電力及公用事業行業2022H1業績總結專題報告：限電背景下各類電源的價值重估與發展方向-220906（53頁）.pdf

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1、 http:/ 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 投資評級：投資評級：強于大市強于大市（維持維持）報告日期：報告日期：2022 年年 09 月月 06 日日 分析師：于夕朦 S1070520030003 010-88366060-8831 分析師：范楊春曉 S1070521050001 010-88366060 行業表現行業表現 數據來源：同花順IFIND 限電背景下，各類電源的價值重估與發展方向限電背景下，各類電源的價值重估與發展方向 電力及公用事業電力及公用事業行業行業2022H1業績總結專題業績總結專題報告報告 2022 年上半年年上半年電力板塊行業電力板塊行業回顧回顧及業績及業績總結總

2、結:2022 年上半年電力板塊走勢：年上半年電力板塊走勢：自 2021 年初至今，電力板塊走勢由于大盤走勢，2022年 8月 31日的上證綜指與申萬電力指數較 2020年 12月 31日分別下降 7.8%和上升 24.18%；細分領域中，風力發電指數優于火電、水電、光伏發電。2022 年上半年，上證綜指與申萬電力指數較 2021 年 12 月31 日分別下降 6.63%和下降 13.34%，電力板塊整體表現和大盤走勢相近；分領域看，上半年申萬火力發電、水力發電、光伏發電、風力發電指數分別-13.45%、0.58%、-25.62%、-18.37%，水電板塊展現了良好的防御屬性。2022 年上半年

3、，火電個股走勢較弱，分化嚴重，漲幅最高的贛能股份與降幅最大的華潤電力，漲跌幅分別為 57%和-40%；水電個股走勢整體平緩，漲幅最高的公司華能水電漲幅 17%；新能源個股走勢降幅明顯，降幅最大的中廣核新能源為-62%，跌幅最小的芯能科技為-10%。2022 年上半年電力情況：年上半年電力情況：2022 年上半年全社會用電量為 40977 億千瓦時，同比增長 2.9%，兩年復合增速 10.5%；發電量為 39631 億千瓦時，同比增長 0.7%，其中火電、水電、核電、風電發電量同比增速分別為-3.9%、20.3%、2.0%、12.17%。截至 2022年 6 月，我國全口徑總發電設備容量 24.

4、41 億千瓦，同比增長 8.1%，其中風電和光伏同比增長為 17.24%和 25.85%。利用小時數方面，水電和光伏發電同比增長 13%、4.6%，火電、風電和核電均有輕微下降。2022 年上半年電力板塊業績年上半年電力板塊業績情況：情況：以我們自有的公用事業標的池涵蓋公司為準，對 2022 年上半年電力板塊進行業績分析，2022 年上半年，電力行業實現營業收入同比增長約 21%歸母凈利潤同下降 10%，毛利潤同比下降 2.2%，整體毛利率同比下降了 4.2 個 pct；環比較一季度毛利率略微提升，從 16.3%到 17.9%?；痣姲鍓K延續營收與利潤增速不匹配的現狀，但隨著長協煤簽約率、履約率

5、、執行率的穩步提升，燃料成本得到進一步控制和下降，板塊盈利逐步修復。水電板塊受上半年來水情況較好影響，發電量同比增長 20.3%，帶動業績增長較快，同時依舊保持水電高毛利率的特性。新能源板塊受益于裝機增速持續加快，板塊業績與毛利率均呈長期上漲趨勢；核電板塊業績增長穩定，其中中廣核新能源增速加快，帶來一定的業績增量。目前電力市場面臨的問題和挑戰：目前電力市場面臨的問題和挑戰：限電情況再現，可靠性電源不足是關鍵。限電情況再現，可靠性電源不足是關鍵。大規模限電情況連續第二年出現，高峰時段電力供應緊張情況短期難以改變。我們認為今年在政府已經做好充足準備情況下，限電情況再次發生，體現出我國目前電力系統冗

6、余很少，可靠性下降的現狀，而這些問題都難以快速解決，短期內我國高峰時段電力供應緊張的情況可能會持續發生。連續兩年發生限電情況的主要原因是我國可靠性電源不足。限電情況再現，可靠性電源不足是關鍵：大規模限電情況連續第二年出現，高峰時段電力供應緊張情況短期難以改變。我們認為今年在政府已經做好充足準備情況下，限電情況再次發生，體現出我國目前電力系統冗余很少，可靠性下降的現狀，而這些問題都難-30%-25%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%21/9 21/11 22/122/322/522/7公用事業(申萬)滬深300核心觀點核心觀點 分析師分析師 證券研究報告證券研究報告 行行業業周周

7、報報 行行業業報報告告 電電力力及及公公用用事事業業行行業業 行業周報 長城證券 2 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 以快速解決，短期內我國高峰時段電力供應緊張的情況可能會持續發生。連續兩年發生限電情況的主要原因是我國可靠性電源不足。高溫天氣下，多地用電負荷創新高。高溫天氣下，多地用電負荷創新高。電網最大用電負荷創歷史新高，提高了用電高峰時期對發電端的出力要求。2022 年 7 月我國全國主要電網最高用電負荷合計值達到 12.6 億千瓦，同比增長 5.6%，創歷史新高。最高用電負荷不斷提高對電源側的出力和電網運行都提出了更高要求，在電力系統無法穩定運行時，電網被迫采取有序用電乃至拉閘限電的方

8、式引導負荷側降低需求。極端高溫天氣顯著影響水電出力極端高溫天氣顯著影響水電出力。受極端高溫天氣影響，多個流域來水不及預期，顯著影響了水電出力。今年上半年，我國主要流域來水情況好于去年，水電發電量顯著增加，截至 2022 年 7 月，全國水電利用小時數2100 小時，同比增加 167 個小時。但進入 7 月以來，由于極端高溫天氣影響，來水情況逐漸低于預期，根據三峽集團公開數據，7 月三峽出庫量較過去 4 年同期均值下降 40%。電源裝機結構持續改變電源裝機結構持續改變，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口。過去十年我國火電裝機占比持續下降，由 2011 年的

9、 72.5%下降至 2022 年 7 月的 53.4%，而風光裝機占比則由 4.5%上升至 28%，不可靠電源占比持續提升。并且過去十年我國火電發電量占比持續下降，但明顯高于裝機占比。為了保證電力系統的平穩運行，需要留有備用機組，我國各省合理備用率通常在 13%-15%，因此可用裝機容量需高于用電負荷。由于可靠電源裝機容量下降，在某些時段我國部分區域出現裝機出力將低于用電負荷的情況，造成限電發生。我們認為由于可靠性電源裝機規模難以快速提升，疊加由于高溫天氣導致四川湖北等地水電站蓄水量明顯下降，到今年冬季枯水期來臨時，我國部分省份可能會再度出現有序用電情況。而根據電規總院預測，到 2023 年，

10、我國將有 6 個省份電力供應緊張、17 個省份電力供應偏緊。長期看，我國用電需求和負荷伴隨經濟增長有望持續增加，若可靠性電源裝機建設不足，限電情況還將頻發。各細分電源發展方向與投資機會各細分電源發展方向與投資機會：火電具備能源壓艙石作用，短期難以替代，價值需被重估?；痣娋邆淠茉磯号撌饔?，短期難以替代，價值需被重估。整體看我國過去三個五年計劃周期內，火電新增裝機容量是持續下降的，到今年上半年我國火電新增裝機僅新增 818 萬千瓦。由于火電建設積極性下降，在沒有足夠替代電源的情況下，火電對電力系統提供的托底保障能力減弱。能源供應緊張背景下，我國煤電投資明顯加快，今年上半年火電基本建設投資完成額同

11、比增長 71.8%。近期，廣東省 5 個煤電項目在 8 月獲得了核準，新增煤電裝機 670 萬千瓦。我們認為各級政府對于煤電的態度可能會發生轉變，煤電的價值將被重估，“十四五”期間煤電新增規模有望保持在合理水平。而燃機由于其碳排放更低，相對更清潔，有望在未來十年實現快速發展。長期來看，火電角色發生改變，容量電價出臺引導火電回歸公用事業屬性?；痣娊巧珜⒂芍黧w性電源逐步轉變為輔助能源，機組利用小時數將顯著下降，可能由此前 4000多小時下降至 1000-2000 小時。角色改變后火電商業模式也將發生改變，需要出臺容量電價政策給予火電合理收益，以此保障火電企業的正常經營，維持企業經營及投資（靈活性改

12、造）的積極性，最終實現新型電力系統平穩轉型。新商業模式下，火電將會回歸公用事業屬性，行業將保持長期微利的狀態。水電供需推動電價長期上漲，流域一體化開發轉型新能源。水電供需推動電價長期上漲，流域一體化開發轉型新能源。我國水電投產高峰期已過，未來三年常規水電新增規模預計為 2250 萬千瓦左右。隨著兩河口、白鶴灘等主要大型水電機組在近一年內投產，我國目前具備經濟性的大型水電站已基本開發完畢。隨著水電機組陸續投產，西南水電大省 3XVW3W2VZZmOoMaQdN7NsQoOpNnPlOqQvMiNmMuM6MmMxOvPmPzQMYsRrN 行業周報 長城證券 3 請參考最后一頁評級說明及重要聲明

13、 電力供需將由此絕對寬松逐漸走向平衡乃至緊張。電力供需緊張將對電價形成支撐，我們認為西南水電大省水電市場電價將進入長期溫和上漲。同時，在雙碳背景下，水風光一體化轉型新能源將成為新增長點，水風光一體化以大型水電基地為基礎，配套建設風光電源，利用水電站的調節能力和已有送出線路，將三種電源的電力打捆外送。6 月“十四五”可再生能源規劃出臺，對水電及水風光一體化提出三個發展方向并提出建設兩個水風光一體化大基地：科學有序推進大型水電基地建設；積極推進大型水電站優化升級，發揮水電調節潛力；依托西南水電基地統籌推進水風光綜合基地開發建設。核電作為“雙碳”背景下最佳基荷能源，行業有望實現長期穩健增長。核電作為

14、“雙碳”背景下最佳基荷能源，行業有望實現長期穩健增長。其具備高效、可靠、情節等特點，受自然環境的影響較小，成本端受燃料價格波動影響也較小，供電穩定，可以承擔電網基荷能源的角色。核能發電幾乎不排放二氧化碳、氮氧化物，在減排溫室氣體、減少空氣污染方面有重要價值。預計在 2022 到 2025 年間，我國將進一步加快擴大裝機規模，保持每年 6 到 8 臺核電機組的核準開工節奏。目前我國核電發電量占總發電量比例僅為 4.9%，遠低于世界平均水平（約 10%），從國家能源安全和能源結構優化的角度來看，我國核電未來發展空間廣闊?！笆奈濉币巹澖o核電頂下的基調為積極安全有序發展核電，出規劃核電發展技術路線外

15、，其應用將越加多元化，其中核能清潔供熱也是頗有潛力的發展方向。新能源發電，量增價減或成為未來行業發展主旋律。新能源發電，量增價減或成為未來行業發展主旋律。雙碳背景下新能源裝機規模有望迅速擴大，棄風棄光率或再次提升；同時新能源進電力市場交易大勢所趨，電源特性將導致市場電價顯著承壓，風光電源特性使其電能質量較差，在電力市場中將處于劣勢，且電源容易出現自食效應。大部分風光機組出力曲線與分時電價曲線擬合度不高，將影響其參與市場化的收益。雙碳目標下新能源規模必然會快速擴大，分布式和新能源大基地因為其電價和消納的優勢將成為重要發力點。新型電力系統對能源系統調節能力需求激增，儲能行業作為系統重要造成新型電力

16、系統對能源系統調節能力需求激增，儲能行業作為系統重要造成部分，將進入快速發展期。部分，將進入快速發展期。我國儲能裝機中抽水蓄能仍占絕對份額，新型儲能占比逐漸增加，截至 2021 年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模為 46.1GW，同比增長 30%，占全球市場總規模的 22%。抽水蓄能未來十年是行業發展黃金期，抽水蓄能技術成熟、反應速度快、單機容量大、經濟性較好等特點，是目前大規模調節能源的首選。根據規劃 2025年和 2030 年我國抽蓄裝機規模將分別達到 6200 萬千瓦和 1.2 億千瓦，而實際裝機有望超出規劃預期。同時，抽蓄價格商業模式逐漸成熟，參與電力市場有望提升盈利能力。新型儲

17、能有望實現爆發式增長，逐步探索商業模式，“十四五”新型儲能頂層規劃已完成，“新能源+儲能”將是主要應用場景，我國新型儲能規模有望在 2025 年達到 4000 萬千瓦，目前新型儲能商業模式還在積極探索中，各省政策不盡相同，但主要以調峰輔助市場+租賃費用+市場現貨電價差組成。投資意見：投資意見：火電：火電：短期看隨著長協煤簽約率、履約率、執行率的穩步提升，燃料成本有望進一步下降，但 7 月以來用電需求的快速增長帶動煤炭消耗量增加，國內動力煤供需再次偏緊。下半年關注火電發電量回升和長協煤兌現比例提升帶來的降本增效作用。長期看，隨著火電角色的改變，其商業模式也將改變，行業將回歸公用事業屬性，業績有望

18、保持穩定。推薦標的：華電國際，相關標的：華潤電力（H）、國電電力。水電：水電：西南地區水電大省省內電力供需結構逐漸走向緊張，省內市場電價有望長期溫和上漲。而外送電部分由于受端省火電市場電價普遍頂格上漲，電價上漲有望逐步傳導至外送電量。兩方面因素將共同推動西南水電企業綜合電價上漲，增厚企業業績。由于水風光一體化開發的優勢以及水 行業周報 長城證券 4 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 電企業良好的現金流，我們認為水電企業有望快速發展新能源，成為新的業績增長點。推薦標的：國投電力、長江電力、川投能源，相關標的：黔源電力、桂冠電力。核電：核電：“雙碳”目標下最佳基荷能源，每年核準和新增裝機將有穩定預

19、期，行業有望實現長期看。推薦標的：中國廣核，相關標的：中國核電。新能源運營：新能源運營：裝機增速持續加快，行業景氣度延續，隨著兩網陸續成立補貼結算公司，可再生能源補貼拖欠問題影響減弱。同時在政策引導和綠電運營商業績壓力下，我們認為行業將進入自律及正向的發展道路。推薦標的：中閩能源、福能股份，相關標的：三峽能源、龍源電力。儲能：儲能：在國家政策及市場需求的推動下，儲能行業進入高速發展期。我們認為目前電力市場對于調峰調頻等輔助服務和調節峰谷電源的需求非常旺盛，在電力市場較為成熟可以變現的省份，例如廣東、山東、江蘇等峰谷價差高且政府鼓勵的省份，儲能運營商將會有很明顯的超額收益。推薦標的：文山電力。風

20、險提示：風險提示：政策風險、用電需求下滑風險、燃料成本持續高企風險、市場電價超預期下滑風險、來水不及預期風險。行業周報 長城證券 5 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 目錄目錄 1.行情回顧.9 1.1 大盤指數與電力板塊指數走勢.9 1.2 電力板塊個股區間漲跌幅.10 2.業績總結.12 2.1 2022年上半年電力數據情況.12 2.2 電力行業及細分板塊業績總結.13 2.2.1 火電：長協煤履約率提升，燃料成本下降，板塊盈利逐步修復.14 2.2.2 水電：來水情況較好疊加穩定高毛利率，板塊業績增長明顯.15 2.2.3 新能源：裝機增速持續加快，行業景氣度延續，板塊業績穩定增長.1

21、6 2.2.4 核電：機組投產業績穩健增長，發展新能源帶來新的增長點.17 3.三季度行業發展展望.19 3.1 電力行業近期發展情況.19 3.1.1 限電情況再現，可靠性電源不足是關鍵.19 3.1.2 高溫天氣下，多地用電負荷創新高.20 3.1.3 極端高溫天氣顯著影響水電出力.21 3.1.4 電源裝機結構持續改變，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口.21 3.2 火電：能源壓艙石作用短期難以替代，價值需被重估.24 3.2.1 短期：能源供應緊張凸顯煤電重要性，火電投資有望再次加速.24 3.2.2 長期：火電角色發生改變，容量電價出臺引導火電回歸公用事業屬性.25 3.3 水電

22、：供需推動電價長期上漲，流域一體化開發轉型新能源.26 3.3.1 電力供應偏緊，西南水電大省電價有望持續溫和上漲.26 3.3.2 雙碳背景下，水風光一體化轉型新能源將成為新增長點.28 3.4 核電：雙碳背景下最佳基荷能源，行業有望實現長期穩健增長.30 3.5 新能源：量增價減或成為未來行業發展主旋律.32 3.5.1 雙碳背景下新能源裝機規模有望迅速擴大，棄風棄光率或再次提升.32 3.5.2 新能源進電力市場交易大勢所趨，電源特性將導致市場電價顯著承壓.35 3.5.3 分布式：光伏增長主力軍，補貼退坡后熱情不減.39 3.5.4 大基地：集中開發規?？焖僭鲩L，一體化項目外送保障消納

23、與電價.42 3.6 儲能運營：新型電力系統重要組成部分，進入發展快車道.44 3.6.1 抽水蓄能：未來十年是行業發展黃金期.46 3.6.2 新型儲能：有望實現爆發式增長，逐步探索商業模式.50 4.投資建議.51 5.風險提示.52 行業周報 長城證券 6 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 圖表目錄圖表目錄 圖 1：2021-2022 年 8 月大盤與電力行業指數走勢.9 圖 2：2021-2022H1 電力細分領域指數走勢.9 圖 3：2022H1 大盤和電力行業指數走勢.9 圖 4：2022H1 電力細分領域指數走勢.10 圖 5：2021/12/31-2022/8/31 火電股區間

24、漲跌幅.10 圖 6：2021/12/31-2022/8/31 水電股區間漲跌幅.11 圖 7：2021/12/31-2022/8/31 核電股區間漲跌幅.11 圖 8：2021/12/31-2022/8/31 新能源股區間漲跌幅.11 圖 9：我國歷年用電量（億千瓦時）.12 圖 10：歷年各產業用電量占比.12 圖 11：我國歷年發電量（億千瓦時）.12 圖 12：歷年各電源發電量占比.12 圖 13：各電源歷年利用小時數.12 圖 14：我國歷年發電設備容量（萬千瓦）.13 圖 15：歷年各電源裝機容量（萬千瓦）.13 圖 16：電力板塊營業收入與同比增速.14 圖 17：電力板塊歸母凈

