长风破浪会有时直挂云帆济沧海——2022年电力行业中期投资策略证券分析师：研究支持：2022.06.22刘晓宁A0230511120002查浩A0230519080007邹佩轩A0230520110002蔡思A0230121090006戴映炘A0230122020003主要内容1.供需紧张、调峰压力较大是中长期最大的电力基本面2.电源：绿电、煤电暂时承压电改加速为电力发展保驾护航3.电网：新型电力建设提速在即特高压、储能确定性最强2www.swsresearch.com31.1预计电力供需趋紧贯穿整个十四五迎峰度夏压力极大2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表多因素导致2021年9月电荒，带来电力行业板块性行情，电力紧张贯穿整个十四五•2021年9月电荒来自多方面，引爆点源于极端煤价下煤电企业现金流亏损，“计划电-市场煤”矛盾集中爆发，但是电力供需趋紧从十三五后期已经开始。需求增长持续消化供给过剩，2020年底零星限电并未引起足够重视，2021年典型省份火电利用小时数已经回升到2010年水平。但是考虑到我国当前新能源装机占比提升，火电需要参与调峰，供需紧张程度已经超过2010年•能源双控加剧少部分省份电荒程度，双控放宽后进一步释放用电需求。2021年9月电荒中仅广东、江苏等省份与能源双控有关，缺电最严重的辽宁、湖南、吉林反而绿灯。2022年能源双控总量考核放宽，进一步释放用电需求。电力供需趋紧抬升行业中长期景气度资料来源：国家发改委，申万宏源研究010002000300040005000600070008000浙江福建湖南广东典型省份火电年利用小时数情况（小时）资料来源：中电联，申万宏源研究www.swsresearch.com41.2.1传统电源增速下滑新能源难以有效补充供需紧张加剧水电+核电：优质水电开发殆尽，十四五最后一轮高峰；核电审批停滞影响显现，十四五投产期存在断档•水电：国内优质水电资源开发殆尽，2020-2022年我国将迎来除西藏外水电最后一轮投产高峰，但是规模较此前几轮已大幅降低。此轮投产总规模约4000万千瓦，按照平均4000利用小时数计算，只能提供1600亿千瓦时/年发电增量•核电：审批停滞影响开始显现，受福岛核事故影响，我国2016-2017年未审批新核电机组，新一轮审批2018年底才重启。根据在建进度，2021年我国投产4台核电机组、2022年预计投产3台，2023-2024年均无机组投产，2025年预计投产4-6台。整个十四五期间核电投产机组只有11-13台（十三五期间投产21台核电机组），只能提供约1000亿千瓦时/年发电增量表：未来几年预期投产核电机组（万千瓦）公司机组型号装机开工日期预计投产中国核电福清6号华龙一号1152015年2021年中国核电福清5号华龙一号1152016年2021年中国核电田湾6号CNP-1000111.82016年2021年中国广核红沿河5号ACPR1000111.92015年2021年中国广核红沿河6号ACPR1000111.92015年2022年中国广核防城港3号华龙一号1182015年2022年中国广核防城港4号华龙一号1182016年2022年国电投石岛湾1&2CAP140021402019年2025年中国核电漳州1&2号华龙一号21152019年2025年中广核集团太平岭&号华龙一号年年资料来源：公司公告，申万宏源研究表：十四五在建大型电站（万千瓦）电站名称及流域公司装机容量预计投产时间乌东德（金沙江下游）三峡集团10202021年6月投产完毕两河口（雅砻江中游）国投电力/川投能源3002022年初投产杨房沟（雅砻江中游）国投电力/川投能源1502022年初投产白鹤滩（金沙江下游）三峡集团16002022年6月投产完毕叶巴滩（雅砻江上游）华电集团224计划十四五投产托巴（澜沧江上游）华能水电140计划2024年投产巴塘（金沙江上游）华电集团75计划十四五投产苏洼龙（金沙江上游）华电集团120计划十四五投产双江口（大渡河上游）国电电力180计划十四五投产孟底沟（雅砻江中游）国投电力/川投能源240计划十五五投产卡拉（雅砻江上游）国投电力/川投能源计划十五五投产资料来源：中电联，各集团、公司网站，申万宏源研究www.swsresearch.com51.2.1传统电源增速下滑新能源难以有效补充供需紧张加剧17.7%23.6%0%5%10%15%20%25%30%35%40%20152016201720182019202020212022.04风电太阳能我国近年风电光伏装机容量增速资料来源：中电联，申万宏源研究。2022年为1-4月累计数据新能源：增速快但基数低，即便在偏乐观的增速假设下也难以弥补传统电源断档•我国2021年底风电装机3.3亿千瓦，光伏3.1亿千瓦，按照《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中提出的2030年新能源装机12亿千瓦目标，新能源年复合增速仅有7.3%。市场普遍认为该规划过于保守，中性至乐观预期十四五复合增速20%-30%。•但是2021年我国新能源合计发电量占比只有11.7%（且在风况偏好的情况下），因此即便不考虑调峰需求可能压低火电出力，中性至乐观预期下，新能源也只能提供每年2-3%的用电增量•组件价格高企制约集中式光伏放量，2022年前四月投产光伏装机主要为分布式（东部省份），光照资源不足，实际发电能力有限7.3%15.4%20.0%30.0%0%5%10%15%20%25%30%35%情景1情景2情景3情景4不同情景下新能源发电量复合增速资料来源：申万宏源研究情景1保守情景：根据国家发改委《《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中提出的2030年新能源装机12亿千瓦目标计算增速情景2中性情景：根据2030年非化石能源占比达到30%倒算新能源装机（我国承诺2030年非化石能源占比为25%，30%来自清华大学测算）情景3中性偏乐观预期：为市场根据电力公司资本开支规划以及新能源产业链建设进度，测算的十四五期间新能源装机复合增速情景为高度乐观预期：在高度乐观情况下，预测的十四五复合增速050100150200250河北山东浙江河南江苏广东湖北安徽江西广西甘肃青海湖南福建陕西山西辽宁内蒙古吉林云南北京黑龙江海南天津上海宁夏重庆四川新疆2022年1-4月新增光伏装机分布（万千瓦）资料来源：中电联，申万宏源研究www.swsresearch.com61.2.2清洁电源增量不足供需缺口仍需火电增加出力0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%01020304050607080201020112012201320142015201620172018201920202021每年新增装机绝对值（GW）装机容量增速我国历年煤电新增装机情况（GW）资料来源：中电联，申万宏源研究。年之后为煤电装机，年之前为火电装机，包含天然气发电，但是2017年之前天然气装机占比较低，误差有限资料来源：中电联，申万宏源研究我国2022年1-5月火电新增装机分布（万千瓦）综上，清洁电源增量远远无法满足全社会用电需求增量，供需缺口仍需火电满足•2021年全社会用电量高达8.3万亿千瓦时，中电联预测2022年我国全社会用电增速为5%-6%，从前五月用电数据来看，即便受疫情影响1-5月累计用电增速仍达到2.5%，增速环比下滑主要受第三产业拖累，预计复工复产后三季度用电需求有望大幅提升•如前述测算，水电、核电十四五总增量仅有2600亿千瓦时，相当于一年用电量的3%，支撑每年用电增长0.6%；新能源偏乐观预期仅能支撑2-3%用电增速，即清洁电源合计仅能支撑用电增速2.6%-3.6%，用电需求与清洁电源之间的缺口仍需火电补齐•然而，前几年我国煤电装机增速持续下滑，2022年1-5月火电新增装机（含气电）仅约980万千瓦，且缺电严重的辽宁、浙江、江西、吉林、广东鲜有增长。部分火电公司资产负债率已经超过70%红线，现金流受到影响表：重点公司近年资产负债率情况（亿元人民币）公司2019202020212022Q1粤电力A54.70%58.40%71.30%72.00%建投能源57.10%56.60%68.50%67.40%上海电力72.90%73.10%75.90%75.80%华能国际71.60%67.70%74.70%74.80%华电国际65.60%60.40%66.40%65.40%大唐发电71.00%67.40%74.30%73.90%国电电力68.00%66.80%72.10%71.60%内蒙华电60.80%57.60%53.80%51.50%中国电力67.80%70.60%70.30%华润电力59.80%59.20%62.70%资料来源：wind，申万宏源研究020406080100120140160180200山西安徽福建山东广西海南宁夏辽宁上海江苏黑龙江湖北重庆湖南浙江内蒙古河南贵州新疆天津四川云南陕西河北江西吉林北京甘肃青海广东www.swsresearch.com71.2.3电量供需持续趋紧预计持续整个十四五乃至2030全国层面量化测算，我们判断“十四五”电量供需格局持续偏紧，火电利用小时数必须保持较高水平表：2022-2030国内电源结构预测表指标20182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E总发电量（亿千瓦时）69940732537623683768875389279096965101135105383109703114091118541123045同比增速8.40%4.70%4.00%9.80%4.50%6.00%4.50%4.30%4.20%4.10%4.00%3.90%3.80%累计装机容量（亿千瓦）18.3519.4421.2822.924.6926.6428.6730.8632.9635.1637.3839.7242.06常规水电3.223.263.393.543.663.763.813.833.853.873.893.913.93核电0.450.490.50.530.570.570.570.630.690.750.830.931.03风电1.842.12.823.283.784.314.865.446.046.647.247.848.44太阳能发电1.752.052.533.073.874.875.977.178.479.8711.3712.9714.67煤电10.0610.4110.811.0911.2911.4911.6911.8911.8911.8911.7911.6911.49天然气发电0.830.90.981.091.191.291.391.491.591.691.791.891.99生物质发电0.20.240.270.30.330.360.390.420.440.460.480.50.52新能源装机占比19.60%21.30%25.10%27.70%31.00%34.40%37.80%40.80%44.00%46.90%49.80%52.40%54.90%装机容量净增加（亿千瓦）常规水电0.10.040.130.150.120.10.050.020.020.020.020.020.02核电0.090.040.020.030.04000.060.060.060.080.10.1风电0.