公用事業行業專題研究：電力平衡壓力期挑戰與機遇并存-221019（26頁）.pdf

《公用事業行業專題研究：電力平衡壓力期挑戰與機遇并存-221019（26頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《公用事業行業專題研究：電力平衡壓力期挑戰與機遇并存-221019（26頁）.pdf（26頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。1 證券研究報告 公用事業公用事業 電力平衡壓力期，挑戰與機遇并存電力平衡壓力期，挑戰與機遇并存 華泰研究華泰研究 公用事業公用事業 增持增持 (維持維持)研究員 王瑋嘉王瑋嘉 SAC No.S0570517050002 SFC No.BEB090 +(86)21 2897 2079 研究員 黃波黃波 SAC No.S0570519090003 SFC No.BQR122 +(86)755 8249 3570 聯系人 李雅琳李雅琳 SAC No.S0570121040031 +(86)21 2897 2228 聯系人 胡知胡知 SA

2、C No.S0570121120004 +(86)21 2897 2228 行業行業走勢圖走勢圖 資料來源：Wind，華泰研究 2022年10月19日中國內地 專題研究專題研究 電力平衡壓力期挑戰與機遇并存，關注靈活性改造電力平衡壓力期挑戰與機遇并存，關注靈活性改造/抽蓄抽蓄/綠電三個方向綠電三個方向 借鑒海外電力市場經驗，風電光伏占比 15%-30%時系統平衡壓力顯著加大。根據我們預測，2025/2030 年我國風光發電量占比將提升至 18.9%/29.4%，電力即將進入平衡壓力期，而電力平衡（供需功率匹配）難度高于電量平衡，對電力系統靈活調節能力提出更高要求。自上而下測算 2025/203

3、0 年，中國新型電力系統所需的靈活性機組分別為 430-578GW/885-1,537GW，靈活性裝機比例 14%-18%/20%-35%；自下而上對靈活性機組預測，預計2025/2030 年末靈活性裝機裝機容量為 598/1,290GW，其中十四五/十五五分別新增 473/692GW。建議關注三個投資方向：1）煤電靈活性改造受益標的；2）抽蓄增量份額領先標的；3）綠電裝機規?？焖僭鲩L標的。煤電靈活性改造空間大，輔助服務收益仍受政策影響煤電靈活性改造空間大，輔助服務收益仍受政策影響 根據全國煤電機組改造升級實施方案，“十四五”期間完成存量煤電機組靈活性改造 200GW，實現煤電機組靈活制造規模

4、 150GW。截至 2025 年，煤電靈活性機組裝機容量為 408GW，占煤電總裝機的 35%。假設“十五五”裝機占比提升一倍（即70%），對應“十五五”煤電靈活性改造需求為 396GW。根據中電聯數據，煤電靈活性改造單位調峰容量成本約為 500-1500 元/千瓦。當前輔助服務收益仍受到政策直接影響，我們測算，相同的調峰負荷率（40/30%）和裝機容量（300/600MW）下，山東區域煤電靈活性改造可獲利，而南網區域仍會產生虧損。抽蓄抽蓄 25/30 年目標年目標 62/120GW，容量電價確?；鶞适找?，容量電價確?；鶞适找?抽水蓄能作為目前成本較低的調峰電源將迎來快速發展，根據國家能源局規

5、劃，我國抽蓄投產容量將在 2025 年/2030 年分別達到 62GW 以上/120GW左右，為截至 2021 年底裝機水平的 1.7x 和 3.3x。存量裝機中國網和南網遙遙領先（合計份額 88%）。抽蓄容量電價保證生命周期內至少 6.5%的資本金 IRR，我們測算容量電價折合 0.574 元/W，投產首年調峰度電成本為0.366 元，利息支付完成后為 0.249 元。抽蓄整體 IRR（算上電量電價盈利）與利用小時及電價正相關，在基準電價 0.3035-0.453 元/千瓦時、利用小時1700-2000 的情景下，抽蓄電站的資本金整體 IRR 可高達 10.1%-13.3%。風光集中式與分布

6、式并舉，長期成長兼具通縮屬性風光集中式與分布式并舉，長期成長兼具通縮屬性 我們認為風電/光伏裝機將迎來快速增長，十四五/十五五期間年均風電裝機增長為 62/90GW，年均光伏裝機增長為 88/134GW，至 2025/2030 年末，風電/光伏將占總裝機的 39%/53%。風光裝機的快速增長帶來風光發電量的占比提升，至2025/2030 年，風光發電量占比將從2021 年的11.7%提升至18.9%/29.4%，2021-2030 年風電/光伏發電量 CAGR 分別為 17%/20%。技術進步加快競價步伐，2025 年我國陸上風電 LCOE 有望從 2019 年的 0.315-0.565 元/

7、kWh 下降至 0.241-0.447 元/KWh，海上風電有望延續降本趨勢?；貧w經濟理性，風光電收益率底線明確，綠電交易等新機制產生額外收益。建議關注三個投資方向建議關注三個投資方向 1）煤電靈活性改造：聚焦輔助收益機制友好區域，改造可實現正向收益，關注火電龍頭。2）抽蓄：資源稀缺性帶來較高競爭壁壘，關注五大四小旗下、抽蓄規劃與儲備相對明確的上市公司。3）綠電：關注競價時代仍可保持份額穩定的公司。風險提示：燃料成本波動，新能源/儲能成本下降速度不及預期，國內外宏觀環境不確定性及政策風險。(24)(15)(6)312Oct-21Feb-22Jun-22Oct-22(%)公用事業滬深300 免責

8、聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。2 公用事業公用事業 正文目錄正文目錄 發電側風光滲透率提升，對靈活性裝機提出要求發電側風光滲透率提升，對靈活性裝機提出要求.3 可以數量化計算的電量供需裝機與需求的對應.3 帶有時間曲線的電力平衡靈活性機組的容量提供.4 煤電靈活性改煤電靈活性改造空間大，調峰收益仍受政策機制影響造空間大，調峰收益仍受政策機制影響.7 煤電靈活性改造空間大，輔助服務收益有待挖掘.7 山東火電調峰補償上漲，煤電靈活性改造已具備盈利空間.9 南方區域提升煤電調峰補償，仍舊力度不足.11 抽蓄抽蓄 25/30 年年目標目標 62/120GW，容量電價確?；鶞适?/p>

9、益，容量電價確?；鶞适找?12 原理作用：“抽四發三”，重要調峰調頻電源之一.12 布局發展：圍繞新能源布局，未來十年抽蓄規模將大幅躍升.13 盈利模式：實行兩部制電價，容量電價或發揮穩定器作用.14 水電水電開發由易到難，大水電資源尤為稀缺開發由易到難，大水電資源尤為稀缺.17 風光發電長期成長，超低電價或是終局風光發電長期成長，超低電價或是終局.20 5-10 年供給增長主力，成長空間廣闊.20 技術進步加快競價步伐，超低電價或是終局.21 回歸經濟理性，綠電收益率底線明確.22 風險提示.23 UYbWqU8VfYiVmMnNoMaQaObRoMoOoMnPjMmNnNfQpNrRaQp

10、OmMMYrRpQuOoNsR 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。3 公用事業公用事業 發電側風光滲透率提升，對靈活性裝機提出要求發電側風光滲透率提升，對靈活性裝機提出要求 電力系統是發、輸、配、售四大環節組成，基本功能是將各種一次能源轉換成可使用的電能，并將其輸送和分配到用戶。碳中和背景下，新型電力系統具有高比例新能源接入、大量電力電子設備、多能互補運行等多種特征，對系統調節能力提出要求，要從傳統的“源隨荷動”轉變為“源動荷動”甚至“荷隨源動”?？梢詳盗炕嬎愕碾娏抗┬杩梢詳盗炕嬎愕碾娏抗┬柩b機與需求的對應裝機與需求的對應 我們預測 2021-2030 年用電量維

11、持 4%-5%溫和增長（除 2021 年全社會用電量同比增速為10.7%），“新基建”貢獻 16%的增量（vs 高耗能 10%），更廣義的“新動能”將貢獻增量的 30%以上，為新能源的消納提供基礎，也為更靈活的需求側響應埋下伏筆。借鑒德國（2012）、澳大利亞（2016）、英國和加州（2020）的經驗，風電光伏占比 15%-30%時系統平衡的壓力顯著加大，對電網調度提出了較大挑戰；也就意味著十四五后期或十五五前期，新型電力系統的構建成功與否至關重要。需求側：新動能接替高耗能，為需求側增長新主力需求側：新動能接替高耗能，為需求側增長新主力?！笆奈濉逼陂g“新基建”用電增量貢獻度增加 5pct 至

12、 14.0%。我們以 4G/5G 基站、大數據中心、新能源充電樁測算新基建對于用電需求拉動的影響。據我們測算，“十三五”期間，“新基建”行業用電量增加 1683 億度，占同期全社會用電量增量的 9.0%。隨著國家加快推進“新基建”建設，我們預測“十四五”期間“新基建”行業用電量增量 3367 億千瓦時，占同期全社會增量的比重增加至 14.0%，占比提升 5pct；“十五五”期間“新基建”行業用電增量 4075 億千瓦時，占同期全社會增量比重提升 4pct 至 18%。圖表圖表1：“新基建”行業用電增量及占比“新基建”行業用電增量及占比 資料來源：Wind，華泰研究預測 基于對未來十年電供給的預

13、測，我們認為風電/光伏裝機將迎來快速增長，十四五/十五五期間年均風電裝機增長為 62/90GW，年均光伏裝機增長為 88/134GW，至 2025/2030 年末，風電/光伏將占總裝機的 39%/53%。風光裝機的快速增長帶來風光發電量的占比提升，至2025/2030 年，風光發電量占比將從 2021 年的 11.7%提升至 18.9%/29.4%，2021-2030年風電/光伏發電量 CAGR 分別為 17%/20%。同時，我們認為煤電十四五期間還將陸續有少量新增裝機，十五五碳達峰目標臨近，我們預計2030年煤電裝機為1,145GW、占比25.2%，煤電電量占比將從 2021 年的 58.1

14、%下降到 2030 年的 39.8%。1,683 3,367 4,075 9%14%18%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,500十三五十四五十五五(億千瓦時）新基建用電增量新基建用電增量占比 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。4 公用事業公用事業 圖表圖表2：2050 年中國化石燃料發電占比有望從年中國化石燃料發電占比有望從 70%左右降低至左右降低至 10%左右左右 資料來源：全球能源互聯網合作組織，IEA，華泰研究預測 帶有時間曲線的電力平衡帶有時間曲線的電力

15、平衡靈活性機組的容量提供靈活性機組的容量提供 風光發電量占比提升風光發電量占比提升將將給電力系統穩定帶來挑戰。給電力系統穩定帶來挑戰。根據我們預測，2025/2030 年我國風光發電量占比將提升至 18.9%/29.4%，占比是 2021 年的 1.6/2.5 倍。電力產品具有瞬時性特征，在儲能得到大規模普及之前，發輸配售幾乎要在同一時間完成。在間歇性電源占比提升的過程中，電力（即容量）平衡難度高于電量平衡，對電力系統靈活調節能力提出更高要求。因此靈活性機組容量也需同步增長，以保障電力系統穩定。目前我國靈活調節電源比重較低。目前我國靈活調節電源比重較低。中電聯 2020 年 6 月發布的報告

