数字能源之数字电力专题研究：双碳催生数字电力存量与增量大机会

数字能源之数字电力专题研究：双碳催生数字电力存量与增量大机会1.双碳顶层变革下：能源是主战场，电力是主力军本章节想要解决的核心问题是：“双碳”对能源、电力行业的传导逻辑是什么？具体的影响是什么？会发生什么样的变化？1）“双碳”是什么？“双碳”即碳达峰与碳中和的简称。碳达峰：二氧化碳排放量达到历史最高值，经历平台期后持续下降的过程；碳中和：通过低碳能源、植树造林、节能减排等方式抵消一定时间内所产生的二氧化碳或温室气体排放总量，实现正负抵消，达到相对“净零排放”。“双碳”政策旨在解决以二氧化碳为首的温室气体排放所引起的全球气候变暖问题，以及人类社会长期的生存问题。“双碳”所映射的全球气候治理难题，历经多轮协商形成国际共识。1992年的《联合国气候变化框架公约》为国际社会共同应对气候变化的第一个里程碑。1997年《京都议定书》首次量化了全球温室气体排放，但后续因发达国家与发展中国家间利益出现难以协调的分歧，仅第一承诺期后随即破产。在2014年的《中美联合声明》促进下，2015年《巴黎协定》出台，其量化了控温标准，明确了“碳达峰“以及”净零排放“的实现路径。《巴黎协定》直接促进了我国“双碳”政策的出台。我国“双碳”政策提出，实现间隔为国际社会最短时间。国务院明确“双碳”任务及“三步走“战略，“双碳”上升至国家战略。2021年10月，中共中央、国务院印发了《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》，《意见》是中国碳达峰碳中和工作的总体部署以及顶层设计。《意见》中明确了“双碳”工作各阶段的主要目标：2025年初步形成绿色低碳循环发展的经济体系；

2030年经济社会发展全面绿色转型取得显著成效；2060年全面建成绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系。深度调整产业结构、低碳清洁能源接入、增强碳汇能力、建立健全各项法律法规等成为实现“双碳”目标的改革重点。2）碳排放主要来源是哪？怎么实现“双碳”？能源活动减排为“双碳”主战场。IPCC发表的《全球变暖1.5°C》报告中将碳排放主要来源划分为三类：能源活动碳排放、非能源工业活动碳排放、非二氧化碳温室气体排放。三类来源中，工业活动承担国家基础建设刚性需求，减排仍需逐步推进；非二氧化碳温室气体较难吸收，仍需相关捕捉技术进一步研发；能源活动碳排放为我国碳排放的主要来源，且该领域减排途径技术实现可行度较高，是我国当下实现“双碳”目标的减排主战场。两大原因使得电力系统脱碳成为“主力军“。一方面，清洁能源难以直接作为终端能源使用，需将其转换为电能。2020年我国一次能源消费中化石能源占比84%，大量化石能源在能源终端被消耗，造成了我国能源活动高碳排放的国情。清洁性的非化石能源，如风、水、光伏，均难以直接作为终端能源使用，需将其转化为电能。2019年中国电能占终端能源消费比重已增至26%，预计2025年、2030年，电能占终端能源消费比重将达到30%、35%以上。未来电能在终端能源使用比率将大幅提升，有望成为唯一终端能源。另一方面，按下游行业碳排放来看，电力系统是“碳排放大户”。我国“富煤、缺油、少气”的能源禀赋造成了我国电力系统依靠消耗以煤炭为主的化石能源进行发电，而化石能源中煤炭所产生的碳排放量最高，单位原油及单位天然气所产生的碳排放量仅分别为单位原煤的80%和60%。参考国际能源署数据，电力部门2018年碳排放在我国能源活动领域占比超过50%。清洁能源使用需求及电力系统自身高碳排放现状，使得电力系统清洁化改造成为实现

