联合研究丨行业深度[Table_Title]新型电力系统产业研究系列：总论篇——双碳目标下的虎啸风生请阅读最后评级说明和重要声明2/35丨证券研究报告丨报告要点[Table_Summary]在构建新型电力系统过程中，我们认为风电、光伏是实现能源转型的最重要选择，预计风电光伏新增容量将在“十四五”迎来显著提升，且高增长将延续到“十五五”。火电随着电价机制改革的不断推进以及持续转型新能源，估值也有望迎来重塑。“碳中和”目标的提出赋予了纯正的清洁能源——水电极强的稀缺性，除了未来增量资产具备稀缺性外，存量的优质水电资产也更具核心资产价值。同时我们认为未来电网投资呈现结构性景气，其中新型电力系统建设提升了电网数字化、电网智能化、特高压等环节的景气确定性，继续看好相应细分领域的投资景气。分析师及联系人[Table_Author]张韦华马军邬博华SAC：S0490517080003SAC：S0490515070001SAC：S0490514040001司旗宋尚骞司鸿历SAC：S0490520120001SAC：S0490520110001SAC：S0490520080002于倩叶之楠SAC：S0490520080024SAC：S0490520090003请阅读最后评级说明和重要声明丨证券研究报告丨更多研报请访问长江研究小程序cjzqdt11111[Table_Title2]新型电力系统产业研究系列：总论篇——双碳目标下的虎啸风生联合研究丨行业深度[Table_Summary2]“碳中和”目标下新能源成为成长主线“双碳”目标下，新能源装机规模将迎来跨越式增长，在国家将央企清洁能源装机比例纳入考核的背景下，未来新能源增长的确定性将进一步增强。此外生产技术持续进步也有望带来新能源发电建设成本的持续优化，与此同时，新能源补贴款拖欠的问题也获得了国家层面的重视，新能源发电运营商无论增量还是存量资产均迎来利好。虽然2022年大部分新能源正式迈入全面平价时代，但是随着绿电交易逐步常态化进行，绿电溢价作为市场化的环境价值变现，将接力计划制的行政新能源补贴，在“碳中和”时代助力风光“二次成长”。电力运营：体制改革加速落地，资产价值重塑可期2020年以来，受持续趋紧的电力供需影响，多地限电现象频发危及经济民生。为了更好地改善电力行业经营困境，推动电力市场化改革落地，国家出台多项政策为行业经营纾困：首先，扩大分时电价的峰谷价差以鼓励用户侧自主调节用电负荷，随后国家高层会议进一步表示将煤电市场化电价上下浮动范围扩大至20%，并表示煤电和工商业用户将全部参与电力市场化等。本轮电价改革标志着我国电价机制由多年的“计划”和“市场”双轨并行制，开始向完全市场化的轨道探索。在当前电力供需紧张背景下，看好电价合理提升给电力公司经营情况带来显著边际改善。中长期来看，随着电价改革的深入推进，容量电价政策和电力现货交易推进等也有望使得发电公司直接受益。更重要的是，随着电力的商品化属性得到进一步增强，电力行业将逐步实现从“逆周期”属性到“公用事业”属性的转变，我们长期看好电力资产的价值回归。电力设备：新型电力系统成“十四五”主线电力设备行业研究核心在于电网投资趋势的判断，当前电网公司和国家层面方向一致，即新型电力系统已经较确定性地成为“十四五”电网投资的主线，相关领域未来投资有望呈现高景气。对于具体落地方向，因新型电力系统纲领性文件尚未出台，所以我们从2021年以来电网投资变化、细分领域规划等零散信息对新型电力系统进行归纳总结：整体看，新型电力系统包括两大职能，一是对发电侧提升清洁能源（风光）的消纳能力，二是对用电侧提升电能在终端能源消费中的比重以及节能减排。1）提升风光消纳能力方面，由于风光特点其发电量提升将对电网造成多方面冲击，目前看储能、调度、数字化、特高压、电力交易是电网几大较明确的解决措施，2021年电网公司在相关领域的投资已经落地并且对未来规划也相对清晰；同时，在前期南网“十四五”规划中也提及上述方向的建设加强；此外，配网数字化感知设备、柔性直流等新技术产品未来有望出现放量。2）提升终端电气化方面，电网公司目标为每年1pct的平稳提升幅度，预计未来对应骨干网一次设备扩容迫切性不强；节能减排方面，对于网内输配电设备的损耗降低，节能变压器是较确定的方向之一并且2021Q4已经在招标上兑现；而对于网外综合能源服务，当前阶段我们认为真正具备客户资源优势的企业拥有较强的竞争力，值得重视。因此，我们认为随着电力“十四五”规划逐步落地，预计2022年新型电力系统方向将进一步清晰，优先推荐确定性环节龙头，建议关注配网数字化、特高压（柔性）直流、节能变压器等方向。风险提示1、电网投资方向发生转变的风险；2、电价改革推进不及预期风险。2022-02-07请阅读最后评级说明和重要声明4/35联合研究行业深度目录“碳中和”目标下新能源成为成长主线.............................................................................................6“双碳”之路风光成长空间广阔.........................................................................................................................6政策促成绿电溢价助风光“二次成长”..............................................................................................................9电力运营：体制改革加速落地，资产价值重塑可期....................................................................14电力供需环境趋紧，电价迎来上浮契机.......................................................................................................14天时地利及人和，新电改再启征程...............................................................................................................17电价改革稳步推进，后续系列举措可期.......................................................................................................19电力设备：新型电力系统成“十四五”主线....................................................................................24多层面表态一致，锁定新型电力系统方向....................................................................................................24清洁能源消纳难解，电网适应性升级全面跟进.............................................................................................26终端消费电能提升，综合能源服务空间广阔................................................................................................32投资建议.....................................................................................................................................34图表目录图1：我国2020年能源结构与2025、2030年非化石能源消费占比目标...................................................................6图2：我国陆风平均造价和LCOE情况.......................................................................................................................7图3：我国集中式光伏平均造价和LCOE情况.............................................................