公用事业及环保产业行业2023年度策略：重塑能源结构中的大机会

（报告出品方/作者：国金证券，许隽逸）

一、全球能源危机阴影下，低碳化、去依附驱动中国重塑能源结构

2022 年是能源安全载入史册的一年。一方面俄乌冲突后，西方各国纷纷对俄制裁，其中 包括对俄罗斯能源实施禁运，致使该国作为全球第一大天然气出口国、第二大石油出口 国被部分市场除名，引发全球能源结构性供需失衡、价格高涨；另一方面 2022 年的能源 危机也使得能源结构转型的重要性更加凸显。不仅出于实现“双碳”目标的需要，更出 于能源去依附的紧迫性。能源结构转型聚焦电力系统，需要靠负荷侧电能替代和电源侧 可再生能源渗透率提高共同实现，但也导致源、荷不确定性齐增，对电力系统的安全运 行提出挑战。

1.1、对外依附导致化石能源价格居高难下，重塑能源结构意义重大

2022 年 1-10 月广义动力煤进口量下降近 4 成+国内增产压力较大，供需持续偏紧支 撑煤价高位运行。2021 年下半年以来的高气价催生电力领域气转煤需求，带动国际 煤价上涨；为保国内供应，印尼于 1M22 实施为期一个月的煤炭出口禁令；2M22 俄 乌冲突后，多国对俄煤实施禁运，海运煤市场短期再平衡需要价差拉动，致使进口 煤与内贸煤价差大幅缩窄乃至倒挂。1-10 月，我国进口广义动力煤约 7553 万吨， 同比下降 37.5%。基于 2022 全年广义动力煤进口量分别下降 10%、30%、50%、70%的 假设，对应国内原煤日产量需达 1222、1232、1242、1252 万吨/天。结合煤价走势， 我们判断 3 月、6 月、9 月的原煤日产量存疑，即日产量维持在 1230 万吨/天以上存 在困难。动力煤供需持续偏紧，导致 2022 年煤价整体保持高位。

能源价格上涨影响通胀，进而影响国民经济发展。回溯历史，20 世纪三次石油危机 引发国际原油价格飙升，严重打乱美国的经济发展步调，同时催生通胀加速；2022 年俄乌冲突导致欧洲天然气短缺，严重影响化工行业。 1973 年 10 月，第四次中东战争爆发，阿拉伯国家为打击以色列及其支持国，宣布禁止石油运输并减产； 1978 年底，伊朗爆发伊斯兰革命，至 1979 年 3 月初暂停石油输出；1980 年，两伊 战争爆发，两大石油输出国产量锐减； 1990 年，第一次海湾战争爆发，欧美国家对伊拉克实施制裁，对伊拉克实施石油禁 运。

新能源经济性进一步凸显，能源结构转型具有内生动力。 煤电：当前煤炭发电成本 800-1000 元/吨，度电耗煤 300 克，折合度电总成本 0.34-0.4 元（0.049-0.057 美元）。陆风、光伏与之平价。 天然气：当前天然气发电成本 8-16 美元/mmbtu，度电消耗 0.2 方气，折合度电总成 本 0.078-0.142 美元。已超过海风度电成本（假设 1mmbtu=25 标方） 。

1.2、能源结构转型聚焦电力，系统安全运行面临挑战

碳达峰目标下，重塑能源结构是必然选择。一次能源资源禀赋决定了中国以煤为主 的用能结构，用能终端电气化+电力系统低碳化是能源结构转型的必要路径。 2030 年前碳排放达峰并控制在 105 亿吨以内，要求单位国内生产总值二氧化碳排放 强度从 2020 年的 1.6 大幅降至 1。 我国以煤为主的化石能源利用结构导致在 2020 年数据统计下，能源供应端煤炭碳排 贡献占 77%；体现在消费端即为电力碳排贡献占 41%，用能结构转变的重要性明确。