25、利潤與同比增速.14 圖 18：電力板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況.14 圖 19：電力板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況.14 圖 20：火電營業收入與同比增速.15 圖 21：火電歸母凈利潤與同比增速.15 圖 22：火電板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況.15 圖 23：火電板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況.15 圖 24：水電板塊營業收入與同比增速.15 圖 25：水電板塊歸母凈利潤與同比增速.15 圖 26：水電板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況.16 圖 27：水電板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況.16 圖 28：新能源板塊營業收入與同比增速.16 圖 29：新能源板塊歸母凈利潤與同比

26、增速.16 圖 30：新能源板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況.17 圖 31：新能源板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況.17 圖 32：核電板塊營業收入與同比增速.17 圖 33：核電板塊歸母凈利潤與同比增速.17 圖 34：核電板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況.18 圖 35：核電板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況.18 圖 36：2022年初至今部分省市有序用電相關政策.19 圖 37：我國主要電網最高用電負荷合計值（萬千瓦）.21 圖 38：我國主要電網當月最高用電負荷（萬千瓦）.21 圖 39：三峽水庫入流量（立方米/秒，數據截至 8月 24 日）.21 圖 40：2011年-2021年我

27、國裝機結構變化.22 圖 41：2011年我國各電源裝機占比.22 圖 42：2021年我國各電源裝機占比.22 行業周報 長城證券 7 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 圖 43：過去十年我國發電結構變化.22 圖 44：2011年我國各電源發電量占比.23 圖 45：2021年我國各電源發電量占比.23 圖 46：我國歷年新增火電裝機（萬千瓦）.24 圖 47：火電電源基本建設投資完成額（累計同比：%）.25 圖 48：我國歷年火電利用小時數.26 圖 49：我國歷年水電裝機規模（萬千瓦）.27 圖 50：兩省歷年發電量增速.27 圖 51：兩省歷年發用電量差值（億千瓦時）.27 圖 52

28、：四川省 2019 年到 2021年水電市場化交易量價統計圖.28 圖 53：云南省 2022 年到 2022年 8 月水電市場化交易量價統計圖.28 圖 54：核能發電的低碳環保價值.30 圖 55：核電裝機容量預測.30 圖 56：我國核電發電量及占比.31 圖 57：核能供熱原理圖.32 圖 58：我國未來四年用電量預測（單位：億千瓦時）.33 圖 59：我國 9省份分時電價走勢曲線與典型光伏項目出力曲線比較圖.37 圖 60：2015-2022H1 全國光伏累計并網裝機容量情況.40 圖 61：2015-2022Q1 全國光伏新增并網裝機容量情況.40 圖 62：工商業與戶用分布式光伏

29、裝機量.41 圖 63：分省份分布式光伏裝機量.41 圖 64：分布式光伏補貼退坡曲線.41 圖 65：主流儲能技術分類.44 圖 66：儲能應用與需求分類.45 圖 67：2021年我國儲能裝機結構.45 圖 68：2021年我國新型儲能裝機結構.45 圖 69：抽水蓄能工作原理圖.46 圖 70：抽水蓄能裝機規模預測（萬千瓦）.47 圖 71：633 號文政策要點.48 表 1：長城公用事業標的池.13 表 2：2022 年 7月我國裝機出力測算（單位：萬千瓦）.24 表 3：廣東省 8 月核準煤電項目明細.25 表 4：規劃主要涉及流域（包括但不限于）.29 表 5：“十四五”可再生能源

30、規劃中水風光一體化大基地.29 表 6：根據非水可再生能源消納權重對風光新增裝機的測算.33 表 7：根據非水可再生能源消納權重對風光新增裝機的測算.34 表 8：風光電源消納情況.34 表 9：國家層面推動新能源進入電力市場的部分政策.35 表 10：各省層面推動新能源進入電力市場的部分政策.36 表 11：我國各省份分時電價政策.37 表 12：戶用、工商業分布式光伏補貼 5次調價.41 表 13：我國七大陸上新能源基地明細.42 表 14：我國第一批新能源大基地明細.43 表 15：8月電網代理購電峰谷價差（單位：元/千瓦時）.49 行業周報 長城證券 8 請參考最后一頁評級說明及重要聲

31、明 表 16：各省新型儲能裝機目標.50 表 17：各省份獨立儲能項目收益劃分.50 行業周報 長城證券 9 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 1.行情回顧行情回顧 1.1 大盤指數與大盤指數與電力板塊指數電力板塊指數走勢走勢 2021 年初至 2022 年 8 月末，上證綜指、滬深 300 指數、萬得全 A 和申萬電力指數較2020 年 12 月 31日分別-7.80%、-21.73%、9.17%、-6.62%和 24.18%，電力板塊表現好于大盤表現。圖圖 1：2021-2022 年年 8 月月大盤與電力行業指數走勢大盤與電力行業指數走勢 資料來源：IFIND，長城證券研究院（2020/1

32、2/31=1000）分領域看，2021 年初至 2022 年 8 月末，申萬火力發電、水力發電、光伏發電、風力發電指數分別上漲 35.26%、31.26%、9.88%、57.37%，其中風電板塊表現最為優異。圖圖 2：2021-2022H1 電力細分領域指數走勢電力細分領域指數走勢 資料來源：IFIND，長城證券研究院（2020/12/31=1000）2022年上半年，上證綜指、滬深 300指數、萬得全 A、申萬電力指數較 2021年 12月 31日分別-6.63%、-9.22%、-9.53%和-13.45%，電力板塊走勢與大盤相近。圖圖 3：2022H1 大盤和電力行業指數走勢大盤和電力行業

33、指數走勢 6007008009001,0001,1001,2001,3001,4001,500萬得全A上證綜合指數滬深300指數SW電力7009001,1001,3001,5001,7001,9002,1002,300SW火力發電SW水力發電SW光伏發電SW風力發電 行業周報 長城證券 10 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：IFIND，長城證券研究院（2021/12/31=1000）分領域看，2022 年上半年申萬火力發電、水力發電、光伏發電、風力發電指數分別-13.45%、0.58%、-25.62%、-18.37%，水電板塊展現了良好的防御屬性。圖圖 4：2022H1 電力細分領

34、域指數走勢電力細分領域指數走勢 資料來源：IFIND，長城證券研究院（2021/12/31=1000）1.2 電力板塊個股區間漲跌幅電力板塊個股區間漲跌幅 2022 年上半年，火電板塊個股走勢整體偏弱，漲幅排名前五的公司有：贛能股份、國電電力、通寶能源、華電國際，區間漲跌幅分別為 57%、50%、49%、9%，0%；跌幅排名前五的公司有：華潤電力、長源電力、上海電力、粵電力 A、華銀電力，區間漲跌幅分別為-40%、-28%、-26%、-25%、-20%。圖圖 5：2021/12/31-2022/8/31 火電股區間漲跌幅火電股區間漲跌幅 70075080085090095010001050萬得

35、全A上證綜合指數滬深300指數SW電力50060070080090010001100SW火力發電SW水力發電SW光伏發電SW風力發電 行業周報 長城證券 11 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：IFIND，長城證券研究院 2022 年上半年，水電板塊個股走勢整體平緩。漲幅排名前三的公司有：華能水電、川投能源、長江電力，區間漲跌幅分別為 17%、12%、10%；跌幅排名前三的公司有：甘肅電投、閩東電力、桂冠電力，區間漲跌幅分別為-15%、-12%、-1%。2022 年上半年，核電板塊個股走勢下降。中國廣核和中國核電區間漲跌幅分別為-6%、-23%，其中，中國廣核的新能源發展迅速，帶來一

36、定的業績增量。圖圖 6：2021/12/31-2022/8/31 水電股區間水電股區間漲跌幅漲跌幅 圖圖 7：2021/12/31-2022/8/31 核電股區間核電股區間漲跌幅漲跌幅 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 2022 年上半年，新能源板塊個股走勢降幅明顯。其中芯能科技、浙江新能、龍源電力區間跌幅較小，分別為-10%、-13%、-14%；中廣核新能源、大唐新能源、江蘇新能、晶科科技、新天綠能跌幅較大，分別為-62%、-44%、-39%、-38%、-33%。圖圖 8：2021/12/31-2022/8/31 新能源股區間新能源股區間漲跌幅漲跌幅

37、 資料來源：IFIND，長城證券研究院 57%50%49%9%0%-1%-1%-1%-1%-2%-5%-11%-11%-12%-12%-14%-15%-16%-17%-18%-19%-20%-25%-26%-28%-40%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%17%12%10%3%0%-1%-12%-15%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%-6%-23%-25%-20%-15%-10%-5%0%中國廣核中國核電-10%-13%-14%-16%-16%-22%-23%-24%-27%-27%-33%-38%-39%-44%-62%-70%-60%-50%-40

38、%-30%-20%-10%0%行業周報 長城證券 12 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 2.業績總結業績總結 2.1 2022 年上半年電力數據情況年上半年電力數據情況 2022年 1-6 月,全國全社會用電量 40977億千瓦時，同比增長 2.9%，兩年復合增速 10.5%。分產業看，第一產業用電量 513 億千瓦時，同比增長 10.3%；第二產業用電量 27415 億千瓦時，同比增長 1.3%；第三產業用電量 6938 億千瓦時，同比增長 3.1%；城鄉居民生活用電量 6112 億千瓦時，同比增長 9.6%。上半年發用電量增速均受疫情影響。圖圖 9：我國歷年用電量（億千瓦時）我國歷年用電

39、量（億千瓦時）圖圖 10：歷年各產業用電量占比歷年各產業用電量占比 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 2022年 1-6 月全國發電量 39631 億千瓦時，同比增長 0.7%，其中火電、水電、核電、風電發電量同比增速分別為-3.9%、20.3%、2.0%、12.17%。南方主要流域來水同比偏豐導致水電發電量高增，水火替代效應、燃煤成本保持高位等因素影響，火電發電增速放緩。圖圖 11：我國歷年發電量（億千瓦時）我國歷年發電量（億千瓦時）圖圖 12：歷年各電源發電量占比歷年各電源發電量占比 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城

40、證券研究院 2022 年 1-6 月我國火電、水電、風電、核電和光伏發電平均利用小時數分別為 2,057、1,691、1,154、3,673 和 690 小時，同比-6.08%、13.03%、-4.76%、-3.47%和 4.58%圖圖 13：各電源歷年利用小時數各電源歷年利用小時數 6.6%8.5%4.5%3.1%10.3%2.9%3.4%0%2%4%6%8%10%12%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,000201720182019202020212022H1 2022-07用電量（億千瓦時）同比0%10%20%30%4

41、0%50%60%70%80%90%100%201720182019202020212022H1 2022-07一產二產三產居民5.7%6.8%3.5%2.7%8.1%0.7%1.4%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,00020172018201920202021 2022H12022-07發電量（億千瓦時）同比0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201720182019202020212022H1 2022-07火電水電核電風電光伏 行業周報 長城證券 1

42、3 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：國家能源局，長城證券研究院 截至 2022 年 6 月，我國全口徑總發電設備容量 24.41 億千瓦，同比增長 8.1%，其中火電、水電、核電、風電和光伏裝機容量分別為 13.05、4.0、0.56、3.42 和 3.37 億千瓦，同比增長 3.03%、5.86%、6.46%、17.24%和 25.85%?！半p碳”背景下，風光裝機容量快速增長。圖圖 14：我國歷年發電設備容量（萬千瓦）我國歷年發電設備容量（萬千瓦）圖圖 15：歷年各電源裝機容量（萬千瓦）歷年各電源裝機容量（萬千瓦）資料來源：國家能源局，長城證券研究院 資料來源：國家能源局，長城證

43、券研究院 2.2 電力行業及細分板塊業績總結電力行業及細分板塊業績總結 我們根據公司主營業務占比及市場份額、行業影響確定標的池，并以此進行業績分析。表表 1：長城公用事業標的池長城公用事業標的池 長城公用事業標的池長城公用事業標的池 火電板塊火電板塊 國電電力 華能國際 內蒙華電 華電國際 申能股份 浙能電力 深圳能源 上海電力 長源電力 天富能源 建投能源 通寶能源 江蘇國信 穗恒運 A 豫能控股 金山股份 贛能股份 粵電力 A 寶新能源 晉控電力 大唐發電 京能電力 皖能電力 華銀電力 中國電力 華潤電力 水電板塊水電板塊 長江電力 國投電力 川投能源 華能水電 黔源電力 閩東電力 甘肅電

44、投 桂冠電力 新能源板塊新能源板塊 三峽能源 節能風電 嘉澤新能 中閩能源 龍源電力 江蘇新能 新天綠能 太陽能 晶科科技 核電板塊核電板塊 浙江新能 芯能科技 金開新能 大唐新能源 中廣核新能源 吉電股份 中國核電 中國廣核 資料來源：長城證券研究院 0200040006000800010000火電水電風電核電光伏202020212021H12022H15.8%9.5%7.9%8.1%8.0%0%2%4%6%8%10%050,000100,000150,000200,000250,000300,0002019202020212022H1 2022-07全口徑發電設備容量（萬千瓦）同比020,

45、00040,00060,00080,000100,000120,000140,000水電火電風電核電光伏2019202020212022H12022-07 行業周報 長城證券 14 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 2022 年上半年，電力行業實現營業收入 8079 億元，同比增長 20.5%；實現歸母凈利潤609.7 元，同比下降 10.7%；實現毛利潤 1454 億元，同比下降 2.2%；電力板塊整體毛利率為 18%,同比下降 4.2 個 pct；二季度營業收入 4298 億元，環比增長 13.66%；實現歸母凈利潤 395億元，環比增長 83.97%；實現毛利率 837.6 億元，環比增

46、長 35.92%；毛利率為 19.62%，環比提升 1.72 個 pct。2022 年上半年煤價成本環比有所改善，水電發電量高增，板塊盈利能力顯著改善。圖圖 16：電力板塊電力板塊營業收入營業收入與同比增速與同比增速 圖圖 17：電力板塊電力板塊歸母凈利潤與同比增速歸母凈利潤與同比增速 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 注：為提高統計精度，季度毛利潤分析剔除港股。2.2.1 火電：火電：長協煤履約率提升，燃料成本下降，板塊盈利長協煤履約率提升，燃料成本下降，板塊盈利逐步逐步修修復復 2022 年上半年，火電板塊實現營業收入 5881 億元，同比增長 2

47、1.5%；實現歸母凈利潤90 億元，同比降低 65.8%；實現毛利潤 422 億元，同比下降 35%；火電板塊整體毛利率為 7.4%。二季度實現營業收入 3058.6 億元，環比增長 8.39%；實現歸母凈利潤 73.2 億元，環比增長 333.21%；實現毛利潤 241 億元，環比增長 26%；毛利率為 6.13%，環比下降 0.35 個 pct。上半年隨著長協煤簽約率、履約率、執行率的穩步提升，燃料成本得到進一步控制和下降，板塊盈利逐步修復。8247.59664.911102.312147.612136.914917.78079.217.2%14.9%9.4%-0.1%22.9%20.5%

48、-5%0%5%10%15%20%25%02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,0002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1營收（億元）同比956.6787.6912.4998.11228.0404.5609.7-17.7%15.8%9.4%23.0%-67.1%-10.7%-80%-70%-60%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%02004006008001,0001,2001,4002016A2017A2018A2019A2020A2021A 2022H1歸母凈利潤（億元）同

49、比圖圖 18：電力板塊電力板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況毛利潤、同比及毛利率年度情況 圖圖 19：電力板塊電力板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況毛利潤、同比及毛利率季度情況 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 2382.72070.62439.12878.43209.71886.71453.8-13.1%17.8%18.0%11.5%-41.2%-2.2%28.9%21.4%22.0%23.7%26.4%12.6%18.0%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5

50、002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1毛利潤（億元）同比毛利率671.61338.01765.21728.2616.21306.211.5%-2.3%-22.2%-41.6%-8.2%-2.4%22.2%22.1%18.2%12.7%16.3%17.9%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%05001,0001,5002,0002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q2毛利潤（億元）同比毛利率 行業周報 長城證券 15 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 圖圖 20：火火電電營業收入營業收入與

51、同比增速與同比增速 圖圖 21：火火電歸母凈利潤與同比增速電歸母凈利潤與同比增速 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 2.2.2 水電：水電：來水情況較好來水情況較好疊加穩定高毛利率，板塊業績增長明顯疊加穩定高毛利率，板塊業績增長明顯 2022年上半年，水電板塊實現營業收入 680.7 億元，同比增長 21.8%；歸母凈利潤 215.5億元，同比增長 30.7%；實現毛利潤 349.2 億元，同比增長 33.9%；水電板塊整體毛利率 51.3%，保持在較高的盈利水平。二季度實現營業收入 395.4億元，環比增長 38.63%；實現歸母凈利潤 152.2

52、億元，環比增長 140.36%；實現毛利潤 225.5 億元，環比增長82.29%；毛利率為 57.03%，環比提升 5.72 個 pct。上半年來水情況較好，水電利用小時數同比增加 195 個小時，帶動發電量大幅同比增長 20.3%。圖圖 24：水電板塊水電板塊營業收入營業收入與同比增速與同比增速 圖圖 25：水電板塊歸母凈利潤與同比增速水電板塊歸母凈利潤與同比增速 5966.77039.38084.08870.68599.910860.95880.518.0%14.8%9.7%-3.1%26.3%21.5%-5%0%5%10%15%20%25%30%02,0004,0006,0008,00

53、010,00012,0002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1營收（億元）同比440.9197.3255.2341.3482.2-395.990.1-55.3%29.3%33.7%41.3%-182.1%-65.8%-200%-150%-100%-50%0%50%100%-500-400-300-200-10001002003004005006002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1歸母凈利潤（億元）同比圖圖 22：火火電板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況電板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況 圖圖 23

54、：火火電板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況電板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 注：為提高統計精度，火電板塊季度毛利潤分析剔除港股（中國電力 華潤電力）1346.8909.81096.31427.81608.9209.3432.3-32.4%20.5%30.2%12.7%-87.0%-34.9%22.6%12.9%13.6%16.1%18.7%1.9%7.4%-100%-80%-60%-40%-20%0%20%40%02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002016A 2017A 2018

55、A 2019A 2020A 2021A 2022H1毛利潤（億元）同比毛利率320.5563.2532.7126.3191.3339.43.7%-17.5%-50.8%-91.1%-40.3%-39.7%14.6%13.1%7.7%1.3%6.8%6.5%-100%-80%-60%-40%-20%0%20%01002003004005006002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022H1毛利潤（億元）同比毛利率 行業周報 長城證券 16 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 2.2.3 新能源：

56、新能源：裝機增速持續加快，行業景氣度延續，板塊業績穩裝機增速持續加快，行業景氣度延續，板塊業績穩定增長定增長 2022 年上半年，風電裝機容量同比增長 17.24%，光伏發電裝機容量同比增長 25.85%，新能源裝機增速持續加快。板塊實現營業收入 806 億元，同比增長 26.3%；實現歸母凈利潤 190.7 億元，同比增長 23.1%；實現毛利潤 350.6 億元，同比增長 21.8%；新能源板塊整體毛利率為 43.5%。二季度實現營業收入 474.7 億元，環比增長 43.24%；實現歸母凈利潤 113.6 億元，環比增長 47.30%；實現毛利潤 206.5 億元，同比增長 43.37%

57、；毛利率為 46.67%，環比提升 0.14個 pct。圖圖 28：新能源板塊新能源板塊營業收入營業收入與同比增速與同比增速 圖圖 29：新能源板塊歸母凈利潤與同比增速新能源板塊歸母凈利潤與同比增速 1034.81094.41233.71280.31316.51338.4680.75.8%12.7%3.8%2.8%1.7%21.8%0%5%10%15%20%25%02004006008001,0001,2001,4001,6002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1營收（億元）同比313.7340.5392.0377.2428.1396.0215.