................................................7图4：各发电集团2020年清洁能源装机实际占比与2025年规划目标........................................................................8图5：各地区能耗双控目标完成情况晴雨表...............................................................................................................10图6：《完善能源消费强度和总量双控制度方案》主要亮点.......................................................................................11图7：各省清洁能源消纳任务持续提升（标红为未完成当年最低非水可再生能源消纳指标任务省份）....................11图8：绿电交易或成为用户侧满足绿电需求的主流....................................................................................................12图9：可再生能源预测曲线与实际曲线存在明显偏差.................................................................................................12图10：绿电中长期交易规避不稳定出力缺点，保留环境溢价....................................................................................12图11：《促进绿色消费实施方案》的新要求...............................................................................................................13图12：2010年以来我国发电量结构变化...................................................................................................................14图13：2011年以来我国发电装机结构变化...............................................................................................................14图14：可再生能源预测曲线与实际曲线存在明显偏差...............................................................................................14图15：调节性电源装机建设规模均不及规划目标（单位：万千瓦）.........................................................................15图16：动力煤价格(单位：元/吨)...............................................................................................................................15图17：各电网区域最高用电负荷情况（单位：万千瓦）...........................................................................................16图18：2021年以来电力行业亏损严重......................................................................................................................16图19：2021年以来电力行业亏损面为近三年最高....................................................................................................16图20：2020年末以来全国多个省份出现限电情况....................................................................................................17图21：解决电力供需紧张的路径...............................................................................................................................17图22：完善分时电价机制的主要措施........................................................................................................................18图23：电力市场化内容及保障措施............................................................................................................................18图24：世界各国居民电价（单位：元/千瓦时）........................................................................................................19请阅读最后评级说明和重要声明5/35联合研究行业深度图25：世界各国工业电价（单位：元/千瓦时）........................................................................................................20图26：居民与工商业电价补贴示意图........................................................................................................................20图27：2019年全国用户间电价交叉补贴规模超过2700亿元...................................................................................20图28：“十三五”时期“三北”地区实际改造规模远不及规划目标（单位：万千瓦）.....................................................21图29：我国电力现货市场改革关键节点....................................................................................................................22图30：各国现货电价与原油价格...............................................................................................................................23图31：电力设备行业包括的产品品类较多.................................................................................................................24图32：电网投资影响因素分析...................................................................................................................................24图33：习总书记提出要构建新型