“双碳”目标的重要措施。3）具体带来什么样子的影响？预计我国碳中和最可行路径为“电力行业深度脱碳，其余行业深度电气化”。电力供给全面转向清洁能源，通过电气化推动其他部门减排，通过碳汇、碳捕捉等对冲农业排放。根据申万宏源公用事业团队测算，2025、2030和2060年我国总发电量分别为9.6、11.7和20.4万亿千瓦时，未来5年、10年和40年复合增速分别为4.7%、4.4%和2.5%。本章核心结论：2020年9月中国提出分别在2030、2060年前实现碳达峰与碳中和，并于2021年10月明确了具体任务及“三步走”战略。我国碳排放的主要来源为能源活动，其中一次能源消费中化石能源占比84%为主要原因。清洁性的非化石能源难以直接利用，需将其转化为电能。因此能源消费端减排路径为，脱离化石能源使用并提高电力使用率，最终使电力成为唯一终端能源。申万宏源公用事业团队预测2025、2030和2060年我国总发电量分别为9.6、11.7和20.4万亿千瓦时，未来5年、10年和40年复合增速分别为4.7%、4.4%和2.5%。2.双碳下的电力系统：对比历史改革的变与不变本章节想要解决的核心问题是：从顶层文件看，电力系统过去几十年发生了什么变化？

这一轮的变化是什么？和过去有什么不同？

21世纪以来，我国电力系统改革可分为三轮（“五号文件”：2002-2015、“九号文件”：2015-2020、新型电力系统：2021之后），分别就电力体制改革、电价体制改革、实现“双碳”作为主目标。厂网分开、主辅分离、电价改革等问题在电力改革中得到解决，新时代“双碳”目标下，构建新型电力系统是推动实现“双碳”目标的重要途径。2.1

“五号文件”首轮电改：解决厂网分开、主辅分离厂网分开打破垄断。自改革开放以来，政府便不断推进电力系统改革。进入21世纪，电力管理制度、厂网分开、电价机制等核心问题成为国家电力改革的重点，国务院于2002年12月，下发了《电力体制改革方案》（即电改“五号文”），其中提出“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的16字方针并规划了改革路径。本次电力改革的目标可概括为通过厂网分开、主辅分离，打破原有的电力系统垄断局面，合理引入竞争促进电力系统效率提升，同时进一步推动电价机制改革。本次改革的结果是诞生发电集团及电网公司。在2002年12月，国家电力公司拆分为五大发电公司（华能、大唐、华电、中电投、国电）及两大电网公司（国家电网、南方电网），实现了厂网分开。但主辅分离不尽人意，仅剥离弱相关产业。2002年底国家成立了四家辅业公司（中国电力、中国水电、中国水利水电、中国洲坝）旨在将国家电力公司系统内所拥有的辅助性业务单位和“三产”从电网企业中剥离。但随着2004年电荒、2008年对全国范围电力设备产生重大冲击的雪灾等改革过程中遇到的错综复杂的阻力，“五号文”的主辅分离改革进展缓慢，仅剥离以宾馆、饭店为代表的相关性较弱的三产。同时由于我国2002年后经济高速发展电力需求增长迅猛，电力系统仍处于提高装机量，扩大电力供应量的阶段，输配分开、竞价上网等目标未在“五号文”改革阶段实现。延续“五号文件”精神，主辅分离成深化改革重点。2010年5月，国务院批转发展改革委《关于2010年深化经济体制改革重点工作意见》，文件中提到“推进电力体制改革，完成电网企业主辅分离改革”。2011年，国务院批复组建中国电力建设集团有限公司，中国能源建设有限公司两家电力EPC单位，通过剥离国家电网以及南方电网的省级（区域）电网企业所属勘测设计、水火电施工企业以及修造企业辅助企业，并与2002年“五号文件”

