证券研究报告行业投资策略公用事业行业评级强于大市（维持评级）2023年12月15日长期聚焦电力消纳和保供问题——2024年新型电力系统年度策略华福低碳研究证券分析师：汪磊执业证书编号：S0210523030001请务必阅读报告末页的重要声明投资要点新型电力系统构建进行时，消纳和保供问题仍存。23年电网行业走势表现出较强的韧性，估值已具备一定吸引力；在电力系统发展方面，当前我国发电装机容量稳步增长，其中绿色转型持续推进，但电力保供和消纳问题仍存。在此背景下我国电力系统的源网荷储一体化加速推进，与此同时各环节相继催生出大量与新型电力系统相匹配的新技术。主线一：火电转型步伐加快，灵活性改造迎新机。我国煤电机组调节能力有待提升，近年来灵活性改造政策陆续出台，其中容量电价政策的正式下发能够直接补偿火电固定投资成本，通过促进成本加速回收来鼓励火电企业建设火电机组并进行灵活性改造。当前全国多家火电企业积极开展火电灵活性改造工作，多个代表性项目加速落地。主线二：政策技术需求多重共振，新型储能加速推广。近年来我国新型储能利好政策陆续下发，其中针对新型储能的功能和定位均逐渐强化。与此同时伴随着我国新型储能技术加速发展，以锂电储能为代表的多种新型储能技术百花齐放；今年以来锂价急速下跌提振锂电储能项目收益率，推动其装机规模快速增长；此外，铅炭储能凭借其优异的安全性和经济性，受到多个电池企业关注并布局，有望成为新型储能未来重点发展及产业化应用的另一主要方向。主线三：企业加速布局，绿氢产业化拐点逼近。绿氢在我国低碳转型中发挥的作用已得到重视，今年以来已有省份下发风光配储氢的政策，有望推动氢能项目加速落地。从参与企业来看，以央国企带头的多个石化和电力等企业纷纷布局绿氢项目，电解槽等核心环节的关键设备技术进展加快、成本下探持续，其中有技术和出货渠道的企业具备核心竞争力。主线四：智能化正当时，虚拟电厂蓄势待发。当前我国电网智能转型加速，有望催生智能电网和微电网等多种需求；与此同时，在电力保供仍为主线的背景下，通过虚拟电厂促进平衡电网峰谷、调节电网资源是最经济且环保的手段之一。投资建议：火电灵活性改造建议关注青达环保、华光环能、东方电气；新型储能建议关注天能股份；绿氢建议关注华光环能、双良节能、华电重工、蜀道装备、兰石重装；智能电网建议关注申昊科技、东方电子，虚拟电厂建议关注安科瑞、芯能科技、中新集团、朗新科技。风险提示：政策推进不及预期；项目推进不及预期；市场竞争加剧；研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。2新型电力系统构建进行时，消纳和保供问题仍存目主线一：火电转型步伐加快，灵活性改造迎新机主线二：政策技术需求多重共振，新型储能加速推广录主线三：企业加速布局，绿氢产业化拐点逼近主线四：电网智能化正当时，虚拟电厂蓄势待发投资建议与风险提示323年市场表现：行业总体韧性较强，估值具备吸引力•截至2023年12月13日，SW电网设备指数较2023年初下降4.50%，跑赢沪深300指数8.83pct，全年总体走势较为稳健，板块韧性相对较强。•从估值看，截至2023年12月13日，SW电网设备PB（LF）为2.41倍，较2023年初的2.40倍略有上升；PE（TTM）为22.51倍，较2023年初的30.26倍有所下降。当前行业的PE处于历史较低水平，PB则处于历史中位水平，已具备一定的吸引力。图表：2019年以来SW电网设备指数走势图表：2019年以来SW电网设备PE走势图表：2019年以来SW电网设备PB走势来源：iFinD，华福证券研究所4现状：发电装机稳步提升，绿色转型持续推进•装机规模持续增长，新能源占比快速提升。近年来我国新增发电装机容量稳步增长，2023年1-10月，我国新增发电装机容量高达248.69GW，同比增幅高达110.29%；其中风电和光伏的新增发电装机容量之和达到了181.71GW，占总新增发电装机容量的比例超过了70%。•可再生发电量占比达到30%以上。从发电量的结构上看，2023年1-10月，我国可再生能源发电量约为2331TWh，占全国总发电量的31.8%，预计2023年全年可再生能源发电量约占全社会用电量的1/3。图表：中国新增发电装机容量和增速图表：中国光伏风电新增装机容量和占比图表：中国2023年1-10月发电量结构来源：国家能源局，华福证券研究所总发电量7330.5TWh5问题：保供局部压力仍存，消纳形势相对严峻•冬夏电力保供局部压力仍存。今夏全国最大负荷和日发电量均创下历史新高，为电力保供带来不小压力。根据国家能源局预测，今年我国迎峰度冬期间全国最高负荷较去年同期可能大幅增加1.4亿千瓦，且极端天气、主要流域来水和部分地区燃料保障还存在着一定不确定性，西北、华东、西南、南方区域等部分省份的电力保供压力较大。•可再生能源消纳指标已下发，部分省份完成目标存在难度。发改委和国家能源局于今年8月已正式下发各省市2023年可再生能源电力消纳责任权重，对比各省市2022年实际完成情况，今年的消纳目标对于部分省份仍有一定压力。