1. 能源變革是必然趨勢，綠電將成為主要能源
綠色電力是指在生產過程中二氧化碳的排放量為零或趨近于零的電力，相較于傳統(tǒng) 火力發(fā)電，對環(huán)境的沖擊影響要小得多，更綠色環(huán)保。綠電的來源包括水能、風能、 太陽能、氫能、生物質熱能、地熱能等。綠電是狹義上的清潔能源。天然氣因為碳 排放量比傳統(tǒng)高碳能源煤炭和石油要低，且相對純凈，一般也被認為是廣義的清潔能源。
使用各種能源的碳排放程度，可以用單位熱值的碳含量表示。高碳能源包括煤炭和 石油，其中煤炭單位熱值的碳含量約為 26t/TJ，石油約為 20t/TJ。天然氣相對低碳， 單位熱值的碳含量約為 15t/TJ。水能、風電、太陽能等，在發(fā)電的過程中幾乎不排放碳。
1.1. 隨著經濟的發(fā)展，能源消耗量還將長期繼續(xù)提高
能源是人類賴以生存的重要要素之一，人們生產效率和生活質量的提高離不開對能 源的大量使用。通過分析世界銀行的統(tǒng)計數據我們發(fā)現，人均收入水平和人均能源 使用量之間存在顯著的正相關關系。從全球范圍來看，2014 年時世界人均收入為 8323 美元，人均能源消耗為 1920 千克石油當量。發(fā)達國家如美國、德國、日本， 人均能源消耗分別達到了世界平均水平的 3.63、1.97、1.81 倍。而印度和撒哈拉以 南的非洲地區(qū)，人均能源消耗只有世界平均水平的 1/3 左右（當然，這其中也有緯度的影響，高緯度地區(qū)因寒冷能耗更高）。
總體而言，人均收入越高，人均的能源消耗量也就越高。這也印證了，在以石油/煤 炭/天然氣作為燃料的傳統(tǒng)能源結構中，碳排放權就是發(fā)展權的說法。未來，隨著人類不斷追求更美好的生活，經濟持續(xù)發(fā)展，全球的能源需求/消耗量還會不斷增加。
1.2. 繼續(xù)大量排放二氧化碳造成的生態(tài)風險是難以承受的
溫室效應是指，行星的大氣層吸收了輻射能，使得行星表面溫度升高的效應。引起 溫室效應的氣體叫溫室氣體，包括二氧化碳、甲烷、各種氟氯烴、臭氧和水蒸氣等。 人類的活動，特別是自工業(yè)化以來的，使得地球大氣層中的溫室氣體不斷增加。目前全球每年向大氣中排放的溫室氣體大約 510 億噸，且呈上升趨勢。其中二氧化碳 的排放量從 1965 年的 111.89 億噸，增長至 2019 年的 343.56 億噸，54 年間增長了 207%，年復合增長率 2.1%。
近百年來大氣中二氧化碳濃度已增加超過 1/4，目前在全球多個氣象監(jiān)測站都有過 測得二氧化碳濃度超過 400ppm 的記錄，超過了自人類出現以來所有歷史時期。高 濃度的溫室氣體使得全球熱循環(huán)失衡，氣溫上升，進而導致劇烈的環(huán)境變化。盡管 全球變暖后環(huán)境的具體變化情況無法準確預測，但其生態(tài)風險之高，顯然超出了人類的可承受范圍。減少碳排放，遏制全球變暖趨勢逐漸成為共識。
1.3. 綠色電力將逐漸取代油氣成為主要能源
根據中國科學研究院院士鄒才能等人的研究，歷史上的能源變革已經經歷了木柴向 煤炭、煤炭向油氣的轉換，目前正處于油氣向新能源轉換的時期。回顧過去，人類 最早采用能源是木柴，滿足了烹飪、取暖等基本需求。隨著技術的進步，蒸汽技術、 燃煤發(fā)電技術的發(fā)明極大地促進了煤炭產業(yè)的發(fā)展，煤炭逐漸取代木柴成為主流。 20 世紀中期，內燃機技術快速發(fā)展，造就了油氣產業(yè)和汽車產業(yè)的共同繁榮，石油 與天然氣的消費總量占比迅速提升。
如今，隨著遏制全球變暖成為共識，各國陸續(xù)做出碳減排承諾，高碳能源的主流地位將逐漸被清潔能源取代。根據 2015 年達成的《巴黎協(xié)定》，全球各國家與地區(qū)將 共同努力，爭取將全球氣溫的升幅限定在比工業(yè)化前水平高 2℃以內，為此各國必 須每五年提交一份經修訂的減排計劃，即由各國家決定的減排貢獻。 2020年各國家與地區(qū)作出了最新的減排承諾。其中，美國、日本、韓國、歐盟等承 諾 2050 年實現碳中和，中國、沙特阿拉伯承諾 2060 年實現碳中和，印度承諾 2070 年實現碳中和。
在新能源崛起之前，天然氣被認為是實現碳減排，以減緩溫室效應的主要途徑。2000 年-2019 年，我國的天然氣消費量從 245 億立方千米，增長至 3060 億立方千米，增 長了 11.49 倍，年復合增長率 14.21%。
近年來，新能源技術的快速進步使得綠色電力的獲取成本不斷下降。其中，我國陸 上風電的度電成本已經從 2012 年的 0.41 元/千瓦時，下降至 2020 年的 0.23 元/千瓦 時。商業(yè)側光伏的度電成本從 2012 年的 0.93 元/千瓦時，下降至 2020 年的 0.41 元/千瓦時。用戶側光伏的度電成本從 2012 年的 1.04 元/千瓦時，下降至 2020 年的 0.43 元/千瓦時。陸上風電、光伏發(fā)電的度電成本已經接近燃煤標桿基準電價水平，使得 綠色電力的大規(guī)模應用已經逐步具備現實的經濟性。