16、煤電機組靈活性運行政策研究顯示，2019 年我國靈活性調節機組占比約 6%，遠低于美國/西班牙/德國的49%/34%/18%。其中，我國的靈活性電源裝機以煤電靈活性改造、氣電和抽水蓄能為主。電力發展“十三五”規劃（2016-2020 年）中提出我國十三五期間計劃完成煤電靈活性改造容量 2.15 億千瓦，抽水蓄能裝機達到 4000 萬千瓦，氣電裝機 1.1 億千瓦以上。截至2019 年，我國煤電靈活性改造完成容量 5775 萬千瓦，僅為十三五規劃的 1/4 左右。截至2020 年底，我國抽水蓄能裝機 3159 萬千瓦，同樣低于目標值。圖表圖表3：2019 年各國靈活性裝機比例年各國靈活性裝機比例

17、 圖表圖表4：“十三五”火電靈活性改造低于“十三五”火電靈活性改造低于規劃目標規劃目標 資料來源：中電聯，華泰研究 資料來源：電力發展“十三五”規劃（2016-2020 年），華泰研究 66.4%48.8%26.0%5.7%3.3%6.4%5.2%3.4%4.1%5.5%7.4%8.6%17.1%16.0%16.4%15.7%5.1%11.0%20.6%30.5%2.5%9.2%20.0%30.1%1.6%3.1%4.4%6.0%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20182025E2035E2050E煤電氣電核電水電風電光伏生物質及其他持續擴張穩定支持補充力量過

18、渡能源持續削減49%34%18%6%0102030405060美國西班牙德國中國(%)靈活性調節能力02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,000熱電機組規劃常規煤電規劃累計完成改造(萬千瓦)熱電機組規劃常規煤電規劃累計完成改造 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。5 公用事業公用事業 根據海外國家的經驗，我們測算根據海外國家的經驗，我們測算 2025/2030 年，中國新型電力系統所需的靈活性機組分別年，中國新型電力系統所需的靈活性機組分別為為 430-578GW/885-1537GW，靈活性裝機比例，靈活性裝機比例 14%-18%/2

19、0%-35%。我們采用兩種方式對我們采用兩種方式對 2025/2030 年年中國中國新型電力系統所需靈活性機組容量進行推算。新型電力系統所需靈活性機組容量進行推算。1）尋找海外國家歷史年度風光發電量占比與我國 2025/2030 年風光發電量占比近似的年份，參考該國家當年的靈活性電源比重，推算我國的靈活性電源需求情況。2）參考海外國家未來風光裝機增量預測所對應的靈活性電源增量預測，結合我們預測的中國“十四五”/“十五五”風光裝機增量，推算所需要的靈活性機組增量。方法方法 1：根據我們預測，我國 2025/2030 年風光發電量占比將達到 18.9%/29.4%。2019 年，西班牙/德國的風光

20、發電量占比分別為 25.5%/28.3%，對應的靈活性電源比例 34%/18%。同為歐洲國家，西班牙和德國的風光發電量占比差異較小，但靈活性電源占比相差較大，主要系由于兩國總裝機容量存在較大差異，其靈活性電源裝機絕對值分別為 37/38GW。由于德國 2019 年風光發電量比例與我國 2030 年最為接近，我們參考德國 2019 年的靈活性電源比例 18%，根據風光發電量比例與靈活性電源比例的比值相同，得到中國 2030 年靈活性電源比例為 20%。方法方法 2：據伍德麥肯茲預測，2021-2040 年歐洲重要五國（英國、德國、法國、意大利和西班牙）每 GW 風光新增裝機對應的靈活性機組需求為

21、 0.31-0.51GW，考慮到：1）根據 IEA 2018 年統計的各國靈活性電源結構，歐洲靈活性機組中氣電比例（28%）高于中國(4.3%)，中國靈活性機組主要來源于煤電靈活性改造（38.2%），而氣電靈活性調節能力為煤電的 2-3倍；2）歐洲電力市場化程度較高，需求側響應能力強；我們認為我國單位 GW 新能源裝機所需靈活性裝機規模更大。預計中國十四五期間新增每 GW 風光裝機對應的新增靈活性裝機為 0.41-0.612GW（0.612為歐洲新增每 GW 風光裝機所需靈活性裝機 0.51GW 的 1.2x），十五五范圍為0.41-0.765GW（隨著風光比例增加，系統所需靈活性機組密度越大

22、，0.765 為歐洲新增每GW 風光裝機所需靈活性裝機 0.51GW 的 1.5x）。疊加我們預計的中國十四五/十五五期間新 增 風 光 裝 機746/1,122GW，計 算 得 十 四 五/十 五 五 期 間 新 增 靈 活 性 裝 機306-457GW/460-858GW，十四五末/十五五末靈活性裝機 430-578GW/885-1537GW（靈活性裝機比例 14%-18%/20%-35%）。圖表圖表5：歐洲主要五國未來歐洲主要五國未來 20 年新增風電、光伏及靈活性電源容量年新增風電、光伏及靈活性電源容量 資料來源：伍德麥肯茲、華泰研究 1691723710601002003004005

23、006002020-20252025-20302030-20352035-20402020-2040（GW）風電光伏電網互聯靈活性電廠 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。6 公用事業公用事業 分靈活性電源種類來看，我們將中國靈活性電源分為煤電（靈活性改造）分靈活性電源種類來看，我們將中國靈活性電源分為煤電（靈活性改造）/氣電氣電/抽水蓄能及抽水蓄能及新型儲能。新型儲能。根據中電聯發布的服務新能源發展報告 2020，2019 年，我國抽蓄、燃氣發電等靈活性電源裝機比例在6%左右（121GW）；國家電網發布 服務新能源發展報告2020顯示：截至 2019 年，我國煤電完成

24、靈活性改造的裝機為 57.75GW；截至 2019 年，我國抽蓄裝機為 30.28GW；綜上倒推出 2019 年我國作為靈活性機組的氣電裝機為 33GW，占當年氣電總裝機的 36%。我們假設 2020 年我國靈活性裝機占比仍為 6%，得到 2020 年我國靈活性機組容量 132GW。自下而上靈活性機組預測，預計自下而上靈活性機組預測，預計 2025/2030 年末靈活性裝機裝機容量為年末靈活性裝機裝機容量為 598/1,290GW，其，其中十四五中十四五/十五五分別新增十五五分別新增 473/692GW：圖表圖表6：自下而上靈活性機組預測自下而上靈活性機組預測 期末裝機容量期末裝機容量 202

25、0 2025E 2030E 煤電靈活性改造 58 408 804 抽蓄 32 60 120 氣電 36 56 67 新型儲能 5 75 299 需求側響應 6 49 94 合計合計 137 598 1,290 資料來源：中電聯、國家電網、華泰研究預測 煤電：煤電：保守假設 2020 年沒有新增靈活性改造煤電機組，根據國家發展改革委、國家能源局發布全國煤電機組改造升級實施方案，“十四五”期間完成存量煤電機組靈活性改造 2億千瓦，實現煤電機組靈活制造規模 1.5 億千瓦。截至 2025 年，煤電靈活性機組裝機容量為 408GW，占煤電總裝機的 35%；假設“十五五”裝機占比提升一倍（即 70%），

26、對應“十五五”煤電靈活性改造需求為 396GW；氣電：氣電：假設未來 10 年氣電作為靈活性裝機占比不變（36%），截至 25/30 年末，我國靈活性機組中氣電機組 56/67GW。抽水蓄能：抽水蓄能：根據 2021 年 9 月正式落地得抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035），到2025/2030 年抽水蓄能投產總規模達到 62/120GW 左右，十四五/十五五分別新增 28/60GW。新型儲能新型儲能：根據 2021 年 8 月關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知（發改運行20211138 號），保障性并網以外的市場化并網項目初期按照功率 15%的掛鉤比例（時

27、長 4 小時以上）配置調峰能力，按照 20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。假設十四五/十五五風光新增裝機配儲比例分別為 10/20%，對應新增新型儲能裝機為 75/224GW（儲能小時數 2-4小時不等），到 2025-2030年新型儲能總規模為 75/299GW。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。7 公用事業公用事業 煤電靈活性改造空間大煤電靈活性改造空間大，調峰收益仍受政策機制影響，調峰收益仍受政策機制影響 煤電靈活性改造空間大，輔助服務收益有待挖掘煤電靈活性改造空間大，輔助服務收益有待挖掘 我國火電機組調峰能力遠低于世界領先水平，有較大提升空間。我國火電機組調

28、峰能力遠低于世界領先水平，有較大提升空間。丹麥和德國是煤電靈活性改造較為領先國家。丹麥從 1995 年起開始大力發展煤電靈活性改造，目前處于世界領先水平，其火電機組以供熱為主，供熱期最低運行負荷可達 15%-20%。德國裝備制造協會針對煤電靈活性改造制定了改造專項清單，其供熱機組/純凝機組最低運行負荷達到 40%/25%。相比于丹麥和德國，我國的火電機組最低運行負荷較高，調峰能力較弱，說明我國火電機組靈活性還有較大提升空間。據火電機組靈活性改造形勢及技術應用（2018 年，作者：侯玉亭、李曉博、劉暢等）分析，經過靈活性改造，預計我國熱電機組最低運行負荷可達到40%-50%，純凝機組最低運行負荷

29、可達到 30%-35%。圖表圖表7：2018 年年各國火電機組調峰能力比較各國火電機組調峰能力比較 資料來源：火電機組靈活性改造形勢及技術應用（2018 年，作者：侯玉亭、李曉博、劉暢等）、華泰研究 全國全國煤電煤電靈活性改造進程緩慢，嚴重滯后于國家靈活性改造進程緩慢，嚴重滯后于國家“十三五十三五”目標。目標。我國 2016 年開始煤電靈活性改造試點工作，并在電力發展“十三五”規劃中提出了“三北”地區煤電靈活性改造 2.15億千瓦的目標。截至 2020 年底，“三北”地區實際只完成煤電靈活性改造 8241 萬千瓦，僅為目標的 38%，其中內蒙古、山西、新疆、甘肅分別僅達到其目標的 2.1%、3

30、.3%、2.4%和 4.1%；截至 2019 年底，煤電靈活性改造試點實際完成約 5340 萬千瓦，僅達到規劃目標的 31.4%。煤電靈活性改造嚴重落后的主要原因有：不健全的調峰輔助服務市場機制、存在不確定性的國家相關政策、靈活性改造對燃煤機組運行本身帶來的負面影響、靈活性改造對煤電企業帶來的高成本負擔。十四五國家對煤電靈活性改造提出新要求，火電調節能力挖掘潛力大。十四五國家對煤電靈活性改造提出新要求，火電調節能力挖掘潛力大。2021 年 11 月，國家發改委、能源局發布關于開展全國煤電機組改造升級的通知，推動煤電行業“三改聯動”：節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造。通知發布了“十四五”期間改

