INNOVATEFORASUSTAINABLEFUTUREFindmoreatmiotech.com电力供给篇-电网侧脱碳的绿色投资机遇中国零碳之路（上）2022年4月1目录内容提要020334260709111223282932(一)电网调峰能力需求显著增长总览:可再生能源装机保持高速增长1.火电灵活性改造-转变存量资产价值火电灵活性改造相关企业2.储能规模化发展-电网可再生能源比例增高抽水蓄能、电化学蓄能相关企业1.电力设计软件和服务2.输变配电智能运维管理3.电力交易市场信息化(二)电网脱碳转型-能源IT应用赋能(三)附录:公司估值表2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。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。妙盈研究院对中国实现碳中和乃至零碳排放目标的路径进行了研究，这些研究描绘的碳中和碳图景展现出鲜明的特征，即能源消费与经济发展脱钩，能源利用效率持续提升，能源需求格局加速演变，能源结构持续优化升级，低碳能源技术迅速迭代。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，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力供给侧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。中国零碳之路（上）内容提要内容提要3资料来源：中电联，妙盈研究院整理以风能和光伏发电为代表的可再生能源在能源结构占比持续增加。政策支持将持续加码风光电行业，进一步投资相关技术以实现成本降低和效率提升，为双碳目标的实现奠定基础。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，占全国电源总装机比例约12.6%、发电量占全社会用电量比例约7.5%，较2020年底分别提升0.3和1.3个百分点；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，占全国电源总装机比例约12.8%、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%，就全球范围来看，我国风电机组产量已占据全球三分之二以上市场份额，是2020年底欧盟风电总装机的1.4倍、是美国的2.6倍，已连续12年稳居全球第一。光伏发电装机量也连续七年稳居世界首位。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，海风从1.15元/千瓦时降至0.53元/千瓦时。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%。根据业内预测，“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元到0.38元。风电光伏历史累计装机量35000300002010年2011年2012年2013年2014年风电太阳能发电2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2500020000150001000050004,6232,958262123411,5892,4864,2187,63113,04217,43320,41825,35630,6006,1427,6529,65713,07514,74716,40018,42720,91528,16530,0000总览：可再生能源装机保持高速增长中国零碳之路（上）总览：可再生能源装机保持高速增长42016年12月《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》2019年5月《关于完善风电上网电价政策的通知》2020年1月《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》针对风能和光伏的补贴性电价政策逐步实现”退坡“，电价激励成为历史。就光伏项目而言，2021年起不再对新建集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目进行中央财政补贴，2022年起不再补贴新建户用分布式光伏电站；风电场也逐渐步入平价电网时代，2021年起取消对新核准陆电项目补贴、2022年起新核准海电项目不再享受国家性补贴。2018年5月《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》2019年5月《关于完善风电上网电价政策的通知》2021年6月《关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函》2018(标杆价）2019(指导价）2021(指导价）III0.570.520.470.380.380.290.430.390.340.490.450.4IIIIV类资源区类资源区类资源区类资源区0.500.400.40.340.290.300.200.100.002018(标杆价）2019(指导价）2021(指导价）标杆价:国家确定的所有项目统一的上网电价指导价:国家设定的竞价上限，最后项目上网电价由竞标确定图1：陆上风电各资源区发电价格及国家政策图2：海上风电发电价格及国家政策中国零碳之路（上）总览：可再生能源装机保持高速增长52018(标杆价）2018年5月《关于2018年光伏发电有项事项的通知》2019年4月《完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》2020年4月《有关2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》2021年6月《关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函》2019(指导价）2020(指导价）2021I类资源区II类资源区III类资源区0.50.60.40.350000.40.490.450.550.72021年：取消了指导价政策，不再对集中式光伏提供电价补贴。图3：集中式光伏各资源区发电价格及国家政策20182019202020212018年6月《关于2018年光伏发电有项事项的通知》2019年4月《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》2020年4月《关于2020年光伏发电上网电价政策有关问题的通知》2021年6月《关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函》居民用户分布式光伏工商业用户分布式光伏0.40.350.300.250.200.150.100.050.000.320.10.080.030.050.180图4：分布式光伏补贴标准及国家政策中国零碳之路（上）总览：可再生能源装机保持高速增长6资料来源：国家部门公开文件，妙盈研究院整理政策的强力驱动可预见风电光伏需求超预期，装机量将创新高。能源局提出到2025年，全国光伏和风电发电占全社会用电量16.5%，国务院要求到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。根据CPIA（中国光伏行业协会）的预测，”十四五“国内光伏新增装机量为年均7000万千瓦，乐观预计则是年均9000万千瓦。风电装机在补贴政策的“抢装”潮结束后预计将短期回落后继续平稳增长，GWEC（全球风能理事会）给出的预测中2022年-2025年我国风电新增装机约为年均4000万千瓦。风电光伏也将呈现出集中式大基地和分布式装机并重的特点。能源局于2021年12月发布《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》，在西部建设大型风光能基地，前期推动的第一期装机容量约1亿千瓦的大型风电光伏基地项目已有序开工。另外，风电光伏开发也将结合乡村振兴战略，推进风电光能就近就地开发。