在过去的几年中，中国政府逐步提高气候行动力度，加速推动中国经济和能源结构朝零碳排放方向转型。碳中和目标推动“零碳”成为中国长期价值投资的新风向。2060年的碳中和目标是中国政府通过设定40年后的政策目标，为中国的价值投资者创造了脱碳转型的确定性，锚定了新的投资标的。

内容摘要

在碳中和目标下，能源的脱碳转型意味着能源供给和消费方式的重大转变。在能源供给侧，一次能源结构将发生巨大变化，化石燃料需求降幅超过90%，高比例可再生能源成为电力系统主体。在大比例可再生能源发电情景下，火电资产将面临深层灵活性改造，储能技术将得到规模化应用，输电基础设施投入加大，需求侧管理等措施也将贡献电力系统灵活性。同时，数字化将在系统层面大大提升能源供给和消费侧的整体效率。

在消费侧，再生资源利用模式的普及、能源使用效率提高以及工业、建筑和交通部门大规模电气化及氢能等新型能源的利用将重塑资源能源利用乃至整个经济形态。在工业部门，关键材料的利用率和回收率以及工艺设备能效显著提升，极大减少用能需求，余热回收、以及更长远阶段的电气化、氢能、生物能源及碳捕集和封存等技术也为重工业领域原料和生产过程的脱碳提供可能性。在建筑部门，中国建筑的服务水平还有很大进步空间，而建筑领域的能效也将大幅提高，以确保能源的经济有效使用。先进热泵技术和保温材料将被更广泛利用，以零碳方式为住宅和办公室提供供暖和制冷。消费侧脱碳将在系列文章下篇中叙述。

作为系列文章的上篇，妙盈研究院对脱碳趋势下中国电网侧革新的细分领域进行了包含产业、技术和企业等的多层面评估，揭示在此进程中的绿色投资新风向，尤其是以站在2022年当下的视角，探讨未来数年复杂多变的宏观环境中显著的投资机遇。

完整版报告可通过「下载报告」获取

总览：可再生能源装机保持高速增长

在2021年，我国风能和光伏发电并网装机量双双突破3亿千瓦。国家能源局发布数据显示，2021年我国风电并网装机量已突破3亿千瓦大关，发电量占全社会用电量比例约7.5%，新增装机4757万千瓦，占我国新增装机的27%。2021年我国光伏并网装机容量累计达3.06亿千瓦，发电量占全社会用电量比例约4.5%；新增装机量约5300万千瓦，占我国全部新增装机31.1%。

科技进步使风能和光伏发电呈现出高经济性，在煤价高企的2021年其发电成本已实际低于燃煤电厂。根据IRENA（国际可再生能源署）发布的数据，在2010—2019年间，我国陆上风电LCOE(平准化度电成本)从0.91元/千瓦时降至0.32元/千瓦时左右，实现65%的降幅，海风从1.15元/千瓦时降至0.53元/千瓦时，实现54%的降幅。同期，光伏度电成本更是下降至0.36元/千瓦时，降幅超90%。

过去一年中，可再生能源的技术革新仍没有停止。风能产业链上，金风、明阳等大型机组厂商的产品已经基本过渡到大机组规则，项目招标实现了4MW、5MW大型机组普及化，继续降低度电成本。光伏光伏产业链上，HJT和TOPCon技术涌现，在PERC电池目前22.8%的光伏转换率基础上，两项技术的量产成品已经可以将其提高到24%，理论上限27%。据预测，“十四五”期间陆电成本将进一步降低，或在2025年将陆上高、中、低风速地区的度电成本分别降至0.1元、0.2元和0.3元，而光伏的度电成本则预计下降至0.25元 - 0.38元的区间。

电网调峰能力需求显著增长

风能和光伏共为VRE（variable renewable energy，可变可再生能源），它们是未来几十年电力供应的核心。而VRE的增长给电力系统的运行带来了新的挑战。VRE对电网的挑战主要有2点。一是VRE的发电依赖于天气，它们的可用性会不时变化，二是VRE在日级层面有较为典型的功率曲线波动，但不一定与高电力需求时期相吻合（图5）。为保证电网正常运行，便需要调度调峰资源，在短时间内快速响应净负荷变化。火电厂的灵活运行和储能设施是目前最有效的应对灵活性挑战的解决方案，在未来几年内将在电网中扮演更加重要的角色。

火电灵活性改造 - 转变存量资产价值

火电从原有的电力系统向现在的新型电力系统转变过程中最大的一个调整，体现为火电的利用小时数会较之前时期发生比较大的变化。我们认为，未来在以双碳目标为导向的脱碳化的电力系统里，电量主体将逐渐从火电过渡到水、光、风能源，而补充的地位由原来的新能源作为系统的有效补充，慢慢的转化成火电作为新型电力系统的有效补充和支撑。

假设”十四五“改造的纯凝机组和热电联产机组和“十三五”规划中的比例将大致相同，即约0.8亿千瓦的纯凝机组和约1.2亿千瓦的热电联产机组将完成改造；若热电联产机组采用成本中等的水蓄热罐改造工艺，则“十四五”期间灵活性改造的整体市场空间为250亿元人民币。

