機械設備行業深度研究：機械儲能抽水蓄能利潤空間有望提升壓縮空氣儲能商業化進展或將提速-220920(49頁）.pdf

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1、1證券研究報告作者：行業評級：上次評級：行業報告|請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明機械設備機械設備強于大市強于大市維持2022年09月20日（評級）分析師 李魯靖 SAC執業證書編號：S1110519050003分析師 朱曄SAC執業證書編號：S1110522080001機械儲能：抽水蓄能利潤空間有望提升，壓縮空氣儲能商業化進展或將提速機械儲能：抽水蓄能利潤空間有望提升，壓縮空氣儲能商業化進展或將提速行業深度研究 儲能行業：電力轉型帶動儲能需求高速增長，政策刺激下儲能裝機有望迎來快速放量。儲能行業：電力轉型帶動儲能需求高速增長，政策刺激下儲能裝機有望迎來快速放量。1）新能源發電有望帶動儲

2、能產業同步實現快速增長）新能源發電有望帶動儲能產業同步實現快速增長。新能源發電存在隨機性+間歇性+波動性等缺陷，需要儲能系統介入調節，起到電力調峰、平滑發電出力、系統調頻、備用容量等作用。短期內政策刺激力度較大，配儲的比例通常為10%-15%之間。2）發電側儲能裝機量測算）發電側儲能裝機量測算：機械儲能用于大規模能量吞吐場景，常用于發電側儲能。跟據我們測算，國內發電側的儲能需求，2021年為134.37GW、2025年達198.46GW、2030年達301.00 GW。抽水蓄能累計裝機量2025年有望達到62GW，2030年有望達120GW，2021-2030年CAGR為13.77%；新型儲能

3、累計裝機量2025年有望達到47.15GW，2030年有望達150.90GW，2021-2030年CAGR為43.83%。抽水蓄能：兩部制電價改革推進市場化，利潤空間有望迎來提升，有望拉動投資抽水蓄能：兩部制電價改革推進市場化，利潤空間有望迎來提升，有望拉動投資638億元億元/年。年。1）抽水蓄能技術較為成熟，是大規模調節能源的首選儲能方式）抽水蓄能技術較為成熟，是大規模調節能源的首選儲能方式。抽水蓄能核心設備為水輪發電機組，近年來國產化率快速提升，2021年投產的水輪發電機組國產化率已達87.5%；國內水輪發電機組市場呈雙寡頭格局，哈爾濱電氣與東方電氣幾乎各占有50%的市場份額。2）兩部制電

4、價模式下，抽水蓄能項目收益率較為可觀）兩部制電價模式下，抽水蓄能項目收益率較為可觀。兩部制電價由容量電價、電量電價兩部分組成。以華東天荒坪項目為例，該項目總投資額71.18億元，裝機容量180萬kW，年回收現金流6.46億元，投資回收期11.01年，項目IRR約為8.77%。3）抽水蓄能投資額測算）抽水蓄能投資額測算：抽水蓄能電站平均投資成本約為55億元/GW。預計2022-2025年間，平均每年總投資額為335.91億元/年，其中機電設備的市場空間為87.57億元/年；2026-2030年間，平均每年總投資額為638.00億元/年，其中機電設備的市場空間為166.33億元/年。壓縮空氣儲能：

5、效率提升壓縮空氣儲能：效率提升+成本下降，商業化推廣蓄勢待發。成本下降，商業化推廣蓄勢待發。1）效率與成本已和抽水蓄能相當，初具大規模商業化條件）效率與成本已和抽水蓄能相當，初具大規模商業化條件。蓄熱式壓縮空氣儲能不依賴化石燃料、效率較高，已初具大規模商業化條件。目前先進壓縮空氣儲能系統效率能夠逼近75%，造價約5000-6000元/kW，效率、成本已經和抽水蓄能相當（抽水蓄能：效率79%、成本5500元/kW）。目前國內壓縮空氣儲能正在規劃建設的項目共有19個，規劃總裝機量達到5.38GW。2）壓縮空氣儲能上游核心設備包括空氣壓縮機、透平膨脹機、蓄熱換熱系統等，主要參與企業包括陜鼓動力、金通

6、靈、沈鼓集團、杭氧股份、川空等。我們預測2025年壓縮空氣儲能裝機量達到6.75GW，2030年達到43.14GW。建議關注：建議關注：1）東方電氣）東方電氣：國內發電設備制造領先企業，2021年水輪發電機組產量達到8101MW，市占率43.89%，受益抽水蓄能放量的核心標的。2）陜鼓動力）陜鼓動力：國產大型透平設備龍頭，在國內空分壓縮機市場市占率達到82%，2022年與中能建數字科技集團簽約，在壓縮空氣儲能開展合作。3）金通靈）金通靈：與全球壓縮空氣領軍者中科院熱物理所合作緊密，壓縮機、膨脹機等產品已經在壓縮空氣儲能項目中完成中試。風險提示風險提示：宏觀經濟形勢波動；抽水蓄能項目審批通過項目

7、不及預期；壓縮空氣儲能商業化進展不及預期；價格競爭過于激烈；文中測算具備一定主觀性摘要2請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明9WvZeX8VpZgVrZfWbRdN8OtRmMpNtRiNqQwPeRtRmNbRrQqQMYnPqOMYnOvM儲能行業：電力轉型帶動儲能需求高速增長，政策刺激儲能行業：電力轉型帶動儲能需求高速增長，政策刺激下儲能裝機有望迎來快速放量下儲能裝機有望迎來快速放量13請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明4數據來源：數據來源：促進新能源開發的“水儲能”技術經濟分析促進新能源開發的“水儲能”技術經濟分析周建平，周建平，IEAIEA，發改委能源局，派能科技招股說明書，發

8、改委能源局，派能科技招股說明書，WindWind，天風證券研究所，天風證券研究所圖：典型日負荷與風電、光伏、抽水蓄能電站出力過程示意圖圖：典型日負荷與風電、光伏、抽水蓄能電站出力過程示意圖1.1 1.1 儲能需求儲能需求電力轉型帶動儲能需求高速增長電力轉型帶動儲能需求高速增長在政策持續刺激下，新能源發電增長勢頭強勁在政策持續刺激下，新能源發電增長勢頭強勁。根據“十四五”可再生能源發展規劃，十四五期間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番。存量市場中存量市場中，2022Q1風電和光伏在社會總用電量中的占比分別為 8.99%、4.55%，合計僅有 1

9、3.54%，仍有較大的提升空間；增量市場中，增量市場中，2021 年國內新增風電、光伏發電量在全國新增發電量中占比分別為 23.58%、7.92%，合計為 31.50%，距離 50%的政策目標仍有較大的差距。因此，未來幾年新能源發電大概率將維持強勁的增長勢頭。隨機性隨機性+間歇性間歇性+波動性，新能源發電需搭配儲能投入使用波動性，新能源發電需搭配儲能投入使用。風電、光伏等可再生能源無法像傳統化石能源發電隨時間穩定輸出，而是具有隨機性、間歇性與波動性，這意味著需要儲能系統介入調節，起到電力調峰、平滑發電出力、系統調頻、備用容量等作用，以緩解電力需求供給不匹配所導致的種種問題。因此，新能源發電有望

10、帶動儲能產業同步實現快速增長。2,4203,0463,6604,0534,6656,5561,8376451,1431,7202,1832,6293,2649304.09%4.83%5.35%5.56%6.21%7.89%8.99%1.09%1.81%2.51%3.00%3.50%3.93%4.55%-15%-10%-5%0%5%10%-1,0001,0003,0005,0007,0009,00011,00013,00015,0002016201720182019202020212022Q1風電發電量（億千瓦時）光伏發電量（億千瓦時）風電發電量占比光伏發電量占比5676266143936121

11、,89126249857746444663515.37%16.10%11.43%8.93%27.10%23.58%7.10%12.80%10.73%10.53%19.74%7.92%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000201620172018201920202021新增風電發電量（億千瓦時）新增光伏發電量（億千瓦時）新增風電發電量占比新增光伏發電量占比圖：全國風電和光伏新增發電量的占比圖：全國風電和光伏新增發電量的占比圖：全國風電和光伏已裝機的發電量占比圖：全國風電和光伏已裝機的發電量占比5

12、數據來源：派能科技招股說明書，北極星儲能網，中國儲能網，天風證券研究所數據來源：派能科技招股說明書，北極星儲能網，中國儲能網，天風證券研究所儲能技術是保障電網安全運行的關鍵儲能技術是保障電網安全運行的關鍵。儲能技術應用于電力系統，是保障清潔能源大規模發展和電網安全經濟運行的關鍵。電力的發、輸、配、用在同一瞬間完成的特征決定了電力生產和消費必須保持實時平衡。儲能技術可以彌補電力系統中缺失的“儲放”功能，改變電能生產、輸送和使用同步完成的模式，使得實時平衡的“剛性”電力系統變得更加“柔性”，特別是在平抑大規模清潔能源發電接入電網帶來的波動性，提高電網運行的安全性、經濟性和靈活性等方面。儲能可分為電

13、源側、電網側和用戶側三大場景儲能可分為電源側、電網側和用戶側三大場景。從整個電力系統的角度看，儲能的應用場景可分為電源側儲能、電網側儲能和用戶側儲能三大場景。其中，電源側的儲能應用包括電力調峰、輔助動態運行、系統調頻、可再生能源并網等；電網側儲能主要用于緩解電網阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等；用戶側儲能主要用于電力自發自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。電源側電源側電網側電網側用戶側用戶側電力調峰輔助動態運行平滑可再生能源發電出力減少棄風棄光系統調頻備用容量緩解電網阻塞延緩輸配電設備擴容升級電力自發自用峰谷價差套利容量費用管理提升供電可靠性圖：電力供應系統中電源側、電網側、用戶

14、側對儲能的需求圖：電力供應系統中電源側、電網側、用戶側對儲能的需求1.1 1.1 儲能需求儲能需求電力轉型帶動儲能需求高速增長電力轉型帶動儲能需求高速增長6表：電力供應系統中電源側、電網側、用戶側對儲能的需求表：電力供應系統中電源側、電網側、用戶側對儲能的需求應用場景應用場景主要用途主要用途具體說明具體說明電源側電源側電力電力調峰調峰通過儲能的方式實現用電負荷的削峰填谷，即發電廠在用電負荷低谷時段對電池充電，在用電負荷高峰時段將存儲的電量釋放。輔助動態運行輔助動態運行以儲能+傳統機組聯合運行的方式，提供輔助動態運行、提高傳統機組運行效率、延緩新建機組的功效。平滑可再生能源發電出力平滑可再生能源

15、發電出力通過在風、光電站配置儲能，基于電站出力預測和儲能充放電調度，對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發電出力進行平滑控制，滿足并網要求。減少棄風棄光減少棄風棄光將可再生能源的棄風棄光電量存儲后再移至其他時段進行并網，提高可再生能源利用率。電網側電網側系統調頻系統調頻頻率的變化會對發電及用電設備的安全高效運行及壽命產生影響，因此頻率調節至關重要。備用容量備用容量備用容量是指在滿足預計負荷需求以外，針對突發情況時為保障電能質量和系統安全穩定運行而預留的有功功率儲備。緩解電網阻塞緩解電網阻塞將儲能系統安裝在線路上游，當發生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲存到儲能設備中，等到線路負荷小于線路容量時

16、，儲能系統再向線路放電。延緩輸配電設備擴容升級延緩輸配電設備擴容升級在負荷接近設備容量的輸配電系統內，可以利用儲能系統通過較小的裝機容量有效提高電網的輸配電能力，從而延緩新建輸配電設施，降低成本。用戶側用戶側電力自發自用電力自發自用對于安裝光伏的家庭和工商業用戶，考慮到光伏在白天發電，而用戶一般在夜間負荷較高，通過配置儲能可以更好地利用光伏電力，提高自發自用水平，降低用電成本。峰谷價差套利峰谷價差套利在實施峰谷電價的電力市場中，通過低電價時給儲能系統充電，高電價時儲能系統放電，實現峰谷電價差套利，降低用電成本。容量費用管理容量費用管理工業用戶可以利用儲能系統在用電低谷時儲能，在高峰負荷時放電，

17、從而降低整體負荷，達到降低容量電費的目的。提升供電可靠性提升供電可靠性發生停電故障時，儲能能夠將儲備的能量供應給終端用戶，避免了故障修復過程中的電能中斷，以保證供電可靠性數據來源：派能科技招股說明書，北極星儲能網，中國儲能網，天風證券研究所數據來源：派能科技招股說明書，北極星儲能網，中國儲能網，天風證券研究所1.1 1.1 儲能需求儲能需求電力轉型帶動儲能需求高速增長電力轉型帶動儲能需求高速增長7數據來源：北極星儲能網，天風證券研究所數據來源：北極星儲能網，天風證券研究所表：表：20222022年各地出臺的儲能政策年各地出臺的儲能政策短期內政策刺激力度較大，有望加速推動儲能產業由政策導向切換為