所组建的四家电力辅业公司进行重组调整相结合的方式，共同并入两家电力EPC企业。2011年两大电力EPC企业的成立，标志着主辅分离的重大进步，但电网辅业中核心的送变电以及装备制造业务并未被提及剥离。2.2“九号文件”重启电改：解决输配改革、配售分离“九号文件”发力方向变为电价机制改革。我国多年高速发展的电网及发电规模带来了资源利用率不高，市场交易机制缺失，新能源与可再生能源开发利用困难等问题。2015年3月，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(9号文件)发布，宣告新一轮电力体制改革正式启动。由于电网具有自然垄断特点，因此本轮改革核心为“管住中间、放开两头”，即放开输配以外的竞争性环节电价，建立市场化机制。国网和南网的输配电垄断被打破，电网企业不再以上网电价和销售电价的价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，输配电价格根据“成本+合理收益“制定。以“准许成本加合理收益”为原则，输配电价迄今已历经两轮改革。输配电价核定是发电端市场化的前提，截至2017年6月底，我国首批输配电价改革试点全面完成。此后输配电价历经两轮改革，第一个监管周期始于2017年，止于2019年。在2017年实现省级电网输配电价改革全覆盖的基础上，2018年陆续核定了华北、东北、华东、华中、西北五大区域电网输电价格，以及24条跨省跨区专项输电工程输电价格，截至2018年10月底累计核减电网企业准许收入约600亿元。2019年年初，国家发改委启动第二监管周期(2020-2022年)输配电定价成本监审，2020年发改委发布了《区域电网输电价格定价办法》和《省级电网输配电价定价办法》，相比2016年的版本，做了新增准许成本等改进。电力装备新央企诞生，主辅分离再迈步。上一轮电改中，两大EPC公司的成立并为对电网企业的电力装备制造类核心辅业剥离。2020年8月，国家电网完成对旗下鲁能地产业务的剥离，鲁能地产划分至中国绿发旗下。2021年9月，经国务院批准，国家电网旗下特高压输电、智能电网公司许继集团、电力装备制造商平高集团以及山东电工电气集团等核心辅业公司并入中国西电，并重组整合为中国电气装备集团。电力装备新央企的诞生是我国电力体制主辅分离改革的里程碑式成就。2.3双碳下的新一轮电改：意在构建新型电力系统构建新型电力系统可视为新一轮电改的开端，核心目的是支持“双碳”。新型电力系统的核心特征是新能源成为电力供应主体，是实现“30*60”目标的必然选择。新型电力系统的提出可视为我国新一轮电力系统改革的核心任务。如何构建新型电力系统？新型电力系统的内涵：源网荷储智能互动，多种能源系统融合协调。新型电力系统需要支持可再生能源大规模、高比例接入，同时需解决可再生能源接入时带来的间歇性、随机性和波动性等特点，新型电力系统的构建需要对整个电力系统进行改革，打造与新型发电模式相匹配的“输、变、配、用“流程。承担“输变配”重任的电网端是新型电力系统建设的排头兵。2.4电网几轮口号：从基建到智能化电网作为电力系统的核心组成环节，由两大电网公司主导电网系统，历经不同董事长提出不同的口号，其本质是提升电网系统的信息化、智能化。2019年我国电力系统经过领导层调整后，两大电网企业均提出新时代转型战略。国家电网提出“三型两网，世界一流“战略，南方电网提出”五者三商“转型。新型电力系统本质上催化了电网企业对其历史政策的进一步深化与推动。以国家电网为例，国网通过”

坚强智能电网“与”泛在电力物联网“建设，打造“能源互联网”并以“新型电力系统”

建设为最终目标。南网“五者三商”与国网战略有着相同逻辑。国家电网“三型两网“打造信息流通、万物互联的”能源互联网“。”三型两网“政策，即通过建设“坚强智能电网”、“泛在电力物联网”最终实现“枢纽型、平台型、共享型”的新型国家电网，以及“世界一流”的能源互联网。坚强智能电网最早于2009年提出，国网公司旨在通过三个建设周期来建立，以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强网络为基础，以通信信息平台为支撑，具有信息化、自动化、互动化特征，包含电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度的各个生产环节，覆盖所有电压等级，实现电力流、信息流、业务流的高度一体化融合的现代化电网。泛在电力物联网于2019年提出，主要围绕电力系统的各个生产环节（建、发、供、用等），充分应用移动互联、人工智能等现代信息技术、先进通信技术，来确保电力系统各生产环节万物互联、人机交互，从而实现状态全面被感知、信息被高效处理、应用被便捷灵活使用。国家电网主要针对感知层、网络层、平台层、应用层进行感知互联能力的提升，最终实现各环节的万物互联及数据的流通。能源互联网可理解为将“两网”的建设目标由电力网络拓展至能源网络上下游。通过综合运用先进的电力电子技术，信息化技术和智能化管理技术，将大量由分布式能量采集装置（设备），分布式能量储存装置和各种类型负载构成的一种新型电力网络、石油网络、天然气网络等能源节点互联起来，以实现能量双向流动、能量对等交换与共享的综合性网络。能源互联网的顶层文件来源于2016年的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》。国网于2021年第四节数字中国建设峰会上，发布《国家电网公司能源互联网规划》，并将能源互联网规划建设思路定位为“紧密围绕实现双碳目标和构建新型电力系统”。双碳目标下，新型电力系统将是能源互联网现阶段发展的核心形态。三大电网战略间的关系可总结为，“泛在电力物联网”的建设基于“坚强智能电网”，并与“坚强智能电网”共同作为实现“能源互联网”建设的重要手段，是能源互联网在电力系统的具体实现形式和载体。坚强智能电网是强健电网的“骨骼肌肉”，支撑电力系统