12月发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》积极推动分布式风电装机和分散式光伏建设，在中东南地区实施“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”。此举有望在全国实现10亿千瓦风电装机，分布式光伏逐渐成为未来光伏建设的主流，预计在2025年达到50%占比。表1：十四五期间关于集中式和分布式可再生能源的中央性政策（部分）2021.122021.122021.122021.12时间政策内容/目标能源局《关于组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知》国务院《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》能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知全国人民代表大会《“十四五”规划和2030远景纲要》形成九大集风光（水火）储于一体的大型清洁能源基地和五大海上风电基地，其中包括5000万千瓦的光伏项目到2025年，全国光伏和风电发电占全社会用电量16.5%；实施“千乡万村驭风计划”和“千乡万村沐光行动”计划到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上建设大型风光能基地中国零碳之路（上）总览：可再生能源装机保持高速增长（一）电网调峰能力需求显著增长7风能和光伏共为VRE(variablerenewableenergy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，在秒级层面的发电功率具有不可预测性，直接并网会影响电网的整体稳定性。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）。一般而言，在上午9点到下午3点间，光伏可以实现最大出力，电网净负荷（电力需求功率减去风能和光伏发电功率）最低。而在早上6-9点和晚上6-9点间，电力需求增加，但VRE发电功率降低，净负荷最高。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。脱碳化的电力系统必须拥有足够的灵活性以应对VRE并网的挑战，在满足电力需求的同时保持系统稳定。一般而言，电网的脱碳化转型进度，即VRE发电量占总用电量的占比，对电网灵活性的要求有阶段性的特征，电网便需要采取不同的行动。IEA描述了VRE并网的六个阶段，定义了其对系统的不同影响并确定了具体的灵活性要求（图6），所需的行动及其相关成本在每个阶段都变得更加突出。灵活性问题在阶段2和阶段3之间的过渡中成为了电网系统显著而实质的挑战。California’sduckcurveisdippingdeeperthaneverLowestnetloaddayeachyearinCAISO,2015-202120GW1512AM12AM3AM3PM6AM6PM9AM9PM12PM10202120192018201720162015202050MorningdemandpeakSource:CAISONote:Netloadshownisdemandminusutility-scalewindandsolarEveningdemandpeakMiddaysolarsaturationVRE发电量占比上升到临界值，电网模式转型势在必行图5：加州可再生能源净负载量（DuckCurve）中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长8中国正快速面临VRE占比上升而带来的电网灵活性的挑战。经过近几年风能和光伏装机热潮，两者相加在总发电量中的占比提升到了接近10%，这一值接近IEA对于阶段2和阶段3的分界值（图7）。在此期间，电网面临的转变挑战主要体现在净负载的变动性将大幅增加，以及电网输配电的模式需要进行调整，以保证VRE发电的消纳。关键转型挑战阶段1：对电力系统没有影响挪威斯洛伐克韩国新加坡印度尼西亚瑞士泰国捷克匈牙利南非墨西哥新西兰加拿大爱沙尼亚印度法国日本波兰中国美国巴西芬兰土耳其澳大利亚瑞典奥地利摩洛哥荷兰意大利比利时希腊英国西班牙葡萄牙德国爱尔兰卢森堡丹麦VRE电源占全年发电总量比重0102030405060Source:(IEA,2017)Source:(IEA,2019)VRE发电的过剩和缺口达到月级和季度级VRE发电过剩量增大（日级到周及）VRE在一些时间段构成全部的电力发电来源VRE运行决定了电网系统的运行模式VRE对系统运行有轻微到中等的影响VRE对电网几乎没有影响阶段1：阶段2：阶段3：阶段4：阶段5：阶段6：123456需要跨季度的储能系统更长时间的电力过剩和缺口高VRE发电下的电力供应稳健性更大的净负荷波动和新的电网波谷模式运行模式的轻微改变阶段3：VRE决定了电网运行模式阶段2：对电力系统运行有轻微到中等的影响阶段4：VRE在一些时段构成全部发电量图6:可变可再生能源和电网整合的六个阶段图7:各国可变可再生能源的整合阶段中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长9资料来源：中电联，妙盈研究院整理现有的灵活性资源主要有四个来源：可调度火电厂的灵活运行、储能设施、跨省跨区交易和需求侧资源。从全国电网的角度，若其他三个灵活性资源缺乏，跨省跨区交易不是一个有意义的解决方案。而需求侧资源的前提条件在一定程度上要求能源消费者的行为改变和一个能够协助实现此类改变的电力交易系统，无法在短期内实现。因此，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。在传统的电力系统中，火电是电力和电量供应的双主体，承担着提供保障性的基准供应，以及适应用电端负载变化的核心作用。随着VRE占新增装机量比重的增大，自“十三五”以来总体趋势上火电逐渐的弱化了其电量供应主体的地位，慢慢转型成电力供应主体，而且是兜底性电源的那种角色。在可以看到的近期的时间线上我们判断，火电应该是电力供应的共同主体，而且是兜底保障，而非电量的供应主体，这是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。在传统的电力系统中，火电的利用小时数是5000小时左右，这是电力电量共用双主体的状态下火电机组正常的情况。根据国家能源局公布数据，我国火电的年平均利用小时数在近10年时间内逐渐从5000小时下降到4200小时左右（见图8）。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，一定是更多优先消纳风电和光伏等VRE，然后利用火电的灵活性优势去填补系统负载缺口，实现系统的稳定运行。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。1.火电灵活性改造-转变存量资产价值灵活性改造的本质是火电的角色转变550050004500400035003000年平均利用小时数利用小时数2008年2009年2010年2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年4885486550315305498250214778436441864219437843074211图8：2008-2020年我国火电年平均利用数中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长多重政策助力灵活性火电的商品属性在增量上，灵活性火电将直接按容量比例挂钩VRE装机规模。2021年8月国家发展改革委、国家能源局印发《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》，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。灵活性制造改造的煤电、抽水蓄能电站、化学储能等新型储能均可作为承担可再生能源消纳对应的调峰资源，且配置何种类型的调峰资源由发电企业通过市场化方式自主决定和选择。