电力系统.................................................................................................................25图34：新型电力系统主要的两大任务........................................................................................................................26图35：光伏功率曲线与负荷功率曲线不匹配.............................................................................................................26图36：每年国内光伏新增装机量的区域分布.............................................................................................................26图37：电网提升清洁能源消纳能力措施归纳.............................................................................................................27图38：抽水蓄能累计装机规模（GW）.....................................................................................................................27图39：新一代调度技术支持系统...............................................................................................................................28图40：电力物联网架构..............................................................................................................................................28图41：国网数字化招标金额统计情况（亿元）.........................................................................................................29图42：2021年国网数字化服务中标情况...................................................................................................................29图43：数字电网感知层产品梳理...............................................................................................................................29图44：特高压主设备的中标市场格局........................................................................................................................31图45：电能在终端能源消费中的比重平稳增长.........................................................................................................32图46：国网配网变压器季度集招情况（数量，万台）...............................................................................................33图47：综合能源服务参与主体较多............................................................................................................................33表1：陆上风电上网电价政策（单位：元/千瓦时）.....................................................................................................6表2：集中式光伏上网电价政策（单位：元/千瓦时）..................................................................................................7表3：各发电央企装机细则（单位：万千瓦）.............................................................................................................8表4：考核要求与各集团“十四五”规划..........................................................................................................................9表5：各省份绿电交易规模和交易溢价情况...............................................................................................................13表6：各省份年度电力交易电价及溢价情况...............................................................................................................19表7：部分省份出台容量电价政策..............................................................................................................................21表8：首批电力现货市场的试运行启动时间...............................................................................................................22表9：国网董事长上任后的相关表态（含代理期）围绕新型电力系统.......................................................................25表10：国网“十四五”特高压项目梳理（截至2022年1月18日）............................................................................30表11：柔性直流和常规直流性能对比........................................................................................................................31请阅读最后评级说明和重要声明6/35联合研究行业深度“碳中和”目标下新能源成为成长主线“双碳”之路风光成长空间广阔拥抱“双碳”时代号召，清洁能源迎来确定性增长。展望未来，在“碳达峰、碳中和”的目标下我国能源消费结构与电力供给结构必将做出对应的调整。《2030年前碳达峰行动方案》中明确提出，到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右。据此，预计我国煤炭消费占比将明显下降，“十五五”阶段煤炭消费的绝对量也将开始下行，“碳达峰·碳中和”下能源消费转向以新能源为主的非化石能源，风电光伏装机有望迎来持续高速增长，从而带动相关建设主体实现收入和业绩的高速增长。