预计“十四五”期间电力消费 5 年 CAGR 为 6.2%，对应“十四五”GDP 年均增速 5.0%-5.5%的目标，电力弹性系数大于 1。主因： 为实现能源结构转型，用能终端电气化水平需加速提高。根据中电联数据，2019- 2021 年，全国电能替代电量分别为 2066、2252、1891 亿千瓦时，分别占当年全社 会用电增量的 54.3%、78.9%、23.6%。 疫情扰动下，一则 2020 年基数较低，二则单位产值用电量最高的第二产业 GDP 增加 值构成占比回升。受疫情影响较大的 2020、2022 年，投资对 GDP 增长的贡献率显著 高于常规，主因三产受疫情冲击较大、国家在经济承压时倾向于通过增加基建投资 来稳定经济大盘。有序放开后，消费对 GDP 增长的贡献率有望回升，预计到“十四 五”末，年度电力弹性系数将逐步回落至 1 以下。

鼓励适度超期投资+组件降价+有序放开，电源清洁化有望提速。国家发改委投资司 司长于“积极扩大有效投资有关工作情况”发布会上，提出按照适度超前开展基础 设施投资的要求，推进水利、交通、能源等基础设施建设。此外，“十四五”开局两 年受光伏组件价格高企和疫情影响，风、光装机增量不及预期。随着 2023 年硅料排 产，组件价格有望下降，并且防疫政策优化后开工建设周期有望缩短，风、光装机 有望加速。 预计 2023-2025 年风、光新增装机合计分别为 175、195、200GW，装机容量年均增 速在 20%以上。从发电量占比看，预计至 2025 年风、光发电量分别占到 12.4%、9.0% （合计占比 21.4%，相比 2020 年提升 11.9%，超额完成风光发电量占比翻倍的“十 四五”规划目标）。

电力运行特点要求实时平衡，用能结构转变为系统安全运行带来挑战。 因电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩 溃，乃至大停电。 1）电力运行特点受用电侧产业结构影响。北京和内蒙主导产业结构性显著差异；体 现在电力运行特点上：以工业生产为主的蒙西电网全天用电曲线较为平均，三产占 比高的北京电网居民、商业用电集中在 10-21 点之间。2）工业领域电能替代，居民 领域电动汽车、智能家居等渗透率提升、电气化加速，增加了负荷侧不确定性。

结构性电力供应错位导致 2021 年的东北和 2022 年的四川两次短期有序用电。东北缺电原因 1：电煤成本高企叠加火电上网价格相对刚性，火电企业发电意愿较 低。9M21 以后国内电煤价格持续走高；但当时火电上网电价上浮空间仅 10%，严重 压缩火电企业盈利空间。2021 年 10 月，国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上 网电价市场化改革的通知》（下称“1439 号文”） 出台后，火电上网电价涨幅扩大至 20%，但月度电煤价格最高达 52.4%，远超电价涨幅，发电企业意愿持续低迷，导致发电量同比持续下降。 东北缺电原因 2：电力结构依旧以火电为主，新能源替代效应不及预期。东北火力 发电占总发电量的 74%，新能源占比约合 13%。新型电力系统概念提出后，东北地区 开始进行发电结构调整升级；但由于风光装机基数过小，发电占比仍较低，对火电 替代效应较弱。

四川缺电原因 1：传统水电大省+“双碳”目标，近年火电在四川发电结构中占比下 降趋势明显。截至 2021 年底，四川省火力发电仅占当年总发电量的 14.6%。2022 年 7、8 月受极端高温干旱天气影响，长江流域来水极端偏枯。而高温下电力需求旺盛， 电力供需剪刀差扩大，失衡现象突出。 四川缺电原因 2：作为传统电力外送大省，跨省跨区输电线路规划建设主要服务于 电力外送，缺少受电或留电通道。四川是“西电东送”的重要送出端，起、经四川 的跨省跨区输电线路，或在建设规划上不具备双向输电能力，或受电端本身电力资 源匮乏、不具备互济能力。高温干旱期间，国网 8 条电力入川通道全部满载运行但 仍有缺口。

二、理顺电力供需矛盾，把握市场化、互联互通两大主线

2.1、火电：市场化+保供+灵活性改造，运营商及设备制造商迎来机遇窗口

2.1.1、增量：“十四五”电力供需持续偏紧，保供要求下装机与电量齐增

火电的调节功能可涉及调峰、调频等辅助服务类型。（1）调峰：考虑到系统负荷存 在不确定性，运行中开机的机组总容量应大于系统负荷需求，机组最小出力总和应 小于系统负荷需求，偏差部分称为备用，分为上备用与下备用（下备用能力依赖灵 活性改造）。（2）调频：机组出力随电力系统的负荷波动而快速调整（频率要求高于 调峰）。