《通知》中明确，按照VRE装机功率15%的比例和时长4小时挂钩配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。为鼓励存量火电资产的灵活性改造，国家层面也出台了多重政策。自2019年起，各大区域电网推动建立了调峰辅助市场。作为一种经济性激励机制，参与调峰辅助服务的灵活性火电得到调峰电量，即火电厂实际被新能源替代的发电量，对应的收益，费用结算以MWh为单位计量。在此基础上，国家已经开始研究建立调峰容量市场。调峰容量市场按容量给予火电调峰机组回报，火电机组只要中标，就可以每天获取稳定的调峰容量费用的收入。而火电机组出力灵活性越高的，则可以享受越高的报价上限。华北电力市场已在2021年11月1日正式启动调峰容量市场，其VRE装机比例仅次于西北区域。福建等省也已出台相关市场运营规则，容量市场启动箭在弦上。另外，政策推动的燃煤电价浮动范围放宽，省间电力现货市场交易的建立，均体现了国家对灵活性火电资产价值的重新考量。“十三五”改造规模不及预期，“十四五”有望满额完成目标《电力发展“十三五”规划》明确提出，“十三五”期间，将在“三北”地区推行热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦、纯凝机组改造约8200万千瓦。然而，截至2019年底，煤电灵活性改造完成5775万千瓦，仅为目标改造容量的25%。分析其中原因，我们认为在于作为主要经济激励手段的辅助服务市场受到负荷、天气的因素的影响，交易组织次数、规模存在不确定性，因此火电厂调峰收益也会随之而变。据统计，2019年1~4月间，华北电网的电力调峰辅助服务日前市场只交易了76笔（国家能源局华北监管局，华北电力调峰辅助服务市场试运行情况报告，2019年6月）。以”十三五“期间的电力供需关系看，调峰空间不大，火电厂调峰收益难以保障。灵活性改造费用是实实在在投出去的，但是收益回报却存在较大的不确定性，这也就制约了火电厂进行灵活性改造。十四五期间，能源局的文件提到的“十四五”期间灵活性改造的目标是完成2亿千瓦，与“十三五”目标基本一致。我们认为，当下被激活的灵活性需求和多样市场化的扶持政策，为“十四五”期间火电灵活性提供了完备的条件，预计有望满额甚至超额达成2亿千瓦的目标。灵活性改造主要受益主机厂商和火电发电公司，百亿级市场空间打开火电机组灵活性改造的技术路线从总体上来说分为两大类。第一类是对于纯凝机组（只发电不供热）的改造。对于纯凝机组，灵活性改造涉及的问题是如何实现机组能够在低负荷的稳定燃烧。参与到调峰服务的灵活性机组需要有快速调节负荷的能力，并且在低负荷情况下能够连续运行。这和建厂之初针对高负荷情况下的设计参数要求是有偏差的，因此灵活性改造就需要对工艺、设备进行调整，而其中最关键的设备是锅炉。为满足在新工况要求的稳定燃烧，具体需要采取的改进包括富氧燃烧、等离子稳燃技术和煤粉分离器改造等技术；另一方面，节能及环保指标也是制约锅炉低负荷运行的关键因素，必须要保证低负荷运行时脱硝、除尘器和脱硫等系统的正常投运，考虑因低负荷脱硝投运可能造成的空预器低温腐蚀、堵塞等烟气处理系统问题的相关技术措施。第二类是对于热电联产机组的改造。这类改造一般较少涉及锅炉低负荷运行问题，主要矛盾集中在热电解耦的问题，改造技术包括两类：一类是汽轮机本体改造，包括减温减压器和低压缸零出力技术；另一类是增加熔盐储热罐、水蓄热罐等热电解耦设备，增加热电机组的调峰能力。10中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长11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。主要的参与者有西子节能（002534.SZ）、上海电气（601727.SH）等。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。根据上述提到的新建VRE装机按比例配套调峰能力的政策要求，新建VRE项目的投资方在前期决策时将必须把调峰设施的成本计入到项目的总投资成本中。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，华能国际(600011.SH,00902.HK)，华电国际（600027.SH,01071.HK)，上海电力（600021.SH）等有望充分受益。主机设备：西子节能（002534.SZ）公司是目前国内规模最大的余热锅炉研究、开发、设计和制造基地，并由单一的产品制造商向节能环保设备和能源利用整体解决方案供应商方向转变，发展态势良好。公司此前为火电企业提供能源锅炉设备。在2021年11月初公告拟收购赫普能源51%的股份，后者主要从事火电机组灵活性改造业务。公司新能源及储能+业务将以收购赫普契机，切入火电机组灵活性改造这块千亿级市场，同时积极布局熔盐储能应用场景拓展的示范项目，抓住未来熔盐储能大规模商业化运用的先机。主机设备：上海电气（601727.SH）上海电气是中国最大的综合性装备制造企业集团之一，聚焦能源装备、工业装备、集成服务三大领域。公司多项业务行业领先，在传统火电、核电设备领域处于龙头地位，风电领域业绩亮眼，海上风电市占率第一。公司立足于满足电厂节能改造、供热改造和灵活性改造需求，针对在役煤电机组实施不同的改造升级方案，提供煤电综合能源利用改造和智慧电厂改造等集成服务产品。火电运营：华能国际(600011.SH,00902.HK)华能国际电力股份有限公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂，是中国最大的上市发电公司之一。十三五期间，公司新能源发展迅速，按照发电量算，公司风电/光伏国内市占率提升分别位于行业首位/第二位。火电灵活性改造相关企业中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长火电运营：华电国际（600027.SH,01071.HK)华电国际电力股份有限公司是最大型的综合能源公司之一，其主要业务为建设、经营电厂，包括大型高效的燃煤燃气发电机组及多项可再生能源项目。公司发电资产遍布全国十四个省、自治区及直辖市。火电运营：上海电力(600021.SH)上海电力股份有限公司是国家电力投资集团有限公司最主要的上市公司之一，也是上海最主要的电力能源企业之一。在保持火电主营业务可持续发展基础上，公司始终致力于清洁能源、新能源、现代电力服务业以及循环经济等领域的发展。公司已成为集高参数、大容量的燃煤火力发电、燃气发电和风电、太阳能发电及分布式能源等一体的现代能源企业。产业布局遍及华东地区，并逐步向海外开拓。政策落地实施，推动储能规模化发展储能是智能电网、可再生能源高占比能源转化系统的重要支撑技术。作为我国战略性新兴产业的重要部分，储能应用广泛，近年来得到了国家的持续关注，纷纷出台政策，确保储能产业规模化、持续化发展。2016年3月，储能行业正式进入国家发展规划。2017年9月，国家发展委、财政部、科技部、工信部和能源局推出《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，提出未来10年发展目标，通过两个五年，将储能行业由发展初期提升到规模化发展阶段，凸显储能在能源变革中的核心地位。2020年来，国家和地方不断颁布指导意见和实施方案，部分整理如下表6。总体来说，政策层面的有利信号可以分为三方面。首先是对技术研发和产业链企业的大力支持。快速形成规模效应的关键在于性能提升和成本降低，储能的技术路线绝大部分处在技术萌芽期和爆发期，政策支持尤其重要。其次明确发电侧储能容量的配套比例和责任分配。这为储能的规模化应用提供了规划性的基础托底。最后是对电力市场化模式的进一步探索，从而从收入端提高储能的经济性。为高比例VRE保驾护航储能在电力行业的应用可划分为三大块：发电侧、电网侧和需求侧：高比例的VRE将催生大规模的储能市场，以满足系统中电力供需平衡和电网稳定运行的要求。122.储能规模化发展-电网可再生能源比例增高在发电侧，储能主要起到稳定VRE供能输出功率和充当电网备用容量的作用，提高可再生能源消纳和满足电力调峰需求；在电网侧，储能能够实现系统调频、提高输配电设备利用效率和延缓增容需求等作用；在需求侧，主要是分布式储能系统，能够提高分布式能源消纳率、起到削峰填谷、负荷转移的作用，此外可以实现平抑负荷、抑制需求量、降低用电成本，提高供电可靠性和电能质量的目的。