图1：我国2020年能源结构与2025、2030年非化石能源消费占比目标资料来源：国家统计局，长江证券研究所从电价来看，随着风光电站的造价以及LCOE的降低，我国政府对风光补贴力度也在逐年减少。2019年5月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，提出2022年并网的风电项目，将不再享受风电电价补贴。2021年6月，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，表示2021年起对新备案的集中式光伏、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。因此存量补贴风电及光伏项目在2021年完成并网后，2022年我国新能源将正式全面迈入平价时代。表1：陆上风电上网电价政策（单位：元/千瓦时）资源区2009-20152016-201720182019-2020（竞价指导电价）2021年核准2016年前核准，2017年底前开工，2020年底前并网2018年前核准，2019年前开工，2020年底前并网2018年前核准，2020年底前并网I类0.510.490.470.4当地煤电基准电价II类0.540.520.50.45III类0.580.560.540.49IV类0.610.610.60.57资料来源：国家发改委，长江证券研究所15.90%202020.00%2025E非化石能源原煤原油天然气25.00%2030E请阅读最后评级说明和重要声明7/35联合研究行业深度表2：集中式光伏上网电价政策（单位：元/千瓦时）资源区20112012-20132014-2016.62016.6-2017.62017.6-2018.12018.1-2018.52018.6-2019.62019.7-2020.5指导价2020.6-2020.12指导价2021年核准I类1.1510.90.80.650.550.50.40.35当地煤电基准电价II类1.1510.950.880.750.650.60.450.4III类1.15110.980.850.750.70.550.49资料来源：国家发改委，长江证券研究所从成本端看，随着产业内技术的发展，风电光伏项目的造价持续下降，此外随着产业规模的做大，规模效益得以体现，因此我国陆上风电项目和集中式光伏项目的造价和LCOE（平准化度电成本）基本呈现稳定下降的趋势：➢陆上风电方面：2010年-2020年，单位千瓦造价从1500美元下降到1264美元，降幅为15.72%。➢集中式光伏方面：2010年-2020年，单位千瓦造价从3994美元下降到651美元，降幅高达83.71%。图2：我国陆风平均造价和LCOE情况图3：我国集中式光伏平均造价和LCOE情况资料来源：IRENA，长江证券研究所资料来源：IRENA，长江证券研究所与此同时，新能源补贴款拖欠的问题也获得了国家层面的重视，新能源发电运营商无论增量还是存量资产均迎来利好。2021年2月，国家发改委连同财政部、央行、银保监会和国家能源局联合发布《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，文件提出：➢金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷。对短期偿付压力较大但未来有发展前景的可再生能源企业，可以在银企双方自主协商的基础上，根据项目实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排。➢金融机构按照市场化、法治化原则自主发放补贴确权贷款。已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，对已确权应收未收的财政补贴资金，可申请补贴确权贷款。➢通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。补贴确权贷款的利息由贷款的可再生能源企业自行承担，利率及利息偿还方式由企业和银行自行协商。为缓解企业承担的利息成本压力，以已确权应收未收财政补贴、贷款金额、贷款利率等信息为参考，向企业核发相应规模的绿色电力证书，允许企业通过指标交易市场进行买卖。在指标交易市场的收益大于利息支出的部分，作为企业的合理收益。0.000.050.100.150.200500100015002000250030001996199719981999200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020陆上风电造价(USD/kW)陆上风电LCOE(USD/kWh，右轴)0.000.050.100.150.200.250.300.351000200030004000500020102011201220132014201520162017201820192020集中式光伏造价(USD/kW)集中式光伏LCOE(USD/kWh，右轴)请阅读最后评级说明和重要声明8/35联合研究行业深度传统火电积极转型，规划宏伟新能源装机目标。2020年末以来，以五大发电集团为代表的大型电力央企参与新能源发电项目建设的积极性显著提升，一方面源于“碳中和”的时代号召和央企觉悟，另一方面得益于央企低利率的资金优势，目标IRR灵活度更高，因此对于平价项目的建设意愿更加充分。图4：各发电集团2020年清洁能源装机实际占比与2025年规划目标资料来源：各集团官网，长江证券研究所中央发布央企可再生能源装机约束指标，增强各公司装机增长确定性。2021年12月30日，国务院国资委发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，要求到2025年，中央企业产业结构和能源结构调整优化要取得明显进展，可再生能源发电装机比重达到50%以上。从我国存在电力装机的央企来看，传统电力集团均未达到国资委设定目标，且均距目标存在较大差距。表3：各发电央企装机细则（单位：万千瓦）公司数据截止时间考核需要新建装机可再生能源占比总装机容量风电光伏水电国家能源集团2020.1212445.1026%25713.104603.80168.701861.20中国华能集团2020.127780.1730%19644.052529.96645.502756.48中国华电集团2021.66710.9430%17138.182460.642752.98中国大唐集团2020.125636.8931%14870.591908.010.002708.84华润集团2021.61719.0032%4706.301385.4080.3028.00中国核工业集团2021.61647.2121%2854.59197.39406.300.00中国广核集团2021.31477.1038%6331.001698.00730.000.00中国中煤能源集团2021.31291.000%1291.000.000.000.00中国长江三峡集团2021.3-95%8920.661082.88800.926573.86中国节能环保集团公司2021.9-89%939.09401.72431.320.00中国电力建设股份公司2021.6-82%1736.56635.67145.15639.74中国能源建设股份公司2020.12-76%286.60140.0078.00国家开发投资集团2021.6-63%3196.53223.75108.201676.50国家电投集团2021.3-51%17951.593140.253665.592398.72资料来源：Wind，长江证券研究所30%31%32%52%50%50%50%60%0%10%20%30%40%50%60%70%华能集团华电集团大唐集团国家电投集团20202025E请阅读最后评级说明和重要声明9/35联合研究行业深度以国家能源集团为例，如果达到50%的考核基准线，则需要新建可再生能源装机1.24亿千瓦，而其“十四五”规划新增新能源装机7000~8000万千瓦，新能源装机占比达到40%，较目标仍有一定差距，因此预计国家能源集团或在“十四五”将加速新能源布局。此外，华能集团、华电集团、华润集团等均在本次《意见》要求下面临一定考核压力，在此背景下预计各大发电集团“十四五”规划落实将会得到进一步保证，利好旗下上市公司的成长。