18、市場導向。短期內政策刺激力度較大，有望加速推動儲能產業由政策導向切換為市場導向。據北極星儲能網統計，截至2022年5月30日已有23省區發布新能源配儲政策。其中多地市對分布式光伏提出配套建設儲能的要求，且以山東棗莊配儲規模要求最高，為裝機容量15%30%建設儲能，且時長24小時。此前，僅有內蒙古2021年保障性并網集中式風電、光伏發電項目優選結果中提出按15%30%配儲，儲能時長2小時。通過對已出臺通過對已出臺政策文件的觀察分析，一般情況下，儲能的配置比例在政策文件的觀察分析，一般情況下，儲能的配置比例在10%10%-15%15%之間。之間。時間時間省份省份政策文件政策文件儲能配置比例儲能配置

19、比例儲能配置時間儲能配置時間(h)h)2022.5.20浙江諸暨諸暨市整市推進分布式光伏規?；_發工作方案10%2022.5.13遼寧遼寧省2022年光伏發電示范項目建設方案公開征求意見建議的公告15%32022.5.11浙江永康永康市整市屋頂分布式光伏開發試點實施方案10%2022.5.1江蘇蘇州關于加快推進全市光伏發電開發利用的工作意見(試行)2MW以上光伏8%2022.4.11海南澄邁關于進一步規范集中式光伏發電項目建設管理的通知25%22022.4.1甘肅嘉峪關嘉峪關市“十四五”第一批光伏發電項目競爭性配置公告20%22022.3.29安徽關于征求2022年第一批次光伏發電和風電項目并

20、網規模競爭性配置方案意見的函5%22022.3.29福建關于組織開展2022年集中式光伏電站試點申報工作的通知試點項目10%，其他15%242022.3.22內蒙古關于征求工業園區可再生能源替代、全額自發自用兩類市場化并網新能源項目實施細則意見建議的公告光伏15%42022.3.17遼寧省發改委關于征求遼寧省2022年光伏發電示范項目建設方案(征求意見稿)10%以上2022.3.16河北屋頂分布式光伏建設指導規范(試行)2022.1.28廣西梧州關于規范我市風電光伏新能源產業發展10%2022.1.13寧夏自治區發展改革委關于征求2022年光伏發電項目競爭性配置方案意見的函10%22022.1

21、.11上海上海市發展改革委關于公布金山海上風電場一期項目競爭配置工作方案的通知20%42022.1.5海南海南省發展和改革委員會關于開展2022年度海南省集中式光伏發電平價上網項目工作的通知10%1.2 1.2 政策力度政策力度鼓勵政策頻出，鼓勵政策頻出，配儲比例約配儲比例約10%10%-15%15%8數據來源：數據來源：促進新能源開發的“水儲能”技術經濟分析促進新能源開發的“水儲能”技術經濟分析周建平，周建平，儲能技術發展現狀及應用前景分析儲能技術發展現狀及應用前景分析吳皓文，吳皓文，HZHZ公司公司新建儲能項目可行性研究新建儲能項目可行性研究曹立爽，中國儲能網，天風證券研究所曹立爽，中國儲

22、能網，天風證券研究所表：不同應用場景下適用的儲能形式表：不同應用場景下適用的儲能形式機械儲能與電化學儲能的技術特點、適用機械儲能與電化學儲能的技術特點、適用場景各有不同。場景各有不同。機械儲能機械儲能：以抽水蓄能和壓縮空氣儲能為代表，特點為大規模能量吞吐，功率大、建設周期長，適用于削峰填谷與負荷調節。電化學儲能電化學儲能：以鋰離子電池為代表，功率小于機械儲能、建設周期短、效率較高，適用于平滑發電與二次調頻等場景。功率功率效率效率適合儲能周期適合儲能周期放電時間尺度放電時間尺度 壽命（年）壽命（年）建設周期建設周期機械儲能抽水蓄能1005000 MW65%85%數小時-數月小時406068年壓縮

23、空氣儲能5300 MW已達70%數小時-數月小時20402年飛輪儲能已達5MW80%數秒-數分毫秒-分015-電化學儲能鋰離子儲能一般10100MW85%89%數分-數天分-小時5151年以內鉛酸電池70%90%數分-數天秒-小時515鈉硫電池70%90%數秒-數小時秒-小時1015全釩液流電池60%85%數小時-數月秒-小時510時間尺度時間尺度應用場景應用場景運行特點運行特點技術特性需求技術特性需求適用儲能類型適用儲能類型分鐘及以下級輔助一次調頻；提供系統阻尼；提高電能質量動作周期隨機；毫秒級響應速度；大功率充放電高功率；高響應速度；高存儲；循環壽命緊湊超級電容器；超導磁儲能；飛輪儲能分鐘

24、至小時級平滑可再生能源發電；跟蹤計劃出力；二次調頻；提高輸配電設施利用率充放電轉換頻；秒級響應速度；可觀的能量高安全性；較快的響應速度；一定的規模（MW/MWh）；高循環壽命（萬次）；便于集成的設備形態鋰離子電池；鈉硫電池；釩液流電池小時級以上削峰填谷；負荷調節大規模能量吞吐安全性高；成本低；大規模（100MW/100MWh）；深充深放（循環壽命5000次）；資源環境友好抽水蓄能；壓縮空氣；熔融鹽；儲氫表：機械儲能和電化學儲能的對比表：機械儲能和電化學儲能的對比1.3 1.3 技術路徑技術路徑新型儲能技術逐漸成熟，滲透率迅速提升新型儲能技術逐漸成熟，滲透率迅速提升圖：儲能形式的分類圖：儲能形式

25、的分類9數據來源：數據來源：CNESACNESA，天風證券研究所，天風證券研究所圖：全球儲能累計裝機規模及增速圖：全球儲能累計裝機規模及增速全球儲能行業全球儲能行業2021年全球儲能累計裝機量209.40GW，抽水蓄能裝機180.50GW，新型儲能裝機28.90GW。2021年全球新增儲能裝機中，抽水蓄能占比僅為40.20%，可以看出，全球市場新型儲能，尤其是鋰離子電池儲能的商業化進度已經相當可觀。圖：圖：20212021年全球已裝機儲能的不同技術路徑占比（存量市場）年全球已裝機儲能的不同技術路徑占比（存量市場）抽水蓄能40.20%鋰離子電池 57.44%壓縮空氣儲能 1.40%蓄冷蓄熱 0.

26、80%液流電池 0.09%鉛蓄電池 0.02%其他 0.05%新型儲能59.80%圖：圖：20212021年全球新增裝機儲能的不同技術路徑占比（增量市場）年全球新增裝機儲能的不同技術路徑占比（增量市場）1.3 1.3 技術路徑技術路徑新型儲能技術逐漸成熟，滲透率迅速提升新型儲能技術逐漸成熟，滲透率迅速提升抽水蓄能 86.20%熔融鹽儲熱 1.60%鋰離子電池 11.09%飛輪儲能 0.22%壓縮空氣 0.28%其他 0.02%液流電池 0.07%鉛蓄電池 0.27%鈉硫電池 0.24%新型儲能 13.80%10數據來源：數據來源：CNESACNESA，天風證券研究所，天風證券研究所圖：中國儲能

27、累計裝機規模及增速圖：中國儲能累計裝機規模及增速國內儲能行業國內儲能行業2021年國內儲能累計裝機量43.30GW，抽水蓄能裝機37.57GW，新型儲能裝機5.73GW。2021年國內新增儲能裝機中，抽水蓄能仍占有較高的比重，為72.40%。28.629.9930.331.7937.570.391.081.723.285.7328.9931.0732.0235.0743.307.20%3.04%9.54%23.46%-30.00%-20.00%-10.00%0.00%10.00%20.00%30.00%02040608010020172018201920202021中國抽水蓄能累計裝機量（GW

28、）中國新型儲能累計裝機量（GW）中國儲能總裝機量YoY圖：圖：20212021年中國已裝機儲能的不同技術路徑占比（存量市場）年中國已裝機儲能的不同技術路徑占比（存量市場）圖：圖：20212021年中國新增裝機儲能的不同技術路徑占比（增量市場）年中國新增裝機儲能的不同技術路徑占比（增量市場）1.3 1.3 技術路徑技術路徑新型儲能技術逐漸成熟，滲透率迅速提升新型儲能技術逐漸成熟，滲透率迅速提升抽水蓄能86.29%熔融鹽儲熱 1.20%鋰離子電池 11.21%壓縮空氣 0.40%飛輪儲能 0.01%其他 0.01%超級電容 0.02%液流電池 0.11%鉛蓄電池 0.74%新型儲能13.71%抽水

29、蓄能 71.10%鋰離子電池 24.73%壓縮空氣儲能 1.40%蓄冷蓄熱 0.80%液流電池 0.12%鉛蓄電池 0.02%其他 1.82%新型儲能 28.90%11數據來源：數據來源：20212021年中國儲能技術研究進展年中國儲能技術研究進展陳海生，陳海生，CNESACNESA，天風證券研究所，天風證券研究所圖：圖：20212021年國內和全球儲能技術水平對比年國內和全球儲能技術水平對比國內儲能技術進步較快，部分技術已處于全球領先水平。國內儲能技術進步較快，部分技術已處于全球領先水平。2021年中國儲能技術發表SCI文章數11949篇，位居全球第一，遙遙領先于第二名美國的3336篇。目前

30、主流的儲能技術中，抽水蓄能技術已較為成熟，鋰離子電池也開始步入商業化階段。國內壓縮空氣儲能達到全球領先水平，正處于推廣應用階段，未來幾年內有望實現商業化。技術研發技術研發工程示范工程示范推廣應用推廣應用商業化商業化抽水蓄能抽水蓄能壓縮空氣壓縮空氣儲熱儲冷儲熱儲冷飛輪儲能飛輪儲能鉛蓄電池鉛蓄電池鋰離子電池鋰離子電池液流電池液流電池鈉離子電池鈉離子電池超級電容器超級電容器儲能新技術儲能新技術國內技術水平國內技術水平國際技術水平國際技術水平圖：圖：20212021年全球主要國家儲能技術發表年全球主要國家儲能技術發表SCISCI文章數文章數圖：圖：20102010-20212021年全球主要國家儲能技

31、術發表年全球主要國家儲能技術發表SCISCI文章數文章數中國 11949美國 3336印度 2420韓國 1405德國 1229英國 1202澳大利亞 1054其他 39151.3 1.3 技術路徑技術路徑新型儲能技術逐漸成熟，滲透率迅速提升新型儲能技術逐漸成熟，滲透率迅速提升92.70101.60118.95134.37141.02198.46301.0005010015020025030035020182019202020212022H12025E2030E儲能總需求（GW）12數據來源：數據來源：中國中國20302030年能源電力發展規劃研究及年能源電力發展規劃研究及20602060年展

32、望年展望全球能源互聯網發展合作組織，全球能源互聯網發展合作組織，新能源場站配置儲能收益測算新能源場站配置儲能收益測算與經濟性分析與經濟性分析劉軍會等，北極星儲能網，劉軍會等，北極星儲能網，WindWind，天風證券研究所，天風證券研究所圖：風電、光伏及其他發電方式的裝機量預測（單位：圖：風電、光伏及其他發電方式的裝機量預測（單位：GWGW）國內發電側儲能需求測算：預計國內發電側儲能需求測算：預計20222022年上半年國內儲能總需年上半年國內儲能總需求為求為141.02GW141.02GW；20252025年、年、20302030年儲能總需求分別有望達到年儲能總需求分別有望達到198.4619

33、8.46、301.00GW301.00GW。測算主要基于以下假設：1）根據全球能源互聯網發展合作組織發表的中國2030年能源電力發展規劃研究及2060年展望，預計中國2025年、2030年各類電力裝機容量如右圖所示。2）據新能源場站配置儲能收益測算與經濟性分析一文分析，風電、光伏最佳儲能配比為11%、15%。3）火儲調頻項目通常按照機組額定出力的3%配置儲能，考慮到除風電光伏以外的其他發電方式仍以火電為主，我們假設其他發電方式的儲能配比為3%。十四五期間：十四五期間：CAGR=10.78%CAGR=10.78%十五五期間：十五五期間：CAGR=8.69%CAGR=8.69%圖：國內發電側儲能總