“能源流”的安全稳定传输；泛在电力物联网可以被看成是强化电网的“神经网络”，主要负责电力系统“源-网-荷-储”各环节“信息流”的末梢采集和归集处理。3.产业链构成详细拆解能源与公用事业：包括电力、燃气、水务、污水处理、废物及再利用等细分行业，其共同的行业特点一是都属于资产密集型企业，且往往涉及市政网络(如电网、燃气管网、自来水管网)的建设与运维；二是都涉及民生，往往需要政府特殊经营许可，客户量大，且不是一次性买卖，而是周期性地消费、计费与收费。由此所衍生的数字能源包括数字煤炭、数字电力、数字热力、数字水务。本章节的梳理聚焦在数字电力。根据信息化、智能化面向的不同类型，可以分为资产价值链、能源价值链、企业管理价值链，简而言之分别为电力系统的硬件、嵌入式软件，电力营销，电力企业管理信息化：

1）资产价值链：以设备为中心的、面向电力输配网络的电力生产管理信息系统。包括企业生产性资产的投资、建设、运行和维护，如发电厂、变电站、输配电网、天然气门站、城市燃气管网、燃气调压站、净水厂或污水处理厂、供水/排水管网，以及计量表计等，保证资产的安全可靠运行。不是ERP等管理环节，更针对生产流程，与智能制造的划分也相互对应。2）能源价值链：以客户为中心的、面向电力销售和客户服务的电力营销管理信息系统。向客户提供电力、燃气、热力、自来水等供应服务，也包括向上游购买电力和燃气等。3）企业管理价值链：针对电力企业的经营管理信息化，如云计算、ERP、CRM等。进一步拆解为横纵两个维度，横向为“源网荷储”几个环节，纵向为“电力资产、电力营销、电力企业信息化”。其中，电力资产按照电力系统的建设的全生命周期分为“设计、咨询/工程、设备、基础软硬件、监测/运维、终端/电表”。我国电力投资主要包括电源投资和电网投资两大部分，电网投资占比持续提升。其中，电源投资即发电厂的建设，包含传统电力建设及新能源电力建设，如火力、水力、风能、核能、生物能等；而电网投资是指输电线路、变电设备的建设、以及对传统输配电网的智能化升级改造等。2011年至2019年，我国电力行业投资额呈现波动，自2017年以来，电力基础投资步入缓慢下降的时期。从投资结构上看，电网作为电力生产端至消费端的传输环节，传输损耗率和稳定性决定了电力能源的效率。因此，近年来我国加大了对电网的智能化改造投入。电网投资占电力投资的比重由2011年49.86%上升至2019年的60.74%。3.1电源侧：电站运维+设计需求提升发电侧的重点不言而喻是清洁能源“量”与“占比”的提升。按照“十四五”规划要求及国务院相关部署，确保2025年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到20%左右，到2030年该比重达到25%左右，风电太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。对比现状，2020年完成的“十三五”计划为非化石能源占比15%；截至2021年底，风电装机容量约3.3亿千瓦，太阳能发电装机容量约3.1亿千瓦。到2030年，至少有5.6亿千瓦的风电太阳能发电装机容量空间。由此带来的机会1）新能源运营。根据公用事业团队观点，火电+新能源平台现金流及发展速度远胜纯新能源运营商。资本金不足是新能源运营商面临的最关键问题之一，我们测算如果上市公司规划利润复合增速超过20%，就必须额外融资。火电+新能源平台拥有庞大的火电资产，虽然短期火电盈利能力不佳，但是巨额折旧仍可提供充足的现金流，支撑新能源业务在不依赖股权融资的情况下实现高速增长。而且我国近期发文完善电力辅助服务市场，火电调峰价值获得变现渠道，火电盈利能力进入上行周期具备确定性。除现金流支撑外，火电调峰还有望与新能源项目获取挂钩，保障火电转型新能源的运营商获得更高速的成长。以上均是纯新能源运营商所不能比拟的。机会2）绿色能源不稳定，预测准确性要求高。绿色能源存在波动性、随机性、反调峰等特征，大规模并网可能影响电网的安全稳定运行，电源侧的“可预测”和“可调控”