31、造目標，其中煤電機組靈活性改造 2 億千瓦、增加系統調節能力 3000-4000 萬千瓦，煤電機組靈活制造規模 1.5 億千瓦。2022 年 4 月 24 日，國家能源局提出：今年我國將大力推動煤電節能降碳改造、靈活性改造、供熱改造“三改聯動”，改造升級煤電規模超過 2.2 億千瓦。國家能源局統計，2021年上半年輔助服務市場交易費用共 110.1 億元，其中調峰、調頻費用各占比 84.3%、15.3%，一定程度緩解了部分煤電企業經營壓力。電力規劃設計總院初步測算，“十四五”末期我國輔助服務年補償資金規模將達到約 800 億元，進一步釋放火電機組的調節潛力。全國不同地區調峰補償機制存在一定差異

32、性。全國不同地區調峰補償機制存在一定差異性。大部分地區調峰補償標準按照負荷率進行分檔；東北三省、新疆除負荷率檔位外，還額外考慮火電機組類型以及是否處于供熱期；江蘇則按照時間跨度以及時段進行補償，短期調峰補償高于中長期，峰段高于谷段。華北區域（河北南網、京津唐、山西、蒙西和山東）的基準負荷率高達 70%，大部分地區基準負荷率為 50%左右。除南方區域（廣東、廣西、貴州、海南、云南）設定具體補償標準，其他區域均設定報價范圍。整體來看，東北三省、山東等地調峰補償較高，貴州、甘肅等地調峰補償較低。80%80%60%75%20%50%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%熱電聯產純凝

33、機組丹麥德國中國 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。8 公用事業公用事業 圖表圖表8：各地區現行火電機組調峰補償政策（上）各地區現行火電機組調峰補償政策（上）地區地區 發布日期發布日期 檔位檔位 負荷率負荷率 調峰補償（元調峰補償（元/千瓦時）千瓦時）地區地區 發布日期發布日期 檔位檔位 負荷率負荷率 調峰補償（元調峰補償（元/千瓦時）千瓦時）河北南網 2019/9/27 第一檔 70%-100%0 蒙西 2021/5/25 第一檔 70%-100%0 京津唐 第二檔 60%-70%0-0.3 第二檔 60%-70%0-0.4 山西 第三檔 50%-60%0-0.3

34、第三檔 50%-60%第四檔 40%-50%0-0.4 第四檔 40%-50%第五檔 30%-40%0-0.5 第五檔 30%-40%第六檔 20%-30%0-0.5 第六檔 20%-30%第七檔 10%-20%0-0.5 第七檔 10%-20%第八擋 0%-10%0-0.5 第八擋 0%-10%山東 2021/9/3 第一檔 60%-70%0-0.1 福建 2021/12/28 第一檔 55%-60%0-0.1 第二檔 50%-60%0-0.1 第二檔 50%-55%0-0.2 第三檔 40%-50%0-0.6 第三檔 45%-50%0-0.4 第四檔 30%-40%0-0.6 第四檔 40

35、%-45%0-0.5 第五檔 20%-30%0-0.8 第五檔 35%-40%0-0.6 第六檔 10%-20%0-0.8 第六檔 20%-35%0-1 第七檔 0%-10%0-0.8 甘肅 2021/5/6 第一檔 40%-50%0-0.2 安徽 2018/8/22 第一檔 45%-50%0-0.3 第二檔 35%-40%0-0.3 第二檔 40%-45%0-0.4 第三檔 30%-35%0-0.4 第三檔 35%-40%0-0.6 第四檔 20%-30%0-0.6 第四檔 30%-35%0-0.8 第五檔 0-20%0-0.8 第五檔 0%-30%0-1 湖北 2020/6/4 第一檔 4

36、5%-50%0-0.2 江西 2020/8/3 第一檔 45%-50%0-0.2 重慶 2019/4/28 第二檔 40%-45%0-0.3 第二檔 40%-45%0-0.3 第三檔 35%-40%0-0.4 第三檔 35%-40%0-0.4 第四檔 30%-35%0-0.5 第四檔 30%-35%0-0.5 第五檔 0%-30%0-6 第五檔 20%-30%0-6 廣東 2022/3/22 第一檔 40%-50%0.099 海南 2022/3/22 第一檔 40%-50%0.0744 第二檔 30%-40%0.792 第二檔 30%-40%0.5952 第三檔 0%-30%1.188 第三檔

37、 0%-30%0.8928 廣西 2022/3/22 第一檔 40%-50%0.0495 云南 2022/3/22 第一檔 40%-50%0.0828 第二檔 30%-40%0.396 第二檔 30%-40%0.6624 第三檔 0%-30%0.594 第三檔 0%-30%0.9936 貴州 2022/3/22 第一檔 40%-50%0.0297 河南 2019/8/17 第一檔 40%-50%0-0.3 第二檔 30%-40%0.2376 第二檔 30%-40%0.3-0.5 第三檔 0%-30%0.3564 第三檔 0%-30%0.5-0.7 寧夏 2021/5/6 第一檔 40%-50%

38、0-0.3 青海 2020/12/1 第二檔 0%-40%0.3-0.7 資料來源：國家能源局、華泰研究 圖表圖表9：各地區現行火電機組調峰補償政策（中）各地區現行火電機組調峰補償政策（中）地區地區 發布日期發布日期 類型類型 時段時段 調峰補償調峰補償（元（元/千瓦時）千瓦時）江蘇 2020/11/6 中長期 谷段 0-0.25 平段 0-0.6 峰段 0-0.9 短期 大于等于 4 小時 0-1 小于 4 小時 0-2 資料來源：國家能源局、華泰研究 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。9 公用事業公用事業 圖表圖表10：各地區現行火電機組調峰補償政策（下）各地區現

39、行火電機組調峰補償政策（下）地區地區 發布日期發布日期 時期時期 檔位檔位 火電廠類型火電廠類型 負荷率負荷率 調峰補償調峰補償（元（元/千瓦時）千瓦時）黑龍江 2020/12/23 非供熱期 第一檔 純凝火電機組 40%-50%0-0.4 吉林 熱電機組 40%-48%遼寧 第二檔 全部火電機組 0%-40%0.4-1 供熱期 第一檔 純凝火電機組 40%-48%0-0.4 熱電機組 40%-50%第二檔 全部火電機組 0%-40%0.4-1 新疆 2020/1/16 非供熱期 第一檔 純凝火電機組 40%-50%0-0.22 熱電機組 40%-45%第二檔 全部火電機組 0%-40%0.2

40、2-0.7 供熱期 第一檔 純凝火電機組 40%-45%0-0.22 熱電機組 40%-50%第二檔 全部火電機組 0%-40%0.22-0.7 資料來源：國家能源局、華泰研究 山東山東火電調峰補償上漲，火電調峰補償上漲，煤電靈活性改造已具備盈利空間煤電靈活性改造已具備盈利空間 圖表圖表11：火電機組深度調峰增加的供電成本測算火電機組深度調峰增加的供電成本測算 300MW 亞臨界機組亞臨界機組 600MW 超臨界機組超臨界機組 深度調峰負荷率深度調峰負荷率 50%40%30%50%40%30%深度調峰頻率（次深度調峰頻率（次/年）年）100 100 100 100 100 100 深度調峰單次

41、時長（小時深度調峰單次時長（小時/次）次）6 6 6 6 6 6 合計合計營業營業成本增加（元成本增加（元/小時）小時）7274 11379 18310 11499 18265 28014 燃煤成本增加（元/小時)3108 4213 4944 7333 9099 10648 主機壽命成本增加（元/小時）166 166 166 166 166 166 維護成本增加（元/小時）4000 7000 10000 4000 9000 14000 耗油成本增加（元/小時）0 0 3200 0 0 3200 年度年度營業營業成本增加（萬元成本增加（萬元/年）年）436 683 1099 690 1096 1

42、681 財務費用增加（萬元財務費用增加（萬元/年）年）-74 221 -147 441 合計年度成本增加（萬元合計年度成本增加（萬元/年）年）436 756 1319 690 1243 2122 注：參考 2022 年 5 月報告華電國際：權益新能源發展迅速，有望估值修復，1）標煤單價按 900 元/噸進行測算，如果標煤單價上升，年度成本增加值預計會小幅增長，從而靜態投資回收期變長；2）在 30%負荷時通常需投入 1-2 支油槍,耗油按 0.4 噸/小時進行測算；3）假設靈活性改造投資自有資金 30%，融資資金 70%，融資年利率 3.5%資料來源：火電機組深度調峰經濟性分析（2019 年，作

43、者：郭慶風）、華泰研究預測 火電機組參與深度調峰增加燃煤、運維、耗油等火電機組參與深度調峰增加燃煤、運維、耗油等營業營業成本成本。不同參數、形式的機組在實際運行中，負荷率對成本的影響有所不同，但整體變化趨勢相同。參考火電機組深度調峰經濟性分析中一臺300MW 亞臨界機組和一臺 600MW 超臨界機組的測算數據，假設所有機組參與深度調峰的頻次系 100 次，每次深度調峰時長為 6 小時，則 300MW 機組負荷率50%/40%/30%會分別增加年度營業成本 436/683/1099 萬元/年，600MW 機組負荷率50%/40%/30%會分別增加年度成本 690/1096/1681 萬元/年。財

44、務成本增加主要系假設靈活性改造的固定成本 30%采用自有資金，70%由融資獲得，融資年利率 3.5%。因此 300MW和 600MW 機組負荷率 50%/40%/30%會分別增加年度成本合計 436/756/1319 萬元和690/1243/2122 萬元。同一臺機組，負荷率越低,經濟成本越大；同一負荷率，大機組經濟成本更高。完善輔助服務機制完善輔助服務機制，山東能源監管辦大幅山東能源監管辦大幅提升提升直調公用火電機組直調公用火電機組調峰補償。調峰補償。2021 年 9 月 3日，山東能源監管辦發布山東電力輔助服務市場運營規則(試行)(2021 年修訂版)(征求意見稿)，提升了山東省火電機組調

45、峰補償上限。我們在所有調峰收入測算時不考慮現貨交易。我們在所有調峰收入測算時不考慮現貨交易。按補償標準上限、年深度調峰時長 600 小時/年進行測算，300MW 機組負荷率 50%/40%/30%分別可獲年度補貼收入 319/1274/2230 萬元/年，600MW 機組負荷率 50%/40%/30%分別可獲年度補貼收入 637/2549/4460 萬元/年。同一臺機組，深度調峰負荷率越低,調峰補貼收入越高；同一負荷率，大機組調峰補貼收入更高。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。10 公用事業公用事業 圖表圖表12：山東山東火電機組深度調峰補貼收入測算火電機組深度調峰補

46、貼收入測算 300MW 亞臨界機組亞臨界機組 600MW 超臨界機組超臨界機組 基準負荷率基準負荷率 70%70%70%70%70%70%深度調峰負荷率深度調峰負荷率 50%40%30%50%40%30%補貼標準（元補貼標準（元/千瓦時，不含稅）千瓦時，不含稅）第一檔：60%-70%0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 第二檔：50%-60%0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 第三檔：40%-50%0 0.53 0.53 0 0.53 0.53 第四檔：30%-40%0 0 0.53 0 0 0.53 補貼收入（元補貼收入（元/小時）小時）5,31