中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长国家层面（部分）地方层面（部分）能源局2020年6月《2020年能源工作指导意见》加大储能发展力度，研究实施促进储能技术发展的政策国家发改委能源局国家发改委青海省发改委、科技厅、能源局等国家发改委能源局2020年12月2021年7月15日2021年7月29日2021年1月18日《关于做好2021工作的通知》《关于加快推动新型储能发展指导意见》《关于进一步完善分时电价的通知》《关于印发支持储能产业发展若干措施（施行）的通知》要求拉大峰谷价差，峰谷价差作为购售电交易双方电力交易合同的条款，在用发电两侧共同施行新建新能源项目，储能容量原则上不低于项目装机量的10%，储能时长2小时以上大同市人民政府宁夏发改委2021年1月13日2021年1月11日《大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》《关于加快自治区储能健康有序发展的指导意见（征求意见稿）》储能产业产值达到100亿元左右，成为大同市经济支柱产业之一“十四五”期间确保储能设施容量不低于新能源装机的10%，连续储能时长在2小时以上拉大波峰波谷电价差，原则上不低于4:1。用户侧储能经济性得到提升到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。到2030年实现储能行业全面市场化发展部门政策发布时间内容表22020年来储能国家和地区性政策（部分）13资料来源：国家能源局、发改委、各地方政府网站、妙盈研究院整理中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长全球装机规模持续增长，国内装机高速增长根据中国能源研究会储能委员会（CNESA）不完全统计，2016-2020年，全球储能累计装机量稳定增长，增长率保持在2%-3.5%。截止2020年底，全球已投运的储能项目装机规模达到191.1百万千瓦，同比增长3.4%。中国储能装机保持高速增长，2016-2020年CAGR达到10.02%。2019年受到行业景气度影响轻微下降，其余增长率保持在8%以上。根据GNESA统计，截止2020年，中国储能累计装机量达到35.6百万千瓦。抽水蓄能为主，电化学储能未来可期从行业发展来看，目前储能行业的代表是以抽水蓄能和锂电子电池为代表的的电化学储能为主。其中抽水蓄能是当前最成熟、装机最多的主流储能技术，装机规模量位列首位。截至2020年底，全球已投运储能项目中抽水蓄能的累计装机占比90.3%；电化学储能的累计装机占比为至7.5%，对应装机量1420万千瓦。2017-2020年，抽水蓄能占比虽有减少，但其龙头地位不减。中国的储能行业结构和全球结构大体相似，但电化学储能增速快速提升，占比达到9.2%，对应装机量为330万千瓦，高于全球水平。14资料来源：CNESA、妙盈研究院4020.0%16.0%12.0%8.0%4.0%0.0%中国储能装机规模（百万千瓦）全球储能装机规模（百万千瓦）2016201720182019202020162017201820192020353025201510501951901851801751701651604.0%3.5%3.0%2.5%2.0%1.5%1.0%0.5%0.0%中国装机规模（百万千瓦）年度同比全球装机规模（百万千瓦）年度同比资料来源：CNESA、妙盈研究院抽水蓄能电化学储能熔融盐储能飞轮蓄能压缩空气储能201780%85%90%95%100%2018201920202016-2020年全球储能累积装机结构变化资料来源：CNESA、妙盈研究院抽水蓄能电化学储能熔融盐储能飞轮蓄能压缩空气储能201780%85%90%95%100%2018201920202017-2020年中国储能累积装机结构变化中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长15电化学储能方面，2019年国家发改委明确电网侧储能不能计入输配电价成本，储能行业发展进入“寒窗期”，但随着国家出台相关政策，技术的不断改进使得储能成本进一步下降，此外国家在电网侧的投资不断加大，2020年储能行业重现高增长态势。装机功率突破了100万千瓦，装机容量也达到了230万千瓦时，同比+168%，累计装机规模也达到2600万千瓦，同比+95%。整体来看，发展空间巨大。抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，因此在所有储能类型中，占比最高。抽水蓄能的原理类似于反向的水电站。它需要上下两个水库，在波谷时消耗电力，用电机电泵将水抽到上水库，波峰时从上库释放水流，发电并网。抽水蓄能电站的综合效率大约为80-82%，即消耗1度电抽水，能再次发电0.8-0.82度。其使用寿命接近常规水电站，能够持续运行80-100年。抽水蓄能的总体规模受到国家政策指引。在国家能源局出台的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》中指出，到2025年，抽水蓄能投产总规模将比”十三五“规划翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”翻一番，达到1.2亿千瓦左右。按中电联统计得到的抽水蓄能每千瓦5516元的平均造价计算，“十四五”期间的新增抽水蓄能市场规模约1700亿元，到2030年则可达5000亿元。抽水蓄能中国电化学储能市场新增装机中国电化学储能市场累计装机2.5600%500%400%300%200%100%0%-100%2.0中国装机功率（GW）容量同比%中国装机容量（GWh)1.51.00.50.020140.20.10.00.10.10.10.10.50.50.80.91.22.30.12015201620172018201920205120%100%80%60%40%20%0%4中国累计装机功率（GW）容量同比%中国累计装机容量（GWh)321020140.40.20.20.50.70.30.81.41.62.42.64.70.820152016201720182019202090.90%6.90%抽水蓄能1.70%0.20%0.20%电化学蓄能熔融盐蓄能飞轮蓄能压缩空气蓄能资料来源:CNESA、妙盈研究院资料来源:CNESA、妙盈研究院中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长16抽水蓄能的产业链包括了设备制造、工程设计建设、电站运营等环节。产业链上游为设备制造行业，核心设备包括水轮机、水泵、发电机和主变压器。中游主要是电站的设计、施工建设和运营公司。产业链下游主要是抽水蓄能电站在电网系统的辅助服务应用，具体包括了调峰填谷、调频等。设备供应方面，东方电气（600875.SH）和哈尔滨电气（1133.HK）两家大型国有企业瓜分主要市场份额，两家同处于绝对领先地位。另有浙富控股（002266.SZ）、东芝水电等民营和外资企业占据少量份额。电站建设与运营方面，由于电站建设技术复杂，施工周期较长，具备一定的技术壁垒，同时需要大量人才，因此产业链主要以国家电网、南方电网为主导，带动行业整体发展。国家电网和南方电网是主要的抽水蓄能电站投资运营商。截止2020年，国家电网在运抽水蓄能电站28座、装机2341万千瓦，在建35座、装机4853万千瓦。南方电网在运6座，装机788万千瓦，在建5座，装机540万千瓦。工程设计、和安装则主要由中国电建（601669.SH）和中国能建(601868.SH)承接。