34、需求預測圖：國內發電側儲能總需求預測表表：國內發電側儲能總需求預測（單位：國內發電側儲能總需求預測（單位：GWGW）20182019202020212022H12025E2030E風電裝機量184.27209.15281.53328.48342.24536.00800.00光伏裝機量174.63204.68253.43306.56336.77559.001025.00其他發電方式裝機量1541.221596.231665.621741.881762.001855.001975.00總發電裝機量1900.122010.062200.582376.922441.012950.003800.00風電

35、配備儲能風電配備儲能20.2723.0130.9736.1337.6558.9688.00光伏配備儲能光伏配備儲能26.1930.7038.0145.9850.5283.85153.75其他發電方式配備儲能其他發電方式配備儲能46.2447.8949.9752.2652.8655.6559.25儲能總需求儲能總需求92.70101.60118.95134.37141.02198.46301.001541 1596 1666 1742 1762 1855 1975 184 209 282 328 342 536 800 175 205 253 307 337 559 1025 1900 2010

36、 2201 2377 2441 2950 3800 0500100015002000250030003500400020182019202020212022H12025E2030E其他發電方式裝機量風電裝機量光伏裝機量1.4 1.4 裝機容量預測裝機容量預測國內儲能國內儲能20252025年達年達109.15GW109.15GW，20302030年達年達270.90GW270.90GW29.9930.3031.7937.5762.00120.001.081.723.285.7347.15150.9031.0732.0235.0743.30109.15270.900501001502002503

37、0020182019202020212025E2030E抽水蓄能累計裝機量（GW）新型儲能累計裝機量（GW）13圖：國內抽水蓄能和新型儲能儲能圖：國內抽水蓄能和新型儲能儲能累計裝機規模預測累計裝機規模預測國內儲能裝機容量預測國內儲能裝機容量預測：我們預計預計20252025年國內儲能裝機容量達到年國內儲能裝機容量達到109.15 109.15 GWGW，抽水蓄能與新型儲能裝機容量分別達到，抽水蓄能與新型儲能裝機容量分別達到62.0062.00、47.15GW47.15GW；20302030年年國內儲能裝機容量達到國內儲能裝機容量達到270.90GW270.90GW，抽水蓄能，抽水蓄能與新型儲能

38、裝機分別為與新型儲能裝機分別為120.00120.00、150.90GW150.90GW?；谝韵录僭O：1）考慮到未來新能源發電占比有望實現快速提升，儲能的需求也同步增長，且國內鋰離子電池、壓縮空氣儲能等新型儲能方式已初具商業化條件，有望迎來放量，我們假設儲能配置比例（裝機量/總需求）2025年達到55%，2030年達到90%。2）能源局發布文件抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）指出，2025 年抽水蓄能投產總規模62GW以上；2030年投產總規模120GW左右，我們假設目標如期達成。圖：國內圖：國內新增裝機容量的結構預測新增裝機容量的結構預測注：標紅數據為注：標紅數據為預測值，

39、其余均為統計數據或計算得出預測值，其余均為統計數據或計算得出表表：國內抽水蓄能和新型儲能儲能新增：國內抽水蓄能和新型儲能儲能新增裝機規模預測裝機規模預測新增容量：新增容量：新型儲能新型儲能 41GW41GW抽水蓄能抽水蓄能 24GW24GW新增容量：新增容量：新型儲能新型儲能 104GW104GW抽水蓄能抽水蓄能 58GW58GW32.81%48.79%70.26%37.10%35.86%67.19%51.21%29.74%62.90%64.14%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2019202020212022-2025E2026-2030E抽水蓄能新增裝機占

40、比新型儲能新增裝機占比20182019202020212025E2030E發電側儲能總需求（GW）92.70101.60118.95134.37198.46301.00儲能總裝機量（GW）31.0732.0235.0743.30109.15270.90儲能配置比例33.52%31.52%29.49%32.22%55.00%90.00%抽水蓄能累計裝機量（GW）29.9930.3031.7937.5762.00120.00新型儲能累計裝機量（GW）1.081.723.285.7347.15 150.90 20182019202020212022-2025E2026-2030E新增儲能總裝機量（G

41、W）-0.943.058.2365.85161.75抽水蓄能新增裝機量（GW）-0.311.495.7824.4358.00抽水蓄能新增裝機占比-32.81%48.79%70.26%37.10%35.86%新型儲能新增裝機量（GW）-0.631.562.4541.42103.75新型儲能新增裝機占比-67.19%51.21%29.74%62.90%64.14%數據來源：數據來源：中國中國20302030年能源電力發展規劃研究及年能源電力發展規劃研究及20602060年展望年展望全球能源互聯網發展合作組織，全球能源互聯網發展合作組織，新能源場站配置儲能收益測算新能源場站配置儲能收益測算與經濟性分

42、析與經濟性分析劉軍會等，北極星儲能網，劉軍會等，北極星儲能網，CNESACNESA，國家能源局，天風證券研究所，國家能源局，天風證券研究所1.4 1.4 裝機容量預測裝機容量預測國內儲能國內儲能20252025年達年達109.15GW109.15GW，20302030年達年達270.90GW270.90GW14關于儲能裝機容量測算的幾點說明：關于儲能裝機容量測算的幾點說明：Q1Q1：新型儲能：新型儲能20212021年裝機量僅有年裝機量僅有5.73GW5.73GW，預測，預測20252025年裝機量達到年裝機量達到47.15GW47.15GW，20302030年達到年達到150.90GW150

43、.90GW，是否過于，是否過于樂觀地估計了新型儲能的增長速度？樂觀地估計了新型儲能的增長速度？A1：根據國家電網董事長辛保安在人民日報上發表的署名文章，國家電網將力爭2030年實現抽蓄電站與電化學儲能的裝機量均達到100GW；此外，南方電網也提出“十四五”和“十五五”期間，將在公司經營區域內分別投產20GW新型儲能?？梢钥闯?，新型儲能的增長速度十分可觀，預測結果具備一定合理性。QQ2 2：20192019至至20212021年新增儲能裝機容量中，抽水蓄能的占比分別為年新增儲能裝機容量中，抽水蓄能的占比分別為32.81%32.81%、48.79%48.79%、70.26%70.26%，呈不斷上升

44、態勢。呈不斷上升態勢。為什么預測為什么預測20222022年后抽水蓄能的新增裝機量占比不超過年后抽水蓄能的新增裝機量占比不超過40%40%？新型儲能新增裝機容量占比？新型儲能新增裝機容量占比60%60%以上是否合理？以上是否合理？A2：由于抽水蓄能的建設周期較長（通常6-8年），可以推算出近三年的抽水蓄能新裝機容量基本來自2012-2015年開工的項目，彼時新能源發電占比較低，儲能需求小，因此前期抽水蓄能項目建設較少，使得2019-2021年新增的抽水蓄能裝機容量數據基數小，占比數據代表性較弱?？紤]到國內鋰離子電池、壓縮空氣儲能等新型儲能方式已初具商業化條件，有望迎來放量，且新型儲能建設周期較

45、短（通常在2年以內），因此未來新型儲能新增裝機量占比有望達到60%以上具備一定合理性。數據來源：數據來源：中國中國20302030年能源電力發展規劃研究及年能源電力發展規劃研究及20602060年展望年展望全球能源互聯網發展合作組織，全球能源互聯網發展合作組織，新能源場站配置儲能收益測算新能源場站配置儲能收益測算與經濟性分析與經濟性分析劉軍會等，北極星儲能網，劉軍會等，北極星儲能網，CNESACNESA，能源局官網，中國電力網，天風證券研究所，能源局官網，中國電力網，天風證券研究所1.4 1.4 裝機容量預測裝機容量預測國內儲能國內儲能20252025年達年達109.15GW109.15GW，

46、20302030年達年達270.90GW270.90GW抽水蓄能：抽水蓄能：兩部制電價改革推進市場化，利潤空間有望迎來提升兩部制電價改革推進市場化，利潤空間有望迎來提升215請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明16數據來源：數據來源：文山電力公告文山電力公告，國際能源網，天風證券研究所，國際能源網，天風證券研究所2 2.1.1 抽水蓄能抽水蓄能大規模調節能源的首選儲能方式大規模調節能源的首選儲能方式抽水蓄能電站主要利用高低水位勢能差實現電網負荷的調節抽水蓄能電站主要利用高低水位勢能差實現電網負荷的調節。抽水蓄能電站主要由處于高、低海拔位置的上、下水庫，以及發電裝置和廠房、控制中心組成，是利用

47、電力負荷低谷時的電能自下水庫抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電的水電站。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，是技術成熟、使用經濟、運行環保的大規模優質儲能裝置。抽水蓄能技術較為成熟，是大規模調節能源的首選儲能方式抽水蓄能技術較為成熟，是大規模調節能源的首選儲能方式。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，是大規模調節能源的首選。圖：抽水蓄能工程的原理圖圖：抽水蓄能工程的原理圖圖：抽水蓄

48、能工程的示意圖圖：抽水蓄能工程的示意圖國內抽水蓄能發展較為成熟，已形成較為完善的產業鏈國內抽水蓄能發展較為成熟，已形成較為完善的產業鏈。我國抽水蓄能電站的發展始于20世紀60年代后期，目前已積累了豐富的的抽水蓄能電站建設經驗，掌握了較先進的機組制造技術，抽水蓄能機組設備的國產化進程正在加快，設備安裝水平也在繼續提高。通過一批大型抽水蓄能電站建設實踐，基本形成涵蓋標準制定、規劃設計、工程建設、裝備制造、運營維護的全產業鏈發展體系和專業化發展模式。1 1）上游）上游機電設備機電設備：主要包括水輪機、發電機、水泵、變壓器以及監控系統、調速系統等，其中核心設備為水輪發電機組，國內主要生產企業為哈爾濱電

49、氣、東方電氣，兩家市占率合計達95%以上。2 2）中游）中游建設工程建設工程：分為電站規劃設計+建設與電站運營兩部分，中國電建在國內抽水蓄能規劃設計市場的份額約占90%，承擔建設項目市場的份額約占80%，是國內抽水蓄能規劃設計+建設的龍頭；3 3）下游）下游電網系統電網系統：抽水蓄能電站接入電網系統，服務于工業用電、商業用電、居民用電等部門，起到調峰、填谷、調頻、調相、儲能、事故備用等關鍵作用。17數據來源：數據來源：抽水蓄能產業發展報告抽水蓄能產業發展報告20212021水電總局，水電總局，國內抽水蓄能電站國內抽水蓄能電站EPCEPC總承包管理模式研究及應用總承包管理模式研究及應用鮑利佳等，

50、天風證券研究所鮑利佳等，天風證券研究所圖：抽水蓄能的上中下游產業鏈圖：抽水蓄能的上中下游產業鏈上游：設備供應上游：設備供應中游：電站建設及運營中游：電站建設及運營下游：電網系統下游：電網系統水輪機水輪機接接入入電電網網系系統統電站設計電站設計水泵水泵壓縮空氣系統壓縮空氣系統監控系統監控系統發電機發電機主變壓器主變壓器調速系統調速系統抽水蓄能抽水蓄能電站建設電站建設抽水蓄能抽水蓄能電站運營電站運營工程建設工程建設安裝調試安裝調試調度運行調度運行電站管理電站管理調峰調峰填谷填谷調頻調頻調相調相儲能儲能事故備用事故備用工業工業用電用電商業商業用電用電居民居民用電用電2 2.2.2 產業鏈產業鏈抽水蓄

51、能技術成熟，已形成較完善的產業鏈抽水蓄能技術成熟，已形成較完善的產業鏈18數據來源：鵬芃科藝，天風證券研究所數據來源：鵬芃科藝，天風證券研究所上游：核心裝置是水輪發電機組，包括水輪機和發電機兩個關鍵裝置。上游：核心裝置是水輪發電機組，包括水輪機和發電機兩個關鍵裝置。水輪機是利用水流流動帶動水輪轉動的裝置，將水流的機械能轉換為葉輪的機械能，主要分為貫流式、混流式、軸流式三種結構類型。1 1）軸流式）軸流式：水流從徑向進入，然后轉為向下方向推動轉輪葉片做功，推動轉輪葉片的水流方向與轉輪軸方向平行，通常適用水頭落差為390米。2 2）混流式）混流式：水流從徑向進入，然后轉為向下方向出口，水流在徑向與

52、軸向通過葉片時都做功，通常適用水頭落差為40700米。3 3）貫流式）貫流式；水流是沿水輪機軸線方向進入，沿水輪機軸線方向流出，通常適用水頭落差為230米。發電機：發電機：發電機是將水輪的機械能轉換為電能的裝置，大型水輪機的轉速較低，通常采用多對磁極、立軸結構，主要零部件包括定子、轉子、機座、電刷裝置、制動器等。2.2 2.2 產業鏈產業鏈上游：主要設備為水輪發電機組，國內上游：主要設備為水輪發電機組，國內市場集中度較高市場集中度較高圖圖：軸流式、貫流式、混流式水輪機的結構與適用水頭落差：軸流式、貫流式、混流式水輪機的結構與適用水頭落差圖圖：抽水蓄能的發電機組：抽水蓄能的發電機組貫流式水輪機貫

