公用事業及環保產業行業研究：源網荷儲看消納破局依靠市場化（一）-230523（29頁）.pdf

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1、 敬請參閱最后一頁特別聲明 1 展望消納成本疏導機制完善，結合政策落地順序及預期空間，推薦火電靈活性改造脫硝設備龍頭青達環保、抽水蓄能運營商南網儲能、儲能溫控設備商申菱環境。（完整推薦見文內）展望價差刺激下需求側資源建設加速，推薦綜合能源及工商業儲能運營商南網能源、蘇文電能。利用率&現貨價格看，消納壓力顯現。(1)利用率視角看：利用率偏低區域主要集中在西北 5 省。在“源荷分離”規劃下，西北新能源裝機高增而本地電量富余，在外送通道約束下消納問題突出。(2)電價視角看：受限于不可調節性（光伏折價原因）和不可預測性（風電折價原因），現行現貨省份新能源普遍折價，華能超半數省份內布局的風/光項目平均上

2、網電價下滑 10%以上。保消納核心矛盾：增量系統成本的疏導。（1）長期看：伴隨新能源成本下降，對其盈利保護逐步解除，放松利用率目標是大趨勢。（2）短期看：保消納仍是當前政策方向，對應系統成本將增加（調節資源建設運行成本+增量輸/配電網成本）。本次第三輪電改一方面理順電網收益正算機制；另一方面正視調節資源容量補償的存在地位。源側消納：消納目標倒逼調節性資源建設，預期成本疏導機制落地順序：抽水蓄能火電靈活性改造源側儲能?；痣婌`活性改造：政策落地值得期待，或將按調節能力給予火電差異化容量補償。至 25 年末，扣減大基地新增火電自帶調節能力，僅消納問題集中的西北地區改造需求達 1.9 億千瓦，接近“十

3、四五”總規劃的 2 億千瓦，對應總投資預計達 133.7307.2 億元。抽水蓄能：633 號文為收益率托底，核價落地、成本已疏導。當前各地擬建項目數量相比前期征求意見稿有所擴大；憑借調節性能優勢，未來即使進入市場化交易也無需過度擔憂。源側儲能（大儲）：仍需強配政策驅動裝機，經濟性依賴成本端下降。1Q23 新型儲能投運量同比+1178%，強配政策下源網側仍為裝機主力，中性假設下 23 年兩側有望合計新增 24GWh。當組件降價帶來光伏系統成本降至 3.8元/W，儲能成本降至 1400 元/KWh，可維持集中式電站首年 1500 利用小時水平下全投資 IRR 5.6%。網側消納：“源荷分離”規劃

4、決定“大電網”投資需求增加，電改促進輸電成本疏導?！笆奈濉币?800 萬千瓦線路單條投資 200 億元測算，預計老線提效+新增線路+前期階段線路投資共計 5000 億元以上。以單線輸電 450億千瓦時/年測算，每少投 1 條特高壓影響 1215GW 新能源裝機。剛性需求下輸電成本增加。荷側消納：不同于源網側，價格信號刺激需求側資源建設。加州“鴨子曲線”轉為“峽谷曲線”，啟示新能源電量存量替代后，現貨市場峰谷價差或將進一步拉大?；谑袌鰞r格信號，需求側資源大有可為，近期政策端發力，明確推進需求側資源參與電力市場常態化運行獲利。工商業儲能：浙江、廣東、湖南、江蘇、安徽等地投資已頗具吸引力。工商業

5、儲能利用率遠高于源網側，具備兩充兩放條件、峰谷價差+補貼電價具備優勢的省份，跑馬圈地有望加速。疊加儲能降本，以浙江為例樂觀假設下回本周期最短可縮至 4.5 年。虛擬電廠：需求側資源整合環節，關注制約因素的逐項解除。主體地位明確、價格信號完善、軟件技術優化將是虛擬電廠落地的重要前提，當前電力需求側/負荷側管理辦法（征求意見稿）發布，助推行業發展。調節資源需求不及預期風險；政策制定及落地不及預期風險；調節資源區域性過剩，市場化補償低于預期風險等。敬請參閱最后一頁特別聲明 2 內容目內容目錄錄 1、消納壓力已現，正視系統成本增加.4 1.1 利用率&現貨價格看，消納壓力顯現.4 1.2 保消納核心矛

6、盾：增量系統成本的疏導.8 2、源側消納：消納目標倒逼調節性資源建設.10 2.1 靈活性改造：需求確定性高，盼容量補償落地.10 2.2 抽水蓄能：核價落地，已處最優發展階段.12 2.3 大儲：強配政策驅動，依賴成本端下降.15 3、網側消納：外送需求拉動大電網投資.17 4、荷側消納：價格信號刺激需求側資源建設.19 4.1 工商業儲能：部分省份投資已頗具吸引力.21 4.2 虛擬電廠：需求側資源整合環節，制約因素有望逐項解除.24 5、投資建議.26 6、風險提示.27 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：近三年風電利用率相對較低省份逐月利用率情況.4 圖表 2：近三年光伏利用率相對較低省份逐

7、月利用率情況.5 圖表 3：22 年各省風電、光伏累計裝機占比情況.5 圖表 4：22 年各省風電、光伏新增裝機占比情況.6 圖表 5：22 年各省外送電/外受電情況（億千瓦時，左軸）及同比情況（右軸）.6 圖表 6：2022 年各現貨省份分電源結算價格相比基準電價折/溢價情況.7 圖表 7：華能國際分省風電上網電價（元/MWh，左軸）、及同比情況（右軸）.7 圖表 8：華能國際分省光伏上網電價（元/MWh，左軸）、及同比情況（右軸）.8 圖表 9：靈活性改造/抽蓄/電化學儲能 LCOE 介于 0.11.2 元/KWh.8 圖表 10：靈活性調節資源普遍依賴容量/電量兩類補償.9 圖表 11：

8、西北地區大基地省份火電利用小時數較高、電量占比靠前.10 圖表 12：至 25 年末西北地區靈活性改造合計改造需求 2.7 億千瓦（萬千瓦）.11 圖表 13：考慮新機組自帶調節能力，至 25 年末西北地區靈活性改造合計改造需求 1.9 億千瓦（萬千瓦）.11 圖表 14：2 億千瓦改造規模對應 204 億元改造市場空間.11 圖表 15：火電容量補償若落地，將成為靈活性改造強刺激要素.11 圖表 16：火電容量補償若落地，大概率將按調節能力差異化補償.12 圖表 17：抽水蓄能發揮作用與火電靈活性改造有別.12 UW8ZuUlYnVsQnPmR7NcM7NmOmMpNsRkPpPtOkPpN

9、rNbRqRpPwMpPsNNZoNsN 敬請參閱最后一頁特別聲明 3 圖表 18：20202030 年各年度預計裝機容量（左軸）及增速（右軸）.13 圖表 19：“十四五”應開工項目中近一半已有進展.13 圖表 20：各省市區新增擬建項目數量.13 圖表 21：各省市區征求意見稿口徑項目布局與最新項目布局.14 圖表 22：政策端看抽蓄處于最優發展階段.15 圖表 23：源網側為電化學儲能裝機主力，23 年合計有望新增 24GWh.16 圖表 24：在運電化學儲能運營主體分類（內圈為累計投運、外圈為 22 年新增投運）.16 圖表 25：22 年三側儲能裝機分布情況.16 圖表 26：集中式

10、光伏全投資 IRR 對系統成本、利用小時數的敏感性分析.16 圖表 27：集中式光伏全投資 IRR 對系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能作為純成本項）.17 圖表 28：集中式光伏全投資 IRR 對系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能獲取電能量補償）.17 圖表 29：1Q23 共投運新型儲能 6GWh.17 圖表 30：1Q23 共招采新型儲能 23.8GWh.17 圖表 31：推動存量通道滿送合計將提升 4200 萬千瓦輸電能力.18 圖表 32：“十四五”期間建成及開工“三交十三直”.18 圖表 33：2023-2025 年新能源新增電量對應特高壓需求至少“十四直”.19 圖表 34：

11、新能源裝機量對風、光利用率和火電靈活性改造的敏感性測算.19 圖表 35：加州“鴨子曲線”轉為“峽谷曲線”，峰谷價差進一步拉大.19 圖表 36：7 省 2022 年新能源合計增量貢獻率超 100%，表明新能源已做存量替代.20 圖表 37：廣東、江蘇、山東等沿海省份響應需求較大（全年峰值負荷見左軸，同比增速見右軸）.20 圖表 38：未來高峰谷價差刺激需求側資源參與調整和響應.21 圖表 39：工商業儲能峰谷套利模式.21 圖表 40：能源服務企業介入下的工商業儲能運營模式.21 圖表 41：用戶側儲能利用率較高.22 圖表 42：高峰谷價差區域兩充兩放經濟性優勢突出.22 圖表 43：工商

12、業儲能裝機預測.22 圖表 44：華東/華南省份峰谷價差+放電量補貼總價相對較高.23 圖表 45：二產占比高，決定蒙西日內負荷波動較小.23 圖表 46：三產占比高，決定北京日內負荷波動較大.23 圖表 47：浙江省分時電價設置兩個高峰期，同時設有尖峰電價.23 圖表 48：1Q23 儲能系統中標均價下探至 1500 元/KWh 以下（功率/能量規模見左軸，中標價見右軸）.24 圖表 49：儲能降本+高峰谷價差地區 IRR 具備優勢.24 圖表 50：虛擬電廠整合發電資源與負荷的示意圖.25 圖表 51：虛擬電廠發展的三個階段.26 圖表 52：建議關注公司歸母凈利潤及 EPS 情況.27

