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近年伴随“双碳”目标提出，几乎必然会出现的一个关键词---“新型电力系统”，继2021年3月15日中央财经委员会第九次会议上首次提出之后，近日终于迎来了明确的官方定义与未来发展蓝图。
1月6日，国家能源局官网发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（下称《蓝皮书》）明确指出：新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体。
整体而言，这份蓝皮书为我国电力系统转型指明了方向、目标和路径。伴随顶层设计的完善，新型电力系统发展将迈入新阶段，由此会带来哪些投资机会？
近日，在一场以“中国式现代化投资路径”为主题---由格隆汇主办，深交所基金部作为指导单位的投资策略活动上，广发电力ETF基金经理陆志明也就“新型电力系统改革背景下电力板块的全新投资逻辑及机会”分享了最新观点。
笔者有幸参与其中，受益匪浅。在此也想就此行的所见所闻，据嘉宾与会分享的最新观点，择其精要，以飨读者。
新型电力系统变革背景下，电力板块的核心投资逻辑何在？
首先，全球“碳中和”方向明确，中美欧三大排放主体积极推动落实“碳中和”。
自2016年以来，越来越多的国家在气候变化国际条约进程的LTS中通过碳中和目标来明确面向21世纪中叶的长期减排任务，“碳中和”目标已成为各国自下而上形成的气候行动承诺。
图：各国LTS中的“碳中和”目标情况
（来源：《碳中和行动的国际趋势分析》）
尤其是，中国、美国、欧盟等碳排放大国近几年加快推进“碳中和”实现进程。根据公开数据显示，2021年中国碳排放量占全球碳排放总量30.3%，美国占13.4%，欧盟占7.7%。
（来源：Crippa,M,EGP 2020,UNEP DTU,惠誉博华）
而在全球力推减碳并最终走向零碳的大趋势下，需要从电力行业角度来实现整体的减碳。由于要实现净零碳排放，需要发电部门的完全脱碳，并大规模扩大电力使用，在尽可能多的部门实现电气化，以保证中国的工业、交通、建筑等以能源为基础的服务部门继续快速发展。
例如，前两年较为热门的新能源车所使用的能源，也需要电力部门低碳产出的电力来供给，这样才能真正实现社会全部脱碳。
另外，分部门而言，电力和热力部门碳排放的比例要远高于工业、交运、建筑及其他部门；同时，中国要远高于全球其他国家和地区，甚至比欧美等发达国家还要高。
综上，在全球最终走向净零碳排放之路的大趋势下，不论是从碳排放结构，还是能源自主供给趋势，都决定了电力行业改革的底层逻辑。那么，电力改革具体会体现在哪些层面？
政策、供需与创新多重共振，新型电力企业有望迎“戴维斯双击”
第一，针对需求端，定价机制迎市场化改革。
2019年9月，我国将煤电上网电价机制由标杆电价改为“基准浮动”机制。2021年10月8日，国常会即提出改革完善煤电价格市场化形成机制，提出燃煤发电量原则上全部进入市场，浮动范围扩大至正负20%，高耗能行业电价不受限制。
由于居民用电存在刚性，且企业用电占比更高，通过价格来调整需求，更多在于影响企业用电需求。如果形成浮动的价格机制，可以使得电力企业的利润能随之获得增长。
（来源：各地电力交易所）
除定价机制之外，成本也是影响电价，进而影响电力企业盈利的另一大变量。
以传统煤电为例，煤炭是发电的主要成本。而煤炭在经历两年多的牛市之后，价格于去年见顶开始逐步下降甚至出现加速下行，并带动电力企业的成本下降。
再从库存来看，目前电厂库存同比维持高位，所以不必担心由缺煤导致的缺电。
以某火电厂为例（如下图），随着长协煤比例的提升以及现货市场煤炭价格的回落，成本端改善对于其业绩的提振弹性显著。
类比煤电的增长逻辑，新能源发电在装机量增加及成本下降共同驱动下，有望实现业绩和估值的双升。