53、流式水輪機適用水頭適用水頭落差：落差：230230米米混流式水輪機混流式水輪機適用水頭適用水頭落差：落差：4070040700米米軸流式水輪機軸流式水輪機適用水頭適用水頭落差：落差：390390米米19數據來源：哈爾濱電氣公告、官網，數據來源：哈爾濱電氣公告、官網，抽水蓄能產業發展報告抽水蓄能產業發展報告20212021水電總局，浙富控股公告，東方電氣公告，北極星電力網，水電總局，浙富控股公告，東方電氣公告，北極星電力網，天風證券研究所天風證券研究所圖圖：20212021年年國內水輪發電機組的市占率情況（按產量）國內水輪發電機組的市占率情況（按產量）抽水蓄能水輪發電機組國產化進展迅速抽水蓄能水

54、輪發電機組國產化進展迅速。2011年之前，國內抽水蓄能投產的水輪發電機組基本依賴進口；而2012年之后，國產水輪發電進口替代取得了較大進展，外資逐漸退出了中國市場，2012-2021年，國內新投產的水輪發電機組18臺，其中有13臺為國產設備，國產化率達到72%。國內水輪發電機組市場集中度較高，國內水輪發電機組市場集中度較高，CR2CR2超過超過95%95%。目前國內主要生產水輪發電機的廠商包括哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股這三家，以2021年水輪發電機組產量的角度來看，三家的產量分別為9.55GW、8.10GW、0.81GW，哈爾濱電氣與東方電氣兩家占據了95%以上的市場份額，市場集中度較高。

55、（僅統計哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股的產量）51.74%43.89%4.38%哈爾濱電氣東方電氣浙富控股圖圖：哈爾濱電氣生產的哈爾濱電氣生產的水輪發電機組水輪發電機組244445555556112224558910 10 10 10121415161718 18 18 18182021 21 21 21211111111233346677140510152025303540451992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182

56、01920202021中外合資進口設備國產設備圖圖：國內抽水蓄能累計已投產的水輪發電機組設備（單位：臺）：國內抽水蓄能累計已投產的水輪發電機組設備（單位：臺）2.2 2.2 產業鏈產業鏈上游：主要設備為水輪發電機組，國內上游：主要設備為水輪發電機組，國內市場集中度較高市場集中度較高注注：僅統計哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股的產量：僅統計哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股的產量20數據來源：國際能源網，中國電建公告，中國水力發電工程協會，天風證券研究所數據來源：國際能源網，中國電建公告，中國水力發電工程協會，天風證券研究所中游：中國電建為抽水蓄能規劃設計中游：中國電建為抽水蓄能規劃設計+建設的龍頭建

57、設的龍頭1）國內抽水蓄能建設主要采用EPC模式。2）中國電建是國內規模最大、影響力最強水利水電建設企業，自成立以來承擔了我國大部分抽水蓄能電站的規劃、勘測設計、施工建造、設備安裝、工程監理等工作，已形成全面的抽水蓄能電站規劃、設計、施工技術能力。3）中國電建在國內抽水蓄能規劃設計市場的份額約占90%，承擔建設項目市場的份額約占80%，是國內抽水蓄能規劃設計+建設的龍頭。4）2021年，中國電建抽水蓄能業務新簽合同202.40億元，同比增長342.90%。2.2 2.2 產業鏈產業鏈中游規劃建設：中國電建為抽水蓄能規劃設計中游規劃建設：中國電建為抽水蓄能規劃設計+建設的龍頭建設的龍頭202.40

58、45.7096.00050100150200250202120202019中國電建抽水蓄能新簽合同（億元）圖圖：20192019-20212021年中國電建抽水蓄能新簽合同金額年中國電建抽水蓄能新簽合同金額圖圖：20212021年年國內抽水蓄能規劃設計、建設工程的市占率情況國內抽水蓄能規劃設計、建設工程的市占率情況80%20%抽水蓄能建設市占率抽水蓄能建設市占率中國電建其他90%10%抽水蓄能規劃設計市占率抽水蓄能規劃設計市占率中國電建其他圖圖：中國電建負責建設的安徽績溪抽水蓄能電站：中國電建負責建設的安徽績溪抽水蓄能電站21數據來源：數據來源：抽水蓄能產業發展報告抽水蓄能產業發展報告2021

59、2021水電總局，北極星電力網，天風證券研究所水電總局，北極星電力網，天風證券研究所中游：國家電網為國內抽水蓄能最主要的投資運營商中游：國家電網為國內抽水蓄能最主要的投資運營商國網新源是是國家電網有限公司核心控股子公司，主要負責開發建設和經營管理抽水蓄能電站，承擔著保障電網安全、穩定、經濟、清潔運行的基本使命，是全球最大的調峰調頻專業運營公司，在國內抽水蓄能開發建設及運營市場中占據領導地位。在運抽水蓄能電站在運抽水蓄能電站：截至2021年底，國網新源公司的在運抽水蓄能電站規模為23.51GW，在國內在運抽水蓄能電站中占比約64.6%，占據國內領導地位；南方電網在運抽水蓄能電站8.68GW，占比

60、約24%，位居第二；其他企業在運抽水蓄能規模合計3.98GW，占比約11%。在建抽水蓄能電站在建抽水蓄能電站：截至2021年底，國網新源公司的在建抽水蓄能電站規模高達45.78GW，占比74%；其他公司在建16.08GW。74%7%6%5%2%6%國家電網南方電網三峽集團中核集團豫能控股其他65%24%4%3%3%1%國家電網南方電網江蘇國信內蒙古電力三峽集團其他圖圖：國內在運抽水蓄能投資企業市占率：國內在運抽水蓄能投資企業市占率圖圖：國內在建抽水蓄能投資企業市占率：國內在建抽水蓄能投資企業市占率2.2 2.2 產業鏈產業鏈中游運營商：國家電網為國內抽水蓄能最主要的投資運營商中游運營商：國家電

61、網為國內抽水蓄能最主要的投資運營商23.518.683.9845.784.3311.7501020304050國家電網南方電網其他在運規模（GW）在建規模（GW）圖圖：20212021年底國內在運、在建抽水蓄能規模年底國內在運、在建抽水蓄能規模22數據來源：國際能源網，儲能頭條，天風證券研究所數據來源：國際能源網，儲能頭條，天風證券研究所表表：20252025年之前預計完工的抽水蓄能項目年之前預計完工的抽水蓄能項目十四五期間，各省擬建設的抽水蓄能電站項目共有110個，總裝機容量136.48GW，總投資6474.31億元，計算得出單位容量的投資額為51.26億元/GW（僅計算已公布投資額的項目）

62、。2025年之前預計建成的項目共有18個，總裝機容量27.3GW，總投資1583.09億元，計算得出單位容量的投資額為57.99億元/GW。全部項目全部項目如期建成的情況下，如期建成的情況下，20252025年國內抽水蓄能裝機量將達到年國內抽水蓄能裝機量將達到64.87GW64.87GW，將，將超額完成政策文件指引超額完成政策文件指引62GW62GW的裝機量目標的裝機量目標。序號序號省份省份項目個數項目個數裝機容量裝機容量(GW)項目投資項目投資(億元億元)1湖北1821.50842.572浙江1315.20910.873廣東910.005504陜西88.405085甘肅78.00297.46

63、廣西78.00399.367山西66.004018安徽55.80350.149湖南56.8042310福建45.80351.1511新疆44.70233.2412黑龍江34.00/13河北33.0059.214貴州33.8045.6315青海24.8017016云南22.4014517江西21.2014718河南23.3020419重慶11.208020江蘇11.207021吉林15.00/22海南12.4011023遼寧11.609524內蒙古11.2081.7525山東11.18/總計總計110136.486474.31表表：十四五期間各省擬建設抽水蓄能電站：十四五期間各省擬建設抽水蓄能電

64、站序號序號項目項目裝機容量裝機容量（GW）項目投資項目投資（億元）（億元）開工時間開工時間建成時間建成時間區域區域1長龍山抽水蓄能電站2.1106.8320152022浙江2縉云抽水蓄能電站1.8103.920172025浙江3寧海抽水蓄能電站1.479.520172024浙江4梅州抽水蓄能電站一期1.270.5220152022廣東5陽江抽水蓄能電站1.28020152022廣東6金寨抽水蓄能電站1.275.820152022安徽7天池抽水抽水苔能電站1.267.5120172023河南8文登抽水蓄能電站1.882.720152022山東9沂蒙抽水蓄能電站1.273.720152022山東1

65、0豐寧抽水苗能電站3.619220132021河北11敦化抽水若能電站1.477.8920132022吉林12阜康抽水蓄能電站1.283.6820172024新疆13清原抽水蓄能電站1.8108.2520172023遼寧14芝瑞抽水蓄能電站1.283.0820172025內蒙古15南寧抽水蓄能電站1.28020202025廣西16鎮安抽水蓄能電站1.488.520162023陜西17蟠龍抽水蓄能電站1.271.220152022重慶18荒溝抽水蓄能電站1.258.0320142022黑龍江總計27.31583.09-2.3 2.3 市場空間測算市場空間測算有望拉動投資有望拉動投資638638億

66、元億元/年年23數據來源：數據來源：抽水蓄能產業發展報告抽水蓄能產業發展報告20212021水電總局，水電總局，新能源場站配置儲能收益測算與經濟性分析新能源場站配置儲能收益測算與經濟性分析劉軍會等，北極星儲能劉軍會等，北極星儲能網，網，中國中國20302030年能源電力發展規劃研究及年能源電力發展規劃研究及20602060年展望年展望全球能源互聯網發展合作組織，天風證券研究所全球能源互聯網發展合作組織，天風證券研究所圖：抽水蓄能電站投資項目結構圖：抽水蓄能電站投資項目結構抽水蓄能投資額的測算抽水蓄能投資額的測算：假設抽水蓄能電站的平均投資成本為55億元/GW。預計2022-2025年間，平均每

67、年總投資額為335.91億元/年，其中機電設備的市場空間為87.57億元/年，建筑工程的市場空間為85.42億元/年。預計2026-2030年間，平均每年總投資額為638.00億元/年，其中機電設備的市場空間為166.33億元/年，建筑工程的市場空間為162.24億元/年。26.07%25.43%14.09%11.93%8.31%5.49%3.77%3.49%1.43%機電設備及安裝工程建筑工程建設期利息獨立費用預備費施工輔助工程金屬結構設備及安裝工程建設征地移民安置補償費用環境保護和水土保持工程20192019202020202021202120222022-2025E2025E 20252

68、025-2030E2030E年均新增裝機容量（GW）0.311.495.786.1111.60年均新增投資額（億元）17.0581.95317.90335.91638.00各項年均新增投資（億元）機電設備4.4421.3682.8887.57166.33建筑工程4.3420.8480.8485.42162.24金屬結構設備0.643.0911.9812.6624.05環境保護工程0.241.174.554.809.12表表：抽水蓄能建設每年拉動的投資規模測算：抽水蓄能建設每年拉動的投資規模測算圖：抽水蓄能建設每年拉動的投資規模（單位：億元）圖：抽水蓄能建設每年拉動的投資規模（單位：億元）39.