210.260.720.460.50.530.550.580.60.60.60.60.6太阳能发电0.450.270.480.540.811.11.21.31.41.51.61.7煤电0.260.350.40.290.20.20.20.200-0.1-0.1-0.2天然气发电0.070.080.110.10.10.10.10.10.10.10.10.1生物质发电0.30.030.030.030.030.030.020.020.020.020.02利用小时数常规水电3769387940003800400039003900390039003900390039003900核电7184739474537802790079007900790079007900790079007900风电2095208220782232215022502250225022502250225022502250太阳能发电1212128512811281129013001300130013001300130013001300煤电4495441643234586459046704660462646124632466146904726天然气发电2767264626102814280028002800280028002800280028002800生物质发电70007000700070007000700070007000700070007000新能源发电量占比%%%%%%%%%%%资料来源：中电联，申万宏源研究www.swsresearch.com81.3.1负荷紧缺更加棘手错峰用电或呈常态资料来源：全球能源互联网组织，申万宏源研究2020年国网经营区日最大负荷变化情况（冬夏双峰）四个季度典型日负荷曲线（日内双峰）资料来源：李逐云,雷霞,邱少引,等.考虑"源-网-荷"三方利益的主动配电网协调规划[J].电网技术,2017,41(2):9，申万宏源研究除电量紧缺外，负荷紧缺更加棘手，新能源难以支撑瞬时负荷增长，错峰用电或成常态•随着我国空调普及、第三产业及城乡居民用电增长（受人类自然作息影响强烈），我国当前用电“日内双峰、冬夏双峰”特征日益明显，最高用电负荷增长速度持续高于用电量增长速度•受“极热无风、晚峰无光”特点影响，新能源只能满足电量需求，对瞬时负荷的支撑能力有限，负荷增长仍需煤电、水电、核电等传统电源支撑。但是如前页计算，“十四五”期间我国传统电源增速不足，主要电源增量为新能源，未来缺负荷的问题将非常棘手，错峰用电成为常态www.swsresearch.com91.3.2复工复产推动三季度用电量快速增长三季度复工复产有望推高用电量和用电负荷增速2020年和2021年高增速情况有望重现•三季度复工复产高峰来临，用电量有望恢复快速增长•用电量增长往往伴随着更高的负荷增长，2021年全国最高用电负荷11.92亿千瓦，比上年增长10.8%•2021年12月中央经济工作会议提出“新增可再生能源不纳入能源消费总量控制”，压制因素解除，带动2022年最高负荷进一步增长资料来源：Wind，申万宏源研究全社会单月用电量及同比增速情况2020年一季度受疫情影响，用电增速大幅下降2020年三季度疫情完全控制，海外疫情爆发，用电量增速保持高速增长2021年海外疫情延续，订单激增，7、8月在2020年基础上继续保持高增速-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%0100020003000400050006000700080009000单月用电量（亿千瓦时）用电量同比增速4月受疫情影响用电量增速回落www.swsresearch.com101.3.3今年夏季部分地区阶段性高温热浪来水情况较同比有望改善今年夏季华东、华中地区出现热浪可能性高•4月1日，在中国气象局召开新闻发布会，提出华东、华中新疆等地区可能出现阶段性高温热浪•4月28日，国家气候中心对2022年汛期气候趋势及主要气象灾害进行了滚动预测订正会商，会商结论与3月底预测意见保持不变，预计今年夏季我国中东部大部气温偏高，华东、华中、新疆等地可能出现阶段性高温热浪•近日，重庆、河南、山东、浙江等地出现35℃以上的高温天气，炎热程度同期少有，局地可能刷新6月极值2022年（5-9月）气象灾害预报分布图资料来源：中国气象局，申万宏源研究www.swsresearch.com111.3.4燃机是我国非常重要的顶峰电源气价高企影响负荷支撑能力受俄乌局势等因素影响天然气价格居高不下影响燃机顶峰供电能力•燃机在我国电力装机结构中占比不高，2021年比例仅有4.6%，但由于燃机具有调节灵活、响应速度快等优点，是非常重要的顶峰电源。华东、华南地区高峰时段非常依赖燃机的保供能力。•受俄乌局势等外部因素影响，天然气价格自今年2月开始快速上涨。虽然近期略有下降，但仍与去年最高水平相当。与燃煤电价一样，我国气电上网电价同样缺乏调节机制，天然气价格居高不下同样影响燃机顶峰供电能力资料来源：Wind，申万宏源研究01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000全国LNG市场价（元/吨）0102030405060708090LNG中国到岸价（美元/百万英热单位）资料来源：Wind，申万宏源研究www.swsresearch.com121.3.5量化测算2022年夏季电源备用率将大幅下降•量化测算，我们判断我国用电负荷增速将大于用电量增速，按照水电保证容量系数70%、风电10%、光伏0%计算，我国电力系统备用率（负荷冗余量））将持续下降，负荷平衡缺口将持续扩大•因此，我们判断2022年迎峰度夏期间电力供给非常紧张，一方面有望倒逼政策利好进一步释放，另一方面有望彻底扭转市场对电力行业中长期景气度预期，带来电力行业板块性机会。重点关注浙江、广东和湖南等省份电力供需格局表：我国2022-2030年负荷平衡缺口测算（亿千瓦）指标20182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E备注最大负荷9.9310.5310.7711.9112.6113.2913.9514.6015.2715.9616.6617.3818.11最大负荷增长率0.0%6.0%2.3%10.6%5.9%5.4%4.9%4.7%4.6%4.5%4.4%4.3%4.2%累计装机容量（亿千瓦）18.3519.4421.2822.9024.6926.7928.9731.3133.4135.6137.8340.1742.51常规水电3.223.263.393.543.663.763.813.833.853.873.893.913.93核电0.450.490.500.530.570.570.570.630.690.750.830.931.03风电1.842.102.823.283.784.314.865.446.046.647.247.848.44太阳能发电1.752.052.533.073.874.875.977.178.479.8711.3712.9714.67煤电10.0610.4110.8011.0911.2911.6411.9912.3412.3412.3412.2412.1411.94天然气发电0.830.900.981.091.191.291.391.491.591.691.791.891.99生物质发电0.200.240.270.300.330.360.390.420.440.460.480.500.52抽水蓄能0.300.300.310.360.430.490.550.620.730.840.961.081.20新能源装机占比0.200.210.250.280.310.340.370.400.430.460.490.520.54电力平衡测算水电出力2.262.272.332.432.522.602.652.672.692.702.722.732.74按70%出力考虑核电出力0.450.470.490.510.550.570.570.600.660.720.790.880.98按100%出力考虑风电出力0.180.200.250.300.350.400.460.510.570.630.690.750.81保证容量系数0.1太阳能发电出力0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00保证容量系数0煤电出力10.0610.2410.6110.9511.1911.4711.8212.1712.3412.3412.2912.1912.04按100%出力考虑天然气发电出力0.830.870.941.041.141.241.341.441.541.641.741.841.94按100%出力考虑生物质发电出力0.200.220.250.280.310.340.370.400.430.450.470.490.51按100%出力考虑抽水蓄能出力.............按%出力考虑实际备用率30.5%27.7%29.0%24.8%23.4%22.2%21.3%20.6%19.2%17.2%15.0%12.7%10.2%资料来源：中电联，申万宏源研究www.swsresearch.com131.3.6电力供应缺口公开化多省密集发布文件做好预案表：近期各省关于电力供需格局及有序用电的文件/会议日期省份文件/会议及涉及电力的表述2022/4/11云南《云南省2022年有序用电方案》：为有效应对2022年电力供需可能出现的用电负荷缺口，切实保障民生、重要用户重点企业用电全力保障电网安全稳定运行和电力有序供应2022/4/11深圳《深圳电网2022年有序用电应急预案》：2022年全网及我市用电需求预计仍将保持稳定增长，预计深圳电网最高负荷需求将达到超过2230万千瓦，同比增长9.4。但受全球能源危机蔓延、西电来水存在较大不确定性等变数影响，今冬、汛前以及度夏等时期预计仍将出现电力供应紧张。2022/4/12河北《2022年河北省电力需求侧管理工作方案》：预计2022年冀北电网调度口径最大负荷为2980万千瓦，同比增长3.47%，若出现极端天气，最大负荷可能达到3080万千瓦，在电煤供应充足的情况下，电力供需基本平衡。如遇极端天气、网间联络线故障、煤电出力受阻等情况，将可能出现电力缺口。2022/4/26湖南湖南省迎峰度夏电力保供专题会议：迎峰度夏电力供需总体呈“紧平衡”状态。要进一步总结经验、革新办法，坚持早谋划、早部署、早行动，打“有准备之仗”。要充分认识、准确掌握电力供需形势，统筹抓好内部稳供和外部挖潜，切实提升供应保障能力。2022/5/31浙江浙江省“稳住经济一揽子政策措施”新闻发布会：受国际形势、供需关系等影响，能源资源量紧价高，浙江省能源保供稳价面临较大压力，预计迎峰度夏电力最大缺口达650万~750万千瓦2022/6/2内蒙古《蒙东电网有序用电方案（征求意见稿）》和《蒙西电网有序用电方案（征求意见稿）》：在确保电网安全运行前提下，优先开展需求侧响应，其次开展有序用电，最后开展用电企业轮停2022/6/7吉林《吉林省促进工业经济平稳增长行动方案》：制定年度有序用电实施预案，根据省内用能实际情况定期更新完善，做好民生及重点用户电力保供2022/6/7山东《2022年全省迎峰度夏有序用电方案》《2022年全省迎峰度夏有序用电用户轮停方案》：当出现长期性、全时段电力缺口时(不低于一周)，启动用户轮停工作。