图表：中国各省市2023年可再生能源电力消纳总量责任权重和2022年实际完成情况对比2023年下发的可再生能源电力消纳总量责任权重大于等于2022年实际完成情况来源：发改委，国家能源局，华福证券研究所6形态：源网荷储一体化加速推进，多种技术形态并存•系统形态向“源网荷储”四要素转变。当前为了持续推动解决新能源发电的随机性、波动性、季节不均衡性带来的系统平衡问题，多时间尺度储能技术规模化应用，我国电力系统形态逐步由原来的“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，由“源随荷动”逐渐转变为“源荷互动”。•电网多种新型技术形态并存。考虑到支撑高比例新能源接入系统和外送消纳，未来电力系统仍将以交直流区域互联大电网为基本形态，并持续推动柔性交直流输电等新型输电技术的广泛应用。此外在源、网、荷、储等各环节均会催生出大量与新型电力系统相匹配的新技术。图表：源网荷储一体化构建新型电力系统图表：源网荷储一体化催生多种新技术来源：中央人民政府，新华社，中国热电，科梁信息，华福证券研究所7新型电力系统构建进行时，消纳和保供问题仍存目主线一：火电转型步伐加快，灵活性改造迎新机主线二：政策技术需求多重共振，新型储能加速推广录主线三：企业加速布局，绿氢产业化拐点逼近主线四：电网智能化正当时，虚拟电厂蓄势待发投资建议与风险提示8火电灵活性挖掘潜力大，且更为经济可行•电力系统各环节均可提供灵活性，其中电源侧灵活性作用关键。电力系统从电源侧、电网侧、用户侧和储能等各环节均可以提供灵活性，从资源类型和技术成熟度来看，电源侧灵活性资源种类较多且技术相对成熟。•资源禀赋叠加成本优势，煤电机组参与调节成为必要手段。1）中国的资源禀赋决定了燃煤发电的主导地位，尤其在抽水蓄能电站较少的省份和热电联产机组居多的“三北”地区。2）从成本上看，煤电提供灵活性的成本主要包括灵活性改造投资成本，实际运行中产生的可变成本增量，机组的加速折旧和部件磨损、更换成本增量以及由于损失部分发电收益产生的机会成本。相较于燃气电厂、常规水电和核电等其他电源侧灵活性资源，煤电的单位固定成本投入明显低于其他电源，成本增量也相对较小，是当前阶段我国电力系统进行灵活性改造较为经济性的选择。图表：灵活性资源分类图表：各类电源侧资源提升灵活性的成本构成资源灵活性成本构成常规煤电燃煤热电固定成本投入成本增量机会成本损失部分发电收联产灵活性改造投资成本低负载运行产生的机组的加速折旧和600-700元/千瓦益燃气电厂可变成本增量14-部件磨损、更换成灵活性改造投资成本损失部分发电收常规水电300-500元/千瓦20克/千瓦时本增量益核电建设投资成本低负载运行产生的机组的加速折旧和新建气电：可变成本增量部件磨损、更换成2630-3546元/千瓦本增量气电置换煤电：运行维护成0本.5低8元负/荷千运瓦行时时高于0.56-无7013-9457元/千瓦频繁变水流量造成的水轮机损失部分发电收常规水电通常发挥基益础发电功能叶片寿命损耗损失部分发电收无燃料循环成本增量设备维护更换成本益增量来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》袁家海等，绿色和平，华北电力大学，NRDC，华福证券研究所9中国煤电机组调节能力有待提升，政策出台鼓励灵活性改造•中国煤电机组调节能力有待提升。与国际先进水平相比，我国煤电机组的调节能力在最小出力、爬坡速率、热态启动时间和冷态启动时间等方面均有一定的提升空间，改造潜力仍然较大。考虑到截至2023年10月，我国火电累计装机容量占比仍然接近50%，火电灵活性改造对于我国电力系统灵活性发展作用仍未完全体现。•灵活性改造的鼓励政策陆续下发。2021年，国家发改委和能源局下发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，指出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。2023年9月，《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》出台，指出“新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改”，进而鼓励灵活性改造的加速推进。图表：中国煤电机组调节能力与国际先进水平对比图表：中国2023年10月底发电装机结构占比灵活性参数单位我国煤电机组国际先进水平已建机组改造潜力已建机组最小出力%Pn50（80）30（50）20（40）爬坡速率%Pn/min1~23~64~5热态启动时间h3~541.5~2.5冷态启动时间h105<0.1注：括号外为常规机组参数，括号内为热电联产机组参数来源：中央人民政府，发改委，国家能源局，华北电力大学，NRDC，华福证券研究所10容量电价政策正式下发，促固定投资成本加速回收•容量电价政策正式下发，能够直接补偿火电固定投资成本。2023年11月10日，发改委和国家能源局正式下发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，其中指出“煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定”，且固定成本实行330元/KW/年的全国统一标准，回收比例则根据各地电力系统需要、煤电功能转型情况等有所差异。