对于新型电力系统整体至关重要。解决方式是一方面通过储能，一方面通过大数据技术提升气象预报的准确性。机会3）电站设计/故障检测的需求增加。如容知日新，公司主要针对风电智能运维。工业设备状态监测与故障诊断系统通过对设备运行的物理参数进行采集、筛选、传输和数据分析，预知设备的运行故障及其变化趋势，为设备运维管理决策提供数据支撑，实现工业设备的预测性维护，提高生产过程的连续性、可靠性和安全性。机会4）碳资产管理系统需求。2021年7月，全国碳排放权交易市场正式上线交易，开启了第一个履约周期，首批纳入超过2200家发电企业，根据计划安排，发电企业需要完成“线上填报-配合核查-配额确认-完成履约”等步骤。目前来看，电厂面临的主要问题是无法准确预测配额盈缺、把握市场动态，以及缺少提前规划和对碳资产的有效管理，从而催生出对于碳资产管理系统的需求。五大发电集团均建立了碳资产管理或运营公司，集团内部依托于碳资产管理软件，盘活内部碳资产，提高企业整体效益。例如远光软件为华能集团打造了碳资产管理信息平台，平台包含电厂信息管理、排放信息管理、对标信息管理、配额信息管理、交易履约管理、碳市场交易信息、碳排放报告管理、减排项目信息管理等功能。3.2电网侧：立足自动化，向智能化发展1）输电输电侧重点关注特高压和柔性输电。特高压从2004年开始论证，截至2020年底国网共建成投运特高压14交12直；十二五及以前建成3交4直；十三五建成11交8直。2）配网“十四五”配电网投资继续加大，有望超1.5万亿。“十三五”期间，配网投资总额近1.5万亿元，较“十二五”期间同比增长55%，占全国电网完成投资额的57%。根据电网公司规划“十四五”期间，南方电网规划投资6700亿元，其中配电网规划投资3200亿元；国家电网投资规模约为3500亿美元（约合2.23万亿元），预计配电网投资至少超过50%，为1.1万亿元，加上地区电网公司，预计“十四五”配电网投资有望超1.5万亿元。配网投资倾向于二次设备，这是配网自动化的关键。一次设备中如配网变压器，2015-2018年因农网改造和变压器节能改造，招标量保持较高水平，之后两年随之下滑。2015年开始二次设备招标量不断增长，如TTU在2019-2020年招标放量。3）营销、调度等信息化系统营销、调度都将迎来2.0升级。电力系统的变化将导致营销、调度等系统的需求发生变化，之前的营销系统已经建设数十年，营销2.0在2021年已经开始试点。如朗新科技从营销为主发展到营销+采集双核心业务，正在参与国网的营销2.升级。3.3需求侧：智能用电需求兴起2021年煤价上涨，成为双轨制终结的催化剂，国家发改委10月印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确煤电市场交易电价上下浮动空间调整至20%，同时将所有煤电推向市场。未来看，在用电信息采集、能耗管理、营销平台、智能电表，终端缴费等方面有明显需求，实现传统的“源随荷动”向新型“源荷互动”模式转变。用电环节关注智能电表和充电桩。国网在2010-2015年大规模推进第一批智能电表更换，2021年起智能电表招标量显著回升，2021年总招标量达6724万只，招标金额达200亿元，主要系智能电表的使用寿命在10年左右，早起投入使用的智能电表逐步迎来更换周期；除此之外，国网、南网在电能表国际建议IR46框架下，预研下一代智能电表，原先的单MCU系统将分为计量、管理的双MCU系统，单价有望实现翻倍。国网从2020年开始加速建成充电桩，在北京、上海、杭州等城市形成半径不超过1公里的快充网络，建设缺口较大。3.4储能侧：贯穿发输配售多个环节新能源并网过程中为了保证电力供应安全，除了上文所述的提升监测和运维能力外，储能系统的应用也十分重要。储能能够提高风光发电质量，实现低密度、波动性能源的高密度、可控性利用。源网荷储四种方式中，储能是唯一可以实现“填谷”和能源空间转移的方式，发挥能量调节功能，实现低密度、波动性能源的高密度、可控性利用，达到“类常规电源”的效果。2021年7月15日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到2025年新型储能装机规模达30GW以上，各省市制定的计划中仅青海、山东、湖南、浙江、内蒙古五省及南方电网储能的规划达39GW，已高于国家制定的30GW目标。抽水蓄能在“十四五”有望实现快速增长。国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”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”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。目前我国已投产抽水蓄能电站总规模3249万千瓦，预计“十四五”期间将有较快发展。抽水蓄能中机电设备成本占比20%，按照单位千瓦造价5000元测算，1GW装机对应的设备将达到10亿规模。3.5电力企业信息化：云+中台是发展方向企业信息化不属于电力流的环节，是企业数字化管理确是电力信息化中至关重要的一个部分。电力企业具有跨地域性、层级多等特点，长期的发展趋势是云+中台。从国网历年的招标情况看，信息化软件、硬件及服务的供应商主要是以国电南瑞（侧重电力生产方面）和国网信通（侧重企业管理、供应链等方面）为主，占到80%左右，除此之外，还包括SAP、Oracle、远光软件等。2006年的“SG186工程”推动了电力企业信息化高速的发展。电力企业在生产全自动化、数字化的基础上，将与电力企业管理相关的人力资源信息、财务信息、物资信息等其他信息建立电力企业的管理信息系统（MIS），同时建立企业资源计划系统（ERP），实现全数字化管理。2006年国家电网实施“SG186工程”和“SG-ERP工程”，快速推荐企业信息化系统的建设。SG186工程的含义是：SG是国家电网公司的英文缩写；1代表建设成一体化企业级信息化集成平台；8代表八大应用模块；6代表六大保障体系。在“SG186”

