1. 能源变革是必然趋势，绿电将成为主要能源
绿色电力是指在生产过程中二氧化碳的排放量为零或趋近于零的电力，相较于传统 火力发电，对环境的冲击影响要小得多，更绿色环保。绿电的来源包括水能、风能、 太阳能、氢能、生物质热能、地热能等。绿电是狭义上的清洁能源。天然气因为碳 排放量比传统高碳能源煤炭和石油要低，且相对纯净，一般也被认为是广义的清洁能源。
使用各种能源的碳排放程度，可以用单位热值的碳含量表示。高碳能源包括煤炭和 石油，其中煤炭单位热值的碳含量约为 26t/TJ，石油约为 20t/TJ。天然气相对低碳， 单位热值的碳含量约为 15t/TJ。水能、风电、太阳能等，在发电的过程中几乎不排放碳。
1.1. 随着经济的发展，能源消耗量还将长期继续提高
能源是人类赖以生存的重要要素之一，人们生产效率和生活质量的提高离不开对能 源的大量使用。通过分析世界银行的统计数据我们发现，人均收入水平和人均能源 使用量之间存在显著的正相关关系。从全球范围来看，2014 年时世界人均收入为 8323 美元，人均能源消耗为 1920 千克石油当量。发达国家如美国、德国、日本， 人均能源消耗分别达到了世界平均水平的 3.63、1.97、1.81 倍。而印度和撒哈拉以 南的非洲地区，人均能源消耗只有世界平均水平的 1/3 左右（当然，这其中也有纬度的影响，高纬度地区因寒冷能耗更高）。
总体而言，人均收入越高，人均的能源消耗量也就越高。这也印证了，在以石油/煤 炭/天然气作为燃料的传统能源结构中，碳排放权就是发展权的说法。未来，随着人类不断追求更美好的生活，经济持续发展，全球的能源需求/消耗量还会不断增加。
1.2. 继续大量排放二氧化碳造成的生态风险是难以承受的
温室效应是指，行星的大气层吸收了辐射能，使得行星表面温度升高的效应。引起 温室效应的气体叫温室气体，包括二氧化碳、甲烷、各种氟氯烃、臭氧和水蒸气等。 人类的活动，特别是自工业化以来的，使得地球大气层中的温室气体不断增加。目前全球每年向大气中排放的温室气体大约 510 亿吨，且呈上升趋势。其中二氧化碳 的排放量从 1965 年的 111.89 亿吨，增长至 2019 年的 343.56 亿吨，54 年间增长了 207%，年复合增长率 2.1%。
近百年来大气中二氧化碳浓度已增加超过 1/4，目前在全球多个气象监测站都有过 测得二氧化碳浓度超过 400ppm 的记录，超过了自人类出现以来所有历史时期。高 浓度的温室气体使得全球热循环失衡，气温上升，进而导致剧烈的环境变化。尽管 全球变暖后环境的具体变化情况无法准确预测，但其生态风险之高，显然超出了人类的可承受范围。减少碳排放，遏制全球变暖趋势逐渐成为共识。
1.3. 绿色电力将逐渐取代油气成为主要能源
根据中国科学研究院院士邹才能等人的研究，历史上的能源变革已经经历了木柴向 煤炭、煤炭向油气的转换，目前正处于油气向新能源转换的时期。回顾过去，人类 最早采用能源是木柴，满足了烹饪、取暖等基本需求。随着技术的进步，蒸汽技术、 燃煤发电技术的发明极大地促进了煤炭产业的发展，煤炭逐渐取代木柴成为主流。 20 世纪中期，内燃机技术快速发展，造就了油气产业和汽车产业的共同繁荣，石油 与天然气的消费总量占比迅速提升。
如今，随着遏制全球变暖成为共识，各国陆续做出碳减排承诺，高碳能源的主流地位将逐渐被清洁能源取代。根据 2015 年达成的《巴黎协定》，全球各国家与地区将 共同努力，争取将全球气温的升幅限定在比工业化前水平高 2℃以内，为此各国必 须每五年提交一份经修订的减排计划，即由各国家决定的减排贡献。 2020年各国家与地区作出了最新的减排承诺。其中，美国、日本、韩国、欧盟等承 诺 2050 年实现碳中和，中国、沙特阿拉伯承诺 2060 年实现碳中和，印度承诺 2070 年实现碳中和。
在新能源崛起之前，天然气被认为是实现碳减排，以减缓温室效应的主要途径。2000 年-2019 年，我国的天然气消费量从 245 亿立方千米，增长至 3060 亿立方千米，增 长了 11.49 倍，年复合增长率 14.21%。
近年来，新能源技术的快速进步使得绿色电力的获取成本不断下降。其中，我国陆 上风电的度电成本已经从 2012 年的 0.41 元/千瓦时，下降至 2020 年的 0.23 元/千瓦 时。商业侧光伏的度电成本从 2012 年的 0.93 元/千瓦时，下降至 2020 年的 0.41 元/千瓦时。用户侧光伏的度电成本从 2012 年的 1.04 元/千瓦时，下降至 2020 年的 0.43 元/千瓦时。陆上风电、光伏发电的度电成本已经接近燃煤标杆基准电价水平，使得 绿色电力的大规模应用已经逐步具备现实的经济性。