按照供电缺口300万千瓦、500万千瓦、1000万千瓦，分三档开展用户轮停工作。2022/6/8河南河南省电力公司：迎峰度夏期间河南省电力保障形势依然严峻复杂，整体维持紧平衡状态，预计2022年河南电网最高负荷7500万千瓦，同比增长550万千瓦，增幅为7.9%，其中驻马店、信阳最高负荷增长预计超过20%2022/6/9安徽浙江安徽与浙江签署2022年迎峰度夏电力置换互济协议：安徽省与浙江省电力供应均存在较大缺口，但安徽最大电力负荷常发生在晚间，浙江最大用电负荷常发生在白天，两省最大负荷的时段差异决定具备开展电力余缺互济的基础。2022/6/14海南《海南省超常规稳住经济大盘行动方案》：积极协调加大云电入琼电量。督导电力企业加强机组运维管理，确保电力高峰期不发生非计划停运。研究制定需求侧响应机制，做好极端情况下有序用电准备资料来源：政府网站，申万宏源研究近期多省密集发布迎峰度夏期间应对电力缺口的工作，部分省份文件明文指出电力供应存在缺口•措施包括但不限于强化需求侧管理、有序有点、轮流停电、省间互济等•云南、深圳、河北、浙江、河南、安徽等省份在文件中之间点明今年迎峰度夏期间，省内电力供给存在缺口。www.swsresearch.com141.4.1分区域看：南方省份本地新能源禀赋差外来电力严重缺乏南方区域新能源禀赋差外来电力严重缺乏，面临长期缺电问题，尤其用电大省广东发生缺电的概率较高•南方电网区域新能源资源禀赋较差，除广东区域海上风电外，优质风光资源集中在云南地区，云南地区地形复杂开发难度高，且大力开发云南新能源进一步恶化云南可再生能源消纳现状。•南方电网区域与国网区域相对独立，区外来电仅有三峡300万千瓦，十四五期间仅新增藏东南和闽粤联网外来电力，预计不超过1000万千瓦，中短期内从外区调入电力难见改善，成为南方区域电力供应不足的根本问题。资料来源：申万宏源研究鲁西背靠背，300乌东德直流，800天广直流，300牛从直流，640新东直流，500普桥直流，500楚穗直流，500普桥直流，500金中直流，320云南电网南方主网华中电网江城直流，300南方区域新能源资源禀赋较差南方电网外来电通道示意图（万千瓦）资料来源：国家气象局，南方电网，申万宏源研究www.swsresearch.com151.4.1分区域看：南方省份本地新能源禀赋差外来电力严重缺乏南方今年电力紧张局势难有改善十四五顶峰缺口扩大•2021年南方区域最高用电负荷2.16亿千瓦，按今年增长6.5%计算，则负荷增长也在1400万千瓦以上。但2021年南方区域新增水电435万千瓦（一半以上在云南），火电853万千瓦具备顶峰供电能力，低于负荷增长。•即使考虑今年南方区域来水大幅改善，今年夏季南方区域实际备用率也与去年相当，今年南方区域供电紧张局势难以明显缓解。•从长远来看，假设未来三年南方区域最大负荷增长率CAGR为6.5%，则到2025年最大负荷将达到2.74亿千瓦，相比于2020年增长约7400万千瓦，而从南方五省未来电力装机规划来看，水电、核电、煤电、气电十四五期间新增约4000万千瓦，区外来电总计预计不超过1000万千瓦以及约600万千瓦抽水蓄能，总新增顶峰电源约5600万千瓦，电力缺口仍将进一步扩大。资料来源：中电联，申万宏源研究表：南方区域电力平衡缺口测算202020212022E2025E备注最大负荷19978216192302427400注：测算2021年电力缺口采用2020年底的电力装机，以此类推水电12413133241375915180火电16260175351838820360风电2079269734265900太阳能1844257730136800核电1831183118312300外来电3003003001300电力平衡测算水电出力9310932710319113852021年保证容量系数取0.7，其余取0.75火电16260175351838820360保证容量系数1风电208270343590保证容量系数0.1太阳能0000保证容量系数0核电1831183118312300保证容量系数1外来电2552552551105保证容量系数0.85备用率28.3%26.0%26.1%23.3%资料来源：中电联，申万宏源研究www.swsresearch.com161.4.2华东区域：夏季外来水电通道利用率高来水丰枯影响有限水电负荷已然较高，外来水电丰枯对华东区域电力供需影响极为有限•容易形成的误区：华东区域情况与南方有明显不同，水电丰枯对华东夏季电力供需影响极为有限•原因：（1）华东区域外来水电主要来自三峡、向家坝、锦屏、溪洛渡等大型水电站，库容量高调节性能强，不论来水多少基本能保证高峰时段功率要求；（2）十三五溪洛渡后再无外来水电接入，电量占比下降至10%左右，且夏季水电通道利用率非常高，丰枯对华东地区影响有限。白鹤滩送江苏、浙江投产后，短期内华东再无外来水电；（3）本地水电基本开发完毕，占比仅2%。•华东区域电力供应仍主要由本地火电承担，未来外来电力主要由北方风光大基地提供。资料来源：中电联，申万宏源研究2006-2021年7月华东电力消费量及外来电和本地水电占比（亿千瓦时）0%2%4%6%8%10%12%14%16%050010001500200025002006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021总电力消费量外来水电占比外来煤电占比本地水电占比向上、锦苏、溪浙直流陆续投产，外来水电占比提升溪浙后再无新建水电通道，外来水电占比持续下降0%2%4%6%8%10%12%14%16%050010001500200025002006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021总电力消费量外来水电占比外来煤电占比本地水电占比2006-2021年8月华东电力消费量及外来电和本地水电占比（亿千瓦时）灵绍、晋江、锡泰、吉泉等直流陆续投产，外来煤电占比快速提升资料来源：中电联，申万宏源研究www.swsresearch.com171.4.2华东区域：夏季外来水电通道利用率高来水丰枯影响有限高温热浪叠加复工复产电力供需进一步紧张•华东地区夏季热浪叠加复工复产，预计电力负荷增长较快。以高峰负荷增长8%计算，今年夏季最高负荷预计达到近3.66亿千瓦，相比去年增加约2700万千瓦。•去年华东地区火电、核电、水电合计新增不到1200万千瓦，加上今年夏天白鹤滩—江苏水电有望最多增加400万千瓦负荷，共计1600万千瓦，与负荷增长相比相去甚远。•华东区域电源实际备用率持续下降，在2021年下降14.8pct基础上今年可能继续下降3.4pct，夏季电力供应形势不容乐观表：华东区域电力平衡测算202020212022备注负荷（万千瓦）275803388636597注：测算2021年电力缺口采用2020年底的电力装机，以此类推水电（万千瓦）310132413436火电（万千瓦）274302792628630风电（万千瓦）193227133951太阳能（万千瓦）435749105910核电（万千瓦）221623312558外来电（万千瓦）698069807380电力平衡测算水电出力（万千瓦）217122692405保证容量系数取0.7火电（万千瓦）274302792628630保证容量系数1风电（万千瓦）193271395保证容量系数0.1太阳能（万千瓦）000保证容量系数0核电（万千瓦）221623312558保证容量系数1外来电（万千瓦）593359336273保证容量系数0.85备用率27.3%12.5%9.1%资料来源：中电联，申万宏源研究主要内容1.供需紧张、调峰压力较大是中长期最大的电力基本面2.电源：绿电、煤电暂时承压电改加速为电力发展保驾护航3.电网：新型电力建设提速在即特高压、储能确定性最强18www.swsresearch.com192.1.1绿电转型加速龙头强者恒强趋势显现各大电力运营商底新能源装机及十四五规划（万千瓦）资料来源：公司公告，申万宏源研究电力集团加速转型•碳中和背景下，电力央企、地方国企加速装机结构清洁化转型，2020年底-2021年初纷纷提出目标较高的新能源装机规划•2021年电力公司装机落地及利润占比整体符合预期，2022年大部分公司规划提速www.swsresearch.com202.1.1绿电转型加速龙头强者恒强趋势显现传统电源业绩护航绿电转型，绿电龙头强者恒强•2021年绿电公司以及火电转型公司的新能源业务均实现快速发展，2022年Q1由于风况同比偏差，公司风电发电量增速普遍低于装机增速，但是一线龙头三峡能源、中国电力新能源发电量同比增速仍达到46.6%和51.6%，领跑整个新能源板块，强者恒强格局开始显现。目前第一批大基地100GW已经开建，第二批风光大基地装机明确为455GW，龙头公司增速更具保障表：重点公司2021年及2022年一季度新能源发电量及增速（亿千瓦时）2021年绝对值2021yoy2022Q1绝对值2022Q1yoy华能国际新能源整体24448.0%7322.6%风电20847.7%6317.9%光伏3649.8%1159.0%中国电力新能源整体14058.4%4151.6%风电6969.9%2364.8%光伏7148.7%1837.7%华润电力风电31957.8%848.2%国电电力新能源整体15614.8%420.0%风电15214.3%40-1.6%光伏434.4%280.1%三峡能源新能源整体33142.5%11646.6%陆上风电19546.1%5616.4%海上风电3337.0%30205.7%光伏9542.9%3044.2%龙源电力风电51317.4%1515.1%节能风电风电.%.%资料来源：公司公告，申万宏源研究www.swsresearch.com2.1.2组价价格高企叠加风电配储压力绿电仍受一定程度压制光伏产业链供需错配组件价格高企，各地增加新能源配置储能要求，对绿电构成一定程度压制•光伏产业链供需错配导致多晶硅价格超预期上涨，进而使得组件价格在平价时代不降反升，大幅降低集中式光伏收益率•各地增加新能源配置储能的比例，在满足既定收益率要求下，带储能的风电项目需要极佳的风况资源，限制风电项目拓展速度湖北宁夏2小时青海山东陕西-陕北、关中、延安河南I类区域河南II类区域河南III类区域甘肃-河西5市除外甘肃-河西5市除外湖南1小时江西安徽贵州天津浙江福建无时长强制辽宁海南江苏湖北吉林贵州西藏新疆-阿克苏福建河北广东浙江-海宁鼓励配置5%10%15%20%广西山西-大同内蒙古山西陕西-榆林新疆0204060801001201401601802014-042014-072014-102015-012015-042015-072015-102016-012016-042016-072016-102017-012017-042017-072017-102018-012018-042018-072018-102019-012019-042019-072019-102020-012020-042020-072020-102021-012021-042021-072021-102022-012022-04组件电池片硅片多晶硅各地要求新能源配置储能情况资料来源：wind，申万宏源研究资料来源：各省发改委，申万宏源研究光伏各环节价格指数情况（以2014年4月为100）www.swsresearch.com222.1.3严守底线+政策护航新能源项目收益率具备向上空间光伏价格制约集中式光伏增速，但是电力央企严守回报率底线，不必多度担心供需趋紧背景下盲目追求规模•光伏组件价格高企对光伏装机增速构成制约，但是从2022年前四月光伏装机情况来看，电力企业严守回报率底线，并未在高组件价格背景下，盲目上量集中式光伏，下游强势态度有望向上游传导，倒逼上游降价，预计下半年组件价格有望回落政策发文支持能源转型，保障新能源项目收益率为核心看点，政策护航态度明确•国家发改委、能源局5月公开《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，鼓励全社会提高绿色电力消费占比，多举措支持绿电高质量发展，保障绿电收益率对国家已有明确价格政策的新能源项目，电网企业应按严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数以外的电量可以参与电力市场化交易。