灵活性改造的市场主体目前主要由直接给电站供应主机设备的厂家构成。灵活性改造的实质是对燃烧、发电和供热工艺段和设备群的重新设计和改造，需要与火电运营方紧密合作，根据每一座电站的具体情况而制定针对性的改造设计和实施方案。主机厂商兼有设计和设备的经验和Know-how，且与火电运营方建立了紧密的合作关系，相比第三方服务商有着天然优势。

除主机厂商直接受益外，现有掌握火电资产的运营商也将间接受益于灵活性改造。根据我们对投资和运营成本的计算，火电灵活性改造的调峰成本约0.14元/度，大幅低于电化学储能的0.55元/度，也低于抽水蓄能的0.18元/度，且抽水蓄能的资源量受地理约束无法保证。因此，火电灵活性改造是当下最具经济性的选择，具备大型火电机组的主体将在VRE电站投资项目的成本竞争中占据优势，国内拥有大型火电机组的火电转型上市公司有望充分受益。

储能规模化发展 - 匹配高比例可再生能源新型电网

储能行业正在迎来爆发的临界点。随着政府对储能行业的支持政策陆续出台和细化，储能市场投资规模将持续加大，产业链布局日趋完善，商业模式多元发展，应用场景加速延伸。结合产业链视角，光伏、风电目前处于成长期的中后期，已经具备大规模发展的条件，而储能起步较晚，还未达到爆发期拐点，目前以小范围应用为主，随着光伏、风电大规模发展，储能也将迎来拐点，向运营性应用转变。

2020年，随着政策落地，全球电力储能装机规模高速上涨。2020年全球新增电化学储能装机量达到10.7百万千瓦时，同比增长57.4%。我们预计2025年全球储能新增装机量将达到284GW，CAGR达53%。中国市场新增储能装机量将达到90GW。占全球装机的32%。若考虑锂电储能系统的平均价格，2020年的数值为1.8元/wh，随着锂电储能系统的广泛应用，相关成本逐渐降低，预计到2025年，锂电池储能系统平均价格为1.2元/wh，由此得出，我国十四五期间，以锂电池为主导的电化学储能整体市场规模将达到近2500亿元。

相比抽水储能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，具备高度灵活性。此外，在放电时长、响应时间、综合效率等指标上具备显著优势，并且应用场景更为广泛，对功率型应用、容量型应用等均可完全适合。总体而言，电化学储能的发展仍处于初级阶段，未来较有可能出现多种技术并存的形势。而不同技术由于其不同特点，在不同的应用领域体现其优势，未来主流的储能技术将基于市场选择。

新型脱碳电网 - 能源IT应用赋能

双碳目标大背景下，可再生能源接入、电力市场化改革要求电网进行数字化转型。2021年全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，未来几年风、光等清洁能源的占比将进一步提升。可再生能源的随机性、波动性则会对实时平衡特性需求的电网稳定性带来挑战。然而传统电网由于缺乏信息共享、在电源接入与退出、电能传输等环节间缺乏电网运行弹性。数字化技术能够发展完善发电、输电、配电、用电、调度和通信全过程各个环节的信息传输等水平，从而提升电网灵活性、承载更高比例可再生能源。

根据《国家电网智能化规划总报告》，2009-2020年国家电网规划总投资达3.45万亿元，其中智能化投资3,841亿元，占总投资的11%。近三阶段来看，智能化投资占电网总投资比例分别为6%、11%、12%，逐渐提升。根据《国家电网智能化规划总报告》，智能电网的重点在用电、配电、变电及通信环节，在第三阶段，国家电网持续加大输电、变电和配电环节的智能化投资规模。

“十四五”期间，国家电网和南方电网“十四五”电网规划投资累计将超过2.9万亿元，如果算上两大电网之外的部分地区电网公司，“十四五”期间全国电网总投资预计近3万亿元，而智能化投资预计将接近4000亿元。

电力设计服务及相关软件

设计是电站电网建设前期必不可少的环节，电力设计领域将直接受益于增量配网的设计建设需求，而电网智能化使得设计的数字化成为必然。电网建设改造需求或是一个全国性的命题，一站式解决方案将更受青睐。与此同时，随着新技术不断在电力信息化领域得到应用，专业性和复杂性程度大幅提升，电力设计由传统的二维设计转向三维设计，对设计软件本身提出了更高要求。

输变配电智能运维管理

输电网能源管理系统（DMS）与配电管理系统（EMS）是电网日常运行必不可少的IT系统，EMS 管理发电、输电，DMS管理配电、负荷。随着坚强智能电网及电力物联网建设推进，两大管理系统的智能化要求持续升级。

值得注意的是，“十四五”期间，我国电网建设将着重配网侧投资。国家电网提出“十四五”配电网建设投资超过1.2万亿元，占电网建设总投资的一半以上。南方电网则在“十四五”规划明确提出十四五配电网建设要达到3200亿元，占比接近总投资的一半。大力建设配电网来源于负荷提升和可再生能源占比提升影响。

电力交易市场交易端信息化

目前，电力交易市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。对于不同主体，电力现货交易体系的信息化需求也不同：

• 对于供电与售电企业侧，需要建设市场交易辅助决策系统和电力现货交易模拟仿真系统，支持企业进行更加准确的报价策略推演；
• 对于电力交易主体侧，需要采购更为先进的电力交易结算与支持系统；
• 对于用户侧，需要建设能够实现用电状态实时监测、用电安全隐患分析、信息交互、节能管理等功能的用电自动化系统及智能电表系统。

相关公司估值表（截止到2022年4月22日）