1.4. 我国绿色电力发展的资源条件较好，潜在空间巨大
风能资源方面，根据《中国绿色电力发展综述》的测算，我国陆上 50/70/100 米高度 层年平均风功率 密度大于等于 300W/㎡的风能 资源技术 可开发 量分别为 2000/2570/3400GW，资源丰富区主要在东北、内蒙古、华北北部、甘肃酒泉和新疆 北部。在近海 100 米高度内，水深在 5-25 米范围内的风电技术可开发量约 190GW， 水深 25-50 米范围内约 320GW，资源丰富区主要在中国台湾海峡、广东东部、浙江近海 和渤海湾中北部。
太阳能光伏发电方面，我国资源较为丰富，根据国家气象科学数据中心的信息显示， 我国有 2/3 的地区年辐射量大于 1400kWh/㎡，陆地太阳能的理论储量高达 186 万 GW。但我国各地区之间的太阳能资源情况差异较大，总体表现为平原、多雨高湿地 区资源较少，高原、少雨干燥地区资源较多。
我国现行的国家标准《太阳能资源等级-总辐射》将太阳能总辐射年辐照量划分为 A、 B、C、D 四个等级。2020 年，我国全年辐照量在 1750kWh/㎡以上的主要是青藏高 原、甘肃北部、宁夏北部等地区，全年辐照量在 1400-1750kWh/㎡的主要是山东、 河南、广东南部等地区，全年辐照量在 1050-1400kWh/㎡的主要是长江中下游、福 建、浙江等地区，全年辐照量小于 1050kWh/㎡的，主要是四川和贵州。
水电方面，我国河流众多、落差大，水能资源丰富。根据河流的流量和落差可以计 算出水能资源的理论值，即水能资源蕴藏量。根据中国水力发电工程学会的信息，我国的水能资源蕴藏量达 676GW，可开发水能资源达 378.5GW。全国十大流域中， 可开发水能资源最大的是长江流域、雅鲁藏布江及西藏其它河流流域、西南国际诸 河流域，分别达到 197.2GW、50.4GW、37.7GW。
2. 双碳战略稳步推进中，展示了中国降碳的决心与信心
双碳，指的是碳中和和碳达峰。
2.1. 政策引导是绿色电力发展的关键
本轮从油气向绿色电力转变的能源变革，核心驱动因素是保护自然环境。微观经济 学中有一个著名的概念，叫公用品悲剧，描述了资源有限的公用品在大众能够自由 使用的情况下，注定会存在浪费现象，进而使得社会的总体效用下降。自然环境就 是一种典型的公用品。事实上，公用品悲剧这个概念最早就是由生物学家 Garrett Hardin 在《Science》中提出的，其在文中重点讨论了对于自然环境的管理。
从经济活动外部性的角度分析，因为保护环境和污染环境行为，对于社会和其他个 人产生了影响，却没有承担相应的义务或者获得回报，在在无第三方干预的情况下， 分别会存在不充分消费和过度消费的问题。为了提高社会整体效用，政府必须对这 些行为进行干涉，具体的手段有：1)通过补贴和征税，将外部性内部化; 2)清楚确定 私有产权——碳核算; 3)将交易费用降低——建立高效的碳交易所。
补贴和征税方面，可以通过碳交易实现。根据 2021 年世界银行发布的《碳定价发展 现状与未来趋势》报告，目前全球每年产生碳交易 530 亿美元，但碳定价还有很大 的潜力空间。报告称，为实现《巴黎协定》低于 2℃的控温目标，碳价需要达到每 吨二氧化碳当量 40-80 美元的水平，而目前碳价达到该价格范围的区域，其排放量 合计还不到全球的 5%。中国目前的碳价较低，2022 年 3 月 10 日数据显示，全国碳 市场碳排放配额（CEA）价格仅为 57.26 元每吨二氧化碳当量，随着双碳战略的进 一步推进，中国碳价有望持续上行。
碳核算方面，我国已经制定了多个重点行业企业的碳排放核算方法和报告指南，为 企业的碳排放核算和报告业务提供了方法参考。目前，碳排放的核算方式主要有两 种方法，碳计量法和实测法。碳计量法是指，在给定的参数条件下，根据企业的生 产活动流程计算出排放量，是适用范围最广、应用也最普遍的核算方法，但是准确 度相对较低。实测法则是采集样品报送相关部门检测，或是于排放现场设置监测设 备实际测量。
