证券研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号行业研究电力及公用事业2023年08月31日电力及公用事业行业深度研究报告推荐（维持）电改之路顶层篇：“双碳”下的电改前景展望源：新旧能源博弈之下，火电当前应“改造”而非“退出”。1）保供：“双碳”主线之下，风光大规模装机致火电投资收益减少，2022年火电新增装机在总装机占比仅为18.8%，同比增速低于全社会用电量增速。火电作为稳定可控的基荷电源，近年来缺电限电事件或彰显其维持系统充裕性的重要作用，当前火电建设或仍需持续推进。2）调峰：火电容量较大，当前可作为风光消纳调节的重要手段，然而我国火电机组调节范围有限且启动时间较长，对其进行灵活性改造并用于风光并网消纳或为火电未来发展方向。网：时空错配加大消纳难题，特高压及配电网建设或为电网投资主线。1）特高压：风光大基地项目多位于内蒙古、宁夏、青海等西部省份，并规划近315GW外送规模。而西北地区风光消纳率相对较低，本身存在一定弃风弃光现象，大基地投产或加大其电力外送压力，从而带动特高压产业链投资需求。赛迪顾问预计“十四五”期间特高压及相关产业投资规模CAGR将达13.2%。2）配电网：风光并网或带来配网扩容需求，“十四五”期间我国对农村电网户均配变容量的要求提升至东部为3.5kVA，中西部及东北部为2.3kVA（“十三五”期间为2kVA）。此外，风光波动加大或导致电网潮流分布、电能质量等发生变化，配网监测管理需求提升或催化电网智能化转型需求。荷：用电需求波动加剧，需求响应发展有望提速。负荷侧波动加大对电力系统灵活性要求不断提高，需求响应作为负荷端可调用的资源，或可以相对较低成本提升电力系统灵活性。在传统需求响应方式的基础上，近些年来需求响应发展出虚拟电厂、微电网等多种创新。2023年5月，国家发改委印发关于向社会公开征求《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》提出，到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电峰谷差率超40%的省份达到5%及以上。储：储能调节手段多样，长期发展前景广阔。储能种类丰富，包括机械储能、电磁储能、电化学储能等。储能依附电力系统，通过参与辅助服务或利用峰谷价差套利，当前其收入机制尚不明确，成本成为制约其大规模推广的重要因素。目前抽水蓄能经济性最好，在我国储能市场累计装机占比最高；锂离子电池储能是经济性较好的新型储能，在我国储能市场累计装机占比约21%。随着技术发展推动成本下降，预计储能发展前景广阔。电力系统远景应如何描绘？关于电力系统的发展远景，我们认为全国统一电力市场体系建设将持续深化，辅助服务在调频、备用的基础上，有望进一步发展出灵活爬坡和转动惯量等品种，同时费用分摊机制亦有望理顺。为维持系统裕度，容量电价机制或不断完善以保障传统机组预期收益。同时，当前现货市场试点不断增加，随着现货市场在全国范围全面铺开，对工商业电价的提升作用将进一步彰显。投资策略。我们认为新型电力系统建设下有以下投资主线：1）火电相关：容量市场、辅助服务市场建设或推动火电盈利改善，推荐火电运营商华能国际、福能股份；建议关注火电建设相关标的东方电气、哈尔滨电气和上海电气；建议关注火电灵活性改造相关标的青达环保、西子洁能、清新环境。2）电网相关：建议关注GIS组合电气设备龙头平高股份，建议关注特高压直流换流阀龙头国电南瑞、许继电气，建议关注换流变压器、直流断路器等其他特高压设备提供商中国西电、四方股份，建议关注配网扩容相关特变电工，配网智能化转型方面，建议关注国网信通、威胜信息、朗新科技。3）负荷调节：虚拟电厂方面，建议关注国能日新、东方电子、恒实科技；微电网方面，建议关注微电网龙头安科瑞。4）储能相关：建议关注抽水蓄能相关南网储能，电化学储能方面，建议关注储能电池相关派能科技、科士达；逆变器和系统集成相关阳光电源、固德威、锦浪科技、德业股份、昱能科技、禾迈股份。风险提示：电改推进不及预期，电价波动风险，宏观经济波动风险等。证券分析师：庞天一电话：010-63214656邮箱：pangtianyi@hcyjs.com执业编号：S0360518070002行业基本数据占比%股票家数(只)2250.03总市值(亿元)36,222.563.97流通市值(亿元)28,934.164.12相对指数表现%1M6M12M绝对表现-1.9%-0.4%-7.0%相对表现3.2%6.5%0.3%相关研究报告《环保及公用事业行业周报（2023年第32期）：日本启动核污水排海，A股关联细分梳理》2023-08-27《环保及公用事业行业周报（2023年第31期）：化债预期下环保公司获益几何？》2023-08-21《环保及公用事业行业周报（2023年第30期）：火电有“8月效应”吗？》2023-08-13-14%-8%-3%3%22/0822/1123/0123/0423/0623/082022-08-30~2023-08-29电力及公用事业沪深300华创证券研究所电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号投资主题报告亮点我们再次审视“双碳”，针对新型电力系统建设时出现的问题，从源网荷储及电力系统角度勾勒电改远景。“双碳”目标提出以来，我国电力系统发生了巨大的变化，风光装机迅猛发展，能源清洁化转型对源、网、荷、储及电力市场体系等各环节提出了新的要求。本篇报告我们重新审视“双碳”，思考当前源网荷储各环节及整体电力市场体系中出现的问题，研判各环节后续趋势发展，试图勾勒我国新型电力系统建设的远景。投资逻辑在新型电力系统构建过程中，我们认为有以下投资机会：1）火电方面，容量市场及辅助服务市场建设或带动火电运营商盈利改善，同时近年来限电事件使火电重要性进一步彰显，火电投资建设力度加大；另一方面，火电具备容量优势有望成为风光调峰的重要手段，灵活性改造或为未来发展方向。2）电网方面，大基地项目投产或加剧风光出力在时空上供需错配问题，电力外送需求提升或带来特高压产业链投资机会，同时风光大规模并网消纳对配电网扩容和智能化转型形成催化，或带来相应投资机会。3）负荷方面，用电结构变化及电气化发展致负荷端波动加大，需求响应作为成本较低的电力系统灵活性资源，传统需求响应及电动汽车车网协同、微电网、虚拟电厂等新型需求响应方式或迎来广阔的发展空间。4）储能方面，当前抽水蓄能是最为经济、应用最为广泛的储能手段，随着技术进步推动成本下降，锂离子电池、矾流电池等新型储能手段或具备良好的发展前景。ZXDWuNnQoNmNtNoNtOpQmN6McM9PsQmMsQoNeRrRvMlOnNnMbRrQpPMYmRqQMYmMqO电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号3目录引言.............................................................................................................................................6一、源：风光稳定不足问题渐显，火电退出或不可操之过急...........................................6（一）火电投资增速放缓，基荷电源重要性彰显.......................................................6（二）兼具保供及调峰双重作用，灵活性改造或为火电当前发展方向....................9二、网：风光消纳问题仍存，电网建设有待提速.............................................................10（一）风光并网规模较大，而电网投资相对滞后.....................................................10（二）电网建设或将提速，特高压及配电网投资有待加强.....................................13三、荷：用电需求波动加剧，需求侧响应或待完善.........................................................16（一）用电侧波动加大，系统灵活性需求提升.........................................................16（二）需求响应可调动荷端灵活性，响应策略日益丰富.........................................17四、储：储能调节手段多样，长期发展前景广阔.............................................................19五、电力系统远景该如何描绘？.........................................................................................221、深化建设全国统一电力市场体系.......................................................................222、辅助服务及容量市场相关机制或进一步完善...................................................233、电力系统参与主体或更加多元化.......................................................................254、电力价格体制或进一步理顺...............................................................................26六、投资建议.........................................................................................................................28七、风险提示.........................................................................................................................28电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号4图表目录图表12009-2022年电源基本建设投资同比增速和电网基本建设投资同比增速...........7图表22006-2022年各类电源新增装机量...........................................................................7图表32006-2022年电源装机及电力消费量同比增速.