我们认为该政策对保障存量机组收益率具有显著作用，有望减少近年来部分地区为缓解补贴压力，持续减少带补贴项目的保障利用小时数的现象对于增量机组，建立新能源项目集中审批绿色通道，不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资成本，推动风电项目有核准制调整为备案制；地方政府要严格依法征收土地使用税费，不得超出法律规定征收费用。主要针对部分地区出让风电光伏资源时，要求电力企业追加配套投资或附带其他不合理条款•完善支持新能源发展的财政金融政策，首次提出“充分发挥电网企业融资优势”在财政金融政策支持方面，《办法》提出加强央地联动，按照以收定支原则用好可再生能源发展基金，研究将新能源领域符合条件的公益性建设项目纳入地方政府债券支持范围。提出充分发挥电网企业融资优势，积极拓展资金来源，推动可再生能源发电延续补贴基金年度收支平衡www.swsresearch.com232.1.4火电业绩仍然低迷水电受益来水改善核电受益电价上行煤价涨幅远超合理区间，煤电2021年历史最大幅度亏损，2022年年初至今修复不及预期，增加三季度保供压力•极端供需矛盾下，我国煤炭价格严重偏离正常轨道，2021年煤电行业有史以来最大规模亏损，已经威胁到电力行业生存。中电联测算，2021年因电煤价格上涨导致全国电煤采购成本额外增加6000亿元左右，8-11月部分集团的煤电板块亏损面达到100%•由于煤价回落不及预期，2022Q1除少部分坑口电站占比较高的公司外，大部分火电公司仍未能盈利，部分现货煤占比高的电力公司（以沿海省份电厂为主）等仍然大幅亏损。22Q2随着长协签订、煤价回落，预计火电企业盈利有望好转。水电受益来水改善，预计今年汛期业绩大增；核电受益电价上行，现金流充足加快新能源拓展•根据中电联数据，我国今年来水偏多，5月全国水电发电量同比增长26.7%，增速较4月进一步提升9.3pct，有望带来业绩高增•核电受益电价上涨，2022Q1中国核电、中国广核净利润分别同比增长53.3%和20.1%。其中中国核电现金充足加快新能源拓展表：火电和核电重点公司2021年及2022年一季度归母净利润情况（亿元人民币）类型公司20202021yoy2020Q42021Q4yoy2021Q12022Q1yoy火电粤电力A17.5-31.5-1.8-29.3--0.5-4.5-建投能源9.2-22-1-14.6-30.7-76.80%上海电力8.9-19--3.2-22.9-2.71-62.20%华能国际45.6-102.6--45.7-110.5-31.3-9.6-华电国际41.8-49.7-5.5-65.9-126.2-48.60%大唐发电30.4-92.6-3.7-92.8-8.1-4.1-国电电力26.3-18.5-4.1-37.1-16.910.6-37.50%内蒙华电7.64.5-40.40%-2.32.5-1.45251.10%中国电力17.1-5.2-------华润电力63.813-79.60%------核电中国核电59.9580.3834.08%10.8815.3140.7%17.8628.8453.3%中国广核...%..-.%...%资料来源：公司公告，申万宏源研究www.swsresearch.com242.2.1宏观经济面临下行压力三季度电力供应不容有失我国经济面临极大下行压力三季度复工复产决定全年经济增速电力供应不容有失•2022年我国多地新冠疫情齐发，加上外部局势恶化等影响，经济面临极大下行压力•5月11日李克强总理主持召开国务院常务会议，指出“在前期支持基础上，再向中央发电企业拨付500亿元可再生能源补贴”。根据财政部网站3月24日公开的中央政府性基金预算，2022年本级支出7183亿元，较2021年增加4048亿元，同时在预算报告正文中提及“推动解决可再生能源发电补贴资金缺口”，增加的金额属于可再生能源补贴基本确定。我们分析此次第二批500亿资金落地预示着欠补解决加速，随着欠补清查进度的推进，剩余部分最快有望在二季度解决，绿电央企现金流大幅改善。•5月25日，国务院召开全国稳住经济大盘电视电话会议，表示：3月份尤其是4月份以来，就业、工业生产、用电货运等指标明显走低，困难在某些方面和一定程度上比2020年疫情严重冲击时还大。当前正处于决定全年经济走势的关键节点，必须抢抓时间窗口，努力推动经济重回正常轨道。要全面贯彻新发展理念，高效统筹疫情防控和经济社会发展，坚定信心，迎难而上，把稳增长放在更加突出位置，着力保市场主体以保就业保民生，保护中国经济韧性，努力确保二季度经济实现合理增长和失业率尽快下降，保持经济运行在合理区间。•上海疫情已进入收尾阶段，北京疫情已基本得到控制，广州、深圳疫情控制得当，估计三季度我国将全面复工复产，接下来几个月复工复产情况将对我国未来经济走势造成决定性影响，电力供应不容有失www.swsresearch.com252.2.2发改委连续发文释义控煤价政策国家决心不容置疑国家发改委2月发布303号文，近日连发数文控煤价，控煤价与稳增长、能源安全并列•国家发改委5月6日确定长协煤价格超过770元/吨，现货价格超过1155元/吨的，视为哄抬煤价•国家发改委公众号近期频繁发出多条释义，堵住规则漏洞。我们认为当前宏观经济背景及电力供需格局下下，国家控煤价决心不容置疑，短期通过行政手段控制煤价，为长期制度性改革赢得空间，看好火电盈利能力边际改善表：国家发改委近日对控煤价政策的释义日期内容详细6月20日煤炭价格调控监管政策拉网式调查国家发改委发布消息称，目前正在全面开展落实煤炭价格调控监管政策拉网式调查。同时指出，下一步，发改部门将会同相关方面持续抓好煤炭价格政策落地见效，对价格超出合理区间的，切实做到发现一起，约谈一起，查处一起。对发现主观恶意大幅度提高价格超出合理区间的，将立即予以通报，并作为涉嫌哄抬价格线索移送有关部门依法惩处。5月23日不得通过关联方大幅度提高价格煤炭生产经营企业不得通过向关联方转售，再由关联方大幅度提高价格出售煤炭。5月20日销售给发电供热企业或热值低于6000千卡的煤炭一般视为动力煤凡以发电、机车推进、锅炉燃烧等为目的，产生动力而使用的煤炭属于动力煤。煤炭生产经营企业直接或间接销售给发电供热企业用作燃料的煤炭，均应视为动力煤。5月19日不得通过不合理提高流通费用等方式变相大幅度提高煤炭销售价格煤炭生产经营企业与需方签订合同时，不得通过不合理提高运输费用或不合理收取其他费用等方式，变相大幅度提高煤炭销售价格。5月16日煤炭中长期合同不得捆绑销售现货变相超出价格合理区间煤炭生产经营企业与需方签订中长期合同时，不得通过捆绑销售现货等方式变相提高交易价格，超出合理区间。5月12日各环节煤炭价格均应在合理区间内对于港口、出矿环节以外，在车板、到厂等环节销售的煤炭，扣除流通环节合理费用后，折算的出矿价、港口价也应在合理区间内。5月11日各类煤炭中长期合同价格均应在合理区间内煤炭供需双方可在国家和地方有关文件明确的煤炭中长期交易价格合理区间内，采取多种方式确定具体价格水平。但无论采取何种方式确定具体价格水平，煤炭中长期合同的实际交易价格均应在合理区间内。月日省区已明确煤炭中长期和现货价格合理区间截至5月9日，除秦皇岛港下水煤外，已有7省区（内蒙古分蒙东、蒙西两个区域）明确了煤炭出矿环节中长期和现货交易价格合理区间。资料来源：国家发改委，申万宏源研究www.swsresearch.com26市场化机制命名为“基准+浮动”政策，2021年限电倒逼放开上浮•2021年10月11日国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。除允许电价上浮20%外，文件更重要的是堵住了2015年改革以来的诸多漏洞：1）计划与市场的双轨制漏洞；2）地方政府干预交易结果的漏洞。表：国家发改委2021年10月11日《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要点要点内容有序放开全部燃点上网电价燃煤发电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。扩大市场交易电价浮动范围将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。推动工商业用户都进入市场各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。避免不合理行政干预各地对电力用户和发电企业进入电力市场不得设置不合理门槛，不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预表：部分省份2022年电力年度长协数据年度长协电量（亿千瓦时）占全省发电量占比年度长协电价（元/千瓦时）较基准涨幅（元/千瓦时）较2021年长协价涨幅百分比绝对数百分比绝对数江苏火电2638.0561.50%0.466719.36%0.075727.97%0.102绿电9.241.80%0.462918.39%0.0719广东火电2534.8570.90%0.4977.34%0.03424.42%0.0975绿电6.790.50%0.513913.40%0.061陕西火电767.2636.82%0.425420.00%0.07124.80%0.0845冀南火电666.922.70%0.437317.54%0.0653广西火电459.6323.75%0.491616.85%0.070926.02%0.1015海南火电31.59.08%0.515820.00%0.0862.3政策展望：行政手段只能缓解一时困难电力行业仍需长效机制资料来源：各省发改委，申万宏源研究资料来源：政策文件，申万宏源研究www.swsresearch.com272.3政策展望：行政手段只能缓解一时困难电力行业仍需长效机制建立成本传导机制首先要推进电力市场改革，主要表现在省间市场、现货市场、容量机制等方面2021年“1439”号文放开燃煤发电参与市场，取消工商业销售目录电价，电改取得5号文和9号文以来的实质性突破•燃煤发电价格上涨幅度放宽至20%，现货价格不受20%限制，为当前推进中的现货市场改革奠定良好基础。•解决能源转型下新能源发电随机性间歇性矛盾，需要依靠（1）增加联网–建设全国电力市场；（2）实时价格信号调节供需关系–建立电力现货市场；（3）保障调峰机组收益–建立容量电价机制•建立以新能源为主体的新型电力系统，需要通过上述市场机制缓解新能源发展导致的能源不可能三角难题——即绿色、经济、安全目标之间存在权衡关系。