58、58.5%15.1%-3.8%13.5%-7.5%30.7%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%0501001502002503003504004502016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1歸母凈利潤（億元）同比圖圖 26：水電板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況水電板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況 圖圖 27：水電板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況水電板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 559.2572.6645.6667.5719.1641.5349.22.

59、4%12.7%3.4%7.7%-10.8%33.9%54.0%52.3%52.3%52.1%54.6%47.9%51.3%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%01002003004005006007008002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1毛利潤（億元）同比毛利率4.9%-2.7%-10.8%-10.8%16.5%33.9%42.7%46.7%50.7%47.9%43.4%51.3%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%01002003004005006007002021Q1 2021Q2 2021Q3

60、2021Q4 2022Q1 2022Q2毛利潤（億元）同比毛利率 行業周報 長城證券 17 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 2.2.4 核電：核電：機組投產業績穩健增長，發展新能源帶來新的增長點機組投產業績穩健增長，發展新能源帶來新的增長點 2022 年上半年，核電板塊實現總營業收入 711.9 億元，同比增長 6.8%；實現歸母凈利潤113.42億元，同比增長 13.7%；實現毛利潤 321.7 億元，同比增長 17.2%；核電板塊整體為毛利率 45.2%。核電板塊業績增長系核電機組投產裝機量增長，以及中核快速發展

61、新能源，帶來業績增長。二季度實現營業收入 369 億元，環比增長 7.7%；實現歸母凈利潤56.1 億元，環比下降 2.26%；實現毛利潤 164.5 億元，環比增長 4.66%。毛利率為44.56%，環比下降 0.62個 pct。圖圖 32：核電板塊核電板塊營業收入營業收入與同比增速與同比增速 圖圖 33：核電板塊歸母凈利潤與同比增速核電板塊歸母凈利潤與同比增速 615.5738.9883.2927.3991.91287.9806.120.0%19.5%5.0%7.0%29.8%26.3%0%5%10%15%20%25%30%35%02004006008001,0001,2001,40020

62、16A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1營收（億元）同比83.5109.2130.9138.8162.0226.6190.730.8%19.8%6.1%16.7%39.9%23.1%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%0501001502002502016A2017A2018A2019A2020A2021A2022H1歸母凈利潤（億元）同比630.4792.2901.31069.41228.61430.5711.925.7%13.8%18.6%14.9%16.4%6.8%0%5%10%15%20%25%30%0200400600800

63、1,0001,2001,4001,6002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1營收（億元）同比118.53 140.62 134.39 140.78 155.58 177.71 113.42 18.6%-4.4%4.8%10.5%14.2%13.7%-10%-5%0%5%10%15%20%0204060801001201401601802002016A2018A2020A2022H1歸母凈利潤（億元）同比圖圖 30：新能源板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況新能源板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況 圖圖 31：新能源板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況新能源

64、板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 注：為提高統計精度，新能源板塊季度毛利潤分析剔除港股、吉電股份、太陽能電池片業務 204.3250.6309.9336.3385.9492.4350.622.7%23.6%8.5%14.8%27.6%21.8%33.2%33.9%35.1%36.3%38.9%38.2%43.5%0%10%20%30%40%50%01002003004005006002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1毛利潤（億元）同比毛利率110.7221.7287.3

65、389.6133.8273.939.3%35.5%27.0%27.4%20.9%23.6%47.1%49.5%44.0%43.1%46.4%46.5%0%10%20%30%40%50%60%01002003004005002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q2毛利潤（億元）同比毛利率 行業周報 長城證券 18 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 圖圖 34：核電板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況核電板塊毛利潤、同比及毛利率年度情況 圖圖 35：核電板塊毛利潤、同比及毛利率季度情況核電板塊毛

66、利潤、同比及毛利率季度情況 資料來源：IFIND，長城證券研究院 資料來源：IFIND，長城證券研究院 272.5337.5387.4446.8495.8543.4321.723.9%14.8%15.3%11.0%9.6%17.2%43.2%42.6%43.0%41.8%40.4%38.0%45.2%0%10%20%30%40%50%01002003004005006002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1毛利潤（億元）同比毛利率124.77 274.49 419.53 543.45 157.18 321.70 18.2%13.2%11.0%9.

67、6%26.0%17.2%40.4%41.2%39.9%38.0%45.9%45.2%0%10%20%30%40%50%01002003004005006002021Q1 2021Q2 2021Q3 2021Q4 2022Q1 2022Q2毛利潤（億元）同比毛利率 行業周報 長城證券 19 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 3.三季度三季度行業行業發展展望發展展望 3.1 電力行業近期發展情況電力行業近期發展情況 3.1.1 限電情況再現，可靠性電源不足是關鍵限電情況再現，可靠性電源不足是關鍵 大規模限電情況連續第二年出現，高峰時段電力大規模限電情況連續第二年出現，高峰時段電力供應緊張情況短期難

68、以改變供應緊張情況短期難以改變。由于去年全國多省份出現了限電情況，對經濟和民生產生了一定影響。為了避免限電再次發生，今年國家在多次會議上強調了保障電力供應，明確提出了杜絕拉閘限電再度上演。各級地方政府為此也積極開展了許多工作，包括保障電煤、燃氣、燃油供應、發放補貼支持電力企業經營、推動電力體制改革和出臺虛擬電廠政策引導負荷側用電。但隨著高溫天氣來臨和用電需求快速復蘇，多地再次出現了有序用電情況，川渝地區更是出現了大面積限電。我們認為今年在政府已經做好充足準備情況下，限電情況再次發生，體現出我國目前電力系統冗余很少，可靠性下降的現狀，而這些問題都難以快速解決，短期內我國高峰時段電力供應緊張的情況

69、可能會持續發生。圖圖 36：2022 年初至今部分省市有序用電相關政策年初至今部分省市有序用電相關政策 2022 年我國各省市有序用電相關政策 省份 發布單位 時間 政策文件 遼寧 遼寧省工信廳 6 月 24 日 2022 年遼寧省有序用電方案 錦州市工業和信息化局 6 月 16 日 錦州市 2022 年有序用電方案 上海 上海市經濟信息化委 6 月 16 日 2022 年上海市迎峰度夏有序用電方案 內蒙古 內蒙古自治區能源局 6 月 2 日 蒙西電網有序用電方案（2022 年版）蒙東電網有序用電方案（2022 年版）呼和浩特市人民政府 3 月 12 日 呼和浩特地區有序用電方案 黑龍江 安達

70、市人民政府 6 月 28 日 安達市 2022 年有序用電工作方案 大興安嶺發改委 5 月 25 日 大興安嶺地區 2022 年有序用電方案 牡丹江市發改委 5 月 16 日 牡丹江供電區 2022 年有序用電方案 黑河市人民政府 5 月 16 日 黑河市 2022 年“迎峰度夏”有序用電方案 雙鴨山市發改委 5 月 13 日 雙鴨山市 2022 年有序用電方案 哈爾濱市工信局 5 月 11 日 哈爾濱市 2022 年有序用電工作方案 山東 聊城市能源管理科 6 月 21 日 2022 年聊城市迎峰度夏有序用電方案 山東省能源局 6 月 7 日 2022 年全省迎峰度夏有序用電方案 寧夏 寧夏

71、回族自治區發改委 5 月 5 日 寧夏回族自治區 2022 年迎峰度夏有序用電實施方案 廣東 深圳市工業和信息化局 4 月 11 日 深圳電網 2022 年有序用覅應季預案 中山市發展和改革委 4 月 11 日 中山市 2022 年有序用電實施方案 廣東珠海斗門區人民政府 2 月 11 日 斗門區服務制造業有序用電若干措施扶持辦法 江門鶴山市發展和改革委 1 月 19 日 2022 年鶴山市有序用電方案 浙江 寧波前灣新區開發建設管理委員會 8 月 26 日 寧波前灣新區 2022 年度有序用電實施方案 行業周報 長城證券 20 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 岱山縣有序用電和電網事故應季領

72、導小組辦公室 7 月 6 日 岱山縣 2022 年有需要用電方案 舟山市電網設施保護和供用電秩序維護領導小組辦公室 7 月 1 日 舟山市 2022 年有需要用電方案 衢州市發改委 6 月 28 日 2022 年衢州市有序用電方案 杭州市發展和改革委員會 5 月 10 日 2022 年杭州市有序用電工作方案 武義縣人民政府 4 月 19 日 2022 年武義縣有限用電和電力需求響應工作 松陽市發改局、國網浙江省電力有限公司松陽縣供電公司 4 月 18 日 2022 年松陽電網有序用電方案 臨海市人民政府 4 月 18 日 2022 年臨海有序用電方案 溫州市供電公司 3 月 26 日 2022

73、 年溫州市有序用電工作方案 臺州電業局 3 月 14 日 2022 年臺州有序用電方案 平湖市發展和改革局 3 月 3 日 2022 年全市有序用電方案 河南 ?？h發展和改革委委員會 5 月 24 日 2022 年?？h迎峰度夏（冬）有序用電方案 云南 云南省能源局 4 月 8 日 云南省 2022 年有序用電方案 大理白族自治州能源局 4 月 8 日 大理州 2022 年有序用電方案 安徽 阜陽發展和改革委員會、阜陽供電公司 7 月 1 日 阜陽電網 2022 年度電力迎峰度夏有序用電方案 建德市發展和改革局 7 月 7 日 關于做好建德市 2022 年全市有序用電工作的通知 重慶 重慶市經濟

74、和信息化委員會、國網重慶電力公司 8 月 16 日 關于擴大工業企業讓電于民實施范圍的緊急通知 重慶市渝北區經濟和信息化委員會 5 月 18 日 渝北區 2022 年豐水期有序用電實施方案（征求意見稿）重慶市經信委 5 月 18 日 關于同意開展 2022 年電力削峰移峰和電力需求響應工作的復函 四川 四川省經濟和信息化廳、國網四川省電力公司 8 月 16 日 關于擴大工業企業讓電與民實施范圍的緊急通知 資料來源：各省市政府網站，長城證券研究院 我們認為我們認為連續連續兩年發生兩年發生限電限電情況的主要情況的主要原因是我國原因是我國可靠性電源不足可靠性電源不足。過去兩年導致我國限電情況發生的原

75、因不盡相同：從需求側看，去年我國率先走出新冠疫情，用電量持續高增，多地電網用電負荷創新高，而今年 7 月開始我國逐漸擺脫新一輪疫情影響，疊加多地高溫天氣導致多地電網用電負荷再創新高。而從供給側看，去年由于能耗雙控政策推進以及煤價高企，煤電機組出力受到影響，而今年則由于極端高溫天氣影響，水電出力顯著下降。但過去兩年導致限制限電發生的共通原因則是由于我國裝機結構持續改變，發電端出力穩定性下降，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口。3.1.2 高溫天氣下，多地高溫天氣下，多地用電負荷創新高用電負荷創新高 疫情影響消退疊加高溫天氣，用電需求快速復蘇。疫情影響消退疊加高溫天氣，用電需求快速復蘇。7 月份

76、全國全社會用電量 8324 億千瓦時，同比增長 6.3%。根據國家能源局數據，分產業看，第一產業用電量 121億千瓦時，同比增長 14.3%；第二產業用電量 5132 億千瓦時，同比下降 0.1%；第三產業用電量1591億千瓦時，同比增長 11.5%；城鄉居民生活用電量 1480 億千瓦時，同比增長 26.8%。行業周報 長城證券 21 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 分地區看，東、中、西部和東北地區全社會用電量增速分別為 4.6%、10.5%、7.9%和-2.2%。電網最大用電負荷創歷史新高，提高了用電高峰時期對發電端的出力要求。電網最大用電負荷創歷史新高，提高了用電高峰時期對發電端的出力

77、要求。2022 年 7 月我國全國主要電網最高用電負荷合計值達到 12.6 億千瓦，同比增長 5.6%，創歷史新高。分區域看，除了東北電網，其余區域電網在 7 月的用電負荷均創歷史新高。最高用電負荷不斷提高對電源側的出力和電網運行都提出了更高要求，在電力系統無法穩定運行時，電網被迫采取有序用電乃至拉閘限電的方式引導負荷側降低需求。圖圖 37：我國主要電網最高用電負荷合計值（萬千瓦）我國主要電網最高用電負荷合計值（萬千瓦）圖圖 38：我國主要電網當月最高用電負荷（萬千瓦）我國主要電網當月最高用電負荷（萬千瓦）資料來源：IFIND、長城證券研究院 資料來源：IFIND、長城證券研究院 3.1.3

78、極端高溫天氣顯著影響水電出力極端高溫天氣顯著影響水電出力 受極端高溫天氣影響，多個流域來水不及預期，顯著影響了水電出力。今年上半年，我國主要流域來水情況好于去年，水電發電量顯著增加，截至 2022 年 7 月，全國水電利用小時數 2100小時，同比增加 167 個小時。但進入 7 月以來，由于極端高溫天氣影響，來水情況逐漸低于預期，根據三峽集團公開數據，7 月三峽出庫量較過去 4 年同期均值下降 40%。圖圖 39：三峽水庫入流量（立方米三峽水庫入流量（立方米/秒，數據截至秒，數據截至 8 月月 24 日）日）資料來源：IFIND，長城證券研究院 3.1.4 電源裝機結構持續改變，可靠電源出力

79、與高峰用電負荷間存電源裝機結構持續改變，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口在缺口 020,00040,00060,00080,000100,000120,000140,0002015-022015-062015-102016-022016-062016-102017-022017-062017-102018-022018-062018-102019-022019-062019-102020-022020-062020-102021-022021-062021-102022-022022-0605,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,000201

80、5-022015-062015-102016-022016-062016-102017-022017-062017-102018-022018-062018-102019-022019-062019-102020-022020-062020-102021-022021-062021-102022-022022-06南方華東華中華北東北010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,0001/11/91/171/252/22/102/182/263/63/143/223/304/74/154/235/15/95/175/256/26/106/186/2

81、67/47/127/207/288/58/138/238/319/89/169/2410/210/1010/1810/2611/311/1111/1911/2712/512/1312/2112/2920182019202020212022 行業周報 長城證券 22 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 過去十年我國火電裝機占比持續下降，由過去十年我國火電裝機占比持續下降，由 2011 年的年的 72.5%下降至下降至 2022 年年 7 月月的的 53.4%，而風光裝機占比則由而風光裝機占比則由 4.5%上升至上升至 28%，不可靠電源占比持續提升。，不可靠電源占比持續提升。過去十年我國火電和水電

82、裝機容量占比持續下降，水火電合計裝機容量占比由 2011 年底的 94.3%下降至2022 年 7 月的 69.8%，而核電裝機占比僅從 1.2%小幅提升至 2.3%，整體看可靠電源（出力可預期，高峰負荷期可以穩定出力，目前火電、大水電和核電可以滿足要求）裝機占比持續下降，不可靠電源裝機占比提升，電力系統穩定性下降。圖圖 40：2011 年年-2021 年我國裝機結構變化年我國裝機結構變化 資料來源：中電聯，長城證券研究院 圖圖 41：2011 年我國各電源裝機占比年我國各電源裝機占比 圖圖 42：2021 年我國各電源裝機占比年我國各電源裝機占比 資料來源：中電聯、長城證券研究院 注：裝機規

83、模為6000千瓦以上規模電廠數據 資料來源：中電聯、長城證券研究院 注：裝機規模為全口徑規模數據 過去十年我國火電發電量占比持續下降，但明顯高于裝機占比過去十年我國火電發電量占比持續下降，但明顯高于裝機占比。根據中電聯數據，過去十年我國可靠電源發電量占比下降，由 2011 年的 98%下降至 2020 年的 88.3%，但仍維持高位。圖圖 43：過去十年我國發電結構變化過去十年我國發電結構變化 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20112012201320142015201620172018201920202021水電火電核電風電光伏及其他72.5%21.8%4

84、.3%1.2%0.2%火電水電風電核電光伏及其他53.4%16.4%14.0%2.3%14.0%火電水電風電核電光伏 行業周報 長城證券 23 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：中電聯，長城證券研究院 圖圖 44：2011 年我國各電源發電量占比年我國各電源發電量占比 圖圖 45：2021 年我國各電源發電量占比年我國各電源發電量占比 資料來源：中電聯，長城證券研究院 資料來源：中電聯。長城證券研究院 為了保證電力系統的平穩運行，需要留有備用機組，我國各省合理備用率通常在為了保證電力系統的平穩運行，需要留有備用機組，我國各省合理備用率通常在 13%-15%，因此可用裝機容量需高于用電