1.4. 我國綠色電力發(fā)展的資源條件較好，潛在空間巨大
風能資源方面，根據《中國綠色電力發(fā)展綜述》的測算，我國陸上 50/70/100 米高度 層年平均風功率 密度大于等于 300W/㎡的風能 資源技術 可開發(fā) 量分別為 2000/2570/3400GW，資源豐富區(qū)主要在東北、內蒙古、華北北部、甘肅酒泉和新疆 北部。在近海 100 米高度內，水深在 5-25 米范圍內的風電技術可開發(fā)量約 190GW， 水深 25-50 米范圍內約 320GW，資源豐富區(qū)主要在中國臺灣海峽、廣東東部、浙江近海 和渤海灣中北部。
太陽能光伏發(fā)電方面，我國資源較為豐富，根據國家氣象科學數據中心的信息顯示， 我國有 2/3 的地區(qū)年輻射量大于 1400kWh/㎡，陸地太陽能的理論儲量高達 186 萬 GW。但我國各地區(qū)之間的太陽能資源情況差異較大，總體表現為平原、多雨高濕地 區(qū)資源較少，高原、少雨干燥地區(qū)資源較多。
我國現行的國家標準《太陽能資源等級-總輻射》將太陽能總輻射年輻照量劃分為 A、 B、C、D 四個等級。2020 年，我國全年輻照量在 1750kWh/㎡以上的主要是青藏高 原、甘肅北部、寧夏北部等地區(qū)，全年輻照量在 1400-1750kWh/㎡的主要是山東、 河南、廣東南部等地區(qū)，全年輻照量在 1050-1400kWh/㎡的主要是長江中下游、福 建、浙江等地區(qū)，全年輻照量小于 1050kWh/㎡的，主要是四川和貴州。
水電方面，我國河流眾多、落差大，水能資源豐富。根據河流的流量和落差可以計 算出水能資源的理論值，即水能資源蘊藏量。根據中國水力發(fā)電工程學會的信息，我國的水能資源蘊藏量達 676GW，可開發(fā)水能資源達 378.5GW。全國十大流域中， 可開發(fā)水能資源最大的是長江流域、雅魯藏布江及西藏其它河流流域、西南國際諸 河流域，分別達到 197.2GW、50.4GW、37.7GW。
2. 雙碳戰(zhàn)略穩(wěn)步推進中，展示了中國降碳的決心與信心
雙碳，指的是碳中和和碳達峰。
2.1. 政策引導是綠色電力發(fā)展的關鍵
本輪從油氣向綠色電力轉變的能源變革，核心驅動因素是保護自然環(huán)境。微觀經濟 學中有一個著名的概念，叫公用品悲劇，描述了資源有限的公用品在大眾能夠自由 使用的情況下，注定會存在浪費現象，進而使得社會的總體效用下降。自然環(huán)境就 是一種典型的公用品。事實上，公用品悲劇這個概念最早就是由生物學家 Garrett Hardin 在《Science》中提出的，其在文中重點討論了對于自然環(huán)境的管理。
從經濟活動外部性的角度分析，因為保護環(huán)境和污染環(huán)境行為，對于社會和其他個 人產生了影響，卻沒有承擔相應的義務或者獲得回報，在在無第三方干預的情況下， 分別會存在不充分消費和過度消費的問題。為了提高社會整體效用，政府必須對這 些行為進行干涉，具體的手段有：1)通過補貼和征稅，將外部性內部化; 2)清楚確定 私有產權——碳核算; 3)將交易費用降低——建立高效的碳交易所。
補貼和征稅方面，可以通過碳交易實現。根據 2021 年世界銀行發(fā)布的《碳定價發(fā)展 現狀與未來趨勢》報告，目前全球每年產生碳交易 530 億美元，但碳定價還有很大 的潛力空間。報告稱，為實現《巴黎協(xié)定》低于 2℃的控溫目標，碳價需要達到每 噸二氧化碳當量 40-80 美元的水平，而目前碳價達到該價格范圍的區(qū)域，其排放量 合計還不到全球的 5%。中國目前的碳價較低，2022 年 3 月 10 日數據顯示，全國碳 市場碳排放配額（CEA）價格僅為 57.26 元每噸二氧化碳當量，隨著雙碳戰(zhàn)略的進 一步推進，中國碳價有望持續(xù)上行。
碳核算方面，我國已經制定了多個重點行業(yè)企業(yè)的碳排放核算方法和報告指南，為 企業(yè)的碳排放核算和報告業(yè)務提供了方法參考。目前，碳排放的核算方式主要有兩 種方法，碳計量法和實測法。碳計量法是指，在給定的參數條件下，根據企業(yè)的生 產活動流程計算出排放量，是適用范圍最廣、應用也最普遍的核算方法，但是準確 度相對較低。實測法則是采集樣品報送相關部門檢測，或是于排放現場設置監(jiān)測設 備實際測量。