13、敬請參閱最后一頁特別聲明 4 1 1.1.1 利用率利用率&現貨價格看，消納壓力顯現現貨價格看，消納壓力顯現 從新能源利用率視角看：西北外送電省份消納壓力突出。國家電網曾于 22 年 1 月發布新能源消納運行評估及預警技術規范，設置了新能源消納監測預警紅/黃/綠色區域，進入紅色預警的地區或面臨暫停風光電接入的風險，而主要判斷指標即為新能源利用率。從 213M23 各省逐月利用率數據來看：區位上：利用率偏低區域主要集中在西北地區（內蒙古、甘肅、寧夏、青海、新疆等省份）。目前，西北地區第一批大型風光基地裝機總容量 97GW 已全部開工建設，其中約 50%電量外送消納。預計通過提升已建輸電通道利用效

14、率共計可提升跨區域輸電能力 4200 萬千瓦，基本滿足了第一批大基地的外送需求；第二批項目（規劃“十四五”投產 200GW）正在陸續開工，風光項目建設周期一般為 612 個月，原則上 2023 年并網，其中約 75%電量外送消納；第三批項目審查抓緊推進。隨著第二/三批風光項目投運，消納問題將進一步突出。時間上：Q2 為棄電高峰期。消納問題最核心影響因素仍是終端用電需求，在迎峰度冬、迎峰度夏兩個時間節點上用電需求旺盛可平抑短時供求的矛盾；此外，2Q22 來水偏豐，同為“看天吃飯”的可再生能源類型、具有長期不可預測性，水電超發在一定程度上也影響到了風光消納。圖表圖表1 1：近三年風電利用率相對較低

15、省份逐月利用率情況近三年風電利用率相對較低省份逐月利用率情況 2021 年 2022 年 2023 年 21 全年 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 22 全年 1M23 2M23 3M23 蒙東 98%99%97%96%86%88%86%93%95%88%91%91%91%90%89%94%90%青海 89%96%90%96%96%93%89%89%97%91%93%90%92%93%95%97%95%蒙西 91%94%87%87%86%86%95%98%99%98%97%96%97%93%85%96%91%甘肅 96%99

16、%93%94%92%82%93%94%96%96%97%98%100%94%97%97%95%吉林 97%98%96%90%89%94%96%100%100%99%98%95%97%95%97%97%95%新疆 93%99%95%93%92%93%95%97%96%98%97%98%99%95%99%99%99%河北 95%98%96%96%93%95%98%99%99%98%97%92%94%96%91%97%92%陜西 98%94%96%92%94%96%96%96%97%99%98%96%96%96%97%99%98%全國全國 97%98%97%96%95%95%97%98%99%98%

17、98%97%98%97%96%99%97%湖南 99%100%100%100%96%87%90%98%100%100%100%99%99%97%100%100%100%山東 99%98%90%98%97%97%100%99%100%100%98%99%100%98%97%99%98%黑龍江 98%100%99%92%92%99%100%100%100%98%99%100%100%98%100%100%98%河南 98%97%97%95%99%99%100%100%100%100%98%98%97%98%94%99%96%山西 98%96%95%97%98%98%100%100%100%99%1

18、00%99%99%98%96%99%99%遼寧 98%100%98%98%96%100%99%100%100%99%99%99%98%99%98%99%98%寧夏 98%97%98%96%99%100%99%99%100%100%98%98%98%99%96%98%98%來源：全國新能源消納監測預警中心、國金證券研究所 敬請參閱最后一頁特別聲明 5 圖表圖表2 2：近三年光伏利用率相近三年光伏利用率相對較低省份逐月利用率情況對較低省份逐月利用率情況 2021 年 2022 年 2023 年 21 全年 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月

19、12 月 22 全年 1M23 2M23 3M23 西藏 80%74%78%76%78%86%88%87%89%69%76%81%78%80%72%73%73%青海 86%96%91%90%90%84%85%87%95%93%95%94%96%91%97%98%95%新疆 98%99%98%98%96%99%99%99%98%94%88%97%100%97%99%99%98%蒙西 97%97%90%97%98%98%98%99%100%98%98%98%98%97%84%98%95%寧夏 98%98%98%94%98%99%99%99%99%94%96%97%98%97%91%98%98%陜西

20、 98%98%98%96%97%98%98%99%99%98%98%97%97%98%97%98%97%河北 98%98%94%96%97%98%99%100%100%99%99%97%98%98%91%98%96%吉林 99%100%100%95%95%98%99%100%100%99%100%96%98%98%98%98%97%甘肅 99%99%99%97%97%96%98%99%99%98%99%99%100%98%99%99%97%全國全國 98%98%96%97%98%98%99%99%99%99%98%98%99%98%97%99%98%來源：全國新能源消納監測預警中心、國金證券研

21、究所 西北消納問題突出主因：新能源裝機高增、本地電量富余?！霸春煞蛛x”規劃下，西北新能源裝機高增。目前青海、甘肅、寧夏、內蒙、新疆風光裝機占電源總裝機比例已超過 35%，且隨著大基地建設推進，未來仍將成為風光裝機快速滲透的主戰場。我們預計至 2025 年全國風光裝機合計達 1363GW（2022 年為758GW），其中上述西北五個地區風光裝機達 552GW，占比 40.5%。圖表圖表3 3：2222 年各省風電、光伏累計裝機占比情況年各省風電、光伏累計裝機占比情況 來源：中電聯、國金證券研究所 0%10%20%30%40%50%60%70%風電裝機占比（%）光伏裝機占比（%）敬請參閱最后一頁特

22、別聲明 6 圖表圖表4 4：2222 年各省風電、光伏新增裝機占比情況年各省風電、光伏新增裝機占比情況 來源：中電聯、國金證券研究所 全年電量維度看，外送電省份消納壓力更大。消納問題可進一步細分為全年尺度上的電量消納和滿足實時平衡的電力消納。從全年電量維度上看，外受電省份本地供給總體不足，因此消納壓力相對較弱；相反外送電省份本地供給富余，受限于外送通道，則更有可能出現消納問題。當前我國外送電前二大省仍為四川、云南這兩個水電省份，由于兩地新能源新增裝機規模相對靠后且受益于水電優質的調峰性能，消納壓力不及保供壓力之大。而往后看，主要外送電省份就集中在西北地區，消納壓力高低外送通道建設情況緊密關聯。

23、圖表圖表5 5：2222 年各年各省外送電省外送電/外受電外受電情況情況（億千瓦時，左軸）及同比情況（右軸）（億千瓦時，左軸）及同比情況（右軸）來源：中電聯、國金證券研究所 從電價視角看：現行現貨省份新能源普遍折價。新能源利用率定義為“1-棄電量/理論發電量”，提高利用率需要減少棄電量，在物理層面可行的前提下，價格機制同樣能幫助新能源消納，即在現貨市場報零價或負電價以實現優先上網。從目前已在運行的山西、甘肅、蒙西、山東現貨市場反饋來看風/光在四個市場平均折價近 20%，側面反映出消納問題的真實存在。新能源作為價格接受者參與現貨市場，受損于不可調節性和不可預測性。由于新能源在現貨市場中目前主要有

24、報量報價和報量不報價兩種方式，其中報量不報價更有利于新能源電量優先出清。在日前市場中發布短期出力預測曲線后，即為價格接受者：（1）對光伏而言，在午間同一時段集體出力則容易發生價格踩踏；相反火電這類可調電源可根據新能源預測曲線自主決定出力，占據去除新能源出力后的剩余市場并開展報價。0%20%40%60%80%100%120%140%新增風電裝機占比（%）新增光伏裝機占比（%）-150%-100%-50%0%50%100%150%-2000-1500-1000-5000500100015002000四川云南新疆山西寧夏冀北蒙東甘肅湖北貴州安徽福建蒙西吉林青海黑龍江冀南西藏陜西海南江西天津廣西重慶湖

25、南遼寧河南北京上海江蘇山東浙江廣東22年外送/外受電量YOY 敬請參閱最后一頁特別聲明 7 （2）對風電而言，功率預測出現偏差幾率更高，出力與報量不符帶來價格風險。山東光伏/風電在有/無簽訂中長期合同情景下折價分化。當新能源出力不足，火電頂峰出力往往拉高現貨市場價格，此時新能源企業履約需在市場中高價購電；反之，新能源出力高于合同量，此時現貨市場供過于求，新能源需低價賣出多余電量。由履約要求帶來的“高買低賣”現象加劇了新能源折價。而風/光折價情況分化反映出高比例光伏裝機大幅增加了履約難度；而風電出力雖然不可預測性高于光伏，但總體仍然穩定且未出現裝機占比過高現象，在按照差價結算的模式下中長協實現了

26、對沖現貨價格風險的作用。圖表圖表6 6：20222022 年各現貨省份分電源結算價格相年各現貨省份分電源結算價格相比基準電價折比基準電價折/溢價情況溢價情況 來源：北極星電力網，國金證券研究所 伴隨新能源盈利受損，發電企業自發配置調節資源意愿度將提升。從火電轉型綠電企業華能國際 22 年新能源平均上網電價情況可見超半數省份內布局的風/光項目平均上網電價出現明顯下滑。我們認為，在大部分靈活性調節資源的盈利模式尚未清晰的背景下，發電企業出于保障自身新能源盈利的考量，或將更有意愿以成本支出的形式配置儲能。圖表圖表7 7：華能國際分省風電上網電價華能國際分省風電上網電價（元（元/M/MWhWh，左軸）

