刘永伟 白金投顾
执业证书编号：S1440610120352
15年证券从业经历；江苏财经广播“股市直通车-半点解盘”等节目连线嘉宾，多次参加电台组织的现场投资者教育工作；擅长通过基本面筛选价值成长潜力股；常用技术指标叠加寻找合适的进出时点；自创选股法，寻找拐点公司。
“十四五”时期，是乘势而上开启全面建设社会主义现代化国家新征程、向第二个百年奋斗目标进军的第一个五年，也是加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系的关键五年。此前，我国提出二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和。而碳中和的核心是控制碳排放，关键举措是新能源大规模开发利用及存储，根本途径是能源生产消费的电气化。
电力行业作为能源行业代表，煤炭是能源核心和碳排主力，火电是控碳重点；煤炭在国内一次能源中占据七成产量、六成消费量，资源禀赋一方面决定其占比居高不下，另一方面凸显其对于能源自给和能源安全的战略重要性。煤炭在国内碳排放中占比近八成，显着高于其他碳排大国，国内碳排放的一半是由煤机为主的火电产生，控碳重点之一即是控制火电。除了风、光两大清洁能源外，水、核作为零碳排放能源，也将迎来新的发展机遇。在实现碳中和碳达峰这一愿景目标或将发力加强能源清洁低碳转型顶层设计，需大力推进电气化和储能发展。
下面我们通过下面三个方面进行阐述：
第一方面，全国碳交易市场建设。
2021年两会后，全国碳交易市场建设提速，十大行业中目前电力已纳入；我国碳交易市场建设自2011年起步，可主要分为三阶段：（1）第一阶段（2011-2017年）：地方碳交易试点探索。2011年10月，发改委印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，确立北京、上海、湖北等七省市开展碳交易试点工作，至2014年5月，七个试点碳市场全部启动。此后，福建省作为国内第八个碳交易试点，于2016年12月正式启动。（2）第二阶段（2017-2020年）：试点稳步运行，建设与完善全国碳市场框架。2017年12月，国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，明确全国碳市场分基础建设期、模拟运行期和深化完善期三个阶段稳步推进。（3）第三阶段（2021-）全国碳交易市场落地。生态环境部发布《碳排放权交易管理办法（试行）》，自2021年2月1日起正式实施，全国碳交易市场架构走向明确。
今年6月底前全国碳市场上线可能成为“碳中和”主题重要催化剂。据生态环境部，全国碳排放权交易市场将于6月底前启动上线，在上海建立全国碳排放交易系统，在武汉建立全国碳排放权注册登记中心，分别负责碳排放权的交易与登记结算，目前正在为首批2225家电力行业履约企业办理开户手续。
第二方面，电价市场化与电气化建设。
电价是制造业企业最敏感的生产成本之一。根据相关机构测算，工业企业通过电力市场化交易获得的用电大约只有其用电量的三成左右，大部分仍然是政府定价的计划电；而规模以上工业企业用电量约占全社会用电量六成，如果年内允许所有制造业企业参与电力市场化交易，有望明显降低工业企业的用电成本。
2021年政府工作报告指出，推进能源、交通、电信等基础性行业改革，提高服务效率，降低收费水平。允许所有制造业企业参与电力市场化交易，推动电力市场与碳交易市场深度融合，实现碳减排与电气化提升的协同推进。此外，报告还提出，进一步清理工商业用电各种不合理加价，继续推动降低一般工商业电价。
有机构分析认为，相较2018-20年，未量化一般工商业电价的降幅(2018-20)年，政府工作报告要求一般工商业电价降低10%、10%、5%)，这体现了政府对电价的行政干预逐步退出。2021年虽然再提降电价，但或将通过扩大市场电交易和清理不合理收费来实现。此外，经济转型阶段，火电有较好的消费属性，估值应该修复。当前火电市场化已较为充分，而新能源装机规模扩张及成本下行仍在持续，未来可能成为市场电增量的主要来源。另外，电力市场化改革提升了行业自主定价权，有助于提升行业估值，且长期看我国电力需求仍有上涨空间，行业理应取得更好的估值。未来坚持以电力为中心、以电网为平台、以提高电气化水平为目标，强化统一规划，统筹推进能源结构调整和布局优化，统筹做好清洁能源开发、输送和需求之间的衔接，统筹推进市场机制建设、网络平台建设、调峰能力建设和关键技术攻关；尤其要着眼发挥电网的能源转换枢纽和基础平台作用，加快完善以特高压为骨干网架的坚强智能电网，打造广域泛在、开放共享的能源互联网，提高优化配置能源资源能力，为清洁能源大规模并网消纳和电力替代其它终端能源提供有力支撑。
第三方面，电力储能商业化发展。
光大证券研报最新指出，在碳达峰、碳中和的大背景下，可再生能源的大力发展将离不开大量的储能对于电力系统稳定性的保障。随着海外市场用户需求崛起、碳中和背景下碳成本的内部化，电力储能的商业模式、经济性已打通，今年储能有望高速发展，未来或是电力产业又一万亿市场。
4月21日，国家发改委、能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导 意见（征求意见稿）》，或将助力构建新型电力系统。构建以新能源为主体的新型电力系统是实现高比例可再生能源和“碳达峰、碳中和”目标的重要抓手，储能是构建新型电力系统的重要支撑元素和关键一环，发展新型储能（除抽水蓄能外的新型电储能技术）意义重大。近年来，新型储能的发展面临市场机制不健全、缺乏国家层面宏观规划引导等系列问题。该《指导意见》构建了新型储能发展的政策框架，未来将主要依托市场机制，推动新型储能加快发展，助力“碳达峰、碳中和”目标的实现。
根据该《指导意见》，到2025年，新型储能实现从商业化初期向规模化发展转变，在低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，新型储能装机规模基本满足新型电力系统相应需求。根据CNESA的统计，到2020年底，国内已投运的储能项目累计规模35.6GW，其中非抽水蓄能的储能项目规模约3.8GW，2020年国内新增的电化学储能项目仅1.6GW，意味着十四五期间我国新建的新型储能规模达到26GW以上，新型储能将迎来跨越式发展。
根据该《指导意见》，未来将明确新型储能独立市场主体地位，建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。在价格机制方面，未来将建立电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收；完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。对于新能源项目配套新型储能，未来有望采用政策倾斜的激励方式，比如在竞争性配置、项目核准、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。通过明确市场地位和价格机制，结合一定的激励性政策，有望构建新型储能发展的商业模式。
综上所述，未来电力投资品种配置方面，建议多关注火电、水电中低估值品种，特高压、智能电网等电气化，以及储能设备及建设相关公司。
资料来源：发改委、能源局、光大证券研究所、平安证券研究所、WIND资讯等
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