•火电机组参与辅助服务市场的固定成本可得到补贴。火电机组拟参与辅助服务的成本主要包括(1)固定成本、(2)发电时长下降成本和(3)负荷率下降带来的新增燃料成本构成，此前(2)可通过被调用辅助服务获得收益补偿，(3)可通过发电量减少带来的燃料成本下降部分补偿，(1)现在则能通过容量电价政策进行直接补贴，进而促进企业火电灵活性改造成本的加速回收。图表：容量电价政策主要内容图表：火电机组拟参与辅助服务的成本和收益拆分实施范围适用于合规在运的公用煤电机组容量电价水平煤电机组固定成本330元/KW/年固定成本回收比例2024～2025年多数地方为30%左右，煤电功能转型较快地区可为50%左右2026年起各地提升至不低于50%容量电费根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定纳入受电省份电力电量（1）配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价容量电费分摊平衡的跨省跨区外送煤容量电费考核电机组（2）其他煤电机组，原则上执行送电省份容量电价未纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送由送电省份承担其容量电费煤电机组正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的分情况扣除部分当月容量电费应急备用煤电机组的容量电价，鼓励采取竞争性招标等方式确定来源：发改委，国家能源局，华福证券研究所11多地火电企业积极响应政策，承担灵活性改造任务•多地火电企业积极响应，大批灵活性改造项目开始落地。利好政策的推动下，我国多家火电企业积极开展机组灵活性改造工作。在我国火电装机大省中，以山东、内蒙古为代表的多个省份下半年以来均有标志性的火电灵活性改造项目落地投运。2023年12月，江西省能源局发布《关于公布第一批完成灵活性改造机组清单的通知》，包含国家能源集团、华能集团、赣能股份在内运行的共11台机组，各个机组的最小发电出力均达到了30%及以上，合计装机达到了573万千瓦。图表：2023年H1火电装机前十省份及部分代表性改造项目图表：江西省完成灵活性改造机组清单（第一批）序号机组编号机组容量最小发电出力（万千瓦）1国能九江电厂5号机3530%2国能九江电厂7号机6635%3国能丰城电厂3号机3430%4国能丰城电厂4号机3430%5华能秦煤瑞金电厂1号机3530%6华能秦煤瑞金电厂2号机3530%7华能安源电厂1号机6630%8华能安源电厂2号机6630%9华能井冈山电厂3号机6630%10华能井冈山电厂4号机6630%11赣能丰城二期电厂5号机7030%来源：中国电力知库，北极星火力发电网，胜利油田胜利发电厂，胜利日报，阿拉善供电公司，江苏省能源局，中国热电，华福证券研究所12新型电力系统构建进行时，消纳和保供问题仍存目主线一：火电转型步伐加快，灵活性改造迎新机主线二：政策技术需求多重共振，新型储能加速推广录主线三：企业加速布局，绿氢产业化拐点逼近主线四：电网智能化正当时，虚拟电厂蓄势待发投资建议与风险提示13新型储能应用场景丰富，助力电力系统稳定运行•新型储能应用场景较为丰富，在源网荷侧均有支撑。随着新型储能技术的持续发展，其应用场景不断拓展，在新型电力系统的“源”、“网”、“荷”三大环节均有应用，协同保障电力系统的安全稳定运行。•1）电源侧：可依托系统友好型“新能源+储能”的绿色电站、“火电/核电+储能”以及“基地化新能源开发外送”等模式进行合理布局，加速推进新能源的可靠替代；2）电网侧：布局电网侧独立储能以及电网功能的替代性储能，以实现调峰/调频以及延缓或替代城市负荷中心输变电投资的功能；3）负荷侧：可推动发挥用户侧智能有序充电、智能车网双向互动等作用，并成为重要负荷备用电源等。总结来看，新型储能在“源”、“网”、“荷”各侧的价值主要为实时功率平衡、提高系统容量系数和实现能量吞吐和转移。图表：源网荷各侧新型储能应用场景图表：不同应用场景下的（新型）储能价值系统友好火电/核调峰/调频/延缓或替源网荷重要负绿色电站电+储能顶峰/备用新代城市负储一体荷应急型储能电站荷中心输化构建备用电变电投资源来源：国家能源局，《储能技术发展态势及政策环境分析》何可欣等，《分布式能源》，华福证券研究所14利好政策陆续下发，推动新型储能市场加速完善•新型储能政策陆续下发，功能定位有所强化。自2021年以来，国家陆续出台数个新型储能相关利好政策。2023年11月20日，国家能源局公开发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》，与2022年6月发布的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》相比，新的《通知》中将新型储能在新型电力系统中的定位由原来的“重要组成部分“上升至”关键支撑技术“，且强调了新型储能在电力系统运行中的调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能。