85、負荷。，因此可用裝機容量需高于用電負荷。為了保障電力供應，電力系統可用裝機容量要高于用電負荷（可用裝機容量=用電負荷（1+合理備用率），因此需要留有部分機組以備急用。根據國家能源局關于發布 2023 年煤電規劃建設風險預警的通知政策，因為電網規模、發用電結構不同，各地的合理備用率有所差別，大部分省份合理備用率在 13%-15%。由于可靠電源裝機容量下降，在某些時段我國部分區域出現裝機出力將低于用電負荷的由于可靠電源裝機容量下降，在某些時段我國部分區域出現裝機出力將低于用電負荷的情況，造成限電發生。情況，造成限電發生。以今年 7 月為例，7 月全國最高用電負荷達到 12.59 億千瓦，按照合理備

86、用率 14%計算，當時實際需要裝機 14.35 億千瓦?？紤]各類電源特性以及正常檢修需求，假設火電、水電、核電、風電和太陽能在極端情況下可用容量比例分別為90%、50%、95%、10%和 0%，我國 7 月可靠裝機容量約為 14.66 億千瓦，與總需求裝機接近，電力系統達到緊平衡。而實際運行中，由于物理限制，全國電網并不是完全互聯互通、盈缺互濟的，必須分省平衡，因此在我國電源分布并不平均的情況下，全國數值的緊平衡就意味著部分地區在極端情況下會缺少電源出力。以 8 月份的四川為例，在極端高溫天氣影響下，四川本省用電負荷激增而水電出力大幅下降，導致了電網被迫采取限電措施。我們認為由于可靠性電源裝機

87、規模難以快速提升，疊加由于高溫天氣導致四川湖北等地水電站蓄水量明顯下降，到今年冬季枯水期來臨時，我國部分省份可能會0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20112012201320142015201620172018201920202021火電水電核電風電光伏82.8%13.3%1.9%1.6%0.4%火電水電核電風電光伏及其他67.4%16.0%4.9%7.8%3.9%火電水電核電風電光伏 行業周報 長城證券 24 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 再度出現有序用電情況。而根據電規總院預測，到 2023 年，我國將有 6 個省份電力供應緊張、17 個省份電力供應偏

88、緊。表表 2：2022 年年 7 月月我國裝機出力測算（單位：萬千瓦）我國裝機出力測算（單位：萬千瓦）2022 年年 7 月底裝機月底裝機 可用容量可用容量 不可用容量不可用容量 可用容量比例可用容量比例 火電 130,937 117,843 13,094 90%水電 40,154 20,077 20,077 50%核電 5,553 5,275 278 95%風電 34,370 3,437 30,933 10%太陽能 34,351 0 34,351 0%合計 245,365 146,633 98,732 60%資料來源：國家發改委，中電聯，長城證券研究院 長期看，我國用電需求和負荷伴隨經濟增長

89、有望持續增加，若長期看，我國用電需求和負荷伴隨經濟增長有望持續增加，若可靠性電源裝機可靠性電源裝機建設不足建設不足，限電情況還將頻發。限電情況還將頻發。若想緩解電力供應緊張的情況，我們認為目前從電源側看有幾條路徑：1）增建火電尤其是燃機機組應對高峰用電；2）加大新能源大基地開發力度，通過火水電調節新能源提高可靠電源裝機規模；3）超額建設新能源，通過足夠多的備用裝機容量保障可靠性電源規模（前提為度電成本下降到一定程度）；4）大力發展儲能尤其是超長時儲能技術。3.2 火電：能源壓艙石作用短期難以替代，價值需被重估火電：能源壓艙石作用短期難以替代，價值需被重估 3.2.1 短期：短期：能源供應緊張能

90、源供應緊張凸顯煤電重要性凸顯煤電重要性，火電投資有望再次加火電投資有望再次加速速 過去三個五年計劃期內，我國新增火電裝機容量持續下降。過去三個五年計劃期內，我國新增火電裝機容量持續下降。由于電源投資需要超前，而火電僅建設周期就要一年半左右，因此過去 16 年我國火電新增裝機規模呈現出明顯的周期性，五年計劃開始和結束之年通常有較多機組投產。但整體看我國過去三個五年計劃周期內，火電新增裝機容量是持續下降的，到今年上半年我國火電新增裝機僅新增818 萬千瓦。由于火電建設積極性下降，在沒有足夠替代電源的情況下，火電對電力系統提供的托底保障能力減弱。圖圖 46：我國歷年新增火電裝機（萬千瓦）我國歷年新增

91、火電裝機（萬千瓦）02000400060008000100001200020062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022H1新增火電裝機（萬千瓦）五年計劃期內平均新增裝機（萬千瓦）行業周報 長城證券 25 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：WIND、中電聯，長城證券研究院 能源供應緊張背景下，我國煤電投資明顯加快，今年上半年火電能源供應緊張背景下，我國煤電投資明顯加快，今年上半年火電基本建設投資完成額基本建設投資完成額同同比增長比增長 71.8%。2021 年冬季以來，我國多省份陸續發生了限電情況

92、，能源供應的安全性受到挑戰。在此背景下，部分政府對于煤電的態度出現了一定的轉變，火電的投資建設也再次提速。圖圖 47：火電電源基本建設投資完成額（累計同比：火電電源基本建設投資完成額（累計同比：%）資料來源：WIND、中電聯，長城證券研究院 根據財新網消息，近期國家給各省下達了新增煤電規劃建設項目指標，煤電投資大幅增長，廣東省 5個煤電項目在 8月獲得了核準，新增煤電裝機 670萬千瓦。表表 3：廣東省廣東省 8 月核準煤電項目明細月核準煤電項目明細 項目名稱項目名稱 裝機容量（萬千瓦）裝機容量（萬千瓦）華潤電力海豐電廠 11000MW超超臨界燃煤發電項目 100 廣東國粵韶關綜合利用發電擴建

93、項目 70 華能海門電廠 5、6號機組項目（汕頭電廠遷建）200 廣東粵電大埔電廠二期工程 200 茂名博賀電廠 3、4號 21000MW機組工程 100 合計 670 資料來源：財新網、長城證券研究院 缺電背景下煤缺電背景下煤電電價值價值將將被重新審視，被重新審視，“十四五”期間煤電新增規模有望保持在合理水平“十四五”期間煤電新增規模有望保持在合理水平。今年以來多國出現了嚴重能源供應緊張情況，政府放松了對煤電的管控。以歐洲為例，受俄烏沖突影響，歐洲電力供應出現短缺，電價大幅上漲，屢創新高。為了緩解電力供應緊張，德國、奧地利、希臘、荷蘭、波蘭、意大利、法國、英國等多個國家提出重啟燃煤發電或推遲

94、退煤進程。對于我國而言，連續兩年發生的限電情況固然有煤價高企以及極端干旱天氣的影響，但可靠性電源不足的問題同樣無法忽視?；谀茉窗踩闹匾院臀覈幻喝庇蜕贇獾馁Y源稟賦，我們認為各級政府對于煤電的態度可能會發生轉變，煤電的價值將被重估，“十四五”期間煤電新增規模有望保持在合理水平。而燃機由于其碳排放更低，相對更清潔，有望在未來十年實現快速發展。3.2.2 長期：火電角色發生改變，容量電價出臺引導火電回歸公用長期：火電角色發生改變，容量電價出臺引導火電回歸公用事業屬性事業屬性-60-40-200204060801002009-122010-062010-122011-062011-122012-

95、062012-122013-062013-122014-062014-122015-062015-122016-062016-122017-062017-122018-062018-122019-062019-122020-062020-122021-062021-122022-06 行業周報 長城證券 26 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 火電角色將由火電角色將由主體性電主體性電源逐步轉變為輔助能源，機組利用小時數將顯著下降。源逐步轉變為輔助能源，機組利用小時數將顯著下降。降低火電的發電量占比是實現電力系統“雙碳”目標，隨著風光等新能源裝機容量不斷上升，火電將由主體性電源向提供可靠容量、調

96、峰調頻等輔助服務的基礎保障性和系統調節性電源轉型。在此背景下，火電的利用率將會大幅下降，利用小時數可能由此前 4000 多小時下降至 1000-2000小時。圖圖 48：我國歷年我國歷年火電利用小時數火電利用小時數 資料來源：WIND、中電聯，長城證券研究院 角色改變后火電商業模式也將發生改變，需要角色改變后火電商業模式也將發生改變，需要出臺出臺容量容量電價電價政策給予火電合理收益。政策給予火電合理收益。由于火電利用小時數大幅下降，沿用目前的商業模式必然將造成巨大的虧損。因此需要出臺容量電價/容量成本補償政策給予火電合理成本，以此保障火電企業的正常經營，維持企業經營及投資（靈活性改造）的積極性

97、，最終實現新型電力系統平穩轉型。新商業模式下，火電將會回歸公用事業屬性，行業將保持長期微利的狀態。新商業模式下，火電將會回歸公用事業屬性，行業將保持長期微利的狀態。由于火電未來更多將承擔調峰調頻等輔助服務職責，其最終價格機制我們認為會是與抽蓄類似的兩部制電價，即容量電價收入回收固定成本外加一定的合理收益，電量電價覆蓋燃料成本及其它變動成本。在這種模式下火電企業的利潤來源將是容量電價提供的固定收益，燃料成本不再影響企業業績，行業將保持長期微利的狀態，回歸公用事業的屬性。3.3 水電：供需推動電價長期上漲，流域一體化開發轉水電：供需推動電價長期上漲，流域一體化開發轉型新能源型新能源 3.3.1 電

98、力供應偏緊，電力供應偏緊，西南西南水電大省水電大省電價有望持續電價有望持續溫和上漲溫和上漲 我國水電投產高峰期已過，未來三年常規水電新增規模預計為我國水電投產高峰期已過，未來三年常規水電新增規模預計為 2250 萬千瓦萬千瓦左右左右。隨著兩河口、白鶴灘等主要大型水電機組在近一年內投產，我國目前具備經濟性的大型水電站已基本開發完畢。根據中電聯數據，截至 2022 年 7 月，我國常規水電規模已經達到35748 萬千瓦。而根據“十四五現代能源體系規劃”，到 2025 年我國常規水電容量將達到 3.8 億千瓦，這意味著未來三年我國新增常規水電規模僅為 2252萬千瓦。4,448 2,057-500-

99、400-300-200-100010020030001,0002,0003,0004,0005,0006,000火電利用小時數同比絕對值變化 行業周報 長城證券 27 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 圖圖 49：我國歷年我國歷年水電裝機規模（萬千瓦）水電裝機規模（萬千瓦）資料來源：WIND，長城證券研究院 隨著水電機組陸續投產，西南水電大省電力供需隨著水電機組陸續投產，西南水電大省電力供需將將由此絕對寬松逐漸走向由此絕對寬松逐漸走向平衡乃至緊張平衡乃至緊張。前截至 2022 年 7 月，我國全國水電 6000 千瓦及以上電廠裝機量為 35748 萬千瓦，占全國總裝機容量的 16%，水電裝機量

100、排名前兩名的省份分別是四川省 8865 萬千瓦、云南省 6640 萬千瓦，分別占本省總裝機的 77.7%、72.5%。由于水電資源豐富，兩省長期作為電力外送省將富裕電量外送至東部經濟發達省份。然而隨著省內優質水電資源基本開發完畢，發電量增速出現下滑，同時由于高耗能產業逐步向西部地區，用電量保持了較快增長，因此省內電力供需逐漸由此前絕對寬松逐步走向平衡，在部分時間段甚至出現了電力供應緊張的情況。長期看，由于兩省未來主要增量裝機為新能源，而用電量增長有望維持較高水平，我們認為兩省的電力供需結構將逐漸走向緊張。圖圖 50：兩兩省省歷年發電量增速歷年發電量增速 圖圖 51：兩省歷年兩省歷年發用電量差值

101、（億千瓦時）發用電量差值（億千瓦時）資料來源：WIND，長城證券研究院 資料來源：WIND，長城證券研究院 電力供需緊張將對電價形成支撐，我們認為西南水電大省水電市場電價將進入長期溫和電力供需緊張將對電價形成支撐，我們認為西南水電大省水電市場電價將進入長期溫和上漲。上漲?！笆濉逼陂g由于云南和四川電力供需寬松，在 2016 年新一輪電改開始逐步實施后，兩省市場電價較此前標桿電價都出現了顯著下降。近年以來，隨著電力供需逐漸由寬松走向平衡，兩省市場電價呈現出穩步上漲趨勢。根據四川電力市場運營報告，2 021 年四川水電常規直購成交均價分別為 0.26 元/千瓦時，同比上漲 4%。根據昆明電力交易

102、中心數據，2021 年云南市場電價加權成交電價為 0.21 元/千瓦時，同比增長 8.7%。2022 年 6-8 月，云南受夏季高溫天氣及省內電力供需緊平衡因素影響（按月度西電東送“網對網”計劃分配電量在全省發電量的比重較大），電價分別同比上漲 14.5%、20.2%、39,092 39,999 050001000015000200002500030000350004000045000水電裝機容量（萬千瓦）行業周報 長城證券 28 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 22.0%，有較大增幅。由于川云兩省電力供需將逐漸走向緊張，對電價將形成較成的支撐，我們認為兩省省內的市場電價將會進入一個溫和上漲

103、周期。圖圖 52：四川省四川省 2019 年到年到 2021 年水電市場化交易量價統計圖年水電市場化交易量價統計圖 資料來源：四川電力市場運營報告，長城證券研究院 圖圖 53：云南省云南省 2022 年到年到 2022 年年 8 月水電市場化交易量價統計圖月水電市場化交易量價統計圖 資料來源：云南電力交易月報，長城證券研究院 3.3.2 雙碳背景下，水風光一體化雙碳背景下，水風光一體化轉型新能源將成為新增長點轉型新能源將成為新增長點 2022 年 3 月，國家能源局綜合司發布關于開展全國主要流域可再生能源一體化規劃研究工作有關事項的通知（以下簡稱“通知”），“通知”旨在充分利用具有靈活調節能力

104、的水電和火電資源，在合理范圍內配套建設一定規模的以風電和光伏為主的新能源發電項目，建設可再生能源一體化綜合開發基地，實現一體化資源配置、規劃建設、調度運行和消納，提高可再生能源綜合開發經濟性和通道利用率。水風光一體化以大型水電基地為基礎，配套建設風光電源，利用水電站的調節能力和已水風光一體化以大型水電基地為基礎，配套建設風光電源，利用水電站的調節能力和已有送出線路，將三種電有送出線路，將三種電源源的的電力打捆外送。電力打捆外送。具有日調節及以上能力的大型水電站是一體化的核心，水電站通過調節自身蓄水和發電的節奏，配合風光電源出力，實現整體的出力平穩，滿足系統的出力需求，同時也可以增加全電源組的發

105、電量（相較于獨立風光項目）。00.050.10.150.20.250.30.350204060801001201401601-4月5月6月7月8月9月10月11月12月元/千瓦時億千瓦時2021年成交電量2020年成交電量2019年成交電量2021年成交電價2020年成交電價2019年成交電價00.050.10.150.20.250.30204060801001201401601801月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月元/千瓦時億千瓦時2022年成交電量2021年成交電量2020年成交電量2022年成交電價2021年成交電價2020年成交電價 行業周報 長城證券 29 請參考

106、最后一頁評級說明及重要聲明 表表 4：規劃主要涉及流域（包括但不限于）規劃主要涉及流域（包括但不限于）流域流域 水系水系 長江流域 長江干流、金沙江、大渡河、雅礱江、烏江、嘉陵江、漢江、清江、岷江、沱江、洞庭湖水系（湘江、沅水、資水、澧水）、鄱陽湖水系（贛江、撫河、信江、饒河、修水）等 黃河流域 黃河上游、中游干流河段 珠江流域 西江干流南盤江、紅水河-黔江-潯江以及支流北盤江、郁江、柳江等 東北諸河 松花江（含支流牡丹江）等 東南沿海諸河 錢塘江、閩江等 西南主要河流 西北主要河流 資料來源：國家能源局，長城證券研究院 今年 6 月，“十四五”可再生能源規劃出臺，本次規劃對于水電及水風光一體

107、化提出三個發展方向并提出建設兩個水風光一體化大基地：科學有序推進大型水電基地建設?？茖W有序推進大型水電基地建設。推進前期工作，實施雅魯藏布江下游水電開發。做好金沙江中上游等主要河流戰略性工程和控制性水庫的勘測設計工作。積極推動金沙江崗托、奔子欄、龍盤，雅礱江牙根二級，大渡河丹巴等水電站前期工作。推進金沙江拉哇、大渡河雙江口等水電站建設；重點開工建設金沙江旭龍、雅礱江孟底溝、黃河羊曲等水電站。落實網源銜接，推進白鶴灘送電江蘇、浙江輸電通道建成投產，推進金沙江上游送電湖北等水電基地外送輸電通道開工建設。加強四川等地的電網網架結構，提升豐水期通道輸電能力，保障水電豐水期送出。積極推進大型水電站優化升

108、級，發揮水電調節潛力。積極推進大型水電站優化升級，發揮水電調節潛力。充分發揮水電既有調峰潛力，在保護生態的前提下，進一步提升水電靈活調節能力，支撐風電和光伏發電大規模開發。在中東部及西部地區，適應新能源的大規模發展，對已建、在建水電機組進行增容改造?？茖W推進金沙江、雅礱江、大渡河、烏江、紅水河、黃河上游等主要水電基地擴機。依托西南水電基地統籌推進水風光綜合基地開發建設。依托西南水電基地統籌推進水風光綜合基地開發建設。做好主要流域周邊風能、太陽能資源勘查，依托已建成水電、“十四五”期間新投產水電調節能力和水電外送通道，推進“十四五”期間水風光綜合基地統籌開發。針對前期和規劃水電項目，按照建設水風