69、75 154.18 162.92 309.43 21.3682.8887.57166.3320.8480.8485.42162.2417.0581.95317.90335.91638.0001002003004005006007002019202020212022-2025E2026-2030E其他機電設備建筑工程2.3 2.3 市場空間測算市場空間測算有望拉動投資有望拉動投資638638億元億元/年年24數據來源：數據來源：抽水蓄能電站運營模式對比分析抽水蓄能電站運營模式對比分析何峻等，國網新源公告，天風證券研究所何峻等，國網新源公告，天風證券研究所圖：抽水蓄能的電價計算機制圖：抽水蓄能的電

70、價計算機制目前國內抽水蓄能計價機制主要采用單一容量電價和兩部制電價。目前國內抽水蓄能計價機制主要采用單一容量電價和兩部制電價。2021年4月發改委發布了進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見，明確了未來抽水蓄能電站的計價方式將以兩部制電價為主，并積極推動兩部制電價的市場化。2 2.4.4 計價計價機制的變革機制的變革抽水蓄能兩部制電價逐步向市場化邁進抽水蓄能兩部制電價逐步向市場化邁進國家對抽水蓄能的運營及電價政策尚不明確，基本處于摸索嘗試階段，出現了各種不同的電價政策2004 年關于抽水蓄能電 站建設管理有關問題的通知2007年關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知2008 年關于將抽水蓄能電

71、站“租賃費”改為“容量電費”問題的批復20042004-20082008年年租賃制租賃制20082008-20142014年年容量電費制容量電費制20042004年以前年以前電價摸索階段電價摸索階段2014 年關于完善抽水蓄 能電站價格形成機制有關問題的通知20142014-20212021年年兩部制電價兩部制電價2021 年進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見20212021年至今年至今兩部制電價推兩部制電價推進市場化進市場化圖：國內抽水蓄能的電價計算機制的變革圖：國內抽水蓄能的電價計算機制的變革25數據來源：發改委官網，國網新源公告，天風證券研究所數據來源：發改委官網，國網新源公告，天風證

72、券研究所表表：20212021年新規發布前的年新規發布前的兩部制兩部制計價方式計價方式2021年4月發改委發布了進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見容量電價容量電價：核定辦法中規定，電站經營期按電站經營期按4040年核定，經營期內資本金內部收益率按年核定，經營期內資本金內部收益率按6.5%6.5%核定。電量電價電量電價：主要目的為推動電量電價市場化。改革后，抽水蓄能電站的抽水電價水平有望降低，上網電價則有望提升，有利于抽水蓄能電站實現盈利。容量電價容量電價定義按容量或最大需量計量的基本電價，亦稱固定電價或需用電價。它代表電力企業成本中的容量成本，即固定費用部分。體現價值主要體現抽水蓄能電站提供

73、備用、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值。定價標準按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定。電量電價電量電價定義以客戶耗用的電能量計算的電度電價，它代表電力企業成本中的電能成本，即變動費用部分。體現價值主要體現抽水蓄能電站通過抽水電量實現的調峰填谷效益，彌補抽水蓄能電站抽發損耗等變動成本。定價標準1）上網電價：按照當地燃煤機組標桿上網電價執行。2）抽水電價：按照當地燃煤機組標桿電價的75%執行。電量電價電量電價電力現貨市場運行的地方電力現貨市場運行的地方招標招標非招標非招標電力現貨市場未運行的地方電力現貨市場未運行的地方鼓勵鼓勵抽水電價抽水電價：按燃煤發電基準價的75%執行上網電價：上網

74、電價：按燃煤發電基準價執行抽水電價抽水電價：按中標電價執行上網電價：上網電價：按燃煤發電基準價執行抽水電價抽水電價：按現貨市場價格及規則結算上網電價：上網電價：按現貨市場價格及規則結算圖：圖：20212021年兩部制年兩部制計價計價新規中對電量電價的確認方式新規中對電量電價的確認方式2 2.4.4 計價計價機制的變革機制的變革抽水蓄能兩部制電價逐步向市場化邁進抽水蓄能兩部制電價逐步向市場化邁進26數據來源：國網新源公告，數據來源：國網新源公告，WindWind，天風證券研究所，天風證券研究所表：國網新源的抽水蓄能運營數據與財務數據表：國網新源的抽水蓄能運營數據與財務數據國網新源是國家電網公司直

75、屬單位，2005年3月正式成立，主要負責開發建設和經營管理國家電網公司經營區域內的抽水蓄能電站和常規水電站，公司收入基本都來源于抽水蓄能業務。20212021年國網新源抽水蓄能年國網新源抽水蓄能裝機容量裝機容量23.72GW23.72GW，國內市占率達到，國內市占率達到63.14%63.14%。截至 2022 年 3 月末，國網新源已投產 22 個抽水蓄能電站，總容量24.32GW。兩部制電價兩部制電價：華東天荒坪、北京十三陵等9家電站實行兩部制電價，裝機容量10.82GW；單一容量電價單一容量電價：其余13個項目執行單一容量電價制度，裝機容量13.50GW。20162017201820192

76、0202021運營數據運營數據可控裝機容量（萬千瓦）190719071907190720572372抽水次數（次）11323149522468267772496329242發電次數（次）15452905727128236352663133144抽水電量（億千瓦時）309.94307.54283.74262.45276.09332.1發電量（億千瓦時）245.66243.08225.12208.34220.60265.26上網電量（億千瓦時）238.7236.13218.73202.19215.68262.53綜合利用小時數（小時）2913288726682468.752516.762810.1

77、4發電利用小時數（小時）1288127511811092.511117.81247.85綜合利用效率79.26%79.04%79.34%79.38%79.90%79.87%財務數據財務數據營業總收入（億元）營業總收入（億元）108.89122.87128.15123.91129.37153.84容量電價收入（億元）76.2782.3986.11-電量電價收入（億元）31.7338.6041.79-其他收入（億元）0.901.880.25-營業毛利率營業毛利率27.26%26.51%28.10%28.67%32.69%31.46%營業成本（億元）營業成本（億元）79.2190.3092.1488

78、.3987.08105.44折舊費（億元）25.2028.9728.0427.3528.4431.59購電費（億元）31.3436.9239.4735.4240.4352.71人工費用等其他成本（億元）22.67 24.41 24.63 25.62 18.21 21.14 利潤總額（億元）利潤總額（億元）17.34 21.16 21.09 22.85 23.90 31.61 容量電價利潤總額（億元）13.8718.2517.61-電量電價利潤總額（億元）2.242.683.12-其他利潤總額（億元）1.230.220.36-凈利潤（億元）12.9616.3816.3917.3516.8224.

79、76凈利率凈利率11.90%13.33%12.79%14.00%13.00%16.09%少數股東權益（億元）6.118.167.277.507.6311.83歸母凈利潤（億元）6.868.239.129.859.1912.93歸母凈利率歸母凈利率6.30%6.70%7.12%7.95%7.10%8.40%27.26%26.51%28.10%28.67%32.69%31.46%11.90%13.33%12.79%14.00%13.00%16.09%0%5%10%15%20%25%30%35%201620172018201920202021毛利率凈利率圖：國網新源的抽水蓄能毛利率與凈利率水平圖：國

80、網新源的抽水蓄能毛利率與凈利率水平2 2.5.5 兩部制計價的收益測算兩部制計價的收益測算以華東天荒坪項目為例以華東天荒坪項目為例27數據來源：國網新源公告，浙江人民政府官網，數據來源：國網新源公告，浙江人民政府官網，抽水蓄能電站庫底質量無損檢測抽水蓄能電站庫底質量無損檢測王山山，能源界，天風證券研究所王山山，能源界，天風證券研究所華東天荒坪抽水蓄能電站華東天荒坪抽水蓄能電站：天荒坪抽蓄電站于2000年12月投產，處于華東電網負荷中心，自成立以來便實行兩部制電價政策。裝機容量裝機容量：180萬kW總投資額總投資額：71.18億元容量電價容量電價：549.9 元/kW抽水電價抽水電價：0.404

81、 元/kWh上網電價上網電價：0.575 元/kWh測算得出年回收現金流測算得出年回收現金流6.466.46億元，億元，投資回收期投資回收期11.0111.01年，年，若運營周期按若運營周期按4040年計算，年計算，IRRIRR為為8.77%8.77%。表：表：天荒坪抽水蓄能電站收益測算天荒坪抽水蓄能電站收益測算項目項目數值數值備注備注收入計算收入計算裝機容量（萬kW）180根據公告披露容量電價（元/kW）549.9根據公告披露容量電價收入（億元）容量電價收入（億元）9.90容量電價容量電價*裝機容量裝機容量上網電價（元/kWh）0.575根據公告披露發電小時數（h）1200取2016-202

82、1年所有項目發電小時數平均數1200小時發電量（萬kWh）216000發電小時數*裝機容量電量電價收入（億元）電量電價收入（億元）12.42上網電價上網電價*發電量發電量項目總收入（億元）項目總收入（億元）22.32 容量電價收入容量電價收入+電量電價收入電量電價收入成本計算成本計算綜合利用效率79.47%取2016-2021年所有項目綜合利用效率平均數抽水電價（元/kWh）0.404根據公告披露抽水電量（萬kWh）271801發電量/綜合利用效率購電成本（億元）10.98抽水電價*抽水量折舊成本（億元）2.40折舊按照公司所有項目平均數計算（133.18元/kW）其他成本（億元）1.60包括

83、材料費、人工費、維修費等，按照所有項目平均計算（89.13元/kW）毛利潤（億元）7.34毛利率32.87%利潤計算利潤計算期間費用（億元）2.25期間費用率主要是財務費用，取公司整體平均數10.10%利潤總額（億元）5.08稅費（億元）1.02稅率計20%凈利潤（億元）4.07 凈利率18.22%現金流（億元）6.46 圖：圖：天荒坪抽水蓄能電站天荒坪抽水蓄能電站2 2.5.5 兩部制計價的收益測算兩部制計價的收益測算以華東天荒坪項目為例以華東天荒坪項目為例壓縮空氣儲能：壓縮空氣儲能：效率提升效率提升+成本下降，商業化推廣蓄勢待發成本下降，商業化推廣蓄勢待發328請務必閱讀正文之后的信息披露

84、和免責申明29數據來源：中科院之聲公眾號，能源界，天風證券研究所數據來源：中科院之聲公眾號，能源界，天風證券研究所圖：傳統壓縮空氣儲能系統示意圖圖：傳統壓縮空氣儲能系統示意圖壓縮空氣儲能系統壓縮空氣儲能系統：壓縮空氣儲能系統是以高壓空氣壓力能作為能量儲存形式，并在需要時通過高壓空氣膨脹做功來發電的系統。該系統的工作過程可分為儲能和釋能兩個環節。1 1）儲能環節）儲能環節：壓縮空氣儲能系統利用風/光電或低谷電能帶動壓縮機，將電能轉化為空氣壓力能，隨后高壓空氣被密封存儲于報廢的礦井、巖洞、廢棄的油井或者人造的儲氣罐中；2 2）釋能環節）釋能環節：通過放出高壓空氣推動膨脹機，將存儲的空氣壓力能再次轉

85、化為機械能或者電能，傳統的壓縮空氣儲能系統在釋能階段需要在燃燒室內燃燒化石燃料來加熱空氣，以實現利用空氣發電的功能。傳統空氣儲能技術發展受限，效率提升空間有限傳統空氣儲能技術發展受限，效率提升空間有限。傳統壓縮空氣儲能系統依賴于化石燃料和大型儲氣室，且系統效率較低，例如德國Huntorf壓縮空氣儲能電站效率僅為42%，美國Mcintosh電站能量效率約為54%，其發展和應用受到限制。圖：傳統壓縮空氣儲能電站結構圖圖：傳統壓縮空氣儲能電站結構圖3.1 3.1 壓縮空氣儲能壓縮空氣儲能新技術推廣使效率顯著提升，商業化前景美好新技術推廣使效率顯著提升，商業化前景美好30圖：蓄熱式壓縮空氣儲能（圖：蓄

86、熱式壓縮空氣儲能（TSTS-CAESCAES）傳統壓縮空氣儲能系統的效率提升空間十分有限，且國內外學者在傳統壓縮空氣儲能的基礎上，通過采用優化熱力循環等方法，開拓出了多種新型的壓縮空氣儲能技術，使其得到迅速發展，并得到產業界的廣泛關注。目前最主要的新型壓縮空目前最主要的新型壓縮空氣儲能系統主要有三個新的技術路徑：蓄熱式壓縮空氣儲能（氣儲能系統主要有三個新的技術路徑：蓄熱式壓縮空氣儲能（TSTS-CAESCAES）、液態壓縮空氣儲能系統（）、液態壓縮空氣儲能系統（LAESLAES）、超臨界）、超臨界壓縮空氣儲能系統（壓縮空氣儲能系統（SCSC-CAESCAES）。）。1 1）蓄熱式壓縮空氣儲能（

87、）蓄熱式壓縮空氣儲能（TSTS-CAESCAES）：空氣壓縮過程會產生壓縮熱，在傳統壓縮空氣儲能中，這部分熱量通常被冷卻水帶走，最終耗散掉，而蓄熱式壓縮空氣儲能則將這部分熱量在儲能時儲存起來，而在釋能時用這部分熱量加熱膨脹機入口空氣，實現能量的回收利用，提高了系統效率。同時由于膨脹機前有壓縮熱的加熱，可以取消燃燒室，即該系統也擺脫了對化石燃料的依賴。2 2）液態壓縮空氣儲能系統（）液態壓縮空氣儲能系統（LAESLAES）：借助于空氣降溫液化技術，通過添加流程使空氣以液態形式儲存。儲能時，經過壓縮機的高壓空氣進入回熱器降溫和降壓設備進行液化，被液化的常壓低溫液態空氣儲存在儲液罐中；釋能時，液態空