......................................................7图表42022年以来统调电厂煤炭库存量和可用天数........................................................8图表52010-2023年各类电源基本建设投资额累计同比增速（%）................................8图表62015-2023年各月火电累计装机情况.......................................................................9图表72019-2023年火电发电设备平均利用小时数...........................................................9图表82023年夏季厄尔尼诺现象发生概率........................................................................9图表9我国煤电机组调节能力和国际先进机组对比.......................................................10图表10东北地区部分试点机组改造情况.........................................................................10图表11新能源出力波动特征.............................................................................................11图表12三北地区各月用电量、风光发电量在全年占比.................................................11图表132022年我国分省份电力供需缺口........................................................................11图表14第一批风光大基地项目建设规模.........................................................................11图表15《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》项目规划（“十四五”时期）........................................................................................................12图表162022年我国各地风电利用率................................................................................12图表172022年我国各地光伏利用率................................................................................12图表182009-2022年电源基本建设投资同比增速和电网基本建设投资同比增速.......13图表19高压输电与特高压输电优势对比.........................................................................13图表20“十三五”期间分电压等级直流工程投资额..........................................................14图表21“十三五”期间分电压等级交流工程投资额..........................................................14图表22中国特高压输电产业结构示意图.........................................................................14图表23特高压直流输电产业投资结构图.........................................................................15图表24特高压交流输电产业投资结构图.........................................................................15图表25“十四五”较“十三五”两率一户要求变化..............................................................15图表262009-2020国家电网智能化投资规划...................................................................16图表27全社会用电结构及三产/城乡居民生活用电占比................................................16图表28某地不同电动汽车渗透率下系统总负荷曲线.....................................................17图表29某地不同电动汽车渗透率下系统负荷峰谷差.....................................................17图表30季节性尖峰电价实施情况.....................................................................................18图表31激励型需求响应分类特征.....................................................................................19图表32典型储能方式的功率、响应时间及应用方向.....................................................20电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号5图表33储能电站度电成本公式.........................................................................................20图表34主要储能电站的投资比较.....................................................................................21图表352000-2022中国电力储能市场累计装机规模.......................................................21图表36未来5年中国新型储能累计投运装机规模预测（MW）..................................22图表37深化建设全国统一电力体系相关文件.................................................................22图表38省间交易电量累计值/交易所总交易电量累计值................................................23图表39电量交易中心省间交易电量.................................................................................23图表40辅助服务费用分摊机制变化.................................................................................24图表41新能源出力与火电出清电量及价格的关系.........................................................24图表422020、2040、2060火电机组利用率演变............................................................24图表43部分省份容量市场相关政策.................................................................................24图表44国内部分地区虚拟电厂调峰市场机制.................................................................25图表45新一轮电改以来需求侧响应相关部分政策梳理.................................................26图表46上网电价机制改革.................................................................................................26图表47重点省份现货市场建设回顾.................................................................................27电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号6引言双碳的“彼时”与“此时”“彼时”初窥新世界时满怀期待。20年“双碳”呼啸而至，我们在旧世界中满怀期待的勾勒能源转型的全新图景，由火电到风光，我们庆幸见证能源的变迁。从风电、光伏、核电到消纳篇，彼时的我们也用四篇新能源运营商工具书试图为大家呈现电源端的斗转星移，在消纳篇的最后用一幅未来电力系统的“终局之景”初窥能源变革的开篇，意在解构能源革命这一宏大的历史叙事。“此时”转身回头也似有落寞。当我们再转身回望两年前所展望的远景时，发现似乎有些方向与我们最开始所料想的有所偏离，诸多问题也困扰着我们。例如各类型电源的投资如何平衡？困扰新能源的消纳问题该如何解？电力体制如何构建才能更好的服务于新型电力体系？诸多问题仍然没有明确的答案。两年之后，如何再次审视“双碳”成为了一个我们极力想去为市场解答的问题。双碳的“问题”与“答案”一个困扰市场的问题：能源转型的整体框架怎么构建？新型电力系统、能源革命、电改……诸多宏大的概念或有所交叉而又或相对平行，而每个宏观的概念背后又会延伸出无数的细分径流。我们留意到市场有诸多在某一细分领域的精彩研究，但却少有在全局视角上的体系构建。我们想为大家带来什么：更全局的视角，更清晰的图谱。本篇将是我们电改系列的第一篇，从顶层框架开始，试图去构建一张较为清晰的电改图谱。本篇我们从“一度电的旅程”的视角，从发站（发电侧）到旅程（电网侧）到终点（用户侧），再结合服务于源网荷的“储能”及“电力体系”，从五个维度描述未来新型电力系统的远景。