47、0 21,239 37,168 10,619 42,478 74,336 第一檔：60%-70%2,655 2,655 2,655 5,310 5,310 5,310 第二檔：50%-60%2,655 2,655 2,655 5,310 5,310 5,310 第三檔：40%-50%0 15,929 15,929 0 31,858 31,858 第四檔：30%-40%0 0 15,929 0 0 31,858 年度補貼收入（萬元年度補貼收入（萬元/年）年）319 1,274 2,230 637 2,549 4,460 注：參考 2022 年 5 月報告華電國際：權益新能源發展迅速，有望估值修復

48、，1）實際補貼標準=含稅補貼標準/（1+電價增值稅），電價增值稅為 13%；2）每檔補貼收入（元/小時）=額定功率*（檔位上限-檔位下限）*該檔位補貼標準；3）補貼收入（元/小時）=每檔補貼收入之和 資料來源：山東能源監管辦、華泰研究預測 根據中電聯數據，煤電靈活性改造單位調峰容量成本約為 500-1500 元/千瓦。煤電靈活性改造成本相對于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統調節手段更低，具有最高性價比。假設煤電機組原最低運行負荷率為 50%，并且增強最低負荷率至 40%/30%的靈活性改造單位調峰容量成本分別為 1000/1500 元/千瓦，可得出靈活性改造成本?？紤]大多數煤電機組已經運行較

49、長年份，即使進行靈活性改造，也并不能夠增加機組壽命，同時不考慮殘值，我們假設靈活性改造后煤電機組可使用年限為 10 年。經測算，300MW 和 600MW 機組負荷率 40%、30%時靜態投資回收期均小于報廢年限（假設 10 年），故可獲利；負荷率為 50%時，即使不產生靈活性改造成本，由于調峰補助不足以覆蓋調峰成本，調峰將虧損。圖表圖表13：山東煤電山東煤電靈活性改造靈活性改造靜態投資回收期測算靜態投資回收期測算 300MW 亞臨界機組亞臨界機組 600MW 超臨界機組超臨界機組 深度調峰負荷率深度調峰負荷率 50%40%30%50%40%30%年度調峰利潤（萬元年度調峰利潤（萬元/年）年）

50、-118 518 911 -53 1306 2338 煤電靈活性改造單位調峰容量成本（元煤電靈活性改造單位調峰容量成本（元/千瓦）千瓦）-1000 1500 -1000 1500 靈活性改造成本（萬元）靈活性改造成本（萬元）-3000 9000 -6000 18000 靜態投資回收期（年）靜態投資回收期（年）-5.79 9.88 -4.59 7.70 注：參考 2022 年 5 月報告華電國際：權益新能源發展迅速，有望估值修復，1）因假設原最低運行負荷為 50%，故深度調峰負荷 50%時不需靈活性改造；2）靈活性改造成本=煤電靈活性改造單位調峰容量成本*（原最低運行負荷率-改造后最運行低負荷率

51、）*額定功率；3）靜態投資回收期=靈活性改造成本/年度調峰利潤 資料來源：中國電力企業聯合會、華泰研究預測 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。11 公用事業公用事業 南方區域提升煤電調峰補償南方區域提升煤電調峰補償，仍舊力度不足仍舊力度不足 為進一步鼓勵為進一步鼓勵煤電機組靈活性改造煤電機組靈活性改造，南方能源監管局提升南方區域深度調峰補償。，南方能源監管局提升南方區域深度調峰補償。2022 年3 月 22 日，南方能源監管局發布 南方區域新型儲能并網運行及輔助服務管理實施細則（征求意見稿），提升廣東、廣西、云南、貴州、海南各省的煤電深度調峰補償。以其中調峰補償最高的

52、廣東為例，第一檔由 0.066 元/千瓦時提高至 0.099 元/千瓦時;第二檔由 0.132元/千瓦時提高至 0.792 元/千瓦時；新增第三檔 1.188 元/千瓦時。根據廣東新補償標準，按年深度調峰時長 600 小時/年進行測算，300MW 機組負荷率 50%/40%/30%分別可獲年度補貼收入 0/158/1419 萬元/年，600MW 機組負荷率 50%/40%/30%分別可獲年度補貼收入0/315/2839 萬元/年，遠低于山東補貼收入。圖表圖表14：廣東煤電廣東煤電機組深機組深度調峰補貼收入測算度調峰補貼收入測算 300MW 亞臨界機組亞臨界機組 600MW 超臨界機組超臨界機組

53、 基準負荷率基準負荷率 50%50%50%50%50%50%深度調峰負荷率深度調峰負荷率 50%40%30%50%40%30%補貼標準（元補貼標準（元/千瓦時，不含稅）千瓦時，不含稅）第一檔：40%-50%0 0.09 0.09 0 0.09 0.09 第二檔：30%-40%0 0 0.70 0 0 0.70 補貼收入（元補貼收入（元/小時）小時）0 2628 23655 0 5257 47310 第一檔：40%-50%0 2628 2628 0 5257 5257 第二檔：30%-40%0 0 21027 0 0 42053 年度補貼收入（萬元年度補貼收入（萬元/年）年）0 158 1419

54、 0 315 2839 注：參考 2022 年 5 月報告華電國際：權益新能源發展迅速，有望估值修復，1）實際補貼標準=含稅補貼標準/（1+電價增值稅），電價增值稅為 13%；2）每檔補貼收入（元/小時）=額定功率*（檔位上限-檔位下限）*該檔位補貼標準；3）補貼收入（元/小時）=每檔補貼收入之和 資料來源：南方能源監管局、華泰研究預測 根據我們的模擬測算根據我們的模擬測算，南方區域提升后的調峰補償仍不足南方區域提升后的調峰補償仍不足。同樣不考慮現貨市場，深度調峰所增加的成本仍采用火電機組深度調峰經濟性分析中的測算數據，結合廣東年度補貼收入，可以計算出年度調峰毛利潤。300MW 和 600MW

55、 機組在負荷率 50%、40%的情況下都產生調峰虧損，調峰補貼收入不足以彌補調峰所增加的變動成本。雖然 300MW 和600MW 機組在負荷率 30%的情況下調峰利潤為正，但是靜態投資回收期均超出了報廢年限（假設 10 年），并不能覆蓋靈活性改造的固定成本。廣東的調峰補償在南方區域最高，我們測算仍舊產生虧損，故推測南方區域其他省份（廣西、云南、海南、貴州）也會產生虧損。我們認為南方需進一步提高調峰補助以激勵煤電靈活性改造。圖表圖表15：廣東廣東煤電靈活性改造煤電靈活性改造靜態投資回收期測算靜態投資回收期測算 300MW 亞臨界機組亞臨界機組 600MW 超臨界機組超臨界機組 深度調峰負荷率深度

56、調峰負荷率 50%40%30%50%40%30%年度調峰利潤（萬元年度調峰利潤（萬元/年）年）-436 -599 100 -690 -928 717 煤電靈活性改造單位調峰容量成本（元煤電靈活性改造單位調峰容量成本（元/千瓦）千瓦）-1000 1500 -1000 1500 靈活性改造成本（萬元）靈活性改造成本（萬元）-3000 9000 -6000 18000 靜態投資回收期（年）靜態投資回收期（年）-89.83 -25.11 注：參考 2022 年 5 月報告華電國際：權益新能源發展迅速，有望估值修復，1）因假設原最低運行負荷為 50%，故深度調峰負荷 50%時不需靈活性改造；2）靈活性改

57、造成本=煤電靈活性改造單位調峰容量成本*（原最低運行負荷率-改造后最運行低負荷率）*額定功率；3）靜態投資回收期=靈活性改造成本/年度調峰利潤 資料來源：中國電力企業聯合會、華泰研究預測 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。12 公用事業公用事業 抽蓄抽蓄 25/30 年目標年目標 62/120GW，容量電價確?；鶞适找?，容量電價確?；鶞适找?新能源的快速擴張將帶來大量調峰電源需求，抽水蓄能作為目前成本較低的調峰電源將迎來快速發展，根據國家能源局規劃，我國抽蓄投產容量將在 2025 年/2030 年分別達到 62GW以上/120GW 左右，為截至 2021 年底裝機水平

58、的 1.7x 和 3.3x。截至 2021 年底，抽水蓄能在運裝機規模中，國網和南網占絕大多數（88%），而五大四小發電集團未來抽蓄裝機規模將迎來快速發展。根據發改價格2021633 號文所規定的容量電價按 6.5%核定經營期內部收益率計算，我們測算抽蓄電站容量電價為 0.574 元/W，無現貨市場情況下，抽蓄電站的調峰成本在電站投產首年為 0.366 元/千瓦時，后續年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后為 0.249 元/千瓦時。原理作用：原理作用：“抽四發三”“抽四發三”，重要調峰調頻電源之一，重要調峰調頻電源之一 抽水蓄能機組包含水泵水輪機與發電電動機，通過可逆性運轉達成蓄能與釋能

59、工作周期。抽水蓄能機組包含水泵水輪機與發電電動機，通過可逆性運轉達成蓄能與釋能工作周期。在用電低谷時，位于下游的機組抽水至高海拔水庫，將所連通電網中多余的電能轉化為重力勢能存儲；而在用電高峰時，上水庫開閘放水推動下游輪機發電，將重力勢能轉化為電能并輸出至電力網絡。抽水蓄能電站在發電工況下效率通常為 75%上下，被簡稱為“抽四發三”。圖表圖表16：抽水電站工作原理抽水電站工作原理 資料來源：新一代小型水電站和抽水電站：發展與未來挑戰（作者：G.Ardizzon,G.Cavazzini,G.Pavesi；出版日期：2014年 1 月 22 日）、華泰研究 抽水蓄能目前在各靈活儲能方式中具有較大優勢

60、。抽水蓄能目前在各靈活儲能方式中具有較大優勢。在我國現有主要儲能手段中，抽蓄儲能具有技術成熟、容量大、應用廣、成本低等優勢。據國際水電協會（IHA）發布的 2021 全球水電報告，截至 2020 年底，全球范圍內抽水儲能占總儲能量比例高達 94%以上。文賢馗等著大容量電力儲能調峰調頻性能綜述（2018 年 12 月 31 日）中指出目前火電一次調頻性能受鍋爐蓄熱等問題限制，且電力清潔化要求控制火電廠體量，限制了火電改造的收益；同時，新型靈活性提供方法手段大部分尚未成熟，超導儲能等高新方案甚至尚處于示范階段。在新型儲能完成實用性突破前，抽水蓄能仍將是靈活性資源的主要來源。免責聲明和披露以及分析師

61、聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。13 公用事業公用事業 圖表圖表17：主要儲能手段對比主要儲能手段對比 儲能方式儲能方式 使用壽命使用壽命 優點優點 缺點缺點 發展現狀發展現狀 抽水蓄能 50 年 技術成熟、容量大、運行穩定、儲能周期長、啟?？?、單位裝機成本低（稍高于 6 元/瓦容量）、環保節能 響應速度（相對新型儲能）較慢、建設周期長、選址與施工要求高、成本下降潛力小 占據主導地位 火電靈活化改造 30 年 技術成熟、成本最低、可利用現有火電站 環保性不佳、調峰能力較差 產業化應用 壓縮空氣蓄能 25 年 儲能容量大 轉換效率低、響應速度慢、建設周期長 產業化應用 飛輪儲能 20 年左右