碳交易所方面，我国的全国碳排放权交易市场已于 2021 年 7 月正式启动，截止 2021 年底已累计成交二氧化碳当量 1.79 亿吨，累计成交额 76.61 亿元。中国经核证减排 信用（CCER）全国交易市场也有望于 2022 年重启，鼓励不承担强制性减排义务的 企业主动开发林业碳汇等减排项目，减排量经核证后也可作为碳减排产品进入市场 交易。
2.2. 中国于 2014 年已制定碳达峰目标，过程中不断超额提前完成阶段 目标
2015 年-2020 年期间，我国中央和地方多次公布提前完成降碳目标。
而美国方面，特朗普政府已于 2019 年 11 月通知联合国将退出《巴黎协定》，按协议规定退出过程需要一年，2020 年 11 月，美国正式退出《巴黎协定》，成为迄今为止 唯一退出《巴黎协定》的缔约方。
（报告来源：未来智库）
2.3. 双碳 1+N 政策陆续出台，展示了中国降碳的决心与信心
2021 年 9 月 22 日，中共中央、国务院下发《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》，简称《意见》，是碳达峰碳中和“1+N”政策体系中的 “1”，明确了 3060 双碳目标，即中国到 2030 年二氧化碳排放量达到峰值并实现稳 中有降，到 2060 年实现碳中和的目标。
2021 年 10 月 24 日，国务院印发《2030 年前碳达峰行动方案》，简称《方案》，是碳 达峰阶段的总体部署，是“N”中为首的政策文件。《方案》在与《意见》保持目标 和方向衔接的同时，将 2030 年前任务更加细化。其中，将非化石能源消费比重达 20%的目标达成时间提前 5 年至 2025 年。
2022 年 2 月 10 日，国家发改委和国家能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体 制机制和政策措施的意见》。目前，国家发改委正在研究制定电力、钢铁、有色金属、 石化化工、建材、建筑、交通等行业的碳达峰实施方案。
2.4. 十四五规划明确指引绿电投资方向
2021 年 3 月，十四五规划发布，其中明确地指引了要重点投资建设绿色电力资产， 构建现代能源体系，推动能源革命。清洁能源基地方面，要建设雅鲁藏布江下游水 电基地，金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游和几字湾、河西走廊、新疆、冀北、 松辽等清洁能源基地，建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。沿海 核电方面，要推进沿海三代核电建设，核电运行装机容量达到 70GW。电力外送方 面，要建设和研究论证若干特高压输电通道。电力系统条件方面，要建设桐城等抽 水蓄能电站，要开展黄河梯级电站大型储能项目研究。油气储运能力方面，要新建 中俄东线境内段等油气管道，要加快文 23 等地下储气库建设。
2.5. 2022 年稳增长基调明确，绿电投资或超前投入
2022 年 1 月，各省陆续发布政府工作报告，提出了 2022 年的发展目标，其中明确 了要发挥投资的关键作用，增强对经济增长的拉动力，包括重点投入绿色电力的投 资建设。
比如，云南省提出 2022 年固定资产投资增长 7%以上（去年同期为 4%），新增新能 源装机 11GW 以上、力争开工 20GW，推动 4.8GW 火电装机项目开工。广东省目标 是，固定资产投资增长 8%（去年同期为 6.3%），新投产海上风电 5.49GW、光伏发 电 2.25GW、抽水蓄能 0.7GW。浙江省目标是，基础设施投资增长 5.5%，启动 7GW 清洁火电、1GW 新型储能项目开工建设，新增风光电装机 4GW 以上。四川省目标 是，固定资产投资增长 8%（去年同期为 10.1%），加快推进若干个 1000 千伏特高压 交流输电工程项目，积极推进“三江”水电基地等清洁能源基地，打造国家天然气 （页岩气）千亿立方米级产能基地。西藏自治区目标是，建设金沙江上游和雅鲁藏 布江中游水风光储多能互补基地，加快雅江水电龙头工程前期工作，积极推进 GW 级光伏基地和高海拔风电建设，力争建成和在建“新能源+储能”装机 16GW。
3. 绿电高景气度预将持续，助力碳达峰攻坚工作
3.1. 我国发电总装机容量持续高增长，绿电占比快速提高