27、、及同比情況（右軸），左軸）、及同比情況（右軸）來源：華能國際公司公告、國金證券研究所 -50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%山西甘肅蒙西山東-參與中長期山東-未參與中長期火電光伏風電-30%-20%-10%0%10%20%30%0100200300400500600700800900風電平均電價-2022風電平均電價-2021YOY 敬請參閱最后一頁特別聲明 8 圖表圖表8 8：華能國際分省光伏華能國際分省光伏上網電價（元上網電價（元/M/MWhWh，左軸）、及同比情況（右軸），左軸）、及同比情況（右軸）來源：華能國際公司公告、國金證券研究所 1.21.2

28、 保消納核心矛盾：增量系統成本的疏導保消納核心矛盾：增量系統成本的疏導 長期看：逐步放松利用率目標是大趨勢。新能源發展經歷了過去的全電量保障收購，到“1439 號文”后電網可保障收購電量減少，以及再往后看全電量進市場、部分電量要求參與現貨市場的過程，隨著新能源成本下降對其盈利能力的保護將逐步解除?；诮洕詼y算，部分時段集中發出的富余電量、功率預測偏差帶來的富余電量可能優先被棄置。裝機資源富集地區的利用率會逐步下降。短期看：保消納仍是當前政策方向，對應系統成本增加。從近期接連出臺的第三輪輸配電價改革政策、抽蓄容量電價核價政策、電力需求側和電力負荷管理辦法看均是積極向著“保消納”目標努力，具體來

29、看由此帶來的調節資源/電網成本增加：調節資源改造/建設帶來固定投資，為系統帶來增量成本。從度電成本角度看，經濟性排序分別為火電靈活性改造/抽水蓄能/以電化學為代表的新型儲能?；鸶呐c抽蓄更大的調節容量為其分攤了固定投資；而上游能源金屬資源價格的波動性，較大程度影響了電化學儲能成本。但同時，我們還需注意到由火改帶來的電能量收益折損同樣應當得到補償，視為系統增量成本的一部分。圖表圖表9 9：靈活性改造靈活性改造/抽蓄抽蓄/電化學儲能電化學儲能 L LCOECOE 介于介于 0 0.11.2.11.2 元元/KWKWh h 來源：儲能的度電成本和里程成本分析、國金證券研究所 高比例新能源使電網輸、配兩

30、端成本提升，為系統帶來增量成本。同等電量需求下，新能源相比火電更低的能量密度決定了接入線路量相比過去有所增加，提升了輸電網成本；分布式能源發展、適應現貨市場高頻響應的智能配電網設備增多同樣提升了配電網成本。-70%-60%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%020040060080010001200光伏平均電價-2022光伏平均電價-2021YOY0.00.20.40.60.81.01.21.4度電成本區間（元/KWh）敬請參閱最后一頁特別聲明 9 調節資源成本疏導路徑明確，難點在于疏導機制落地。成本疏導主要依靠（調峰）容量、（調峰）電量、（調頻等）輔助服務三類補償，但過去各類資

31、源調節能力及實際調節效果不清晰，加之增加終端用戶用電成本有困難，除抽蓄外其余路線在大部分省份疏導機制仍缺失。電化學儲能：隨著獨立儲能市場獨立地位的確立，源網側儲能在新能源電廠自建的傳統模式之外，出現了部分聯合、部分獨立的模式（VS 共享儲能：仍為電廠自建，對過剩容量參考獨立儲能模式運營），以及完全獨立模式；用戶側均為完全獨立模式。獨立儲能由于獲利途徑的多樣性，是電化學儲能在降本以外具備經濟性的重要發展方向。以獨立儲能視角來看：無論是作為共享儲能向租賃方收取容量租賃費用，還是根據市場規則獲取容量補償（兩者重疊的容量部分只可選其一獲益），均是容量價值的變現；無論是根據市場規則獲取調峰輔助服務費用，

32、還是于現貨試點省份參與市場套利（兩者只可選其一獲益，現貨價差通常更高），均是電量價值的變現。源網側儲能受電網調度可額外獲取調頻收益，反映的是調頻輔助服務價值。目前疏導機制尚未落地。抽水蓄能：新兩部制電價容量電價+電量電價分別反映抽蓄容量、電量兩類主要的應用價值（抽蓄通常不用于參與調頻輔助服務）。目前疏導機制已落地?；痣婌`活性改造：容量補償+輔助服務補償（含調峰、調頻在內）。目前疏導機制尚未落地。圖表圖表1010：靈活靈活性調節資源普遍依賴容量性調節資源普遍依賴容量/電量兩類補償電量兩類補償 來源：國金證券研究所 本次第三輪電改為成本疏導帶來兩大利好：（1）理順電網“成本+合理收益”機制；（2）

33、正視容量電價存在地位。其一，本輪最大調整在于理順電網企業收入模式，對于市場電量正式采用“準許成本+合理收益“的形式。與前兩輪降輸配電價不同，當前在新能源接入增多、輸電側接線成本上升的形勢下輸配電價將隨之上漲，且當前模式下未來輸配電價仍留有上漲空間。其二，單列容量電價，使調節成本直觀可視，后續為調節能力付費增多。從容量補償優先級看，火電轉型為調節機組對收益率的負面影響最大，最有可能依可調節能力給予相應補償。其三，無關項從輸配電價剝離。主要涉及（1）809 號文中提到的每月由全體工商業用戶共同分攤或分享的新增損益；（2）抽蓄容量電價。其四，輸配電價分配更加合理。主要體現為（1）網損需用戶購買分攤；

34、（2）取消以用戶類型作為區分（非居民用戶間交叉補貼減少）。敬請參閱最后一頁特別聲明 10 2.1 2.1 靈活性改造：靈活性改造：需求確定性高，盼容量補償落地需求確定性高，盼容量補償落地 解決消納問題依賴終端用電需求擴大、外送能力擴大、靈活性調節能力擴大。西北省份是承載國家能源戰略的重要地區，我們認為因利用率問題實際停建的可能性較小，但近期調整利用率目標的可能性同樣不大，因此著眼當下，以最有效途徑緩解消納問題的方向最為明確，對應成本疏導的可能性越高。用電需求擴大：我們預計“十四五”期間電力消費 5 年 CAGR 為 6.2%，對應“十四五”GDP 年均增速 5.0%-5.5%的目標。電力彈性系

35、數大于 1，主因二產投資將拉動疫后經濟復蘇，同時電氣化水平提升。外送能力擴大：基于 800kv 直流特高壓平均輸電能力 450 億千瓦時/年、新增特高壓線路均滿送的假設，預計 20232025 年風、光裝機增量分別對應需要至少投產 2、5、7 條特高壓。靈活性調節能力擴大：火電靈活性改造需求確定性提升。（1）功能適用、技術成熟、改造周期短。棄風棄光現象出現是由于瞬時發電量高于用電需求，火電靈活性改造后壓低出力負荷、向下調峰的特點在功能上適用；火電機組“三改”自“十三五”起已陸續開展，技術成熟；平均改造周期 3050 天，利用春/秋季大修期間完成。（2）可釋放容量空間大。單臺百萬機組出力負荷由

36、50%調至 30%可釋放容量空間 20萬千瓦，截至 22 年西北五個省份火電存量合計 2.3 億千瓦，假設改造一半或全部機組，對應可新增風光裝機分別合計約 73.4GW、146.9GW（假設未來大基地火電利用小時數平均約 4700 小時，風光利用小時數平均約 1500 小時）。（3）唯一可釋放現存機組容量空間的方案。不同于抽水蓄能、電化學儲能等其他靈活性調節資源可消納新建機組帶來的電量，但無法用于釋放存量機組的容量；火電機組經過靈活性改造后釋放的是存量容量。當前西北地區火電利用小時數普遍較高，發電量占比高于裝機占比，具備可調節空間。圖表圖表1111：西北地區大基地省份火電利用小時數較高、電量占

37、比靠前西北地區大基地省份火電利用小時數較高、電量占比靠前 來源：中電聯、國金證券研究所 模型測算西北新能源消納所需的火電靈活性改造需求：模型假設：（1）西北 5 省以外地區視為整體、則總體上屬于受電地區（本地缺電）；西北 5 省為外送電地區（本地電量富余）。（2）火電靈活性改造騰出容量空間?；鸶臋C組總容量=（火電規劃裝機容量-風光火合理利用小時數（E）下火電實際所需容量）/20%。備注：火電實際所需容量=【（本地用電量+外送電量）-合理利用小時數下風光電量/水電量】/火電合理利用小時數（3）當前源側電化學儲能利用率仍較低，提供瞬時平衡，不直接進入消納平衡模型；西北抽蓄資源有限，當前暫未進入模型

38、。0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%火電裝機占比（%）火電發電量占比（%）敬請參閱最后一頁特別聲明 11 參數假設：（1）西北 5 省 25 年目標外送電量參考各省“十四五”能源規劃，2325年用電增速參考 3 年移動平均值；（2）除青海無新增火電規劃外，其余省份裝機假設參考各省“十四五”能源規劃、參考第一/二批大基地規劃；（3）除青?；痣姰斍澳昀眯r數不足 4000 小時，其余 4 省利用小時數均有下降空間，假設分別年降 100小時，至 25 年末 5 省平均利用小時數降至 4476.5 小時；假設新能源利用小時數維持21/22 年均值。（4）靈活性改造后火電最低出力負荷壓至