109、光綜合基地為導向，統籌進行水風光綜合開發前期工作。統籌水電和新能源開發時序，做好風電和光伏發電開發及電網接入，明確風電和光伏發電消納市場，完善水風光綜合基地的資源開發、市場交易和調度運行機制，推進川滇黔桂、藏東南水風光綜合基地開發建設。表表 5：“十四五”可再生能源規劃中水風光一體化大基地“十四五”可再生能源規劃中水風光一體化大基地 水風光一體化基地水風光一體化基地 基地發展方針基地發展方針 川滇黔桂水風光綜合基地 依托水電調節能力及外送通道，重點推進金沙江上游川藏段（四川側）和川滇段、金沙江中下游、大渡河、雅礱江、烏江、紅水河等水風光基地綜合開發。藏東南水風光綜合基地“十四五”期間，重點推進

110、金沙江上游川藏段（西藏側）、雅魯藏布江下游等水風光基地綜合開發。中長期依托西藏地區水電大規模開發，持續推進西藏主要流域水風光綜合基地規劃論證和統籌建設。資料來源：國家發改委、長城證券研究院 一體化優勢疊加優質現金流，水電企業轉型新能源動力十足。一體化優勢疊加優質現金流，水電企業轉型新能源動力十足。由于水風光一體化可以提升風光電源的電能質量，幫助消納，我們認為從政府層面看一體化項目的優先級會高于 行業周報 長城證券 30 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 獨立集中式風光項目，水電企業可以更容易拿到水電站周邊的新能源資源。同時由于水電企業自身現金流良好，其開發新能源的能力目前也要明顯優于火電和純新

111、能源運營商。我們認為水電企業在有充足的動力和能力情況下，有望快速轉型新能源，為企業帶來新的業績增長點。3.4 核電：雙碳背景下最佳基荷能源核電：雙碳背景下最佳基荷能源，行業有望實現長行業有望實現長期穩健增長期穩健增長 核能發電的特點是高效、可靠、清潔。根據歐洲核能協會的統計數據，1kg 標準煤、礦物油、鈾的發電能力分別為 8 千瓦時、12 千瓦時、24000 千瓦時。核電受自然環境的影響較小，成本端受燃料價格波動影響也較小，供電穩定，可以承擔電網基荷能源的角色。核能發電幾乎不排放二氧化碳、氮氧化物，在減排溫室氣體、減少空氣污染方面有重要價值。據核能行業協會數據，當前核能發電規模相較于燃煤發電，

112、每年可減少耗煤量超1 億噸、減排二氧化碳近 3億噸。圖圖 54：核能發電的低碳環保價值核能發電的低碳環保價值 資料來源：核能行業協會，長城證券研究院 截至 2022年 6月，我國在運核電機組 54 臺，在建核電機組 23 臺，在運在建核電機組數為全球第二。根據“十四五”現代能源體系規劃，到 2025 年我國核電運行裝機容量達到 7000 萬千瓦左右，因此預計未來四年我國還將有 1500 萬千瓦左右的核電機組投產。根據今年 8 月第二十九屆國際核工程大會內容，預計在 2022 到 2025 年間，我國將進一步加快擴大裝機規模，保持每年 6到 8 臺核電機組的核準開工節奏。圖圖 55：核電裝機容量

113、預測核電裝機容量預測 行業周報 長城證券 31 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：WIND，長城證券研究院 2021 年我國核電發電量 4075 億千瓦時，占總發電量比例僅為 4.9%，核電占比與法國、美國等發達國家相比差距較大，也遠低于世界平均水平（約 10%）。除了減排溫室氣體、減少空氣污染的價值，從國家能源安全和能源結構優化的角度來看，核電也具有重要的戰略意義。當前我國核電份額較低，未來發展空間廣闊。圖圖 56：我國核電發電量及占比我國核電發電量及占比 資料來源：核能行業協會，長城證券研究院 今年發布的“十四五規劃”今年發布的“十四五規劃”為核電發展定下了基調：為核電發展定下了

114、基調：積極安全有序發展核電。積極安全有序發展核電。規劃中提到在確保安全的前提下，積極有序推動沿海核電項目建設，保持平穩建設節奏，合理布局新增沿海核電項目。開展核能綜合利用示范，積極推動高溫氣冷堆、快堆、模塊化小型堆、海上浮動堆等先進堆型示范工程，推動核能在清潔供暖、工業供熱、海水淡化等領域的綜合利用?！笆奈濉币巹澇藢穗姲l展技術路線進行定調，也預示著核能應用將越加多元化?！笆奈濉币巹澇藢穗姲l展技術路線進行定調，也預示著核能應用將越加多元化。與耗資不菲、建造周期漫長的傳統大型核電站相比，小型模塊化核反應堆意味著更低的造價、更易于建造安裝、建造周期更短，也更安全靈活。小型堆能夠滿足中小型

115、電網的供電、城市供熱、工業供汽和海水淡化等各種領域應用的需求，近年來美國、俄羅斯、法國、英國、中國等都在積極推進部署。海上浮動式核動力平臺、核動力破冰船都是小堆技術的應用方向。核能清潔供熱也是頗有潛力的發展方向。核能清潔供熱也是頗有潛力的發展方向。2019 年，山東海陽核能供熱項目一期工程第一階段正式投用，首開國內核能商業供熱先河；二期工程將于 2021 年投產；按照規劃未01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,00020112012201320142015201620172018201920202021 2025E核電裝機容量（萬千瓦）1.9%2.0%2.

116、1%2.4%3.0%3.6%3.9%4.2%4.8%4.8%4.9%0%1%2%3%4%5%6%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021核電發電量（億千瓦時）占比 行業周報 長城證券 32 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 來有望實現整個海陽市乃至膠東半島的核能清潔供暖。核能供熱的初始建設投資高于傳統燃煤鍋爐，但運行成本遠低于傳統鍋爐，且使用壽命可達 60-80 年，是傳統鍋爐的 3-4 倍，所以全壽期來看仍具有較好的經濟效益。圖圖 57：

117、核能供熱原理圖核能供熱原理圖 資料來源：山東核電，長城證券研究院 雙碳目標下核電成為最佳基荷能源選擇，行業有望實現長期穩健增長。雙碳目標下核電成為最佳基荷能源選擇，行業有望實現長期穩健增長。為了實現雙碳目標，火電將逐漸轉變為輔助電源，而風光電源由于自身特性，難以完全承擔主力電源職責。在這種背景下，清潔、出力穩定且利用小時數極高的核電成為了最佳的基荷能源選擇，核電發電量占比具有較大提升空間。與此同時，大型核電項目的高投資、長周期、長產業鏈對穩增長的作用以及歐洲主要國家對核電態度的轉變都有利于行業未來的發展。我們認為未來 10-15 年高度國產化的核電行業將迎來發展良機，行業有望實現長期穩健增長。

118、3.5 新能源：新能源：量增價減或成為未來行業發展主旋律量增價減或成為未來行業發展主旋律 3.5.1 雙碳背景下新能源裝機規模有望迅速擴大，棄風棄光率或再雙碳背景下新能源裝機規模有望迅速擴大，棄風棄光率或再次提升次提升 為了實現“雙碳”戰略，今年以來政府針對最重要的能源領域先后出臺“十四五”現代能源體系規劃和“十四五”可再生能源發展規劃，其中可再生能源規劃中提出了多個目標：可再生能源總量目標?？稍偕茉纯偭磕繕?。2025 年，可再生能源消費總量達到 10 億噸標準煤左右（較2020 年底增加 3.2 億噸）?！笆奈濉逼陂g，可再生能源在一次能源消費增量中占比超過 50%?？稍偕茉窗l電目標?？?/p>

119、再生能源發電目標。2025 年，可再生能源年發電量達到 3.3 萬億千瓦時左右（較2020 年底增加 1.08 萬億千瓦時）?！笆奈濉逼陂g，可再生能源發電量增量在全社會用電量增量中的占比超過 50%，風電和太陽能發電量實現翻倍。行業周報 長城證券 33 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 可再生能源電力消納目標?？稍偕茉措娏ο{目標。2025 年，全國可再生能源電力總量消納責任權重達到 33%左右，可再生能源電力非水電消納責任權重達到 18%左右，可再生能源利用率保持在合理水平?？稍偕茉捶请娎媚繕??？稍偕茉捶请娎媚繕?。2025 年，地熱能供暖、生物質供熱、生物質燃料、太陽能熱利用等非

120、電利用規模達到 6000 萬噸標準煤以上。規劃雖然未給予明確的裝機規劃目標，但通過可再生能源消納占比目標我們可以大致測算出對應的風光裝機增長量。假設 2025 年我國非水可再生能源消納權重達到 20%，風光電源合計新增裝機較 2021 年底將增加 4.5 億千瓦。圖圖 58：我國未來四年用電量預測（單位：億千瓦時）我國未來四年用電量預測（單位：億千瓦時）資料來源：國家能源局，長城證券研究院 表表 6：根據非水可再生能源消納權重對風光新增裝機的測算根據非水可再生能源消納權重對風光新增裝機的測算 非水消納權重非水消納權重 非水可再生能源非水可再生能源 其他其他 光伏光伏 風電風電 風光合計風光合計

121、 2025年發電量（億千瓦時）(線損率 4.5%）18%18595 2500 6438 9657 16095 20%20661 2500 7264 10896 18161 22%22727 2500 8091 12136 20227 利用小時數 1280 2200 -2025年裝機（億千瓦）18%-5.0 4.4 9.4 20%-5.7 5.0 10.6 22%-6.3 5.5 11.8 2021年裝機（億千瓦）3.07 3.28 6.4 新增裝機（億千瓦）18%-2.0 1.3 3.3 20%-2.6 1.9 4.5 22%-3.3 2.4 5.7 年均新增裝機（億千瓦）18%-0.49 0

122、.33 0.82 20%-0.65 0.47 1.12 22%-0.81 0.61 1.42 資料來源：國家能源局、國家統計局，長城證券研究院 隨著兩項全國性的“十四五”能源規劃出臺，各省市也根據各自情況陸續出臺了本省的“十四五”能源規劃。根據目前已出臺的規劃，各省份“十四五”新能源規劃合計裝機容量已經達到了 7.64 億千瓦，遠超行業預期水平。行業周報 長城證券 34 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 表表 7：根據非水可再生能源消納權重對風光新增裝機的測算根據非水可再生能源消納權重對風光新增裝機的測算 風電 光伏 陸上 海上 集中式 分布式 福建 410 300 山東 700 3400 安

123、徽 330 1430 浙江 455 1245 江西 200 1600 江蘇 1253 1816 河北 2026 3210 山西 1026 3691 內蒙古 5115 3262 吉林 1623 462 遼寧 2319 黑龍江 1000 550 陜西 4500 甘肅 2480 3200 寧夏 2426 新疆 4900 青海 807 3000 湖南 531 909 湖北 1500 500 河南 2000 廣東 300 1700 2000 廣西 1500 300 1000 300 貴州 500 2043 云南 2590 合計 76409 資料來源：各地方政府網站，長城證券研究院 隨著風光裝機快速增長，

124、今年上半年多地棄風棄光率再次提升。隨著風光裝機快速增長，今年上半年多地棄風棄光率再次提升。由于風光電源規?？焖贁U大，可調節電源裝機占比明顯下降，導致電力系統消納新能源的能力出現下降。以風電為例，今年上半年風電棄風率明顯上升的吉林、黑龍江、湖南、甘肅和陜西五省上半年風電裝機同比分別增長了 48.6%、19.5%、15.1%、33.3%和 23.8%，裝機快速增長是其棄風率抬升的主要原因。表表 8：風光電源消納情況風光電源消納情況 地區 2022 相比 2021 年下降 風電利用率 光伏利用率 風電利用率 光伏利用率 6 月 1-6 月 6 月 1-6 月 6 月 1-6 月 6 月 1-6 月

125、全國 97.0%95.8%98.6%97.7%-0.8%-0.6%-0.2%-0.2%北京 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.1%0.0%0.0%天津 100.0%99.8%100.0%99.9%0.0%-0.2%0.0%0.1%河北 97.6%95.5%99.3%97.2%0.1%0.5%0.2%-0.3%山西 99.7%97.3%99.9%99.1%1.1%0.7%0.0%0.7%山東 99.5%96.9%100.0%97.3%-0.2%-1.3%0.2%-1.5%蒙西 94.9%88.8%97.9%96.4%-1.5%-0.7%-0.4%-0.2%行業周報 長城

126、證券 35 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 蒙東 85.9%88.7%99.2%98.3%-12.1%-8.2%-0.7%-0.9%遼寧 99.4%98.1%99.7%99.1%-0.6%0.4%-0.3%-0.4%吉林 95.6%92.8%99.2%97.6%-2.7%-3.5%-0.4%-0.8%黑龍江 100.0%96.4%100.0%98.0%0.0%-2.4%0.0%-1.8%上海 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%江蘇 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%浙江 100.0%100.0%100

127、.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%安徽 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%福建 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%江西 99.8%99.9%100.0%100.0%-0.2%-0.1%0.0%0.0%河南 100.0%97.8%100.0%99.3%0.0%-1.4%0.0%-0.7%湖北 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%湖南 89.6%95.2%100.0%100.0%-9.3%-2.8%0.0%0.0%重慶 100.0%100.0%10

128、0.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%四川 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%陜西 96.2%94.7%98.4%97.5%-3.1%-2.7%-1.3%-0.4%甘肅 93.2%90.9%98.3%97.5%-3.4%-4.7%-0.9%-1.1%青海 88.8%93.5%84.8%89.1%-3.9%5.3%-4.7%0.8%寧夏 99.0%98.2%98.9%97.7%-0.4%1.2%-0.7%0.2%新疆 94.9%93.8%99.0%98.1%2.6%1.5%0.6%-0.3%西藏 100.0%100.0%87.5%79.

129、6%0.0%0.0%-10.9%-18.8%廣東 100.0%99.7%100.0%99.9%0.0%-0.3%0.0%-0.1%廣西 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%海南 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%貴州 99.9%99.6%98.9%99.1%0.0%0.0%-1.1%-0.8%云南 99.3%99.9%99.7%99.7%-0.7%0.0%-0.1%-0.1%資料來源：全國新能源消納監測預警中心，長城證券研究院 3.5.2 新能源新能源進進電力市場交易大勢所趨，電源特性將導致市場電價電力市

130、場交易大勢所趨，電源特性將導致市場電價顯著承壓顯著承壓 2021 年 5 月，國家發改委、國家能源局日前發布關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知。通知提出，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。盡快研究建立綠色電力交易市場，推動綠色電力交易。隨著電改的持續推進，市場電占比將持續提升，風光能源作為未來的主力電源，其進入市場的電量規模及占比都將迅速提升。表表 9：國家層面推動新能源進入電力市場的部分政策國家層面推動新能源進入

131、電力市場的部分政策 國家層面國家層面 日期 政策名稱 主要內容 印發單位 2022.05 北京電力交易中心綠色電力交易實施細則 就國網區域綠電交易的定義、規則、機制等進行了明確。北京電力交易中心 2022.05 國家能源局 2022年深化“放管完善市場交易機制，支持分布式發電就近參與市場國家能源局 行業周報 長城證券 36 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 國家層面國家層面 服”改革優化營商環境重點任務分工方案 交易，推動分布式發電參與綠色電力交易 2022.01 促進綠色消費實施方案 鼓勵行業龍頭企業、大型國有企業、跨國公司等消費綠色電力，發揮示范帶動作用，推動外向型企業較多、經濟承受能力較

132、強的地區逐步提升綠色電力消費比例。加強高耗能企業使用綠色電力的剛性約束，各地可根據實際情況制定高耗能企業電力消費中綠色電力最低占比。國家發展改革委、工業和信息化部、住房和城鄉建設部、商務部、市場監管總局、國管局、中直管理局 資料來源：國家政策文件、長城證券研究院 表表 10：各省層面推動新能源進入電力市場的部分政策各省層面推動新能源進入電力市場的部分政策 各省層面各省層面 日期 政策名稱 主要內容 地區 印發單位 2022.08.22 關于本市 2022年可再生能源電力消納責任權重及有關事項的通知 各區政府應積極推進可再生能源電力消納，支持可再生能源開發利用，鼓勵市場化用戶積極參與市場化交易，

133、自主認購綠色電力，組織開展市場化用戶綠電交易需求調查，推動重點用能單位開展綠電消納等相關工作。北京 北京市發改委 2022.08.21 關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的實施意見 意見提出，深化能源體制機制改革。全面深化電力市場化改革，加快培育發展配售電環節獨立市場主體，推進中長期市場、現貨市場和輔助服務市場銜接機制，不斷提高電力市場化交易比重。推進電網體制改革，明確以消納可再生能源為主的增量配電網、微電網和分布式電源的市場主體地位，加快形成以儲能和調峰能力為基礎支撐的新增電力裝機發展機制。福建 福建省人民政府 2022.06.10 江蘇省促進綠色消費實施方案“到 2025年

134、，高耗能企業電力消費中綠色電力占比不低于30%。組織電網企業定期梳理、公布本地綠色電力時段分布，有序引導用戶更多消費綠色電力，對消費綠電比例較高用戶在實施需求側管理時優先保障。統籌推動綠色電力、綠證、碳排放權交易，探索建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權重掛鉤機制，鼓勵市場主體通過自發自用、電力市場購買、綠證認購可再生能源用電量完成可再生能源消納責任權重，探索在碳排放量核算中將綠色電力相關碳排放量予以扣減。江蘇 江蘇省發展改革委、省工業和信息化廳、省住房城鄉建設廳、省商務廳、省市場監管局、省機關事務管理局 資料來源：各省政策文件、長城證券研究院 風光電源特性使其電能質量較差，風光電源特性使其

135、電能質量較差，在電力市場中將處于劣勢，在電力市場中將處于劣勢，且且電源電源容易出現自食效應。容易出現自食效應。風光電源出力不穩定，波動性大的特點使其提供的電能質量較差，難以與傳統能源同臺競技。并且由于同一區域的電源出力曲線基本相同無法調節，當風光電源規?？焖偬嵘?，當地電力出力曲線與風光電源出力擬合度持續提升。若此出力曲線與當地用電曲線匹配較差的話，將出現項目高出力期電力供需寬松進而導致電價顯著下滑。在沒有其它輔助電源調節情況下，區域風光電源（尤其是光伏）將會進入建的越多，價格越低的困境，產生自食效應。大部分風光機組出力曲線與分時電價曲線擬合度不高，將影響其參與市場化的收益大部分風光機組出力曲