一方面，在“双碳”目标下，新能源装机量有望持续增长，尤其是风电、光伏领域。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2025年，我国清洁能源装机量将达到17亿千瓦，其中风电装机容量将达到5.36亿千瓦，2021-2025年CAGR达13%；光伏装机容量将达到5.59亿千瓦，2021-2025年CAGR达16.26%。
另一方面，不同于传统的燃煤机组的成本以煤炭为主，新能源发电成本受上游核心原材料价格影响较大。以光伏为例，相关的多晶硅、单晶硅等原材料成本有望下降，且下降趋势与煤炭不同，往往是以“跳水”的形式加速下行。
由于上游产能的释放，原材料价格有望持续下行，从而推升装机量，规模效应凸显。另外，伴随技术层面的不断突破，规模持续提升，产业集中度也将随之提高，成本下降非常迅速。
伴随以核心原材料价格下行以及规模效应下的成本持续下降，将导致新能源项目的收益率也会逐步提升。例如，下图中的光伏项目的IRR（内部收益率）预计从5.6%提高到7.6%，提高了2个百分点。随着利润率的提高用于投资这方面，投资者就会更多的增加，由于规模集约效应，成本又会增加，是良性循环的一个机制。
那么这些成本的下降的话，就会导致新能源项目的收益率就逐步的会提升，像这个光伏的资本的IRR，也就是它的收益率预计从5.6提高到7.6，提高2个百分点。随着项目利润率提高，并继续用于投资实现滚动发展，投资者会相应增加，由于规模集约效应，成本会下降，从而形成一个良性循环的机制。
目前，二级市场有什么比较可靠的板块跟踪“窗口”和代表性的基金产品？
中证全指“打包”全产业链龙头，全市场首只电力ETF如何？
目前，中证全指电力指数（H30199.CSI）正是一个标准的电力行业指数---选取中证全指样本股中的电力公用事业行业股票组成，以反映该行业股票的整体表现。据WIND统计显示，截至2023年2月16日收盘计，全指电力指数共包含54只成份股，平均个股市值434.64亿元。
就细分行业分布来看，该指数成分股集中于电力行业，重点关注火电、水电、新能源发电，并共同捕捉传统发电和新能源发电领域的投资机会。其中，以权重最大的成分股长江电力（600900.SH）为例，火电占比达32.8%，水电占22%,风电占13%,光伏占比不到10%。
另外，该指数的前十大成份股合计占比为53.4%，持股的集中度比较适中，且从权重来看，并没有传统指数“头重脚轻”的特点，较为均衡。而且这些成份股也基本上都是电力产业链上细分行业的龙头股。
从市值分布来看，中证全指电力指数呈现较为明显的中小盘特征，其中市值规模在400亿之下的成份股权重合计占比为43%，数量达到40只。
再来看过往收益率，据WIND统计显示，自基日（2014年12月31日）以来，截至2023年2月16日，中证全指电力指数年化收益率约5.6%，整体表现落后于大盘基准（中证全指）。此外，该指数的年化波动率为26.9%，同样低于部分大盘指数。不过自2021年起，由于电力市场化改革的加速，该指数取得了42.5%的收益，远远领先其他大盘指数。同时，其2022年的表现也领先大盘指数。
尽管该指数早已推出，但此前并没有相关的指数基金进行跟踪，直到广发电力ETF(159611)的出现，填补了这个遗憾。
这只ETF又有哪些亮点？
亮点一：首只综合涵盖“风、光、水、火、核”的新型综合电力ETF。
广发电力ETF（159611）跟踪的是中证全指电力公用事业指数。其中，新能源发电、水电、火电相关企业合计权重超过90%。
亮点二：规模大，流动性好。该电力ETF是目前全市场规模最大的“新型综合电力”ETF。据WIND统计，截至2023年2月17日，该电力ETF规模20.3亿元，过去一个月日均成交额1.3亿元。
一直以来，广发基金的指数投资实力在业内都是比较靠前的，而且经过多年的发展，指数布局已相对完善，涵盖A股、海外、债券指数等多个品种。
如今，能源革命已是大势所趋，电力产业链是能源革命的关键一环，随着新型电力系统改革纲领性文件出炉，电力转型有望提速，其投资价值想必也值得关注。
自2021年年初以来，锦缎研究院持续跟踪储能板块，先后发布《碳中和的“龙脉”：储能》、《储能“豹变”之后的估值隐忧》、《“缺电”不应被引申为新旧能源的矛盾》等分析报告。
