火电发电量的减少不是什么难事。但是光伏、风电是间歇性能源，往往光伏、风电的出力高峰与用电高峰是不一样的，结果就是，弃风弃光一直是风电、光伏行业的痛点，再加上风电、光伏的长期缺乏价格优势，各地主动消纳意愿不足，根据2014年的数据，当时东北部分地区的弃风率甚至超过10%。

电气化场景加速

不被大众所了解的是，我国的电气化起步虽然大大落后欧美发达国家，但是发展速度惊人，今天我国电能占终端能源消费比重从2000年的不足12%提高到了2020年的27%左右，远超全球平均水平的19%。

未来电气化的场景还将会越来越丰富，包括工业领域电气化、电动汽车、电动工具、智能家居、5G基站等等。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2060年，电能占终端用能的比重有望达到66%，电能将成为最主要的能源消费品种。

电气化场景加速对电力系统主要会有两方面的影响，一是显著增加对电力的需求；二是电气化场景复杂之后对电网的调节能力可是一大考验。

图：电能占终端用能比重逐渐提高，资料来源：全球能源互联网发展合作组织

以大家熟悉的电动汽车为例，随着电动汽车保有量的增长，私人充电桩的保有量也在快速增加，但是私人充电桩一般都是在晚上进行充电从而满足白天的用车需求，这将导致以往用电的低谷期将会变成用电高峰期，进而产生调峰的需求。

终端用户需求的增长

我国经济还处在快速发展过程中，人们生活水平还在逐步提高，自然对电的需求同步增多，包括家庭中的电子设备产品快速增长；冬季高峰期取暖用电用气需求不断攀升，都加大了调峰保供的难度。以美国作为参照，美国居民用电量在全社会用电量的占比是中国的三倍之多，中国的人均用电量增长潜力还很大。

03 大变局：发展新型电力系统是必由之路

短期的限电难以彻底解决

相比发达国家目前大约1%-2%的平均经济增速，中国超过5%的经济增速还将维持较长时间，叠加电气化驱动和“双碳目标”，全社会用电量增速将显著高于GDP增速。

但从供应端来看，在严控煤电装机背景下，新增装机减少，又要面临老旧机组逐步淘汰，煤电的供应显然无法满足用电量的增长，水电资源受到地理因素限制，难以继续大规模发展。毫无疑问未来的电力增量落在风电、光伏头上，与此同时，风电、光伏还要更进一步替代煤电的市场份额。

前文已经论述过风电、光伏是间歇性能源：光伏一碰到雨雪天气就无法出力、风电在没风的时候也转不起来，它们是典型的“靠天吃饭”。截止2020年，风电、光伏的装机占比已经达到24.3%，但是去年全年的发电量占比只有9.5%，相反火电是可以24小时开机。显而易见，用不稳定的电力代替稳定成熟的电力，很难做到平稳过渡，一旦前者发生点意外，就会再次出现东北拉闸限电的情况。

纵观全球能源转型过程，缺电、电力系统安全稳定等问题不是个别现象。离我们最近的案例便是德国：由于弃核脱煤政策使得其对于可再生能源的依赖大幅上升，但由于恶劣天气的影响风电和光伏发电存在明显的供需缺口，因此导致德国的电价大幅抬升，同时电力进口量也大幅抬升。

因此，用电的供需紧张将可能是一个长期存在的矛盾。

构建以新能源为主体的新型电力系统

对于此次的缺电，市场讨论的落脚点主要还在拉闸、挖煤、进口等方向上，本质上都是治标不治本的短期权益之计，我们更应该看到重构电力系统，是更底层的抽丝剥茧。

我国的传统电力系统是围绕火电厂、水电的特性建设的，随着风电、光伏的上网比例提高，传统电力系统的抗干扰能力和稳定性很难与之匹配，以新能源为主体的新型电力系统应运而生。其实早在今年3月15日中央财经委员会第九次会议上，构建以新能源为主体的新型电力系统被重点提及，按照国家电网的规划，未来五年将投资超过2万亿元，推进电网转型升级。

而以下三个方向，又显得尤为重要：

1) 继续加快特高压建设

由于我国的火电和水电主要分布在西北和西南地区，但用电却在东部，决定了我国电力远距离跨省输送的格局。早在1999年，我国就提出西电东送，将西北地区的水电和火电输送到珠三角、长三角和京津唐等地区，不过那时候的电压等级低导致输送容量小、损耗大。

从2004年开始，国家电网提出了建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网概念。所谓特高压，是指电压等级在交流1000千伏及以上和直流±800千伏及以上的输电技术，具有输送容量大、距离远、效率高和损耗低等技术优势。