88、氣經過低溫泵升壓、回熱器升溫，然后進入燃燒室，與燃料混合燃燒后進入膨脹機膨脹做功。圖：液態壓縮空氣儲能系統（圖：液態壓縮空氣儲能系統（LAESLAES）3.1 3.1 壓縮空氣儲能壓縮空氣儲能新技術推廣使效率顯著提升，商業化前景美好新技術推廣使效率顯著提升，商業化前景美好數據來源：中科院之聲公眾號，數據來源：中科院之聲公眾號，非補燃壓縮空氣儲能研究及工程實踐非補燃壓縮空氣儲能研究及工程實踐以金壇國家示范項目為例以金壇國家示范項目為例梅生偉等，天風證券研究所梅生偉等，天風證券研究所31圖：超臨界壓縮空氣儲能系統（圖：超臨界壓縮空氣儲能系統（SCSC-CAESCAES）3 3）超臨界壓縮空氣儲能系

89、統（）超臨界壓縮空氣儲能系統（SCSC-CAESCAES）：利用空氣的超臨界特性，在蓄熱/冷過程中高效傳熱/冷，并將空氣以液態形式儲存，實現系統高效和高能量密度的優點，系統兼具蓄熱式和液態壓縮空氣儲能的特點，同時擺脫了依賴大型儲氣室和化石燃料的問題。蓄熱式短期內有望迎來大規模商業化，超臨界技術前景美好，或將進一步提升系統效率蓄熱式短期內有望迎來大規模商業化，超臨界技術前景美好，或將進一步提升系統效率。綜合來看，蓄熱式不依賴化石燃料、效率較高，具備較為成熟的技術，我們認為已初具大規模商業化條件，加之我國有大量的鹽洞、廢棄礦洞，利用已有洞穴建設低成本的壓縮空氣儲能系統非常有發展前景，蓄熱式壓縮空氣

90、儲能有望在未來幾年實現大規模商業化，使得成本進一步降低。而超臨界則兼具液態和蓄熱式的優點，前景較為美好，待技術突破后，壓縮空氣儲能的系統效率有望進一步提升。技術路徑技術路徑優點優點缺點缺點傳統壓縮空氣儲能傳統壓縮空氣儲能-1）需要消耗化石燃料補燃2）效率低，通常不高于54%3）依賴于儲氣洞穴蓄熱式壓縮空氣儲能蓄熱式壓縮空氣儲能（TS-CAES）1）不需要補燃，節約化石燃料2）能量回收以提高系統效率3）可利用外界熱源以進一步提高效率4）技術較成熟，我們認為初具商業化條件增加多級換熱及儲熱，占地面積和投資有所增加液態壓縮空氣儲能液態壓縮空氣儲能（LAES）1）不受地理環境限制2）能量密度大1）依賴

91、化石燃料輸入2）系統性能受回熱器的影響較大超臨界壓縮空氣儲能超臨界壓縮空氣儲能（SC-CAES）1）效率高2）能量密度高3）不需要補燃，節約化石燃料技術仍有待突破表：不同技術路徑空氣儲能系統的優缺點對比表：不同技術路徑空氣儲能系統的優缺點對比3.1 3.1 壓縮空氣儲能壓縮空氣儲能新技術推廣使效率顯著提升，商業化前景美好新技術推廣使效率顯著提升，商業化前景美好數據來源：中科院之聲公眾號，天風證券研究所數據來源：中科院之聲公眾號，天風證券研究所32數據來源：數據來源：非補燃壓縮空氣儲能研究及工程實踐非補燃壓縮空氣儲能研究及工程實踐以金壇國家示范項目為例以金壇國家示范項目為例梅生偉，清華大學官網，

92、國際能源網，中儲國梅生偉，清華大學官網，國際能源網，中儲國能官網，北極星儲能網，天風證券研究所能官網，北極星儲能網，天風證券研究所圖：壓縮空氣儲能的產業鏈圖：壓縮空氣儲能的產業鏈壓縮空氣儲能的產業鏈壓縮空氣儲能的產業鏈1 1）上游）上游設備、資源供應設備、資源供應：核心設備包括空氣壓縮機、透平膨脹機、蓄熱換熱系統等，此外還需要儲氣鹽穴資源等。設備制造的主要參與企業包括陜鼓動力、金通靈、沈鼓集團、杭氧股份、川空等；擁有鹽穴資源的主要企業包括蘇鹽井神、中鹽化工、雪天鹽業等。2 2）中游）中游技術提供與項目建設技術提供與項目建設：目前國內壓縮空氣儲能的技術積累與項目建設已做到全球領先。主要的技術提供

93、方是中科院熱物理研究所下屬的中儲國能，以及清華大學等高校；項目建設的參與企業則包括中國能建、中國電建等施工單位。3 3）下游）下游電網系統電網系統：壓縮空氣儲能電站接入電網系統，服務于工業用電、商業用電、居民用電等部門，起到調峰、填谷、調頻、調相、儲能、事故備用等關鍵作用。3.2 3.2 產業鏈產業鏈國內技術領先全球，國產設備制造商有望從中受益國內技術領先全球，國產設備制造商有望從中受益上游：設備、資源供應上游：設備、資源供應中游：技術提供與項目建設中游：技術提供與項目建設下游：電網系統下游：電網系統核心設備核心設備接接入入電電網網系系統統技術提供技術提供項目建設項目建設調峰調峰填谷填谷調頻調

94、頻調相調相儲能儲能事故備用事故備用工業工業用電用電商業商業用電用電居民居民用電用電儲氣鹽穴儲氣鹽穴/儲氣罐儲氣罐發電機、電動機發電機、電動機電源管理系統電源管理系統空氣壓縮機空氣壓縮機蓄熱蓄熱/換熱裝備換熱裝備透平膨脹機透平膨脹機閥門、泵、閥門、泵、中儲國能中儲國能清華大學清華大學中國能建中國能建中國電建中國電建33數據來源：各公司官網，數據來源：各公司官網，非補燃壓縮空氣儲能研究及工程實踐非補燃壓縮空氣儲能研究及工程實踐梅生偉，天風證券研究所梅生偉，天風證券研究所圖：壓縮空氣儲能系統所需的關鍵裝置圖：壓縮空氣儲能系統所需的關鍵裝置壓縮空氣儲能上游最核心設備為離心式空氣壓縮機壓縮空氣儲能上游最

95、核心設備為離心式空氣壓縮機+透平膨脹機，國內主要的參與企業有兩類：透平膨脹機，國內主要的參與企業有兩類：一、專業的透平設備制造商：一、專業的透平設備制造商：1 1）陜鼓動力）陜鼓動力：國內空氣壓縮機設備龍頭（市占率 82%），已與中能建數字科技集團簽約，共同開展壓縮空氣儲能領域的合作。2 2）沈鼓集團）沈鼓集團：作為核心設備的供貨商為金壇壓縮空氣儲能項目提供空氣壓縮機。3 3）金通靈）金通靈：產品包括空氣壓縮機、膨脹機等，與中科院工程熱物理研究所合作，在畢節、肥城兩個項目完成了產品中試。二、具備壓縮機自產能力的空分設備制造商：二、具備壓縮機自產能力的空分設備制造商：1 1）杭氧股份）杭氧股份：

96、國內空分裝置龍頭（市占率43%），具備空氣壓縮機、透平膨脹機自產能力。2 2）川空集團）川空集團：空分設備制造商（市占率6%），具備透平膨脹機生產能力。3.2 3.2 產業鏈產業鏈上游：空氣壓縮機、透平膨脹機為核心裝備上游：空氣壓縮機、透平膨脹機為核心裝備高效蓄熱高效蓄熱/換熱裝備換熱裝備：負責空氣的內能向高溫熱能和高壓勢能的雙向轉化，并實現高溫熱能高效的存儲透平膨脹機透平膨脹機：通過空氣膨脹做功發電，將高溫高壓空氣的內能轉化為電能，實現電能再生鹽穴儲氣庫鹽穴儲氣庫：高效存儲低溫壓縮空氣，實現高壓勢能的大容量、長周期存儲和釋放離心壓縮機離心壓縮機：通過壓縮制取壓縮空氣，將電能轉化為高溫高壓空氣

97、的內能，實現電能輸入34數據來源：中儲國能官網，開封網，中科院熱物理研究所，天風證券研究所數據來源：中儲國能官網，開封網，中科院熱物理研究所，天風證券研究所圖：中儲國能發展歷程圖：中儲國能發展歷程中儲國能：背靠中科院熱物理研究所，技術水平全球領先中儲國能：背靠中科院熱物理研究所，技術水平全球領先1）中儲國能，是中國綜合儲能領域的開拓者，由中國科學院工程熱物理研究所與其副所長陳海生博士各自持股49.83%，其技術及研發團隊均源自中國科學研究院工程熱物理研究所。2 2）產業化進展順利，規劃項目合同總價值超）產業化進展順利，規劃項目合同總價值超5050億元億元。目前，1.5MW、10MW系統、100

98、MW系統及相關技術已分別同技術授權和技術入股方式實現產業化，技術總作價約18.5億元。在湖北云應、內蒙古二連浩特、河南鞏義、河南平頂山、山東肥城、陜西榆林、甘肅玉門、西藏的列入規劃的工業級項目36臺套，合同總價值超過50億元。3 3）國內壓縮空氣儲能領軍企業，論文、專利數位列全球第一）國內壓縮空氣儲能領軍企業，論文、專利數位列全球第一。已建成的15kW、1.5MW和10MW先進壓縮空氣儲能示范項目市場占有率為94.9%。中科院工程熱物理研究所關于壓縮空氣儲能系統的專利430余項，論文600余篇，壓縮空氣儲能相關論文及專利總數均位列全球第一。3.2 3.2 產業鏈產業鏈中游：中儲國能技術已達到全

99、球領先水平中游：中儲國能技術已達到全球領先水平建設15kW液態空氣儲能系統20052005年年實現先進空氣儲能系統建設，容量為15kW20112011年年在河北廊坊建成了國際首套1.5MW先進壓縮空氣儲能系統，效率達52.1%20132013年年在貴州畢節建成國際唯一的10MW級新型壓縮空氣儲能系統，效率達60.2%20162016年年完成100MW系統及部件的研發，設計效率達70.4%20172017年年張家口國際首套百兆瓦先進壓縮空氣儲能項目完工（100MW，400MWh），設計效率70.4%20212021年年張家口項目成功并網，且蓄熱裝置效率指標超過設計指標20222022年年圖：中儲

100、國能的圖：中儲國能的100100兆瓦先進壓縮空氣儲能沙盤模型兆瓦先進壓縮空氣儲能沙盤模型35數據來源：國際能源網，新華網，河北日報等，天風證券研究所數據來源：國際能源網，新華網，河北日報等，天風證券研究所表：目前國內已建成表：目前國內已建成/開工的壓縮空氣儲能項目（據我們的不完全統計）開工的壓縮空氣儲能項目（據我們的不完全統計）3.3 3.3 商業化進展商業化進展效率提升效率提升+成本下降，規劃總裝機量達成本下降，規劃總裝機量達5.38GW5.38GW據我們的不完全統計，目前國內已建成據我們的不完全統計，目前國內已建成/已開工的項目共有已開工的項目共有9 9個，總裝機容量為個，總裝機容量為68

101、2.5MW682.5MW。已建成/已開工的九個項目分別是：安徽蕪湖500kW壓縮空氣儲能示范項目、貴州畢節10MW壓縮空氣儲能示范項目、同里綜合能源服務中心內500kW液態空氣儲能示范項目、山東肥城10MW壓縮空氣儲能調峰電站項目（一期）、金壇鹽穴60MW壓縮空氣儲能項目、張家口100MW壓縮空氣儲能示范項目、湖北應城世界首臺300MW壓縮空氣儲能示范工程、河南平頂山200MW先進壓縮空氣儲電站項目、廊坊1.5MW超臨界壓縮空氣儲能示范項目?？梢钥闯鲭S著技術的發展，壓縮空氣儲能的效率在不斷地提升，裝機容量也在不斷提升，規模效應使得單位成本出現明顯下降（后文會詳細分析）。序號序號時間時間項目項目

102、裝機量（裝機量（MW）容量（容量（MWh）效率效率投資額（億元）投資額（億元）單位成本（元單位成本（元/kW）12013年建成廊坊1.5MW超臨界壓縮空氣儲能示范項目1.5-52.10%-22014年建成安徽蕪湖500kW壓縮空氣儲能示范項目0.5-33%0.360000.0032017年建成貴州畢節10MW壓縮空氣儲能示范項目104060.20%-42018年建成同里綜合能源服務中心內500kW液態空氣儲能示范項目0.5-52021年并網山東肥城10MW壓縮空氣儲能調峰電站項目（一期）10-60%+110000.0062021年并網金壇鹽穴60MW壓縮空氣儲能項目6030060%+58333