碳交易所方面，我國的全國碳排放權交易市場已于 2021 年 7 月正式啟動，截止 2021 年底已累計成交二氧化碳當量 1.79 億噸，累計成交額 76.61 億元。中國經核證減排 信用（CCER）全國交易市場也有望于 2022 年重啟，鼓勵不承擔強制性減排義務的 企業(yè)主動開發(fā)林業(yè)碳匯等減排項目，減排量經核證后也可作為碳減排產品進入市場 交易。
2.2. 中國于 2014 年已制定碳達峰目標，過程中不斷超額提前完成階段 目標
2015 年-2020 年期間，我國中央和地方多次公布提前完成降碳目標。
而美國方面，特朗普政府已于 2019 年 11 月通知聯合國將退出《巴黎協(xié)定》，按協(xié)議規(guī)定退出過程需要一年，2020 年 11 月，美國正式退出《巴黎協(xié)定》，成為迄今為止 唯一退出《巴黎協(xié)定》的締約方。
（報告來源：未來智庫）
2.3. 雙碳 1+N 政策陸續(xù)出臺，展示了中國降碳的決心與信心
2021 年 9 月 22 日，中共中央、國務院下發(fā)《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做 好碳達峰碳中和工作的意見》，簡稱《意見》，是碳達峰碳中和“1+N”政策體系中的 “1”，明確了 3060 雙碳目標，即中國到 2030 年二氧化碳排放量達到峰值并實現穩(wěn) 中有降，到 2060 年實現碳中和的目標。
2021 年 10 月 24 日，國務院印發(fā)《2030 年前碳達峰行動方案》，簡稱《方案》，是碳 達峰階段的總體部署，是“N”中為首的政策文件?！斗桨浮吩谂c《意見》保持目標 和方向銜接的同時，將 2030 年前任務更加細化。其中，將非化石能源消費比重達 20%的目標達成時間提前 5 年至 2025 年。
2022 年 2 月 10 日，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關于完善能源綠色低碳轉型體 制機制和政策措施的意見》。目前，國家發(fā)改委正在研究制定電力、鋼鐵、有色金屬、 石化化工、建材、建筑、交通等行業(yè)的碳達峰實施方案。
2.4. 十四五規(guī)劃明確指引綠電投資方向
2021 年 3 月，十四五規(guī)劃發(fā)布，其中明確地指引了要重點投資建設綠色電力資產， 構建現代能源體系，推動能源革命。清潔能源基地方面，要建設雅魯藏布江下游水 電基地，金沙江上下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西走廊、新疆、冀北、 松遼等清潔能源基地，建設廣東、福建、浙江、江蘇、山東等海上風電基地。沿海 核電方面，要推進沿海三代核電建設，核電運行裝機容量達到 70GW。電力外送方 面，要建設和研究論證若干特高壓輸電通道。電力系統(tǒng)條件方面，要建設桐城等抽 水蓄能電站，要開展黃河梯級電站大型儲能項目研究。油氣儲運能力方面，要新建 中俄東線境內段等油氣管道，要加快文 23 等地下儲氣庫建設。
2.5. 2022 年穩(wěn)增長基調明確，綠電投資或超前投入
2022 年 1 月，各省陸續(xù)發(fā)布政府工作報告，提出了 2022 年的發(fā)展目標，其中明確 了要發(fā)揮投資的關鍵作用，增強對經濟增長的拉動力，包括重點投入綠色電力的投 資建設。
比如，云南省提出 2022 年固定資產投資增長 7%以上（去年同期為 4%），新增新能 源裝機 11GW 以上、力爭開工 20GW，推動 4.8GW 火電裝機項目開工。廣東省目標 是，固定資產投資增長 8%（去年同期為 6.3%），新投產海上風電 5.49GW、光伏發(fā) 電 2.25GW、抽水蓄能 0.7GW。浙江省目標是，基礎設施投資增長 5.5%，啟動 7GW 清潔火電、1GW 新型儲能項目開工建設，新增風光電裝機 4GW 以上。四川省目標 是，固定資產投資增長 8%（去年同期為 10.1%），加快推進若干個 1000 千伏特高壓 交流輸電工程項目，積極推進“三江”水電基地等清潔能源基地，打造國家天然氣 （頁巖氣）千億立方米級產能基地。西藏自治區(qū)目標是，建設金沙江上游和雅魯藏 布江中游水風光儲多能互補基地，加快雅江水電龍頭工程前期工作，積極推進 GW 級光伏基地和高海拔風電建設，力爭建成和在建“新能源+儲能”裝機 16GW。
3. 綠電高景氣度預將持續(xù)，助力碳達峰攻堅工作
3.1. 我國發(fā)電總裝機容量持續(xù)高增長，綠電占比快速提高
我國的發(fā)電量從 2020 年的 13256 億千瓦時，增長至 2021 年的 81122 億千瓦時，增 長了 5.1 倍，年復合增長率 9.01%。2012 年-2021 年，我國發(fā)電總裝機容量保持平穩(wěn) 且快速的增長，從 2012 年末的 1142GW，增長至 2021 年末的 2377GW，年復合增 長率 8.49%。期間，發(fā)電裝機容量中各種能源類型的占比發(fā)生了較大的變化。