而在后续的系列报告中，我们会单独从五个维度分别出发，在厘清“主干”的基础上进一步为电改图谱“添枝增叶”。同时，历史的列车呼啸而过，彼时我们是摸着别人的“石头”过河，但此时我们或也要成为别人的“石头”。在后续的系列报告中，我们也会穿插与欧美能源转型的国际对比，一方面看有哪些石头可以为我所用，另一方面也去发掘“中国特色”的新石头、新方法。一、源：风光稳定不足问题渐显，火电退出或不可操之过急（一）火电投资增速放缓，基荷电源重要性彰显低碳转型叠加产能过剩，“十三五”期间传统火电投资显著下滑。2014-2015年常规火电项目审批权逐步从国家能源局、国家发改委及国家环保部陆续下发至各省级机构，火电项目获得批复数量大幅提升。随着大批燃煤电厂获准开工，“十三五”开局火电产能逐渐过剩。同时在能耗双控、风光平价上网和双碳目标等政策因素的影响下，“十三五”风光发展较快，火电建设的重要性似乎有所“淡化”，火电投资增速相对停滞。燃煤电厂的建设周期一般为2年，“十三五”期间火电行业投资疲软导致近年来火电装机增速不断下滑。2022年，我国各类电源新增装机量为1.86亿千瓦，其中火电新增装机仅占比18.8%；2022年各类电源装机同比增速为8%，全社会电力消费量同比增速为4%，而火电装机同比增电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号7速仅为3%，火电在整体电源结构占比不断下滑，对社会用电需求的支撑作用亦有所减弱。图表12009-2022年电源基本建设投资同比增速和电网基本建设投资同比增速资料来源：Wind，华创证券图表22006-2022年各类电源新增装机量图表32006-2022年电源装机及电力消费量同比增速资料来源：Wind，国家统计局，华创证券资料来源：Wind，国家统计局，华创证券然而，近年迎峰度夏限电事件或昭示火电在电力系统的地位不可或缺。火电具有稳定可靠的优势，是电力保供的重要“压舱石”。近些年来火电装机增速低于全社会用电增速，风光在电源结构中占比不断提升。然而风光出力波动性较大，难以提供足够的可控电量，在用电负荷大幅提升的情况下，火电投资乏力的问题逐步显现。2021-2022年迎峰度夏期间，受高温、降水量不足等因素影响，我国多地出现了缺电现象。尤其在2022年，高温叠加四川来水偏枯，迎峰度夏期间水电出力不足，火电需求大幅提升，多地启动有序用电措施。值得一提的是，2022年迎峰度夏期间，统调电厂的煤炭库存均位于20天以上，或说明在用电负荷大幅提升、水风光等可控性较差的电源出力不济的情况下，2022年限电更多受火电出力能力的制约。限电事件频发或彰显火电在电力系统中的重要地位，能源结构转型的同时，基荷电源的合理规划仍不可忽视。-100-500501001502002502010-072010-112011-032011-072011-112012-032012-072012-112013-032013-072013-112014-032014-072014-112015-032015-072015-112016-032016-072016-112017-032017-072017-112018-032018-072018-112019-032019-072019-112020-032020-072020-112021-032021-072021-112022-032022-072022-112023-03%中国:电源基本建设投资完成额:累计同比中国:电源基本建设投资完成额:火电:累计同比中国:电源基本建设投资完成额:风电:累计同比2020.09双碳目标提出2019.01国家发改委、能源局对风光平价上网作出部署2014.01-2015.03常规煤电项目的各项审批权下放至省级机构05,00010,00015,00020,00025,00020062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022万千瓦火电水电核电风电太阳能发电0%5%10%15%20%25%20062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022总装机火电电力消费量电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号8图表42022年以来统调电厂煤炭库存量和可用天数资料来源：Wind，华创证券火电保供角色被重新审视，建设投资再次升温。近两年，火电在电力保供中的作用被重新加以重视。2021下半年以来，火电基本建设投资增速再次回升。同年12月，中央经济工作会议指出，“实现碳达峰碳中和是推动高质量发展的内在要求，要坚定不移推进，但不可能毕其功于一役”,“传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上”。2022年迎峰度夏期间再度上演限电事件后，9月国家发改委提出2022-2023年火电将新开工1.65亿千瓦，进一步凸显了火电在电力体系的重要地位及国家保障电力安全稳定供应的决心。图表52010-2023年各类电源基本建设投资额累计同比增速（%）资料来源：Wind，华创证券火电机组有一定建设周期，当前利用小时数仍在相对高位。火电机组平均建设周期约为2年，2021年初火电建设投资增速回升带来的装机增量目前已有所兑现。然而，我们观察到当前火电发电设备平均利用小时数仍位于相对高位。我们认为，火电利用小时数高企可能与上半年水电出力不济有关，同时防疫政策优化带动全社会用电需求提升（2023上半年全社会用电量同比增速达5%）或亦有催化。0510152025303505,00010,00015,00020,00025,0002022-012022-022022-022022-032022-042022-042022-052022-062022-062022-072022-082022-082022-092022-102022-112022-112022-122023-012023-012023-022023-032023-032023-042023-052023-052023-06统调电厂煤炭库存量（万吨）统调电厂煤炭库存可用天数（右，天）-100-500501001502002502010-072010-112011-032011-072011-112012-032012-072012-112013-032013-072013-112014-032014-072014-112015-032015-072015-112016-032016-072016-112017-032017-072017-112018-032018-072018-112019-032019-072019-112020-032020-072020-112021-032021-072021-112022-032022-072022-112023-03%中国:电源基本建设投资完成额:累计同比中国:电源基本建设投资完成额:火电:累计同比中国:电源基本建设投资完成额:风电:累计同比2020.09双碳目标提出2021.12中央经济会议提出正确认识和把握双碳，不可能毕其功于一役2019.01国家发改委、能源局对风光平价上网作出部署2014.01-2015.03常规煤电项目的各项审批权下放至省级机构2022.09国家发改委提出今明两年火电新开工1.65亿千瓦电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号9图表62015-2023年各月火电累计装机情况图表72019-2023年火电发电设备平均利用小时数资料来源：同花顺，中国电力企业联合会，华创证券资料来源：同花顺，中国电力企业联合会，华创证券当前厄尔尼诺形成概率较大，或致未来几年出现高温风险。据世界气象组织预测，今年5-7月全球有60%的概率出现厄尔尼诺现象，6-8月这一比例将增加至70%，7-9月将增加至80%。而厄尔尼诺现象是东太平洋海水每隔数年就会异常升温的现象，或将会推动全球气温提升。此外，厄尔尼诺现象对全球气温的影响通常在其出现后一年内最为明显，即未来一年气温或有较大概率高于往年。若出现高温极端天气，考虑到水风光等新能源出力可控性较差，电力供需或仍有偏紧风险。图表82023年夏季厄尔尼诺现象发生概率资料来源：世界气象组织，华创证券（二）兼具保供及调峰双重作用，灵活性改造或为火电当前发展方向火电是当前电网调峰重要手段，灵活性较低造成其调峰能力掣肘。由于“富煤贫油少气”的资源特点，长期以来火电作为基荷电源支撑我国电力系统正常运转。当前储能技术尚未完善，储能成本仍有较大下降空间，面对风光装机的飞速发展，火电将是电力系统调节的主要手段。我国火电机组虽具有容量大的优势，但调节范围有限且启动时间长，灵活性较低或形成新能源消纳的掣肘。根据中国电力圆桌课题组研究数据，以深度调峰为例，我国纯凝气式机组最小稳定出力通常为额定功率的50%，热电联产机组供热工况下仅为额定功率的80%；而国际先进机组最小稳定出力可达到额定功率的20%，热电联产机组供热工况下可达到额定功率的40%。01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0002月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月万千瓦2015201620172018201920202021202220232002503003504004505003月4月5月6月7月8月9月10月11月12月小时2019202020212022202360%70%80%5-7月6-8月7-9月电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号10图表9我国煤电机组调节能力和国际先进机组对比灵活性参数单位我国煤电已建机组国际先进水平已建机组最小出力%Pn50(80)20(40)爬坡速率%Pn/min1-24-5热态启动时间h3-51.5-2.5冷态启动时间h10<0.1资料来源：中国电力圆桌项目课题组《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，华创证券注：括号外为常规机组参数，括号内为热电联产机组参数火电灵活性改造技术较为成熟，火电改造或为当前发展方向。根据中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》数据显示，截至2019年年底我国在运煤电机组一般最小出力为50%～60%，冬季供热期仅能低至75%～85%，而经过灵活性改造的试点纯凝机组最小技术出力可低至30%～35%额定容量，部分机组最低可至20%～25%，达到国际先进水平。热电联产机组灵活性改造手段较为丰富，主要通过改进热水蓄热调峰技术，固体电蓄热锅炉调峰技术，电极锅炉调峰技术等，试点机组在灵活性改造后最小技术出力可达到40%～50%额定容量，且能够达到环保要求。