的基础上，国家电网推出了“SG-ERP”工程，形成了集中式智能通信信息平台、五条主线的业务融合、智能分析决策三层总体架构。总体而言，向前延伸至规划领域，向后扩展到用电领域，进一步扩展至能量管理领域，覆盖电力应用的全过程。综上拆分了电力系统各个环节的情况，短期看，电网投资具有逆周期调节属性。宏观经济下行，投资是逆周期调节的手段之一，电网投资作为其中一部分，2022年有望成为刺激经济的投资措施之一。虽然电网投资占比基建投资的比例下滑，但是结构上看，配网投资加大，特高压作为新基建之一也是发力点。4.产业链商业模式详细拆解为什么市场之前对电力企业有疑虑？商业模式是其中很大的一个原因。电网市场是典型的买方市场，由国网/南网垄断，具有极高的话语权，通常通过电网下属企业销售。竞争格局难以有一家企业独大，通常较为分散，只是高电压等级、高壁垒细分领域由于参与者少通常较为清晰。电网企业收入与电网的capex关联性高，节奏具有不确定性。同时回款能力较弱，导致现金流逊于利润。以下详细拆解典型环节的商业模式。发电侧是具有垄断属性的必须消费，由政府主导的民生工程，具有独特的模式。电网与用电侧具有模式的共性，我们将其分为：工程型、硬件设备、嵌入式软件、行业软件、纯软件，几种不同的模式。4.1发电侧：监管下的可变成本传导商业模式：电力行业利润主要取决于三个因素，量、价、成本。由于电力是具有自然垄断条件的必须消费品，电力定价主要由政府制定，或在政府监管框架下的市场化定价。电力企业盈利稳定性取决于可变成本传导是否顺畅。根据产业链结构，电源可以分为两类，一类为水电、风电和光伏，另一类为火电、核电，两者的差异在于是否有燃料成本。对于无燃料成本的电源类型，发电公司自身即为全部上游，电价与单位成本（主要为折旧）间的利差天然稳定。对于有燃料成本的电源类型，发电公司盈利稳定性主要取决于燃料成本传导能力，若燃料成本可以完全传导至电价，则发电公司相当于赚取“加工费”，稳定性与第一类公司无异；若燃料成本完全不能传导，则发电公司成为燃料价格的逆周期标的。变化：“双碳”对发电企业带来底层投资逻辑的变化，新能源运营商商业模式优于煤电。在正常年份（不包括2021年煤价极端高企时期），煤电毛利率也仅有10%-15%，营业成本中燃料成本占比超过70%。而新能源运营由于没有燃料成本，毛利率普遍可达50%，ROE绝对值和稳定性也均远超煤电。对于新能源运营商而言，与制造端相比，运营端拥有更确定和更长的增长空间。4.2咨询/工程：周转率是核心商业模式：人力模式为主。通常是EPC的业务模式，外采第三方设备，或者工程总承包。毛利率、净利率较低，通常毛利率在30%以下，净利率5%以下。企业成长通过周转率的提升。4.3硬件：一次设备商业模式：一二次设备有差异，一次设备为制造业，二次设备为嵌入式软件。一次设备是制造业，其成本中原材料（如铜线、钢材、铝材、取向硅钢等）占比超过70%。一次设备公司毛利率普遍为20%左右，二次设备略高甚至能达到30%左右。利润率一次设备一般在个位数，二次设备能达到15%。竞争格局：高压集中、低压分散。高压设备的壁垒高于中压设备，竞争度也呈现差异。主变压器CR4为54%，其中500（750）千伏CR4为65%。配网侧一次设备如变压器、开关柜竞争分散，CR5分别为49.8%、28.9%。变压器中标份额前三为山东电力、特变电工、常州东芝；开关柜中标份额前三为山东泰开、许继电气、上海平高。4.4嵌入式软件：二次设备、电力机器人等二次设备和电力机器人都是典型的嵌入式软件。虽然交付形态为硬件，也涉及部分硬件设计，但其核心是以软件为主，甚至部分企业只设计硬件而委外制造后组装。二次设备略高甚至能达到30%左右，利润率相比一次设备一般在个位数，二次设备能达到15%。电力机器人由于处于新兴行业，技术壁垒较高，具备较高的毛利率、净利率。亿嘉和、申昊科技2020年毛利率分别为61%、60%，净利率分别为34%、27%。以电力机器人为例。上游主要是原材料及零部件，包括金属材料、五金件、机械组件