2012 年 ， 我 國 火 電 / 水 電 / 風 電 / 核 電 / 光 伏 發(fā) 電 的裝機容量占比分別為 71.25%/21.79%/5.30%/1.10%/0.57% ， 到 了 2021 年 ， 該占比為 54.59%/16.46%/13.83%/2.24%/12.88%，與 2012 年相比，分別增減了 -16.66%/- 5.33%/+8.53%/+1.14%/+12.31%。從裝機容量結構的變化來看，火電占比發(fā)生了較大 幅度的下降，綠電占比上升。綠電中：風電和光伏發(fā)電占比提升較多；核電裝機容 量仍處于較低位置，截至 2021 年末僅占我國發(fā)電總裝機容量的 2.24%；水電雖然裝 機容量也有增長，但增速相較其他綠電較低，占比有所下降。
火電裝機容量方面，從 2012 年末的 816GW，增長至 2021 年末的 1297GW，年復合 增長率 4.14%。水電裝機容量方面，從 2012 年末的 249GW，增長至 2021 年末的 391GW，年復合增長率 5.61%。風電裝機容量方面，從 2012 年末的 61GW，增長至 2021 年末的 328GW，年復合增長率 20.65%。核電裝機容量方面，從 2012 年末的 13GW，增長至 2021 年末的 53GW，年復合增長率 6.75%。光伏發(fā)電裝機容量方面， 從 2012 年末的 7GW，增長至 2021 年末的 306GW，年復合增長率 53.41%。
3.2. 水電：預計保持千億級年投資額
我國的水電站年發(fā)電量呈現穩(wěn)步上升趨勢，自 2004 年的 3285 億千瓦時增長至 2019 年的 12991 億千瓦時，增幅 2.96 倍，年復合增長率 9.61%。水電發(fā)電量受汛期影響， 呈現明顯的季節(jié)性，一般 7-9 月為豐水期，發(fā)電量最高，1-3 月為枯水期，發(fā)電量最低。
我國水電發(fā)電設備的年利用小時數在 3000-3850 范圍波動。過去幾年，水電平均上 網電價在 0.25-0.30 元/千瓦時間波動。
水電電源基本建設投資方面，過去十年的最高峰出現在 2012 年/2013 年，均超過 1200 億元，2019-2021 年分別為 905 億/1077 億/988 億元，保持較高水平。十四五期 間的水電裝機容量目標預計會在《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》中公布，根據水 電生態(tài)友好、成本低、投資建設周期長等特點，我們預計其將保持近 1000 億每年投 資規(guī)模。
3.3. 風電+光伏發(fā)電：2030 年 1200GW 或為較保守目標，風電光伏裝機 可能提前超額完成
然而值得注意的是，從過去的發(fā)展速度來看，2030 年 1200GW 的風電和光伏發(fā)電裝 機容量目標是一個較保守的目標，很可能提前超額完成。原因有：（1）結合 2021 年末裝機容量與 2030 年末 1200GW 的目標計算，2021 年-2030 年的年復合增長率為 7.34%。而從歷史的經驗來看，2012 年-2021 年風電和光伏發(fā)電裝機容量年復合增長 率為 28.4%，單年度增長率從未低于 15%，均遠高于 7.34%。（2）預期 2022 年風電、光伏新增規(guī)模約為 50GW、90GW，風電光伏合計裝機同比增長 20.8%，遠 高于 7.34%。
由此可見，2030 年 1200GW 的目標是較為保守的。如果將 2021-2030 年的預期增速 調整為 12.00%，將會在 2026 年提前超額完成裝機目標。
據中國電力企業(yè)聯合會估計，2022 年風電、光伏新裝機規(guī)模約為 50GW、90GW， 合計 140GW。2021 年風電、光伏新裝機規(guī)模為 47GW、53GW。根據 IRENA 的統(tǒng) 計，我國 2020 年光伏發(fā)電/陸上風電/海上風電投資成本約為 4.1/8.0/18.8 元/W，而 全球范圍內的陸上風電與海上風電裝機容量之比約為 20:1，則按此比例加權計算所 得的風電投資成本約為 8.5 元/W。若以風電裝機投資建設 8.5 元/W，光伏發(fā)電 4.1 元/W 測算，則 2021 年風電與光伏發(fā)電投資建設規(guī)模為 6168 億元，2022 年達到 7940 億元，同比增長 28.7%。
3.3.1. 分布式光伏：推行綠色建筑與整縣推進環(huán)境下，BIPV/BAPV 應用預將加速