我国的发电量从 2020 年的 13256 亿千瓦时，增长至 2021 年的 81122 亿千瓦时，增 长了 5.1 倍，年复合增长率 9.01%。2012 年-2021 年，我国发电总装机容量保持平稳 且快速的增长，从 2012 年末的 1142GW，增长至 2021 年末的 2377GW，年复合增 长率 8.49%。期间，发电装机容量中各种能源类型的占比发生了较大的变化。
2012 年 ， 我 国 火 电 / 水 电 / 风 电 / 核 电 / 光 伏 发 电 的装机容量占比分别为 71.25%/21.79%/5.30%/1.10%/0.57% ， 到 了 2021 年 ， 该占比为 54.59%/16.46%/13.83%/2.24%/12.88%，与 2012 年相比，分别增减了 -16.66%/- 5.33%/+8.53%/+1.14%/+12.31%。从装机容量结构的变化来看，火电占比发生了较大 幅度的下降，绿电占比上升。绿电中：风电和光伏发电占比提升较多；核电装机容 量仍处于较低位置，截至 2021 年末仅占我国发电总装机容量的 2.24%；水电虽然装 机容量也有增长，但增速相较其他绿电较低，占比有所下降。
火电装机容量方面，从 2012 年末的 816GW，增长至 2021 年末的 1297GW，年复合 增长率 4.14%。水电装机容量方面，从 2012 年末的 249GW，增长至 2021 年末的 391GW，年复合增长率 5.61%。风电装机容量方面，从 2012 年末的 61GW，增长至 2021 年末的 328GW，年复合增长率 20.65%。核电装机容量方面，从 2012 年末的 13GW，增长至 2021 年末的 53GW，年复合增长率 6.75%。光伏发电装机容量方面， 从 2012 年末的 7GW，增长至 2021 年末的 306GW，年复合增长率 53.41%。
3.2. 水电：预计保持千亿级年投资额
我国的水电站年发电量呈现稳步上升趋势，自 2004 年的 3285 亿千瓦时增长至 2019 年的 12991 亿千瓦时，增幅 2.96 倍，年复合增长率 9.61%。水电发电量受汛期影响， 呈现明显的季节性，一般 7-9 月为丰水期，发电量最高，1-3 月为枯水期，发电量最低。
我国水电发电设备的年利用小时数在 3000-3850 范围波动。过去几年，水电平均上 网电价在 0.25-0.30 元/千瓦时间波动。
水电电源基本建设投资方面，过去十年的最高峰出现在 2012 年/2013 年，均超过 1200 亿元，2019-2021 年分别为 905 亿/1077 亿/988 亿元，保持较高水平。十四五期 间的水电装机容量目标预计会在《“十四五”可再生能源发展规划》中公布，根据水 电生态友好、成本低、投资建设周期长等特点，我们预计其将保持近 1000 亿每年投 资规模。
3.3. 风电+光伏发电：2030 年 1200GW 或为较保守目标，风电光伏装机 可能提前超额完成
然而值得注意的是，从过去的发展速度来看，2030 年 1200GW 的风电和光伏发电装 机容量目标是一个较保守的目标，很可能提前超额完成。原因有：（1）结合 2021 年末装机容量与 2030 年末 1200GW 的目标计算，2021 年-2030 年的年复合增长率为 7.34%。而从历史的经验来看，2012 年-2021 年风电和光伏发电装机容量年复合增长 率为 28.4%，单年度增长率从未低于 15%，均远高于 7.34%。（2）预期 2022 年风电、光伏新增规模约为 50GW、90GW，风电光伏合计装机同比增长 20.8%，远 高于 7.34%。
由此可见，2030 年 1200GW 的目标是较为保守的。如果将 2021-2030 年的预期增速 调整为 12.00%，将会在 2026 年提前超额完成装机目标。
据中国电力企业联合会估计，2022 年风电、光伏新装机规模约为 50GW、90GW， 合计 140GW。2021 年风电、光伏新装机规模为 47GW、53GW。根据 IRENA 的统 计，我国 2020 年光伏发电/陆上风电/海上风电投资成本约为 4.1/8.0/18.8 元/W，而 全球范围内的陆上风电与海上风电装机容量之比约为 20:1，则按此比例加权计算所 得的风电投资成本约为 8.5 元/W。若以风电装机投资建设 8.5 元/W，光伏发电 4.1 元/W 测算，则 2021 年风电与光伏发电投资建设规模为 6168 亿元，2022 年达到 7940 亿元，同比增长 28.7%。