火电调峰缺位背后是装机放缓。2011 年以来，由于火电机组大批量投产，火电产能 过剩导致利用小时数逐年下降。2016 年出台的《关于促进我国煤电有序发展的通知》 中提出严控煤电新增规模，叫停多个煤电项目，“十三五”期间火电投资额连年下滑。 21 年全国电力需求量同比增长 10.3%，火电发电量同比增长 9.3%，但火电装机增速 仅 4.1%。

“限电”使火电投资重获重视，1H21 年起增速持续上行。2002-2005 年火电行业供 应偏紧，随着核准、投产量的迅速提升，到“十二五”期间已逐步过渡至供需基本平 衡。2016 年《关于促进我国煤电有序发展的通知》中提出严控煤电新增规模，叫停 多个煤电项目，“十三五”期间火电投资额连年下滑。能源“保供+调峰”双重需求催生 下，21 年起火电投资开始上行，今年上半年继续同比高增，全国火电投资完成额 347 亿元，同比增长 71.8%。

火电与核电作为相对稳定的保障电源，合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。7M22 尖峰负荷约 12.5 亿千瓦，若剔除限电影响应接近 13 亿千瓦。按照负荷与用电同步 增长测算，至 25 年尖峰负荷将达 15.5 亿千瓦。根据核电装机规划，预计 25 年在运 机组容量达 0.7 亿千瓦，则火电理论需求量为 14.8 亿千瓦，对应煤电增量装机需求 最高可达 3 亿千瓦（2020 年底存量煤机约 10.8 亿千瓦，燃机约 1 亿千瓦）。“十四 五”规划 2025 年煤电新增装机 1.5-2 亿千瓦，存在超预期空间（可理解为装机时间 表前移）。

“十四五”电力供需紧平衡而可再生出力具有波动性，煤电有望“增容不减量”。基 于“十四五”整体电力弹性系数大于 1 的预测，判断电力供需格局将持续偏紧，并 且预计火电发电量将保持缓步增长态势。另外，随着可再生能源发电量占比逐步提 高，而其发电具有随机性和波动性。中性假设下，2023 年煤电、水电、风电、光伏 机组平均利用小时数分别为 4393、3443、2073、1136 小时。在此基础上，按照风、 光、水发电设备利用小时数分别下降 2%/4%/6%/8%/10%测算，对应燃煤机组利用小 时数分别增长 0.7%/1.8%/2.9%/4.0%/5.1%。

2.1.2、降本：11M22煤价下行说明供应偏松，2023年煤价有望继续回落

当前国内煤价下滑表明供应较为宽松。国内价格与供需高度相关，11 月疫情防控叠 加暖冬，国内用电增速低于 1%；而 1-11 月原煤产量累计同比增长 9.7%。即便考虑 3 月、6 月、9 月原煤产量或存疑，我们判断实际原煤产量累计增速仍有 7-8%。供应 转松致使煤价在供暖季出现罕见较大幅度的下行，秦皇岛 5500 大卡煤价下跌约 100 元至 1200 元。近日寒潮来袭，预计煤价在 12 月会小幅上升 50 元左右。

2023 年预计煤价中枢在 1000-1100 左右。我们认为今冬煤价决定明年煤价的高位， 而 2023 年 3 月煤价决定当年煤价低位。目前看，3M23 供暖季结束叠加两会控产政 策，煤价或下滑至 1000 甚至低于 1000。但 4 月后，两会结束叠加疫情影响消退， 国内产业政策效用逐步释放，能源、铁路等投资拉动电力需求，我们判断明年用电 增速在 5.5%，呈现前高后低的特点，因此煤价将在 5 月开始上涨。如 6 月水电未出 现来水明显偏丰情况，夏季煤价将回归 1100-1300 元/吨高位（视 3 月煤价能否跌到 1000 元以下）。

2.1.3、提价：现货市场推广赋予涨价空间，容量电价政策出台“以价补量”

火电企业面临经营压力，保供积极性有限。 ✓ 煤、气价格市场化程度较高而电价受行政因素干预较多致使火电企业成本传导受阻， 自 2H20 一次能源价格开始上涨以来业绩持续承压。 “1439 号文”出台将燃煤发电市 场交易价格浮动范围扩大为至原则上不超过 20%，高耗能企业和电力现货市场交易 电价不受上浮 20%限制。基于此，1-3Q22 火电行业营收同比高增、业绩边际改善， 但仍远低于合理水平、多数企业未实现扭亏，主因电价涨幅不足以覆盖成本涨幅。