表4：考核要求与各集团“十四五”规划公司考核需要新建装机（万千瓦）公司"十四五"规划国家能源集团12445.10“十四五”新增新能源装机7000-8000万千瓦，占比达到40%中国华能集团7780.17”十四五“新增新能源装机8000万千瓦-1亿千瓦，占比超过50%中国华电集团6710.94"十四五“末非化石能源装机占比力争达到50%中国大唐集团5636.89到2025年非化石能源装机超过50%华润集团1719.00“十四五”新增新能源装机4000万千瓦中国核工业集团1647.21”十四五“中国核电新增新能源装机3000万千瓦中国广核集团1477.10“十四五”末境内新能源装机突破4000万千瓦中国长江三峡集团-“十四五”时期保持每年1500万千瓦清洁能源新增装机规模中国电力建设股份公司-“十四五”境内新增新能源装机3000万千瓦中国能源建设股份公司-“十四五”末控股新能源装机达到2000万千瓦以上国家电投集团-”十四五“末清洁能源装机占比提升到60%资料来源：Wind，长江证券研究所政策促成绿电溢价助风光“二次成长”“双碳”背景下能耗双控面临严峻的考核形势。2021年以来，我国多地发生拉闸限电的现象，据人民网披露，除受电力供需趋紧影响之外，还有重要的原因是多地未完成能耗双控要求而采取的紧急限电措施。2021年年初发布的《“十四五”国民经济和社会发展规划与2035年远景目标纲要》提出“十四五”期间全国单位GDP能耗和二氧化碳排放分别降低13.5%、18%的节能目标，要求2021年单位GDP能耗降低3%。而近三轮通报情况中宁夏、广西、广东等多个省份能耗强度考核始终未达标，能源消费总量方面，云南省持续为一级预警，广东、广西等也始终未达标。请阅读最后评级说明和重要声明10/35联合研究行业深度图5：各地区能耗双控目标完成情况晴雨表1资料来源：Wind，长江证券研究所绿电交易鸣锣开市，政策鼓励保障需求。2021年9月，我国正式启动了绿电交易市场。绿色电力交易是在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种，在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。购买绿色电力产品的交易价格由发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成。其中，带补贴的新能源项目交易电量将不再领取补贴或注册申请自愿认购绿证，不计入其合理利用小时。随后绿电交易与能耗双控进行了挂钩，从制度上保障了绿电的需求：《完善能源消费强度和总量双控制度方案》中提出根据各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。随后10月8日国常会进一步放宽了要求，提出新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量。1红色为一级预警，表示形势十分严峻；橙色为二级预警，表示形势比较严峻；绿色为三级预警，表示进展总体顺利2020Q1-32021Q12021H12020Q1-32021Q12021H1青海宁夏广西广东福建新疆云南陕西江苏浙江河南甘肃四川安徽贵州山西黑龙江辽宁江西上海重庆北京天津湖南山东吉林海南湖北河北内蒙古地区能源消费总量控制目标预警等级能耗强度降低进度目标预警等级请阅读最后评级说明和重要声明11/35联合研究行业深度图6：《完善能源消费强度和总量双控制度方案》主要亮点资料来源：国家发改委，长江证券研究所可再生能源消纳标准持续提升，风光电量刚性需求随之增加。2019年5月，国家发改委和国家能源局联合下发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，对各省电力消费设定可再生能源消纳责任权重，同时对消纳考核进行了明确界定，未履行消纳责任的市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。相比较于能耗双控，对于未完成可再生能源消纳指标的考核责任个体的惩罚措施更为严厉。并且从每年新下发的非水可再生能源最低及激励性消纳责任权重来看，基本呈逐年上升的趋势。也就是说，各省份对于新能源电量的需求存在一定的刚性且呈逐年上涨的态势。图7：各省清洁能源消纳任务持续提升（标红为未完成当年最低非水可再生能源消纳指标任务省份）资料来源：国家发改委，长江证券研究所能耗双控政策亮点预留总量指标超额可再生电力免考核用能市场交易2022年非水电最低消纳责任权重激励性消纳责任权重实际消纳完成情况最低消纳责任权重激励性消纳责任权重实际消纳完成情况最低消纳责任权重激励性消纳责任权重实际消纳完成情况最低消纳责任权重激励性消纳责任权重最低消纳责任权重北京10.5%11.6%11.7%13.5%14.9%12.0%15.0%16.5%16.1%17.5%19.3%18.8%天津10.5%11.6%11.0%13.5%14.9%12.0%14.0%15.4%15.1%16.0%17.6%17.3%河北10.5%11.6%11.3%13.5%14.9%13.0%12.5%13.8%13.5%16.0%17.6%17.3%山西12.5%13.8%14.5%13.5%14.9%16.2%16.0%17.6%16.8%19.0%20.9%20.3%内蒙古18.0%19.8%17.3%18.0%19.8%16.7%16.5%18.2%19.5%19.5%21.5%20.8%辽宁10.0%11.0%11.7%10.0%11.0%12.5%12.5%13.8%13.6%13.5%14.9%14.8%吉林15.0%16.5%17.0%15.5%17.1%18.8%18.5%20.4%21.3%21.0%23.1%22.3%黑龙江15.0%16.5%16.2%17.5%19.3%20.2%20.0%22.0%21.5%20.0%22.0%21.3%上海2.5%2.8%3.3%3.0%3.3%4.2%4.0%4.4%4.8%4.0%4.4%5.3%江苏5.5%6.1%7.0%6.5%7.2%7.4%7.5%8.3%9.0%10.5%11.6%11.8%浙江5.0%5.5%5.3%6.5%7.2%6.7%7.5%8.3%7.5%8.5%9.4%9.8%安徽9.5%10.5%11.0%10.5%11.6%12.3%12.5%13.8%13.6%14.0%15.4%15.3%福建4.5%5.0%4.9%5.0%5.5%5.6%6.0%6.6%7.3%7.5%8.3%8.8%江西6.5%7.2%8.6%7.0%7.7%8.7%9.0%9.9%10.6%12.0%13.2%13.3%山东9.0%9.9%9.4%10.0%11.0%11.1%11.0%12.1%11.4%12.5%13.8%13.8%河南9.0%9.9%9.4%9.5%10.5%13.1%12.5%13.8%13.7%18.0%19.8%19.3%湖北7.5%8.3%7.5%9.0%9.9%7.8%8.0%8.8%9.1%10.0%11.0%11.3%湖南9.0%9.9%10.2%11.5%12.7%8.6%9.0%9.9%11.1%13.5%14.9%14.8%广东3.5%3.9%3.5%3.5%3.9%4.2%4.5%5.0%5.4%5.0%5.5%6.3%广西4.0%4.4%4.2%4.5%5.0%6.5%7.0%7.7%8.9%10.0%11.0%11.3%海南4.5%5.0%5.2%5.0%5.5%6.8%6.5%7.2%7.4%8.0%8.8%9.3%重庆2.0%2.2%2.9%2.5%2.8%4.0%3.5%3.9%4.2%4.0%4.4%5.3%四川3.5%3.9%4.4%3.5%3.9%5.6%6.0%6.6%6.1%6.0%6.6%7.3%贵州4.5%5.0%4.5%5.0%5.5%5.2%6.0%6.6%7.3%8.5%9.4%9.8%云南11.5%12.7%15.6%11.5%12.7%16.3%15.0%16.5%15.1%15.0%16.5%16.3%陕西9.0%9.9%10.6%10.5%11.6%11.7%12.0%13.2%13.6%15.0%16.5%16.3%甘肃14.5%16.0%13.4%17.0%18.7%16.9%16.5%18.2%17.8%18.0%19.8%19.3%青海19.0%20.9%18.5%23.0%25.3%19.7%25.0%27.5%25.4%24.5%27.0%25.8%宁夏18.0%19.8%22.3%18.0%19.8%21.3%20.0%22.0%21.4%22.0%24.2%23.3%新疆11.5%12.7%14.7%12.0%13.2%11.1%10.5%11.6%10.9%12.5%13.8%13.8%省（自治区直辖市）非水电消纳责任权重2020年2019年2018年非水电消纳责任权重非水电消纳责任权重2021年非水电消纳责任权重请阅读最后评级说明和重要声明12/35联合研究行业深度从当前的政策及市场机制来看，电力消费侧用户要实现降耗减碳，主要有以下四个途径：投资可再生能源、采购绿证、碳排放权交易和采购绿电。