103、.3372021年并網張家口100MW壓縮空氣儲能示范項目10040070.40%8.48400.0082022年開工湖北應城世界首臺300MW壓縮空氣儲能示范工程300-70%-6000.0092022年開工河南平頂山200MW先進壓縮空氣儲電站項目200-157500.00目前國內已建成目前國內已建成/已開工的項目總計已開工的項目總計682.5圖：國內首套超臨界壓縮空氣儲能系統（圖：國內首套超臨界壓縮空氣儲能系統（20132013年）年）36數據來源：國際能源網，中儲國能官網，中科院熱物理研究所，北極星儲能網，大眾日報，中國能源網等，天風證券研究所數據來源：國際能源網，中儲國能官網，中科院

104、熱物理研究所，北極星儲能網，大眾日報，中國能源網等，天風證券研究所表：國內正在規劃建設的壓縮空氣儲能項目（據我們的不完全統計）表：國內正在規劃建設的壓縮空氣儲能項目（據我們的不完全統計）據我們的不完全統計，據我們的不完全統計，目前國內壓縮空氣儲能正在規劃建設的項目共有目前國內壓縮空氣儲能正在規劃建設的項目共有1919個，規劃總裝機量達到個，規劃總裝機量達到5.38GW5.38GW。序號序號時間時間項目項目裝機量（裝機量（MW）容量（容量（MWh）投資額（億元）投資額（億元）單位成本（元單位成本（元/kW）12019年9月簽約浙江遂寧100MW礦洞壓縮空氣儲能項目（一期）100-88000.00

105、22021年6月簽約河南平頂山葉縣鹽穴儲氣100MW/800MWh先進壓縮空氣儲能電站100800-32021年9月計劃投資南大港產業園區先進壓縮空氣儲能項目2001600105000.0042021年10月擬審批青海海西州烏圖美仁多能互補（光伏光熱耦合）項目14-52021年12月簽約南京國際首個400MW鹽穴壓縮空氣儲能示范項目400-62021年12月簽訂合作框架協議瑞昌市壓縮空氣儲能調峰調頻電站項目10006000808000.0072022年1月簽署協議朝陽縣風光儲氫一體化項目300-82022年4月計劃招標大唐中寧寧縣共享儲能項目100400-92022年4月前期咨詢服務招標國華投

106、資山東蘭陵壓縮空氣儲能項目100600-102022年5月可行性咨詢招標福建石獅熱電壓縮空氣儲能電站12004800-112022年7月可研報告過審江蘇淮安465MW/2600MWh鹽穴壓縮空氣儲能項目4652600-122022年8月已完成可研評審泰安2*300MW壓縮空氣儲能創新示范項目600-345666.67132022年立項山東肥城300MW壓縮空氣儲能調峰電站項目（二期）300-155000.0014-中儲國能河南鞏義項目100400-15-中儲國能河南信陽項目100400-16-中儲國能河南舞鋼項目1080-17-中儲國能甘肅玉門項目100400-18-中儲國能陜西榆林項目100

107、400-19-中儲國能海南昌江項目100400-目前國內正在規劃項目總計目前國內正在規劃項目總計53763.3 3.3 商業化進展商業化進展效率提升效率提升+成本下降，規劃總裝機量達成本下降，規劃總裝機量達5.38GW5.38GW37圖：國內壓縮空氣儲能項目的效率提升趨勢圖：國內壓縮空氣儲能項目的效率提升趨勢效率提升效率提升+成本下降趨勢明顯，壓縮空氣儲能商業化大幕即將開啟。成本下降趨勢明顯，壓縮空氣儲能商業化大幕即將開啟。1 1）效率提升）效率提升：從目前裝機項目來看，兆瓦級的系統效率可達52.1%，10兆瓦的系統效率可達60.2%，百兆瓦級別以上的系統設計效率可以達到70%，先進壓縮空氣儲

108、能系統效率能夠逼近75%，效率已經和抽水蓄能（約為79%）相當。2 2）成本下降）成本下降：系統規模增加后，單位投資成本也持續下降，系統規模每提高一個數量級，單位成本下降可達30%左右。根據中儲國能總經理紀律在接受央視采訪時的說法，壓縮空氣儲能目前每千瓦的造價大概是5000到6000元，已接近抽水蓄能的建設成本（約5500元/kW），隨著未來系統規模的提升、產業鏈的規模效應的形成，仍有較大的成本下降空間。52.10%33%60.20%60%+60%+70.40%70%25%35%45%55%65%75%廊坊1.5MW項目(2013年建成)安徽蕪湖500kW項目(2014年建成)貴州畢節10MW

109、項目(2017年建成)肥城10MW項目（一期）(2021年并網)金壇60MW項目(2021年并網)張家口100MW項目(2021年并網)應城300MW項目(2022年開工)10000.008333.338400.006000.007500.005666.675000.0040005500700085001000011500肥城10MW項目（一期）(2021年并網)金壇60MW項目(2021年并網)張家口100MW項目(2021年并網)應城300MW項目(2022年開工)平頂山200MW項目(2022年開工)泰安2*300MW項目(2022年8月完成可研評審)肥城300MW項目（二期）(2022

110、年立項)圖：國內壓縮空氣儲能項目的單位建設成本下降趨勢趨勢（單位：元圖：國內壓縮空氣儲能項目的單位建設成本下降趨勢趨勢（單位：元/kW/kW）3.3 3.3 商業化進展商業化進展效率提升效率提升+成本下降，規劃總裝機量達成本下降，規劃總裝機量達5.38GW5.38GW數據來源：國際能源網，中儲國能官網，中華網，天風證券研究所數據來源：國際能源網，中儲國能官網，中華網，天風證券研究所0.173.4727.730.176.7643.150.1710.0558.580102030405060702021A2025E2030E保守估計中性估計樂觀估計38數據來源：數據來源：CNESACNESA，天風證

111、券研究所，天風證券研究所表：壓縮空氣儲能新增裝機量的預測表：壓縮空氣儲能新增裝機量的預測壓縮空氣儲能有望形成對抽水蓄能的補充壓縮空氣儲能有望形成對抽水蓄能的補充+替代：替代：1 1）功能相似度較高，存在替代關系）功能相似度較高，存在替代關系：壓縮空氣儲能與同屬機械儲能的抽水蓄能一樣，二者應用場景都是大規模能量吞吐，都主要用于削峰填谷、負荷調節，功能上重合度較高；2 2）成本和效率已具備商業化條）成本和效率已具備商業化條件件：目前壓縮空氣儲能成本和效率已經與抽水蓄能相當，考慮到目前僅處于商業推廣初期，未來成本仍有下降空間；3 3）建設周期）建設周期較短較短：相比于抽水蓄能，新型壓縮空氣儲能在建設

112、周期和投資成本上更具優勢，抽水蓄能建設周期為68年，新型壓縮空氣建設周期僅為1.52年，且不涉及移民搬遷問題。我們預測我們預測20252025年壓縮空氣儲能裝機量達到年壓縮空氣儲能裝機量達到6.76GW6.76GW，20302030年達到年達到43.15GW43.15GW。（基于前文對儲能裝機量的預測）1）2022-2025年間，新增儲能裝機中壓縮空氣儲能的滲透率有望達到10%，計算得出新增裝機6.59GW，預計2025年壓縮空氣儲能累計裝機容量達到6.76GW。2）2026-2030年間，新增儲能裝機中壓縮空氣儲能的滲透率有望達到23%，計算得出新增裝機量36.39GW，預計2030年壓縮空

113、氣儲能累計裝機容量達到43.15GW。3.4 3.4 裝機量預測裝機量預測累計裝機：累計裝機：20252025年達年達6.75GW6.75GW，20302030年達年達43.14GW43.14GW圖：壓縮空氣儲能累計裝機量預測（單位：圖：壓縮空氣儲能累計裝機量預測（單位：GWGW）新增裝機容量新增裝機容量保守估計：保守估計：3.29GW3.29GW中性估計：中性估計：6.59GW6.59GW樂觀估計：樂觀估計：9.88GW9.88GW新增裝機容量新增裝機容量保守估計：保守估計：24.26GW24.26GW中性估計：中性估計：36.39GW36.39GW樂觀估計：樂觀估計：48.52GW48.5

114、2GW2021A2022-2025E2026-2030E新增儲能總裝機量（GW）8.2365.85161.75壓縮空氣儲能在新增儲能裝機中的滲透率保守估計1.98%5.00%15.00%樂觀估計1.98%15.00%30.00%中性估計1.98%10.00%22.50%壓縮空氣儲能新增裝機量（GW）保守估計0.163.2924.26樂觀估計0.169.8848.52中性估計0.166.5936.39建議關注建議關注439請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明40東方電氣：國內發電設備制造領先企業東方電氣：國內發電設備制造領先企業。東方電氣作為國家重大技術裝備國產化基地、國家級企業技術中心，擁有

115、中國發電設備制造行業中一流的綜合技術開發能力，具備了大型水電、火電、核電、氣電、風電及太陽能發電設備的開發、設計、制造、銷售、設備供應及電站工程總承包能力。2021年公司主要收入來源為高效清潔發電設備（核電、燃機、火電），收入占比32.38%，第二大收入來源為可再生能源裝備（風電、水電），占比27.35%。歸母凈利潤穩健增長，歸母凈利率歸母凈利潤穩健增長，歸母凈利率持續提升持續提升。2021年，實現收入467.56億元，同比+29.02%；實現凈利潤22.89億元，同比+22.93%；毛利率、凈利率分別為17.29%、4.90%。2022H1，實現收入273.23億元，同比+23.00%；實現

116、凈利潤17.74億元，同比+31.59%；毛利率、凈利率分別為16.42%、6.49%。歸母凈利率呈現持續提升態勢，歸母凈利潤穩健增長，2017-2021年CAGR為35.80%。4.1 4.1 東方電氣：水輪發電機組市占率近半，受益抽水蓄能放量的核心標的東方電氣：水輪發電機組市占率近半，受益抽水蓄能放量的核心標的圖：東方電氣營業收入及增速圖：東方電氣營業收入及增速圖：東方電氣歸母凈利潤及增速圖：東方電氣歸母凈利潤及增速圖：東方電氣毛利率、凈利率圖：東方電氣毛利率、凈利率圖：圖：20212021年東方電氣收入結構占比年東方電氣收入結構占比32.38%27.35%17.48%16.59%高效清潔

117、發電設備新能源新興成長產業現代制造服務業數據來源：數據來源：WindWind，東方電氣公告，天風證券研究所，東方電氣公告，天風證券研究所332.86 308.30 297.30 317.78 362.39 467.56 273.23-7.59%-7.38%-9.29%6.89%14.04%29.02%23.00%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%01002003004005006007008009001,0002016201720182019202020212022H1營業收入（億元）YOY-17.84 6.73 11.29 12.78 18.62 22.89

118、 17.74-506.38%137.72%6.77%13.19%45.73%22.93%31.59%-560%-460%-360%-260%-160%-60%40%140%-30-20-100102030402016201720182019202020212022H1歸母凈利潤（億元）YOY12.04%17.93%20.72%21.52%20.35%17.29%16.42%-5.36%2.18%3.80%4.02%5.14%4.90%6.49%-10%-5%0%5%10%15%20%25%2016201720182019202020212022H1毛利率凈利率41水輪機制造能力出眾，國產替代進

119、程的領航者水輪機制造能力出眾，國產替代進程的領航者。子公司東風電機制造水輪發電機組的歷史已近40年，從1982年至今，已經生產、投運機組近500個水電站，1200余臺（套）機組。2021年，單機容量全球最大白鶴灘百萬千瓦水電機組創精品工程，首批機組性能優異、運行穩定；此外，國內最高水頭長龍山抽水蓄能機組投入商運，各項參數表現優異。水輪發電機組產量快速增長，受益抽水蓄能放量的核心標的水輪發電機組產量快速增長，受益抽水蓄能放量的核心標的。2018年，國內對抽水蓄能及水電項目的建設重視程度較弱，東方電氣的水輪發電機組產量僅為1490MW，隨著水輪發電機組國產替代進展加快，以及抽水蓄能和水電項目的加速

120、開發，公司的水輪發電機產量迎來快速增長，2021年達到8101MW，2018-2021年間CAGR為75.84%。風險提示風險提示：抽水蓄能審批項目不及預期的風險；市場份額下降的風險；原材料價格波動的風險。20172018201920202021水輪發電機組（MW）23141490412470938101汽輪發電機（MW）2748320736139601496425028風力發電機組（MW）680534100328263370電站汽輪機（MW）2396723330152721525623929電站鍋爐（MW）2329221320150511640622017表：表：20172017-20212