从2009年我国建成世界上首条1000千伏特高压输变电工程开始，特高压的建设一直作为电网建设的重中之重。截至2020年底，我国已建成“14交16直”共计30条在运特高压线路。按照“十四五”的规划，期间将建成7回特高压直流，500千伏及以上电网建设投资约7000亿元，特高压建设将迎来第二轮建设高峰期。

今年以来特高压指数累计涨幅达39.22%，其中特变电工（SH：600089）、四方股份(SH：601126)、思源电气（SZ：002028）等特高压概念股相继在9月初创下历史新高。

2) 储能技术提升电力调节能力

能源结构调整和双碳战略下，风光等新能源占比快速提高，储能行业进入一个发展拐点，快速建设一批储能电站的需求变得极其紧迫。当前，电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等新型储能技术的市场化应用仍有待走向成熟。总体来说，目前行业处在需求紧迫、供给不足的阶段。

当前，储能产业规模化发展面临不少难题。政策上，抽水蓄能电站以外的新型储能技术的电价政策还不够明晰、仍在探索，直接导致投资收益存有不确定性；而锂电池以外的新型储能技术还没有形成规模化产能，钠离子电池、飞轮等新型储能技术的生产工艺、关键材料等也是一大挑战。

过去十年，储能产业经历了快速发展，目前正处于商业化、规模化应用的初期，其发展过程中仍面临诸多挑战。其中，技术层面需要进一步降本、提质、增效；储能产品的安全与标准体系仍需继续完善；商业模式有待成熟等。

储能行业产业化加速，企业、资本布局火热

以电化学储能为例，安信证券研究表示，随着储能自上而下和自下而上的逻辑逐渐理顺，当前储能或将成为动力电池之外锂电池企业的下一个战场。

据CNESA统计，2020年，我国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能技术提供商为：宁德时代、力神、海基新能源、亿纬动力、上海电气国轩新能源、南都电源、赣锋电池、比亚迪、中航锂电以及国轩高科。

当前，不少电池厂商正加速竞逐储能赛道。仅在今年8月，宁德时代公告拟定增募资582亿元，用于扩产锂电池约137GWh、储能电柜30GWh；亿纬锂能、中航锂电纷纷宣布拟新建动力储能电池项目。此外，LG能源、SK创新、松下等也在储能行业有所布局。

据介绍，电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）四大核心模块构成。其中，储能变流器包含逆变器，对应的企业有：阳光电源、锦浪科技、固德威等。

与此同时，近日，在第三届全球新能源与智能汽车供应链创新大会上，中国科学院院士、美国国家工程院外籍院士周孝信认为，“通过动力电池的梯次利用，是此前可再生能源储能的重要方式之一。但考虑到一些季节性因素的大幅度波动，需要长期、大量储能情况下，氢储能是未来的方向之一。”

资本层面，储能赛道持续升温。其中，近日，专注于压缩空气储能技术的中储国能宣布完成1.8亿元Pre-A轮融资；飞轮储能技术提供商泓慧能源获得广大控股等亿元战略投资；移动储能ODM/OEM提供商华美兴泰完成新一轮战略投资。

资本对储能市场关注度的提升，有助于加速储能行业的商业化。这对于完善储能产业链，甚至于整个能源行业发展都将起到重要作用。

储能产业何时迎来规模化发展？

东北证券研究表示，当前，在我国各类储能类型累计装机规模中，抽水蓄能占比为89.20%；电化学储能占比为9.30%；熔融盐储热占比为1.50%；压缩空气储能占比为0.03%；飞轮储能占比为0.01%。

从产业角度看，未来储能一定会多元化发展。考虑到我国规模化电力系统主导的能源结构，抽水蓄能、压缩空气储能等长时大规模储能成为一个重要方向，抽水蓄能优先在电网侧加速，新型储能技术在新能源侧优先爆发，随后电网侧和用户侧开始拉动。

政策方面，今年7月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年，要实现新型储能从商业化初期到规模化发展转变。

储能可能是未来20年新能源领域最大的故事，并且是少有的万亿级长周期增量大市场，这已经基本成为共识。

3) 提高电网智能化水平

智能化，是最容易被忽视的一点，好像电力系统就是大老粗的基础设施，没什么技术含量，但了解过国内的电力输配系统你就不会这么想，而新能源发电占比的提升，对电力智能化提出更高的要求，因为其发电端的可预测性和稳定性都会大大降低。

文章来源： 科创板日报，钛媒体