虽然今天新能源+储能已经得到广泛认可，但是市场还是习惯把光伏、风电等新能源当成主角，而储能仅仅是配角。
新能源行业毫无疑问是一片繁荣，前景可期。然而，随着风电、光伏等装机量的快速增长，新能源的消纳问题愈发突出，能源转型面临严峻挑战。基于此，我们越发看到发展大型储能的重要性与紧迫性。
01 大型储能成为最优解——把风和光存下来
1、新能源发展浩浩荡荡，燃眉之急由谁解？
过去十余年，我国的能源转型取得了全球瞩目的成绩。根据国家能源局数据，截至2021年，我国风光累计装机容量占比达到26.7%，风光发电量占比11.7%。展望未来，新能源发电占比还将持续提升，直至成为主要电力来源，而传统火电慢慢退居二线，终极角色是作为调峰和补充产能。
但在新旧能源角色互换过程中，新能源的消纳问题成为其继续发力向上的主要障碍。
图1：2021年新能源装机渗透率达到26.7%（单位：万千瓦），资料来源：Wind，华宝证券
众所周知，风电、光伏是间歇性能源，容易受到气候天气影响，是典型的“靠天吃饭”。一旦遭遇极端天气，新能源出力的不确定性容易导致局部时段的缺电问题。
不管是2021年的全国大范围拉闸限电，还是2022年夏季的错峰用电，缺电问题都严重影响了经济发展和居民生活。背后的本质就是新能源替代传统能源的过程中，新能源的并网消纳出现问题。
另一方面，光伏、风电的出力高峰往往与用电需求不一致，随着更多新能源接入电网，将给电力系统带来较大的冲击，严重时候会导致电网频率崩溃，造成大面积停电。
根据全球能源互联网发展合作组织研究数据，当新能源的渗透率由20%向上提升将会造成电力系统净负荷的波动幅度陡增，给电网的安全性带来挑战。以山西省为例，作为新能源装机大省，山西近年来火电机组一次调频次数已上升至每日数百次之多。
图2：电网净负荷波动随新能源渗透率提高而增大，资料来源：全球能源互联网发展合作组织
那么该如何解决，具体方法其实大家现在都已经知道了，就是配套储能。
首先，新能源发电侧配置储能可以平衡新能源的随机性和波动性，从而有效避免当新能源出力下降，或用电负荷升高时因发电容量不足引发停电问题。比如风光储一体化工程。
其次，在电网上配置储能，相当于增加了“缓冲器”，可以有效保障发电端和用电端动态平衡。
最后，随着火电等传统可调节电力的占比不断降低，需要引入储能作为新的调节能力来源，从而加强电力系统的灵活性。
不过，目前储能的装机速度还远远赶不上可再生能源发展的速度，仍然存在明显的缺口。并且，我们正处于电气化深化的时代，未来电气化的场景将会越来越丰富。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%。
浓缩成一句话，光伏、风电份额的不断增加，储能不仅仅是新能源发展的重要前提，还将深入参与能源转型过程，成为电力系统的关键组成部分。
图3：储能成为新型电力系统的重要组成部分，资料来源：光大证券
2、为什么是大型储能？
按照《“十四五”可再生能源发展规划》，到2030年，我国风电、光伏总装机容量将达到12亿千瓦以上。面对如此大规模新能源的接入，电网消纳压力可想而知，电力系统迫切需要大型储能来解决新能源消纳问题，以提高电力系统和能源系统的安全性和稳定性。
何谓大型储能？顾名思义是指功率和容量较大的储能。根据国标《电化学储能电站设计规范》，大型储能电站定义为功率30MW且容量30MWh及以上的储能电站。
储能主要应用场景涵盖发电侧（风电场、光伏电站、传统电站等）、电网侧（电网公司等）与用电侧（家庭、工商业等）。而大型储能更多的应用于发电侧和电网侧。
图4：储能在电力系统中的应用场景分类，资料来源：派能科技招股书
目前，大型储能路线呈现多点开花局面，其中最受关注的是抽水储能和电化学储能。
抽水储能。作为世界上技术最成熟、装机量最大的储能技术，占据我国86%左右储能装机容量。可以说，抽水储能充当着能源系统的定盘星。
锂电池储能。凭借建设周期短、选址灵活、调节性能优秀等特点，锂电池储能已经成为电化学储能的先锋。根据InfoLink数据，2022年全球储能锂电池出货总计142.7GWh，同比增长204.3%。