不同于火電、水電等，光伏發(fā)電除了大規(guī)模集中式發(fā)電，還可以采取分布式發(fā)電。 分布式光伏電站中，將光伏組件與建筑結合的方案，稱為 BIPV 或 BAPV。BIPV （Building IntegratedPhotovoltaic）指光伏建筑一體化，又稱為“建材型”太陽能光 伏建筑。BAPV（Building AttachedPhotovoltaic）指附著于建筑物上的光伏發(fā)電系統(tǒng)， 又稱為“安裝型”太陽能光伏建筑。
BAPV 通常通過簡單的支架實現安裝，可以后期加裝，不改變建筑外觀，與建筑物 原來的功能沒有沖突。BIPV 在前期設計時已經將光伏組件內置在建材中，一體化程 度更高，通常外觀也更簡潔美觀。
市場空間方面，BIPV 需要在建筑的前期納入規(guī)劃，一般在新建筑中應用，長遠來看 潛在空間非常廣闊，但短期受到新建筑數量和建設周期的限制。BAPV 可以用于對 存量建筑的改造，實施難度也相對較低，適用于快速發(fā)展分布式光伏的需求。
訂單主體方面，BIPV 因為承擔建材本身的功能，涉及承重、防水等需求，建筑建材 類企業(yè)經驗相對豐富，獲取相關訂單的能力較強。BAPV 是相對純粹的光伏產品， 相關項目更多由光伏企業(yè)主導，對建筑企業(yè)而言，因為只負責安裝，技術含量與盈 利水平相對較低。
政策環(huán)境方面，關于綠色建筑的評價和推廣工作持續(xù)進行中，我們認為其在雙碳戰(zhàn) 略下有望進一步加速，利好具備降低能耗和利用可再生能源功能的 BIPV 與 BAPV。 2019 年住建部發(fā)布新版《綠色建筑評價體系規(guī)定》，將建筑劃分為基本級、三星級、 二星級、一星級綠色建筑。其中，合理利用可再生能源情況、建筑能耗均是評分項。
2020 年住建部等部門發(fā)布《綠色建筑創(chuàng)建行動方案》，提出到 2022 年當年城鎮(zhèn)新建 建筑中綠色建筑面積占比要達到 70%，星級綠色建筑要持續(xù)增加。2022 住建部發(fā)布 《“十四五”建筑業(yè)發(fā)展規(guī)劃》，指出要在政府投資工程和大型公共建筑中全面推行 綠色建筑。
整縣試點工作穩(wěn)步推進中，將進一步加速 BIPV 與 BAPV 市場的發(fā)展。2021 年 6 月， 國家能源局印發(fā)了《國家能源局綜合司關于報送整縣（市、區(qū)）屋頂分布式光伏開 發(fā)試點方案的通知》，要求各地區(qū)積極協(xié)調落實屋頂資源，以整區(qū)、街道、鎮(zhèn)、鄉(xiāng)等 方式進行開發(fā)建設，其中黨政機關屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于 50%，學 校、醫(yī)院等公共建筑屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于 40%，工商業(yè)廠房屋頂 總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于 30%，農村居民屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例 不低于 20%。
2021 年 9 月，國家能源局公布了第一批試點名單，公 676 個試點縣（市、區(qū)）。國 家能源局后續(xù)將于每年一季度對上一年度試點地區(qū)的開發(fā)進度等情況進行評估和 公布。
3.3.2. 集中式光伏：風光大基地陸續(xù)開工
2021 年 11 月，國家發(fā)改委與國家能源局印發(fā)《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為 重點的大型風電、光伏基地建設項目清單的通知》，計劃了第一批涉及內蒙古自治區(qū)、 甘肅省、陜西省、寧夏自治區(qū)等地的項目，裝機容量共計 97GW。
2022 年 2 月，國家發(fā)改委與國家能源局印發(fā)《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大 型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》，計劃了第二批以內蒙古庫布齊等沙漠與戈壁地區(qū) 作為重點規(guī)劃建設風光大基地，到 2030 年裝機容量約 455GW，其中，在十四五期 間完成約 200GW 的規(guī)劃建設任務。兩批項目均要求集約整裝開發(fā)，避免碎片化， 單體項目規(guī)模不小于 1GW。
3.4. 核電：作為清潔基荷電源發(fā)展有望提速