•各地方积极响应，北京紧随其后出台支持政策。2023年11月23日，北京市经济和信息化局正式印发《关于支持新型储能产业发展的若干政策措施》的通知，进一步推动本市新型储能技术的创新和规模化发展。图表：国家层面新型储能政策对比图表：北京新型储能支持政策主要措施《关于促进新型储能并网和调度运用《关于进一步推动新型储能参与电的通知（征求意见稿）》力市场和调度运用的通知》出台时间2023年11月2022年6月新型储能功能调峰、调频、调压、备用、黑启动、调峰、调频、黑启动、顶峰惯量响应新型储能定位关键支撑技术重要组成部分接受调度范围调度调用新型储能和电站自用新型储未明确能来源：发改委，国家能源局，北京市人民政府，北京市经济和信息化局，华福证券研究所15锂价下跌提振收益率，带动装机规模同比大幅增长•碳酸锂价格急速下跌，提振新型储能收益率。2023年以来碳酸锂价格整体急速下跌，国产99.5%电池级碳酸锂均价由年初的51万元/吨大幅下跌至12月初的13万元/吨，跌幅近3/4。由于储能电池在储能系统成本占比在一半以上，随着碳酸锂等锂电池核心原材料价格进入下降通道，带动电芯及终端储能价格下降。据统计，2023年10月2小时的储能系统平均报价为0.94元/Wh，较2022年全年均价1.56元/Wh下降了近40%，储能投资回报期有望缩短，IRR有所提振。•中国新型储能装机规模同比大幅增长。根据CNESADataLink全球储能数据库的不完全统计，截至2023年9月底，新型储能项目累计装机规模25.3GW/53.4GWh，功率和能量规模同比+280%/+267%。2023年Q1-3，中国新增投运新型储能项目装机规模突破10GW，达到12.3GW/25.5GWh，同比+925%/+920%。从装机结构上看，前三季度已投运电力储能项目累计装机规模中新型储能占比约34%，其中超过95%的项目都为锂电，剩余则包括了铅炭电池、液流电池、压缩空气等多类新型储能。图表：2019年至今中国碳酸锂价格变化图表：2023年Q1-3中国新增投运新型储能图表：2023年Q1-3中国已投运电力储能项目装机规模项目累计装机机构来源：iFinD，中关村储能产业技术联盟，CNESADataLink，储能与电力市场，华福证券研究所16安全性和经济性突出，铅炭储能有望异军突起•铅炭储能安全性和经济性突出，未来有望异军突起。铅炭电池是负极采用活性炭的铅蓄电池，相较于当前主流的锂电池，铅炭电池在安全性和经济性方面表现突出，1）安全性优势：铅炭电池主要使用稀硫酸水溶液作为电解液，不会发生热失控和自燃爆炸，因此在地下空间、人员密集区、危化场所以及对安全性要求极高的数据中心的应用潜力大；2）经济性优势：受益于丰富的原材料来源，铅炭电池储能具有一定经济优势；此外，铅炭电池全生命周期环境负荷低，电池正负极材料及电解液均可回收，且回收工艺简单、技术成熟，回收率高，因此度电成本也更低。考虑到锂电池存在高成本以及安全性欠佳的双重问题，铅炭储能未来有望成为储能大规模应用的又一重点方向。•多厂商布局铅炭电池，大规模应用可期。近期以天能股份、太湖能谷为代表的多个企业纷纷布局铅炭电池领域，其中天能股份在今年8月发布并同步下线量产了行业唯一微纳铅碳电池——天能高碳金。图表：铅炭储能和其他储能技术对比图表：近期部分铅炭电池相关项目储能技术铅炭电池高温那基电池锂离子电池全钒液流电池锌基液流电池钠离子电池时间参与方项目内容2023.10吉电能谷总投资100亿的铅炭电池生产项目正式投输出功率kW级100kW级kW级kW级kW级~MWkW级~MW2023.82023.7天能股份产，首批产品下线~100MW级~100MW级~100MW级~100MW级级级行业首款“微纳铅碳电池”发布并同步下2023.4昆工科技放电时间(h)0.25~0.51~100.23~301~200.5~100.3~30内蒙古察右线量产中旗&太湖位于银川的年产2000万kWh新型铅炭储效率(PCS)75%~85%75%~85%80%~90%75%~85%70%~80%80%~90%能谷能电池项目开工签约铅炭储能电站项目，投资100亿元配套建设铅炭电池加工制造产业建造/k成W本h)(元350~10002000~3000800~20002000~40001000~2000750~15002022.12天太能湖股能份谷&签署采低购于合3作0G协W议h，的未铅来炭三电年池内电将芯采购不寿命(年)8~1010~155~10>10>105~102022.8超吉威电集股团份&铅炭类首个“百兆瓦时”用户侧储能项目来源：《中国科学院院刊》，昆工科技公司公告，ESPlaza长时储能网，锂电池新能源网，洮北微报，电摩公社，华福证券研究所17新型电力系统构建进行时，消纳和保供问题仍存目主线一：火电转型步伐加快，灵活性改造迎新机主线二：政策技术需求多重共振，新型储能加速推广录主线三：企业加速布局，绿氢产业化拐点逼近主线四：电网智能化正当时，虚拟电厂蓄势待发投资建议与风险提示18氢能可助力实现低碳转型，其中绿氢占比将持续提升•氢能是实现绿色低碳转型的重要载体，零碳背景下氢能需求可达上亿吨。