3.3.1. 分布式光伏：推行绿色建筑与整县推进环境下，BIPV/BAPV 应用预将加速
不同于火电、水电等，光伏发电除了大规模集中式发电，还可以采取分布式发电。 分布式光伏电站中，将光伏组件与建筑结合的方案，称为 BIPV 或 BAPV。BIPV （Building IntegratedPhotovoltaic）指光伏建筑一体化，又称为“建材型”太阳能光 伏建筑。BAPV（Building AttachedPhotovoltaic）指附着于建筑物上的光伏发电系统， 又称为“安装型”太阳能光伏建筑。
BAPV 通常通过简单的支架实现安装，可以后期加装，不改变建筑外观，与建筑物 原来的功能没有冲突。BIPV 在前期设计时已经将光伏组件内置在建材中，一体化程 度更高，通常外观也更简洁美观。
市场空间方面，BIPV 需要在建筑的前期纳入规划，一般在新建筑中应用，长远来看 潜在空间非常广阔，但短期受到新建筑数量和建设周期的限制。BAPV 可以用于对 存量建筑的改造，实施难度也相对较低，适用于快速发展分布式光伏的需求。
订单主体方面，BIPV 因为承担建材本身的功能，涉及承重、防水等需求，建筑建材 类企业经验相对丰富，获取相关订单的能力较强。BAPV 是相对纯粹的光伏产品， 相关项目更多由光伏企业主导，对建筑企业而言，因为只负责安装，技术含量与盈 利水平相对较低。
政策环境方面，关于绿色建筑的评价和推广工作持续进行中，我们认为其在双碳战 略下有望进一步加速，利好具备降低能耗和利用可再生能源功能的 BIPV 与 BAPV。 2019 年住建部发布新版《绿色建筑评价体系规定》，将建筑划分为基本级、三星级、 二星级、一星级绿色建筑。其中，合理利用可再生能源情况、建筑能耗均是评分项。
2020 年住建部等部门发布《绿色建筑创建行动方案》，提出到 2022 年当年城镇新建 建筑中绿色建筑面积占比要达到 70%，星级绿色建筑要持续增加。2022 住建部发布 《“十四五”建筑业发展规划》，指出要在政府投资工程和大型公共建筑中全面推行 绿色建筑。
整县试点工作稳步推进中，将进一步加速 BIPV 与 BAPV 市场的发展。2021 年 6 月， 国家能源局印发了《国家能源局综合司关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开 发试点方案的通知》，要求各地区积极协调落实屋顶资源，以整区、街道、镇、乡等 方式进行开发建设，其中党政机关屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 50%，学 校、医院等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于 40%，工商业厂房屋顶 总面积可安装光伏发电比例不低于 30%，农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例 不低于 20%。
2021 年 9 月，国家能源局公布了第一批试点名单，公 676 个试点县（市、区）。国 家能源局后续将于每年一季度对上一年度试点地区的开发进度等情况进行评估和 公布。
3.3.2. 集中式光伏：风光大基地陆续开工
2021 年 11 月，国家发改委与国家能源局印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为 重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，计划了第一批涉及内蒙古自治区、 甘肃省、陕西省、宁夏自治区等地的项目，装机容量共计 97GW。
2022 年 2 月，国家发改委与国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大 型风电光伏基地规划布局方案》，计划了第二批以内蒙古库布齐等沙漠与戈壁地区 作为重点规划建设风光大基地，到 2030 年装机容量约 455GW，其中，在十四五期 间完成约 200GW 的规划建设任务。两批项目均要求集约整装开发，避免碎片化， 单体项目规模不小于 1GW。
3.4. 核电：作为清洁基荷电源发展有望提速