核電是利用原子核裂變反應釋放能量進行發(fā)電的清潔能源，不產生二氧化碳，消耗 的鈾燃料除了核電以外也沒有其他用途，鈾儲量充足，作為燃料成本較低，但產生 的核廢料存在放射性需要慎重處理。我國的核電發(fā)電量持續(xù)增長中，從 2007 年的 621 億千瓦時，增長至 2021 年的 4075 億千瓦時，共增長 5.56 倍，年復合增長率 13.04%。核電因為其生產不受自然資源的節(jié)律性限制，可以作為基荷電源長期穩(wěn)定 工作，我國核電發(fā)電設備年平均利用小時數維持在 7000 以上。
核電站的安全性問題是公眾非常關心的，特別是在 2011 年日本福島因為海嘯發(fā)生 核事故后，世界各國對核電的發(fā)展的態(tài)度轉向保守，我國也曾一度暫停了核電項目 的審核。多年以來，我國在核電工程建設上穩(wěn)步推進，在安全性和技術等方面都取 得了長足的進步。
雙碳戰(zhàn)略下，核電作為零排放的基荷電源，優(yōu)勢明顯，政策的導向也變得更為積極， 其發(fā)展有望加速。中央在十四五規(guī)劃中明確提到，在十四五期間核電運行裝機容量 要達到 70GW。我國的核電裝機容量從 2012 年的 13GW，增長至 2021 年的 53GW， 增長 3.24 倍，年復合增長率 13.94%。若要達成 2025 年 70GW 目標，則 2021 年2025 年復合增速須達到 7.07%，遠低于歷史水平，可見該目標也是較為保守的，大 概率提前超額完成。
投資方面，核電電源基本建設投資完成額在 2010 年-2013 年期間處于歷史高位，每 年均超過 600 億元，之后有所下降，2014 年至今未再超過 600 億元，2019 年-2021 年分別為 488/378/538 億元。我們預計十四五剩余期間，年投資完成額略有增長，在 550-650 億元范圍。
3.5. 氫能發(fā)電：經濟性尚待提升
氫能發(fā)電有兩種主要路徑：一是氫氣發(fā)電機，以氫氣作為燃料，利用內燃機原理帶 動電機產生電流；二是燃料電池，利用電化學反應，將化學能直接轉換成電能，發(fā) 電效率更高。氫能發(fā)電兩種路徑生成的副產物都只有水，且生成的水還可以繼續(xù)制 氫，是一種零碳排放的清潔能源。氫能發(fā)電還具備隨開隨停的特性，可用于調節(jié)電網。
氫能是二次能源，氫氣作為工業(yè)氣體使用已經有很長的時間，可以通過化石能源制 氫、工業(yè)副產提純制氫、電解水制氫等方法生產；其中化石能源制氫又包括煤制氫、 天然氣重整制氫、石油制氫。氫能發(fā)電目前成本較高，根據百川盈孚信息，近日氫 氣價格有所下降，至每立方米 2.55 元左右，氫氣每千克約 11.2 立方米，經燃料電池 可以產生約 15 度電，則在不考慮補貼狀況下度電成本仍高達 1.9 元，尚不具備經濟性。
我國是氫能大國，我國目前氫能 年產量約 3342 萬噸，全球排名第一，至 2030 年電解槽裝機容量預計達到 80GW， 至 2060 我國氫氣年需求量預計增至 1.3 億噸。1.3 億噸氫氣需求中：工業(yè)用氫最多， 約占 59.8%；其次是交通運輸領域，約占 31.1%；建筑領域占 4.5%；發(fā)電與電網平 衡占 4.6%，用氫約 600 萬噸，按照目前效率計算可以產生約 1 億千瓦時電量，在發(fā) 發(fā)電量中占比非常小。
（報告來源：未來智庫）
3.6. 地熱發(fā)電：基數與增速均較低
地熱發(fā)電是將地熱能轉換成機械能，再將機械能轉換成電能的發(fā)電技術，也是零碳 排放的清潔能源。其具體實現方式是將地下的熱蒸汽送入汽輪機，推動汽輪機運轉 產生電能，原理與火電類似。
地熱能目前的應用和發(fā)展速度都比較有限。世界地熱能產量從 2009 的 673 億千瓦 時，增長到 2019 年的 920 億千瓦時，增幅 36.80%，年復合增長率 3.18%。我國地 熱能裝機規(guī)模從 2000 年的 22MW，增長至 2020 年的 26MW，增幅 19.82%，年復合 增長率 0.91%。地熱能產量從 2010 年起穩(wěn)定在每年 1.4 億千瓦時左右。
3.7. 儲能：2020 至 2025 年抽水蓄能裝機 CAGR14.28%，新型儲能 CAGR51.17%
儲能是通過介質或者設備將能量存儲起來留待需要時使用的技術。隨著雙碳戰(zhàn)略的 不斷推進，我國風電、光伏發(fā)電占比將不斷提高，儲能的重要性也日益上升。因風 電與光伏發(fā)電依靠的自然能源存在強烈的節(jié)律性，使用儲能技術可以實現調峰，減 少風光電對電網造成的沖擊和棄風棄光。儲能的技術路徑有多種，包括抽水蓄能、 電化學儲能、熔融鹽儲能、壓縮空氣儲能等，其中電化學儲能又有鋰離子電池、鉛 硫電池、鉛蓄電池等多種形式。