图表10东北地区部分试点机组改造情况电厂名称地区装机容量（MW）改造后最低出力/%改造方案燕山湖发电厂辽宁1x60050增加换热器白城发电厂吉林2x60045直热式电锅炉京科热电厂蒙东1x33036蓄热罐丹东金山热电厂辽宁2x30030蓄热式电锅炉长春热电厂吉林2x3508.6蓄热式电锅炉大连庄河发电厂辽宁2x60030控制系统改造资料来源：潘尔生等《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》，华创证券二、网：风光消纳问题仍存，电网建设有待提速（一）风光并网规模较大，而电网投资相对滞后风光的大量并网对电力系统的消纳能力提出了更高的挑战，一方面源于发电与用电在时间上的错配。从日内电力平衡角度来看，光伏出力高峰时段在中午，夜间没有出力，因此在早晚用电高峰期间，光伏发电支撑能力有限；而风电主要在傍晚及夜间出力，白天出力相对较少。从月度电力平衡角度来看，华北、东北及西北等地用电高峰为夏冬两季，而春夏为风电出力高峰，夏秋为光伏出力高峰，风光出力的季节性虽在一定程度上有所互补，但月度电量分布和负荷需求仍存在不匹配的问题。电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号11图表11新能源出力波动特征图表12三北地区各月用电量、风光发电量在全年占比资料来源：李明节等《新能源电力系统电力电量平衡问题研究》资料来源：李明节等《新能源电力系统电力电量平衡问题研究》另一方面消纳问题来自我国产用电的反地域特征。我国发电端和负荷端在地域分布上亦具有不均衡的特点。西北及西南地区风光和水电资源丰富，电力需求相对较小，具有一定的用电裕度；而华北、华东及华南地区用电需求较大，是用电缺口的主要集中地，因此我国的电力流转总体呈西电东送的特点。为利用好我国的风光清洁资源，推进能源低碳环保转型，2021年起，我国政府提出并积极推进风光大基地建设，以沙漠、戈壁和荒漠地区为重点，先后出台了多批风电、光伏基地建设项目清单，其中第1批风光大基地项目总体建设规模为97.05GW，截至2023年1季度已全部开工，部分建成投产。2022年初国家发展改革委、国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》。该方案以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林等沙漠及戈壁地区为重点，综合考虑采煤沉陷区，规划建设总规模约455GW的大型风电光伏基地，其中"十四五"时期规划总装机约200GW，包括外送150GW、自用50GW；“十五五"时期规划总装机约255GW，包括外送165GW、本地自用90GW。风光大基地项目多位于用电裕度较大的西部地区，对电力系统的消纳能力提出更高的要求，尤其是第2批风光大基地项目规划了315GW的外送规模，加大了电网的外送压力。图表132022年我国分省份电力供需缺口图表14第一批风光大基地项目建设规模资料来源：同花顺，国家统计局，华创证券资料来源：国家发改委、国家能源局《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，转引自北极星太阳能光伏网，华创证券-2,000-1,500-1,000-50005001,0001,5002,0002,5003,000广东浙江山东江苏北京上海河北河南湖南重庆辽宁江西天津广西海南西藏青海黑龙江福建吉林安徽甘肃湖北陕西贵州宁夏新疆四川山西云南内蒙古亿千瓦时20.212.510.98.557.365.44.13332.82.7221.41.210510152025内蒙古陕西青海甘肃吉林广西新疆辽宁宁夏河北贵州黑龙江云南山西山东四川安徽湖南GW电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号12图表15《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》项目规划（“十四五”时期）地区规划建设规模（GW）规划输电通道库布奇本地15新建省内通道外送24存量蒙西至天津南外送通道、新建蒙西至京津冀外送通道、新建蒙西外送通道乌兰布和本地10新建省内通道外送11新建蒙西外送通道腾格里本地12新建省内通道外送33新建宁夏至湖南外送通道、新建贺兰山至中东部外送通道、新建河西至浙江外送通道巴丹吉林本地12新建省内通道外送11新建酒泉至中东部外送通道采煤沦陷区外送37存量陕北至湖北外送通道、存量宁夏至浙江外送通道、存量上海庙至山东外送通道、存量府谷、锦界电厂点对网外送通道、新建陕北至安徽外送通道、新建陕西至河南外送通道、新建大同-怀素-天津北-天津南外送通道其他35资料来源：国家发改委、国家能源局《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，转引自每日风电，华创证券当前我国总体风光利用率尚可，但部分省份存在明显弃风或弃光问题。根据全国新能源消纳检测预警中心数据，2022年我国风电利用率为96.8%，光伏利用率为98.3%，整体的风光利用率虽保持在较高的水平，但诸如内蒙古、青海、甘肃等风电大省仍存在明显的弃风及弃光问题，部分地区风电/光伏利用率仅有90%的水平。随着风光大基地项目的新增装机在未来几年逐渐兑现，上述地区弃风弃光问题或将日益凸显。图表162022年我国各地风电利用率图表172022年我国各地光伏利用率资料来源：全国新能源消纳检测预警中心，华创证券资料来源：全国新能源消纳检测预警中心，华创证券近些年来电网建设滞后于电源建设，或对风光消纳能力形成制约。2019年以来，风光装机需求加大带动电源基本建设投资额快速增长，而与新能源消纳相关的电网基建投资却有所停滞。“十四五”期间，国家电网规划投资2.4万亿元，南方电网规划投资0.67万亿元，相较于“十三五”期间电网建设投资同比增速约为19%，而“十三五”电网建设投资额相较于“十二五”期间同比增速接近30%。相较于风光投资的高增速，电网建设投资节奏相对缓慢。84%86%88%90%92%94%96%98%100%北京天津上海江苏浙江安徽福建湖北重庆四川西藏广西海南江西广东云南贵州辽宁宁夏山西黑龙江河南山东湖南陕西河北新疆吉林甘肃蒙西青海蒙东60%65%70%75%80%85%90%95%100%北京天津上海江苏浙江安徽福建江西湖北湖南重庆四川广东广西海南山西河南云南贵州辽宁黑龙江蒙东山东吉林甘肃河北陕西蒙西宁夏新疆青海西藏电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号13图表182009-2022年电源基本建设投资同比增速和电网基本建设投资同比增速资料来源：Wind，华创证券（二）电网建设或将提速，特高压及配电网投资有待加强新型电力系统之下，电网建设有待提速。我们认为当前电网投资有以下2条主线：1）加强特高压投资以提高西部地区风光发电外送能力；2）加强配电网（尤其是农网）投资改善风光并网消纳问题。投资主线1：特高压建设或是解决西北风光消纳问题的重要途径。特高压输电是指交流1000千伏、直流±800千伏及以上的输电技术。相较于传统高压传输，特高压输电具有输送容量大、覆盖范围广、输送距离远、线路损耗低等特性，更能支撑跨区输电需求加大下的供电压力。“十三五”期间我国特高压直流投资额达到2463亿元，特高压交流投资额接近1000亿元。据国家电网公司规划，“十四五”期间特高压交直流总投资预计达3002亿元，新增特高压直流线路1.72万公里，新增特高压交流线路1.26万公里。伴随风光基地建成后清洁能源消纳需求大幅提升，预计十四五期间我国特高压建设投资将保持稳健。图表19高压输电与特高压输电优势对比技术指标高压直流特高压直流对比优势电压等级±300kV、±500kV、±600kV±800kV输电容量300-400万kw800万kw特高压直流输电采用4000安培晶闸管阀，输电容量是传统高压直流输电的2-2.6倍输电距离＜1000km＞2500km传统高压输电线路距离小于1000公里，特高压经济输电距离可以达到2500公里甚至更远输电损耗4.7%-6.9%/km2.8%/km在导线总截面、输送容量均相同的情况下，土800kV直流线路的电阻损耗是500kV直流线路的40%，是士600kV级直流线路的60%，提高输电效率单位造价2.16元/km.w1.56元/km.w对于传输距离超过2000公里的超大容量输电需求士800kV直流输电方案的单位输送容量综合造价约为土500kV直流输电方案的72%，节省工程投资效益显著单位走廊宽度传输容量6.5万kw/m8.4万kw/m+800kV直流线路单位走廊宽度输送容量是士500kV方案的1.3倍，提高输电走廊利用效率，节省宝贵的土地资源资料来源：赛迪顾问，华创证券-30%-20%-10%0%10%20%30%40%20092010201120122013201420152016201720182019202020212022中国:电源基本建设投资完成额:同比增速中国:电网基本建设投资完成额:同比增速电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号14图表20“十三五”期间分电压等级直流工程投资额图表21“十三五”期间分电压等级交流工程投资额资料来源：中国电力企业联合会《中国电力统计年鉴》，华创证券资料来源：中国电力企业联合会《中国电力统计年鉴》，华创证券稳健的特高压建设有望带动配套产业投资机会。据赛迪顾问整理，特高压直流线路一般由“点对点”单向传输的换流站构成，通过特高压线缆和铁塔完成换流站间输送线路建设，发电侧产生的交流电会通过换流阀形成直流电输送，而接收端直流电经逆变器变为交流电。除特高压线缆和铁塔外，特高压工程涉及的核心设备基本已实现自主生产，其中换流变压器、换流阀、GIS组合电器设备等在特高压直流核心设备中投资占比较高。特高压交流是由多个变电站点构成，输送线路多为双回路双向传输，和直流线路相同，也是通过特高压架空线路及铁塔完成变电站点间线路架设。但特高压交流不涉及环流，仅需变压器升压，特高压交流核心设备中投资占比较高的部分为GIS组合电器设备、变压器和电抗器。在新型电力系统建设过程中，随着西电东送需求的提升，特高压配套设施市场需求或将保持显著。赛迪顾问预测，2025年，中国特高压产业与其带动产业整体投资规模将达5870亿元，相较于2020年复合增速将达13.2%。图表22中国特高压输电产业结构示意图资料来源：赛迪顾问02004006008001,00020162017201820192020亿元特高压±660千伏±500千伏±400千伏05001000150020002500300020162017201820192020亿元特高压750千伏500千伏330千伏220千伏110千伏(含66千伏)电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号15图表23特高压直流输电产业投资结构图图表24特高压交流输电产业投资结构图资料来源：赛迪顾问，华创证券资料来源：赛迪顾问，华创证券投资主线2：加强配电网（尤其是农网）建设改善风光并网消纳问题。