新型电力系统转型中配套高比例可再生电源的电价机制缺失。火电定位由“基荷电 源”逐步转向“调节电源”，“十四五”期间将呈现装机增速高于电量增速、利用小 时数快速下降的特点。主要原因包括：1）火电具备灵活性，发电空间将在可再生能 源大发期间受到挤压；2）为提供辅助服务，机组需要提前锁定一部分容量不能提供 能量服务；3）火电“增容”的保供任务。然而辅助服务市场、容量市场等配套机制 的缺失进一步挤压了火电企业的盈利空间。

回溯改革开放以来的历次电力体制改革，均用市场化方式理顺供需矛盾。 ✓ 1985 年投资体制改革：“四五”期间，负责电力投资的中央财政资金不足，造成 1978-1985 年的严重缺电，制约了国民经济增长。1985 年，国务院颁布《关于鼓励 集资办电荷实行多种电价的暂时规定》（简称“79 号文”），引进外国资本、鼓励民 间资本投资建设电源，促进了电源的发展。

2002 年政企分开、厂网分离改革：原国家电力公司集发、输、配、售为一体，高度 垄断使发电环节缺乏竞争；叠加 1997 年亚洲金融危机后经济增速放缓，电力供应富 余，以及二滩水电站建成后出现电力上网问题。2002 年，国务院出台《电力体制改 革方案》（简称“5 号文”），明确按照“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网” 的原则，开始试点建设竞争性电力市场。然而，由于 1998-2002 年发电装机增速下 滑，2002 年后中国经济高速增长，造成 2002-2005 年间的严重缺电，经济总量受到 严重影响。电力市场化试点在严重缺电中自然消亡，2004 年国家出台标杆电价政策。

2015 年配售分开改革：2010-2011 年“电荒”刺激火电投资、2014 年火电项目核准 权下放至地方引发新一轮火电投资热，电力供应再次由紧转宽，出现适宜发电侧市 场化改革的条件。2015 年，国务院出台《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 (简称“9 号文”)，提出了包括发电计划放开、电价放开、配售电放开的“四放开、 一独立、一加强”的改革计划。售电业务受到资本青睐，竞争性电力市场的建设进 展急速。

2021 年进一步完善电力市场化改革：由于火电供给侧改革，“十三五”期间火电装 机增量不足；2020 年下半年以来煤价持续高位运行，火电企业经营困难影响电力供 应能力。2021 年，国家发改委先后发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化 改革的通知》（简称“1439 号文”）和《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项 的通知》（简称“809 号文”），取消工商业目录销售电价，改为“基准价+上下浮动”， 且浮动区间扩大为上下不超过 20%；推动工商业用户都进入市场，保持居民、农业、 公益性事业用电价格稳定；鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价 格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电。

现货市场价格由供需主导，发现电力的时间和空间价值。现货市场最大特点在于分时价格，反映了电力的时间价值；且因现货市场限价较为 宽松，价格更贴近真实成本和供需。有助于调动火电保供积极性、推动调节资源的 发展、促进新能源消纳和功率预测技术进步，从而推动新型电力系统建设和能源转 型。煤电现货市场价格较中长期高约 10%，主因灵活性佳，可在电力供应紧张、价 格较高时段多发电；而新能源现货市场价格下降，主因其出力不可控。现货市场机 制下，准确的新能源功率预测蕴含重要的信息价值。若预测准确性不足或报量报价 策略不完善，企业所承担的商业损失将远超电网考核下的罚款。

现货市场分省级市场和省间市场，满足省内平衡后的富余电量可参与省间市场交易， 反映了电力的空间价值。省间市场价格上限为 10 元/kWh，远超省级市场价格上限， 使得电力富裕省份的发电机组受益，尤其今年夏季遭遇高温干旱天气，水电出力不 足导致部分省份出现电力缺口，山西年 8 月省间月度均价接近 3 元/kWh，省内火电 机组得以获取超额收益。省间现货价格高企也反映电网通道不足，中央政府认为新 型电力系统因为新能源较多需要分时价格支撑，推动市场发展。