裝機規(guī)模方面，根據 CNESA 的統(tǒng)計信息，截止 2020 年底全球已投運儲能裝機規(guī)模 達 191.1GW，同比增長 3.4%，其中儲水蓄能是儲能的最主要形式，規(guī)模為 172.5GW， 占比達 90.3%，電化學儲能規(guī)模為 14.2GW，占比 7.5%。在電化學儲能中，鋰離子 電池比例最高，達13.1GW。中國方面，截止2020年底已投運儲能裝機規(guī)模35.6GW， 同比增長 9.8%，其中抽水蓄能裝機 31.8GW，同比增 4.9%，電化學儲能裝機 3.3GW， 同比增速高達 91.2%。電化學儲能中，鋰離子電池裝機規(guī)模最高，為 2.9GW。
2021 年 9 月，國家能源局發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021 年-2035 年）》，提 出抽水蓄能投產 2025 年 62GW，2030 年 120GW 的目標，并儲備了 247 個項目共 305GW。2021 年 10 月，國務院發(fā)布《2030 年前碳達峰行動方案》，提出新型儲能 裝機容量 2025 年 30GW，2030 年 120GW 的目標。按照目標，抽水蓄能裝機 2020- 2025 年復合增長率 14.28%，2025-2030 年復合增長率 14.12%。新型儲能即抽水蓄能 以外的儲能形式，由其目標可得 2020-2025 年裝機復合增長率 51.17%，2025-2030 年復合增長率 31.95%。
3.8. 特高壓：國家電網十四五期間計劃投資 3800 億
我國的電壓等級一般劃分為安全電壓、低壓、高壓、超高壓、特高壓。其中，特高 壓指的交流電壓大于等于 1000KV、直流電壓大于等于±800KV 的輸電技術。電網 的電壓越高，其傳輸過程的損耗越少，傳輸電能的效率也就越高。傳輸距離越遠， 適用的電網電壓越高。 隨著我國西部風光電開發(fā)的不斷深入，輸電需求也將日益提升，預將帶動特高壓電 網的建設進程。我國 2020 年 22 條特高壓線路共輸送電量 5318 億千瓦時，其中國 家電網運營 18 條，輸送 4559 億千瓦時，南方電網運營 4 條，輸送 759 千瓦時。
我國電網基本建設投資完成額自 2014 年起一直在每年 4000 億-5500 億的范圍。特 高壓方面，2018 年/2019 年我國的特高壓產業(yè)投資規(guī)模分別為 638 億元/553 億元，投資去向包括基礎土建和 輸電硬件設備，其中輸電硬件設備又包括鐵塔、電纜和換流站。
根據中國能源報信息，國家電網計劃在十四五期間建設 24 個交流電特高壓工程、14 個直流電特高壓工程，涉及線路 3 萬多公里，總投資額 3800 億元。根據南方電網發(fā) 布的《南方電網“十四五”電網發(fā)展規(guī)劃》，十四五期間南方電網將投資約 6700 億， 其中 3200 億用于配電網建設，未提及特高壓工程的大規(guī)模投資規(guī)劃。
4. 綠電建設板塊：成長空間與確定性兼?zhèn)?，盡顯投資價值
綠電作為碳達峰工作的重要抓手，在十四五期間將得到大力發(fā)展，綠電發(fā)電設備、 儲能、電網的建設工程將快速推進，綠電建設板塊有望迎來廣闊的成長空間。擁有 完整綠電工程的勘察設計、施工技術和服務體系的綠電建設企業(yè)將全面受益。
4.1. 建筑企業(yè)綠電投建營一體化轉型中，有望提高企業(yè)盈利水平
4.1.1. 綠電業(yè)務科技屬性更強，利潤率更高
傳統(tǒng)工程建設業(yè)務受限于技術趨于成熟、人力成本密集等因素，業(yè)務門檻較低、盈 利能力有限。而綠電建設業(yè)務技術含量較傳統(tǒng)工程建設業(yè)務有所提升。尤其是隨著 電力體制改革的深入，目前綠電建設企業(yè)已經不再囿于建設完成后交付給業(yè)主的工 程建設模式，而是積極地全面參與到綠電的投資、建設、運營。
電力投資和運營的業(yè)務在盈利能力、現金流健康程度上普遍優(yōu)于工程建設業(yè)務，企 業(yè)財務表現預期將優(yōu)化。投建營一體化運作之后，企業(yè)也有望進一步發(fā)揮產業(yè)鏈協(xié) 同優(yōu)勢，在建設成本、運維成本、技術優(yōu)化等方面進一步提升。
從研發(fā)投入角度可以看出，綠電建設板塊的科技含量實則不低于許多傳統(tǒng)意義的科 技公司。以中國電建為例，其 2018/2019/2020 年研發(fā)費用分別為 92.5/112.9/152.7 億 元，占營業(yè)收入比例分別為 3.1%/3.2%/3.8%，研發(fā)費率一直高于 3%，且金額和費 率都呈現上升趨勢。中國能建 2018/2019/2020 年研發(fā)費用分別為 40.0/55.1/67.8 億 元，占營業(yè)收入比例分別為 1.8%/2.2%/2.5%，金額和費率也都呈現上升趨勢。