配电网指从输电网或地区发电厂接受电能，通过配电设施就地分配或按电压逐级分配给各类用户的电力网，由架空线路、电缆、杆塔、配电变压器、隔离开关、无功补偿器等设施组成，在电网中起到电能的分配作用。随着风光分布式电源大量接入配电网络，系统波动性及不稳定性加大，节点电压、电能质量等物理特性将发生一定程度的改变。尤其是农村配电网络，由原有放射状无源网变为具有大量分布式电源的有源网，一方面区域负荷和风光出力特性不匹配造成消纳困难，导致农村电网需提升或新增变电容量；另一方面分布式电源的大量接入可能导致电能质量下降、谐波污染加剧等问题，并影响配电自动化和继电保护动作可能造成电网事故风险。“十四五”期间，我国对农村电网户均配变容量、供电可靠率等指标提出了更高的要求，变压器的扩容或为当前配电网投资的方向之一。图表25“十四五”较“十三五”两率一户要求变化农村电网供电可靠率综合电压合格率户均配变容量（千伏安）十三五99.80%97.90%2十四五东部99.94%99.90%3.5中西部、东北部99.85%99.20%2.3资料来源：国家发改委《关于“十三五”期间实施新一轮农村电网改造升级工程的意见》，国家发改委、国家能源局、国家乡村振兴局《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》，华创证券另一方面，风光并网消纳致电网承载压力加大，或对电网智能化转型形成催化。分布式电源大量接入配电网络后，电力系统波动及不稳定性加大，节点电压、电能质量及潮流分布的变化带动配电网监测控制需求提升，从而对电网智能化转型形成催化。配电网智能化即对配电网进行各种状态下的监测控制，利用电力生产及服务过程中产生的大量信息，对电网实施智能化管理，维系电力系统的安全稳定。在配电网智能化建设的过程中，一二次融合装备将改变传统配电网DTU、FTU、TTU等设备的形态和功能。根据国家电网发布的《国家电网智能化规划总报告》，“十三五”末我国电网投资中配电智能化投资占智能化投资比重达26%，占电网总投资比重占3.3%，且总体呈上升趋势。“十四五”期间，在电网投资力度加大及风光并网对电网智能化转型催化因素的影响下，配电网智能化转型空间广阔。特高压铁塔,26.30%特高压线缆,2.20%基础土建,46.90%换流阀,27.10%换流变压器,50.00%直流控制保护系统,4.80%GIS组合电器设备,11.70%直流断路器,1.60%直流电抗器,2.40%直流电容器,0.80%直流避雷器,1.60%特高压直流核心设备,24.60%特高压铁塔,31.80%特高压电缆,3%基础土建,43.10%GIS组合电器设备,57.90%变压器,21.30%电抗器,14.90%电容器,1.80%断路器,1.80%互感器,0.50%避雷器,1.80%特高压交流核心设备,22.1%电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号16图表262009-2020国家电网智能化投资规划资料来源：国家电网，华创证券三、荷：用电需求波动加剧，需求侧响应或待完善（一）用电侧波动加大，系统灵活性需求提升三产/城乡居民生活用电占比持续提升，负荷在时间尺度的波动性或不断扩大。随着经济社会的不断发展，消费及服务业在社会生活中扮演的角色愈加重要，第三产业和城乡居民生活用电在全社会用电结构的占比逐年提升。相较于工业用电，第三产业及城乡居民生活用电在时间尺度上具有更强的波动性，一方面夜间用电需求较低、早晚高峰用电需求明显，这导致日内尺度峰谷差扩大；另一方面夏季制冷和冬季取暖需求明显，这导致用电负荷在季节尺度波动性加大。图表27全社会用电结构及三产/城乡居民生活用电占比资料来源：Wind，华创证券电气化的发展亦可能造成负荷“峰值更高”的问题。在碳达峰碳中和的推进过程中，我国电气化发展水平不断提高，电能在终端能源消费占比持续扩大。电气化的发展在推动能源清洁低碳转型的同时，也可能导致用户侧负荷波动加剧这一问题。以电动汽车为例，作为交通部门重要的电气化手段，电动汽车集中充电时刻为19：00-21：00，这也是电力系统用电的晚高峰时期，电动汽车渗透率的提升可能进一步拉高电力系统用电需求的峰值，导致电网负荷波动加剧。0%5%10%15%20%25%30%02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,0002009-20102011-20152016-2020亿元总投资智能化投资配电智能化投资智能化投资/总投资（右）配电智能化投资/智能化投资（右）20%22%24%26%28%30%32%34%020,00040,00060,00080,000100,0002010201120122013201420152016201720182019202020212022亿千瓦时第一产业用电量第二产业用电量第三产业用电量城乡居民生活用电量第三产业及城乡居民生活用电占比（右）电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号17图表28某地不同电动汽车渗透率下系统总负荷曲线图表29某地不同电动汽车渗透率下系统负荷峰谷差资料来源：田爱娜《电动汽车和空调负荷对电网电压稳定的影响及调控方法研究》资料来源：田爱娜《电动汽车和空调负荷对电网电压稳定的影响及调控方法研究》，华创证券负荷波动加剧对电力系统灵活性要求提升，而当前灵活性提升或面临机制和资源的双重问题。在机制方面，我国现货市场和辅助服务市场尚未全面铺开，且相关制度及定价机制不够成熟，电力终端用户无法及时根据价格信号调节需求，负荷侧的灵活性无法充分发挥作用。在资源方面，我国现有煤电机组调节范围有限、启动时间长且速率较慢，大规模灵活性改造尚需时间，而其他储能技术规模较小或仍处于发展的早期阶段，尚无法满足大范围调峰调频的需求。（二）需求响应可调动荷端灵活性，响应策略日益丰富电网灵活性提升需要挖掘需求侧广阔的负荷资源。需求侧管理将用电负荷作为一种可调节资源，通过负荷的转移或节约，帮助电力系统消纳。需求侧工业负荷基数较大，缓解电网与工业企业的用电矛盾，将大幅度降低电力系统的调峰压力。而居民负荷由于随机性较强且空间分布过于分散，且缺少完整的实时电价清算机制，可实现的需求侧响应负载相对有限。需求响应利用价格或补贴手段引导用电端参与电力调节。随着电力系统的改革和电力市场化的不断推进，对需求侧资源的调度也从以有序用电为主的行政管理模式，转变为以需求响应为特征的市场调节机制。依靠经济机制而非强制性手段，需求响应通过分时电价等价格信号或激励补贴，改变用户固有的习惯用电模式，用户主动完成错峰、避峰，实现电力系统从“源随荷变”到“源荷互动”转变。简单来说，就是用户通过主动减少或增加用电负荷，既能获得经济效益，又能提升电网可再生能源消纳水平和电力系统平衡能力。依照用户不同响应方式可将需求响应分为价格型需求响应和激励型需求响应。价格型需求响应主要基于用户的自主选择。行政部门通过合理制定电价，引导用电端根据动态电价水平调整不同时段电力需求，从而实现电力系统的供需平衡。根据电力市场不同发展阶段，价格型需求响应可分为尖峰电价、分时电价和实时电价三类。实时电价建立在高度发展的电力现货市场的基础上，每小时或更短时间内就会更新一次电价，用户通过安装电价监测与反应设备，对电价调整做出实时反应。由于人工监测的成本过高，实时电价模式的推进还依赖于人工智能、智能仪表的发展，目前难以充分发挥价格信号的调节作用。分时电价基础上附加尖峰电价是目前我国应用最广的机制。我国电力市场建设正处于从初级到过渡阶段转变的时期，电价机制需要考虑现实技术可行性和经济合理性。尖峰电价根据各地前两年电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段，选01002003004005006007008009001,0007,6007,8008,0008,2008,4008,6008,8009,0009,2009,400EV渗透率10%EV渗透率20%初始负荷峰谷差（MW）EV接入后峰谷差（MW）峰谷差差值（MW）电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号18取一天内几小时或一个月内几天的用电高峰期设置高额电价，指导用户在高峰期减少用电需求。分时电价变动的频率低于实时电价，通过将一天24小时按照负荷曲线的高峰低谷分为峰、平、谷三种时段，鼓励用户多用低价谷电、避免高峰高价用电，以达到削峰填谷的目的。图表30季节性尖峰电价实施情况省份用电分类尖峰电价/高峰电价(元/kWh)尖峰电价比高峰电价增幅（分/kWh）执行时段广东（珠三角五市）单一制1.234.57-9月，以及其他月份广州日最高气温达到35℃及以上的高温天，执行时段为每天11:00-12:00、15:00-17:00。两部制1.230.3广东（惠州市）单一制1.232.3两部制1.229.2山东省单一制1.114.3冬季16:00-19:00；春季18:00-20:00；夏季18:00-22:00；秋季17:00-19:00两部制1.114.3山西省两部制1.111.47-8、12-次年1月18:00-20:00北京市单一制1.17.37-8月11:00-13:00,16:00-17:00两部制1.16.4浙江省单一制1.347.3两部制1.343.5上海市两部制1.231.87-8月12:00-14:00；12-次年1月19:00-21:00重庆市单一制1.223.77-8月12:00-14:00两部制1.221.9四川省两部制1.216.97-8月15:00-17:00黑龙江省单一制1.221.67-9月、11-次年1月16:30-18:30两部制1.217.5辽宁省单一制1.224.017:00-19:00两部制1.220.1吉林省单一制1.222.01-2月、7-8月、11-12月16:00-18:00两部制1.218.8内蒙古单一制1.18.66-8月18:00-21:00两部制1.28.6江西省单一制1.219.81、12月17:00-19:00，7、9月20:00-22:00，其他季节16:00-22:00两部制1.219.4湖南省单一制1.225.81、7、8、9、12月18:00-22:00两部制1.223.7资料来源：各地电网，转引自北极星售电网，华创证券注：选取2023年7月各省工商业1-10kv电价情况激励型需求响应种类丰富，用户可获得直接经济效益。激励型需求响应是指为避免电力系统发生紧急状况，电力部门对电力用户负荷进行直接或间接的控制，并对参与响应的用户给予可观的补偿，主要包括直接负荷控制、可中断负荷控制、紧急需求响应、需求侧竞价等。参与激励型需求响应的用户需要同电力部门签订系统高峰时期配合调整负荷电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号19的合同，并在其中明确参与响应的用户降低的负荷与经济激励之间的量化公式，以及用户没有承担合同中相应调峰义务对项目实施的赔偿等。图表31激励型需求响应分类特征直接负荷控制可中断负荷控制紧急需求响应需求侧竞价方案特点供电公司远程操作，但操作的电器和次数有限制需要经用户同意方可控制设备开关，签订合同规定相应奖励和惩罚。