62、 功率密度高、響應速度快、壽命長 儲能量過低（秒級）產業化應用 超導儲能 循環數百萬次 響應速度快、功率密度較高 儲能容量過低（秒級）、技術不成熟 示范應用 超級電容器 10 年左右 功率密度大、循環壽命長 儲能量過低（秒級）、自放電率高 產業化應用 電池（鋰、鉛酸等）5-20 年 視具體電池種類不同 視具體電池種類而變 產業化應用 資料來源：各種儲能方式對比分析及抽水蓄能技術發展趨勢探討（作者：梁廷婷、崔繼國；日期：2018 年 11 月 14 日）、華泰研究 布局發展：圍繞新能源布局，未來十年抽蓄規模將大幅躍升布局發展：圍繞新能源布局，未來十年抽蓄規模將大幅躍升 截至截至 2021 年底，

63、我國抽水蓄能裝機規模已領跑全球，年底，我國抽水蓄能裝機規模已領跑全球，2025/2030 年末將增至年末將增至 62/120GW。根據 2022 年 6 月 24 日水電水利規劃設計總院、中國水力發電工程學會抽水蓄能行業分會聯合發布的抽水蓄能產業發展報告 2021，截至 2021 年底，我國抽水蓄能已建成規模居世界首位，達到 3639 萬千瓦；核準在建總規模為 6153 萬千瓦。2021 年 9 月 17 日，國家能源局發布 抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年），提出我國抽蓄投產容量將在 2025年/2030 年分別達到 62GW 以上/120GW 左右，為截至 2021 年底裝機

64、水平的 1.7x 和 3.3x。報告還提出我國中長期規劃布局中抽水蓄能重點實施項目達 340 個，總裝機容量約 421GW；儲備項目 247 個，總裝機規模約 305GW；合計 726GW。我國抽蓄電站主要分布在東南、東北以及中部地區，未來或布局“三北”地區。我國抽蓄電站主要分布在東南、東北以及中部地區，未來或布局“三北”地區。根據國家能源局抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）統計，華東、華北、華中和廣東擁有我國大部分已投產抽蓄電站，且在建電站主要分布于華東、華北各地。規劃中進一步指出，為服務新能源大規模發展和電力外送需要，圍繞新能源基地及負荷中心合理布局，重點布局點將處于東北、華

65、北和西北地區。值得注意的是，盡管目前西部地區重點實施以及儲備項目較其他地區少，其充足的風、光等自然資源可能在未來吸引新能源電力新建項目。屆時，西部各地將對抽蓄電站配套服務有更強的需求。圖表圖表18：截至截至 2021 年底，各省份已建成抽蓄容量份額年底，各省份已建成抽蓄容量份額 圖表圖表19：截至截至 2021 年底，我國在建抽蓄電站于各電網分布情況年底，我國在建抽蓄電站于各電網分布情況 資料來源：抽水蓄能產業發展報告 2021、華泰研究 資料來源：抽水蓄能產業發展報告 2021、華泰研究 廣東22%浙江15%安徽10%江蘇7%河北5%山東4%福建4%吉林4%河南4%湖北3%山西3%內蒙古3%

66、遼寧3%江西3%湖南3%北京2%海南2%黑龍江1%西藏0%東北電網13%華北電網24%西北電網8%西南電網4%南方電網7%華中電網14%華東電網30%免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。14 公用事業公用事業 圖表圖表20：抽水蓄能中長期發展規劃重點布局省份及服務對象抽水蓄能中長期發展規劃重點布局省份及服務對象 地區地區 重點布局省份重點布局省份 服務對象服務對象 華北地區 河北、山東等省 服務新能源大規模發展需要 東北地區 遼寧、黑龍江、吉林等省 服務核電和新能源大規模發展需要 華東地區 浙江、安徽等省 服務新能源電力發展等需要 南方地區 廣東和廣西 服務中部城市群經

67、濟建設發展需要 華中地區 河南、湖南、湖北等省 服務新能源大規模發展和電力外送需要 資料來源：抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）、華泰研究 盈利模式：實行兩部制電價，容量電價或發揮穩定器作用盈利模式：實行兩部制電價，容量電價或發揮穩定器作用 近年來抽蓄電價制度經歷數次改動，近年來抽蓄電價制度經歷數次改動，2021 年發改委的最新意見為兩部制電價。年發改委的最新意見為兩部制電價。過往抽蓄電站曾采用固定租賃費制度與單一容量制度，電網所付年租金或電費與具體用電量不關聯，電站獎勵機制基本空白；2014 年，發改委正式采取兩部制電價，且允許抽蓄電站將容量電費和抽發損耗納入電網運行費用統一核

68、算并納入終端電費考量；然而，國家于 2019 年將抽蓄電站成本移出輸配電的定價成本，并于 2020 年將抽蓄電站移出可計提收益，對行業造成一定打擊。直到 2021 年 4 月 30 日，國家發改委發布發改價格2021633 號文關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（2023 年開始實施），指出要“以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場”。圖表圖表21：我國過往抽蓄電價變化歷程（以政策修訂后正式發布時間為準）我國過往抽蓄電價變化歷程（以政策修訂后正式發布時間為

69、準）資料來源：發改委、華泰研究 兩部制電價兩部制電價=容量電價容量電價+電量電價。電量電價。容量電費回收的是除抽發運行成本外的綜合性成本。電量電價用于回收抽水、發電的運行成本，以體現抽水蓄能電站提供調峰服務的價值。電量電量電價電價：抽蓄電站執行電量電價的收入來源于提供調峰調頻等服務，成本來源于電能轉換為勢能時所消耗的電量。根據電力現貨市場運行與否，抽水電價及上網電價所執行的電價政策不同。電力現貨市場運行機制下，電量電價盈利主要取決于峰谷價差大小，峰谷價差越大，盈利越好。圖表圖表22：抽水蓄能電站電量電價執行辦法抽水蓄能電站電量電價執行辦法 電力現貨市場運行電力現貨市場運行 電力現貨市場尚未運行

70、電力現貨市場尚未運行 抽水抽水 上網上網 抽水抽水 上網上網 按現貨市場價格及規則結算 按現貨市場價格及規則結算 抽水電量可由電網企業提供，抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行 鼓勵委托電網企業通過競爭性招標方式采購，抽水電價按中標電價執行，因調度等因素未使用的中標電量按燃煤發電基準價執行 上網電量由電網企業收購，上網電價按燃煤發電基準價執行 注：抽水蓄能電站抽水電量不執行輸配電價、不承擔政府性基金及附加 資料來源：國家發改委發布發改價格2021633 號文關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見、華泰研究 2020:抽蓄電站不可納入可計提收益 2019：抽蓄電站成本不可計入輸配電定價2021

71、:633 號文出臺，引入競爭性定價并厘清了成本傳導機制 抽蓄電站電價機制 2008-2014:固 定 租賃費/單一容量電價 2014:兩部式電價投入使用 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。15 公用事業公用事業 容量電價測算：容量電價測算：根據發改價格2021633 號文所規定的容量電價計算機制，按 6.5%核定經營期內部收益率；年凈現金流=年現金流入年現金流出（均不含稅），其中年現金流入為實現累計凈現金流折現值為零時的年平均收入水平，包括固定資產殘值收入（僅經營期最后一年計入）；年現金流出=資本金投入+償還的貸款本金+利息支出+運行維護費+稅金及附加?；谖覀兊暮诵?/p>

72、假設，使用 excel 單變量求解得到抽蓄電站容量電價為抽蓄電站容量電價為 0.574 元元/W。同時，我們測算抽蓄電站的調峰成本（運維我們測算抽蓄電站的調峰成本（運維+折舊折舊+利息利息+抽放電抽放電 25%損耗帶來的成本）在損耗帶來的成本）在電站投產首年為電站投產首年為 0.366 元元/千瓦時，后續年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后為千瓦時，后續年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后為0.249 元元/千瓦時千瓦時。圖表圖表23：抽水蓄能電站盈利測抽水蓄能電站盈利測算核心假設算核心假設 容量電價部分容量電價部分指標指標 假設值假設值 備注備注 抽蓄電站建設單位綜合成本*6 元

73、/W 電站運營年限（折舊年限）40 年 根據發改委 633 號文 資本金比例 20%根據發改委 633 號文 固定資產殘值率 5%一般殘值率 0%-10%，取中間值 造價中繳納增值稅部分成本占比 75%若采購方、施工單位不具有一般納稅人資格，其增值稅不能抵扣進項稅，保守考慮為造價的 75%所得稅率 15%三年免稅，三年減半 運維費用率 2.5%基于基于全壽命周期成本的儲能成本分析（傅旭、李富春等，2020 年），每年運費用占造價比例約為 2.5%貸款期限 25 年 根據發改委 633 號文 還款方式 等額本金 貸款利率*4.4%5 年期以上貸款基準利率 4.9%，假設較基準利率下浮 10%經營

74、期內部收益率 6.5%根據發改委 633 號文 電量電價部分電量電價部分指標指標 假設值假設值 備注備注 是否有現貨市場*無 年有效利用小時數*1800 小時 參考 2021 年開始陸續投產的豐寧抽蓄電站設計利用小時約 1837 小時 基準電價（放電電價）*0.372 元/千瓦時 取任意一省份基準電價（由于假設無現貨市場，不影響容量電價測算結果，但會影響調峰成本）抽水電價 0.279 元/千瓦時 由于“抽四發三”，基準電價的 75%注：“*”代表關鍵假設 資料來源：國家發改委官網、基于全壽命周期成本的儲能成本分析（傅旭、李富春等，2020 年）、華泰研究預測 抽水蓄能電站的造價及貸款利率是影響

75、容量電價的關鍵因素。抽水蓄能電站的造價及貸款利率是影響容量電價的關鍵因素。我們進行了有關抽蓄電站造價與借貸利率的容量電價敏感性分析，在 4.2%-4.8%的借貸利率、5-7 元/W 的造價的不同情景下，抽蓄電站的容量電價約為 0.474-0.683 元/W。圖表圖表24：關于造價及借貸利率的容量電價（元關于造價及借貸利率的容量電價（元/千瓦時，含稅）敏感性分析千瓦時，含稅）敏感性分析 借貸利率借貸利率 4.2%4.4%4.6%4.8%造價（元/W）5 0.474 0.479 0.483 0.488 5.5 0.521 0.526 0.531 0.537 6 0.569 0.574 0.580

76、0.586 6.5 0.615 0.622 0.628 0.634 7 0.663 0.670 0.676 0.683 資料來源：華泰研究預測 抽蓄電站的度電調峰成本受發電量、抽水電價、運維成本、利息及折舊的影響。抽蓄電站的度電調峰成本受發電量、抽水電價、運維成本、利息及折舊的影響。無現貨市場交易機制下的抽水電價一般等于基準電價的 75%，利用小時決定發電量，故我們進行了關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站調峰成本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦時的基準電價，1700-2000 的利用小時情景下，抽蓄電站的度電調峰成本在首年為0.322-0.403 元/千瓦時，在還貸完成后