氢能能够实现能源体系从骨干到终端应用的脱碳，根据中国氢能联盟的预测，以2060年碳中和为目标，我国各行业氢能需求合计将增长至1.0~1.3亿吨左右。•2050年电解水制氢占比有望超过70%。在氢能市场发展初期，工业副产制氢由于具备成本优势和技术成熟优势，是我国氢气制取最为主流的方式；随着氢能制取技术的持续发展以及氢能供需量的增长，电解水制氢占比将有所提高。根据中国氢能联盟预测，2050年我国氢气供给结构中电解水制氢占比将达到70%，成为最有效的供氢主体之一。图表：氢能在能源低碳转型中发挥多种作用图表：电解水制氢占比将不断提升来源：RMI，中国氢能联盟研究院，HydrogenCouncil，北极星氢能网，卓易环保，华福证券研究所19新能源+氢储能大势所趋，风光配氢有望推广•积极探索“风光水电+氢储能”一体化模式。氢储能在新型电力系统中主要发挥长周期、跨季节、大规模和跨空间储存的作用，具有丰富的应用场景。2022年3月国家发改委印发的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中，明确提出要发挥氢能长周期、大容量储能优势，探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式。•已有省份下发新能源相关产业耦合发展文件，有望带动新能源配氢不断推广。今年以来，新疆、广东、湖北等省份发布了新能源与氢能耦合发展的相关政策文件，其中新疆“可按生产氢(氨)全年实际用电量配置新能源发电规模”，广东将氢能纳入新能源配储范围，湖北则要求制氢项目配套新能源项目且应早于新能源项目建成。上述政策的发展有望向全国各省起到示范作用，推动新能源配氢不断推广。图表：氢储能在新型电力系统的应用场景图表：部分省份新能源配氢相关政策发布间时地区机构政策名称主要内容《省能源局关规支模持化在电具解备水条制件氢的；地制区氢发项展目可在再2生0能23源年能于源20开2发3年建新设底前主体工程开工的,按照1000Nm³/h2023.1湖北湖北省能源局有关事项的通制配氢置能储力能配；套制5氢0M项W目新应能早源于项新目能,源并项视目同知》建成新疆发改委、国《关于加快推对氢年（产氨1）万全吨年以实上际绿用氢电的量企配业置，新可能按源生发产新疆家管能办源公局室新、疆国监网进新能源及关电规模，年产1万吨氢气配置15万千瓦2023.5新疆电力有限公联展产的业通协知同》发伏光平伏均规利模用（小风时电数规/模风按电上平一均年利度用区小域时光数司折算）《广东省加快积极探索可再生能源发电与氢储能相结2023.1广东广东省发改委等氢能产业创新合的一体化应用模式，将氢储能纳入新发展的意见》能源配储范畴来源：来源：国家发改委，湖北省发改委，湖北省能源局，新疆发改委、国家能源局新疆监管办公室、国网新疆电力有限公司，广东省能源协会，广东省发改委，广东省科学技术厅，广东省工信厅，广东省财政厅，广东省住房与城乡建设厅，广东省应急管理厅，广东省市场监管局，广东省能源局，中能科讯，《氢储能在我国新型电力系统中的应20用价值、挑战及展望》许传博等，《中国工程科学》，华福证券研究所绿氢制取迎来产业化拐点，电解槽供需两旺•电解水制氢成本中电费占比80%左右，LCOE下降带动成本下探。现阶段电解水制氢的成本较化石燃料制氢更高，导致其大范围应用受到限制，而电费占整个水电解制氢生产费用的80%左右。当前我国光伏已实现平价上网，预计随着未来可再生能源LCOE的持续下探降电解水制氢成本将不断下探。•电解水制氢核心设备电解槽供需两旺。2023年前三季度已有19个电解槽中标项目公布，总中标量达2341.025MW，达到2022年全年电解槽出货量的三倍以上，其中碱性电解槽仍为主流，但PEM和SOEC的中标量也逐渐增加。图表：中国2023年Q1-3电解槽中标情况序号招标单位电解槽容量（MW）电解槽类型中标企业1深圳能源集团国电库尔勒发电有限公司5碱性厚普股份2陕西北元化工集团股份有限公司1PEM赛克赛斯3涞源氢阳新能源开发有限公司6碱性河北工程公司4华能集团清洁能源技术研究院有限公司6.5碱性中能（江苏苏州）氢能源科技有限公司5华中科技大学/PEM石化机械6吉林电力股份有限公司245PEM/碱性长春绿动/隆基氢能瑞/氢阳能光电源/三一氢能/派7国能（宁夏宁东）绿氢能源有限公司105碱性南通安思卓/派瑞氢能8鸿蒙新能源有限公司40碱性派瑞氢能9大连清洁能源集团氢能源科技有限公司40碱性阳光电源/隆基氢能10长江勘探规划设计研究有限责任公司45碱性阳光电源11昌黎县兴国精密机件有限公司250（按6h/day算）碱性隆基氢能/派瑞氢能12三峡科技有限责任公司35碱性派瑞氢能13荣程集团6.5碱性派瑞氢能14翌晶氢能63SOEC翌晶氢能15华中科技大学0.025PEM赛克赛斯16清华大学深圳国际研究生院/碱性凯豪达17中国电建集团城市规划设计研究院800-1200SOEC思伟特18中船风电360碱性派瑞氢能19中国电建昆明院、融科氢能源333PEM融科氢能合计2341.025来源：国际能源网，国际氢能网，索比氢能，华福证券研究所21氢储运是氢能的重要环节，多种储运技术协同发展•氢储运是氢能实现规模化应用的关键环节。