136、線與分時電價曲線擬合度不高，將影響其參與市場化的收益。由于各地實際用電需求差異，各地峰谷電價時間段并不一致，但大致時間段接近。整體看，尖峰電價多在上午 11 點至 12 點和下午 4點至 8點，高峰電價多出現在上午 9 點至 12點和下午 3 點至 10 點，低谷電價多出現在下午 11 點至次日 7 點，其余時間段為平價電價。根據論文光伏出力特性指標體系和分類典型曲線研究（作者：王建學、張耀、萬筱鐘），我國光伏項目出力的季節性明顯，整體出力水平由大到小分別為夏季、春秋季和冬季。而每日的出力曲線與日照時間和強度相關，通常從早 7 點到晚 7 點，整體呈現“半包洛”形狀，上午 10 點到下午 4

137、點是高出力期，中午時間達到峰值（不同地區及季節天氣略有差異）。而對于風電而言，不同區域項目的出力曲線差別較大，整體看冬 行業周報 長城證券 37 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 季多為高發季節，日特性呈現夜間出力大，白天出力小的特點。通過對比我們可以發現，風光項目的日出力曲線與分時電價曲線擬合度不高，光伏項目的高發時段有大量時間只能對應平段電價，風電項目則有大量高發時間對應低谷電價。2021年 11 月，國家能源局印發2021 年電力中長期合同簽訂工作的通知，明確提出將推動長協分時段簽約。隨著電改持續推進，電力市場將越發成熟，長協合約中帶分時電價曲線的比例將持續提高，且執行力度也會逐漸增強。

138、在此背景下，風光項目在實現自身日調節前都將市場化競爭中處于不利地位，部分風光項目可能由于與當地分時電價擬合度較差而顯著影響收益（例如吉林上午 11 點 30至下午 3 點 30均為平段電價，與光伏主要出力時間重合）。圖圖 59：我我國國 9 省份分時電價走勢曲線與典型光伏項目出力曲線比較圖省份分時電價走勢曲線與典型光伏項目出力曲線比較圖 資料來源：政府官方網站，光伏出力特性指標體系和分類典型曲線研究，長城證券研究院 分時電價曲線選取了廣東、浙江、江蘇、山東、遼寧、云南、湖南、甘肅、寧夏9省市實施尖峰電價時間的分時電價數據擬合而成，峰谷價格比依照國際發改委政策取值1.6:1:0.4，尖峰電價上浮

139、20%。風電出力曲線由于地理位置原因差別較大，未做圖示，但整體有“夜間大出力，白天出力小”的特點 表表 11：我國各省份分時電價政策我國各省份分時電價政策 區域區域 季節劃分季節劃分 尖峰尖峰 高峰高峰 平段平段 低谷低谷 峰平谷比峰平谷比 北京北京 天天 津津 1、12 月：11:00-12:00，18:00-19:00；7、8 月：11:00-12:00，16:00-17:00 為尖峰時段。11:00-12:00，18:00-19:00(1、12 月）、11:00-12:00，16:00-17:00（7、8 月）9:00-12:00，16:00-21:00 7:00-9:00，12:00-

140、16:00，21:00-23:00 23:00-7:00 1.5:1:0.46 7、8 月 14:00-16:00 9:00-12:00，14:00-19:00 7:00-9:00，12:00-14:00，19:00-23:00 23:00-7:00 剩余月份 無 9:00-12:00，14:00-19:00 7:00-9:00，12:00-14:00，19:00-23:00 23:00-7:00 河北電網河北電網 夏季（6、7、8月）11:00-12:00、16:00-17:00 12:00-16:00、17:00-18:00 8:00-11:00、18:00-21:00、22:00-24:

141、00 00:00-8:00 1.5:1:0.5 冬季（12 月-次年1-2 月）17:00-19:00 9:00-12:00、19:00-22:00 7:00-9:00、12:00-17:00、22:00-23:00 00:00-7:00、23:00-24:00 其他季節（3-5月、9-11 月）9:00-12:00、15:00-20:00 8:00-9:00、12:00-15:00、20:00-24:00 00:00-8:00 冀北電網冀北電網 夏季（6、7、8月）10:00-11:00、17:00-18:00、20:00-21:00 11:00-12:00、14:00-17:00、19:0

142、0-20:00 7:00-10:00、12:00-14:00、18:00-19:00、21:00-23:00 00:00-7:00、23:00-24:00 冬季（11-12 月及次年 1 月）17:00-19:00 8:00-9:00、10:00-11:00、7:00-8:00、9:00-10:00、11:00-14:00、20:00-00:00-7:00、05010015020025030035040000.511.522.533.544.50:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:001

143、7:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00分時電價價格走勢曲線典型光伏項目出力曲線（功率/MW）行業周報 長城證券 38 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 14:00-17:00、19:00-20:00 23:00 23:00-24:00 其他季節（2-5月、9-10 月）9:00-12:00、15:00-18:00、19:00-21:00 7:00-9:00、12:00-15:00、18:00-19:00、21:00-23:00 00:00-7:00、23:00-24:00 山山 西西 夏季（7 月、8月）、冬季（12月、1 月）18：00-20：00 08:00-

144、11:00、17:00-23:00 07:00-08:00、13:00-17:00、23:00-24:00 00:00-07:00、11:00-13:00 1.6:1:0.45 蒙西蒙西 大風季（1-5 月、9-12 月）無 17:00-21:00 4:00-10:00、15:00-17:00、21:00-24:00 0:00-4:00、10:00-15:00 1.48:1:0.79 小風季（6-8 月）18:00-20:00 5:00-7:00、17:00-21:00 7:00-10:00、15:00-17:00、21:00-次日 5:00 10:00-15:00 1.48:1:0.47 蒙

145、東蒙東 每年 6-8 月實施尖峰電價 18:0020:00 7:3011:30、17:0021:00 11:3017:00、21:0022:00、5:007:30 22:005:00 1.510.5 遼寧遼寧 17:00-19:00 7:30-11:30、17:00-21:00 5:00-7:30、11:30-17:00、21:00-22：00 22:00-5:00 吉吉 林林 每年 1-2 月、7-8月、11-12 月 16:00-18:00 9:00-11:30、15:30-21:00 6:00-9:00、11:30-15:30、21:00-23:00 23:00-6:00 黑龍江黑龍江

146、7 月至 9 月、11 月至次年 1 月 16:30-18:30 6:00-7:00、9:00-11:30、15:30-20:00 5:30-6:00、7:00-9:00、11:30-15:30、20:00-22:30 22:30-5:30 1.510.5 上海上海 江江 蘇蘇 對 315 千伏安及以上的大工業用電實施夏、冬兩季尖峰電價 8:00-11:00、17:00-22:00 11:00-17:00、22:00-24:00 0:00-8:00 浙江浙江 夏季 7、8 月份及冬季 1、12 月份的13:00-15:00 由高峰時段調整為尖峰時段，執行尖峰電價。19：00-21：00 8:0

147、0-11:00、13:00-19:00、21:00-22:00 無 11:00-13:00、22:00-8:00 安安 徽徽 在日最低氣溫-5或日最高氣溫36時 9:00-12:00、17：00-22：00 8:00-9:00、12:00-17:00、22:00-23:00 23:00-8:00 季節性高峰電價（1 月、7 月、8月、9 月、12月)。這 5 個月上浮 81.3%，其他月份高峰電價上浮71%9:00-12:00、17：00-22：00 8:00-9:00、12:00-17:00、22:00-23:00 23:00-8:00 1.813:1:0.412 福建福建 8:30-11:

148、30，14:30-17:30，19:00-21:00 7:00-8:30,11:30-14:30,17:30-19:00,21:00-23:00 23:00-7:00 1.2:1:0.75 江江 西西 冬季（1 月，12月）17:00-19:00 9:00-12:00、19:00-20:00 6:00-9:00、12:00-17:00、20:00-24:00 00:00-06:00 1.6：1：0.4 夏季（7-9 月）20:00-22:00 16:00-20:00 6:00-16:00、22:00-24:00 00:00-06:00 其他季節（2-6、10-11 月）無 16:00-22:0

149、0 6:00-16:00、22:00-24:00 00:00-06:00 山東山東 冬季（1 月、12月）10:00-11:00,16:00-20:00 09:00-11:00,15:00-22:00 7:00-9:00、11:00-12:00、14:00-15:00、22:00-00:00 00:00-7:00,12:00-14:00 1.5:1:0.5 夏季（6-8 月）10:00-11:00,19:00-21:00 09:00-11:00,15:00-22:00 7:00-9:00、11:00-12:00、14:00-15:00、22:00-00:00 00:00-7:00,12:00-

150、14:00 春秋季（2-5 月、9-11 月）無 09:00-11:00，15:00-22:00 7:00-9:00、11:00-12:00、14:00-15:00、22:00-00:00 00:00-7:00,12:00-14:00 08:00-22:00,采暖期 8:00-20:00 22:00-08:00,采暖期 08:00-20:00 河河 南南 12 月 19:00-20:00 10:00-14:00、17:00-21:00 07:00-10:00、14:00-17:00、21:00-23:00 23:00-07:00 1.64:1:0.41 78 月 12:00-14:00、19：

151、00-20：00 10:00-14:00、17:00-21:00 07:00-10:00、14:00-17:00、21:00-23:00 23:00-07:00 每年 12 月和78 月：行業周報 長城證券 39 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 1.74:1:0.5 湖北湖北 20:00-22:00 9:00-15:00 07:00-9:00,15:00-20:00，20:00-22:00 23:00-07:00 1.8:1.49:1:0.48 湖湖 南南 1 月、7 月、8 月、9 月、12 月 18:00-22:00 11:00-14:00、18:00-23:00 7:00-11:00、

152、14:00-18:00 23:00-7:00 1.6:1:0.4 廣廣 東東 7 月、8 月和 9月，以及最高氣溫達到 35及以上的高溫天 11:00-12:00、15:00-17:00 10:00-12:00、14:00-19:00 8:00-10:00、12:00-14:00、19:00-24:00 00:00-8:00 1.7:1:0.38 廣廣 西西 7 月、8 月、9 月、12 月 11:00-12:00、17:00-18:00 10:00-12:00、16:00-22:00 7:00-10:00、12:00-16:00、22:00-23:00 23:00-24:00、00:00-7

153、:00 1.5:1:0.5 7 月、8 月、9 月、12 月 11:00-12:00、17:00-18:00 10:00-16:00 6:00-16:00、16:00-24:00 00:00-6:00 1.5:1:0.5 海海 南南 5 月、6 月、7 月 20：00-22：00 10:00-12:00；16:00-22:00 07:00-10:00；12:00-16:00；22:00-23:00 23:00-07:00 1.70:1:0.4 重重 慶慶 1 月、7 月、8 月、12 月 12001400 1100-1700、2000-2200 0800-1100、1700-2000、2200

154、-2400 00000800 四四 川川 夏季 7 月 26 日-8月 25 日 15:00-17:00 11:00-12:00、14:00-21:00 7:00-11:00、12:00-14:00、21:00-23:00 23:00-7:00 1.6:1:0.4 冬季 12 月 26 日-1月 25 日 19:00-21:00 11:00-12:00、14:00-21:00 7:00-11:00、12:00-14:00、21:00-23:00 23:00-7:00 貴州貴州 9:00-12:00、16:00-21:00 7:00-9:00、12:00-16:00、21:00-23:00 00

155、:00-7:00、23:00-24:00 1.5:1:0.5 云云 南南 1 月、5 月、11月、12 月 10:30-11:30、18:00-19:00 9:00-12:00、18:00-23:00 7:00-9:00、12:00-18:00 00:00-7:00、23:00-24:00 1.5:1:0.5 西藏西藏 陜陜 西西 夏季 7 月-8 月 19:30-21:30 8:00-11:30、18:30-23:00 7:00-8:00、11:30-18.30 23:00-7:00 1.5:1:0.5 冬季 1 月-12 月 18:30-20:30 8:00-11:30、18:30-23:

156、00 7:00-8:00、11:30-18.30 23:00-7:00 甘甘 肅肅 7:00-9:00、17:00-23:00 23:00-00:00、00:00-7:00 9:00-17:00 青青 海海 春季 1 至 3 月、冬季 10 至 12月:8:00-9:00、20:00-21:00 8:00-9:00、20:00-21:00 9:00-12:00，18:00-23:00 8:00-9:00、12:00-18:00、23:00-24:00 0:00-8:00 1.63:1:0.37 8:00-9:00、20:00-21:00 9:00-12:00，18:00-23:00 8:00-

157、9:00、12:00-18:00、23:00-24:00 0:00-8:00 寧寧 夏夏 8:0012:00、18:3022:30 6:30-8:00、12:00-18:30 22:306:30 1.5:1:0.5 新新 疆疆 夏季 7 月份 21:00-23:00、冬季 11、12、1 月份 19:00-21:00 夏季 7 月份 21:00-23:00、冬季 11、12、1 月份 19:00-21:00 8:00-11:00，19:00-24:00 11:00-14:00，16:00-19:00，0:00-2:00 2:00-8:00，14:00-16:00 1.65:1:0.35 資料來

158、源：各級政府網站，長城證券研究院 雙碳目標下新能源規模必然會快速擴大，分布式和新能源大基地雙碳目標下新能源規模必然會快速擴大，分布式和新能源大基地因為其電價和消納的優因為其電價和消納的優勢勢將成為重要發力點。將成為重要發力點。隨著新能源裝機規模迅速擴大，新能源的消納(電量)與市場電價下滑成為行業面臨的全新挑戰。由于兩項指標存在的潛在下降風險，新能源投資主體為了保證項目收益率，會選擇在拿到資源后延后開工時間，等待投資成本下降來對沖風險。在此背景下，分布式和新能源大基地項目由于有較好的消納（分布式有自發自用，大基地打捆外送）和電價，將成為投資主體們的發力重點。3.5.3 分布式：光伏增長主力軍分布

159、式：光伏增長主力軍，補貼退坡后熱情不減，補貼退坡后熱情不減 分布式光伏是實現雙碳目標的重要途徑，2021 年起新增裝機占比逐步超過集中式光伏。國家在“十四五”可再生能源發展規劃中提出“堅持集中式和分布式開發并舉，推 行業周報 長城證券 40 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 動建設一批重大可再生能源基地，大力支持分布式新能源發展”，將分布式光伏的發展地位和重要性提升至與集中式光伏并列，利用兩者的不同特性和應用場景，更好地利用太陽能資源。截止至 2021 年，我國光伏累計并網容量達到 30599 萬千瓦，2017 到 2021年五年復合裝機增速為 19%，其中分布式光伏累計并網容量 10751

160、萬千瓦，占累計總容量的 35.1%，2017 到 2021 年五年復合裝機增速為 29%。截至 2022 年上半年，我國光伏累計并網容量達到 33520 萬千瓦，其中分布式光伏累計并網容量 12678 萬千瓦，占累計總容量的 37.8%。圖圖 60：2015-2022H1 全國光伏累計并網裝機容量情況全國光伏累計并網裝機容量情況 資料來源：同花順IFIND，國家能源局，國家統計局，長城證券研究院 2022H1 分布式光伏新增新增裝機達到 1965.3 萬千瓦，同比高增 156.9%，占光伏新增裝機比達到了 63.6%。根據 2015 年至 2021 年新增光伏裝機容量情況，分布式光伏裝機量占比

161、在 2020年后快速提升，2020年、2021 年、2022 年 H1占比分別為 31.6%、53.4%、63.6%。2021 年新增光伏裝機共 5488 萬千瓦，分布式和集中式分別占比為 53.4%、46.6%，是分布式光伏新增裝機首次超過集中式光伏新增裝機的年份。圖圖 61：2015-2022Q1 全國光伏新增并網裝機容量情況全國光伏新增并網裝機容量情況 資料來源：同花順IFIND，國家能源局，國家統計局，長城證券研究院 9.2%12.3%36.6%47.4%40.5%31.6%53.4%63.6%0%10%20%30%40%50%60%70%01000200030004000500060

162、00全國分布式光伏新增并網容量（萬千瓦）全國光伏新增并網容量（萬千瓦）分布式占比 行業周報 長城證券 41 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 2022 年上半年，全國新增分布式光伏裝機 19.65GW，受地方政策引導和補貼激勵等因素影響，新增工商業分布式光伏新增裝機容量為 10.74GW，戶用分布式光伏新增裝機8.91GW。其中，浙江省新增 138.5萬千瓦，江蘇新增 106.7萬千瓦；圖圖 62：工商業與戶用分布式光伏裝機量工商業與戶用分布式光伏裝機量 圖圖 63：分省份分布式光伏裝機量分省份分布式光伏裝機量 資料來源：全國新能源消納監測預警中心，長城證券研究院 資料來源：全國新能源消納監測

163、預警中心，長城證券研究院 自分布式光伏發展之初，國家為支持發展提出補貼，隨著光伏降本及裝機量大幅增加，新能源電價逐步走向市場化，工商業及戶用分布式光伏經過 5 次補貼退坡，分別于 2020年及 2021 年結束國家級補貼，目前依舊有區域和省級補貼。表表 12：戶用、工商業分布式光伏補貼戶用、工商業分布式光伏補貼 5 次調價次調價 文件編號文件編號 上網電價上網電價 執行時間執行時間 發改價格20131638號 分布式光伏電價補貼標準為每千瓦時 0.42元（含稅）2013.9.1 發改價格規20172196號 分布式光伏電價補貼調整為每千瓦時 0.37元（含稅）2018.1.1 發改能源2018

164、823號 分布式補貼標準調整為每千瓦時 0.32元（含稅）2018.5.31 發改價格2019761號 戶用分布式光伏調整為每 0.18 元，工商業 0.1 元（含稅）2019.7.1 發改價格2020511號 工商業分布式 0.05元，戶用分布式 0.08元 2020.6.1 發改價格2021833號 工商業分布式不再補貼，戶用分布式 0.03元 2021.8.1 資料來源：國家能源局，長城證券研究院 圖圖 64：分布式光伏補貼退坡曲線分布式光伏補貼退坡曲線 資料來源：國家能源局，長城證券研究院 10.66 19.40 6.32 13.29 5.759.882.556.36051015202