77、為 0.216-0.278 元/千瓦時。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。16 公用事業公用事業 圖表圖表25：關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站首年調峰成本（元關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站首年調峰成本（元/千瓦時）敏感性分析千瓦時）敏感性分析 利用小時數（小時）利用小時數（小時）1700 1800 1900 2000 基準電價（元/kWh）蒙東 0.3035 0.365 0.349 0.335 0.322 陜西 0.332 0.372 0.356 0.342 0.329 冀北 0.372 0.382 0.366 0.352 0.339 湖北 0.416

78、1 0.393 0.377 0.363 0.350 廣東 0.453 0.403 0.387 0.372 0.359 資料來源：華泰研究預測 圖表圖表26：關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站還貸完成后調峰成本（元關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站還貸完成后調峰成本（元/千瓦時）敏感性分析千瓦時）敏感性分析 利用小時數（小時）利用小時數（小時）1700 1800 1900 2000 基準電價（元/kWh）蒙東 0.3035 0.241 0.232 0.223 0.216 陜西 0.332 0.248 0.239 0.230 0.223 冀北 0.372 0.258 0.249 0.240

79、 0.233 湖北 0.4161 0.269 0.260 0.252 0.244 廣東 0.453 0.278 0.269 0.261 0.253 資料來源：華泰研究預測 抽蓄電站容量電價保證生命周期內至少抽蓄電站容量電價保證生命周期內至少 6.5%的資本金的資本金 IRR，整體整體 IRR（算上電量電價盈利）算上電量電價盈利）與與利用小時及電價利用小時及電價正相關正相關。我們進行了關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站調峰成本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦時的基準電價，1700-2000 的利用小時情景下，抽蓄電站的資本金整體 IRR 可高達 10.1%-13.3%。圖表

80、圖表27：關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站整體資本金關于基準電價及利用小時數的抽水蓄能電站整體資本金 IRR 敏感性分析敏感性分析 利用小時數（小時）利用小時數（小時）1700 1800 1900 2000 基準電價（元/kWh）蒙東 0.3035 10.1%10.3%10.6%10.8%陜西 0.332 10.5%10.7%11.0%11.3%冀北 0.372 11.0%11.3%11.6%11.9%湖北 0.4161 11.6%12.0%12.3%12.7%廣東 0.453 12.1%12.5%12.9%13.3%資料來源：華泰研究預測 收益分享機制：收益分享機制：一般一個監管周期為

81、 3 年，上一監管周期內形成的電量電價收益，在抽水蓄能電站和電網間進行二八比例分成，80%的部分在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減。我們認為該措施主要是為了調動抽水蓄能電站和電網參與市場化改革的積極性。目前大多數地區現貨市場不夠發達，如果執行發改價格 633 號文下電力現貨市場尚未運行情況下的抽水電價=燃煤基準價*75%，上網電價按照燃煤基準價執行，由于抽蓄電站“抽四發三”存在 25%的電能損耗，電量電價部分利潤較少。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。17 公用事業公用事業 水電開發由易到難，大水電資源尤為稀缺水電開發由易到難，大水電資源尤為稀缺 水電開發由易到

82、難，大型水電站為稀缺資源。水電開發由易到難，大型水電站為稀缺資源。根據國家發改委 2005 年發布的全國水利資源復查結果，我國水電資源理論蘊藏量裝機/技術可開發/經濟可開發裝機容量分別為 6.94/5.42/4.02 億千瓦；理論蘊藏量/基數可開發年電量分別為 6.08/2.47 萬億千瓦時。根據中電聯數據，截至 2021 年底，我國水電裝機容量 3.91 億千瓦（含 3692 萬千瓦抽水蓄能裝機），剩余經濟可開發常規水電資源容量僅為 4792 萬千瓦，增量空間稀缺。隨著水電開發逐步向西部推進，新建水電地理位置偏遠、自然條件惡劣，水電工程直接建設成本不斷增加。此外，耕地占用等稅費標準、征地移民

83、投資也大幅增加，水電開發成本增幅顯著，例如 2013-2014年投產的溪洛渡水電站（1386 萬千瓦）造價約為 5714 元/千瓦，而目前在建白鶴灘水電站（1600 萬千瓦）造價超過 12000 元/千瓦。往后大型水電站將成為稀缺性資源。圖表圖表28：金沙江金沙江/雅礱江雅礱江/大渡河等重要流域水電站分布圖大渡河等重要流域水電站分布圖 資料來源：各公司公司/官網、華泰研究 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。18 公用事業公用事業 圖表圖表29：瀾滄江流域水電站分布圖瀾滄江流域水電站分布圖 資料來源：各公司公司/官網、華泰研究 世界前十大水電站中，世界前十大水電站中，5

84、 座屬于三峽集團。座屬于三峽集團。我國擁有 1000 萬千瓦以上水電站 4 座，均隸屬于三峽集團，400 萬千瓦以上水電站 10 座，其中華能水電擁有 2 座，桂冠電力、國投電力、國家電投各 1 座。目前仍在建及規劃的水電站中（不含白鶴灘電站），僅拉瓦西電站裝機容量較大（420 萬千瓦），其他電站基本都低于 300 萬千瓦，200 萬千瓦及以上的水電站僅 3臺，包括瑪爾擋水電站、雙江口和李家峽水電站。圖表圖表30：國內前十大在運營水電站裝機容量世界排行國內前十大在運營水電站裝機容量世界排行 世界排行世界排行 水電站名稱水電站名稱 河流河流 裝機容量裝機容量(萬千瓦萬千瓦)竣工時間竣工時間 控股

85、控股公司公司 1 三峽 長江 2250 2009 長江電力 2 白鶴灘 金沙江 1600 2022*三峽集團 4 溪洛渡 金沙江 1386 2014 長江電力 5 烏東德 金沙江 1020 2021 三峽集團 10 向家壩 金沙江 640 2014 長江電力 11 龍灘 紅水河 630 2009 桂冠電力 14 糯扎渡 瀾滄江 585 2014 華能水電 18 錦屏二級 雅礱江 480 2014 國投電力 21 拉西瓦 黃河 420 2010 國家電投 22 小灣 瀾滄江 420 2010 華能水電 注：白鶴灘水電站處于部分機組已投產，部分機組仍在建狀態 資料來源：中國電力網、華泰研究 203

86、0 碳達峰行動方案碳達峰行動方案明確“十四五”、“十五五”期間分別新增水電裝機容量明確“十四五”、“十五五”期間分別新增水電裝機容量 4000 萬萬千瓦左右。千瓦左右。據我們統計，我國十四五期間投產的水電裝機容量為 4074 萬千瓦，基本與 2030碳達峰行動方案明確的十四五期間水電裝機容量增加值一致。由于我們下表列示的水電站有的十四五僅投產首臺或部分裝機，我們目前統計十五五投產的水電裝機容量約 708 萬千瓦，與方案明確值有一定距離，我們認為主要系由于：1）方案還提到推進雅魯藏布江下游水電開發，由于開發難度較大，我們預計十四五后期或十五五期間可以看到相關開發主體及項目方案落實；2）我們統計湖

87、北/廣西/重慶/云南/西藏/四川/青海/新疆等省份十四五將推進開工建設和推進前期工作的水電項目裝機容量分別合計為 945/1810 萬千瓦，這兩部分容量中，預計有一部分將于十五五期間投產。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。19 公用事業公用事業 圖表圖表31：十四五規劃投產水電站列表十四五規劃投產水電站列表 電站名稱電站名稱 全口徑裝機容量全口徑裝機容量（萬千瓦）（萬千瓦）十四五十四五投產投產容量容量（萬千瓦）（萬千瓦）預計預計投產時間投產時間 運營主體運營主體 白鶴灘 1,600 1,600 22 年 7 月全部投產 三峽集團 烏東德 1,020 340 21 年

88、6 月 16 日全部投產 三峽集團 拉西瓦 420 70 22 年 1 月水電站 4 號機組正式投產發電。國家電投黃河公司 兩河口 300 300 22 年 3 月 18 日全部投產 國投/川投 瑪爾擋水電站 232 232 24 年 3 月首批機組投產，24 年 12 月底全部投產 國家能源集團青海電力公司 雙江口 200 200 24 年底首臺機組投產，25 年全部投產 國電電力 李家峽 200 40 5 號機組擴機工程項目預計 2023 年 8 月投產 國家電投黃河公司 大藤峽 160 100 2023 年底全面完工 廣西大藤峽水利樞紐開發公司 楊房溝 150 150 21 年 10 月

89、 16 日全部投產 國投/川投 托巴 140 140 24 年 6 月首臺機組投產，25 年全部投產 華能水電 蘇洼龍 120 120 22 年內全部投產 華電金沙江上游水電開發公司 硬梁包 112 112 24 年 10 月首臺機組投產，25 年 4 月全部投產 華能集團 金川 86 86 24 年首臺機組投產，25 年全部投產 國電電力 巴塘 75 75 23 年 8 月全部投產 華電金沙江上游水電開發公司 巴拉 75 75 24 年 12 月底前首臺投產，25 年 3 月底前全投 中國電建集團 金沙 56 42 21 年 10 月 9 日全部投產 四川能投 綽斯甲 39 39 24 年

90、12 月首臺機組投產，25 年 6 月全部投產 國家能源集團四川阿水電力開發公司 銀江 39 39 25 年 2 月前首臺機組投產，25 年 12 月底全投 川投能源 沙坪一級 36 12 25 年 9 月首臺投產，剩余 5 臺間隔 2 個月陸續投產 國電電力 枕頭壩二級 30 10 25 年 9 月首臺投產，剩余 5 臺間隔 2 個月陸續投產 國電電力 其他流域大中小型 292 292 合計 5,382 4,074 注：“其他流域大中小型”電站規劃來自四川省十四五水電投產規劃，由于電站較多且規模較小，未一一列示 資料來源：四川/廣西/青海等省份十四五能源規劃、各集團/公司官網/公告、華泰研究

91、 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。20 公用事業公用事業 風光風光發電發電長期成長長期成長，超低電價或是終局，超低電價或是終局 5-10 年供給增長主力，成長空間廣闊年供給增長主力，成長空間廣闊 預計預計 2022-2025 年風電、光伏年均年風電、光伏年均新增裝機新增裝機中樞分別抬升至中樞分別抬升至 65GW、96GW。截止 2022年 6 月末，國內風電/光伏裝機容量達到 342/337GW，較 2021 年末分別增加 14/30GW。假設 2022-2025 年全社會用電和發電量 CAGR 均為 6%（略高于 Wind 一致預期 2022-2023年 GDP

92、增速）、考慮到雙碳目標下火電受擠壓、而水電與核電增量有限，新增用電需求主要由風光電滿足，我們測算 2022-2025 年風電/光伏年均新增裝機中樞抬升至 65/96GW，較 2018-2021 年的 41/44GW 大幅提高，2025 年風光合計裝機占比將達到 39%（2021 年為 26%），發電量占比將達到 19%（2021 年為 12%）。圖表圖表32：2022-2025 年國內電力裝機預測年國內電力裝機預測 能源類型能源類型 裝機量裝機量/GW CAGR 預計占比預計占比 市占率變化市占率變化 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 22-25/%2025/%22-2