39、30%，改造后騰出最大裝機容量的 20%作為消納空間。測算結論：至 25 年末，消納問題集中的西北地區靈活性改造合計需求約 2.7 億千瓦，考慮到大基地新增火電均自帶靈活性調節能力，扣除這部分容量后對應改造需求 1.9億千瓦，僅西北地區所需改造量就接近“十四五”規劃的 2 億千瓦。由此可得早期改造規劃目標可靠性高?！笆奈濉逼陂g靈活性改造總投資預計達 133.7307.2 億元。圖表圖表1212：至至 2 25 5 年末西北地區靈活性改造合計改造需求年末西北地區靈活性改造合計改造需求 2 2.7.7億千瓦億千瓦（萬千瓦）（萬千瓦）圖表圖表1313：考慮新機組自帶調節能力，至考慮新機組自帶調節能

40、力，至 2 25 5 年末西北地區靈年末西北地區靈活性改造合計改造需求活性改造合計改造需求 1.91.9 億千瓦億千瓦（萬千瓦）（萬千瓦）來源：中電聯、國金證券研究所 來源：中電聯、國金證券研究所 圖表圖表1414：2 2 億千瓦改造規模對應億千瓦改造規模對應 2 20404 億億元改造市場空間元改造市場空間 低值假設 中值假設 高值假設“十四五”期間靈活性改造規模（億千瓦）1.8 2 2.3 平均改造成本（元/KW）74.3 102.0 133.6“十四五”期間靈活性改造總投資（億元）133.7 204.0 307.2 來源：Wind、國金證券研究所 新一輪電價改革單列抽蓄容量電價，再次引發

41、對火電容量補償全國推廣的預期，屆時大概率將按調節能力差異化補償。從補償原因出發：削減出力、承擔備用意味著火電利用小時數下降、電能量收益下降，抬高單位電量的折舊成本。而經過靈活性改造的機組調節能力更強，考慮改造后的折舊成本也越高，因此更具備調節潛力的機組理應獲得更高的容量補償收益。從先前甘肅征求意見稿中已清晰地劃分出了不同補償檔位。圖表圖表1515：火電容量補償若落地，將成為靈活性改造強刺激要素火電容量補償若落地，將成為靈活性改造強刺激要素 來源：國金證券研究所 0500010000150002000025000300002023E2024E2025E內蒙古甘肅寧夏新疆0500010000150

42、0020000250002023E2024E2025E內蒙古甘肅寧夏新疆 敬請參閱最后一頁特別聲明 12 圖表圖表1616：火電容量補償若落地，火電容量補償若落地，大概率將按調節能力差異化補償大概率將按調節能力差異化補償 檔位 機組出力區間 非供熱季補償標準上限（元/MW/日）供熱季補償標準上限（元/MW/日）1 額定功率 40%實際出力額定功率 50%10 300 2 額定功率 35%實際出力額定功率 40%200 500 3 額定功率 30%實際出力額定功率 35%350 700 4 額定功率 25%實際出力額定功率 30%600 1200 5 額定功率 20%實際出力額定功率 25%80

43、0 1600 6 額定功率 15%實際出力額定功率 20%1000 2000 7 額定功率 10%實際出力額定功率 15%1200 2400 8 額定功率 5%實際出力額定功率 10%1500 3000 9 額定功率 0%實際出力額定功率 5%1800 3600 來源：甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則（征求意見稿）、國金證券研究所 2.2 2.2 抽水蓄能：核價落地，已處最優發展階段抽水蓄能：核價落地，已處最優發展階段 抽水蓄能性能優秀，長建設周期特點、高度依賴自然資源特點使其將于解決“十五五”期間、江河流域省份的消納問題。與火電靈活性改造相比，抽蓄電站可通過抽放過程實現電量的雙向調節，同時

44、可承擔峰荷調節?？紤]到抽蓄電站平均 78 年的投產周期，“十三五”期間開建不及預期使其難以在“十四五”期間成為消納主力；而在 633號文 IRR 托底政策出臺以來，我們追蹤到抽蓄建設積極性大幅提升，由此判斷進入“十五五”后抽蓄有望成為消納主力，于來水較好地區、電網側發揮消納作用。圖表圖表1717：抽水蓄能發揮作用與火電靈活性改造有別抽水蓄能發揮作用與火電靈活性改造有別 項目 抽水蓄能 火電靈活性改造 所承擔負荷位置 峰荷 基荷、腰荷 調峰能力 200%30%50%啟動速率 靜止滿載 120150 秒 68 小時 空載滿載 3035 秒 23%額定容量/分鐘 爬坡速率 50100%額定容量/分鐘

45、 23%額定容量/分鐘 深度調峰 填谷 快速負荷調整 慣量支撐和頻率調節 電壓支撐和調節 黑啟動 來源：主要光伏運營商公司公告、國金證券研究所 抽蓄建設加速，鎖定“十五五”規劃目標?；谧钚陆y計情況顯示至“十四五”末可實現裝機容量約 6804 萬千瓦，能夠超額完成“十四五”規劃目標?！笆逦濉蹦?1.2億千瓦目標對應“十四五”期間應開建規模約 3738 萬千瓦。近兩年隨著盈利機制的確定，項目開工規模擴大，保守估計 8 年完工，則“十四五”仍需開工量降至 1938萬千瓦。敬請參閱最后一頁特別聲明 13 圖表圖表18：20202020 20302030 年各年度年各年度預計裝機容量（左軸）及增速（

46、右軸）預計裝機容量（左軸）及增速（右軸）來源：“十二五”水利發展規劃、“十三五”水利發展規劃、抽水蓄能中長期發展規劃（20212035 年）（征求意見稿），黑鷹光伏，國金證券研究所 圖表圖表19：“十四五”應開工項目中近一半已有進展“十四五”應開工項目中近一半已有進展 “十五五”2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 已建+原在建投產（萬千瓦）7212 7762 8262 8262 8262 與規劃目標差距（“十四五”應開工量）-3738 新增在建投產（萬千瓦）0 170 250 240 880 與規劃目標差距（“十四五”剩余開工量）-1938 來源：抽水蓄能中長期發展規劃

47、（20212035 年）（征求意見稿），黑鷹光伏，國金證券研究所 各地區擬建項目數量相比征求意見稿有所擴大。根據黑鷹光伏對已披露項目的統計，湖北、浙江、陜西等地在抽水蓄能中長期發展規劃（20212035 年）征求意見稿之外新增部分項目（新增項目均在近兩年已通過可研、或完成項目簽約，原規劃中也存在部分項目尚無進展）。值得注意的是，原本沒有建設計劃的福建、海南、云南等地也開始參與抽蓄電站項目建設。圖表圖表2020：各省市區新增擬建項目數量各省市區新增擬建項目數量 來源：抽水蓄能中長期發展規劃（20212035 年）（征求意見稿），黑鷹光伏，國金證券研究所 0%5%10%15%20%25%30%01

48、000200030004000500060007000800090002020A2021A2022A2023E2024E2025E2026E2027E2028E預計已建+在建投產（萬千瓦）YOY（%）0246810121416河北山西內蒙古遼寧吉林黑龍江江蘇浙江安徽江西山東河南湖北湖南廣東廣西重慶四川貴州西藏陜西甘肅青海寧夏新疆新疆生產建設福建海南云南新增項目數量（個）敬請參閱最后一頁特別聲明 14 圖表圖表2121：各省市區征求意見稿口徑項目布局與最新項目布局各省市區征求意見稿口徑項目布局與最新項目布局 來源：“十二五”水利發展規劃、“十三五”水利發展規劃、抽水蓄能中長期發展規劃（20212

49、035 年）（征求意見稿），黑鷹光伏，國金證券研究所 抽蓄投資意愿取決于成本疏導/定價機制完善，當前處最優發展階段。抽蓄電站成本費用曾一度經歷“允許納入電網運行費用”-“不得計入輸配電成本”-“單列為容量電價科目”三個階段。當前成本疏導通暢主因前兩輪輸配電價改革中均以降價作為主基調，抽蓄成本糅雜于輸配電價中也難以向下傳導；此輪改革首次采用“正算”方式正視了輸配電成本逐步上升的事實，同時單列容量電價，正視了為系統調節能力付費的需要。長期看，為更好發揮調節資源穩定價格波動的作用，抽蓄進入現貨市場是大勢所趨。根據 633 號文對電量收益部分的界定，輔助服務與抽發電價差形成的收益，20%由抽水蓄能電站

50、分享，80%在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減。抽蓄大容量、快速響應、可參與全部輔助服務品種的性能優勢使其同樣可獲得穩定較高的電能量收益，未來逐步替代對容量電價的依賴。0500100015002000250030003500河北山西內蒙古遼寧吉林黑龍江江蘇浙江安徽江西山東河南湖北湖南廣東廣西重慶四川貴州西藏陜西甘肅青海寧夏新疆新疆生產建設福建海南云南項目布局（擬裝機容量，萬千瓦）（征求意見稿口徑）新增項目布局（擬裝機容量，萬千瓦）敬請參閱最后一頁特別聲明 15 圖表圖表2222：政策端看抽蓄處于最優發展階段政策端看抽蓄處于最優發展階段 年份 發布部門 政策 政策內容 2004 發改委 關

51、于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知(發改能源200471 號）抽蓄電站主要服務于電網，建設和運行成本納入電網運行費用統一核定 2007 發改委 關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知(發改價格20071517號)1）71 號文下發前：算作電網企業租賃經營，租賃費由電網企業消化 50%，發電企業和用戶各承擔 25%；2）71 號文下發后：電網企業全資建設，成本納入電網運行費用統一核定 2011 國家能源局 關于進一步做好抽水蓄能電站建設的通知（國能新能2011242 號）再次明確電網企業作為投建主體，提高建設門檻 2014 發改委 關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知(發改價格20