但其均有不同程度的局限性，如可再生能源投资规模大、周期长，并且不同区域由于资源禀赋不同，很难在各个地区均实现大规模风光电源的投资；绿证存在证电分离的问题，在核算终端实际碳排放认可度较低；碳排放权是指标对冲形式，且参与受众较小；通过绿电交易市场适用性最为广泛，且最接近本质减碳，因此绿电交易有望成为未来对于绿电需求的主要满足方式。图8：绿电交易或成为用户侧满足绿电需求的主流资料来源：长江证券研究所中长期交易规避绿电缺点，双重属性确保交易价格下限。从绿电性质来看，绿电存在电力属性和环境属性；从电力属性来看，清洁电力与传统能源相比最大的缺点在于清洁能源电力出力不稳定，也就是说如果从实时平衡角度来看，用户侧使用绿电需要较传统能源存在一定折价。而从环境属性方面，绿电存在节能降碳的作用，并且可以满足用户的考核需求，因此需要较传统火电实现一定溢价。然而国家发改委明确提出绿电交易特指绿电的中长期交易，而中长期交易指的是在规定区间范围内供给一定电量，恰好规避了绿电出力不稳定的缺点，因此即使绿电交易市场中供给大于需求，绿电仍可以通过发挥其电力属性获取火电电价，并且用户侧仍然需要对其环境属性付费。图9：可再生能源预测曲线与实际曲线存在明显偏差图10：绿电中长期交易规避不稳定出力缺点，保留环境溢价资料来源：储能100人，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所多地实现溢价交易，常态化机制已成型。从成交价格来看，首批绿电交易价较当地中长期价格溢价3~5分钱/千瓦时。在全国绿电交易试点开启后，截至2021年底已经有天津市、安徽省、甘肃省、浙江省、江西省、江苏省及广东省等7个省市陆续开展了本省的绿电交易，且均在不同程度上实现了较当地燃煤基准价的溢价交易，绿电交易已经呈现出常态化、机制化的趋势。投资风光电源碳排放权交易绿电需求绿证交易绿电交易投资规模达、周期长指标对冲形式，受众有限存在证电分离的问题适用性最广，或成为主流绿电性质电力属性环境属性出力不稳定降碳、应对考核中长期交易，影响有限保留溢价来源请阅读最后评级说明和重要声明13/35联合研究行业深度表5：各省份绿电交易规模和交易溢价情况交易时间交易省份交易电量（万千瓦时）交易溢价（元/千瓦时）9月7日全国7935000.03~0.059月24日天津市6000.0410月8日安徽省2750.0210月22日甘肃省56未披露11月11日浙江省3000未披露12月23日江苏省924000.0712月26日广东省679000.06资料来源：各省电力交易中心，长江证券研究所政策组合拳再发力，绿电溢价刚性增强。1月21日，国家发改委、工信部等七部委联合印发了《促进绿色消费实施方案》，相较于已经出台的措施，本次方案的增量主要是：1）市场化用户要通过购买绿电或绿证的方式完成可再生能源消纳权重；2）加强高耗能企业使用绿电的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿电最低占比；3）在电网保供能力许可范围内，对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。新的要求下，被考核的市场化企业或将均成为绿电市场需求侧主体，若完成可再生能源消纳指标，需要主动通过市场化手段购买绿电或绿证，绿电市场及付费机制趋于完善。此外，高耗能使用绿电的刚性约束和需求侧管理优先保障，也会使得高耗能企业出于生产和经济考量进一步增加绿电需求，政策组合拳将保障基础绿电消费进一步拓宽增量，绿电的溢价刚性有望随需求进一步增强。绿电溢价作为市场化的环境价值变现，将接力计划制的行政新能源补贴，在“碳中和”时代助力风光“二次成长”。图11：《促进绿色消费实施方案》的新要求资料来源：国家发改委，长江证券研究所市场化用户要通过购买绿电或绿证的方式完成可再生能源消纳权重在电网保供能力许可范围内，对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障加强高耗能企业使用绿电的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿电最低占比请阅读最后评级说明和重要声明14/35联合研究行业深度电力运营：体制改革加速落地，资产价值重塑可期电力供需环境趋紧，电价迎来上浮契机“十三五”以来，我国电源结构发生了明显的变化，随着煤电供给侧改革的推进和风电、光伏新增装机的快速提升，装机和电量结构中清洁能源的占比快速提升。图12：2010年以来我国发电量结构变化图13：2011年以来我国发电装机结构变化资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所发电侧出力稳定性下降，短期暂时难以快速解决。能源和电力结构的转型与升级是必然的趋势，但新能源装机占比的快速增长也使得风电和光伏等电源容易受天气影响、稳定性欠佳的缺点更加凸显，发电侧的供电能力波动也随之明显加剧。同时，在当前的经营环境和技术成本下，新能源出力的高波动性暂时难以得到有效的解决。图14：可再生能源预测曲线与实际曲线存在明显偏差资料来源：储能100人，长江证券研究所调峰电源扩张不及规划目标，中间环节脆弱制约电力平衡。虽然近年来新能源装机快速增长，但是与之配套的调节性电源装机却长期不及预计，“十三五”期间，我国规划在“三北”地区进行火电灵活性改造规模2.15亿千瓦，新增调峰能力4500万千瓦，同时抽水蓄能及气电装机规模达4000万千瓦和11000万千瓦，但从实际完成情况来看，新增装机均不及规划目标，从而限制了新能源在用电高峰期的实际出力能力。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20102011201220132014201520162017201820192020火电水电核电风电光伏0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20112012201320142015201620172018201920202021火电水电核电风电光伏请阅读最后评级说明和重要声明15/35联合研究行业深度图15：调节性电源装机建设规模均不及规划目标（单位：万千瓦）资料来源：Wind，国家发改委，长江证券研究所煤价再现非季节性高涨，限制火电发电积极性。除新能源出力影响外，2021年煤炭价格高位运行，火电企业生产经营和现金流压力较大，从供需两端来看：➢需求方面，用电需求高速增长，且水电来水偏枯，多地出现用电紧张，火电的高出力使得电煤需求持续处于高位。➢供给方面，事故频发叠加建党百年，煤矿安全监察趋严，产能释放受到制约。图16：动力煤价格(单位：元/吨)资料来源：Wind，长江证券研究所需求侧波动进一步提升，波峰愈发尖、波谷愈发深。在全社会用电的需求侧，随着经济结构的持续发展和升级，以及工业化进程和生活电气化水平的提升，叠加上近年来气候气温异常频发，我国全社会用电最高用电负荷持续上行，波峰波谷之间的负荷差持续拉大，用电侧波动性日益加剧。21500450040001100082411510314998020500010000150002000025000火电灵活性改造规模火电改造增加调峰能力抽水蓄能气电“十三五”规划目标实现情况05001,0001,5002,0002,5003,0002021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-112021-122022-01市场价:动力煤(Q5500,山西产):秦皇岛请阅读最后评级说明和重要声明16/35联合研究行业深度图17：各电网区域最高用电负荷情况（单位：万千瓦）资料来源：Wind，长江证券研究所此外，电力行业亏损面持续扩大进一步限制了行业的购煤能力和出力意愿。截至2021年12月份，全国电力热力行业利润总额累计同比减少57.1%，亏损企业亏损总额也实现了同比259.5%的增长。电力行业亏损企业占比已经达到27%，达到近三年同期新高。严重亏损的电力企业在应对趋紧的电力供需时，购煤能力被大幅削弱，从而限制了发电企业在用电高峰期供电能力。图18：2021年以来电力行业亏损严重图19：2021年以来电力行业亏损面为近三年最高资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所供需环境紧张，限电问题频现。在火电受煤价高涨出力受限以及新能源难以形成有效电力供给的影响下，全国电力供需持续趋紧，2020年年底以来，尤其是迎峰度夏期间，全国多地频发限电现象，各地方主管部门纷纷提出有序用电、压减行政单位和景观用电、控制空调使用等措施调控供需平衡。