核电是利用原子核裂变反应释放能量进行发电的清洁能源，不产生二氧化碳，消耗 的铀燃料除了核电以外也没有其他用途，铀储量充足，作为燃料成本较低，但产生 的核废料存在放射性需要慎重处理。我国的核电发电量持续增长中，从 2007 年的 621 亿千瓦时，增长至 2021 年的 4075 亿千瓦时，共增长 5.56 倍，年复合增长率 13.04%。核电因为其生产不受自然资源的节律性限制，可以作为基荷电源长期稳定 工作，我国核电发电设备年平均利用小时数维持在 7000 以上。
核电站的安全性问题是公众非常关心的，特别是在 2011 年日本福岛因为海啸发生 核事故后，世界各国对核电的发展的态度转向保守，我国也曾一度暂停了核电项目 的审核。多年以来，我国在核电工程建设上稳步推进，在安全性和技术等方面都取 得了长足的进步。
双碳战略下，核电作为零排放的基荷电源，优势明显，政策的导向也变得更为积极， 其发展有望加速。中央在十四五规划中明确提到，在十四五期间核电运行装机容量 要达到 70GW。我国的核电装机容量从 2012 年的 13GW，增长至 2021 年的 53GW， 增长 3.24 倍，年复合增长率 13.94%。若要达成 2025 年 70GW 目标，则 2021 年2025 年复合增速须达到 7.07%，远低于历史水平，可见该目标也是较为保守的，大 概率提前超额完成。
投资方面，核电电源基本建设投资完成额在 2010 年-2013 年期间处于历史高位，每 年均超过 600 亿元，之后有所下降，2014 年至今未再超过 600 亿元，2019 年-2021 年分别为 488/378/538 亿元。我们预计十四五剩余期间，年投资完成额略有增长，在 550-650 亿元范围。
3.5. 氢能发电：经济性尚待提升
氢能发电有两种主要路径：一是氢气发电机，以氢气作为燃料，利用内燃机原理带 动电机产生电流；二是燃料电池，利用电化学反应，将化学能直接转换成电能，发 电效率更高。氢能发电两种路径生成的副产物都只有水，且生成的水还可以继续制 氢，是一种零碳排放的清洁能源。氢能发电还具备随开随停的特性，可用于调节电网。
氢能是二次能源，氢气作为工业气体使用已经有很长的时间，可以通过化石能源制 氢、工业副产提纯制氢、电解水制氢等方法生产；其中化石能源制氢又包括煤制氢、 天然气重整制氢、石油制氢。氢能发电目前成本较高，根据百川盈孚信息，近日氢 气价格有所下降，至每立方米 2.55 元左右，氢气每千克约 11.2 立方米，经燃料电池 可以产生约 15 度电，则在不考虑补贴状况下度电成本仍高达 1.9 元，尚不具备经济性。
我国是氢能大国，我国目前氢能 年产量约 3342 万吨，全球排名第一，至 2030 年电解槽装机容量预计达到 80GW， 至 2060 我国氢气年需求量预计增至 1.3 亿吨。1.3 亿吨氢气需求中：工业用氢最多， 约占 59.8%；其次是交通运输领域，约占 31.1%；建筑领域占 4.5%；发电与电网平 衡占 4.6%，用氢约 600 万吨，按照目前效率计算可以产生约 1 亿千瓦时电量，在发 发电量中占比非常小。
（报告来源：未来智库）
3.6. 地热发电：基数与增速均较低
地热发电是将地热能转换成机械能，再将机械能转换成电能的发电技术，也是零碳 排放的清洁能源。其具体实现方式是将地下的热蒸汽送入汽轮机，推动汽轮机运转 产生电能，原理与火电类似。
地热能目前的应用和发展速度都比较有限。世界地热能产量从 2009 的 673 亿千瓦 时，增长到 2019 年的 920 亿千瓦时，增幅 36.80%，年复合增长率 3.18%。我国地 热能装机规模从 2000 年的 22MW，增长至 2020 年的 26MW，增幅 19.82%，年复合 增长率 0.91%。地热能产量从 2010 年起稳定在每年 1.4 亿千瓦时左右。
3.7. 储能：2020 至 2025 年抽水蓄能装机 CAGR14.28%，新型储能 CAGR51.17%
储能是通过介质或者设备将能量存储起来留待需要时使用的技术。随着双碳战略的 不断推进，我国风电、光伏发电占比将不断提高，储能的重要性也日益上升。因风 电与光伏发电依靠的自然能源存在强烈的节律性，使用储能技术可以实现调峰，减 少风光电对电网造成的冲击和弃风弃光。储能的技术路径有多种，包括抽水蓄能、 电化学储能、熔融盐储能、压缩空气储能等，其中电化学储能又有锂离子电池、铅 硫电池、铅蓄电池等多种形式。