在完善的电力市场化机制基础上，双碳政策方能自上而下逐步提高约束力度，激励企业减碳与新能源投资。表：近年电力市场化改革重点时间文件内容2021.10《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围至20%，推动工商业用户都进入市场，保持居民、农业用电价格稳定。2021.11《省间电力现货交易规则（试行）》在国网调度组织的全国富裕可再生能源电力交易的基础上，建立省间现货交易，充分利用省间通道剩余输电能力，通过省间日前、日内市场双边集中竞价的方式开展电力余缺互济。2022.01《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》（发改体改〔2022〕118号）到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。资料来源：政府官网，申万宏源研究www.swsresearch.com28第三轮电改的重点在于现货市场改革、全国统一市场和容量电价现货市场改革是新一轮电改的核心，全国统一市场加快推进，但一些阻力仍然存在•第一，政府定价体系遵循收益率管制思想，电价针对不同电源的成本、合理收益率水平分类设定。而市场的原则是“边际定价”，若全国统一市场采取边际定价原则进行全局优化，必然导致结构性利益调整，不同省份均价存在收敛压力。总体而言东部受电省份发电企业面临竞争，而西部用电面临价格上涨压力。•第二，全国方案未规定政府性指令计划的市场化要求（例如三峡水电），而政府性指令计划是当前跨省跨区送受电的实质主体•因此当前方案仍然会采取“余量发电余缺互济”的渐进式改革原则，优先实现全国市场“保安全”的功能，未来再逐步“调利益”表：现货市场改革“三步走”开始时间步骤内容2017年第一批现货试点2017年8月国家发改委、国家能源局选取广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃八个地区作为第一批电力现货市场试点。其中，山西现货试点在2021年缺电时期坚持全年不间断连续结算试运行，通过现货市场缓解供需矛盾，传导成本压力，发挥了保供作用，证明“中国特色电力现货市场行得通”。2021年第二批现货试点2021年5月两部委选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。按照《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》的通知，第二批试点将在2021年6月前开展模拟试运行，年底前开展结算试运行，试点工作节奏相比第一批明显加快。2022年全国范围推进省级现货市场建设2022年初国家发改委主管领导召开全国视频会时提出，将进一步在全国范围内推进省级现货市场建设工作，各省未来都要提交市场建设方案。同时，省间现货市场以及全国统一市场也在同步推进中。资料来源：政府官网，申万宏源研究2.3政策展望：行政手段只能缓解一时困难电力行业仍需长效机制www.swsresearch.com29预计火电的容量电价将是未来的必然趋势，进一步转变火电收益结构•新能源保证容量系数较低，而储能成本较高，伴随火电利用小时数下降，预期政策层面将进一步转变火电收益结构，设置容量电价•国际上，发电容量成本的回收通常采用三类机制：稀缺电价、容量市场、容量成本补偿。•国内目前的基本思路是以容量成本补偿（政府制定容量电价标准）为主，未来逐步探索容量市场。•容量电价有利于保护能耗水平存在劣势但具有一定灵活性调节能力的发电资源，利好火电盈利能力修复表：容量成本回收的三种方式方式特点政策展望稀缺电价现货市场不设价格上限，允许发电通过短时间高价格来保障发电收益，例如得州电力市场在缺电时期电价上涨超百倍。瞬时电价飙升存在舆论风险，预计不适用于国内容量市场通过市场竞价方式形成容量电价操作难度大，十四五时期较难实质落地容量成本补偿通过政府制定补贴标准方式形成容量电价，当前国内省份中，山东明确提出容量成本补偿标准（用户侧收取0.0991元/千瓦时）容量成本补偿机制为我国当前各方面利益关系平衡下，最合适的政策各省现阶段倾向于针对本省火电设置容量成本补偿，对外来电源的容量补偿存在模糊性。但是我们分析随着全国电力供需格局）尤其是负荷）趋紧，调峰压力增大，容量成本补偿机制有望加速出台，迎峰度夏期间的电力供需缺口有望成为政策出台契机。资料来源：申万宏源研究2.3政策展望：行政手段只能缓解一时困难电力行业仍需长效机制www.swsresearch.com302.3政策展望：行政手段只能缓解一时困难电力行业仍需长效机制推进碳市场扩容，实现绿电交易市场与碳交易市场的联动，通过绿电溢价增加新能源项目回报率•2022年5月23日，北京电力交易中心印发绿色交易实时细则，明确交易方式，品种和相应规则，采用证电合一模式，优先平价项目参与交易，绿电交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，原则上市场主体应分别明确电能量价格与绿色环境权益价格。•新政策下，“通过绿电、绿证交易完成消纳责任权重目标，新增可再生能源不纳入增量考核等方面的激励”等要求，可能促使绿电溢价大幅高于碳市场成本传导部分。我们测算按照溢价8分/kWh（2030年碳价100元/吨情况下），2030年绿电交易电量规模按照2万亿千瓦时（约占当年新能源发电量75%）测算，在绿电交易市场上附加收益接近1600亿元，有望极大增厚绿电利润绿电交易市场绿色消费证明碳交易市场溢价提升溢价降低推动谈碳压制碳价碳价上涨，减排成本上升，绿电环境价值提升碳价下跌，减排成本下降，绿电环境价值下降CCER价格<当前绿电溢价对应的碳价<配额价格www.swsresearch.com312.4绿电板块核心推荐标的当前背景下，由于火电业绩仍然承压，修复节奏难以把握，而水电受益来水大增，核电受益市场化电价上涨，业绩较好且可预测性较高。预计随着下半年光伏组件价格的回落以及政策对新能源收益率的呵护，在碳中和以及能源结构清洁化转型的中长期背景下，我们认为短期内应首先把握具备装机结构优势（新能源转型进度靠前，拥有水电等稳定类电源更加）、业绩确定性强（电煤长协比例较高，煤电业绩修复更快）的龙头公司，静待电力供需格局趋紧背景下，三季度改革预期落地后带来板块性机会结合当前股价、业绩弹性及确定性，我们高度看好火电转型新能源的龙头公司、水电多能互补公司以及综合能源板块，核心推荐组合为中国电力、国电电力、内蒙华电、黔源电力、三峡水利•中国电力（2380）新能源转型最为迅速，储能开启第二成长曲线公司为国电投旗下唯一的全国性电力上市平台，拥有火电、水电、新能源和储能四大板块，火电山西、安徽坑口机组占比高；沅江流域的五凌水电可以提供稳定现金，且2022年来水改善提供十足业绩弹性绿电复合增速位居一线龙头首位，根据公司清洁能源占比目标推算，公司十四五期间新能源增量超过50GW，年均10GW以上。截至目前公司已储备资源超70GW，装机兑现可靠性强，2022年一季度公司新能源发电量增速超过50%，远超同类公司此外，公司2021年合资成立储能业务子公司新源智储，2022年公司预计新源智储业务规模有望达到3GWh-5GWh，实现相当体量的业绩贡献，开启第二增长曲线www.swsresearch.com322.4绿电板块核心推荐标的•国电电力（600795）新能源规划大超预期，传统能源与新能源转型互为支撑公司计划十四五新增新能源35GW，大幅超出前期13GW的规划。20-21年公司累计新签新能源超25GW，22年计划开工6.7GW，预计22年起公司业绩估值将得到巨大提升公司现有火电32GW（仅次于华能国际），背靠国家能源集团（由原国电集团和神华集团合并而成），70%以上火电机组由公司与中国神华合营，煤炭低价长协有保障，部分机组配套煤矿。高煤价态势下，公司火电业绩显著高于其他火电公司。公司拥有水电10GW及多个抽蓄项目，优质传统能源为公司新能源转型提供充沛现金流•内蒙华电（600863）受益于三重催化，低估值高股息属性突出公司为华能集团旗下内蒙古唯一电力上市平台，目前拥有1100万千瓦煤电+150万千瓦新能源+1200万吨煤炭，2022年内蒙古长协电价一般工商业顶格上浮20%，高耗能产业同比上浮50%，电价上涨给公司带来巨大弹性第二批新能源大基地项目主要落地在内蒙古，公司具备火风光一体化优势以及特高压外送通道优势，预计十四五公司新能源将迎来跨越式增长。矿山安全局正式批复，魏家峁总产能从600万吨增加值1200万吨，自有煤矿产量将大幅提升公司煤+电板块盈利能力，继续显著领先于同行。www.swsresearch.com332.4绿电板块核心推荐标的•黔源电力（002039）水光一体化基地加速建设，新型电力系统下水电价值有望重估公司拥有贵州3.2GW水电装机，质地优秀+现金流极强，2022年预计汛期来水大幅改善，带来中报与三季报较高业绩预期历史上公司来水波动较大利润波动拖累估值，以及公司多年以来缺乏项目投资渠道，优质的现金流几乎全部只能用于还债，缺乏成成长性。碳中和背景下，公司做为华电贵州省重点平台，加大光伏投资。21Q3投产75万千瓦光伏项目，目前在手5GW光伏项目开发协议，十四五全力加速成长。水光一体化基地直接解决调峰问题，回报率具备较高保障根据国家近期抽水蓄能政策，贵州省抽水蓄能项目上报合计约40GW，开发空间广阔，为公司水电业务打开广阔空间。截至目前，公司关岭光马104万千瓦抽水蓄能项目正开展可研工作。•三峡水利（600116）万亿综合能源蓝海，三峡系平台扬帆起航来水改善与电价上涨提供十足弹性。公司传统主营业务为重庆区域配售电业务，21年电力板块净利润10.46亿元，占比超过80%。22Q1自有水电发电量4.16亿千瓦时（yoy+24.33%），不含税售电价0.4933元/千瓦时（同比增加0.0746元/千瓦时），预计2022年来水改善与终端电价上涨态势下带来公司中报较高业绩预期集团支持+售电协同+稀缺机制优势掘金万亿综合能源蓝海。公司为三峡集团旗下控股公司，依托集团支持、“售电+综能”业务协同以及“混改”体制三大核心优势，售电方面，“十四五”期间力争从200亿千瓦时达到千亿千瓦时；综能方面，围绕用户差异化需求，将非标项目分场景模块化推广复制到全国，看好公司电力主业和综合能源平台发展，具备较高安全边际合资模式打造电池银行，储能运营业务如虎添翼。公司计划与赣锋锂业、长江电力以及三峡集团旗下资本运营平台合资设立电池资产管理公司，其中三峡水利持股30%；三峡系合计持股70%。合资公司业务覆盖新型储能、动力电池等，为公司主业延伸，轻重资产结合下，公司换电重卡与用户侧储能业务如虎添翼；同时合资公司体制机制灵活，采用市场化选聘机制，有望在电池资产管理服务赛道跑出加速度。•中期重点关注：华润电力、华能国际（A+H）、粤电力a、申能股份、浙能电力、皖能电力主要内容1.供需紧张、调峰压力较大是中长期最大的电力基本面2.电源：绿电、煤电暂时承压电改加速为电力发展保驾护航3.电网：新型电力建设提速在即特高压、储能确定性最强34www.swsresearch.com353.1新能源比例快速上升十大变化铸就新型电力系统资料来源：申万宏源研究2.坚强交直流特高压电网是新能源消纳的主力1.水火风光优势互补形成清洁能源大基地3.柔性互联提高电网灵活性4.综合能源服务和微电网发挥多能互补优势5.大量直流负荷、电源提高直流配电网价值6.