020,00040,00060,00080,000100,000120,000140,0002010-052010-112011-052011-112012-052012-112013-052013-112014-052014-112015-052015-112016-052016-112017-052017-112018-052018-112019-052019-112020-052020-112021-052021-11华北东北华东华中南方西北-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%2019-022019-042019-062019-082019-102019-122020-022020-042020-062020-082020-102020-122021-022021-042021-062021-082021-102021-12利润总额:累计同比亏损企业亏损总额:累计同比15%20%25%30%35%40%2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月201920202021请阅读最后评级说明和重要声明17/35联合研究行业深度图20：2020年末以来全国多个省份出现限电情况资料来源：各省政府官网，长江证券研究所天时地利及人和，新电改再启征程削峰填谷增强调度，源网荷储应对电力平衡趋紧。为应对趋紧的供需格局，供电侧措施包括煤电灵活性改造、增加储能调峰电源、调控煤价等；电网侧措施为加强输配电网建设，互济余缺；用户侧措施即为平滑用户负荷，包括利用储能设备自主调峰、增加高峰期用能成本和拉闸限电。其中，通过电价端的波动使得用户侧自主进行削峰填谷的调节显然对经济负面影响更为有限，而且可以通过电价的波动进一步向上游传导，更有利于发电侧积极提升电力供应能力，电价调整未来或将会在其中扮演更加重要的角色。图21：解决电力供需紧张的路径资料来源：长江证券研究所完善分时电价机制，发挥价格调节作用。2021年7月29日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制。具体包括三个方面：完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制。我们认为：分时电价机制的执行，在一定程度上起到了促进需求侧移峰填谷、缓解电力供需矛盾的作用，有望用电价取代当前行政或调度指令主导的错峰用电措施，引导用电侧自主调整用电节奏。解决电力供需紧张路径供电侧煤电机组进行灵活性改造增加储能、调峰电源调控煤价，增加火电发电积极性电网侧加强输配网建设，互济余缺用户侧利用储能设备自主调峰增加高峰期用能成本市场化交易自主抬升电价出台分时电价政策，提升负荷高峰期电价定向增加高耗能企业电价拉闸限电提升供电负荷降低用电负荷请阅读最后评级说明和重要声明18/35联合研究行业深度图22：完善分时电价机制的主要措施资料来源：国家发改委，长江证券研究所电价改革政策信号释放，电力行业整装再出发。2021年10月8日，国务院总理主持召开国务院常务会议，提出改革完善煤电价格市场化形成机制等多项改革措施。其中特别提到有序推动燃煤发电电量全部进入电力市场，同时将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。10月12日，国家发改委正式出台煤电上网电价市场化改革政策通知，对电力市场化改革内容进行了进一步明确。本次电价政策的调整具备重要的跨时代意义：放开发电侧部分电源和部分用户，标志着我国电价机制由多年的“计划”和“市场”双轨并行制，开始向完全市场化的轨道探索。图23：电力市场化内容及保障措施资料来源：国家发改委，长江证券研究所12月份以来，各省份年度交易陆续开展，江苏省、陕西省、海南省、河北省及广西自治区2022年年度成交均价较当地燃煤基准价均实现了15%以上的涨幅。虽然，广东省2022年双边协商成交均价较当地燃煤基准价仅上浮9.72%，但其主因或系广东省拥有全国最高的燃煤基准价，并且从同比涨幅来看广东省同比也实现了0.09755元/千瓦时的涨幅，与江苏省的涨幅接近甚至超过陕西省的交易电价涨幅。整体而言，电力市场化完善分时电价机制完善峰谷电价机制健全季节性电价机制建立尖峰电价机制有序放开全部煤电电量上网电价扩大电价上下浮动范围推动工商业用户全部进入市场保证居民、农业用电价格稳定全面推进电力市场建设加强与分时电价政策衔接避免不合理行政干预加强煤电市场监管改革内容保障措施请阅读最后评级说明和重要声明19/35联合研究行业深度改革举措正在加速实质化落地，电力行业也有望从过去的“逆周期”属性真正开启公用事业属性的回归，从而进一步在资本市场上实现价值的回归。表6：各省份年度电力交易电价及溢价情况时间省份交易电价（元/千瓦时）较当地燃煤基准价溢价同比涨价（元/千瓦时）12月23日江苏省0.4666919.36%0.1020212月26日广东省0.497049.72%0.0975512月28日陕西省0.425420%0.0845512月29日海南省0.5157619.94%-12月31日河北省0.4372517.54%-1月10日广西自治区0.491616.86%-资料来源：各省电力交易中心，长江证券研究所电价改革稳步推进，后续系列举措可期居民阶梯电价改革迫在眉睫我国居民用电价格在国际上处于绝对低位。据国家电网公布数据，2019年我国平均销售电价为0.618元/千瓦时，与可获得数据的35个OECD国家相比，位列倒数第三位，约为各国平均水平的60%。其中平均居民用电价格为0.542元/千瓦时，居36个国家（含中国）倒数第二位；平均工业电价0.635元/千瓦时，居36个国家（含中国）倒数第九位。与主要工业国美国相比，我国居民用电价格（0.542元/千瓦时）远低于其居民电价水平（0.901元/千瓦时），但是我国工业用电价格（0.635元/千瓦时）却高于美国平均工业电价水平（0.472元/千瓦时）。图24：世界各国居民电价（单位：元/千瓦时）资料来源：国家电网，长江证券研究所00.511.522.5德国比利时丹麦意大利西班牙爱尔兰葡萄牙澳大利亚英国日本荷兰奥地利瑞士新西兰法国智利卢森堡瑞典拉脱维亚希腊捷克斯洛文尼亚斯洛伐克芬兰波兰爱沙尼亚挪威立陶宛冰岛美国匈牙利加拿大韩国土耳其中国墨西哥请阅读最后评级说明和重要声明20/35联合研究行业深度图25：世界各国工业电价（单位：元/千瓦时）资料来源：国家电网，长江证券研究所大规模的交叉补贴是居民电价相对偏低的核心原因。我国居民电价长期低于工业电价，36个OECD国家（含中国）的平均居民电价为1.338元/千瓦时，比其平均工业电价（0.892元/千瓦时）高50%，而我国情况正好相反，居民电价比工业电价低15%，这背后是我国工业用电长期对居民用电进行补贴。据国家电网公布数据，仅2019年我国通过工商业向居民用户进行补贴规模已经超过2700亿元。而实际上，工商业多为集中式供电，电压水平、电网利用率及负荷密度均远高于居民用电，也就意味着工商业供电成本要远低于居民，未来在“碳中和”背景下，电网侧及发电侧将会进行大量投资用于调峰，因此供电成本或将有所上升，而持续大量的工商业对居民的交叉补贴一定程度上影响我国制造业的成本竞争力，因此我国居民用电价格改革具备现实基础。图26：居民与工商业电价补贴示意图图27：2019年全国用户间电价交叉补贴规模超过2700亿元资料来源：国家电网，长江证券研究所资料来源：国家电网，长江证券研究所容量电价政策或将出台近年来，风电和光伏等清洁能源发电装机快速扩张，装机占比逐年增加，但此类电源具有间歇性、波动性、反调峰性以及预测精度和容量可信度低的特点，大幅增加了电力系统的等效负荷峰谷差，增大了系统调峰和调频的难度。在此背景下，社会、电网以及风光发电企业对火电机组加大调峰力度的呼声持续增加。但是，在煤电频繁参与调峰的过程中，运行参数频繁偏离设定值，将会导致供电煤耗上升，继而增加运行成本。特别是当深度调峰到30%及以下负荷时，燃煤机组设备磨损和寿命损耗显著增加，实际成本远不止显性成本。此外，随着机组负荷频繁降低，利用小时也将持续减少，度电成本分摊的费用也就随之增加。00.20.40.60.811.21.41.61.82丹麦意大利英国爱尔兰德国斯洛伐克葡萄牙澳大利亚日本智利西班牙比利时拉脱维亚波兰奥地利法国匈牙利立陶宛瑞士荷兰斯洛文尼亚爱沙尼亚希腊新西兰韩国捷克芬兰中国瑞典土耳其卢森堡墨西哥加拿大挪威冰岛美国请阅读最后评级说明和重要声明21/35联合研究行业深度灵活性改造的进程缓慢，背后原因系经济账难算。由于我国长期以来没有发电侧容量电价这一政策，而以电量核算总费用无法体现出备用容量机组对于整个电网所带来的贡献，某种程度上损害了备用机组的效益，从而降低了备用机组为市场提供备用的积极性。根据我国“十三五”规划要求，“十三五”期间我国“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦。改造完成后“三北”地区增加4500万千瓦。