燃煤机组参与现货市场无法抵消利用小时数下降的长期影响。当前政策要求总交易电量的 90%参与中长期市场；从欧美实践经验看，成熟电力市 场的现货交易电量比例最终自然稳定在 10%左右。以华能国际为例，假设 1）公司 90%电量参与中长期市场、10%电量参与现货市场；2）当标煤入炉单价为 983/1035 元/吨时，公司中长期电价为 0.479 元/kWh，即较公司平均燃煤基准价上浮 18%；当 标煤入炉单价为 1067/1106/1124 元/吨时，公司中长期电价为 0.487 元/kWh，即上 浮 20%；3）现货交易价格较中长期价格高 20%。发现参与现货市场带来的电价涨超 20%上限的空间仅能弥补燃煤机组利用小时数下降 7%以内对净利润所造成的影响。

在能源结构转型的背景下，燃煤机组利用小时数下降的长期趋势明确。预计到 2025 年燃煤机组利用小时数将较 2021 年下降约 10%，因此我们判断仍需出台容量电价相 关政策来保障火电的合理盈利水平。

针对灵活性改造投资成本的补偿，多地已提容量市场建设方案。 以甘肃省于 9 月出台的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》 （下文简称“《规则》”）为例，提出建设本省容量市场的方案：调度机构以月度频 率，考虑新能源装机/负荷预测/外送电预测后，发布调峰容量需求，由灵活调节资 源通过竞价方式获得。该方案突破发电侧零和，实现调峰成本向用户传导，同时将 调节深度指标纳入补偿依据。

具体来看： 分摊费用主要由电量占比决定，分配过程不存在先后顺序。《规则》明确了市场化电 力用户与火电、新能源、水电这三类电源主体同时需按照电量占比来分摊调峰容量 市场的月度补偿总费用（电源主体电量需进行修正，储能无需参与分摊），修正系数 主要考虑对省内售电或外送电的溢价：若享受相对溢价，则修正后的分摊电量将高 于实际电量。从 21 年情况来看，甘肃省年发电量约 1724.6 亿千瓦时，本省用电量 约 1495 亿元，其余部分外送，考虑市场化用电占比后预计费用分摊的计算基数为 2500-2700 亿千瓦时。市场初期暂设用户侧月度辅助服务市场分摊电费上限为 0.01 元/KWh，超出部分不再 进行分摊，多出费用不向电源主体转嫁，由调节主体承担。

容量补偿测算：以供热季 150 天、非供热季 215 天为标准，我们预计一台额定容量 60 万千瓦、实际出力可降至 30%的机组，在承担 50%义务内调节后，在 1/2/3 档分 别有 60MW/30MW/30MW 容量可享受补贴，对应全年合计可享受补偿收益约 1178 万元， 对应年单位补偿收益约 1963 万元/GW。 假设取纯凝和供热机组改造成本平均值 100 元/KW，对应 5-7 年可通过容量补偿覆盖 改造成本（测算基于按标准上限获得补偿的假设）。相比于电化学储能 8-10 年以上 的回本周期，灵活性改造是当前能够快速参与灵活性调节、较短时间内收回成本的 经济方案。

2.1.4、新增装机或超预期+灵活性改造积极性提升，为设备商带来机会

配置新能源开发指标，对存量火电规模庞大、转型目标明确的电力央国企改造积极 性刺激强。当前内蒙、河南、贵州已针对火电灵活性改造对应配置新能源开发指标 出台了具体政策。总体来看，配置标准是根据机组承担 50%义务内调节后，能够新 增深调容量的 1-2 倍进行新能源配置。优质新能源项目具有稀缺性，从尽早锁定新 能源项目的开发权角度来看，电力央国企的改造积极性也较强。河南出台《通知》 中显示：五大发电集团合计通过灵活性改造可配置新能源开发指标量占总量约 58%。

2.2、资源与负荷区域性错配使电网投资需求空前，“十四五”重点关注特高压

2.2.1、新型电力系统“源荷分离”，跨区域输电工程重要性凸显

沿海省份作为负荷中心新能源开发受限，普遍依赖外送电。新型电力系统转型面临 的最大挑战是可再生资源无法被储存或运输，传统电源临负荷而建的模式不再适用。 “十三五”供给侧改革明确东部不再新建火电，而集中式新能源开发受制于土地， 电力本地供应增量仅来自核电与海上风电，因此预计沿海地区电力本地供需缺口将 持续存在，对外送电的需求逐年增加。