虚拟电厂技术提高分布式电源与大电网协调度7.分布式电源大量应用8.需求侧响应削减尖峰负荷9.智能配电网提高电力消费效率.储能技术全面应用www.swsresearch.com363.2特高压及调峰资源建设是新型电力系统建设的当务之急缺少远距离输电通道和灵活性电源是我国当前电力系统最核心的矛盾•我国优质风光资源位于西部、北部地区，但电力消费主力在东南沿海（胡焕庸线以东占86.5%），新能源一次能源无法直接输送导致未来“西电东送”格局将进一步加强。•当前跨区输电电量仅占我国电力消费量不足10%，现有跨区输电通道难以满足未来大规模的新能源外送，严重制约新能源大基地消纳。•我国幅员辽阔，输电通道距离动辄数千公里，提高电压等级有效提高输电经济性，特高压应运而生。我国太阳能资源分布（kWh/m2·a）资料来源：中电联，国家能源局，Solarzoom，申万宏源研究我国各省电力消费量分布我国陆上及海上风力资源分布（W/平方米）www.swsresearch.com373.2特高压及调峰资源建设是新型电力系统建设的当务之急缺少远距离输电通道和灵活性电源是我国当前电力系统最核心的矛盾•煤电目前是我国最重要的调节性电源，但煤电调节性能差，一般仅能在50%~100%之间调节，热电联产机组甚至只能在80%~100%之间调节。•天然气发电调节能力最强，英国、德国等国家利用天然气发电消纳高比例新能源。我国是少气国，天然气发电比例较低。•我国天然气、抽水蓄能等灵活性电源装机比例极低（2021年底占比仅6.2%），导致我国电力系统调峰能力差，严重影响新能源消纳。建设调峰资源，提高电网灵活性是当务之急。煤电灵活性改造、抽水蓄能和新型储能是最适应我国国情的调峰资源。煤电灵活性改造和储能有效提高电网灵活性资料来源：中电联，申万宏源研究123456789101112131415161718192021222324风电光伏其他电源火电火电出力火电调峰范围部分时段火电最低出力要求超出调峰范围，出现调峰缺口1.煤电灵活性改造增加调峰范围2.弃风/弃光/弃水/煤电停机，受可再生能源消纳指标限制，经济性差3.启动应急备用机组，经济性较差123456789101112131415161718192021222324风电光伏其他电源火电储能/需求响应火电出力火电调峰范围4.储能设备充放电修正发电曲线5.需求侧响应/分时电价引导修正用电曲线2021年我国电力装机结构（亿千瓦）表：主要调峰资源性能比较造价（元/kW）碳排放调节性能调节时长规模火电灵活性改造最低，500~1500有，较高低，火电出力最低到25%~30%理论上不受时间限制大，理论最多可增加调峰资源180~240GW燃气发电较低，2000~2500有，较低较强，可启停调峰理论上不受时间限制我国天然气资源少，规模有限抽水蓄能5000~8000无碳排放强，-100%~100%几小时到十几小时大，可开发资源数百GW电化学储能3000~4000无碳排放强，-100%~100%数小时理论无上限电网互联—无碳排放受市场机制影响理论上不受时间限制大需求侧资源—无碳排放受市场机制影响—大www.swsresearch.com383.3电网投资将创历史新高下半年将加大投入4-5月电网投资受疫情影响下滑明显下半年投资有望快速回升•今年三大电网计划投资达6370亿元，同比增长28.66%。其中国家电网投资5012亿元，南方电网投资1250亿元，内蒙古电网投资108亿元。•1—5月电网投资完成额1263亿元，同比增长仅3.1%，远不及全年计划增速。主要原因是4月、5月受疫情影响，单月分别同比下滑12.82%、0.80%，1—3月电网投资完成额同比增长15%。此外，电网投资具有非常明显的周期性，四季度占比可达40%以上，1—5月增长不及预期对全年完成情况影响较小，此外5月同比下滑大幅收窄，疫情影响基本消退，下半年电网招标建设有望迎来高峰。2018-2022M5我国各月电网投资完成额及同比增速（亿元）289538983448368736613894411946405431533953735012469949516370-20%-10%0%10%20%30%40%01000200030004000500060007000电网投资额同比(右轴)资料来源：中电联，申万宏源研究2008-2022E我国电网投资完成额及增速（亿元）-60%-40%-20%0%20%40%60%80%01002003004005006007008009001,000电网投资额单月同比增速（右轴）www.swsresearch.com39资料来源：国家发改委，国家电网，南方电网，申万宏源研究3.4.1碳达峰目标关键节点已至特高压核准有望迎来高峰双碳目标和稳增长双重压力第二批风光大基地即将启动•2022年3月国家发改委、国家能源局印发《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》，风光基地总装机规模达455GW，其中十四五期间建成200GW，外送150GW。第二批风光大基地规模占我国十四五预计的新能源规划总装机30%以上，能否按时投产对于我国提前实现“碳达峰”目标意义重大。•2022年5月24日国务院发布《扎实稳住经济的一揽子政策措施》，提出加快推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，近期抓紧启动第二批项目，稳增长压力下风光大基地建设有望提速。第二批风光大基地靠近国境线有大量外送需求表：今年以来各方密集表态加快特高压建设时间来源内容2022/3/22《“十四五”现代能源体系规划》加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。完善华北、华东、华中区域内特高压交流网架结构，为特高压直流送入电力提供支撑，建设川渝特高压主网架，完善南方电网主网架。2022/3/29《2022年能源工作指导意见》积极推进输电通道规划建设。结合以沙漠、戈壁、荒漠等地区为重点的大型风电光伏基地规划开发及电力供需发展形势，积极推进规划已明确的跨省跨区输电通道前期工作，条件具备后，抓紧履行核准手续。加快建设南阳~荆门~长沙、驻马店~武汉、荆门~武汉、白鹤滩~江苏、白鹤滩~浙江等特高压通道。2022/6/1《可再生能源“十四五”发展规划》优化新建通道布局，推动可再生能源跨省跨区消纳。加快建设白鹤滩至华东、金沙江上游至湖北特高压输电通道，在确保水电外送的基础上，扩大风电和光伏发电外送规模。加快建设陕北至湖北、哈密至重庆、陇东至山东等特高压直流输电通道建设，提升配套火电深度调峰能力，在送端区域内统筹布局风电和光伏发电基地，可再生能源电量占比原则上不低于50%。//国家电网全力服务经济社会平稳健康发展八项措施尽早开工川渝主网架、张北—胜利、武汉—南昌、黄石特高压交流，金上—湖北、陇东—山东、宁夏—湖南、哈密—重庆特高压直流等项特高压工程。www.swsresearch.com40特高压直流需求测算：年均3—4条•特高压直流的需求更为明确，确定性更强。交流特高压的功能更为复杂，相比之下直流特高压单纯以跨区输电为目的，且技术路线具有唯一性，确定性更强。以国家发改委、国家能源局印发的《以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，2030年规划建设风光基地总装机约455GW，十四五期间外送规模达150GW，十五五达165GW，从可再生能源输送需求的角度对2030年前所需特高压直流的数量进行测算。•第二批以上项目进度需要与第二批大基地建设相匹配，即全部在2030年前投产，考虑到其它项目需求，2030年前年均开工3—4条特高压直流。表：第二批风光大基地直流外送需求测算十四五十五五大基地规模（GW）200255跨区外送比例75%65%跨区新能源输电需求（GW）150165其中风电（GW）7583风电利用小时数（小时）24002400其中光伏（GW）7583光伏利用小时数（小时）14001400可再生能源电量占比55%55%新能源要求消纳率95%95%风电和光伏理论发电量（亿千瓦时）28503154可再生能源年外送电量（亿千瓦时）27082996配套火电年发电量（亿千瓦时）22152452特高压通道利用率55%55%所需通道总容量（GW）102113单条特高压容量（GW）88所需特高压数量1315每条特高压配火电（MW）40004000火电利用小时数（小时）42604076单个工程配置新能源（GW）11601200通道利用小时数48704671资料来源：申万宏源研究3.4.2特高压直流年均需开工3-4条才能满足风光大基地送出需求www.swsresearch.com41已建成±800kV/8GW工程核准—开工及开工—建成天数资料来源：公开资料，申万宏源研究整理我国历史特高压直流核准—开工—建成分布3.4.3根据风光大基地并网时间倒算未来一年特高压有望密集核准特高压直流核准到投运24—30个月未来6—12个月核准节奏直接决定风光大基地能否如期投运•目前我国特高压直流基本以±800kV/8GW为标准设计。总结我国已建成的9条8GW直流特高压，核准到投运最快625天，最慢1198天，平均818天，多数位于24—30个月区间。•第二批风光大基地要求其中150GW外送规模在十四五期间投运，需要新建特高压直流线路10条以上。以最保守估计全部在2025年年内投运，首批项目2023年初就需要核准开工，因此今年下半年到明年上半年预计特高压直流将密集核准，核准强度将远超历史水平。111001201520221110110120143021210000201120161022012345672006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021核准开工建成13219094712561233248925602791227911991191613423182576247057337297557847756517480.00500.001,000.001,500.002,000.002,500.003,000.003,500.004,000.00天中直流宾金直流灵绍直流雁淮直流祁韶直流青豫直流陕武直流雅江直流乌东德直流核准-开工天数开工-建成天数/////www.swsresearch.com42特高压交流：十四五建设规模与十三五相当•十三五期间特高压交流总投资1100亿元，十四五规模相当。十四五期间特高压新建变电换流容量3.4亿千伏安，按14条直流总换流容量2.08亿千瓦计算，则特高压交流变电容量达1.32亿千伏安，每组1000kV主变容量300万千伏安，共44组主变。相比之下，十三五期间共新增交流变电容量约1.4亿千伏安，规模相当。特高压交流会带动一系列常规电网建设，是电网稳增长的重要手段。•川渝特高压、张北—胜利、黄石、武汉—南昌等工程有望在下半年陆续开工，大同—天津南工程也有望取得实质性进展。我国已建及十四五期间确定推进的交流特高压项目我国特高压交流开工和竣工项目数量100001012220320320001000110320241005010015020025030035040045050001234520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022开工数量竣工数量开工投资额（亿元）3.4.4特高压交流是电网稳增长重要手段下半年相关工程有望加速资料来源：国家电网，申万宏源研究整理www.swsresearch.com433.4.5海上风电规划超预期柔性直流技术发展值得关注十四五海上风电装机规划超44GW青洲海上柔直有望开工•除上海、辽宁、河北外，其余沿海省份海上风电规划均已明确，总规划达44.34GW，继续看好十四五以及未来海上风电的发展。