计算机行业2022年1月投资策略：电力信息化改革加速，建议关注相关企业

“十四五”期间，电力信息化改革加速 在2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”的目标下，能源领域是我国碳减排的主战场，而电网是推动能源转型和实现国家“双碳”战略的枢纽。“十四五”期间电网总投入预计达3万亿元，其中国家电网计划投入3500亿美元（约合2.23万亿元），推进电网转型； 南网建设将规划投资约6700亿元，以加快数字电网和现代化电网建设进程。同时，智能化在电网投资中占比逐渐提升，据《国家电网智能化规划总报告》，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。 从我国电力产业结构看电力改革带来的信息化需求 我国电力产业参与者多由国有企业主导，在2002年网厂分离之后，主要包含发电主体和输电主体。在未来电网改革路线中，我国将重点放在输配电价、交易机制、发用电计划和售电侧改革等领域，同时纳入更多分布式能源。因此，我国电网改革也延伸出了新的IT系统建设需求，包括覆盖受端地区售电公司和大用户的电力现货交易系统，电力流、信息流与业务流高度融合的智能电网系统，以及能够实现自动数据采集，集中管控和数据监测分析的碳资产管理系统。 电力信息化改革主要受益者 电网改革的加速，对电力行业信息化、互联网化、智能化提出更高要求。因此，一些电力行业中的信息化管理系统服务商将从中受益。远光软件在电力行业企业管理软件领域长期处于领先地位，主营产品与服务包括集团管理、智慧能源、智能物联、区块链等，采取软硬一体化的模式为客户提供全面的行业解决方案和服务；国网信通拥有升级后的云网基础设施、企业通用数字化应用和电力数字化应用三大板块业务，积极发挥在电力领域的禀赋优势；朗新科技为海量C端用户提供水电燃热“查询·缴费·账单·票据”线上闭环服务，经过平台和业务覆盖的卡位、技术和运营能力的提升，公司平台运营能力愈发成熟；智洋创新具有专业的电力智能运维分析管理系统产品，可以集监控、管理、分析、预警、告警、联动于一体。建议重点关注：远光软件、国网通信、朗新科技、智洋创新。 “十四五”期间，电力信息化改革加速 “双碳”背景下，电网总投入创新高推动改革加速 2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”目标坚定。2020年9月，国内首次提出二氧化碳排放力争于2030年前碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现“碳中和”。“十四五”时期更是我国生态文明建设进入以降碳为重点战略方向、推动减污降碳协同增效、促进经济社会发展全面绿色转型、实现生态环境质量改善由量变到质变的关键阶段。因此未来碳减排任务艰巨。能源领域是我国碳减排的主战场，而电网是推动能源转型和实现国家“双碳”战略的枢纽。2020年全社会用电量达到7.5万亿度，电能在终端能源消费的比重达到26%，随着各行业脱碳进程的加快，清洁电能在终端能源消费的比重将持续增加，电能占终端能源消费比重在2030年和2060年有望分别达到约35%和70%。 “十四五”期间电网总投入创新高，新型电力系统建设是关键。“十四五”期间电网总投入预计达3万亿元，其中国家电网计划投入3500亿美元（约合2.23万亿元），推进电网转型，其中研发投入90亿美元，用于突破构建新型电力系统的关键核心技术；南网建设将规划投资约6700亿元，以加快数字电网和现代化电网建设进程，推动以新能源为主体的新型电力系统构建。据中商产业研究院预测，2022、2024年全国电力信息化市场总收入将分别达到515亿元、712亿元，市场总体增速快于电网总投资增长，规模可观。 表1：国家电力信息化政策梳理 智能化在电网投资中占比逐渐提升。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11.13%。近三阶段来看，智能化投资占电网总投资比例分别为6.19%、11.67%、12.50%，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。 图1：智能电网建设各阶段投资规模（亿元） 图2：国家电网智能化投资具体构成（亿元） 从我国电力产业结构看电力改革带来的信息化需求 对比美国，我国电力产业参与者多由国有企业主导 在产业主体上，我国电力产业参与者多由国有企业主导，在2002年网厂分离之后，主要包含发电主体和输电主体。其中，国家电网公司和南方电网公司两大电网主要负责电力的传输与配送，华能、华电、大唐、国电、中电投五大发电集团主要负责发电。而美国电力产业参与者以私有企业为主，私有企业供应了国家电力系统中84%的电力，政府企业与政府合作企业的电力供应量只占到了16%。同时，美国电网产业具有一体化和市场化的区域划分：在一体化区域中,电力企业可以同时负责发电与电力的传输配送;在市场化区域中，则是ISO(Independent System Operator)作为发电主体来负责电网的规划运行。 在电价机制上，我国的销售电价中主要包含发电电价、输配电价、输配线损和政府性基金及附加，而美国的销售电价构成主要包括发电电价、输电电价及配电电价。两者间的差别主要在于我国最终销售电价中所包含的政府性基金及附加，其主要包括重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金、可再生能源附加、农网还贷基金及交叉补贴等。在这种机制下，我国一般工商业的平均电价更高，约为0.64元/千瓦时，大工业和居民用电的平均电价较低，分别约为0.63元/千瓦时和0.54元/千瓦时；而美国则呈现出居民用电平均电价最高，平均价格在0.62-0.96元/千瓦时，商业与工业用电的平均电价相对较低的局面，工业用电平均价格约为0.45元/千瓦时，商业用电平均价格约为0.72元/千瓦时。