资料来源：公开资料整理、Wind、妙盈研究院抽水蓄能装机占比最高水轮机水泵调速系统油气水系统主变压器发电机抽水蓄能电站设计调峰填谷调频调相事故备用等工程建设接入电网系统安装，调试抽水蓄能电站运营进水筏压缩空气系统禁止变频启动装置监控系统国内抽水蓄能历史装机量与未来规划（GW）抽水蓄能电化学蓄能熔融盐蓄能飞轮蓄能压缩空气蓄能90.90%6.90%1.70%0.20%0.20%140.0120.0100.080.060.040.020.00.020172018201920202025E2030E东方电器哈电集团浙富控股大元泵业国投电力华能水电中国电建中国能建粤水电豫能控股国家电网南方电网国家电网南方电网上游-设备供应中游-抽水蓄能电站建设及运营下游-电网系统中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长17国家电网南方电网抽水蓄能电站数量抽水蓄能电站装机规模28座6座在运35座5座2341万千瓦788万千瓦4853万千瓦540万千瓦在建在运在建资料来源：派能科技招股说明书、妙盈研究资料来源：国家电网、南方电网、北极星电力网、妙盈研究院高功率密度和高能量密度的技术特性决定了电化学储能应用场景最为广泛。与其他储能方式相比，电化学储能具有设备机动性好、响应速度快、能量密度高和循环效率高等优势，是当前国内外储能研究热点。在可再生能源发展供需下，电化学储能正快速布局，再加上抽水蓄能资源、站址等限制以及电化学储能成本竞争力的加速显现，未来电化学储能将有广阔的市场空间。根据RMI测算，到2050年，中国的电化学储能装机可达到5.1亿千瓦，远超届时1.4亿千瓦的抽水蓄能规模，将跃居成为最主要的电储能方式。电化学蓄能电力调峰系统调频辅助动态运行可再生能源并网电力自发自用峰谷价差套利容量电费管理提升供电可靠性缓解电网阻塞延缓输配电扩容升级电网发电测输配电侧用电侧家庭工商业教育，医疗和军事等中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长18目前电化学储能方式主要包括：锂电池储能、液流电池储能、钠硫电池储能等，其中锂电池储能在目前技术最为成熟。在储能系统价值构成中，电池与逆变器环节具备较高的投资价值：（1）电池模组量价值最高，占比达到60%；电芯质量（能量密度、循环次数、温度适应性及安全性等），直接影响整个储能系统的运行与效率，因此也是决定储能系统投资回报率的关键要素。（2）储能逆变器价值量排名第二，占比约15%-20%。储能逆变器技术原理和光伏逆变器类似，但是前者功能更加多元，是储能系统中具备智能化控制能力的环节。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。资料来源：派能科技招股说明书整理、妙盈研究院技术类型放电时长响应时间综合效率循环次数功率型应用容量型应用技术成熟度项目功率规模抽水蓄能1-24hmin70-8015000-25000不适合完全适合成熟百MW以上1-24hmin65-7515000-25000300-500压缩空气储能几十-几百MW不适合完全适合成熟s-30minms90100000+飞轮储能KW-几十MW完全适合适合商业化早期m-hms50-85铅酸电池KW-几百MW完全适合完全适合成熟上游：原材料电化学储能产业链原材料磷酸铁锂三元材料锰酸锂储能变流器发电侧电网侧用电侧电池管理系统能量管理系统钛酸锂石墨材料碳材料电池部件正极材料隔膜锂电池电池组电解液壳体负极材料储能电池储能系统集成电站中游：储能系统下游：应用端中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长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%。根据IEA、CPIA，我们预计2025年全球储能新增装机量将达到283.8百万千瓦时，CAGR达53.36%。中国市场新增储能装机量将达到89.6百万千瓦时。占全球装机的31.57%。目前业内普遍最看好的是锂离子电池技术。锂离子电池的充放电性能好、响应速度快、能量密度高，在众多应用领域都有技术优势，并且基于电动车市场的规模效应带来的成本优势显著。截至2019年年底，在中国已投运的各类电化学储能中，锂离子电池的累计装机占到80%以上。在锂离子电池成本持续降低、产业高速发展的情况下，预计锂离子电池仍将代表未来电化学储能市场的主流。要持续发展进入产业成熟期，锂离子电池需要进一步取在规模化使用时的安全性、循环寿命等性能上进一步突破，并持续降低成本以巩固已有优势地位。储能行业市场有多大？19资料来源：赛迪、妙盈研究院钠硫电池75-902000-6000完全适合完全适合百KW-百MW锂电池m-hms85-952000-10000完全适合完全适合商业化早期KW-几百MW液流电池m-hmsm-hms65-855000-15000+完全适合适合商业化早期商业化早期KW-百MWs-ms-mmin70-95100000+超级电容电池KW-几十MW不适合不适合完全适合开发阶段开发阶段开发阶段ms90100000+超导储能KW-几十MW完全适合NANANANA35-50氢储能KW-百MW以上完全适合2021E51.387.5125.6187283.82022E2023E2024E2025E全球储能新增装机量（百万千瓦时）全球储能新增装机量预测（单位：百万千瓦时）中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长20资料来源：IEA、CPIA、BP、妙盈研究院海外市场中国市场2021E10.518.624.43244.82022E2023E2024E2025E海外家庭储能（百万千瓦时）14.215.22348.4106.7海外发电侧储能（百万千瓦时）2.16.912.519.421.4海外工商业储能（百万千瓦时）3.37.210.512.321.3海外电网侧储能（百万千瓦时）1831.441.856.664.3中国发电侧储能（百万千瓦时）1.13.76.710.411.5中国工商业储能（百万千瓦时）2.14.56.77.913.8中国电网侧储能（百万千瓦时）（一）电网调峰能力需求显著增长中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长综合来看，2025年，我国电化学锂电储能合计装机有望达到66.0百万千瓦时，对应5年CAGR为88%。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。2101002003004005006007008009002021E2022E2023E2024E2025E发电侧用户侧电网侧0501001502002503000204060801001202021E2022E2023E2024E2025E全球储能新增装机量同比（%）全球储能新增装机容量预测（GWh）中国电化学储能市场规模预测（亿元）中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长测算过程中对相关指标进行假设：用户侧：发电侧：（1）光伏装机数据选取CPIA预测的中枢值，风电装机数据选取GWEC的预测数据；（2）随着未来储能规模不断扩大，假设备电时长、渗透率和容量配置比例稳步提升；基于上述假设，对2021-2025年我国锂电储能的规模进行预测，测算结果如下所示。（1）2020年，我国锂电储能累计装机规模为2.9百万千瓦，用户侧占比28%，为0.81百万千瓦，考虑此部分储能每日放电2小时，一年运营350天，那么2020年锂电储能用户侧端渗透率为0.04%。（2）考虑未来锂电储能成本下降，渗透率将加速上升，假设2021-2025年用户侧渗透率为0.02%/0.03%/0.05%/0.08%/0.12%。电网侧：（1）电网侧，我国储能参与火电调频的容量一般在0.5h，其他项目上为2h，因此假设电网侧储能每日充放电平均为1.5h，每年运行350天。（2）考虑未来锂电储能成本下降，渗透率将加速上升，假设2021-2025年用户侧渗透率为0.01%/0.02%/0.03%/0.055%/0.08%。