93、5/pct 火電 1,297 1,351 1,395 1,439 1,473 3.2 45.1-9.4 水電 391 408 421 432 442 3.1 13.5-2.9 核電 53 60 62 66 68 6.4 2.1-0.2 風電 328 378 440 511 589 15.7 18.1 4.2 光伏 307 382 472 577 692 22.6 21.2 8.3 合計合計 2,377 2,578 2,790 3,025 3,264 8.3 發電量發電量/TWh 火電 5,646 5,696 5,958 6,183 6,334 2.9 60.7-6.7 水電 1,340 1,4

94、50 1,481 1,526 1,603 4.6 15.4-0.6 核電 408 433 469 496 519 6.3 5.0 0.1 風電 656 746 892 1,037 1,199 16.3 11.5 3.7 光伏 327 425 519 638 772 23.9 7.4 3.5 合計合計 8,377 8,751 9,318 9,880 10,427 5.6 資料來源：中電聯、華泰研究預測 各省“十四五”規劃隱含風光裝機增量各省“十四五”規劃隱含風光裝機增量 670GW，內蒙古，內蒙古/云南云南/甘肅引領甘肅引領 TOP3。梳理國內各個省/自治區/直轄市“十四五”能源規劃，我們統計規

95、劃中對應的 2022-2025 年風光新增裝機合計 670GW，和前文預測基本一致。其中，內蒙古/云南/甘肅規劃增量引領全國，2022-2025 年風光裝機分別新增 80/73/53GW。借助于優良的風光資源稟賦，新能源發電已成為內陸省份重要的投資方向。圖表圖表33：各省“十四五”規劃隱含風光裝機增量各省“十四五”規劃隱含風光裝機增量 670GW（2022-2025 年），內蒙古年），內蒙古/云南云南/甘肅領銜甘肅領銜 資料來源：各省發改委與能源局、華泰研究 01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000內蒙古云南甘肅山西河北青海陜西廣東山東廣西貴

96、州寧夏江蘇江西湖北四川遼寧黑龍江河南湖南浙江西藏海南新疆天津上海福建北京吉林(萬千瓦)風電光伏 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。21 公用事業公用事業 我們測算我們測算 2021/2025 年末屋頂光伏年末屋頂光伏潛在裝機容量潛在裝機容量為為 2,256GW/2,932GW。2020 年 PERC P型單晶組件（182mm、72 片）功率均值為 540W，折合每平方米功率 228W?？紤]到組件安裝時的最佳水平傾角與間隔間距，假設實際功率密度為理論值的 70%?？紤]到光伏行業技術進步，假設 2021-2025 年轉換效率保持每年 0.3pct 的提升。我們預計 202

97、1 年末/2025年末國內屋頂分布式光伏潛在裝機規模分別為 2,256GW/2,932GW。圖表圖表34：我們測算我們測算 2021/2025 年末屋頂光伏潛在裝機容量為年末屋頂光伏潛在裝機容量為 2,256GW/2,932GW 單位：單位：GW 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 2030E 遠期遠期 總計總計 2,088 2,256 2,420 2,587 2,758 2,932 3,113 3,620 住宅 1,024 1,098 1,177 1,259 1,341 1,426 1,514 1,760 工業屋頂 636 695 744 794 845 89

98、8 953 1,108 商業建筑 122 131 142 153 164 175 186 216 公共建筑 196 213 228 244 261 278 295 343 占比占比 住宅 49.1 48.7 48.7 48.6 48.6 48.6 48.6 48.6 工業屋頂 30.5 30.8 30.7 30.7 30.7 30.6 30.6 30.6 商業建筑 5.8 5.8 5.9 5.9 5.9 6.0 6.0 6.0 公共建筑 9.4 9.4 9.4 9.4 9.5 9.5 9.5 9.5 注：參考 2022 年 2 月報告分布式光伏：下一個藍海市場，1）不同屋頂結構類型（彩鋼屋頂、

99、磚瓦結構屋頂、平面混凝土屋頂）會導致可安裝光伏組件數量的差異；2）潛在裝機容量=屋頂總面積（見圖表 6）x 光伏實際功率密度 資料來源：國家統計局、華泰研究預測 1H22 風光儲項目規劃量達風光儲項目規劃量達 81.22GW，央國企占比達到，央國企占比達到 63%。近日，能源局與發改委發布關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知，明確各地根據市場放開電源的實際情況，鼓勵可再生能源配儲，利用儲能改善新能源涉網特性，解決消納問題，保障新能源的高效性。據不完全統計，2022 年 H1 全國共規劃風光儲項目 47 個，項目規模達到 81.22GW，已明確投資金額為 3744 億元，其中央國企

100、簽約項目達到 43 個，總規模達到 51.52GW，占比達到 63%。技術進步技術進步加快加快競價步伐，超低電價或是終局競價步伐，超低電價或是終局 風電光伏度電成本風電光伏度電成本持續下降持續下降。據 IRENA 數據，2010-2019 年我國陸上風電/海上風電 LCOE（平準化度電成本）已分別由 0.14/0.18 美元/KWh 下降 66%/37%至 0.05/0.11 美元/KWh（約合人民幣 0.32/0.77 元/KWh）；2012-2019 年我國居民/商業光伏 LCOE 分別從0.162/0.129 美元/KWh 下降至 0.067/0.064 美元/KWh。未來，風電光伏度電

101、成本將繼續維持下降趨勢。根據國網能源研究院有限公司在 2020 年 7 月 5 日發布的 中國新能源發電分析報告 2020預測，2025 年我國陸上風電 LCOE 有望從 2019 年的 0.315-0.565 元/kWh下降至 0.241-0.447 元/KWh。圖表圖表35：風電風電 LCOE 下降趨勢（美元下降趨勢（美元/KWh）圖表圖表36：2025 年我國陸上風電年我國陸上風電 LCOE 有望繼續下降（元有望繼續下降（元/KWh）資料來源：IRENA，華泰研究 資料來源：中國新能源發電分析報告 2020，華泰研究 0.000.020.040.060.080.100.120.140.1

102、60.180.20陸風海風(美元/KWh)20102019-66%-37%0.3150.2410.5650.4470.00.10.20.30.40.50.620192025E(元/KWh)免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。22 公用事業公用事業 圖表圖表37：光伏光伏 LCOE 下降趨勢（美元下降趨勢（美元/KWh）圖表圖表38：未來光伏電站未來光伏電站 LCOE 趨勢趨勢 資料來源：IRENA，華泰研究 資料來源：中國光伏產業發展路線圖（2020 年版），華泰研究 回歸經濟理性，綠電收益率底線明確回歸經濟理性，綠電收益率底線明確 2021 年風光電參與市場化比例同比

103、提升，但折價幅度相比往年大幅縮小年風光電參與市場化比例同比提升，但折價幅度相比往年大幅縮小。2021 年 5 月，國家發改委、國家能源局發布關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知，新增上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等 6 省市為第二批電力現貨試點。鼓勵新能源項目與電網企業、用戶、售電公司通過簽訂長周期（如 20 年及以上）差價合約參與電力市場，引導新能源項目 10%的預計當期電量通過市場化交易競爭上網，市場化交易部分可不計入全生命周期保障收購小時數。電網消納能力提升或儲能配置增加后，風光市場電溢價或更為可觀電網消納能力提升或儲能配置增加后，風光市場電溢價或更為可觀。目前風光電參與市場

104、化交易主要有三類情況：1）發電小時數超過電網保障收納的部分，通常為折價參與交易；2）各省電網公司強制某一比例參與，通常折價幅度較??；3）因電網消納能力受限而運營商為避免限電而參與，通產折價幅度較大。對于前兩種情況而言，綠電運營商受益于整體市場化交易價格的上漲，折價幅度收窄較為明顯；而對于第三種情況而言，隨著電網消納能力提升或者項目儲能配置增加，限電現象有望減少，從而降低折價比例較大的交易電量。綠電交易試點啟動，創造額外溢價。綠電交易試點啟動，創造額外溢價。根據 2021 年 9 月 9 日新華社報道，2021 年 9 月 7 日，我國綠電交易試點正式啟動，首批綠電交易成交電量 79.35 億千

105、瓦時，較當地電力中長期交易價格溢價 0.030.05 元/千瓦時。除首批集中交易以外，綠電分月交易量也呈現上升趨勢，2022 年 1-5 月，全國綠電交易規模合計 57.1 億千瓦時（中電聯數據統計）。綠電交易為新能源另辟市場，充分體現了電力環境價值，交易溢價進一步促進新能源發電側的壯大。同時，大量高耗能行業購買綠電，以控制碳排放，順應“雙碳”目標。圖表圖表39：2022 年年 3-5 月綠電月度交易量大幅上升月綠電月度交易量大幅上升 圖表圖表40：江蘇江蘇/廣東廣東/廣西三省綠電交易均有廣西三省綠電交易均有 10-20%的溢價的溢價 資料來源：中電聯、華泰研究 注：年度交易為 2022 年度

106、，其余為各月單獨交易，江蘇和廣東既有年度交易又有月度交易，廣西僅從 5 月后有月度交易 資料來源：中電聯、華泰研究 0.000.020.040.060.080.100.120.140.160.1820122013201420152016201720182019(美元/KWh)居民商業0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.50.000.050.100.150.200.250.300.350.4020202021E2023E2025E2027E2030E(元/KW)(元/KWh）初始投資(右)1800h1500h1200h1000h1.22.51.83.12.63.415.71

107、6.419.30510152025202109202110202111202112202201202202202203202204202205(億千瓦時)全國綠電月度交易量0510152025430440450460470480490500510520年度交易202202202203202204202205202206202207(%)(元/兆瓦時)交易均價：江蘇交易均價：廣東交易均價：廣西溢價：江蘇（右）溢價：廣東（右）溢價：廣西（右）免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。23 公用事業公用事業 碳價決定綠電碳價決定綠電交易交易溢價溢價。我們認為綠電交易機制最大意義之一

108、，在于區分風光發電的環境屬性和將低碳價值顯性化。未來綠電交易價格是否溢價以及溢價幅度將取決于碳配額和綠證的價值，碳價或成為綠電溢價的重要參考指標。相比煤電，風光減碳量約為 912 克/千瓦時。以全國平均的風光發電指導價均值 0.3669 元/千瓦時為基準，10%/20%的綠電溢價對應碳價約為 40/80 元/噸。假設綠電溢價 20%、綠電交易比例 30%，我們預計 2022/2025年平價風光項目溢價收入合計 42/217 億元。由于溢價收入無需重復計算折舊與費用，僅需支付部分與交易相關的支出和稅費，綠電交易帶來的溢價將享受較高的凈利率水平。圖表圖表41：各類發電技術的全生命周期度電碳排放各類

109、發電技術的全生命周期度電碳排放 單位：克單位：克/千瓦時千瓦時 全生命周期碳排放全生命周期碳排放 最大值最大值 考慮機會成本后的碳排放考慮機會成本后的碳排放 最大值最大值 屋頂光伏發電 15-34 34 0.8-15.8 15.8 大型光伏電站 10-29 29 7.85-26.9 26.9 光熱發電 8.5-24.3 24.3 6.43-25.2 25.2 陸上風電 7.0-10.8 10.8 4.8-8.6 8.6 海上風電 9-17 17 6.8-14.8 14.8 地熱發電 15.1-55 55 29-79 79 水電 17-22 22 61-109 109 波浪能發電 21.7 21

110、.7 26-38 38 潮汐能發電 10-20 20 14-36 36 核電 9-70 70 78-178 178 生物質發電 43-1,730 1,730 86-1,788 1,788 天然氣發電+CCSU 179-405 405 230-481 481 煤電+CCSU 230-935 935 282-1,011 1,011 注：機會成本包括電源建設時長、戰爭與核泄露風險、土地和植被碳貯存損失的碳排放 資料來源：100%Clean,Renewable Energy and Storage for Everything、華泰研究 風險提示風險提示 燃料成本漲幅超預期燃料成本漲幅超預期?；痣姷?