（伺服器等）、功能模块（传感、电源、电机模块），核心零部件有减速器、伺服电机、控制器、红外成像等。中游是机器人本体的制造，典型企业如亿嘉和、申昊科技。下游是国网、南网等电力客户。4.5行业软件：ERP、营销系统、调度系统电力行业中最主要的几大行业软件为：ERP、营销系统、调度系统（整套完整的系统也设计硬件部分）。1）电力企业的信息化电力信息化的公司涉及基础硬件、云计算厂商，典型如BATH等，该领域的产品具有通用性，电力只是其中一个拓展行业而已。对于应用软件需要了解每个行业的know-how，下文主要分析ERP。商业模式：产品型与实施型，通用与垂直。分析电力行业ERP，需要放在整个ERP行业分析。ERP行业分为产品型、实施型两种商业模式。产品型如用友网络、金蝶国际、远光软件、SAP、西门子，毛利率在60%以上，需要一定量的定制，净利率10%-15%。实施型如汉得信息、赛意信息、能科股份，毛利率为30%左右，净利率为10%-15%；两者的ROE都为10%左右，产品型略微高一些。电力行业涉及的ERP厂商，如远光软件、国网信通（主要是旗下的中电普华）。远光软件2020年实现营收16.92亿元，归母净利润2.63亿元，毛利率61%，净利率17%。中电