装机规模方面，根据 CNESA 的统计信息，截止 2020 年底全球已投运储能装机规模 达 191.1GW，同比增长 3.4%，其中储水蓄能是储能的最主要形式，规模为 172.5GW， 占比达 90.3%，电化学储能规模为 14.2GW，占比 7.5%。在电化学储能中，锂离子 电池比例最高，达13.1GW。中国方面，截止2020年底已投运储能装机规模35.6GW， 同比增长 9.8%，其中抽水蓄能装机 31.8GW，同比增 4.9%，电化学储能装机 3.3GW， 同比增速高达 91.2%。电化学储能中，锂离子电池装机规模最高，为 2.9GW。
2021 年 9 月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021 年-2035 年）》，提 出抽水蓄能投产 2025 年 62GW，2030 年 120GW 的目标，并储备了 247 个项目共 305GW。2021 年 10 月，国务院发布《2030 年前碳达峰行动方案》，提出新型储能 装机容量 2025 年 30GW，2030 年 120GW 的目标。按照目标，抽水蓄能装机 2020- 2025 年复合增长率 14.28%，2025-2030 年复合增长率 14.12%。新型储能即抽水蓄能 以外的储能形式，由其目标可得 2020-2025 年装机复合增长率 51.17%，2025-2030 年复合增长率 31.95%。
3.8. 特高压：国家电网十四五期间计划投资 3800 亿
我国的电压等级一般划分为安全电压、低压、高压、超高压、特高压。其中，特高 压指的交流电压大于等于 1000KV、直流电压大于等于±800KV 的输电技术。电网 的电压越高，其传输过程的损耗越少，传输电能的效率也就越高。传输距离越远， 适用的电网电压越高。 随着我国西部风光电开发的不断深入，输电需求也将日益提升，预将带动特高压电 网的建设进程。我国 2020 年 22 条特高压线路共输送电量 5318 亿千瓦时，其中国 家电网运营 18 条，输送 4559 亿千瓦时，南方电网运营 4 条，输送 759 千瓦时。
我国电网基本建设投资完成额自 2014 年起一直在每年 4000 亿-5500 亿的范围。特 高压方面，2018 年/2019 年我国的特高压产业投资规模分别为 638 亿元/553 亿元，投资去向包括基础土建和 输电硬件设备，其中输电硬件设备又包括铁塔、电缆和换流站。
根据中国能源报信息，国家电网计划在十四五期间建设 24 个交流电特高压工程、14 个直流电特高压工程，涉及线路 3 万多公里，总投资额 3800 亿元。根据南方电网发 布的《南方电网“十四五”电网发展规划》，十四五期间南方电网将投资约 6700 亿， 其中 3200 亿用于配电网建设，未提及特高压工程的大规模投资规划。
4. 绿电建设板块：成长空间与确定性兼备，尽显投资价值
绿电作为碳达峰工作的重要抓手，在十四五期间将得到大力发展，绿电发电设备、 储能、电网的建设工程将快速推进，绿电建设板块有望迎来广阔的成长空间。拥有 完整绿电工程的勘察设计、施工技术和服务体系的绿电建设企业将全面受益。
4.1. 建筑企业绿电投建营一体化转型中，有望提高企业盈利水平
4.1.1. 绿电业务科技属性更强，利润率更高
传统工程建设业务受限于技术趋于成熟、人力成本密集等因素，业务门槛较低、盈 利能力有限。而绿电建设业务技术含量较传统工程建设业务有所提升。尤其是随着 电力体制改革的深入，目前绿电建设企业已经不再囿于建设完成后交付给业主的工 程建设模式，而是积极地全面参与到绿电的投资、建设、运营。
电力投资和运营的业务在盈利能力、现金流健康程度上普遍优于工程建设业务，企 业财务表现预期将优化。投建营一体化运作之后，企业也有望进一步发挥产业链协 同优势，在建设成本、运维成本、技术优化等方面进一步提升。
从研发投入角度可以看出，绿电建设板块的科技含量实则不低于许多传统意义的科 技公司。以中国电建为例，其 2018/2019/2020 年研发费用分别为 92.5/112.9/152.7 亿 元，占营业收入比例分别为 3.1%/3.2%/3.8%，研发费率一直高于 3%，且金额和费 率都呈现上升趋势。中国能建 2018/2019/2020 年研发费用分别为 40.0/55.1/67.8 亿 元，占营业收入比例分别为 1.8%/2.2%/2.5%，金额和费率也都呈现上升趋势。