•海上柔直有望继续取得突破。三峡能源青洲五、七海上柔直计划2024年12月并网，距今不到30个月，如东项目总工期约22个月，而青洲项目体量几乎翻倍（1100->2000MW），开工建设也迫在眉睫。青洲项目建成后将是世界上最大的海上柔直项目，对于我国未来深远海大容量海上风电送出具有深刻引领意义。表：已公布的各地区海上风电十四五发展目标地区来源文件描述十四五新增装机（万千瓦）广东《广东省能源发展“十四五”规划》“十四五”时期新增海上风电装机容量1700万千瓦。1700阳江《阳江市能源发展“十四五”规划》加快推动已核准的青洲、帆石等厂址风电项目（合计650万千瓦）开工建设，2025年底之前已核准1000万千瓦海上风电项目全部建成投产。1000（包含在广东省内）福建《福建省“十四五”能源发展专项规划》“十四五”期间增加并网装机410万千瓦，新增开发省管海域海上风电规模约1030万千瓦，力争推动深远海风电开工480万千瓦480漳州《漳州市“十四五”能源发展专项规划》大力发展海上风电建设，闽南外海浅滩借助国家级千万千瓦级海上风电基地优势，争取在“十四五”期间实施500万千瓦左右的示范性工程并投产200万千瓦。200（包含在福建省内）江苏《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划》2025年底全省海上风电装机达到1400万千瓦，力争突破1500万千瓦。909《江苏省“十四五”海上风电规划环境影响评价第二次公示》十四五规划海上风电场址28个，总规模909万千瓦。浙江《浙江省电力发展“十四五”规划》到2025年，力争全省风电装机容量达到630万千瓦，新增455万千瓦。455广西“十四五”期间将力争核准海上风电800万千瓦，投产300万千瓦。300山东《山东省可再生能源发展“十四五”规划》到2025年，全省海上风电力争开工1000万千瓦、投运500万千瓦。500天津《天津市可再生能源发展“十四五”规划》加快推进90万千瓦海上风电项目前期开工。90合计4434表：海上风电高压交流和高压直流输电比较项目高压交流输电高压直流输电海缆投资高低输电损耗中低理论最大送电距离~100km理论上无上限送电可靠性高较高海上平台造价中等高海上平台重量~3000t~12000t单回海缆最大送出容量~400MW2200MW陆上集控中心小大资料来源：GWEC，各地政府官网，申万宏源研究。注：不包括如东工程（如东工程22000t），尚未有运行业绩www.swsresearch.com44煤电和抽水蓄能仍是最重要的调峰资源•新型电力系统目标下，煤电灵活性改造亟待提速。基于我国火电存量设备基数大的特点，提升燃煤电厂的运行灵活性，增强机组调峰能力，成为较为可行的方案。2021年10月底国家发改委与能源局共同发布《国家发展改革委国家能源局关于开展全国煤电机组改造升级的通知》：灵活性改造完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。•煤电灵活性改造的优势：（1）成本低于抽水蓄能和新型储能；（2）机制完善，煤电具有先发优势；（3）改造建设周期短。煤电灵活性改造兼具调峰和顶峰能力，预计中短期内将承担主要的保供调节任务。•抽水蓄能是最主要的储能方式，十四五和十五五将分别翻倍增长。根据CNESA统计，截止2021年末我国已投运储能装机容量达到46.1GW，其中抽水蓄能39.8GW，占比达到86.3%，是最重要的储能方式。根据《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》，我国未来将加快抽水蓄能装机开发力度。预计2025年、2030年建成抽水蓄能装机容量分别达到62GW、120GW，增长迅猛。资料来源：CNESA，公开资料，申万宏源研究抽水蓄能仍然是最重要的储能形式表：煤电灵活性改造技术路线改造对象技术路线原理涉及改造的设备热电联产蓄热水罐方案增加蓄热装置，降低热电耦合增加需热水罐电锅炉方案增加电锅炉熔盐储热方案增加熔岩储热罐减温减压系统供热方案利用减温减压，用锅炉出口的水蒸气加热减温减压器高背压、切缸改造方案供热期切除低压缸进汽，仅保留最小冷却流量汽轮机纯凝机组降低锅炉最低负荷降低锅炉最低负荷以降低最小出力锅炉、给水泵、磨煤机、锅炉风机、控制系统等3.5充分挖掘电力系统调峰资源煤电灵活性改造和抽水蓄能有望加速www.swsresearch.com45新型储能将作为电力系统调节的重要补充十四五末期有望超过50GW•储能本质上是具有电源和负荷双向特性的参与者，使得储能的使用具有很高的灵活性。•电化学储能具有建设周期短、受场地限制小、易于形成规模、应用场景丰富等优点，未来将成为我国储能环节的重要补充，结合我国实际情况，储能应用场景可分为发电侧、电网侧以及用电侧。•通过调峰缺口模型测算，在弃水/风/光率达到3%，且煤电灵活性改造规模和抽水蓄能建设以及需求侧响应要求都达到规划的情况下，到十四五末期我国仍需约53.4GW的新型储能来填补调峰缺口，相比2021年末存量装机仍有近8倍增长空间。储能在不同场景下的价值体现资料来源：《储能参与电力市场机制：现状与展望》陈启鑫等，申万宏源研究表：新型储能装机与煤电调峰能力/抽水蓄能装机敏感性分析煤电调峰能力减少3%煤电调峰能力减少2%煤电调峰能力减少1%煤电调峰能力不变煤电调峰能力增加1%煤电调峰能力增加1%煤电调峰能力增加1%抽水蓄能47GW6834644660535656525448464433抽水蓄能52GW6730634259495552514947424329抽水蓄能57GW6625623758455447504546384225抽水蓄能62GW6521613357415343494145334121抽水蓄能GW3.6.1新型储能是调峰资源的重要补充调峰缺口和收益机制决定发展规模www.swsresearch.com46发改委、能源局发布《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》直指新型储能痛点•2022年6月7日的《通知》从规划、政策、市场机制建设等方面对可再生能源健康稳健发展做出了纲领性的指导，也明确指出了新型储能发展的痛点。•核心问题：明确新型储能独立参与电力市场的地位。本《通知》明确了满足计量、控制等技术条件，以及满足电网调度要求的储能可以作为独立主体参与电力市场。此前新型储能独立参与电力市场的地位仅在部分地区得到认可，由此也出现了火储联合调频等“借道”参与电力市场的现象，限制了新型储能发挥其技术、商业模式方面灵活性的优点。明确新型储能独立参与电力市场的地位，是解决后续新型储能配套政策的首要前提。•解决新能源强制配储收益问题：新能源配建储能可以选择转为独立储能，也可以与所属电源联合参与电力市场。对于新能源配建储能，《通知》给出了两种方案可供选择：（1）通过技术改造转变为独立储能独立参与电力市场；（2）与所属电源联合参与电力市场。目前新能源强制配储由于机制配套并不是非常完善，部分地区难以发挥全部效用，转为独立储能可以一定程度提高现有新能源配储经济性，也可以充分调用已建储能电站的调节能力。•独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。此政策将直接提高独立储能电站收益率，以山东省为例，110kV输配电价为0.1459元/kWh，政府性基金及附加0.0482元/kWh，合计0.1941元/kWh。•储能减少电网增容投资的价值有望得到体现。除可以发挥承担调峰能力作用外，在电网关键节点布置储能，可以有效提高电网利用率，延缓和减少电网增容投资。本次《通知》提出探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收，对于提高电网投资储能电站具有积极促进作用。3.6.2发改委通知直指新型储能发展痛点www.swsresearch.com47南方“两个细则”首先出台大幅提高深度调峰补偿调整电力用户参与分摊辅助服务费用•2022年6月13日南方能监局发布南方版“两个细则”，为2021年底国家版“两个细则”后首个出台的区域“两个细则”文件。其中《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》为首次为新型储能单独制定政策，显示出新型储能的重要地位。•大幅提高深度调峰补偿标准。当燃煤、生物质机组出力降至40%以下时，调峰补偿标准大幅提高，以广东为例，40%~50%之间时补偿标准为99元/MWh，30%~40%之间大幅增加至792元/MWh。大幅提高深度补偿标准可以有效激发火电灵活性改造积极性。•调峰资源调度优先级有所差别。首先明确了抽水蓄能的优先调度地位，电力调度机构应根据系统需要优先调用抽水蓄能机组提供辅助服务，能力用尽方可调用其他辅助服务资源，超出利用小时数（1550h）后方可参与辅助服务。其次对于其它调峰资源，虽未明确优先级，但新型储能的补偿标准统一确定为与燃煤30%~40%一档一致，那么可以推断在燃煤机组出力40%~50%范围内调峰资源未完全利用时，应该还是会优先调用煤电。•市场化电力用户参与分摊。按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则进行补偿和分摊，辅助服务费用具备向下游传导的通道，对于新能源的健康发展具有积极意义。资料来源：南方能监局，申万宏源研究表：南方区域深度调峰补偿标准（元/MWh）实际出力2022版2020版广东广西云南贵州海南广东广西云南贵州海南40%~50%9949.582.88174.4663326.419.849.530%~40%792396662.4648595.21326652.839.69930%以下1188594993.6972892.81326652.839.699分摊比例发电侧%%%%%%%%%%电力用户50%50%50%50%50%0%0%0%0%0%3.6.3南方“两个细则”首先出台可视作辅助服务市场引路石www.swsresearch.com48新型储能更多参与电力市场“两个细则”还存在改进空间•对于新型储能的定位还是鼓励直接参与电力市场。目前新型储能还是存在两个问题：（1）新型储能装机规模较小，目前还不是调峰主力；（2）新型储能单体容量较小且较为分散，短期内还是更多要依赖抽水蓄能和煤电等大型机组。我们认为对于新型储能的定位出于如下原因：目前深度调峰补偿标准远高于新能源上网电量，如果允许参与调峰则新能源可能直接选择弃电，与可再生能源消纳指标任务相悖，因此新能源目前不宜参与调峰。否则可能出现弃电和储能装置闲置“双输”局面。因此南方“两个细则”还是更多鼓励新型储能直接参与电力市场，并且快速响应国家发改委6月7日《通知》：独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。•当然目前的南方版“两个细则”还存在很多改进空间。（1）省间辅助服务市场仍未打通。