电力系统稳定性受到威胁时，供电方为用户减少负荷而提供补偿，用户则自愿选择参与或放弃。用户侧改变用电模式，通过投标竞价来从实际调用量中获利。资料来源：刘梦晨《考虑新能源消纳对峰谷分时电价的影响》，华创证券在传统需求侧管理的基础上，虚拟电厂及微电网的发展或可实现需求侧灵活性的有效挖掘。虚拟电厂可以整合不同空间的分布式电源、储能电池和电动汽车等资源，进行统一管理和调度，为系统提供调峰及消纳等功能。以电动汽车车网协同技术为例，电动汽车兼具充放电特性，具有调节负荷及储能的潜能。电动汽车车网协同发展包括有序充电和车网互动两种模式。在有序充电时，电动汽车在负荷低谷时段充电，起到平滑负荷波动的作用；在车网互动时，电动汽车可以在峰时放电、谷时充电，起到储能的作用。微电网是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统。在正常运行时，微电网可提高系统灵活性；在出现问题时，微电网能以供电的方式提升系统的抗风险能力。并网后，微电网可作为小型智能电荷快速响应，为电力系统提供短时间内的灵活性。四、储：储能调节手段多样，长期发展前景广阔储能即能量的存储，按照能量的转化机制不同，可分为机械储能(抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能)、电化学储能(锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池和液流电池等)和电磁储能(超级电容器、超导储能)。各类储能技术具有不同的性能特点。综合来看，抽水蓄能是目前应用最为成熟的储能技术，具有规模大、寿命长、安全性高、经济性明显的优势；电化学储能已进入商业化阶段，发展速度快，反应灵活；压缩空气虽然技术成熟，但转换效率低；电磁储能仍处于开发阶段，具有一定的发展潜力。现阶段来看，抽水蓄能和电化学储能是电源侧储能的主要路径。抽水蓄能是以水为储能介质的储能技术，通过电能与势能的相互转化，实现电能的储存。抽水蓄能电站主要是利用电力系统过剩的电力将水从地势低的下水库抽到地势高的上水库储存，在电力系统电力不足时放水回流到下水库推动水轮机发电机发电。抽水蓄能电站具有技术成熟、寿命长、规模大、启停迅速的优势，是当前应用最为广泛的储能技术。同时，抽水蓄能也有一定不足：1）电站选址难，抽水蓄能电站要求上下水库的距离较近，且有一定的高度差，十分依赖地理条件。2）建设周期长，初期投资大，投资回报周期通常30年以上。电化学储能以化学元素为介质，将电能转化成化学能储存起来，在需要的时候，再通过化学反应将化学能转换为电能使用。当前比较常见的电化学储能技术有锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池和液流电池，锂离子电池是目前电化学储能最可行的技术路线。锂离子电池能量密度相对较高、续航能力强，尤其是磷酸铁锂离子电池表现更为突出，相较于效率低的液流电池，优势明显；锂离子电池循环寿命长，是铅酸电池平均使用寿命的三倍以上；锂离子电池工作温度范围宽，较环境温度要求高的液流电池更适宜不同环境电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号20的储能场景。此外，锂离子电池清洁无污染，不含铅、汞等有毒物质，不会造成环境污染。综合来看，锂离子电池相比其他电化学储能技术表现更好，更适合在不同储能场景的大规模应用。图表32典型储能方式的功率、响应时间及应用方向储能类型额定功率响应时间应用方向机械储能抽水蓄能电站10-500万千瓦10-40分钟日负荷调节、频率控制和系统备用压缩空气储能10-30万千瓦6-20小时调峰发电厂、系统备用飞轮储能5-1500千瓦15秒-1分钟调峰、频率控制、UPS、电能质量调节、输配电系统稳定性微压缩空气储能1-5万千瓦1-4小时调峰电磁储能超导储能10-1000千瓦1-5分钟UPS、电能质量调节、输配电系统稳定性超级电容器1-10千瓦<1分钟电能质量调节、与柔性输配电技术相结合电化学储能铅酸电池1-50000千瓦<1分钟电能质量控制、系统备用电源、黑启动、UPS/EPS先进电池（如锂）1-10000千瓦<1分钟平滑负荷、备用电源液流电池（如ZnBr）10-100千瓦1-2分钟分布式新能源系统稳定性、用户侧平滑负荷，备用电源资料来源：中国电力圆桌项目课题组《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，华创证券从收入端来看，储能的盈利模式尚不成熟。在现有商业模式背景下，储能主要依附于电力系统间接获得盈利，如减少风光弃电量、参与调峰调频等电力辅助服务、利用峰谷电价差套利等。在收入不明确的背景下，成本成为促进储能产业发展的最重要参数。储能成本也成为了储能技术经济性研究的重要一环。从成本端来看，我们可以利用平准化度电成本（LCOE）来衡量储能电站的经济成本。储能电站的度电成本由全寿命周期成本（投资成本和运维成本）和电站年发电量共同决定。而电站发电量为储能电站装机容量、利用小时数、转换效率的乘积。图表33储能电站度电成本公式资料来源：华创证券依据《基于全寿命周期成本的储能成本分析》中的测算，假定以目前较为成熟的抽水蓄能电站为基准，储能装机按1200MW，储能时长按6小时；计算中电池使用寿命按储能放电深度80%情况下，一年循环300次，液流电池循环次数12000次，以20年计算。我们电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号21可以利用各种储能电站参数和成本数据测算得到抽水蓄能及电化学储能电站在不同利用小时数下的年发电量和度电成本。图表34主要储能电站的投资比较项目抽水蓄能铅酸电池钠硫电池液流电池锂离子电池投资等年值（亿元）6.7198.0088.1655.6721.33运维成本（亿元）1.650.432.522.880.72综合成本（亿元）8.3698.4390.6858.5522.05转换效率（%）7580857090资料来源：傅旭等《基于全寿命周期成本的储能成本分析》，华创证券抽水蓄能经济性最优，其次是锂电子电池。抽水蓄能度电成本显著低于电化学储能度电成本，其中电化学储能技术中，锂离子电池、液流电池、钠硫电池、铅酸电池度电成本依次增长。若电站储能利用小时数实现1000h，抽水蓄能电站度电成本仅需0.93元/kWh，不足锂离子电池度电成本的一半。随着利用小时数的提高，电化学储能降本空间巨大。总体来看，抽水蓄能电站的经济性优势突出，当前在储能市场装机占比最高。技术和利用小时数的改善有望推进电化学储能实现经济效益，锂电子电池将是接棒抽水蓄能电站的有力候补。图表352000-2022中国电力储能市场累计装机规模资料来源：CNESA全球储能项目库，华创证券政策叠加技术驱动，电化学储能有望迎来快速增长。2021年7月，国家发改委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，意见明确指出到2025年国内新型储能装机总规模达30GW以上。据CNESA数据，截至2022年底，全国已有24个省市明确了“十四五”新型储能建设目标，规模总计64.85GW；10个省市先后发布了新型储能示范项目清单，规模总计22.2GW，大部分项目将在1-2年内完工并网。此外，2021年10月，国家能源局发布《电化学储能电站并网调度协议（示范文本）（征求意见稿）》，电化学储能或将纳入输配电价，价格机制的理顺将为电化学储能的发展提供有力支撑。与此同时，电化学储能的内生技术驱动将打通电池的降本增效空间，进而推动电化学储能装机的规模性增长。据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模达59.8GW，其中新型储能累计装机规模达到13.1GW，功率规模年增长率达128%。此外，CNESA预测即使在保守情况下，未来5年我国新型储能累计投运装机规模复合增速可达49.30%，在理想情况下增速可达到60.29%。抽水蓄能,77.10%熔融盐储热,1.00%锂离子电池,94.00%铅蓄电池,3.10%液流电池,1.20%超级电容,0.10%压缩空气,1.50%飞轮储能,0.10%其它,0.00%新型储能,21.90%电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号22图表36未来5年中国新型储能累计投运装机规模预测（MW）资料来源：CNESA全球储能项目库五、电力系统远景该如何描绘？关于电力系统未来发展远景，我国将持续深化全国统一电力市场体系建设，提升电力系统稳定性和调节互济能力。同时，风光的大规模并网将导致消纳问题和系统裕度问题更加凸显，现货市场及辅助服务市场需持续完善以提高系统灵活性，容量市场亦有待加强以保障系统充裕度。随着越来越多的手段被应用在系统灵活性的调节过程中，电力系统的参与主体将更加丰富，我国应建立合理的市场机制推动多市场主体的协调互补、紧密衔接。此外，电力价格机制有待理顺，绿电、绿证等清洁能源市场化机制有待完善，以更好支撑电力系统绿色、低碳转型发展。1、深化建设全国统一电力市场体系2021年，中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。此后，国家能源局多次提及建设全国统一电力市场体系的目标。全国统一电力市场体系是指在时间和空间层面，建立全周期覆盖、多时序运营的跨省跨区、省（市、区）和区域紧密配合、有序衔接、规范运行、协调发展、高效运作的市场体系，实现统一市场框架、统一核心规则、统一运营平台、统一服务标准。图表37深化建设全国统一电力体系相关文件时间机构文件/会议2021年11月中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》2022年1月国家发展改革委、国家能源局发布《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》2023年4月国家能源局“权威部门话开局”系列主题新闻发布会上，国家能源局综合司司长、新闻发言人梁昌新表示，下一步，以适应新型能源体系、加快新型电力系统建设为导向，加快建设全国统一电力市场体系。2023年7月国家能源局2023年电力调度交易与市场秩序厂网联席会议上，提出国家能源局将全面加快建设全国统一电电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号23力市场体系，研究制定电力市场“1+N”基础规则制度，深化辅助服务市场机制。资料来源：国家发改委，国家能源局，华创证券全国统一电力市场体系或需完善省/区域电力市场建设并加大跨省跨区电力市场建设。当前省/区域电力市场相关体系制度仍有完善空间，跨省跨区电力市场交易规模占比较小，相关市场壁垒一定程度阻碍新能源发电的消纳。在省/区域电力市场建设层面，一方面要充分发挥中长期“压舱石”作用，积极引导市场主体足额、高比例签订中长期合同，另一方面要扩大现货市场范围，将需求侧响应、虚拟电厂等纳入电力市场主体。