2021 年末，中國能建投資設立了全資子公司中能建數字科技集團有限公司、中能建 氫能源發(fā)展有限公司，顯示了公司對數字化與新能源技術投入的高度重視。
4.1.2. 綠電市場相對集中，綠電建設企業(yè)預期享有高份額
近年來，建筑工程行業(yè)中央企的份額有所提高，但行業(yè)整體仍較為分散，集中度較 低，而綠電建設板塊的業(yè)務相對而言更加集中。以十四五期間中國電建、中國能建 的裝機目標為例：中國電建十四五期間新能源裝機目標為新增 30-48.5GW，中國能 建十四五目標為控股裝機 20GW 以上，二者合計 50-68.5GW。
而在十四五剩余期間，按照前文的 6%裝機容量增速假設（對應 2030 年達到 1200GW） 和 12%裝機容量增速假設（對應 2026 年超額完成 1200GW 目標）計算的十四五新 增裝機容量分別為 307GW 和 463GW。假設十四五期間新增裝機容量在上述范圍內， 且中國電建與中國能建的十四五目標可達成，則其市占和為 10.8%-18.4%，遠高于 傳統(tǒng)建筑工程業(yè)務。
4.1.3. 訂單情況：綠電建設接力地產推動業(yè)務增長
在中國城鎮(zhèn)化進程接近尾聲和房住不炒調控背景下，地產行業(yè)整體景氣度低迷，部 分地產開發(fā)商資金鏈斷裂。作為地產開發(fā)商的上游，建筑裝飾板塊的訂單和回款情 況都不可避免地受到了一定影響。但從固定資產投資總量角度來看，投資總額未見 縮減，更多地是結構上的變化。
所以，把握時代機遇，順利轉型新基建、綠電投資建設的建筑企業(yè)有望延續(xù)更長期 的穩(wěn)定增長。中國能建 2021 年度經營數據公告顯示，其工程建設業(yè)務新簽合同額 8008.9 億元，同比增加 45.7%。其中，城市建設業(yè)務（含市政、房建、房地產開發(fā) 等）新簽合同額 1679.1 億元，同比增長 11.3%。新能源及智慧能源業(yè)務新簽合同額 1927.7 億元，同比增長 53.2%，增幅顯著高于城市建設業(yè)務。中國電建 2021 年新簽 合同額 7802.8 億元，同比增加 15.9%，其中水利電力業(yè)務新簽合同額 3103.8 億元， 同比增加 46.6%。
4.2. 綠電建設板塊估值水平較低，有望迎來戴維斯雙擊
4.2.1. 綠電子版塊對比：建設與建設+運營子板塊估值較低，2022 年有望修復
綠電板塊 2021 年整體經歷了較大漲幅，2022 年初有一定回調，我們認為目前市場 情緒已經充分釋放，2022 年景氣度預將持續(xù)。然而，目前綠電的子版塊間估值存在 較大差異。 對于建設板塊而言，粵水電的估值水平相對較低，其作為區(qū)域水利水電龍頭，業(yè)績 增長穩(wěn)健，在手訂單充足，在氫能投資上具備一定先發(fā)優(yōu)勢，我們預期其 2022 年將 保持穩(wěn)健的業(yè)績增長，并有望迎來估值修復。
對于建設+運營板塊而言，其估值水平相對較低，尤其是中國電建、中國能建，PE 不足 16 倍、PB 不足 1.4 倍，顯著低于其他的綠電建設標的與綠電運營標的。我們 認為，這其中部分原因是中國電建與中國能建仍有較大比例相對傳統(tǒng)的工程建設業(yè) 務，該部分業(yè)務因成長性受限和資金占用水平較高，市場給予的估值較低，對公司 整體估值有一定拖累。另一方面，因中國電建與中國能建業(yè)務較多元化，復雜性較 高，特別是市場對他們轉型綠電投資-建設-運營一體化廠商成效預期不充分，定價上存在一定折讓。
我們認為 2022 年行業(yè)環(huán)境較為樂觀，憑借企業(yè)優(yōu)秀的資源與技術能力，有望充分釋 放產業(yè)鏈協(xié)同優(yōu)勢，實現良好的業(yè)績增長，進而消除市場疑慮，也進一步推動估值 修復，實現戴維斯雙擊。
4.2.2. 控股綠電資產形成市值有效支撐
根據 IRENA 的統(tǒng)計信息，我國 2020 年光伏發(fā)電/陸上風電/海上風電投資成本約為 4.1/8.0/18.8 元/W。水電方面，我們根據前述的 2018 年-2020 年水電電源基本建設投 資完成額和水電裝機容量增量粗測出，水電投資成本約為 9.2 元/W。 以中國電建為例，根據公司披露，截止 2021 年中期其控股裝機已投產 16.4GW，水 電與新能源占比達 80.71%，即 13.2GW。其中光伏發(fā)電 1.45GW，風電 6.36GW，假 設剩余部分均為水電，則水電共 5.43GW。由于公司未披露其持股的風電裝機中陸 上風電和海上風電的比例，我們保守假設其全為投資成本較低的陸上風電。所以