165、530352021Q32021Q42022Q12022Q2分布式光伏（GW）工商業分布式光伏（GW）戶用分布式光伏（GW）112.2171.5268.845.475.5149.612.632.13.6229.1232.3191.70100200300400廣東江蘇浙江河北河南山東工商業分布式光伏裝機（萬千瓦）戶用分布式光伏裝機（萬千瓦）0.180.080.0300.420.420.420.420.370.320.10.0500.050.10.150.20.250.30.350.40.45戶用分布式（元/千瓦時）工商業分布式（元/千瓦時）行業周報 長城證券 42 請參考最后一頁評級說明及重要聲明

166、 長期看，分布式光伏尤其是工商業分布式在消納與電價方面較集中式光伏有明顯優勢，長期看，分布式光伏尤其是工商業分布式在消納與電價方面較集中式光伏有明顯優勢，發展前景將更為廣闊。發展前景將更為廣闊。隨著新能源進入電力市場交易的比例不斷提升，新能源尤其是光伏市場電價明顯承壓，多個新能源資源豐富，電力需求相對較小的省份（例如山西），光伏市場電價已經出現了明顯折價。而分布式光伏目前自發自用，余電上網的商業模式良好的保障了其電量的消納和綜合電價水平，即使后續余電上網部分需要參與市場交易，仍較集中式光伏電價有較大優勢。3.5.4 大基地大基地：集中開發規?？焖僭鲩L，一體化項目外送保障消納：集中開發規?？焖僭?/p>

167、長，一體化項目外送保障消納與電價與電價 新能源大基地新能源大基地依托風光資源和消納通道建設，是“十四五”新能源建設的重中之重依托風光資源和消納通道建設，是“十四五”新能源建設的重中之重。由于新能源大基地可以在快速增加新能源裝機規模的同時保障裝機的可靠性（火水電配合新能源出力），可以有效緩解目前我國的電力供應緊張局面，因此在“十四五”可再生能源規劃中被重點提及。根據規劃，我國要在風能和太陽能資源稟賦較好、建設條件優越、具備持續規?；_發條件的地區，著力提升新能源就地消納和外送能力，建設新能源大基地。統籌推進陸上風電和光伏發電基地建設，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電太陽能發電基地。

168、大基地依托省級和區域電網消納能力提升增強就地消納能力，依托已建跨省區輸電通道和火電“點對網”輸電通道，重點提升存量輸電通道輸電能力和新能源電量占比。規則還提出依托“十四五”期間建成投產和開工建設的重點輸電通道，按照新增通道中可再生能源電量占比不低于 50%的要求，配套建設風電光伏基地。根據規劃，我國將建成七個新能源陸上大基地。表表 13：我國七大陸上新能源基地明細我國七大陸上新能源基地明細 新能源大基地新能源大基地 發展方針發展方針 新疆新能源基地 結合哈密-鄭州、準東-皖南特高壓通道輸電能力提升和哈密-重慶新規劃外送通道建設，統籌本地消納和外送消納，在北疆以風電為主建設千萬千瓦級的新能源基地

169、；在南疆以光伏為主建設千萬千瓦級的新能源基地，探索光伏治沙等新發展方式；在東疆風電、光伏發電、光熱發電相結合，建設千萬千瓦級新能源基地。黃河上游新能源基地 發揮黃河上游水電調節優勢，重點在青海海西州、海南州等地區統籌推進光伏發電和風電基地化開發。在甘肅慶陽、白銀等地區建設千萬千瓦級風電光伏基地。河西走廊新能源基地 依托甘肅省內新能源消納能力和酒泉-湖南特高壓直流輸電能力提升，有序推進酒泉風電基地二期后續風電項目建設，重點在河西地區新增布局若干個百萬千瓦級的新能源基地。黃河幾字彎新能源基地 依托寧夏-浙江、寧東-山東、上海廟-山東、蒙西-天津南、陜北-湖北等跨省跨區輸電通道，結合黃河流域生態保護

170、和高質量發展，有序推進配套新能源基地開發建設，推動傳統能源基地向綜合綠色能源基地轉型，形成輻射地域廣闊的新能源基地集群。重點在內蒙古西部阿拉善、巴彥淖爾、鄂爾多斯包頭，陜西榆林、延安、渭南，山西大同、忻州、朔州、運城，寧夏北部和東部地區布局建設新能源基地。冀北新能源基地 切實提高錫盟-山東、錫盟-泰州、張北-雄安等既有輸電通道利用率和新能源電量占比，加快推進張家口可再生能源示范區建設，重點在張家口、承德、烏蘭察布、錫盟等地區布局一批百萬千瓦級新能源基地?！笆奈濉逼陂g，重點推進河北地區張家口可再生能源示范區、承德風電基地三期建設推進內蒙古錫盟特高壓通道和火電“點對網”通道增配新能源基地建設，繼

171、續推進烏蘭察布風電基地建設。松遼新能源基地 推進黑龍江大慶可再生能源綜合應用示范區建設和哈爾濱、佳木斯等地區新能源基地建設；在吉林結合本地負荷增長、扎魯特-青州特高壓通道外送能力提升等，推動白城、松原、四平新能源基地（陸上風光三峽）開發建設在遼西北鐵嶺、朝陽、阜新等地區結合工礦廢棄土地修復、鄉村振興及光伏治沙開展新能源項目建設；在蒙東地區結合通遼、赤峰本地負荷增長以及扎魯特-青州輸電通道外送能力提升，推動新能源基地建設。行業周報 長城證券 43 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 黃河下游綠色能源廊道 在河南、山東的黃河下游干支流及周邊區域，集中規劃實施一批風電、光伏發電規?；瘧霉こ?。在河南洛

172、陽、新鄉、商丘、平頂山等地區重點推進風電開發；在山東濱州、濰坊等魯北地區利用豐富的鹽堿灘涂地等未利用土地資源，推動新能源與儲能等融合發展。資料來源：“十四五”可再生能源規劃，長城證券研究院 大基地一期大基地一期 9705 萬千瓦全部建設動工，二期三期正在有序推進工作中。萬千瓦全部建設動工，二期三期正在有序推進工作中。根據近期國家能源局新能源與可再生能源司司長李創軍在第二屆清華大學“碳中和經濟”論壇上的講話，目前我們第一批以沙漠、戈壁、荒漠為重點的大型風光電基地裝機規模大概 1 億千瓦，第一批基地現在已經全部開工建設，第二批的基地項目清單已經印發，正在抓緊開展項目的前期工作，目前正在組織謀劃第三

173、批基地項目。表表 14：我國我國第一批新能源大基地明細第一批新能源大基地明細 省份 項目名稱 規劃裝機 2022 年投產容量 2023 年投產容量 內蒙古 蒙西昭沂直流外送 400 萬千瓦風光項目 400 240 160 蒙西托克托外送 200 萬千瓦風光項目 200 100 100 蒙西庫布其 200 萬千瓦光伏治沙項目 200 0 200 蒙中烏蘭察布 120 萬千瓦風電項目 120 60 60 蒙中錫盟特高壓外送二期 400 萬千瓦風光項目 400 0 400 蒙中錫盟上都外送 200 萬千瓦風電項目 200 160 40 蒙東魯固直流外送 400 萬千瓦風電項目 400 200 200

174、 蒙東伊穆直流外送嶺東 100 萬千瓦風光項目 100 100 0 青海 青豫直流外送二期海南 340 萬千瓦風光項目 340 80 260 青豫直流外送二期海西 190 萬千瓦風光項目 190 60 130 海南 300 萬千瓦光伏項目 300 80 220 海西 160 萬千瓦光伏光熱項目 160 40 120 海西茫崖 100 萬千瓦風電項目 100 40 60 甘肅 河西武威張掖 150 萬千瓦光伏治沙項目 150 100 50 河西酒泉 285 萬千瓦風光熱項目 285 0 285 河西酒泉金塔 100 萬千瓦光伏項目 100 80 20 河西酒鋼 120 萬千瓦風光項目 120 5

175、0 70 隴東陽慶白銀 200 萬千瓦風光項目 200 100 100 陜西 陜北陜武直流外送一期 600 萬千瓦風光項目 600 400 200 陜北錦界府谷外送 300 萬千瓦風光項目 300 200 100 關中渭南 350 萬千瓦風光項目 350 200 150 寧夏 寧夏銀東直流外送 100 萬千瓦光伏項目 100 100 0 寧夏靈紹直流外送 200 萬千瓦光伏項目 200 100 100 新疆 北疆烏魯木齊 100 萬千瓦風光項目 100 100 0 南疆 140 萬千瓦光儲項目 140 140 0 兵團南疆 200 萬千瓦風光項目 200 100 100 兵團北疆石子河 100

176、 萬千瓦光伏項目 100 50 50 遼寧 遼西北阜新 140 萬千瓦風光項目 140 45 95 遼西北鐵嶺 150 萬千瓦風光項目 150 50 100 遼西北朝陽 120 萬千瓦風光項目 120 40 80 吉林 吉西魯固直流外送 300 萬千瓦風電基地 300 200 100 吉西魯固直流外送白城 140 萬千瓦風光熱項目 140 0 140 吉西 290 萬千瓦就地消納風光項目 290 200 90 黑龍江 黑龍江哈爾濱 140 萬千瓦風電項目 140 0 140 黑龍江大慶 140 萬千瓦風光項目 140 0 140 行業周報 長城證券 44 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 河北

177、 張家口蔚縣外送 100 萬千瓦風光項目 100 100 0 張家口張北縣 100 萬千瓦風電項目 100 30 70 承德豐寧風光氫儲 100 萬千瓦風光項目 100 0 100 山西 山西運城 100 萬千瓦風光項目 100 75 25 山西晉中 100 萬千瓦風光項目 100 75 25 山東 山東魯北 200 萬千瓦光伏項目 200 0 200 四川 川西 140 萬千瓦風光項目 140 80 60 云南 金沙江下游云南側 270 萬千瓦風光項目 270 148 122 貴州 貴州畢節 150 萬千瓦光伏項目 150 80 70 貴州黔南 150 萬千瓦光伏項目 150 80 70 廣

178、西 廣西紅水河 140 萬千瓦光伏項目 140 100 40 廣西南寧橫州 260 萬千瓦風光項目 260 221 39 廣西崇左 200 萬千瓦風光項目 200 77 123 安徽 安徽阜陽南部 120 萬千瓦風光項目 120 40 80 湖南 湖南婁底生態治理 100 萬千瓦光伏項目 100 50 50 合計 9705 4571 5134 資料來源：國家能源局、長城證券研究院 大基地項目由于消納和電價的優勢，將成為“十四五”期間最主要的新能源開發方式，大基地項目由于消納和電價的優勢，將成為“十四五”期間最主要的新能源開發方式，對應項目開發商將會收益。對應項目開發商將會收益。根據李司長講話，

179、“十四五”期間我國將至少有三期大基地項目，以每期一億千瓦裝機估算，通過大基地投產的新能源裝機有望占“十四五”總新增裝機的一半，成為最主要的開發方式。由于大基地有配套的調峰電源和外送線路，在電價和消納上較普通集中式項目將有顯著優勢，項目盈利能力將會更好，對應業主有望兌現出可觀的收益。3.6 儲能運營儲能運營：新型電力系統重要組成部分，進入發展：新型電力系統重要組成部分，進入發展快車道快車道 新型電力系統對新型電力系統對能源系統調節能力能源系統調節能力需求激增需求激增，儲能行業進入快速發展期。，儲能行業進入快速發展期。能源生產與消費之間總是存在著差異，能源系統需要具備調節能力來消除這些差異。調節能

180、力通?？煞譃楣β收{節和能量調節，功率調節能力即全部機組的出力范圍，確保實時電力平衡；能量調節能力即所有儲能設施存儲的總能量，確保長期的能量平衡。為了實現雙碳目標，風光等新能源將逐步取代化石能源成為主要的一次能源，而隨著可調節化石能源逐步退出，電力可調節資源規模逐步下降，需要引入儲能作為新的調節能力來源，以保障電力系統運行的穩定性。并且能源系統對于調節能力的需求將隨著新能源滲透率升高而提高，因此儲能成為了新型電力系統的重要組成部分。近年來國家已經出臺多項政策，鼓勵儲能行業快速發展，包括抽蓄、新型儲能在內的各項儲能技術都有望進入快速發展期。圖圖 65：主流儲能技術分類主流儲能技術分類 行業周報 長

181、城證券 45 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：派能科技招股說明書，長城證券研究院 目前儲能技術應用場景豐富，按應用場景分類可分為電源側、電網側以及用戶側，而根據電網凈負荷波動的情況，我們可將對調節能力（儲能）的需求分為短時（秒級-分鐘級）、長時（小時級到數日）以及超長時（周、月、季）。不同應用場景對儲能的需求不盡相同，而不同時長的儲能所提供的輔助服務也不盡相同。目前來看電源側和電網側的應用很多是重合的，而日內小時級的長時需求是儲能應用的重點。圖圖 66：儲能儲能應用與需求分類應用與需求分類 資料來源：長城證券研究院 我國儲能裝機中我國儲能裝機中抽水蓄能仍占絕對份額，新型儲能占比逐漸

182、增加。抽水蓄能仍占絕對份額，新型儲能占比逐漸增加。截至 2021 年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模為 46.1GW，同比增長 30%，占全球市場總規模的22%。其中抽水蓄能累計裝機規模最大，為 39.8GW，同比增長 25%，但所占比重與去年同比繼續下降，減少 3個 pct；增量主要來自新型儲能，累計裝機規模達到 5729.7MW，同比增長 75%。2021 年，中國新增投運電力儲能項目裝機規模首次突破 10GW，達到了10.5GW，其中，抽水蓄能新增規模 8GW；新型儲能新增規模首次突破 2GW，達到2.4GW，同比增長 54%。圖圖 67：2021 年我國儲能裝機結構年我國儲能裝機

183、結構 圖圖 68：2021 年我國新型儲能裝機結構年我國新型儲能裝機結構 行業周報 長城證券 46 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 資料來源：CNESA儲能產業研究白皮書2022、長城證券研究院 資料來源：CNESA儲能產業研究白皮書2022、長城證券研究院 3.6.1 抽水蓄能：未來十年抽水蓄能：未來十年是行業發展黃金期是行業發展黃金期 抽蓄裝機規劃明確，抽蓄裝機規劃明確，且因為且因為需求迫切實際裝機量有望超出規劃目標值需求迫切實際裝機量有望超出規劃目標值 抽水蓄能是利用水作為儲能介質，通過電能與勢能相互轉化，實現電能的儲存和管理。利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放

184、水至下水庫發電?？蓪㈦娋W負荷低時的多余電能，轉變為電網高峰時期的高價值電能。抽水蓄能技術成熟、反應速度快、單機容量大、經濟性較好等特點，是目前大規模調節抽水蓄能技術成熟、反應速度快、單機容量大、經濟性較好等特點，是目前大規模調節能源的首選。能源的首選。抽水蓄能電站可將電網負荷低時的多余電能，轉變為電網高峰時期的高價值電能。抽水蓄能具有技術成熟、反應快速靈活、單機容量大、經濟性較好等優點，是緩解系統調峰壓力的最有效手段之一，可以快速穩定系統頻率，可以調相運行，可以穩定系統電壓，是電力系統事故備用電源，能作為電網黑啟動電源，目前是大規模調節能源的首選。圖圖 69：抽水蓄能工作原理圖抽水蓄能工作原理

185、圖 資料來源：文山電力公司年報、長城證券研究院 目前我國抽水蓄能裝機量較高的地區集中在華南、華東等經濟發展較強、用電量較高且水電建設基礎較好的的地區；其次是東北、華北、華中等以火電為主要電源的地區；西北地區除青海省水電裝機量較高以外，其他地區以火電為主，風光為輔，抽蓄資源基本未開發；西南地區水電資源豐富，包括四川、云南等水電輸出大省均未有抽蓄裝機量，以大型水電站開發為主。86.3%12.5%1.2%抽水蓄能新型儲能熔融鹽儲熱89.7%5.9%3.2%0.9%0.2%0.1%0.1%鋰離子電池鉛蓄電池壓縮空氣液流電池超級電容飛輪儲能其它 行業周報 長城證券 47 請參考最后一頁評級說明及重要聲明

186、 根據規劃根據規劃 2025 年和年和 2030 年我國抽蓄裝機規模年我國抽蓄裝機規模將將分別達到分別達到 6200 萬千瓦和萬千瓦和 1.2 億千瓦億千瓦，而，而實際裝機有望超出規劃預期實際裝機有望超出規劃預期。根據抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）及十四五現代能源體系規劃，各地按照能核盡核、能開盡開的原則，在規劃重點實施項目庫內核準建設抽水蓄能電站。到 2025 年，我國抽水蓄能裝機規模達到 6200 萬千瓦以上，在建裝機規模達到 6000 萬千瓦左右，到 2030 年，抽蓄規模達到 1.2 億千瓦左右。我國2021 年底抽蓄規模為 3639 萬千瓦，若實現規劃目標，則未來

187、4 年和 9 年的裝機復合增速分別達到 14.25%和 14.18%。今年 6 月中國電建董事長表示將在 200 個市、縣開工建設 200 個以上抽蓄項目，目標開工 2.7 億千瓦。今年 7 月能源局相關人士表態，“十四五”可核準裝機規模 2.7 億千瓦，總投資達 1.6 萬億元，涉及 28 個?。▍^、市）和新疆生產建設兵團。如果“十四五”期間 2.7 億抽蓄抽蓄全部完全核準，根據抽蓄項目建設周期，2.7 億裝機有望在 2030 年前全部投產，屆時抽蓄裝機將達到 3 億千瓦。由于電力系統對于輔助電源的巨大需求以及抽蓄產業鏈對于穩經濟的作用，我們認為整個抽蓄行業投資建設進度和最終投產的裝機規模將

188、超越規劃預期。圖圖 70：抽水蓄能裝機規模預測（萬千瓦）抽水蓄能裝機規模預測（萬千瓦）資料來源：WIND，長城證券研究院 抽蓄價格抽蓄價格商業模式逐漸成熟商業模式逐漸成熟，參與電力市場有望提升盈利能力參與電力市場有望提升盈利能力 新的兩部制電價出臺疊加電力市場逐漸成熟，抽蓄行業的商業模式開始清晰。新的兩部制電價出臺疊加電力市場逐漸成熟，抽蓄行業的商業模式開始清晰。2021 年 4月，國家發改委印發關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（633 號文）。633號文的出臺完善了抽水蓄能的價格機制，形成了穩定的成本回收機制+額外的經濟效益的商業模式，并厘清了成本疏導路徑。同時 633 號文也明確要