同时要推动能量市场和辅助服务市场、容量市场等衔接，省/区域市场和跨省区市场衔接等。在跨省跨区电力市场建设层面，一方面需建立清洁能源跨省区优先消纳机制，扩大市场化交易规模，另一方面要完善跨省跨区电力市场相关机制，如开展中长期交易分时段电力曲线交易，缩短交易周期，增加交易频次，优化分配输电通道资源，建立跨省区辅助服务共享机制或交易机制等。图表38省间交易电量累计值/交易所总交易电量累计值图表39电量交易中心省间交易电量资料来源：同花顺，华创证券资料来源：同花顺，中国电力企业联合会，华创证券2、辅助服务及容量市场相关机制或进一步完善风光的大规模装机带来的消纳问题要求电力系统具备更高的灵活性，辅助服务市场是提高系统灵活性的重要手段，容量市场是在风光不稳定性的背景下供电裕度的重要保障。辅助服务本质是为电力系统提供灵活性，当前发展方向是品种创新和费用分摊机制理顺。当前我国主要辅助服务品种包括调频和备用，调频指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式调整有功出力减少频率偏差提供的服务；备用则是针对系统出力的波动性，利用备用的可控机组保障系统短期供电充裕性。我们认为随着新能源装机的提升，系统转动惯量水平或有下降的趋势，我国可以探索转动惯量、灵活爬坡等新型辅助服务交易品种。其次，我们认为辅助服务费用分摊机制有待进一步完善，理想的机制或需引导辅助服务费用向用户侧疏导。当前部分地区辅助服务市场仍是发电侧的零和博弈，卖方通过竞价提供服务，部分机组得到补偿，部分机组分摊成本。辅助服务本质是调节负荷波动性对系统造成的干扰，理应向用户侧疏导。6%7%8%9%10%11%12%15%17%19%21%23%25%2022-012022-022022-032022-042022-052022-062022-072022-082022-092022-102022-112022-122023-012023-022023-032023-042023-05北京电力交易中心广州电力交易中心（右）02004006008001,0001,2001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月亿千瓦时202120222023电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号24图表40辅助服务费用分摊机制变化资料来源：华创证券容量市场的本质是保障电力系统的长期充裕性，有效的机制应满足传统机组对收益的合理预期。长期来看，新能源装机的大幅提升或对传统机组形成量及收益率上的双重冲击。一方面，用电需求或被占比越来越高的新能源机组满足；另一方面，新能源发电的边际成本较低，能量市场价格存下降趋势，传统机组边际成本相对较高，新能源大量装机可能导致传统机组收益率下滑。而诸如火电之类传统机组可控性较高，当前阶段对维持系统裕度必不可少，因此有效的容量补偿及容量市场机制是促进传统机组投资，维持系统裕度的有效手段。当前我国容量补偿机制尚未完全铺开，仅在山东、云南等少数省份运行，运行方式一般为自用户侧收取一定容量电费，按月综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素，给予各类机组容量补偿。未来容量补偿机制或全面推开，以使传统机组在容量市场获得相应的公允收益，同时应以市场化机制评估负荷侧有效容量，调节容量价格，引导发电企业投资及运营。图表41新能源出力与火电出清电量及价格的关系图表422020、2040、2060火电机组利用率演变资料来源：刘硕等《面向高比例可再生能源电力系统的容量补偿机制研究》，华创证券资料来源：刘硕等《面向高比例可再生能源电力系统的容量补偿机制研究》图表43部分省份容量市场相关政策地区政策文件出台时间政策内容山东省《山东省发展和改革委员会关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》2020/4/29山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，收取标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。云南省《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》2022/12/10按照各类电源、用户对调节能力和系统容量的不同需求差异化分摊调节容量成本，逐步建立与系统负荷曲线一致性相挂钩的调节容量市场交易机制。燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。资料来源：山东省发改委，云南省发改委，华创证券发电厂1发电厂2发电厂3资金在发电厂内部流转发电厂1发电厂2发电厂3电力交易中心用户1用户2用户3支付费用合理分摊电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号253、电力系统参与主体或更加多元化储能、虚拟电厂等灵活性资源或更多参与电力市场交易。风光装机的增长将导致系统波动性加大，电力系统对储能、虚拟电厂等灵活性资源的要求也将随之提升。同时，随着成本的不断下降和市场机制逐渐完善，灵活性资源亦逐渐具备参与电力系统的条件。以虚拟电厂为例，当前我国多地试点已实施虚拟电厂机制，建立报价与出清规则，虚拟电厂亦参与至日前、日内市场的交易中。图表44国内部分地区虚拟电厂调峰市场机制地区政策文件准入条件报价与出清结算华北《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则》不少于10MW的稳定调节电力、30(MW·h)的稳定调节电量报量报价：华北地区申报价格上限600元/(MW·h);可参与省网市场或华北市场，具有日前、日内和实时市场华北商场：服务费用=调峰电量x出清市场x出清价格；省网市场有30%偏差电量惩罚华中《新型市场主体参与华中电力峰辅服务市场规则》单节容大于25(MW·h)，最大调节功率大于5MW报量报价;最大峰能力低于20MW不报价;分低谷和腰荷报，市场申报最低限价0.12元/(kw.h）；可参与省间和省内市场，具有日前和日内市场服务卖出省的服务费用=调峰电量x(电网代理购电价格-日前调峰输电价格1-输电价格2)上海《上海电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》可调容量1MW及以上;参与实时调峰虚拟电厂信息采集时间周期小于15min,响应时间小于15min,持续时间小于30min报量报价;报价上限:上海市场日前市场价100元/(MW.h),而实时市场价400元/(MW.h);具有日前、日内和实时市场补偿费=实际执行量x报价;实际执行量=实际发用电曲线与基准曲线积分差值山东《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021修订版)》实时采集周期小于60s，可调节电力大于10MW,连续调节时间大于4h报量报价;报价上限为400元/(MW.h);可参与日前、日内和实时市场日前费用=50%日前价格和日内实时价格的较大值x实际调用量;实时费用=实时价格x实际调用量浙江《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则》调节容量大于2.5(MWh)、调节功率大于5MW,持续响应时间大于1h报量报价;可参与中长期、日前和日内市场;低谷和尖峰时段填谷出清电价.上限分别为400元/(MW.h)和500元/(MW.h),削峰电价上限500元/(MW.h)实际调峰量大于中标量120%,小于70%部分不补偿;中长期按合同结算;参考华东“两个细则”，日前和日内按填谷收益和调峰收益分别结算甘肃《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》允许用户侧电储能与新能源电厂签订协议形成虚拟电厂,在新能源弃风弃光时使用电储能，或参与电网调频调峰报量报价;日前申报、日内调用,申报交易时段、15min充放电力、交易价格等,非现货时期报价上限0.5元/(kW.h),现货时期价格上限0.3元/(kW.h)调峰补偿费用为调峰电量与出清价格乘积，由传统机组和新能源分摊资料来源：冯家贤等《国内虚拟电厂市场机制与应用综述》，华创证券另一方面，需求侧响应资源参与电力市场规模有望进一步扩大。需求侧响应通过市场化手段引导用户避峰、错峰，是较为理想的负荷管理手段，我国需求侧响应的政策力度近年来也在不断扩大。2023年5月，国家发改委印发关于向社会公开征求《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》提出，到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电峰谷差率超40%的省份达到5%及以上。电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号26图表45新一轮电改以来需求侧响应相关部分政策梳理日期文件相关表述2015年11月《关于有序放开发用电计划的实施意见》逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力。2022年3月《“十四五”现代能源体系规划》大力提升电力负荷弹性，加强电力需求侧响应能力建设，力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%至5%。2023年5月《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电峰谷差率超40%的省份达到5%及以上。资料来源：国家发改委，国家能源局，华创证券4、电力价格体制或进一步理顺上网电价经历过四次变革，核心目标为建立高效市场化的清洁电力体系。1）我国在1978年之后曾实行与用电量挂钩的“两段制”电价，目的在于提高发用电效率。2）进入1980年后电力供应无法满足社会发展需求，政府为发展电力行业放松电价管控，在1985年转为采用覆盖融资成本并保证利润的“还本付息”电价。3）第三次改革的起点是2002年《电力体制改革方案》的出台，标志着“上网、输配、销售”三环节电价结构和“厂网分开”体系的建立。在经历了短暂的竞价上网期后，燃煤机组上网电价改为事前核定标杆电价，并推广到全电力行业。这一阶段出台了众多可再生能源电价补贴政策，新能源电力装机迅速上行。4）2021年后，为进一步向市场化转型，上网电价变为“基准价+上下浮动”模式，同时风光发电正式进入平价上网时代。图表46上网电价机制改革资料来源：国家发改委，华创证券具体来看，当前交易电价确定方式主要包括中长期合约和现货交易。当前我国发电方与售电公司间交易电价的确定方式主要包括中长期合约和现货交易，其中中长期合约占比约90%，通过中长期合约确定的电价浮动范围不得超过基准电价的20%；现货的价格帽更高，通常为1.5元/kWh（大致为基准电价的3倍）。