省间辅助仅“点对网”纳入受端辅助服务，而对于调节空间更大、调节能力更强的“网对网”方式，并未制定政策；（2）辅助服务补偿标准仍以直接规定为主，并未进一步市场化，无法充分发挥市场的资源配置属性，仍处于消纳成本“三步走”的第一步。图：我国与欧盟、美国辅助服务分类对比资料来源：国网能源院企业战略研究所，申万宏源研究3.6.3南方“两个细则”首先出台可视作辅助服务市场引路石www.swsresearch.com49投资分析意见•2024年和2025年有望出现特高压直流投产高峰，投产数量将远超历史平均水平，看好直流主设备供应商届时业绩表现。下半年电网投资有望加速，技术实力较强的传统电力设备商业有望受益。•换流阀和直流控保环节：换流阀和直流控保是直流输电独有的设备，也是直流输电的核心，价值量高、竞争格局好，技术壁垒和客户壁垒极高。重点推荐：许继电气，国电南瑞•直流海缆环节：直流海缆是海上柔直的核心技术点，具有极高的技术壁垒，建议关注东方电缆•特高压变压器环节：建议关注特高压交、直流变压器龙头特变电工•常规电力设备：下半年电网投资额大幅提升，建议关注思源电气•煤电灵活性改造和抽水蓄能：现阶段煤电灵活性改造具有成本低、机制较为完善、建设周期短等优势，预计随着各地“两个细则”陆续出台会逐渐加速。抽水蓄能是当下最重要的储能类型，未来增长也极为可观。推荐煤电主机设备龙头、水轮机龙头东方电气。•新型储能：建议关注南网重要上市平台，储能业务有望快速增长的南网科技3.7核心标的投资分析意见www.swsresearch.com50附录重点公司估值表表：公用事业重点公司估值表（华润电力采用港币，其他公司采用人民币）板块代码简称评级2022/6/21EPSPEPB（lf)收盘价22E23E24E22E23E24E火电转型2380.HK中国电力买入4.000.280.370.48141180.900836.HK华润电力买入14.82.152.432.87650.80600795.SH国电电力买入3.960.250.340.42161291.58600863.SH内蒙华电买入3.90.450.570.639761.84000539.SZ粤电力A买入4.350.40.550.6311871.01600011.SH华能国际增持7.220.50.640.77141192.02600483.SH福能股份买入13.951.21.391.62121091.51新能源600905.SH三峡能源增持6.390.290.330.372219172.570916.HK龙源电力买入13.060.911.051.231412111.851811.HK中广核新能源买入3.030.360.410.478761.46000875.SZ吉电股份增持7.230.290.370.442520161.86003035.SZ南网能源买入6.570.170.20.253933264.12601778.SH晶科科技增持5.510.270.3420161.35601222.SH林洋能源买入8.550.640.830.93131091.23核电601985.SH中国核电买入6.890.560.610.671211101.67003816.SZ中国广核增持2.810.230.260.281211101.37水电600900.SH长江电力买入23.151.281.361.451817162.85600025.SH华能水电买入7.010.40.430.471816152.58600886.SH国投电力买入10.540.740.830.891413121.68600674.SH川投能源买入12.020.821.021.031512121.71600236.SH桂冠电力买入5.970.320.340.371918163.28000883.SZ湖北能源买入5.090.420.4712111.08002039.SZ黔源电力买入14.881.661.982.459861.91综合能源服务600116.SH三峡水利买入10.410.640.810.971613111.82003035.SZ南网能源买入6.570.170.20.253933264.12电力设备600875.SH东方电气买入17.050.941.171.431815121.59000400.SZ许继电气买入200.780.961.192621172.12600406.SH国电南瑞买入32.681.221.431.652723204.74002028.SZ思源电气增持35.461.642.052.372217153.25.SH东方电缆增持......SH特变电工增持.....资料来源：Wind，申万宏源研究www.swsresearch.com51信息披露证券分析师承诺本报告署名分析师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、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告,并对本报告的内容和观点负责。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。与公司有关的信息披露本公司隶属于申万宏源证券有限公司。本公司经中国证券监督管理委员会核准，取得证券投资咨询业务许可。本公司关联机构在法律许可情况下可能持有或交易本报告提到的投资标的，还可能为或争取为这些标的提供投资银行服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。客户可通过compliance@swsresearch.com索取有关披露资料或登录www.swsresearch.com信息披露栏目查询从业人员资质情况、静默期安排及其他有关的信息披露。机构销售团队联系人华东A组陈陶021-33388362chentao1@swhysc.com华东B组谢文霓021-33388300xiewenni@swhysc.com华北组李丹010-66500631lidan4@swhysc.com华南组李昇0755-82990609lisheng5@swhysc.comA股投资评级说明证券的投资评级：以报告日后的6个月内，证券相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：买入（Buy）：相对强于市场表现20％以上；增持（Outperform）：相对强于市场表现5％～20％；中性(Neutral)：相对市场表现在－5％～＋5％之间波动；减持(Underperform)：相对弱于市场表现5％以下。行业的投资评级：以报告日后的6个月内，行业相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：看好（Overweight）：行业超越整体市场表现；中性(Neutral)：行业与整体市场表现基本持平；看淡(Underweight)：行业弱于整体市场表现。本报告采用的基准指数：沪深300指数港股投资评级说明证券的投资评级：以报告日后的6个月内，证券相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：买入（BUY）：：股价预计将上涨20%以上；增持（Outperform）：股价预计将上涨10-20%；持有（Hold）：股价变动幅度预计在-10%和+10%之间；减持（Underperform）：股价预计将下跌10-20%；卖出（SELL）：股价预计将下跌20%以上。行业的投资评级：以报告日后的6个月内，行业相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：看好（Overweight）：行业超越整体市场表现；中性(Neutral)：行业与整体市场表现基本持平；看淡（Underweight）：行业弱于整体市场表现。本报告采用的基准指数：恒生中国企业指数（HSCEI）我们在此提醒您，不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系，表示投资的相对比重建议；投资者买入或者卖出证券的决定取决于个人的实际情况，比如当前的持仓结构以及其他需要考虑的因素。投资者应阅读整篇报告，以获取比较完整的观点与信息，不应仅仅依靠投资评级来推断结论。申银万国使用自己的行业分类体系，如果您对我们的行业分类有兴趣，可以向我们的销售员索取。www.swsresearch.com52法律声明本报告由上海申银万国证券研究所有限公司（隶属于申万宏源证券有限公司，以下简称“本公司”）在中华人民共和国内地（香港、澳门、台湾除外）发布，仅供本公司的客户（包括合格的境外机构投资者等合法合规的客户）使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司http://www.swsresearch.com网站刊载的完整报告为准，本公司并接受客户的后续问询。本报告首页列示的联系人，除非另有说明，仅作为本公司就本报告与客户的联络人，承担联络工作，不从事任何证券投资咨询服务业务。本报告是基于已公开信息撰写，但本公司不保证该等信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。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，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。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。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突，不应视本报告为作出投资决策的惟一因素。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本公司特别提示,本公司不会与任何客户以任何形式分享证券投资收益或分担证券投资损失，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。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。本公司未确保本报告充分考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。本公司建议客户应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。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。市场有风险，投资需谨慎。若本报告的接收人非本公司的客户，应在基于本报告作出任何投资决定或就本报告要求任何解释前咨询独立投资顾问。本报告的版权归本公司所有，属于非公开资料。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。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记，未获本公司同意，任何人均无权在任何情况下使用他们。www.swsresearch.com简单金融·成就梦想AVirtueofSimpleFinance53上海申银万国证券研究所有限公司(隶属于申万宏源证券有限公司）查浩zhahao@swsresearch.com