22工商业用户电量（亿千瓦时）渗透率用户侧电网侧2020E50,29752,8125,545258,22561,13664,1930.011%0.020%0.030%0.050%0.080%0.120%5.6710.5616.6429.1148.9177.030.811.512.384.177.0011.030.302222220.700.871.792.844.030.601.401.743.575.678.0575,11078,86682,80982,80991,29791,2972021E2022E2023E2024E2025E锂电储能发电量（亿千瓦时）累计装机量（百万千瓦）新增装机量（百万千瓦）备电时长（h）新增储能装机量（百万千瓦时）社会用电量（亿千瓦时）2021-2025年锂电储能市场规模测算中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长发电侧0.004%0.010%0.020%0.030%0.055%0.080%2.817.8916.5626.0850.2176.690.671.883.956.2211.9718.290.321.212.072.275.756.310.401.823.103.418.639.471.51.51.51.51.51.5渗透率锂电储能发电量（亿千瓦时）锂电储能发电量（亿千瓦时）486070809010068%64%62%60%58%56%7%40%50%60%70%80%15%16%17%18%19%20%我国光伏发电新增装机（百万千瓦））集中式占比3338434852564930374042458268808894450.894.386.839.5012.5316.161.809.6316.4024.7135.0848.4822.22.42.62.83集中式光伏新增装机（百万千瓦）风电新增装机量（百万千瓦）风光合计新增装机（百万千瓦）储能配置渗透率容量配置比例发电侧的储能装机（百万千瓦）备电时长（h）发电侧的储能装机量（百万千瓦时）新增装机量（百万千瓦）备电时长（h）累计装机量（百万千瓦）23中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长（1）仍然需求激励政策的进一步推动。当前储能行业仍处于导入期，目前中国储能的价格机制不明确，应用收益衡量困难，因此项目投资如何收回和盈利能力难以预估，需要相关政策的规范和支持。需要明确和落实储能的收益机制，例如：储能参与辅助服务市场的地位认可、定价交易政策和模式的确立、付费补偿机制的完善、放开售电测以打开分布式发电和微网领域储能应用市场等；另方面，需要采取一定政策优惠来扶持早期市场，例如：扩大储能项目采购支持力度、鼓励推出储能项目金融税收优惠、税收减免或贷款优惠等。（2）受到上游挤压，成本无法继续下降甚至上升。受益于科技进步，电化学储能的成本在过去10年里持续降低。但同时储能行业对电芯成本非常敏感，包括锂、镍、钴等上游能源金属的涨价将对储能的经济性产生巨大的影响，进而降低投资方新建储能项目的动力。公司与哈尔滨电气、上海电气并列为我国三大电力主机设备公司。公司业务结构从“一火独大”转为“水、火、核、风、光、气”六电并举格局，2021年上半年，公司可再生能源装备（风电、水电）营收首次超过清洁高效能源装备（火电、气电、核电）成为第一大业务板块。截至2021年4月底，公司累计生产发电设备已超过6亿千瓦，位居全国第一，其中火电、水电（抽水蓄能）、核电、气电市占率均超过40%。储能行业的“瓶颈”抽水蓄能、电化学储能相关企业抽水蓄能：（1）主机设备：东方电气（600875.SH）资料来源：CNESA、CPIA、GWEC、国家能源局、妙盈研究院预测用电侧（百万千瓦时）电网侧（百万千瓦时）发电侧（百万千瓦时）合计1.809.6316.4024.7135.0848.482.8012.8521.2431.6949.3866.001.850.40205.56318.66443.662,452641.94792.051.61.51.41.31.20.601.401.743.575.678.050.401.823.103.418.639.47储能合计装机（百万千瓦时）锂电池储能系统平均价格（元/wh)锂电储能空间（亿元）合计（亿元）24中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长公司是全球电力能源基建领域的龙头企业，具有“懂水熟电，擅规划设计，长施工建造，能投资运营”的全方位优势。截至2020年末，公司在国内抽水蓄能电站规划设计/工程施工方面的的份额占比约90%/80%。2020年公司中标抽水蓄能项目金额约100亿元，且在风光开发利用方面具有雄厚的技术实力和丰富的工程实践，新能源电力基建投资有望打开公司市场空间。宁德时代（300750.SZ）公司是全球领先的动力电池系统提供商，专注于新能源汽车动力电池系统、储能系统的研发、生产和销售，致力于为全球新能源应用提供一流解决方案。公司储能系统营收绝对值及其占比快速提升，2020年储能营收同比增长219%，占总营收4%，同比增加2.6pct。近两年公司参与合作完成了多个大型储能项目。派能科技（688063.SH）公司是行业领先的储能电池系统提供商，专注于磷酸铁锂电芯、模组及储能电池系统的研发、生产和销售。公司在全球电化学储能市场中具有较高品牌知名度和较强市场竞争力,2019年公司自主品牌家用储能产品出货量约占全球出货总量的8.5%，位居全球第三名。2019年公司以自主品牌和贴牌方式销售家用储能产品共计366MWh，约占全球出货总量的12.2%。电化学储能发展机遇可分为电芯、逆变器、储能系统集成三条主线。电化学储能：（1）电芯：宁德时代（300750.SZ）、派能科技（688063.SH）固德威（688390.SH）公司是逆变器行业的老牌龙头企业，同时也是光伏并网、储能逆变器的双料龙头。公司位列全球逆变器出货金额TOP10，三相/单相组串式逆变器全球出货量分列第6/第5，户用储能逆变器市占15%，全球第1。（2）逆变器：固德威（688390.SH）、阳光电源（300274.SZ）阳光电源（300274.SZ）公司是一家专注于太阳能、风能等可再生能源电源产品研发、生产、销售和服务的国家重点高新技术企业。2020年我国逆变器企业的全球市占率高达64%，公司光伏逆变器出货市占率稳步提升，2020年光伏逆变器出货35GW，全球市占率19%，居于第二位。（3）储能系统集成：阳光电源（300274.SZ）（2）工程施工：中国电建（601669.SH）25中国零碳之路（上）（一）电网调峰能力需求显著增长(二)电网脱碳转型-能源IT应用赋能电网是以输送电力为目的，连结电力生产者与消费者的网络系统。电网包括变电、输电、配电的三大电力系统核心环节，其重要性不言而喻。当前，我国的电力系统以工频交流电网和火电为主，而在碳达峰碳中和目标大背景下，推动供电结构进一步优化，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。然而，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，因此面对新能源发电的季节随机性大、电压不稳定、输电技术和输电安全要求高等特点时，传统电网难以实现较好的接入效果。而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。因此随着新能源应用的逐渐广泛，对于智能电网的配套需求也变得愈发强烈。电力行业的数字化不仅仅是用数据和信息工具为行业赋能，更是以数据为基础，以市场化为前提，最大化释放电力改革的潜力。电力行业由于其系统和技术的复杂性、行业的垄断性，并未被市场广泛关注。电力部门由于其本身需要大量实时的发电用电数据，匹配调度资源，其本身数字化基础相较传统能源和制造行业更好，数字化水平也更高。脱碳转型和电力市场改革的持续推进也将为能源IT在电力系统的应用带来更多的应用场景和市场化投资机会。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26中国零碳之路（上）（二）电网脱碳转型-能源IT应用赋能20%22%24%16%12%8%4%9%16.5%22%4%0%201520202025E2030E2015-2030年我国新能源发电量占比与此同时，电力现货交易机制对电力交易系统提出了新的信息化改革需求。2021年7月，发改委出台《关于进一步完善分时电价机制的通知》，旨在是从价格的层面形成有效的市场激励机制，激发电力的商品属性，进一步推动电能替代、电动汽车、清洁供暖、屋顶光伏、用户侧储能设备及智能家居的广泛应用，使用电负荷朝着多元化方向发展，通过互联网的方式提供更丰富便捷的能源电力服务。