当前现货交易占比较低，且仅处于电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号27试点省份试运行阶段，因此对电价的影响有限。随着现货交易试点省份数量不断增加，在全国范围内持续铺开，对电价的影响或将进一步显现。图表47重点省份现货市场建设回顾资料来源：韩彬等《福建电力现货市场初期模式探析》，人民咨询，内蒙古电力现货市场建设专班《蒙西“单轨制”电力现货先试先行》，周子青等《新能源参与浙江电力现货市场的交易机制与效益分析》，邹鹏等《山西省融合调峰辅助服务的电力现货市场建设路径演化探析》，李健华等《基于国外现货市场与四川实际的现货市场建设分析》，甘肃电力交易中心《甘肃电力现货市场建设方案》等，华创证券整理输配电价方面，第三轮监管周期已实现机制进一步完善。2017-2020年国家发改委先后完成了两轮监管周期的价格核定。2023年5月，发改委正式印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，相较于第二轮监管周期，本轮监管周期实现了输配电价的“三改一顺”，即推动分电压等级分用户改为分电压等级不分用户核定输配电价、改不分电压等级为不分用户分电压等级核定容需量电价、改单列输配电价中的网损、抽蓄容量电价等，并按照“准许成本+合理收益”直接（顺价）核定省级电网输配电价。本轮监管周期后，输配电价中各项目分类单列，不分用户核定输配电价亦改善了工商业用户的交叉补贴问题，输配电价在第三轮监管周期已实现机制的理顺。电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号28六、投资建议1.火电投资相关随着容量市场、辅助服务市场机制不断完善，火电的盈利模式或发生较大改变，由获得能量市场的售电收益变为获取容量补偿及调频备用收益。我们认为容量市场及辅助服务市场的建立将保障火电机组的合理收益，火电运营商的利润亦有望增厚，推荐华能国际、福能股份；2022年以来，国家加大火电建设投资力度，今明两年大批煤电项目核准预计带动火电建设相关标的业绩迅速增长，建议关注东方电气、哈尔滨电气和上海电气；当前抽蓄及储能成本仍相对偏高，火电灵活性改造是提供系统灵活性的重要手段，随着风光装机占比提升，我们看好火电灵活性改造相关标的的业绩成长空间，建议关注青达环保、西子洁能、清新环境。2.电网投资相关风光装机提升或带动电网投资两条主线，一是为解决风光外送问题特高压产业链投资力度有望加大，特高压设备发展前景广阔，建议关注GIS组合电气设备龙头平高股份，建议关注特高压直流换流阀龙头国电南瑞、许继电气，建议关注换流变压器、直流断路器等其他特高压设备提供商中国西电、四方股份；二是为解决风光并网消纳问题而带来配网变压器扩容需求，建议关注特变电工，电网承载压力加大或对智能化转型带来催化，建议关注国网信通、威胜信息、朗新科技。3.负荷调节相关随着用电结构变化及电气化发展导致负荷侧波动加剧，需求侧响应作为帮助电力系统削峰填谷的灵活性资源，未来发展前景广阔，除传统基于价格和激励的需求侧响应方式外，虚拟电厂和微电网是具备发展潜力的创新型需求侧响应方式。虚拟电厂方面，建议关注国能日新、东方电子、恒实科技。微电网方面，建议关注微电网龙头安科瑞。4.储能相关储能是解决风光消纳问题的重要途径，当前受成本限制尚未大量推广，随着技术的进步及成本的降低，储能未来发展前景广阔，建议关注抽水蓄能相关标的南网储能，电化学储能方面，建议关注储能电池相关标的派能科技、科士达；逆变器和系统集成相关标的阳光电源、固德威、锦浪科技、德业股份、昱能科技、禾迈股份。七、风险提示电改推进不及预期。电力体制改革的节奏和力度受多方博弈影响，不同地区电力市场机制设计亦存差异。风光大规模装机需要建立与之适配的电力市场机制，若电改推进力度不及预期，则传统机组收益缺乏保障、储能推广问题、风光消纳问题等或将凸显。电价波动风险。电价机制对各类发电及储能项目的盈利性具有较大影响，若出现电价大幅波动的现象，电力运营商的收益或受到影响。宏观经济波动风险。宏观经济直接影响用电需求，并可能间接对电价产生影响。宏观经济波动可从量、价等方面影响发电、储能项目的收益性，从而影响运营商的利润。电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号29环保与公用事业组团队介绍组长、首席分析师：庞天一吉林大学工学硕士。2017年加入华创证券研究所。2019年新浪金麒麟环保行业新锐分析师第一名。研究员：霍鹏浩阿姆斯特丹大学量化金融硕士。2022年加入华创证券研究所。研究员：刘汉轩英国帝国理工学院理学硕士。2022年加入华创证券研究所。电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号30华创证券机构销售通讯录地区姓名职务办公电话企业邮箱北京机构销售部张昱洁副总经理、北京机构销售总监010-63214682zhangyujie@hcyjs.com张菲菲北京机构副总监010-63214682zhangfeifei@hcyjs.com刘懿副总监010-63214682liuyi@hcyjs.com侯春钰资深销售经理010-63214682houchunyu@hcyjs.com过云龙高级销售经理010-63214682guoyunlong@hcyjs.com蔡依林高级销售经理010-66500808caiyilin@hcyjs.com刘颖高级销售经理010-66500821liuying5@hcyjs.com顾翎蓝高级销售经理010-63214682gulinglan@hcyjs.com车一哲销售经理cheyizhe@hcyjs.com深圳机构销售部张娟副总经理、深圳机构销售总监0755-82828570zhangjuan@hcyjs.com汪丽燕高级销售经理0755-83715428wangliyan@hcyjs.com张嘉慧高级销售经理0755-82756804zhangjiahui1@hcyjs.com董姝彤销售经理0755-82871425dongshutong@hcyjs.com巢莫雯销售经理0755-83024576chaomowen@hcyjs.com王春丽销售经理0755-82871425wangchunli@hcyjs.com上海机构销售部许彩霞总经理助理、上海机构销售总监021-20572536xucaixia@hcyjs.com官逸超上海机构销售副总监021-20572555guanyichao@hcyjs.com黄畅上海机构销售副总监021-20572257-2552huangchang@hcyjs.com吴俊资深销售经理021-20572506wujun1@hcyjs.com张佳妮高级销售经理021-20572585zhangjiani@hcyjs.com蒋瑜高级销售经理021-20572509jiangyu@hcyjs.com施嘉玮高级销售经理021-20572548shijiawei@hcyjs.com朱涨雨销售助理021-20572573zhuzhangyu@hcyjs.com李凯月销售助理likaiyue@hcyjs.com张玉恒销售助理zhangyuheng@hcyjs.com广州机构销售部段佳音广州机构销售总监0755-82756805duanjiayin@hcyjs.com周玮销售经理zhouwei@hcyjs.com王世韬销售经理wangshitao1@hcyjs.com私募销售组潘亚琪总监021-20572559panyaqi@hcyjs.com汪子阳副总监021-20572559wangziyang@hcyjs.com江赛专资深销售经理0755-82756805jiangsaizhuan@hcyjs.com汪戈高级销售经理021-20572559wangge@hcyjs.com宋丹玙销售经理021-25072549songdanyu@hcyjs.com电力及公用事业行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号31华创行业公司投资评级体系基准指数说明：A股市场基准为沪深300指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普500/纳斯达克指数。公司投资评级说明：强推：预期未来6个月内超越基准指数20%以上；推荐：预期未来6个月内超越基准指数10%－20%；中性：预期未来6个月内相对基准指数变动幅度在-10%－10%之间；回避：预期未来6个月内相对基准指数跌幅在10%－20%之间。行业投资评级说明：推荐：预期未来3-6个月内该行业指数涨幅超过基准指数5%以上；中性：预期未来3-6个月内该行业指数变动幅度相对基准指数-5%－5%；回避：预期未来3-6个月内该行业指数跌幅超过基准指数5%以上。分析师声明每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此作以下声明：分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证券或发行人的看法和判断；分析师对任何其他券商发布的所有可能存在雷同的研究报告不负有任何直接或者间接的可能责任。免责声明本报告仅供华创证券有限责任公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但本公司不保证其准确性或完整性。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司在知晓范围内履行披露义务。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成本公司对具体证券买卖的出价或询价。本报告所载信息不构成对所涉及证券的个人投资建议，也未考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的预期收入可能会波动。本报告版权仅为本公司所有，本公司对本报告保留一切权利。未经本公司事先书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表、转发或引用本报告的任何部分。如征得本公司许可进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“华创证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。证券市场是一个风险无时不在的市场，请您务必对盈亏风险有清醒的认识，认真考虑是否进行证券交易。市场有风险，投资需谨慎。华创证券研究所北京总部广深分部上海分部地址：北京市西城区锦什坊街26号恒奥中心C座3A地址：深圳市福田区香梅路1061号中投国际商务中心A座19楼地址：上海市浦东新区花园石桥路33号花旗大厦12层邮编：100033邮编：518034邮编：200120传真：010-66500801传真：0755-82027731传真：021-20572500会议室：010-66500900会议室：0755-82828562会议室：021-20572522