2021 年末，中国能建投资设立了全资子公司中能建数字科技集团有限公司、中能建 氢能源发展有限公司，显示了公司对数字化与新能源技术投入的高度重视。
4.1.2. 绿电市场相对集中，绿电建设企业预期享有高份额
近年来，建筑工程行业中央企的份额有所提高，但行业整体仍较为分散，集中度较 低，而绿电建设板块的业务相对而言更加集中。以十四五期间中国电建、中国能建 的装机目标为例：中国电建十四五期间新能源装机目标为新增 30-48.5GW，中国能 建十四五目标为控股装机 20GW 以上，二者合计 50-68.5GW。
而在十四五剩余期间，按照前文的 6%装机容量增速假设（对应 2030 年达到 1200GW） 和 12%装机容量增速假设（对应 2026 年超额完成 1200GW 目标）计算的十四五新 增装机容量分别为 307GW 和 463GW。假设十四五期间新增装机容量在上述范围内， 且中国电建与中国能建的十四五目标可达成，则其市占和为 10.8%-18.4%，远高于 传统建筑工程业务。
4.1.3. 订单情况：绿电建设接力地产推动业务增长
在中国城镇化进程接近尾声和房住不炒调控背景下，地产行业整体景气度低迷，部 分地产开发商资金链断裂。作为地产开发商的上游，建筑装饰板块的订单和回款情 况都不可避免地受到了一定影响。但从固定资产投资总量角度来看，投资总额未见 缩减，更多地是结构上的变化。
所以，把握时代机遇，顺利转型新基建、绿电投资建设的建筑企业有望延续更长期 的稳定增长。中国能建 2021 年度经营数据公告显示，其工程建设业务新签合同额 8008.9 亿元，同比增加 45.7%。其中，城市建设业务（含市政、房建、房地产开发 等）新签合同额 1679.1 亿元，同比增长 11.3%。新能源及智慧能源业务新签合同额 1927.7 亿元，同比增长 53.2%，增幅显著高于城市建设业务。中国电建 2021 年新签 合同额 7802.8 亿元，同比增加 15.9%，其中水利电力业务新签合同额 3103.8 亿元， 同比增加 46.6%。
4.2. 绿电建设板块估值水平较低，有望迎来戴维斯双击
4.2.1. 绿电子版块对比：建设与建设+运营子板块估值较低，2022 年有望修复
绿电板块 2021 年整体经历了较大涨幅，2022 年初有一定回调，我们认为目前市场 情绪已经充分释放，2022 年景气度预将持续。然而，目前绿电的子版块间估值存在 较大差异。 对于建设板块而言，粤水电的估值水平相对较低，其作为区域水利水电龙头，业绩 增长稳健，在手订单充足，在氢能投资上具备一定先发优势，我们预期其 2022 年将 保持稳健的业绩增长，并有望迎来估值修复。
对于建设+运营板块而言，其估值水平相对较低，尤其是中国电建、中国能建，PE 不足 16 倍、PB 不足 1.4 倍，显著低于其他的绿电建设标的与绿电运营标的。我们 认为，这其中部分原因是中国电建与中国能建仍有较大比例相对传统的工程建设业 务，该部分业务因成长性受限和资金占用水平较高，市场给予的估值较低，对公司 整体估值有一定拖累。另一方面，因中国电建与中国能建业务较多元化，复杂性较 高，特别是市场对他们转型绿电投资-建设-运营一体化厂商成效预期不充分，定价上存在一定折让。
我们认为 2022 年行业环境较为乐观，凭借企业优秀的资源与技术能力，有望充分释 放产业链协同优势，实现良好的业绩增长，进而消除市场疑虑，也进一步推动估值 修复，实现戴维斯双击。
4.2.2. 控股绿电资产形成市值有效支撑
根据 IRENA 的统计信息，我国 2020 年光伏发电/陆上风电/海上风电投资成本约为 4.1/8.0/18.8 元/W。水电方面，我们根据前述的 2018 年-2020 年水电电源基本建设投 资完成额和水电装机容量增量粗测出，水电投资成本约为 9.2 元/W。 以中国电建为例，根据公司披露，截止 2021 年中期其控股装机已投产 16.4GW，水 电与新能源占比达 80.71%，即 13.2GW。其中光伏发电 1.45GW，风电 6.36GW，假 设剩余部分均为水电，则水电共 5.43GW。由于公司未披露其持股的风电装机中陆 上风电和海上风电的比例，我们保守假设其全为投资成本较低的陆上风电。所以