52、141763 號)實行兩部制電價：1）容量電價：按照彌補抽蓄電站固定成本及準許收益的原則核定，逐步對新投產的抽蓄電站實行標桿容量電價；容量電費和抽發損耗納入省級電網運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮；2）電量電價：主要彌補抽蓄電站抽發電損耗等變動成本，電價水平按當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵等環保電價)執行 2019 發改委、國家能源局 輸配電定價成本監審辦法（發改價格規2019897 號）抽水蓄能電站、電儲能設施、電網所屬且已單獨核定上網電價的電廠的成本費用不得計入輸配電成本 2021 發改委 關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（發改價格2021633 號）

53、實行優化后兩部制電價：經營期內資本金內部收益率按 6.5%核定；輔助服務與抽發電價差形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減 1）容量電價：容量電費納入輸配電價回收，各省級電網、特定電源分攤；2）電量電價：現貨市場運行前上網電價按當地燃煤機組標桿上網電價執行、抽水電價按燃煤機組標桿上網電價的 75%執行，鼓勵通過競爭性招標采購，確定抽水電價；現貨市場運行后抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算 2023 發改委 關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知 633 號文后首次明確核定了 25 年前擬投運 48 座抽蓄電站的容量電價；第三輪輸配電價改革

54、將容量電價與輸配電價剝離、單列 來源：發改委官網、國金證券研究所 2 2.3 3 大儲：強配政策驅動，依賴大儲：強配政策驅動，依賴成本成本端下降端下降 不同于上述兩類調節性資源，性能局限性和安全性顧慮決定電化學儲能成本疏導壓力仍大。在當前消納目標倒逼調節性資源建設的背景下，大儲裝機量取決于強配政策，運營經濟性則取決于成本端下降（自身降本&新能源降本騰出成本空間）。裝機量測算：源網側為電化學儲能裝機主力，23 年合計有望新增 24GWh。電源側：強配要求下，電源側是增量裝機的主要來源。目前多數省份要求配套比例在10%15%?？紤]初期電廠配套其他靈活性調節資源（如火電靈活性改造）對儲能的替代，23

55、 年中值分別設為 8%，對應儲能裝機 9.2GW（19.3GWh）。電網側：電網調度對體量、安全性要求較高，電化學儲能滲透仍不高?？紤]后續各省份通過出臺容量租賃/補償相關政策，以及在運行現貨市場后峰谷價差拉大，并伴隨儲能成本的降低，共享儲能模式經濟性或逐步凸顯，能夠刺激電網側的裝機量提升。敬請參閱最后一頁特別聲明 16 圖表圖表2323：源網側為電化學儲能裝機主力，源網側為電化學儲能裝機主力，2 23 3 年合計有望新增年合計有望新增 2 24GWh4GWh 2020A 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 電源側增量-悲觀（GWh)1.17 1.76 3.87 14.4

56、9 21.47 34.50 電源側增量-中性（GWh)1.17 1.76 3.87 19.32 26.84 51.75 電源側增量-樂觀（GWh)1.17 1.76 3.87 36.23 48.31 69.00 電網側增量（GWh)1.01 1.05 3.39 4.75 6.73 9.41 合計新增-中性（GWh)2.18 2.81 7.27 24.07 33.57 61.16 電化學儲能累計裝機-中性（GWh)3.28 6.09 13.35 37.42 71.00 132.16 來源：CNESA、國金證券研究所 配合大基地消納，五大發電集團為開發主體之一。如前所述，當前電源側出于配建的原因，

57、儲能裝機規模高于電網側。其中由五大發電集團在運裝機占累計在運裝機 61%，表明以大基地為代表的集中式電站開發模式對儲能裝機的刺激最大。在這一模式下，新能源與儲能接近打捆售電，共同影響整體盈利水平。圖表圖表2424：在運電化學儲能運營主體分類（內圈為累計投運、在運電化學儲能運營主體分類（內圈為累計投運、外圈為外圈為 2 22 2 年新增投運）年新增投運）圖表圖表2525：2 22 2 年三側儲能裝機分布年三側儲能裝機分布情況情況 來源：中電聯、國金證券研究所 來源：中電聯、國金證券研究所 組件價格下降、儲能系統成本下降騰出配儲成本空間。組件價格下降 0.4 元/W，對應光伏系統成本從 4.2 元

58、/W 下降至 3.8 元/W。在首年接近 1500 小時利用小時數的假設下，全投資 IRR 從 5.6%升至 6.6%，配儲后對項目整體的經濟性影響將有所減弱。同時，碳酸鋰價格每下降 10 萬元可對應降低儲能系統成本 70 元/KWh。若將儲能作為純成本項測算，當儲能成本為 2000/1700/1400 元/KWh，對應項目整體 IRR 分別為 5.3%/5.5%/5.6%；若考慮儲能在放電過程中獲取調峰輔助服務費用/現貨價差，上述儲能成本假設下，對應項目整體 IRR 分別為 5.8%/5.9%/6.1%。圖表圖表2626：集中式光伏全投資集中式光伏全投資 IRRIRR 對系統成本、利用小時數

59、的敏感性分析對系統成本、利用小時數的敏感性分析 IRR 光伏投資價格(元/W)3.6 3.7 3.8 3.9 4.0 4.1 4.2 首年發電利用小時數（h）1291 5.39%5.14%4.90%4.68%4.46%4.25%4.04%1391 6.27%6.00%5.75%5.50%5.27%5.05%4.84%1491 7.14%6.85%6.58%6.32%6.07%5.83%5.60%來源：主要光伏運營商公司公告、國金證券研究所 9.5%29.5%61.0%6.7%31.6%61.7%三大電網五大發電集團其他49%43%8%電源側電網側用戶側 敬請參閱最后一頁特別聲明 17 圖表圖表

60、2727：集中式光伏全投資集中式光伏全投資 IRRIRR 對系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能作為純成本項）對系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能作為純成本項）IRR 光伏投資價格(元/W)3.6 3.7 3.8 3.9 4.0 4.1 4.2 儲能投資價格（元/KWh）2000 5.86%5.59%5.32%5.06%4.82%4.58%4.35%1700 6.04%5.75%5.48%5.22%4.96%4.72%4.48%1400 6.21%5.92%5.64%5.37%5.11%4.86%4.62%來源：主要光伏運營商公司公告、國金證券研究所 圖表圖表2828：集中式光伏全投資集中式

61、光伏全投資 IRRIRR 對系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能獲取電能量補償）對系統成本、儲能成本的敏感性分析（儲能獲取電能量補償）IRR 光伏投資價格(元/W)3.6 3.7 3.8 3.9 4.0 4.1 4.2 儲能投資價格（元/KWh）2000 6.32%6.04%5.76%5.50%5.24%5.00%4.76%1700 6.50%6.21%5.93%5.66%5.40%5.14%4.90%1400 6.68%6.38%6.09%5.82%5.55%5.29%5.05%來源：主要光伏運營商公司公告、國金證券研究所 1Q23 儲能裝機/招采高增，驗證大儲需求旺盛。根據 CNESA 統

62、計，2023Q1 國內新投運新型儲能項目 2.9GW/6.0GWh，同比+1178%，淡季表現超預期。同時，3 月招采規模顯著擴大，集采/框采規模近 6GWh。圖表圖表2929：1 1Q23Q23 共投運共投運新型儲能新型儲能 6 6GWhGWh 圖表圖表3030：1 1Q23Q23 共招采新型儲能共招采新型儲能 23.8GWh23.8GWh 來源：CNESA、國金證券研究所 來源：CNESA、國金證券研究所 “源荷分離”決定了“大電網”投資需求增加，從外送需求測算“十四五”期間特高壓投資應遠超 5000 億元。第一批風光大基地規劃風、光裝機總容量 97GW 已全部開工建設，其中約 50%電量

63、外送消納。預計通過提升已建輸電通道利用效率共計可提升跨區域輸電能力 4200 萬千瓦，基本滿足了第一批大基地的外送需求。第二批大基地規劃“十四五”投產 200GW，原則上 2023 年并網，其中約 75%電量外送消納，需新建特高壓直流送出，且新增通道輸送可再生能源電量比重需超過 50%。按 800 萬千瓦輸電能力的線路單條投資 200 億元，預計提效+新增分別涉及投資 1050億元和 1675 億元，合計 2725 億元；其余仍有五條線路在前期工作中，按照每條線路200 億計算，仍需投資 1000 億；另有包括閩粵聯網等多條交流特高壓線路需要建設，特高壓合計投資額超 5000 億，規模較第一輪

64、特高壓建設周期翻倍。00.511.522.51月2月3月功率規模（GW）能量規模（GWh）04812161月2月3月集采/框采（GWh）能量規模（GWh）敬請參閱最后一頁特別聲明 18 圖表圖表3131：推動存量通道滿送合計將提升推動存量通道滿送合計將提升 42004200 萬千瓦輸電能力萬千瓦輸電能力 跨省區輸電通道 設計送電能力 目前送電能力 目前利用率 加快配套電源建設釋放能力 網架加強 釋放能力 青豫直流 800 400 50%400 準東直流 1200 800 67%400 上海廟-山東直流 1000 530 40%470 酒湖直流 800 550 69%250 晉北-江蘇直流 80

65、0 600 75%200 錫泰直流 1000 300 30%700 扎魯特直流 1000 640 64%360 哈鄭直流 800 540 68%260 錫盟至山東交流 862 598 69%264 蒙西-天津南交流 1090 300 28%790 榆橫-濰坊交流 734 532 72%202 合計 10086 5790 57%3426 870 來源：國家能源局，中電聯，北極星電力網，國金證券研究所 圖表圖表3232：“十四五”期間建成及開工“三交十三直”“十四五”期間建成及開工“三交十三直”區域 輸電工程 送端 受端 當前進度 送電能力(萬千瓦)2022 2025 華北 隴東-山東 甘肅 山東