钠离子储能。虽然钠离子电池的能量密度不高，无法和锂电池相提并论，但其更具备经济性和安全性，未来有望在储能等领域得到更广泛的应用，成为电化学储能的重要分支。目前，中科海纳、宁德时代等公司正积极推动钠离子电池产业化进程。
全钒液流电池储能。凭借安全性高、扩容性强、循环寿命长、全生命周期成本低的特点，未来有望在长时储能领域占据一席之地。
此外，还有氢储能、压缩空气储能等正在向规模化应用前进，逐渐在能源革命时代崭露头角。
总体而言，储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展，各种大型储能技术互为补充，发挥独特的性能优势。
02 大型储能开启新局面
1、体量的增长
过去，由于新能源渗透率处在较低水平，电力系统充分利用水电的调节能力，开展部分火电机组灵活性改造就可以满足稳定运行要求，所以发电端对大型储能的需求并不迫切。
同时，大型储能对电力系统而言是新增环节，加上规模庞大，投资成本高，但收益十分有限，反而成为了成本负担。很长一段时间，新能源配置大型储能缺乏经济方面的驱动力，甚至还存在储能并网项目闲置的现象。
如今，在新能源消纳压力倍增的背景下，从2021年开始各地相继明确了新能源配置储能的要求。截至目前，国内已有20多个省级行政区明确了新增新能源发电项目配置储能比例以及时长，发展大型储能成为业内共识。
2021年7月，国家能源局及发改委联合发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，再次从国家层面确定储能在新能源领域的重要地位。
2、商业盈利模式的改善
宏观视野之外，我们接下来从商业经营的角度看待大型储能的变化趋势。
大型储能作为新能源发电企业刚需，其建设成本和盈利能力一直是后者的关注焦点。然而，过去已建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式，高昂的建设成本和微薄的收益完全不匹配。
直到最近几年，通过多种途径的示范探索和储能产业鼓励政策不断出台，国内大型储能项目的盈利能力逐步得到改善。
从储能收入端分析，储能项目主要在低电价时充电、高电价放电赚取电价差来获得相应收益。2021年7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。
尤其是近几个月以来，上海、湖北、河南、江西、山东等多个省市区开启了新一轮峰谷分时电价机制调整，尖峰电价和低谷电价上下浮动比例更高。随着峰谷价差变大，储能的盈利困境有望得到一定程度的缓解。
图5：2022年10月国内部分省最大峰谷电价差（元/度），资料来源：北极星储能网，方正证券
其次，电力辅助服务市场机制不断完善，大型储能的收益来源更加丰富，比如提供辅助服务收益、容量租赁、容量补偿等。这意味着过去大型储能收益来源单一的问题迎来改善空间，未来可以通过多做“副业”挣钱。
举例来说，我国正积极探索“共享储能”模式，来增加储能电站的收益来源。自2021年以来，宁夏、青海、山东等多个省份先后在政策中明确提出建设发展共享储能，并制定详细的租赁价格指导。比如河南印发的《河南省“十四五”新型储能实施方案》中，规定储能租赁指导价为200元/kWh/年。
所谓共享储能，是将独立分散的电源侧、电网侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，为多个新能源电站提供服务，从而提高储能资源利用率和收益能力。
对新能源企业而言，其可以在服务期限内享有储能充放电权力来满足自身消纳需求，无需单独建设储能电站，从而大幅减低初始资金投入。对共享储能投资商而言，储能项目建成之后，容量租赁费用成为稳定的收入来源。同时，共享储能还能参与电力辅助服务来获取调峰、调频等辅助服务费。
当然，面对客观现实，就是中国储能市场发展较晚，不可否认仍然处于商业化初期，配置储能的经济性没有得到充分发挥，未来商业盈利模式还需进一步完善。