111、2030 占全社會發電量還有 50%左右，煤炭/天然氣等燃料成本的上漲對于火電發電成本和上網電價起到決定性作用，也對全社會用電成本起到最大影響。風光儲制造成本下降幅度不及預期風光儲制造成本下降幅度不及預期?，F有對新能源發展空間的信心主要建立在風光儲等不斷降本，倘若成本下降幅度低于預期，甚至成本上行，對于發電側成本下降就無法起到有效推動。宏觀經濟和政策波動。宏觀經濟和政策波動。我們所有的測算均為理論值，電力作為商品也作為要素，對經濟發展/轉移支付等起到至關重要的調節作用，所以實際電力市場的發展和電價的走勢與全球/中國的宏觀局勢息息相關，最終政策路徑要以官方決議為準。免責聲明和披露以及分析師聲明是

112、報告的一部分，請務必一起閱讀。24 公用事業公用事業 免責免責聲明聲明 分析師聲明分析師聲明 本人，王瑋嘉、黃波，茲證明本報告所表達的觀點準確地反映了分析師對標的證券或發行人的個人意見；彼以往、現在或未來并無就其研究報告所提供的具體建議或所表迖的意見直接或間接收取任何報酬。一般聲明及披露一般聲明及披露 本報告由華泰證券股份有限公司（已具備中國證監會批準的證券投資咨詢業務資格，以下簡稱“本公司”）制作。本報告所載資料是僅供接收人的嚴格保密資料。本報告僅供本公司及其客戶和其關聯機構使用。本公司不因接收人收到本報告而視其為客戶。本報告基于本公司認為可靠的、已公開的信息編制，但本公司及其關聯機構(以下

113、統稱為“華泰”)對該等信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告所載的意見、評估及預測僅反映報告發布當日的觀點和判斷。在不同時期，華泰可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。同時，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會波動。以往表現并不能指引未來，未來回報并不能得到保證，并存在損失本金的可能。華泰不保證本報告所含信息保持在最新狀態。華泰對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本公司不是 FINRA 的注冊會員，其研究分析師亦沒有注冊為 FINRA 的研究分析師/不具有 FINRA 分析師的注冊資格。華泰力求報告內容客觀、

114、公正，但本報告所載的觀點、結論和建議僅供參考，不構成購買或出售所述證券的要約或招攬。該等觀點、建議并未考慮到個別投資者的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對客戶私人投資建議。投資者應當充分考慮自身特定狀況，并完整理解和使用本報告內容，不應視本報告為做出投資決策的唯一因素。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，華泰及作者均不承擔任何法律責任。任何形式的分享證券投資收益或者分擔證券投資損失的書面或口頭承諾均為無效。除非另行說明，本報告中所引用的關于業績的數據代表過往表現，過往的業績表現不應作為日后回報的預示。華泰不承諾也不保證任何預示的回報會得以實現，分析中所做的預測可能是基于

115、相應的假設，任何假設的變化可能會顯著影響所預測的回報。華泰及作者在自身所知情的范圍內，與本報告所指的證券或投資標的不存在法律禁止的利害關系。在法律許可的情況下，華泰可能會持有報告中提到的公司所發行的證券頭寸并進行交易，為該公司提供投資銀行、財務顧問或者金融產品等相關服務或向該公司招攬業務。華泰的銷售人員、交易人員或其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。華泰沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。華泰的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。投資者應

116、當考慮到華泰及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突。投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一信賴依據。有關該方面的具體披露請參照本報告尾部。本報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布的機構或人員，也并非意圖發送、發布給因可得到、使用本報告的行為而使華泰違反或受制于當地法律或監管規則的機構或人員。本報告版權僅為本公司所有。未經本公司書面許可，任何機構或個人不得以翻版、復制、發表、引用或再次分發他人(無論整份或部分)等任何形式侵犯本公司版權。如征得本公司同意進行引用、刊發的，需在允許的范圍內使用，并需在使用前獲取獨立的法律意見，以確定該引用、刊發符合

117、當地適用法規的要求，同時注明出處為“華泰證券研究所”，且不得對本報告進行任何有悖原意的引用、刪節和修改。本公司保留追究相關責任的權利。所有本報告中使用的商標、服務標記及標記均為本公司的商標、服務標記及標記。中國香港中國香港 本報告由華泰證券股份有限公司制作,在香港由華泰金融控股（香港）有限公司向符合證券及期貨條例及其附屬法律規定的機構投資者和專業投資者的客戶進行分發。華泰金融控股（香港）有限公司受香港證券及期貨事務監察委員會監管，是華泰國際金融控股有限公司的全資子公司，后者為華泰證券股份有限公司的全資子公司。在香港獲得本報告的人員若有任何有關本報告的問題,請與華泰金融控股（香港）有限公司聯系。

118、免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。25 公用事業公用事業 香港香港-重要監管披露重要監管披露 華泰金融控股（香港）有限公司的雇員或其關聯人士沒有擔任本報告中提及的公司或發行人的高級人員。有關重要的披露信息，請參華泰金融控股（香港）有限公司的網頁 https:/.hk/stock_disclosure 其他信息請參見下方“美國“美國-重要監管披露”重要監管披露”。美國美國 在美國本報告由華泰證券（美國）有限公司向符合美國監管規定的機構投資者進行發表與分發。華泰證券（美國）有限公司是美國注冊經紀商和美國金融業監管局（FINRA）的注冊會員。對于其在美國分發的研究報告，華泰

119、證券（美國）有限公司根據1934 年證券交易法（修訂版）第 15a-6 條規定以及美國證券交易委員會人員解釋，對本研究報告內容負責。華泰證券（美國）有限公司聯營公司的分析師不具有美國金融監管（FINRA）分析師的注冊資格，可能不屬于華泰證券（美國）有限公司的關聯人員，因此可能不受 FINRA 關于分析師與標的公司溝通、公開露面和所持交易證券的限制。華泰證券（美國）有限公司是華泰國際金融控股有限公司的全資子公司，后者為華泰證券股份有限公司的全資子公司。任何直接從華泰證券（美國）有限公司收到此報告并希望就本報告所述任何證券進行交易的人士，應通過華泰證券（美國）有限公司進行交易。美國美國-重要監管披

120、露重要監管披露 分析師王瑋嘉、黃波本人及相關人士并不擔任本報告所提及的標的證券或發行人的高級人員、董事或顧問。分析師及相關人士與本報告所提及的標的證券或發行人并無任何相關財務利益。本披露中所提及的“相關人士”包括 FINRA定義下分析師的家庭成員。分析師根據華泰證券的整體收入和盈利能力獲得薪酬，包括源自公司投資銀行業務的收入。華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司,及/或不時會以自身或代理形式向客戶出售及購買華泰證券研究所覆蓋公司的證券/衍生工具，包括股票及債券（包括衍生品）華泰證券研究所覆蓋公司的證券/衍生工具，包括股票及債券（包括衍生品）。華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營

121、公司,及/或其高級管理層、董事和雇員可能會持有本報告中所提到的任何證券（或任何相關投資）頭寸，并可能不時進行增持或減持該證券（或投資）。因此，投資者應該意識到可能存在利益沖突。評級說明評級說明 投資評級基于分析師對報告發布日后 6 至 12 個月內行業或公司回報潛力（含此期間的股息回報）相對基準表現的預期（A 股市場基準為滬深 300 指數，香港市場基準為恒生指數，美國市場基準為標普 500 指數），具體如下：行業評級行業評級 增持：增持：預計行業股票指數超越基準 中性：中性：預計行業股票指數基本與基準持平 減持：減持：預計行業股票指數明顯弱于基準 公司評級公司評級 買入：買入：預計股價超越基

122、準 15%以上 增持：增持：預計股價超越基準 5%15%持有：持有：預計股價相對基準波動在-15%5%之間 賣出：賣出：預計股價弱于基準 15%以上 暫停評級：暫停評級：已暫停評級、目標價及預測，以遵守適用法規及/或公司政策 無評級：無評級：股票不在常規研究覆蓋范圍內。投資者不應期待華泰提供該等證券及/或公司相關的持續或補充信息 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。26 公用事業公用事業 法律實體法律實體披露披露 中國中國：華泰證券股份有限公司具有中國證監會核準的“證券投資咨詢”業務資格，經營許可證編號為：91320000704041011J 香港香港：華泰金融控股（香

123、港）有限公司具有香港證監會核準的“就證券提供意見”業務資格，經營許可證編號為：AOK809 美國美國：華泰證券（美國）有限公司為美國金融業監管局（FINRA）成員，具有在美國開展經紀交易商業務的資格，經營業務許可編號為：CRD#:298809/SEC#:8-70231 華泰證券股份有限公司華泰證券股份有限公司 南京南京 北京北京 南京市建鄴區江東中路228號華泰證券廣場1號樓/郵政編碼：210019 北京市西城區太平橋大街豐盛胡同28號太平洋保險大廈A座18層/郵政編碼：100032 電話：86 25 83389999/傳真：86 25 83387521 電話：86 10 63211166/傳

124、真：86 10 63211275 電子郵件：ht- 電子郵件：ht- 深圳深圳 上海上海 深圳市福田區益田路5999號基金大廈10樓/郵政編碼：518017 上海市浦東新區東方路18號保利廣場E棟23樓/郵政編碼：200120 電話：86 755 82493932/傳真：86 755 82492062 電話：86 21 28972098/傳真：86 21 28972068 電子郵件：ht- 電子郵件：ht- 華泰金融控股（香港）有限公司華泰金融控股（香港）有限公司 香港中環皇后大道中 99 號中環中心 58 樓 5808-12 室 電話：+852-3658-6000/傳真：+852-2169-0770 電子郵件： http:/.hk 華泰證券華泰證券（美國美國）有限公司有限公司 美國紐約公園大道 280 號 21 樓東（紐約 10017）電話：+212-763-8160/傳真：+917-725-9702 電子郵件:Huataihtsc- http:/www.htsc- 版權所有2022年華泰證券股份有限公司