66、 800 蒙西-京津翼 蒙西 京津翼 800 陜西-河南 陜西 河南 600 華東 白鶴灘-江蘇 四川 江蘇 已投產 400 800 白鶴灘-浙江 四川 浙江 已全線貫通 800 陜西-安徽 陜西 安徽 外電入浙 n/a 浙江 800 華中 陜北-武漢 陜西 湖北 已投產 670 800 雅中-江西 四川 江西 已投產 670 800 金上-湖北 四川 湖北 已開工 500 寧夏-湖南 寧夏 湖南 西南 哈密北-重慶 新疆 重慶 800 華南 藏東南-粵港大灣區 西藏 廣東 1000 來源：中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和 2035 年遠景目標綱要，國家能源局，中電聯，北極星

67、電力網，國金證券研究所 經測算：每少投 1 條特高壓、影響 1215GW 新能源裝機?；?800kv 直流特高壓輸電能力一般為 450 億千瓦時/年、新增特高壓線路均滿送的假設，預計 20232025 年的風、光裝機增量分別對應需要至少投產 2、5、7 條特高壓。假設減少 1 條特高壓直流僅會影響全發電量外送消納的增量新能源裝機，則未來三年每少投產 1 條特高壓將影響 1215GW 新能源裝機并網。受疫情背景下的多重因素影響，特高壓進度嚴重滯后，截至目前未有 1 條直流完成核準。2021 年 4 月國家能源局提出要加快推進特高壓建設節奏，各環節明顯提速，特高壓從前期到建成周期從 4 年壓縮至

68、 2.5 年?？紤]到第二批大基地原則上 2023 年并 敬請參閱最后一頁特別聲明 19 網，國網提出 4 條直流要在今年核準、明年年初即刻開工的目標；加之防疫政策優化，執行側限制性因素影響減退，2023 年特高壓建設提速兼具緊迫性和實現的客觀條件。圖表圖表3333：20232023-20252025 年新能源新增電量對應特高壓需求至少年新能源新增電量對應特高壓需求至少“十四直”“十四直”圖表圖表3434：新能源裝機量對風、光利用率和火電靈活性改造的新能源裝機量對風、光利用率和火電靈活性改造的敏感性測算敏感性測算 假設值 2023E 2024E 2025E 大基地項目占比-光伏 45%50%55

69、%大基地項目占比-風電 60%75%80%大基地項目中第二批占比 90%100%100%外送消納占比 45%55%65%外送電中新能源占比 50%55%60%依托新建特高壓滿足外送需求的占比 80%90%100%特高壓直流需求（條）2 5 7 單條特高壓直流對應的新能源裝機量（GW）風電 6.65 6.95 7.83 光伏 5.59 6.38 6.80 合計 12.24 13.33 14.63 來源：中電聯，北極星電力網，國金證券研究所 來源：中電聯，北極星電力網，國金證券研究所 在當前網側規劃基礎上，解決消納問題的重要性排序依次為：終端用電需求增長源側調節資源建設荷側自發調節。荷側調節意味著

70、在消納問題出現時，源測富余電量仍需首先通過外送線路到達荷側，這進一步增加了網側投資成本，這是自上而下我們更看好源測調節資源建設來解決消納問題的核心。但同時，由于負荷中心省份負荷波動更大，在價格機制下也有望刺激自發配置調節資源，而峰谷價差是重要決定因素。加州“鴨子曲線”轉為“峽谷曲線”的啟示：未來國內現貨市場峰谷價差或將進一步拉大。伴隨新能源電量“存量替代”，峰谷波動加大。20102020 年美國加州累計儲能裝機量占全美約 54%，期間采用經濟激勵手段鼓勵儲能裝機、為達到削峰填谷的目的。但從當前情況看，峰谷波動不降反升，主因較低的用電需求增速疊加高比例新能源裝機，加州新能源電量已處于“存量替代”

71、階段（22 年全美發電增速 3.3%，光伏電量增速25%，而加州占全美光伏電量的 26%）。我國用電增速預計仍將保持 5%以上，但部分省份新能源電量已做存量替代。全國層面看，22 年同比 21 年全國新能源增量貢獻率達 65%，相比 2021 年間 34%大幅提升；分地區看，已有 7 省新能源增量貢獻率超 100%，意味著有對存量電量的替代。尤其值得注意的是新能源增量貢獻率分別為 133.5%和 89.5%的廣西省、山東省均為外受電省份，表明消納壓力將直接在本地體現，峰谷價差或進一步拉大，當前“山東”現貨市場已長時運行、負電價現象已引起廣泛關注。圖表圖表3535：加州“鴨子曲線”轉為“峽谷曲線

72、”加州“鴨子曲線”轉為“峽谷曲線”，峰谷價差進一步拉大，峰谷價差進一步拉大 來源：中和儲能、國金證券研究所 敬請參閱最后一頁特別聲明 20 圖表圖表3636：7 7 省省 2 2022022 年年新能源新能源合計增量貢獻率超合計增量貢獻率超 1 100%00%，表明，表明新能源新能源已做存量替代已做存量替代 來源：中電聯、國金證券研究所 注：貴州省新能源增量貢獻率超 1000%，本圖中未納入 基于市場價格信號，需求側資源大有可為，政策端開始發力。5 月 19 日，國家發改委對電力需求側管理辦法（征求意見稿）電力負荷管理辦法（征求意見稿）向社會公開征求意見（下稱管理辦法（征求意見稿），即釋放出了

73、政策端的積極信號。積極拓寬需求響應主體范圍。各類經營性電力用戶均可參與需求響應，有序引導具備響應能力的非經營性電力用戶參與需求響應。鼓勵推廣新型儲能、分布式電源、電動汽車、空調負荷等主體參與需求響應。提升需求響應能力。到 2025 年，各省需求響應能力達到最大用電負荷的 3%5%，其中年度最大用電負荷峰谷差率超過 40%的省份達到 5%或以上。以 22 年各省峰值負荷情況測算，對應全國累計響應能力應達到 42.570.8GW，廣東、江蘇、山東等沿海省份響應需求較大。圖表圖表3737：廣東、江蘇、山東等沿海省份響應需求較大廣東、江蘇、山東等沿海省份響應需求較大（全年峰值負荷見左軸，同比增速見右軸

74、）（全年峰值負荷見左軸，同比增速見右軸）來源：中電聯、國金證券研究所 注：貴州省新能源增量貢獻率超 1000%，本圖中未納入 推進需求側資源參與電力市場常態化運行。如前所述，不同于源側迫于考核壓力而配置調節資源，價格信號是支持需求側資源參與調整和響應的根本前提，而價格信號產生于可反映供需的電力市場，因此政策驅動、加大市場建設力度順理成章。我們關注由此帶來的工商業儲能、虛擬電廠投資機會。-50%0%50%100%150%200%250%300%350%400%青 海吉 林湖 北黑龍江廣 西河 北山 東甘 肅遼 寧河 南內蒙古寧 夏湖 南全 國北 京江 蘇陜 西天 津山 西江 西新 疆福 建安 徽

75、廣 東浙 江重 慶上 海西 藏海 南四 川云 南綠電增量貢獻率-10%-5%0%5%10%15%20%25%0200040006000800010000120001400016000廣東江蘇山東浙江河南四川安徽福建湖北冀南蒙西山西湖南新疆陜西上海遼寧云南江西廣西冀北貴州北京重慶甘肅天津黑龍江寧夏吉林青海蒙東海南西藏全年峰值負荷（萬千瓦）YOY 敬請參閱最后一頁特別聲明 21 圖表圖表3838：未來高峰谷價差刺激需求側資源參與調整和響應未來高峰谷價差刺激需求側資源參與調整和響應 來源：電力現貨實戰型交易策略分析、國金證券研究所 4.1 4.1 工商業儲能：工商業儲能：部分省份投資部分省份投資已已

76、頗具吸引力頗具吸引力 工商業儲能作為需求側資源的一部分，承擔負荷調整功能。目前兩大盈利模式：作為分布式光伏的配套設施、提高光伏自用比例。利用峰谷價差套利。這一模式下，由于工商業用戶自行安裝儲能設備需自行承擔初始投資及設備維護成本，承擔風險較高，故出現能源服務企業這類主體。在前期階段，能源服務企業負責投資建設儲能、運維，工商業用戶向能源服務企業支付費用；在運營階段，工商業用戶以提前簽訂的價格支付電費（由于儲能設施對峰谷價差的平抑，總體上電廢會降低），而能源服務企業實際在賺取峰谷價差的大頭。圖表圖表3939：工商業儲能峰谷套利模式工商業儲能峰谷套利模式 來源：國金證券研究所 圖表圖表4040：能源

77、服務企業能源服務企業介入下的工商業儲能運營模式介入下的工商業儲能運營模式 來源：國金證券研究所 工商業儲能利用率較高，兩充兩放可提升經濟性。從盈利模式來看，不同于源網側儲能設施預期通過賺取容量補償+電量補償獲得收益，工商業儲能主要依靠峰谷價差套利+補貼，因此充放電情況對經濟性影響較大，尤其在適宜兩充兩放的地區，我們測 敬請參閱最后一頁特別聲明 22 算相比一充一放情景可提升 IRR 6.2pct。當前用戶側儲能平均利用系數遠高于源網側，表明儲能設施利用效率較高。圖表圖表4141：用戶側儲能利用率較高用戶側儲能利用率較高 圖表圖表4242：高峰谷價差區域兩充兩放經濟性優勢突出高峰谷價差區域兩充兩