121、021年東方電氣各類發電機組產品產量年東方電氣各類發電機組產品產量2314149041247093810102,0004,0006,0008,00010,00012,00020172018201920202021水輪發電機組產量（MW）圖：圖：20172017-20212021年東方電氣水輪發電機產量年東方電氣水輪發電機產量圖：東方電氣生產的水輪發電機圖：東方電氣生產的水輪發電機4.1 4.1 東方電氣：水輪發電機組市占率近半，受益抽水蓄能放量的核心標的東方電氣：水輪發電機組市占率近半，受益抽水蓄能放量的核心標的數據來源：數據來源：WindWind，東方電氣公告，東風電機官網，天風證券研究所，

122、東方電氣公告，東風電機官網，天風證券研究所42數據來源：數據來源：WindWind，天風證券研究所，天風證券研究所圖：陜鼓動力營業收入及增速圖：陜鼓動力營業收入及增速陜鼓動力：國內公司是我國重大裝備制造企業，是為石油、化工、冶金、空分、電力、城建、環保、制藥和國防等國民經濟支柱產業提供透平機械系統問題解決方案及系統服務的制造商、集成商和服務商。目前公司形成了“能量轉換設備制造、工業服務、能源基礎設施運營”三大業務板塊。1 1）第一板塊能量轉換設備制造）第一板塊能量轉換設備制造：包括各類透平壓縮機、工業能量回收透平、汽輪機、自動化儀表等。2 2）第二板塊工業服務）第二板塊工業服務：包括投資業務、

123、能量轉換設備全生命周期健康管理服務、EPC等；3 3）第三板塊能源基礎設施運營）第三板塊能源基礎設施運營：包括分布式能源智能一體化園區、污水處理、氣體業務等。收入利潤穩定增長，毛利率、凈利率有所提升收入利潤穩定增長，毛利率、凈利率有所提升。2021年，公司實現收入103.61億元，同比+28.47%；實現凈利潤8.58億元，同比+25.22%；毛利率、凈利率分別為18.88%、8.28%。2022H1，實現收入58.80億元，同比+8.07%；實現凈利潤5.72億元，同比+11.68%；毛利率、凈利率分別為22.67%、9.74%。4.2 4.2 陜鼓動力：國產大型透平設備龍頭，壓縮空氣儲能領

124、域業務靜待花開陜鼓動力：國產大型透平設備龍頭，壓縮空氣儲能領域業務靜待花開40.07%34.96%23.91%1.05%能量轉換設備能量轉換系統服務能源基礎設施運營其他業務23.70%20.95%22.04%21.64%21.90%18.88%22.67%6.64%6.09%6.95%8.26%8.49%8.28%9.74%0%5%10%15%20%25%2016201720182019202020212022H1毛利率凈利率36.07 39.58 50.39 73.04 80.65 103.61 58.80-14.55%9.72%27.31%44.95%10.42%28.47%8.07%-5

125、0%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%0204060801001201401601802002016201720182019202020212022H1營業收入（億元）YOY2.40 2.41 3.50 6.03 6.85 8.58 5.72-33.18%0.63%45.30%72.18%13.55%25.22%11.68%-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%05101520252016201720182019202020212022H1歸母凈利潤（億元）YOY圖：陜鼓動力歸母凈利潤及增速圖：陜鼓動力歸母凈利潤及增速圖：陜鼓動力毛利率、凈

126、利率圖：陜鼓動力毛利率、凈利率圖：圖：20212021年陜鼓動力收入結構占比年陜鼓動力收入結構占比43國內大型透平設備龍頭企業，壓縮空氣儲能設備靜待花開國內大型透平設備龍頭企業，壓縮空氣儲能設備靜待花開?？諝鈮嚎s機技術實力強勁，壓縮空氣儲能領域已做好提早布局空氣壓縮機技術實力強勁，壓縮空氣儲能領域已做好提早布局：陜鼓動力是國內大型透平設備制造龍頭企業，產品廣泛應用于石油、化工、冶金、空分、電力等領域，在國內空分壓縮機市場市占率達到82%。此外，公司在2011年便開始了壓縮空氣儲能領域的研究與技術積累，公司的透平設備產品可用于壓縮空氣儲能的壓縮儲能和膨脹釋能環節，在該領域布局較早，準備較為充分，

127、靜待下游產業放量的機會。與中能建簽約合作，壓縮空氣儲能設備有望在未來迎來放量與中能建簽約合作，壓縮空氣儲能設備有望在未來迎來放量：2022年1月26日，中能建數字科技集團與陜鼓集團簽約，全面推進新型儲能市場，以300MW級壓縮空氣儲能重大示范項目為契機，開啟新型電力系統全方位合作的新起點。與中能建簽約合作，一方面證明了陜鼓動力設備技術水平出色，已得到下游客戶認可；另一方面，中能建作為國內壓縮空氣儲能建設廠商，具備良好的成長潛力，陜鼓動力與其建立合作也一定程度上保證了未來的訂單空間。壓縮空氣儲能目前已具備商業化條件，短期內或將有大量項目審批通過，打開壓縮空氣儲能設備的成長空間。風險提示風險提示：

128、壓縮空氣儲能商業化進展不及預期的風險；原材料價格波動的風險；客戶認證的風險。圖：陜鼓動力生產的空分壓縮機圖：陜鼓動力生產的空分壓縮機圖：陜鼓動力生產的透平膨脹機圖：陜鼓動力生產的透平膨脹機4.2 4.2 陜鼓動力：國產大型透平設備龍頭，壓縮空氣儲能領域業務靜待花開陜鼓動力：國產大型透平設備龍頭，壓縮空氣儲能領域業務靜待花開數據來源：數據來源：WindWind，陜鼓動力官網，陜鼓動力公告，天風證券研究所，陜鼓動力官網，陜鼓動力公告，天風證券研究所44數據來源：數據來源：WindWind，天風證券研究所，天風證券研究所金通靈：公司一直專注于離心風機領域，以“服務+制造+服務”的業務模式向用戶提供風

129、系統需求分析、風系統研發設計、離心風機產品制造、風系統節能改造等端到端完整的全生命周期的風系統解決方案。公司主要產品有大型工業鼓風機、通風機、煤氣鼓風機、焦爐鼓風機、多級高壓離心鼓風機、單級高速離心鼓風機等五十多個系列，四百多種規格的節能離心風機產品，廣泛應用于鋼鐵冶煉、火力發電、新型干法水泥、石油化工、污水處理、余熱回收、煤氣回收及核電等領域。2021年，公司實現收入17.55億元，同比+22.20%；實現凈利潤0.20億元，同比-66.13%；毛利率、凈利率分別為18.84%、1.13%。2022H1，實現收入9.18億元，同比-12.80%；實現凈利潤0.14億元，同比-71.86%；毛

130、利率、凈利率分別為15.44%、1.58%。4.3 4.3 金通靈：與中科院熱物理研究所合作緊密，客戶資源得天獨厚金通靈：與中科院熱物理研究所合作緊密，客戶資源得天獨厚0.46 1.25 0.98 1.11 0.59 0.20 0.14 39.46%169.15%-21.23%12.97%-47.23%-66.13%-71.86%-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%200%00.511.522.532016201720182019202020212022H1歸母凈利潤（億元）YOY28.11%26.25%21.98%25.11%23.55%18.84%15.44%4

131、.91%8.53%5.06%5.91%4.08%1.13%1.58%0%5%10%15%20%25%30%2016201720182019202020212022H1毛利率凈利率9.46 14.63 19.45 18.80 14.36 17.55 9.18 4.82%54.69%32.92%-3.34%-23.63%22.20%-12.80%-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%01020304050602016201720182019202020212022H1營業收入（億元）YOY41.20%26.88%10.41%7.95%3.78%3.39%1.15%5.24%建

132、設類項目鼓風機壓縮機運營項目鍋爐銷售發電機組汽輪機其他主營業務圖：金通靈營業收入及增速圖：金通靈營業收入及增速圖：金通靈歸母凈利潤及增速圖：金通靈歸母凈利潤及增速圖：金通靈毛利率、凈利率圖：金通靈毛利率、凈利率圖：圖：2022H1 2022H1 金通靈收入結構占比金通靈收入結構占比45與中科院熱物理研究所合作多年、關系緊密，客戶資源得天獨厚與中科院熱物理研究所合作多年、關系緊密，客戶資源得天獨厚。金通靈是國家高新技術企業，設有企業研究院，建有省級工程技術中心，與西安交通大學聯合建立了江蘇省流體機械及壓縮機工程技術研究中心，與中科院熱物理所聯合建立了能源與動力實驗室。中科院熱物理研究所的壓縮空氣

133、儲能技術積累在國內以及全球均做到了領先水平，金通靈與其合作關系較為良好，有助于公司在壓縮空氣儲能領域的業務開展。壓縮機、膨脹機等產品已經在壓縮空氣儲能項目中完成中試壓縮機、膨脹機等產品已經在壓縮空氣儲能項目中完成中試。在壓縮空氣儲能領域，公司與中科院在空氣儲能方面的合作，主要是為其壓縮空氣儲能項目提供了壓縮機、膨脹機等產品。公司擁有空氣壓縮機、膨脹機等相關高端設備的技術、裝備制造及示范工程項目的優勢，該項目與中國科學院工程熱物理研究所合作研發，金通靈承接了空氣膨脹機產品的結構設計和工藝以及生產制造（功率等級10MW），已在中科院相關的貴州畢節，山東肥城兩個試驗基地完成了產品中試。風險提示風險提

134、示：壓縮空氣儲能商業化進展不及預期的風險；原材料價格波動的風險；客戶認證的風險。圖：金通靈生產的離心式壓縮機圖：金通靈生產的離心式壓縮機圖：金通靈與中科院合作的貴州畢節圖：金通靈與中科院合作的貴州畢節10MW10MW壓縮空氣儲能項目壓縮空氣儲能項目數據來源：金通靈官網，金通靈公告，貴州日報，天風證券研究所數據來源：金通靈官網，金通靈公告，貴州日報，天風證券研究所4.3 4.3 金通靈：與中科院熱物理研究所合作緊密，客戶資源得天獨厚金通靈：與中科院熱物理研究所合作緊密，客戶資源得天獨厚風險提示風險提示546請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明475.5.風險風險提示提示1）宏觀經濟形勢波動的風

135、險2）抽水蓄能項目審批通過項目不及預期的風險3）壓縮空氣儲能商業化進展不及預期的風險4）價格競爭過于激烈的風險5）文中測算具備一定主觀性，僅供參考48請務必閱讀正文之后的信息披露和免責申明股票投資評級自報告日后的6個月內，相對同期滬深300指數的漲跌幅行業投資評級自報告日后的6個月內，相對同期滬深300指數的漲跌幅買入預期股價相對收益20%以上增持預期股價相對收益10%-20%持有預期股價相對收益-10%-10%賣出預期股價相對收益-10%以下強于大市預期行業指數漲幅5%以上中性預期行業指數漲幅-5%-5%弱于大市預期行業指數漲幅-5%以下投資評級聲明投資評級聲明類別類別說明說明評級評級體系體

136、系分析師聲明分析師聲明本報告署名分析師在此聲明：我們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，本報告所表述的所有觀點均準確地反映了我們對標的證券和發行人的個人看法。我們所得報酬的任何部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體投資建議或觀點有直接或間接聯系。一般聲明一般聲明除非另有規定，本報告中的所有材料版權均屬天風證券股份有限公司（已獲中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格）及其附屬機構（以下統稱“天風證券”）。未經天風證券事先書面授權，不得以任何方式修改、發送或者復制本報告及其所包含的材料、內容。所有本報告中使用的商標、服務標識及標記均為天風證券的商標、服務標識及標記。

137、本報告是機密的，僅供我們的客戶使用，天風證券不因收件人收到本報告而視其為天風證券的客戶。本報告中的信息均來源于我們認為可靠的已公開資料，但天風證券對這些信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告中的信息、意見等均僅供客戶參考，不構成所述證券買賣的出價或征價邀請或要約。該等信息、意見并未考慮到獲取本報告人員的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對任何人的個人推薦?？蛻魬攲Ρ緢蟾嬷械男畔⒑鸵庖娺M行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專家的意見。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，天風證券及/或其關聯人員均不承擔任何法

138、律責任。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告出具日的觀點和判斷。該等意見、評估及預測無需通知即可隨時更改。過往的表現亦不應作為日后表現的預示和擔保。在不同時期，天風證券可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。天風證券的銷售人員、交易人員以及其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。天風證券沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。天風證券的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。特別聲明特別聲明在法律許可的情況下，天風證券可能會持有本報告中提及公司所發行的證券并進行交易，也可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行、財務顧問和金融產品等各種金融服務。因此，投資者應當考慮到天風證券及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突，投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一參考依據。THANKS49