“三北”地区作为清洁电源中心，普遍面临装机与消纳矛盾。大型风光基地的集中式 开发，可以通过规模效应降低建造、运行成本，充分利用沙漠、戈壁、荒漠地区的 风光资源。预计“十四五”期间考虑内陆大基地和海风基地，总新增装机将达到 350GW，占各省规划总量的一半。但受制于本地负荷有限、灵活性调节资源缺乏和外 送通道不足，“三北”地区部分省份弃风弃光率已接近或突破 5%红线。 解决新能源装机与消纳矛盾的可能路径包括：1）国家放松对弃风弃光率的考核，但 我们判断可能性较小；2）增加本地负荷，但产业转移需要时间；3）火电灵活性改 造腾出空间；4）增加外送通道；5）提高大基地配储比例。

2.2.2、“十四五”主、配网投资需求双高，其中重点关注特高压

“源荷分离”决定了“大电网”投资需求增加，预计“十四五”期间特高压投资远 超 5000 亿元。第一批风光大基地规划风、光装机总容量 97GW 已全部开工建设，其 中约 50%电量外送消纳。预计通过提升已建输电通道利用效率共计可提升跨区域输 电能力 4200 万千瓦，基本满足了第一批大基地的外送需求。第二批大基地规划“十 四五”投产 200GW，原则上 2023 年并网，其中约 75%电量外送消纳，需新建特高压 直流送出，且新增通道输送可再生能源电量比重需超过 50%。 按 800 万千瓦输电能力的线路单条投资 200 亿元，预计提效+新增分别涉及投资 1050 亿元和 1675 亿元，合计 2725 亿元；其余仍有五条线路在前期工作中，按照每 条线路 200 亿计算，仍需投资 1000 亿；另有包括闽粤联网等多条交流特高压线路需 要建设，特高压合计投资额超 5000 亿，规模较第一轮特高压建设周期翻倍。

为避免影响新能源装机并网+防疫政策优化，2023 年特高压提速大势所趋。 基于 800kv 直流特高压输电能力一般为 450 亿千瓦时/年、新增特高压线路均满送的 假设，预计 2023-2025 年的风、光装机增量分别对应需要至少投产 2、5、7 条特高 压。假设减少 1 条特高压直流仅会影响全发电量外送消纳的增量新能源装机，则未 来三年每少投产 1 条特高压将影响 12-15GW 新能源装机并网。受疫情背景下的多重因素影响，特高压进度严重滞后，截至目前未有 1 条直流完成 核准。2021 年 4 月国家能源局提出要加快推进特高压建设节奏，各环节明显提速， 特高压从前期到建成周期从 4 年压缩至 2.5 年。考虑到第二批大基地原则上 2023 年 并网，国网提出 4 条直流要在今年核准、明年年初即刻开工的目标；加之防疫政策 优化，执行侧限制性因素影响减退，2023 年特高压建设提速兼具紧迫性和实现的客 观条件。

2.3、配套新能源建设，储能百花齐放

2.3.1、强配政策+组件降价让出成本空间，关注大储放量

新能源装机扩大，利好有强配要求的国内大储，电源侧仍会是增量装机的主要来源。 关注 23 年新能源装机加速带来的大储放量。 结论：21-25 年国内三侧储能合计装机 CAGR 100%。21 年现有装机 5.2GW，悲观/中 性/乐观假设 25 年有望提至 63.8/81.8（177.1GWh）/98.5GW。强配要求下，源网侧 大储是装机主力。 假设：（1）22-25 年集中式光伏装机 40/65/81/84GW；风电装机 50/55/60/60GW；（2） 目前多数省份要求配套比例在 10%-15%，考虑电厂配套其他灵活性调节资源以及共 享储能模式下电源侧需求转至电网侧，故对实际配储比例做情景假设。假设 22-25 年 新 能 源 配 储 比 例 5%/8%/10%/15% （ 悲 观 ）、 6%/10%/15%/18% （ 中 性 ）、 10%/15%/18%/20%（乐观）。

分三侧来看国内储能装机需求： 电源侧：强配要求下，电源侧是增量装机的主要来源。目前多数省份要求配套比例 在 10%-15%。考虑初期电厂配套其他灵活性调节资源（如火电灵活性改造）对储能 的替代，23 年中值设为 10%，对应储能装机 12GW（24GWh）。 电网侧：电网调度对体量、安全性要求较高，电化学储能渗透仍不高。考虑后续各 省份通过出台容量租赁/补偿相关政策，以及在运行现货市场后峰谷价差拉大，并伴 随储能成本的降低，共享储能模式经济性或逐步凸显，能够刺激电网侧的装机量提 升。