78、放經濟性優勢突出 來源：中電聯、國金證券研究所 來源：CNESA、國金證券研究所 負荷增長+滲透率提升預計 23 年工商業儲能新增裝機較 22 年提升 66.7%。我們預計2325 年全社會用電增速分別為 6.2%/5.8%/4.9%，相對應工商業用戶總功率上升。隨著現貨市場鋪開、峰谷價差拉大，疊加考慮部分地區的經濟激勵政策，預計滲透率也有望逐年提升。圖表圖表4343：工商業工商業儲能裝機預測儲能裝機預測 2022 2023E 2024E 2025E A 工商業用戶用電功率（GW）1006.05 1068.21 1129.74 1185.64 B 工商業儲能滲透率 0.06%0.08%0.10

79、%0.12%C=A*B 累計儲能功率（GW）0.60 0.85 1.13 1.42 D=deltaC 新增儲能功率（GW）0.15 0.25 0.28 0.29 E 配儲時長 4.00 4.00 4.00 4.00 F=D*E 新增儲能容量（GWh）0.60 1.00 1.10 1.17 來源：CNESA、國金證券研究所 各地峰谷價差及激勵政策不同，關注裝機積極性在地方間差異，重點關注浙江、廣東、湖南、江蘇、安徽等地拓展工商業儲能業務的能源服務企業。峰谷價差省間存在省間差異。受電源結構影響，也受到負荷結構影響通常二產占比較高省份由于生產連續性較好，負荷波動較小;相反三產占比較高省份，晚高峰時段

80、負荷曲線呈陡峭上升態勢。峰谷價差普遍拉大反映平抑波動的調節性資源有存在必要。當前部分省份通過基于放電電價補貼的形式推動工商業儲能的裝機，例如浙江省部分市考慮補貼后的價差高達1.8 元/KWh，廣東、湖南、江蘇、安徽等省份考慮補貼后的價差也具有優勢。此外，這些省份多為華東/華南外受電省份，從經濟性角度出發，工商業儲能起到平抑波動作用，將有助于減少高峰時段省間高價購電量，因此本身也具有廣泛推廣的動力。0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.0電源側電網測用戶側日均利用小時（左軸，h）平均利用系數（右軸）0%2%4%6%

81、8%10%12%14%一充一放場景兩充兩放場景IRR提升6.2pct 敬請參閱最后一頁特別聲明 23 圖表圖表4444：華東華東/華南省份峰谷價差華南省份峰谷價差+放電量補貼總價相對較高放電量補貼總價相對較高 來源：CNESA、各地政府官網、國金證券研究所 圖表圖表4545：二產占比高，決定蒙西日內負荷波動較小二產占比高，決定蒙西日內負荷波動較小 圖表圖表4646：三產占比高，決定北京日內負荷波動較大三產占比高，決定北京日內負荷波動較大 來源：國家能源局、國金證券研究所 來源：國家能源局、國金證券研究所 樂觀假設下回本周期最短可縮至 4.5 年，儲能降本使高價差地區普遍經濟性提升。以浙江省為例

82、，假設電價條件長期支持兩充兩放的高利用率、峰谷價差+補貼使平均電價差在 1.1 元/KWh、儲能系統成本降至 1500 元/KWh，對應回本周期 PP 約 4.5 年，全投資內部收益率 IRR 約 19.4%。圖表圖表4747：浙江省分時電價設置兩個高峰期，同時設有尖峰電價浙江省分時電價設置兩個高峰期，同時設有尖峰電價 來源：CNESA、國金證券研究所 -40%-20%0%20%40%60%80%100%120%0.000.200.400.600.801.001.201.401.601.802.0022平均峰谷價差（左軸，元/KWh）放電量補貼（左軸，元/kWh）YOY-1/2/3M23均值（

83、右軸）0.3391.0480.3391.0481.3270.339谷時高峰谷時高峰尖峰谷時0.000.200.400.600.801.001.201.4012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24充電放電 敬請參閱最后一頁特別聲明 24 圖表圖表4848：1 1Q23Q23 儲能系統中標均價下探至儲能系統中標均價下探至 1 1500500 元元/KWhKWh 以下以下（功率（功率/能量規模見左軸，中標價見能量規模見左軸，中標價見右軸）右軸）來源：CNESA、國金證券研究所 圖表圖表4949：儲能降本儲能降本+高峰谷價差地區高峰谷價

84、差地區 I IRRRR 具備優勢具備優勢 儲能系統成本（元/KWh）1503 1653 1818 2000 峰谷價差（元/KWh）0.5-0.53%-2.27%-3.94%-5.54%0.7 6.93%4.84%2.85%0.96%0.9 13.42%10.98%8.67%6.49%1.1 19.36%16.56%13.94%11.46%1.2 22.19%19.22%16.43%13.81%1.3 24.96%21.80%18.85%16.08%來源：CNESA、國金證券研究所 注：此測算基于每日兩充兩放場景 4.2 4.2 虛擬電廠虛擬電廠：需求側需求側資源整合環節，制約因素有望逐項解除資

85、源整合環節，制約因素有望逐項解除 虛擬電廠類電網運作，整合分布式發電資源、工商業儲能資源，并實現電力用戶需求側響應。具體分為如下環節：資源聚合：虛擬電廠運營商通過物聯網，將分布式電源、儲能系統、可控負荷等各類資源聚合起來，形成一個規?；?、高靈活的虛擬發電單元。運營商對各類資源進行數據采集，包括其輸出功率、狀態、位置、價格等信息。市場分析與優化：運營商根據市場價格信號或系統運行狀態，對各類資源進行優化調度，制定最優化的發用電計劃，并通過管理平臺層向各類資源下發控制指令。市場交易：虛擬電廠運營商根據優化調度的結果，以虛擬電廠為一個整體，參與到電力市場中并獲取收益。信息反饋：虛擬電廠運營商根據市場交

86、易的結果，對各類資源進行信息反饋，進一步優化算法。0.92.221.86.941515.851368.041528.92500100015002000024681月3月2月功率規模（GW）能量規模（GWh）儲能系統中標均價（元/kWh）敬請參閱最后一頁特別聲明 25 圖表圖表5050：虛擬電廠整合發電資源虛擬電廠整合發電資源與負荷的與負荷的示意圖示意圖 來源：ABB 電網行業解決方案、國金證券研究所 虛擬電廠獲政策/技術支持，制約因素有望逐項解除。主體地位有望明確。虛擬電廠作為新一級調度系統，本質上與電網調度功能有所重合。在我國統一大電網的國情之下，虛擬電廠作為單獨主體在市場運行需處理好與地方

87、電網之間的調度權問題。此次管理辦法（征求意見稿）提出建立和完善需求側資源與電力運行調節的銜接機制，逐步將需求側資源以虛擬電廠等方式納入電力平衡，再次確立了虛擬電廠的主體地位?，F貨市場鋪開、價格信號有望完善。虛擬電廠可發揮的作用之一是需求側管理。但目前我國電力現貨市場仍未全面鋪開，峰谷價差尚不足以刺激用戶產生需求側響應。此次管理辦法（征求意見稿）提出推進需求側資源參與電力市場常態化運行，也預示著電力市場改革節奏將進一步加快。功率預測/負荷預測算法、控制算法有望完善。虛擬電廠對可再生能源預測和負荷需求預測的準確性有很高的要求。由于天氣條件、設備性能等因素的不確定性，提高預測準確性仍然是難點。預測技

88、術的改進將有助于更精確地調度和優化分布式能源資源，提高虛擬電廠的運行效率。當前，行業需求逐漸剛性，由現貨價格風險倒逼新能源企業為更準確的功率預測買單，將帶動技術的發展（如華為云盤古氣象大模型），虛擬電廠運營商同樣受益。從國外的實踐來看，虛擬電廠技術已經發展了三代：VPP1.0：以分布式電源的集中式匯聚與協調為核心，主要面向電網內部服務。VPP2.0：以源荷聚集協調為核心，增加了負荷側資源匯聚功能，除了為電網運營商服務，也參與現貨市場和輔助服務市場等市場化交易。VPP3.0：多元資源的聚集，只要有調節能力的負荷側資源都可接入，探索形成新的商業模式和協作生態，甚至增加區塊鏈、DAO 等新的技術要素

89、。國內大多數虛擬電廠還是 VPP1.0，少數項目部分具備 VPP2.0 的特征。目前國內多個地方已經開展虛擬電廠示范應用。2022 年 5 月 20 日，國電投深圳能源發展有限公司的虛擬電廠平臺參與電力現貨市場，獲得平均度電 0.274 元的收益。敬請參閱最后一頁特別聲明 26 圖表圖表5151：虛擬電廠發展的三個階段虛擬電廠發展的三個階段 屬性 VPP1.0 VPP2.0 VPP3.0 設備數量 100 1000 50000-100000 資產類別 分布式電源 分布式電源+負荷資源 分布式電源+負荷資源 商業模式 產品增值功能 經典商業模式（交易、能量平衡、需求側管理）經典商業模式/創新商業