189、推動抽水蓄能電站作為獨立市場主體參與市場。隨著我國電力市場的逐漸成熟，其余類似輔助電源的價格機制也有望參照抽蓄的模式。意見主要內容包含兩方面：堅持并優化抽水蓄能兩部制電價政策：堅持并優化抽水蓄能兩部制電價政策：以競爭性方式形成電量電價：抽蓄電站通過電量電價回收抽水、發電的運行成本。在電力現貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算。在電力現貨市場尚未運行的地方，抽水蓄能電站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。抽水蓄能電站上

190、網電量由電網企業收購，上網電價按燃煤發電基準價執行。3029314936394289620012000020004000600080001000012000140002019A2020A2021A2022M72025E2030E 行業周報 長城證券 48 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 完善容量電價核定機制：抽蓄電站通過容量電價回收抽發運行成本外的其他成本并獲得合理收益。對標行業先進水平合理核定容量電價。電站經營期按 40 年核定，經營期內資本金內部收益率按 6.5%核定，意見印發前已核定容量電價的抽水蓄能電站維持原資本金內部收益率。推動電站自主運用剩余機組容量參與電力市場，逐步實現電站主要

191、通過參與市場回收成本、獲得收益，促進抽水蓄能電站健康有序發展。明確抽水蓄能電站的成本疏導機制：明確抽水蓄能電站的成本疏導機制：633 號文明確提出建立容量電費納入輸配電價回收的機制。政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網企業支付，納入省級電網輸配電價回收。建立相關收益分享機制，鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務市場或輔助服務補償機制，上一監管周期內形成的相應收益，以及執行抽水電價、上網電價形成的收益，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，形成的虧損由抽水蓄能電站承擔。完善容量電費在多個省級電網的分攤方式，完善容量電費在特定電源和電力系統間的分攤方式。抽水蓄

192、能電站明確同時服務于特定電源和電力系統的，應明確機組容量分攤比例，容量電費按容量分攤比例在特定電源和電力系統之間進行分攤。特定電源應分攤的容量電費由相關受益主體承擔，并在核定抽水蓄能電站容量電價時相應扣減。圖圖 71：633 號文政策要點 資料來源：政府網站，長城證券研究院 抽蓄電站通過參與電力市場交易，電量電價部分收益有望顯著提升抽蓄電站通過參與電力市場交易，電量電價部分收益有望顯著提升 2015 年，中共中央、國務院印發關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發20159 號文）及配套文件（簡稱“9 號文”），國家發改委、國家能源局隨后發布了電力體制改革的六個配套文件，我國新一輪電力體制改

193、革拉開序幕。其中關于推進電力市場建設的實施意見明確我國電力市場構成主要由中長期市場和現貨市場構成。2017 年，國家發展改革委和能源局選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅作為第一批電力現貨市場建設試點地區，各試點地區均已開展現貨市場不同時間周期的結算試運行。2021 年，國家發改委印發關于進一步完善分時電價機制的通知，“通知”提出拉大峰谷電價價差，并設立尖峰電價。新的分時電價機制有利 行業周報 長城證券 49 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 于各類儲能項目在電力市場中通過合理運營增加收益，擴大其發展空間。2022 年 1 月，國家發改委和能源局印發關于加快建設全國

194、統一電力市場體系的指導意見，明確提出進一步推動電力市場建設，完善電力市場體系的功能，積極穩妥推進電力現貨市場建設，完善電力輔助服務市場等。根據 633 號文，抽蓄電站在有電力現貨市場的區域都將通過現貨市場形成抽水和放水價格，即抽蓄電站可以通過電力市場高拋低吸，形成額外收入，而不只是回收抽水、發電的運行成本。根據各省份推出的分時電價機制，大部分省份的峰谷電價比都達到了 4.8:1或 3.6:1。在部分用電緊張的省份，現貨市場的單日最高電價和最低電價價差會更大。目前抽蓄電站轉化效率普遍達到為 75%-80%，這意味著抽蓄電站可以通過現貨市場獲取較大的額外收入，增厚利潤。表表 15：8 月電網代理購

195、電峰谷價差（單位：元月電網代理購電峰谷價差（單位：元/千瓦時）千瓦時）省市省市 尖峰電價尖峰電價1 高峰電價高峰電價2 平段電價平段電價3 低谷電價低谷電價4 最大峰谷價差最大峰谷價差（1-4）峰平價差峰平價差（2-3）海南省 1.6482 1.3735 0.819 0.3437 1.30 0.55 廣東?。ㄖ槿俏迨校?.5122 1.2153 0.7263 0.2932 1.22 0.49 湖南省 1.4345 1.2031 0.7693 0.3355 1.10 0.43 重慶市 1.3206 1.1084 0.7107 0.2996 1.02 0.40 黑龍江省 1.3427 1.123

196、 0.757 0.3909 0.95 0.37 浙江省 1.3229 0.9827 0.7559 0.4006 0.92 0.23 吉林省 1.3121 1.1009 0.749 0.397 0.92 0.35 安徽省 1.2212 1.1539 0.6905 0.3066 0.91 0.46 湖北省 1.2906 1.0761 0.7371 0.3773 0.91 0.34 遼寧省 1.2511 1.0077 0.6831 0.3584 0.89 0.32 江蘇省 1.1738 1.1738 0.7021 0.3172 0.86 0.47 內蒙古自治區（蒙東）1.1026 0.9226 0.

197、6225 0.3225 0.78 0.30 陜西省 1.1017 0.9258 0.6326 0.3395 0.76 0.29 廣西壯族自治區 1.0792 0.908 0.6226 0.3372 0.74 0.29 山東省 1.1397 0.9712 0.6903 0.4095 0.73 0.28 天津市 1.1185 1.1185 0.7696 0.3928 0.73 0.35 河南省 1.0696 1.0696 0.6917 0.3603 0.71 0.38 新疆 0.8504 0.7087 0.4309 0.1531 0.70 0.28 四川省 0.9396 0.9396 0.6127

198、 0.2858 0.65 0.33 北京市（城區）1.2188 1.1464 0.8435 0.5742 0.64 0.30 河北?。奖保?.9368 0.8051 0.5856 0.3661 0.57 0.22 河北?。暇W）0.9951 0.864 0.6454 0.4268 0.57 0.22 福建?。ǜＶ荩?.8767 0.8767 0.5937 0.3107 0.57 0.28 山西省 0.8579 0.8579 0.5663 0.2989 0.56 0.29 貴州?。▋刹恐齐姸入妰r）0.832 0.832 0.5631 0.2942 0.54 0.27 寧夏回族自治區 0.754

199、5 0.7545 0.5101 0.2657 0.49 0.24 上海市 0.9383 0.9383 0.8211 0.4522 0.49 0.12 內蒙古自治區（蒙西）0.7462 0.6485 0.49 0.3151 0.43 0.16 青海省 0.6816 0.568 0.4188 0.2696 0.41 0.15 江西省 0.8883 0.8883 0.6895 0.4907 0.40 0.20 云南省 0.5868 0.5868 0.404 0.2339 0.35 0.18 甘肅省 0.7471 0.7471 0.6112 0.4942 0.25 0.14 資料來源：CNESA，長城

200、證券研究院 行業周報 長城證券 50 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 3.6.2 新型儲能新型儲能：有望實現爆發式增長，逐步探索商業模式：有望實現爆發式增長，逐步探索商業模式“十四五”新型儲能頂層規劃已完成，“新能源“十四五”新型儲能頂層規劃已完成，“新能源+儲能”將是主要應用場景。儲能”將是主要應用場景。與世界其他國家和地區相比，我國儲能與新能源裝機容量的比例，即“儲新比”，明顯偏低，2020 年中國的儲新比約為 6.7%，而中國以外其他國家和地區的儲新比為 15.8%，隨著可再生能源比例提高，我國儲能將迎來巨大的發展機遇。2022 年 2 月 23 日，國家發改委及能源局發布“十四五”新

201、型儲能發展實施方案，明確了“十四五”期間新型儲能產業發展的頂層規劃。一方面，加快建立新型儲能項目管理機制，規范行業管理，強化安全風險防范；另一方面，明確新型儲能獨立市場地位，完善市場化交易機制，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。我國新型儲能規模有望在我國新型儲能規模有望在 2025 年年達到達到 4000 萬千瓦。萬千瓦。截至 2021 年底，我國新型儲能規模達到了 573萬千瓦，2021 年新增了 240萬千瓦。2021年 7月，國家發改委、能源局印發新型儲能發展的指導意見，提出到 2025 年實現新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變，裝機規模達 3000 萬千瓦以上，到 2030 年，

202、實現新型儲能全面市場化發展。此后 12 個省、自治區出臺了本區域的“十四五”規劃，合計儲能裝機目標達到了 4320 萬千瓦。表表 16：各省新型儲能裝機目標各省新型儲能裝機目標 省份省份 儲能裝機目標（萬千瓦）儲能裝機目標（萬千瓦）配儲比例配儲比例 青海省 600 10%，2h 甘肅省 600 5-20%，2h 河南省 220 10%，2h 河北省 400 10%廣東省 200-內蒙古自治區 500 15%，2/4h 浙江省 200 鼓勵 安徽省 300 10%，1h 廣西壯族自治區 150 5-10%，2h 山東省 450 10%，2h 湖南省 200 10-20%，2h 江蘇省 500-合

203、計合計 4320 資料來源：政府網站，長城證券研究院 目前目前新型儲能新型儲能商業模式還在商業模式還在積極積極探索中，各省政策不盡相同，但主要探索中，各省政策不盡相同，但主要以調峰輔助市場以調峰輔助市場+租賃費用租賃費用+市場現貨電價差組成。市場現貨電價差組成。由于各類新型儲能技術與抽蓄實現的功能并不完全相同，且抽蓄建設周期太長，遠水解不了近渴，因此多個省份紛紛出臺自己的獨立儲能政策，以鼓勵新型儲能的發展。整體看，除市場現貨電價差盈利部分，各省份推出相關政策根據充當電小時數、電站裝機規模等指標進行補貼，對獨立儲能充放電容量進行容量補償及租賃費、輔助調節服務費。表表 17：各省份獨立儲能項目收益

204、劃分各省份獨立儲能項目收益劃分 地區地區 容量租賃容量租賃 調峰補償調峰補償 電費收益電費收益 河南 租賃費用標準為260元/kWh 每年 電網調峰報價上限 0.3元/kWh 湖南 深度調峰:上限 200 元/MWh;緊急短時調峰:上限600元/MWH 充電按照煤電標桿電價0.45元/kWh 的 75%計；放 行業周報 長城證券 51 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 地區地區 容量租賃容量租賃 調峰補償調峰補償 電費收益電費收益 電按照煤電標桿電價計。青海 儲能與風電場、太陽能電站雙邊協商議價儲能參與電網調峰 0.5元/kWh 安徽 儲能調峰上限 800元/MWh 東北 深度調峰:0.4 元

205、-1 元/kWh,用戶側儲能雙邊交易:0.1元-0.2/kWh 江蘇 中長期可調負荷調峰:谷段上限 0.25元/kWh 平段上限 0.6 元/kWh，峰段上限 0.9元/kWh 短期可調負荷調峰:需求時段 4小時上限 1 元/kWh;需求時段4小時上限 2元/kWh深度調峰:上限600元/MWh 山西 獨立儲能市場主體調峰 750 元-950元/MWh 福建 (火電深度調峰最高 600元/MWh)湖北 (火電深度調峰最高 600元/MWh)新疆 發電側儲能:0.55元/kWh 山東 儲能調峰 400元/MWh 華北-第三方主體 最高上限 600元/MWh 貴州 儲能調峰上限 0.2元/kWh

206、甘肅 儲能調峰上限 0.5元/kWh 江西 最高上限 600元/MWh 河南 最高 0.5-0.7 元/kWh 河北南部 (火電調峰上限為 500 元/MWh)寧夏 調峰補償標準為 0.8 元/千瓦時 浙江 對于實際投運的分布式儲能項目，按照實際放電量給予儲能運營主體 0.8 元/千瓦時的補貼 陜西 充電電價以當年新能源市場交易電價，給予 100元/兆瓦時充電補償；放電電價按照燃煤火電基準電價，給予 100元/兆瓦時放電補償 資料來源：政府網站，長城證券研究院 目前由于電力系統對于調節輔助資源的需求十分旺盛，供需十分緊張，我們認為獨立儲能項目現階段可以通過現貨市場進行峰谷價差套利或向電網提供調

207、峰調頻獲得可觀的超額收益。由于有超額收益的存在，未來一兩年涌入電力市場的輔助電源規模將快速擴大，供需將逐漸走向平衡乃至寬松，項目收益率將會回落。長期看，我們認為儲能運營商會回歸公用事業屬性，呈現出重資產、長周期、收益穩定但收益率不高的特點。4.投資建議投資建議 火電：火電：短期看隨著長協煤簽約率、履約率、執行率的穩步提升，燃料成本有望進一步下降，但 7 月以來用電需求的快速增長帶動煤炭消耗量增加，國內動力煤供需再次偏緊。下半年關注火電發電量回升和長協煤兌現比例提升帶來的降本增效作用。長期看，隨著 行業周報 長城證券 52 請參考最后一頁評級說明及重要聲明 火電角色的改變，其商業模式也將改變，行

208、業將回歸公用事業屬性，業績有望保持穩定。推薦標的：華電國際，相關標的：華潤電力（H）、國電電力。水電：水電：西南地區水電大省省內電力供需結構逐漸走向緊張，省內市場電價有望長期溫和上漲。而外送電部分由于受端省火電市場電價普遍頂格上漲，電價上漲有望逐步傳導至外送電量。兩方面因素將共同推動西南水電企業綜合電價上漲，增厚企業業績。由于水風光一體化開發的優勢以及水電企業良好的現金流，我們認為水電企業有望快速發展新能源，成為新的業績增長點。推薦標的：國投電力、長江電力、川投能源，相關標的：黔源電力、桂冠電力。核電：核電：“雙碳”目標下最佳基荷能源，每年核準和新增裝機將有穩定預期，行業有望實現長期看。推薦標

209、的：中國廣核，相關標的：中國核電。新能源運營：新能源運營：裝機增速持續加快，行業景氣度延續，隨著兩網陸續成立補貼結算公司，可再生能源補貼拖欠問題影響減弱。同時在政策引導和綠電運營商業績壓力下，我們認為行業將進入自律及正向的發展道路。推薦標的：中閩能源、福能股份，相關標的：三峽能源、龍源電力。儲能：儲能：在國家政策及市場需求的推動下，儲能行業進入高速發展期。我們認為目前電力市場對于調峰調頻等輔助服務和調節峰谷電源的需求非常旺盛，在電力市場較為成熟可以變現的省份，例如廣東、山東、江蘇等峰谷價差高且政府鼓勵的省份，儲能運營商將會有很明顯的超額收益。推薦標的：文山電力。5.風險提示風險提示 政策風險、

210、用電需求下滑風險、燃料成本持續高企風險、市場電價超預期下滑風險、來水不及預期風險。行業周報 http:/ 研究員承諾研究員承諾 本人具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，在執業過程中恪守獨立誠信、勤勉盡職、謹慎客觀、公平公正的原則，獨立、客觀地出具本報告。本報告反映了本人的研究觀點，不曾因，不因，也將不會因本報告中的具體推薦意見或觀點而直接或間接接收到任何形式的報酬。特別聲明特別聲明 證券期貨投資者適當性管理辦法、證券經營機構投資者適當性管理實施指引（試行）已于 2017 年 7 月 1 日起正式實施。因本研究報告涉及股票相關內容，僅面向長城證券客戶中的專業投資者及

211、風險承受能力為穩健型、積極型、激進型的普通投資者。若您并非上述類型的投資者，請取消閱讀，請勿收藏、接收或使用本研究報告中的任何信息。因此受限于訪問權限的設置，若給您造成不便，煩請見諒！感謝您給予的理解與配合。免責聲明免責聲明 長城證券股份有限公司（以下簡稱長城證券）具備中國證監會批準的證券投資咨詢業務資格。本報告由長城證券向專業投資者客戶及風險承受能力為穩健型、積極型、激進型的普通投資者客戶（以下統稱客戶）提供，除非另有說明，所有本報告的版權屬于長城證券。未經長城證券事先書面授權許可，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制和發布，亦不得作為訴訟、仲裁、傳媒及任何單位或個人引用的證明或依據，不得

212、用于未經允許的其它任何用途。如引用、刊發，需注明出處為長城證券研究院，且不得對本報告進行有悖原意的引用、刪節和修改。本報告是基于本公司認為可靠的已公開信息，但本公司不保證信息的準確性或完整性。本報告所載的資料、工具、意見及推測只提供給客戶作參考之用，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或向他人作出邀請。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。長城證券在法律允許的情況下可參與、投資或持有本報告涉及的證券或進行證券交易，或向本報告涉及的公司提供或爭取提供包括投資銀行業務在內

213、的服務或業務支持。長城證券可能與本報告涉及的公司之間存在業務關系，并無需事先或在獲得業務關系后通知客戶。長城證券版權所有并保留一切權利。長城證券投資評級說明長城證券投資評級說明 公司評級：公司評級：買入預期未來 6個月內股價相對行業指數漲幅 15%以上 增持預期未來 6個月內股價相對行業指數漲幅介于 5%15%之間 持有預期未來 6個月內股價相對行業指數漲幅介于-5%5%之間 賣出預期未來 6個月內股價相對行業指數跌幅 5%以上 行業評級：行業評級：強于大市預期未來 6個月內行業整體表現戰勝市場 中性預期未來 6個月內行業整體表現與市場同步 弱于大市預期未來 6個月內行業整體表現弱于市場 長城證券研究院長城證券研究院 深圳辦公地址：深圳市福田區福田街道金田路 2026號能源大廈南塔樓 16層 郵編：518033傳真：86-755-83516207 北京辦公地址：北京市西城區西直門外大街 112號陽光大廈 8層 郵編：100044傳真：86-10-88366686 上海辦公地址：上海市浦東新區世博館路 200號 A座 8層 郵編：200126傳真：021-31829681 網址：http:/