用户侧：23 年用电负荷增 5.5%，往后年增 5%的假设下，用户侧储能渗透率提升带 来增量装机。但各地现货价差及激励政策不同，装机积极性地方间差异大。考虑到 23 年现货运行省份将进一步扩大，东部沿海省份的现货价格将更好地反映供需紧张 局面，现货价差有望拉大，利好工商业储能的发展。

组件价格下降腾出配储成本空间。IRR 组件价格下降 0.4 元/W，对应光伏系统成本 从 4.2 元/W 下降至 3.8 元/W。在首年接近 1500 小时利用小时数的假设下，全投资 IRR 从 5.6%升至 6.6%，配储后对项目整体的经济性影响将有所减弱。1）若将储能 作为纯成本项测算，当储能成本为 2000/1700/1400 元/KWh，对应项目整体 IRR 分别 为 5.3%/5.5%/5.6%；2）若考虑储能在放电过程中获取调峰辅助服务费用/现货价差， 上述储能成本假设下，对应项目整体 IRR 分别为 5.8%/5.9%/6.1%。

2.3.2、收益保障政策刺激下，抽蓄开工、拟建规模扩大

抽蓄建设加速，锁定“十五五”规划目标。基于最新统计情况显示至“十四五”末可 实现装机容量约 6804 万千瓦，能够超额完成十四五规划目标。 “十五五”末 1.2 亿 千瓦目标对应“十四五”期间应开建规模约 3738 万千瓦。近两年随着盈利机制的确 定，项目开工规模扩大，保守估计 8 年完工，则“十四五”仍需开工量减少至 1938 万千瓦。

各地区拟建项目数量相比征求意见稿有所扩大。根据黑鹰光伏对已披露项目的统计， 湖北、浙江、陕西等地在《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035 年）》征求意见稿 之外新增部分项目（新增项目均在近两年已通过可研、或完成项目签约，原规划中 也存在部分项目尚无进展）。值得注意的是，原本没有建设计划的福建、海南、云南 等地也开始参与抽蓄电站项目建设。

三、选股策略

3.1、火电：资产区位和能源资源优势为王

煤炭供需缓和、价格下行带来行业，“煤电一体化”带来公司。火电企业营业成本 的 7 成以上为燃料成本，业绩弹性主要取决于煤价波动。2022 年 2 月 24 日，发改 委官网发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（简称“303 号文”），提 出完善煤、电价格传导机制，引导煤、电价格主要通过中长期交易形成。但因煤炭 供需仍偏紧，多数火电企业 1-3Q22 长协履约率不及 90%。而“煤电一体化”企业的 优势凸显，长协履约率较高，业绩得以率先扭亏。

电力市场化改革深化，资产布局的区位优势决定火电企业的超额收益。中长期市场：“1439 号文”出台后，2022 年燃煤机组中长协电价普遍上浮，但部分 地区电价受行政干预，涨幅未满 20%。随着电力现货市场推广，反映电力实际供需 形势的现货交易价格对中长协电价具有重要指导意义，预计 2023 年中长协电价将普 遍顶格上浮 20%。因此，资产集中布局于 2022 年中长协电价涨幅未及 20%地区的火 电企业仍有涨电价空间。

省级现货市场：源、荷不确定齐增，导致发、用电曲线的耦合度下降，日内峰谷价 差拉大。可见电源侧可再生能源渗透率越高、负荷侧第三产业占比越高的省份现货 市场峰谷价差越大，火电参与现货市场交易所能获得的涨价幅度越大。省间现货市场：预计“十四五”中东部地区持续面临电量电力双缺局面，因此资产 集中于电力富余且外送通道较为完备的省份可通过省间电力现货交易实现超额收益。

绿电转型拔估值。常规火电作为传统公用事业估值随大市波动，估值通常约为 8 倍 PE，而绿电估值通常在 20 倍 PE 以上。火电企业开启绿电转型有助于估值拔升，重 点关注绿电装机占比逐渐提升的“火转绿”企业。