由于氢能存在易燃易爆、扩散系数大等特点，因此储运是氢能产业链中的关键环节。此外，氢能运输成本占氢能终端售价的比例高达40%~50%，对氢的规模化应用至关重要。•多种氢储运技术协同发展，不同氢储运技术适用的运输距离和规模有所差异。1）高压长管拖车氢储运：当前国内加氢站的主流方式，多适用于短距离运输；2）有机和低温液态氢储运：适用于长距离、大规模的氢气输送，但杂质含量较高；3）管道氢储运：运输成本低、规模化、长距离输送，需要大量基建投入，有望成为未来氢气长距离运输的最优模式；4）固态氢储运：技术持续突破但成本较高，应用主要集中于固定式储氢和小型移动式场景。图表：主要氢气储存方式对比及特点分析图表：主要氢气运输方式对比及特点分析储氢技术高压气态储氢低温液态储氢固态金属储氢有机溶液储氢运氢方式运输量应用情况储氢密度/wt%1.0-5.75.1-10.01.0-10.55.0-10.0集装格5~10kg/格已广泛应用技术成熟，成本储氢密度高，氢不需要压力容器，储氢密度高，成优点低工，作充条放件氢较快宽，纯度高氢纯度高本较低，安全性长管拖车250~460kg/车已广泛应用较高，运输便利气态管道310~8900kg/h液态槽车360~4300kg/车国内处于小规模放氢率低，吸放副反应产生杂质发展阶段有机载体2600kg/车缺点储在氢泄密漏度安低全，隐存患液易化挥过发程，能成耗本高高，氢储有氢温材度料要循求环，性气需体高，温脱，氢催反化应剂国内目前仅用于航天等领域差易结焦失活试验阶段应用情况成熟商业化国外商业化，国研发阶段研发阶段固态氢化镁110kg/m³试验阶段内仅航空领域来源：《中国氢能技术发展现状与未来展望》徐硕和余碧莹，北京理工大学学报（社会科学版），中国石油和化学工业联合会，《加氢站氢气运输方案比选》马建新等，22《镁基储氢材料纳米化的研究现状与应用前景》邹建新等，华福证券研究所央国民企纷纷布局绿氢领域，相关项目加速落地•绿氢产业蓬勃发展，各类项目加速落地投建。根据中国产业发展促进氢能分会统计，2023年1-11月，我国签约、获批及公示的绿氢项目高达64个，项目规划总投资突破4100亿元，全部投产后新增绿氢产能将达到234.7万吨/年。从地域分布上看，内蒙古得益于优秀的风光资源禀赋、政策的大力支持以及自身消纳优势，2023年1-11月绿氢项目新增37个，项目规划投资2363.8亿元。从项目下游应用上看，绿氢合成氨以及绿氢制甲醇仍是绿氢项目的主要消纳途径，且这类项目在2023年呈现出数量多、规模大的发展特征。•央国企带头民企紧随，石化电力等行业企业纷纷入局。从参与的企业来看，华能集团、华电集团、大唐集团、中国广核集团等石化电力等多个行业的央国企继续担任带头角色，而同时也涌现出了三一集团、金风科技等一批有实力的民企加入。图表：2023年1-11月我国绿氢项目规划投资金额区域分布图表：2023年1-11月我国绿氢项目规划投资金额下游应用分布来源：上海氢能利用工程技术研究中心，氢能促进会（中国产业发展促进会氢能分会），氢能与燃料电池汽车，佛山市氢能产业协会，北极星风力发电网，华福证券研究所23降本叠加政策鼓励，中上游关键环节率先受益•成本下探叠加政策鼓励，中上游关键环节率先受益。制氢和氢储运作为绿氢大规模商业化应用的中上游，将在绿氢项目持续放量的背景下快速发展，而其中电解槽、储氢瓶、压缩机等关键环节有望率先受益。未来随着工艺优化、供应链成熟、国产替代加速、大型化发展、以及规模扩大，电解槽等核心设备的成本将有所下降；此外，湖北省能源局今年11月公示了2023年新能源竞配项目，在资格审查方面明确未开工项目及尚未签订电解槽订购合同的电解水制氢项目，暂不安排参与此次竞配，预计该政策将鼓励电解槽订单加速落地，推动氢能中上游产业相关设备的规模放量。•技术和渠道为竞争核心。当前各环节均已有大量企业布局并推出产品，具有渠道优势的电解槽厂商更容易获得下游客户青睐，此外有实际产品出货的企业数量较少，我们认为上述环节中具备领先技术以及可出货的销售渠道的厂商有望在竞争有脱颖而出。图表：电解槽的主要降本途径，以PEM电解槽为例图表：绿氢产业链及关键设备来源：湖北省能源局，城市产业动力研究院，华光环能官网，能景氢研，中国能源报，光伏们，华福证券研究所24新型电力系统构建进行时，消纳和保供问题仍存目主线一：火电转型步伐加快，灵活性改造迎新机主线二：政策技术需求多重共振，新型储能加速推广录主线三：企业加速布局，绿氢产业化拐点逼近主线四：电网智能化正当时，虚拟电厂蓄势待发投资建议与风险提示25电网智能化转型加速，智能化全环节覆盖•智能电网发展迫在眉睫，电网智能化投资占比提升。随着我国新能源和储能的装机占比不断提升、新型负荷的加速接入，传统电网难以实现更为复杂的发电端接入、输配电端调度/交易以及用电端智能决策和可视化需求，电网数字化转型迫在眉睫。根据《国家电网智能化规划总报告（修订稿）》规划，电网智能化投资占比在各个阶段逐渐提升。•国家出台多项政策推动电网转型，智能化全环节覆盖。自2009年国家电网首次提出智能电网发展规划以来，我国智能电网建设正式拉开序幕。