云计算、AI、5G等为代表的新一代ICT技术的出现，为电网数字化转型提供了从算力、算法以及传输环节的重要技术支持。智能电网呈现电力流、信息流和业务流高度融合的显著特点，即通过新一代数字信息技术在电网系统的深度集成和充分应用，有望实现物理电网内部的深度互联、智能感知、实时监测，从而对所获取的全面、即时的能源电力信息进行数据挖掘和分析，以最终实现系统性决策的全局动态优化，提升电网的运行效率。2021年11月，国家电网印发《省间电力现货交易规则(试行)》，我国跨省跨区电力市场建设迈入实质化建设与运行阶段，大用户、售电公司也将有更多机会参与交易。2021年9月7日《绿色电力交易试点工作方案》被正式批复。由风电、光伏发电产生的绿色电力，正式单独计价上线交易，标志着全国首次绿色电力试点交易启动。17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时。绿电交易发展迅猛，根据中电联披露的市场交易电量比例，未来5年绿电交易规模将占到绿色电力总量的一半左右。2022年1月18日，发改委印发关于《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，目标到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。未来电力现货市场、绿电交易、辅助市场等多重电力交易市场将同时存在，为电力系统提供了更加灵活的价格机制，但同时其对处理交易数据处理的及时性、准确性和有效性要求显著提高。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。近年来多项政策先后彰显高层推动能源电力行业数字化、智能化转型的决心。由此可见，2022年是“碳达峰”政策落地和建设的大年，也将是新能源电力等新基建建设的大年。2020年11月，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》中提出“系统布局新型基础设施”，将能源电力行业作为“新基建”中融合基础设施建设的重点领域之一。2021年12月，中央经济工作会议释放“适度超前开展基础设施投资”信号下，此轮“新基建”的主要方向将落在新能源电力建设上，即蓄能储能、特高压、智能电网等领域有望迎来快速发展机遇。2022年1月12日，国务院印发《“十四五”数字经济发展规划》，其中明确提出要大力推动能源等重点行业的产业数字化转型。政策先行，开启智慧能源新周期“十四五”期间电网总投入创新高，电网信息化、智能化转型是关键27中国零碳之路（上）（二）电网脱碳转型-能源IT应用赋能28中国零碳之路（上）（二）电网脱碳转型-能源IT应用赋能资料来源:《国家电网智能化规划总报告》十二五至十四五电网投资总额（万亿元）3.5十二五十三五十四五预测22.5311.50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。国家电网：2021年9月9日，在2021能源电力转型国际论坛上，国家电网公司董事长、党组书记辛保安披露，“十四五”期间国家电网计划投入3500亿美元（约合2.23万亿元），推进电网转型升级。南方电网：2021年11月，南方电网公司印发《南方电网“十四五”电网发展规划》提出，“十四五”期间，南方电网电网建设将规划投资约6700亿元，较“十三五”增加33%，进一步加快电网数字化转型步伐。“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。国家电网各环节智能化投资情况环节发电62%282%251%592%2386%74819%89223%1,18531%1474%57115%3,841100%1257%36621%45626%50529%22113%1,750100%523%915%36521%38022%57933%24414%1,750100%624%226%175%106341100%31%3310%10130%输电变电用电5616%配电调度通信信息平台投资（亿元）占比投资（亿元）占比投资（亿元）占比投资（亿元）占比第一阶段（2009-2010）第二阶段（2011-2015）合计第三阶段（2016-2020）合计电网合计其他南方电网国家电网22.62.20.70.1能源电力智能化转型驶入快车道，利好电力IT系统革新需求规模持续爆发1.电力设计服务及相关软件恒华科技(300365.SZ)：公司成立于2000年，凭借雄厚的软件研发实力、卓越的专业信息技术服务能力、丰富的工程设计与工程管理经验，应用云计算、物联网、大数据、移动互联网、人工智能等信息技术，服务于智能电网、智慧能源、智慧水利、智慧交通等行业领域。公司独立研发具有自主知识产权的三维输电线路、三维变电、三维电缆、三维配电等系列设计软件，支持激光点云、倾斜测量等多源地理信息数据，软件功能符合国网三维设计软件功能规范，移交成果符合国网GIM规范，能达到施工图级三维设计要求。设计咨询BIM平台及软件BIM平台及工具层软件研发，销售BIM平台软件及行业数字化应用和运营的服务商围绕公司战略定位构建五大核心业务体系为BIM平台及软件切入相关市场提供专业技术支撑和工程应用示范大数据应用及运营开展细分领域大数据应用，以及面向智能社区的居家养老服务数据应用及运营数字教育BIM专业培训，认证输电线调度自动化配电网配电SCADA高压变电站能量管理系统EMS配电管理系统DMS发电厂用户行业资产数字化运用基于自主BIM平台进行行业资产可视化管理及数字化运营服务伴随坚强智能电网及电力物联网建设推进，电力领域运维管理IT需求持续升级。输电网能源管理系统（EMS）与配电管理系统（DMS）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。EMS系统根据实时采集数据，进行各种模拟和计算，决定安全和经济运行方式，实现状态估计、潮流计算、经济运行计算、静态安全运行分析、动态安全运行分析。SCADA系统可以实现现场数据的实时采集，采集各种部件（变压器、线路等）的电压、电流、功率等和各断路器的分、合状态，在此基础上实现系统监视和控制。2.输变配电智能运维管理29中国零碳之路（上）（二）电网脱碳转型-能源IT应用赋能统计报表站内信箱权限管理系统管理资料来源:妙盈研究院整理环节输电变电配电相关技术及功能输电线路通道可视化及本体状态监测、图像智能分析、隐患和缺陷自动识别、告警推送、无人机巡视等智能监控技术。以故障自愈为方向的配电自动化建设，将有望有效实现配网状态监测、故障快速定位、故障自动隔离和网络重构自愈。变电站设备在线监测、安防、环境、视频等监控子系统在此基础上，有望细分出以下智能化产品，推动传统电网实现升级：1）输电线路智能管理系统：智能化运行管理平台有望将传统输电线路运检中的任务规划、巡检数据采集、数据分析和存储、消缺等各个分离的环节整合成一个系统，实现从系统内部大数据的互联互通，据此进行分析挖掘和运维决策，推进完整输电运检工作闭环的形成，而实现输电线路运检管控的精细化、体系化、智能化、可视化、全流程化管理。如中飞赛维推出的输电线路智能运检管控系统，其内置任务计划派工管理、无人机数据采集管理、巡视成果管理、消缺管理、统计和预警管理、输电线路台账管理、无人机设备管理、无人机作业在线监控等多个管理模块。2）变电站智能管理系统：目前绝大多数变电站的智能化系统是由若干个可实现单项功能的小系统组合而成，变电站智能管理系统力求以网络技术为核心，以数据集成为基础，打破信息孤岛、实现单个变电站内部、多个变电站之间的互联互通，从而形成完整的变电站智能化系统。整个系统将处于不同城市甚至不同国家的多个变电站的智能化管理系统进行统一组网运行，实现统一管理。此外，统一的变电站安全防范管理、智能化管理和整体服务平台通过门禁管控、指标检测、数据分析预测等手段，对潜在隐患进行预警判断并根据处理预案进行处理，防患于未然，从而为变电站的安全运行、人员、设备、电缆、环境安全提供更加可靠的保障。3）配电网智能管理系统：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。