3.2、绿电：项目资源获取能力是核心竞争力

低碳化趋势不变，平价时代关注项目资源获取能力和装机目标执行能力。新能源电 力行业的商业模式是以 3%左右的资本金成本，谋求 8%左右的内部收益率。板块估值 高于传统公用事业主因在能源结构转型的背景下，新能源装机成长性确定。上游电设备制造行业竞争充分，新能源电力迈入平价上网时代，运营高度趋同。在此背 景下，公司超额收益主要来自于项目资源的获取和落地能力。“风光水火储一体化” 大基地开发思路下，背靠多能互补的综合能源集团的绿电运营商在项目资源获取方 面具有优势。另外，因新能源项目资源掌握在地方政府手中，获地方支持的区域龙 头绿电运营商也具有一定优势。

静待可再生补贴核查落地后估值回升。绿电运营商港股估值显著低于 A 股估值，主 因两个市场对可再生补贴拖欠所形成的共识不同。当前新能源电力行业估值处在底 部，主因可再生补贴核查尚未完成和新能源电价的不确定性。基于国资企业项目开 发合规性通常较好，预计可再生补贴发放情况较好，估值有望率先回升。

3.3、储能：需求放量、业绩弹性较大

3.3.1、电化学储能：关注核心环节及独储运营新业态

以电化学储能为代表的新型储能：目前锂电池储能落地最快，这一路线正处于技术 走向成熟的关键阶段，在当前装机低基数下随着经济性趋好，以及配储行政命令的 生效，有望在未来 5-10 年内保持高增速的蓬勃发展。总体上，随着下游需求释放， 各中游设备环节均会受益于量增；随着独储盈利模式的跑通，独储电站运营这类新 业态应运而生、同样存在投资机会。

锂电池储能除核心环节如电芯环节，对应龙头宁德时代、亿纬锂能（电车组覆盖）； 及变流器 PCS 环节，对应龙头阳光电源（电新组覆盖），我们还建议关注如下两个环 节： 保障储能电站安全环节：基于上文对调节资源发展路径的总结，技术成熟度提升是 政策大力支持的重要前提，也是其具备经济性的重要前提，而安全性是技术成熟的 重要标志。区别于锂电于电车场景的应用，大规模储能系统的特点之一就是电池数 量多、排列相对密集，电池的不一致性会导致个别电池产生过充、过放，增加风险。 近年来全球各地已爆发多起储能电站起火案例，近期海南莺歌海盐场 100MW 平价光 伏项目储能电站起火事件再次引起关注。

1) 温控：目前市场主流温控方案以风冷和水冷为主。由于温控技术具有技术可迁移性， 储能温控企业普遍从其他赛道切入，主要以精密温控企业、新能源车温控企业、工 业温控企业为主。考虑到温控业务定制化属性强，切换应用场景成本高，导致用户 更换厂商意愿低、粘性高，因此储能业务布局早且业务种类全面的温控企业将具有 先发优势。

2) 电池管理 BMS：“硬件+算法”体系下数据和技术为王。目前市场主要参与者分为三类： 整车厂商、电池厂商和专业第三方 BMS 厂商。（1）整车厂商了解自身产品控制系统 的原理和需求，资金实力雄厚；（2）电池厂商对电池特性了解深刻，且掌握关键电 池数据；（3）专业 BMS 厂商多为传统汽车电子零部件供应商，数据服务经验丰富。 从国内出货来看目前 CR2 合计市占率约为 30%（宁德时代+比亚迪），电池厂商占主 导地位。

3.3.2、抽水蓄能：关注多储能路线布局的龙头标的

抽水蓄能电站建设涉及的中游设备与水电站相同， 包含水轮机、发电机、水泵、主变压器、压缩空气系统等环节；进入运营期后也将 类似水电的商业模式，在长周期内每年获取稳定的现金流回报。今年 9 月，在完成 重大资产置换及发行股份购买资产后，南网旗下文山电力置出了原购售电、电力设 计及配售电主业的相关资产，并置入了抽水蓄能和新型储能运营的新业务，并正式 更名为“南网储能”。重组后将成为市场上储能运营最纯标的之一，多路线布局、充 分受益于行业需求的释放。根据公司计划，将在“十四五”期间新增投产抽蓄 600 万 千瓦（约占“十四五”总规划量 20%）、电网侧独储 200 万千瓦（约占“十四五”预测总 装机量 30%）。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】