再从储能成本端分析，根据BNEF数据，从2010年到2020十年间，锂电池组平均价格从1100美元/kWh降至137美元/kWh，降幅达89%。接下来锂电池储能系统要发挥其更大效能，核心驱动力还是依赖成本进一步下探。
2022年1月29日，国家发改委、能源局发布《“十四五”新型储能发展实施发案》，提出到2025年电化学储能系统成本降低30%以上的发展目标，进一步满足构建新型电力系统需求。
图6：电化学储能系统成本持续下降，资料来源：BNEF，华泰证券
实际上，储能成本的下降对推动新能源的发展至关重要。只有储能成本持续下降，才能实现新能源综合用电成本持续降低，从而替代传统火电，顺利实现能源转型。
早在2011年，宁德时代就布局储能领域，但是一直停滞了很多年。直到最近两年，宁德时代的储能业务才真正驶上快车道，并成为公司的第二大业务。背后一大原因就是此前锂电池成本太高，严重制约了锂电池储能装机量的增长。
不过目前由于锂、镍等电池原材料价格处在高位，导致锂电池储能系统价值无法充分释放，很大程度上限制其装机规模的快速扩大。未来随着核心原材料价格的下行，锂电池价格回归合理价格区间，将进一步推动锂电池储能项目建设进程。
总而言之，只有大型储能项目获得了合理收益能力，才能促进储能装机的放量，进而反哺新能源的规模化增长。
3、未来市场空间测算
先看大型抽水储(蓄）能，根据国家能源局规划，到2025年和2030年，我国抽水储能装机规模将分别达到6200万千瓦和1.2亿千瓦。如果按照6000元/kw造价计算，到2030年，抽水储能行业投资总规模将达到1.6万亿元，年均投资额超1600亿元。
图7：抽水储能装机规模预测（万千瓦），资料来源：Wind，长江证券
再看锂电池储能，根据高工锂电数据，预计2025年全球锂电池储能出货量达到460GWh，对应2021-2025年CAGR达到60%。其中，中国、美国和欧洲是锂电池储能主要市场。
图8：2025年储能锂电池出货量预测，资料来源：高工储能，安信证券
4、哪些环节将更收益？
展望未来，新能源装机仍会保持快速提升的趋势，与之配套的大型储能迎来确定性增长，其中产业链核心环节将率先受益行业成长红利。
抽水储能产业链上游主要为设备制造商，包括水泵水轮机、发电机和主变压器等核心设备制造企业。其中水轮机主要供应商为东方电气、哈尔滨电气、浙富控股等；水泵主要供应商为凌霄泵业、大元泵业等；变压器主要供应商为保变电气、新华都等。
抽水蓄能产业链中游主要为电站设计建设及电站运营公司，电站设计、建设主要企业是中国电建和中国能建，电站运营主要包括国家电网和南方电网。
图9：抽水储能产业链一览，资料来源：水电水利规划设计总院，中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，中信证券
对于锂电池储能产业链，核心环节储能系统由储能电池、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）和能源管理系统（EMS）等构成。其中，储能电池是储能系统最主要的也是成本最高的部分，占储能系统价值量达60%，剩下PCS、EMS和BMS成本占比依次递减，分别约为20%、10%和5%。
鉴于储能电池和动力电池的技术原理一致，而且产能可相互切换，以宁德时代、亿纬锂能、国轩高科、中创新航为代表的动力电池企业已经带头冲进储能赛道。截止目前，宁德时代储能产品已覆盖发电侧、电网侧和用户侧，涵盖太阳能及风能发电储能配套、工业企业储能、商业楼宇等领域；亿纬锂能规划到2025年实现储能产能达到100GWh。
值得注意的是，动力电池产能大规模扩张，接下来存在产能过剩的可能性，行业竞争变得白热化。虽然储能电池相比动力电池对能量密度要求低，但是其对使用寿命、充放电次数、电池安全性、经济性要求更高，未来拥有核心技术和成本控制能力的电池企业有望率先胜出。
再看储能逆变器（PCS）供应商。因为储能逆变器和光伏逆变器技术原理和一致，制造产线同样可以灵活切换，储能逆变器竞争格局与光伏逆变器行业有一定重叠。阳光电源、上能电气、锦浪科技等光伏逆变器厂家已经成为储能行业的重要玩家。
图10：锂电池储能产业链一览，资料来源：兴业证券