主要模块主要模块人巡成果管理电网资源管理库存管理设备管理三维可视化计划任务管理机巡成果管理30中国零碳之路（上）（二）电网脱碳转型-能源IT应用赋能传统配电网是单向电流流动，只接收负荷，变压器为普通配电网台区变压器，配以简单的保护和自动化、通信设备。而随着新能源发电接入，传统辐射状的无源配电网络将变成一个充满中小型电源的有源网络，不仅使得配电网面临趋于复杂的分布式供电系统，造就了复杂的双向潮流，电能质量和电网侧关注的功率因数的问题也随之出现。此外，在低压侧有储能设备和电动汽车并网，需要配电网对低压端口进行调控和双向通信，不论中压还是低压都将面临复杂的线路保护问题。因此，智能配电网管理系统应运而生，结合需求侧管理技术和应用的智能配电网可以使大规模新能源并网的经济性最优化，充分利用有限的电网传输容量，并且保证高质量的电能供应。其中，智能配电网的建设重点为高效实时监控系统，从而应对动态的发电曲线、潮流逆向、配网侧频繁无功补偿装置投切和电压调节等问题。一方面，智能配电监控系统可运用“视觉数字孪生”技术，建立配电网络仿真模型，配电网络仿真运行，实现无人值班模式；根据顺序事件记录、波形记录、故障录波，协助运维人员，实现快速故障分析，定位和排除问题，尽量缩短停机时间；实时采集各回路、设备的电流、电压、功率、电能以及谐波、电压波动等参数，对配电系统和用电设备进行用能分析和能效管理；配电智能化能够通过降低各环节线损率来提高电网公司管理效率。另一方面自动化、智能化的配电检测手段有望对愈加复杂的电力设备和电网资源实现设备状态和运行环境的不间断全面感知与智能预测，进而提升电网系统的应急能力和稳定性以应对复杂多变的电力供应情境。如变电配电站视频无缝接入功能，当变电站发生事故跳闸等紧急情况时，系统能够立即自动调用现场画面，调整摄像机姿态，捕捉现场目标，进而减少运行人员分析响应时间。电网传统配电网结构未来配电网结构高压网络高压网络双向潮流中压网络中压网络配网可控有载调压器低压网络分布式新能源并网储能设备和电动车并网低压网络电网31中国零碳之路（上）（二）电网脱碳转型-能源IT应用赋能资料来源:腾讯网(电力交易生态圈架构)输变配电智能运维管理相关标的1）信通电子：公司成立于1996年，在通信、电力等行业领域形成了自己的核心技术并具备了多种独立知识产权的系列产品，致力于成为国内领先的行业物联网解决方案提供商。在电力行业，业务主要涵盖以国家电网为主的电力公司，围绕着智能电网变电、输电、配电领域的安全、可靠、高效运行目标提供解决方案。主要产品包括智能变电站辅助监控系统、输电线路可视化巡检系统、智能台区主动运维系统、电力移动作业终端等，其中颠覆传统设计拥有多项专利技术的输电线路可视化巡检系统。2）东方电子(000682.SZ):公司主要产品包括电力调度自动化系统、保护及变电站自动化系统、配电自动化系统、智能视讯系统、信息管理系统、电能计量计费管理系统、综合能效管理系统、变频节能系统、分布式电源/储能及微网保护控制系统。业务覆盖面广而全，包括发电端、输变电端、用电端等各个环节。公司将人工智能、大数据等现代信息技术应用于电力系统智能运维管理领域，已形成和应用实施多项智能巡检机器人，系统运行可视化平台，视频智能巡检系统等集成式输配电网运维管理的解决方案。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。3.电力交易市场信息化双边协商能力共享知识运营知识服务平台商店市场分析行情跟踪企业空间风险提醒状态提醒现货交易零售代理综合能源储能企业发电企业售电公司增量配售用电大户零售用户商户加盟市场影响政策发布品牌形象新闻公告客户反馈渠道宣传通知公告服务介绍客户运营开发平台平台积分服务评价政策解读案例分析商户评价增值服务提供商数据产品服务商信息化服务商金融投资机构行业研究机构政府监管机构市场主体平台加盟商户游客未登记零售用户用户运营用户运营能源伙伴圈互联网32中国零碳之路（上）（二）电网脱碳转型-能源IT应用赋能相关标的：1）远光软件（002063.SZ)：公司成立三十余年，是国内主流的企业管理、能源互联和社会服务信息技术、产品和服务提供商，目前公司已与国网电商形成战略协同关系。相关交易端产品包括发售电市场交易辅助决策系统、现货交易模拟仿真平台、购售电一体化云平台等等。2）国电南瑞（600406.SH）：成立于2001年，是以能源电力智能化为核心的能源互联网整体解决方案提供商，是我国能源电力及工业控制领域卓越的IT企业和电力智能化领军企业。在我国首次绿色电力交易试点中，公司研发的“e-交易”平台和新一代电力交易平台，成功支撑覆盖14个省、222家市场主体的交易组织，达成绿电交易电量68.98亿千瓦时。“e-交易”平台是面向全网“1+27”家交易中心、27万市场主体建设的电力市场运营服务平台，是对绿电交易生态的强力支撑。33中国零碳之路（上）（二）电网脱碳转型-能源IT应用赋能资料来源：汤森路透、妙盈研究院相关公司估值表（截止到2022年4月22日）股票代码股票百万美元价格22E23E24E22E23E24E22E23E24E22E23E24E市值市盈率净负债股权率股利收益率(%)净资产收益率7.04.55.518.78.05.17.022.27.5n.a7.2n.a600011.SH601727.SH600027.SH002534.SZ6.973.903.5914.6414,1198,3605,1071,67816.919.311.912.513.416.68.89.010.2n.a.8.4n.a.282.6(23.6)191.21.1300.2(22.5)186.70.2311.7n.a173.5n.a2.81.85.73.13.61.85.54.34.2n.a6.0n.a华能国际电力股份有限公司上海电气集团股份有限公司华电国际电力股份有限公司西子清洁能源装备制造股份有限公司600406.SH002063.SZ300365.SZ26.786.236.6323,1631,27861720.320.513.517.216.49.2n.a.n.a.n.a.(49.6)n.an.a(61.8)n.an.an.an.an.a1.90.8n.a2.31.1n.an.an.an.a国电南瑞科技股份有限公司远光软件股份有限公司北京恒华伟业科技股份有限公司16.812.111.417.213.514.4n.an.an.a300750.SZ601669.SH300274.SZ600875.SH688063.SH688390.SH415.347.0065.1512.20143.95209.01150,09216,60415,0025,6023,4562,85241.410.028.714.234.427.929.88.421.112.121.621.327.9n.a.16.412.315.3n.a.(64.4)222.3(58.6)(92.3)(71.8)60.8(78.6)228.9(74.6)(75.1)(76.1)85.1(124.0)n.a(77.6)(106.9)n.an.a0.21.90.42.00.50.90.42.40.52.20.91.30.2n.a0.72.41.7n.a23.87.621.19.316.329.625.58.222.810.021.531.923.9n.a21.98.224.8n.a宁德时代新能源科技股份有限公司中国电力建设股份有限公司阳光电源股份有限公司东方电气股份有限公司上海派能能源科技股份有限公司固德威技术股份有限公司火电灵活性改造企业抽水蓄能、电化学储能相关企业智能电网4/22/2022妙盈科技公众号作者吴菲副总裁｜全球研究院负责人/主管+85269218592(HK)/+8613062742251(SH)fay.wu@miotech.com+8618516670016jiaye.pan@miotech.com潘嘉业研究部高级分析师妙盈科技联系人+8613701210493leo.wu@miotech.com吴小强副总裁｜中国区销售负责人/主管研究院网址https://www.miotech.com/zh-CN/research上海市浦东新区银城中路501号上海中心大厦1402室200120上海北京市朝阳区光华路五号院世纪财富中心西塔808室100020北京1706B,FWDFinancialCentre,308DesVoeuxRoadCentral,HongKong香港