根据政府发布的《第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，十四五期间我国要“加快加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力”。图表：2009-2020国家电网智能化投资规划图表：智能电网示意图来源：中央人民政府，国家电网，前瞻产业研究院，华福证券研究所26智能电网催生智能运检等需求，微电网产业迅速崛起•智能电网建设推动电力运检需求释放。2023年9月1日，国家电网智能运检产业链座谈会召开，会议落实了公司推进智能运检产业链建设要求，通过共同构建智能运检产业生态，来促进电网和业务加快转型升级。根据国家电网发布的“1+1+N”智能运检体系，电网智能运检管控平台可通过运用视频监控、无人装备、移动作业等技术实现检测感知自动化、运检现场可视化、分析决策智能化等核心功能。•电网调度需求越发复杂，微电网产业迅速崛起。随着我国电网体量和复杂程度的不断提升，对于电网安全、稳定运行的需求亟待进一步满足，在此背景下以清洁能源为主体电源的微电网由于能够有效提高能源效率并降低成本，同时提供更高的能源安全性和弹性，近年来渗透率快速提升，在工厂、商场、学校等多个场景中逐步得到应用。图表：智能运检管控平台新技术应用与功能实现图表：微电网示意图和应用场景来源：中国电力网，国家电网报，天一智联TELYES，国家电网，《面向园区微网的“源-网-荷-储”一体化运营模式》刘敦楠等，华福证券研究所27虚拟电厂可实现削峰填谷，且兼具经济性•虚拟电厂可实现削峰填谷的作用。作为新型的电源协调管理系统，虚拟电厂能够通过技术荷软件系统，实现分布式电源、储能、可调负荷等多种分布式资源的聚合和协同优化。由于其既能作为“正电厂”向系统供电调峰，又能作为“负电厂”加大负荷消纳来配合填谷，因此对于促进电网供需平衡具有显著作用。•虚拟电厂具备经济性，能满足环保要求并降低投资成本。根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷并满足经营区5%的峰值负荷需要投资4000亿元，但通过虚拟电厂则仅需投资500-600亿元，且同时能够满足环保要求，因此相较于已经较为冗余的电源投资，虚拟电厂是电力保供的最佳手段之一。图表：虚拟电厂概念图图表：虚拟电厂资源分类图表：满足5%峰值负荷的虚拟电厂投资和火电投资成本对比来源：NRDC，国家电网，威努特工控安全，北极星储能学社，华福证券研究所28虚拟电厂试点有序推进，盈利模式不断完善•多地建立虚拟电厂试点示范项目，国家政策陆续下发。2019年至今，我国含河北、深圳、安徽、上海、武汉、广州、浙江等多个地区已建立起虚拟电厂试点示范项目，为虚拟电厂实践积累了宝贵经验。2023年下半年以来，国家层面密集出台了数个利好政策，鼓励推动虚拟电厂行业稳健发展。•虚拟电厂盈利模式不断完善。通过参与市场化交易，尤其是现货交易，是虚拟电厂盈利的重要途径之一。目前虚拟电厂可参与的交易品种主要以单边的形式组织，未来有望进一步拓展双边协商、双边集中竞价、挂牌交易等交易品种。图表：虚拟电厂相关国家政策和回复图表：虚拟电厂参与市场的交易品种市场交易品种交易范围交易组织形式典型地区或省份多采用邀约单湖北：每年按日前最高限价20元/kW，日内最高限价25日前边报量固定标准补贴、单边元/kW组织交易需求响应省内报量报价边际甘肃：日内提前2小时向市场主体发布中标时段、响应负荷、边际价格。市场初期，需求响应市场交易时序根据日内出清省间现货市场实际出清情况相应顺延备用省内、单边报量固定南方区域：采用“日前出清+日内调整”模式组织跨省区域标准贴、单边备用市场交易。日前分24个时段分省区申报10分钟备辅助服务报量报价边际用购买和提供容量和价格，出清后在日内由南网总调组调峰出清织调整并事后披露现货市场调频省内上海：实时市场申报容量单位为0.01MW，时间单位为日前单边报量报价15分钟，最短持续时间为30分钟。报价上限值为400日内边际出清元/MWh重庆：市场初期暂定调频容量价格为日前3元/MW，日内10元/MW山西：日前交易以报量报价方式参与山东：虚拟电厂竞价申报运行日调节的电力、调节时间、调节速率等信息，接受实时市场出清价格来源：发改委，国家能源局，NRDC，国家电网，IESPlaza综合能源服务网，虚拟电厂，华福证券研究所29新型电力系统构建进行时，消纳和保供问题仍存目主线一：火电转型步伐加快，灵活性改造迎新机主线二：政策技术需求多重共振，新型储能加速推广录主线三：企业加速布局，绿氢产业化拐点逼近主线四：电网智能化正当时，虚拟电厂蓄势待发投资建议与风险提示30投资建议在我国电力系统的保供和消纳问题仍存的大背景下，电力系统的源网荷储一体化加速推进，各环节相继催生出大量新的需求与对应新的技术手段；我们认为由保供和消纳催生的相关需求是未来增长确定性较强的方向，主要包括：（1）火电灵活性改造；（2）新型储能；（3）绿氢；（4）智能电网与虚拟电厂。