从世界范围来看，我国居民电价在可获得电价数据的36个经合组织国家（包括美国等世界主要发达国家）中列倒数第二，约为各国平均水平的40%，工业电价在全球主要经济体中处于中等水平。 在电网建设现状上，目前，美国等发达国家电网建设比较成熟，其不仅构建了跨区域、大范围电力市场，基本实现了区域间电力结构互济，还建立了多主体的市场体系及交易机制，大大缩短了交易。同时，分布式能源是美国电网建设的重点，目前其拥有6000多座分布式电源站及全球最多的可再生分布式能源发电量，2020年分布式总装机容量约占全国发电量的29%，但其可再生能源占比仍需进一步扩大。自2015年国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》以来，我国电力体制改革不断提速，市场化电量占比不断提升，但尚处于电网建设初期。在未来电网改革路线中，我国将重点放在输配电价、交易机制、发用电计划和售电侧改革等领域，同时纳入更多分布式能源，积极推动建立技术先进、专业性强的分布式发电业务模式和运营模式，但目前来看，2020年我国分布式能源在新型电网中的比例也仅占约6.4%，远低于美国分布式能源在总发电量中的实际占比。 图3：国内电力产业参与者分布 图4：美国电力产业参与者分布 我国电价机制改革延伸的IT系统建设需求 此前，我国实行统一分区域采取电价，发电以火电为主。但近年来，我国开始采取电力现货交易机制。在国家电网的关于《省间电力现货交易规则》有关批复中提到，我国跨省跨区的电力市场建设已经迈入实质化建设与运行阶段，未来电力用户、售电公司将会更加深入参与到电力交易中。因此，我国要不断扩大市场交易范围，逐步引入受端地区符合准入条件的售电公司和大用户，特别是有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易。 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。目前已有19家行业协会联合倡议，积极引导行业企业参与绿色电力交易。 图5：配额、绿证制度、绿电交易发展路径 电力现货交易机制也对电力交易系统提出了新的信息化改革需求。未来电力现货交易有着更灵活的价格机制，对于电力的省间交易体系也是有力补充，但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。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。 智能电网相关信息化建设增量 智能电网简单而言，就是电网智能化，其最本质的特点是电力和信息的双向流动性。智能电网是以物理电网为基础，将先进的传感器测量技术、通讯技术、信息技术、计算机技术和控制技术深度集成并应用于物理电网所形成的新型电网。具体体现在两个层面：设备智能化和电网智能化。 1）设备智能化：通过在传统的电气设备上使用先进的传感技术、通信技术、互联网技术和控制技术等实现，形成所谓的电力物联网。 2）电网智能化：形成电力物联网以后，运用“云大物移智”(即云计算、大数据、物联网、移动应用和人工智能技术)，对电网的智能化运行进行控制和维护。 图6：智能电网的流程 相比于传统电网，智能电网所实现的功能具有先进性，体现出电力流、信息流和业务流高度融合的显著特点，其功能的先进性主要表现在： 1）拥有坚强的电网基础体系和技术支撑体系，大大提高了电网抵御自然灾害和网络攻击的能力，并适应大规模新能源的接入； 2）采用多重新型科学技术如信息技术、传感器技术、自动控制技术等与电网基础设施有机融合，以保证对电网运行状态的实时监控和评估； 3）广泛应用柔性交/直流输电、网厂协调、智能调度、电力储能、配电自动化等技术，确保电网运行控制更加灵活，兼容大量小型设备和储能设备的接入； 4）综合运用数字信息技术（如通信、信息技术）和现代管理技术等，动态优化电力资源配置，提高电力设备使用效率，降低电能损耗，提升电网的运行效率； 5）建立双向互动的服务模式，用户可以实时了解电价以及用电信息（如供电能力、电能质量和停电信息等）从而合理安排用电，并且从单一的消费者转变成电力交易的参与者；电力企业可以获取用户的详细用电信息，为其提供更多的增值服务。 双碳背景下正式开启碳资产交易 碳资产是指碳排放权因强制或自愿的碳排放权交易机制而具有稀缺性，从而形成一定的市场价格并具有财产属性。碳资产交易即把具有财产属性的碳排放权作为一种商品，买方通过向卖方支付一定金额从而获得一定数量的碳排放权配额、减排信用额的活动。在双碳背景下，2021年7月我国正式上线碳资产交易所，第一批即纳入了2225家电力行业企业作为重点排放单位。 实际上，我国碳资产交易经历了从试点市场到全国市场的发展。2014年，我国于北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳7个地区成立的碳排放权试点交易机构率先启动上线交易，2016年福建被纳入成为第8个试点地区。直到2021年7月16日，全国碳资产交易在上海环境能源交易所正式上线。 在碳资产交易的流程中，通常是由政府确定碳排放总额并根据一定规则将碳排放配额分配至各企业，若某企业碳排放量高于其配额，则需要在碳交易市场上购买更多配额。同时若部分企业通过节能减排技术使碳排放量低于其配额，则可以通过碳交易市场出售多余配额。双方一般通过碳排放交易所，采取协议转让、单向竞价、挂牌竞价等方式进行交易。目前，全国碳交易市场只允许挂牌交易和大宗协议交易，其中挂牌交易要求单笔买卖最大申报数量小于10万吨碳当量，成交价格在上一交易日收盘价的±10%之间；大宗协议交易要求单笔买卖最大申报数量大于或等于10万吨碳当量，成交价格在上一个交易日收盘价的±30%之间。 图7：碳资产交易意识图 图8：碳资产管理系统 在上述过程中可以看出，目前，我国碳资产交易的参与主体包括： 1）政府：作为碳交易市场的监管者，需制定碳市场的基本运行规则。 2）企业：作为碳资产