90、模式（負荷聚合商、V2G、區域智能電網、F2G、B2G、電熱耦合）資源池模式 小集群 固定/動態的能源集群 邏輯與物理資源池、分布式資源池、動態網絡拓撲 資產連接性 基于 SCADA 技術的少量的設備連接 SCADA&遠程終端大量的非受控終端 能源互聯網 IPv6、過程控制系統 PCS、網關、邊緣控制器 過程集成 內部業務 市場接口、用戶門戶、電網運營商業務 多角色參與的復雜生態系統B2B交互的大量增加，包含售電商、配網公司、聚合商等 核心競爭力 基礎的預測 預測與優化 復雜預測優化模型、商業與技術的優化、實時監測、大數據 來源：北極星電力網、國金證券研究所 推薦邏輯（1）：展望消納成本疏導機

91、制完善，為源側靈活性調節資源建設帶來利好。建議關注火電靈活性改造設備標的：青達環保。公司是火電靈活性改造脫硝設備的龍頭企業，同時拓展蓄熱設備業務（熱電廠在改造過程中涉及熱電解耦，需配套儲熱方案）。公司傳統業務產品包括除渣設備、低溫煙氣余熱深度回收系統，用于火電煤耗降低及達標排放。隨著火電投資迎來新的高峰，傳統業務增速再次擴大；同時，預期靈活性改造行業需求仍將擴大，對應公司靈活性改造業績持續釋放。建議關注抽水蓄能運營標的：南網儲能。進入運營期后抽蓄電站具有類水電的商業模式，在長周期內獲取穩定的現金流回報。此輪核價落地，自 633 號文后首次明確了 IRR 6.5%托底收益的保障。在完成重大資產置

92、換及發行股份購買資產后，南網旗下文山電力公司置出了原購售電、電力設計及配售電主業的相關資產，并置入了抽水蓄能和新型儲能運營的新業務，并正式更名為“南網儲能”。重組后公司成為市場上儲能運營最純標的之一。根據公司計劃，將在“十四五”期間新增投產抽蓄 600 萬千瓦（約占“十四五”總規劃量 20%）、電網側獨儲 200 萬千瓦（約占“十四五”預測總裝機量 30%）。建議關注抽水蓄能設備標的：浙富控股。抽水蓄能電站建設涉及的中游設備與水電站相同，包含水輪機、發電機、水泵、主變壓器、壓縮空氣系統等環節。浙富水電具有 50 余年水電研發與制造經驗，是中國最大的民營水電設備制造商及水電開發一體化服務供應商，

93、也是中國三大水電設備制造企業之一。抽蓄設備招標時點一般為開工后 34 年，21 年 633 號文發布刺激抽蓄建設加速，我們預計公司水電設備訂單有望迎來高增。建議關注電化學儲能溫控設備標的：申菱環境。公司是國內專用空調龍頭企業，歷史證明公司對時代風口的判斷敏銳，當前定增加碼儲能溫控高景氣賽道，定增擴產方案于 1M23 獲批，產能預計 24/25 年釋放。公司具有較強的新場景定制能力及能耗控制能力，有望在長期競爭中脫穎而出。推薦邏輯（2）：展望價差刺激下需求側資源建設加速。敬請參閱最后一頁特別聲明 27 建議關注綜合能源運營、工商業儲能運營標的：南網能源。公司深耕節能服務，構建了覆蓋節能設計、改造

94、、服務等環節的綜合節能服務體系；近年來開拓新能源及建筑節能業務，成為綜合能源運營（含工商業儲能運營）龍頭。電力需求側管理獲政策支持后，公司節約用電、負荷側用電管理、工商業儲能運營等方向均受益。建議關注配電網設備、工商業儲能運營標的：蘇文電能。公司拓展 EPC+O（運營）+S（軟件），布局變電站、光伏/風電、儲能、充電樁、數字能源、電網 6 類業務板塊，持續建設一站式電能服務商。增量配電網成本可疏導+電力需求側管理獲政策支持，利好公司主業發展。圖表圖表5252：建議關注建議關注公司公司歸母凈利潤及歸母凈利潤及 E EPSPS 情況情況 歸母凈利潤（百萬元）EPS（元/股）22A 23E 24E

95、25E 22A 23E 24E 25E 青達環保 58.6 116.3 168.4 232.2 0.69 1.23 1.78 2.45 南網儲能 1,662.5 1,758.5 1,938.5 2,441.2 0.03 0.55 0.61 0.76 浙富控股 1,466.6 1,789.0 2,082.0 2,489.0 0.43 0.33 0.39 0.46 申菱環境 166.3 325.2 459.9 575.4 0.67 1.23 1.74 2.17 南網能源 553.5 840.5 1,265.0 1,694.0 0.13 0.22 0.33 0.45 蘇文電能 256.1 454.8

96、 599.5 766.3 2.34 2.65 3.50 4.47 來源：Wind、國金證券研究所 注：除青達環保、申菱環境外，其余公司數據均采用 wind 一致預期 調節資源需求不及預期風險。源網荷側調節資源均對整個電力系統提供消納能力，調節資源的需求一方面來源于發電側新能源裝機帶來的出力高波動性，另一方面來源于負荷側三產及城鄉居民用電占比提升、用電設備多樣化帶來的用電波動性升高。若電力需求不及預期，則新能源裝機可能不達預期，由此對系統整體調節資源的需求也將不達預期。政策制定及落地不及預期風險。源側保消納目標倒逼下的調節資源建設依賴政策推動補償落地，目前電化學儲能與火電靈活性改造仍未配套出臺國

97、家層面的補償政策，不同地方的補償政策也有差異。若后續政策制定進度不及預期將對上述兩類調節資源的經濟性產生較大的不利影響。此外，荷側工商業儲能、虛擬電廠等資源建設也依賴政策推動電力市場化改革、從而獲得積極的價格信號。若后續政策制定進度不及預期將對荷側調節資源的經濟性同樣產生較大的不利影響。調節資源區域性過剩，市場化補償低于預期風險。長期看，各類調節資源均需直接參與市場，由調節能力供需來決定所獲補償。若在初期靈活性調節資源因短缺而具備較好經濟性的背景下大量擴建，則在后期出現新能源建設進度慢于靈活性調節資源建設進度的情形下，實際補償價格可能大幅低于標準上限，對項目收益率產生不利影響。敬請參閱最后一頁

98、特別聲明 28 行業行業投資評級的說明：投資評級的說明：買入：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 15%以上；增持：預期未來 36 個月內該行業上漲幅度超過大盤在 5%15%；中性：預期未來 36 個月內該行業變動幅度相對大盤在-5%5%；減持：預期未來 36 個月內該行業下跌幅度超過大盤在 5%以上。敬請參閱最后一頁特別聲明 29 特別聲明：特別聲明：國金證券股份有限公司經中國證券監督管理委員會批準，已具備證券投資咨詢業務資格。本報告版權歸“國金證券股份有限公司”（以下簡稱“國金證券”）所有，未經事先書面授權，任何機構和個人均不得以任何方式對本報告的任何部分制作任何形式的復制、轉

99、發、轉載、引用、修改、仿制、刊發，或以任何侵犯本公司版權的其他方式使用。經過書面授權的引用、刊發，需注明出處為“國金證券股份有限公司”，且不得對本報告進行任何有悖原意的刪節和修改。本報告的產生基于國金證券及其研究人員認為可信的公開資料或實地調研資料，但國金證券及其研究人員對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告反映撰寫研究人員的不同設想、見解及分析方法，故本報告所載觀點可能與其他類似研究報告的觀點及市場實際情況不一致，國金證券不對使用本報告所包含的材料產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他任何損失承擔任何責任。且本報告中的資料、意見、預測均反映報告初次公開發布時的判斷，在不作事先通知的

100、情況下，可能會隨時調整，亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與國金證券其它業務部門、單位或附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。本報告僅為參考之用，在任何地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或金融工具的價格、價值及收益可能會受匯率影響而波動。過往的業績并不能代表未來的表現?？蛻魬斂紤]到國金證券存在可能影響本報告客觀性的利益沖突，而不應視本報告為作出投資決策的唯一因素。證券研究報告是用于服務具備專業知識的投資者和投資顧問的專業產品，使用時必

101、須經專業人士進行解讀。國金證券建議獲取報告人員應考慮本報告的任何意見或建議是否符合其特定狀況，以及（若有必要）咨詢獨立投資顧問。報告本身、報告中的信息或所表達意見也不構成投資、法律、會計或稅務的最終操作建議，國金證券不就報告中的內容對最終操作建議做出任何擔保，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦。在法律允許的情況下，國金證券的關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能為這些公司正在提供或爭取提供多種金融服務。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、發布該研究報告的人員。國金證券并不因收件人收到本報告而視其為國金證券的客戶。本報告對于收件人而言屬高度

102、機密，只有符合條件的收件人才能使用。根據證券期貨投資者適當性管理辦法，本報告僅供國金證券股份有限公司客戶中風險評級高于 C3 級(含 C3 級）的投資者使用；本報告所包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷。使用國金證券研究報告進行投資，遭受任何損失，國金證券不承擔相關法律責任。若國金證券以外的任何機構或個人發送本報告，則由該機構或個人為此發送行為承擔全部責任。本報告不構成國金證券向發送本報告機構或個人的收件人提供投資建議，國金證券不為此承擔任何責任。此報告僅限于中國境內使用。國金證券版權所有，保留一切權利。上海上海 北京北京 深圳深圳 電話：021-60753903 傳真：021-61038200 郵箱： 郵編：201204 地址：上海浦東新區芳甸路 1088 號 紫竹國際大廈 7 樓 電話：010-85950438 郵箱： 郵編：100005 地址：北京市東城區建內大街 26 號 新聞大廈 8 層南側 電話：0755-83831378 傳真：0755-83830558 郵箱： 郵編：518000 地址：深圳市福田區金田路 2028 號皇崗商務中心 18 樓 1806