火电灵活性改造板块：•近年来我国灵活性改造相关的鼓励政策陆续出台，且近日容量电价政策的正式下发能够直接补偿火电固定投资成本，有望激励火电企业承担灵活性改造任务来进行火电投资或灵活性改造，建议关注全负荷脱硝龙头青达环保，具备独家煤粉预热技术的华光环能，以及火电主设备龙头东方电气。新型储能板块：•当前我国新型储能发展提速，其中兼具经济性和安全性的铅炭储能关注度持续提升，近期已有多个电池企业关注并布局，相关产品和项目进展较快，有望成为新型储能技术重点发展并规模化应用的主要方向之一，未来项目规模预计较为可观，建议关注铅炭电池龙头且发力锂电的天能股份。绿氢板块：•在政策、技术、需求等因素的推动下，我国绿氢迎来产业化拐点，石化电力等多个行业的企业纷纷布局，相关项目加速落地，其中氢能中上游关键环节有望率先受益。制氢环节建议关注已有电解槽产品下线的华光环能、双良节能、华电重工；氢储运环节建议关注具备氢储运核心技术的蜀道装备、兰石重装。智能电网与虚拟电厂板块：•电网智能化转型不断推进，催生出了智能电网、微电网和虚拟电厂等多种需求，相关技术和软硬件设备行业景气度较高，建议关注与科大讯飞携手打造AI大模型以赋能电力巡检机器人、同时打造轨交第二曲线的申昊科技，电网信息化类公司东方电子，以及布局虚拟电厂业务的安科瑞、芯能科技、中新集团、朗新科技。31风险提示政策执行不及预期•政策落地执行对新型电力系统行业中的企业业绩有重大影响，若政策推进不及预期，可能会对行业内上市公司业绩带来不利影响，进而影响公司的市场表现。项目推进不及预期•项目执行进度对行业内企业的营业收入确定影响重大，若项目推进不及预期，将会使得企业业绩增长不及预期，对企业市场表现带来不利影响。市场竞争加剧•若未来市场竞争激烈程度不断增加，将会影响企业的业绩增长，同时对企业盈利能力带来不利影响。研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险•报告中公开资料均是基于过往历史情况梳理，可能存在信息滞后或更新不及时的状况，难以有效反映当前行业或公司的基本面状况。32分析师声明及一般声明分析师声明本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。一般声明华福证券有限责任公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告的信息均来源于本公司认为可信的公开资料，该等公开资料的准确性及完整性由其发布者负责，本公司及其研究人员对该等信息不作任何保证。本报告中的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，之后可能会随情况的变化而调整。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。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。在任何情况下，本报告所载的信息或所做出的任何建议、意见及推测并不构成所述证券买卖的出价或询价，也不构成对所述金融产品、产品发行或管理人作出任何形式的保证。在任何情况下，本公司仅承诺以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告以供投资者参考，但不就本报告中的任何内容对任何投资做出任何形式的承诺或担保。投资者应自行决策，自担投资风险。本报告版权归“华福证券有限责任公司”所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。33特别声明及投资声明评级特别声明投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有本报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。投资评级声明类别评级评级说明公司评级买入未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅在20%以上行业评级持有未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于10%与20%之间中性未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于-10%与10%之间回避未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅介于-20%与-10%之间卖出未来6个月内，个股相对市场基准指数涨幅在-20%以下强于大市未来6个月内，行业整体回报高于市场基准指数5%以上跟随大市未来6个月内，行业整体回报介于市场基准指数-5%与5%之间弱于大市未来6个月内，行业整体回报低于市场基准指数-5%以下备注：评级标准为报告发布日后的6~12个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准（另有说明的除外）。34诚信专业发现价值联系方式华福证券研究所上海公司地址：上海市浦东新区浦明路1436号陆家嘴滨江中心MT幢20层邮编：200120邮箱：hfyjs@hfzq.com.cn