但从实际情况来看，“十三五”期间我国“三北”地区实际仅完成灵活性改造规模8241万千瓦，增加调峰能力1510万千瓦，实际完成情况远不及规划目标，其背后的原因便是通过灵活性改造从而参与调峰的经济性较差。图28：“十三五”时期“三北”地区实际改造规模远不及规划目标（单位：万千瓦）资料来源：国家发改委，国家电网，长江证券研究所针对目前火电调峰积极性不足的现状，我国各地已经开始陆续出台容量电价政策来改善目前火电调峰经济性较差的问题。并且国家发改委于2022年1月18日发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》也提出引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制。其实在国际上，容量市场已成为众多成熟电力市场的“标配”。随着市场化改革的深入推进、计划电量占比的逐渐下降，我国的电力市场体系设计必须考虑发电容量充裕性问题，容量资产的价值需要得到体现，以保证发电企业投资者的投资收益。而当火电发电侧能够获得合理的投资收益后，辅助服务市场规模或也能进一步扩张。表7：部分省份出台容量电价政策省份时间文件主要内容云南省2020年1月《深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）》（1）完善辅助服务电价形成机制：通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行；（2）研究建立容量补偿机制：针对省内燃煤机组利用小时严重偏低的实际，以及我省来水不确定性对火电企业发电产生的影响，由省发改委会同省能源局在2020年底前，研究建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。山东省2020年4月《关于电力现货市场燃煤机组试行容量补偿电价有关事项的通知》（征求意见稿）（1）山东容量市场运行前，参与电力现货市场的燃煤发电机组试行容量补偿电价，容量补偿电价标准暂定为0.0991元/千瓦时（含税）；（2）容量市场运行后，燃煤发电机组通过容量市场收回固定成本，容量补偿电价自动停止。广东省2020年11月《广东电力市场容量补偿管理办法（试行，征求意见稿）》（1）补偿对象：容量补偿的对象为参与广东电力市场化交易并获得与用户侧直接交易资格的省级及以上调度机构调管的燃煤、燃气发电机组；215004500824115100500010000150002000025000改造装机规模增加调峰能力“十三五”规划目标实现情况请阅读最后评级说明和重要声明22/35联合研究行业深度（2）补偿原则：容量补偿是指按照容量度电分摊标准按月向售电公司（含直接参与批发市场的大用户）收取容量电费，并根据市场机组有效容量占市场机组总有效容量比例补偿给各机组。资料来源：各省发改委，能源局，长江证券研究所电力现货交易全面推行箭在弦上2017年，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改能源[2017]1453号），选择南方地区（以广东起步）、蒙西经济区、浙江省、山西省、山东省、福建省、四川省和甘肃省等8个地区作为电力现货第一批试点市场。2018-2019年，8个电力现货市场全部完成结算试运行。表8：首批电力现货市场的试运行启动时间电力现货市场试运行启动时间广东2018.8.31山西2018.12.27甘肃2018.12.27浙江2019.5.30四川2019.6.20山东2019.6.21福建2019.6.21蒙西2019.6.26资料来源：《全国电力现货市场试运行分析与新能源发电企业的应对建议》，长江证券研究所省间现货市场开启，现货市场改革再启征程。2021年11月24日，国网发布《省间电力现货交易规则》，现货市场改革再迎突破，与新发布现货交易规则不同，此前试点地区省间电量现货交易定义为如果水电、风电、光伏仍有富余发电能力，预计产生的弃水、弃风、弃光电量可以参与跨区域现货交易，火电及核电等电源并未纳入市场，为了追求所发电能的消纳以及获得电价补贴部分，可再生能源电价报价通常较低。而新发布的《省间电力现货交易规则》取消了对于电源类型和参与程度的限制，且覆盖面扩大至国网及内蒙古电力公司范围内的全部省间交易。由于新纳入的火电等边际成本较高，为了追求盈利必然会报出高于其边际成本的电价，因此电力现货边际出清价或将是边际成本较高的火电机组，新能源现货交易价也有望得到支撑，此外由于新能源参与交易限制解除，新能源可以在现货交易市场价格水平较高时选择增加参与交易的规模，从而利好新能源运营商业绩改善。图29：我国电力现货市场改革关键节点资料来源：国家发改委，国家能源局，长江证券研究所2017年8月2021年11月国家发改委发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，电力现货市场改革正式开启2019年11月2018年11月国家能源局发布《关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》，要求2019年6月底前开展电力现货市场国家发改委发布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，对电力现货市场建设提出具体意见2020年4月国家发改委发布《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》，对电力现货交易进行详细规范国家电网发布《省间电力现货交易规则》，省间电力现货市场电源覆盖面进一步扩大2022年1月国家发改委发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出积极稳妥推进电力现货市场建设请阅读最后评级说明和重要声明23/35联合研究行业深度对于风光可再生能源来说，建设电力现货市场是落实国家电力体制改革和能源战略转型的要求，电力现货交易机制将扫清新能源发展障碍。由于电力现货市场是一种短时和即时市场，能够实时兼容新能源发电的波动性、随机性的特点，有利于扩大新能源电力的消纳空间，保证了以风电、光伏为主的新能源电力在电力现货市场获得更多的交易份额。并且在火电纳入现货市场的背景下，具有边际成本的火电报价或成为边际出清价，从而对新能源电价形成支撑。对于传统火电来说，通过将电力现货市场与调峰、调频等辅助服务市场进行有机结合，在目前的调峰、调频市场机制下，火电承担了全电网的主要调峰任务，有助于增加火电的调峰收益。此外，从各国现货电价与原油价格相关性来看，现货市场和原油价格大致保持同向变动，因此我们认为电力现货市场的建立，可以有效传导火电成本端压力，火电行业长期成本端压力无法传导的窘境将会得到极大改善，从而利好火电业绩提升。对于储能行业来说，在未来新能源装机迅速增加的背景下，现货电价的峰值大概率是出现在风光出力低谷且用电高峰时期，而现货电价的低点则主要出现在风光出力高峰而用电需求低谷时期，风光等新能源运营企业为应对电价波动特点，势必将通过加装储能设施来规避不利局面，因此现货市场的推行同样将利好储能市场的扩张。图30：各国现货电价与原油价格资料来源：EIA，NordPool，JEPX，Wind，长江证券研究所短期来看，当前电力供需紧张背景下，我们持续看好电价中枢合理提升为电力公司经营境况所带来的显著边际改善。中长期看，随着电力体制改革的深入推进和落地，容量电价政策和电力现货交易推进等也有望使得发电运营商直接受益，更重要的是随着电力商品化属性的进一步增强，电力行业将逐步实现从“逆周期”属性到“公用事业”属性的转变，长期看好电力运营资产的价值回归。0204060801001201401600246810122001-072002-082003-092004-102005-112006-122008-012009-022010-032011-042012-052013-062014-072015-082016-092017-102018-112019-12美国现货市场电价（USD/MWh）原油现货价（美元/桶，右轴）0204060801001203040506070802014-042014-082014-122015-042015-082015-122016-042016-082016-122017-042017-082017-122018-042018-082018-122019-042019-082019-12英国现货市场电价（EUR/MWh）原油现货价（美元/桶，右轴）02040608010012014016005101520252006-032007-022008-012008-122009-112010-102011-092012-082013-072014-062015-052016-042017-032018-022019-012019-12日本现货市场电价（JPY/KWH）原油现货价（美元/桶，右轴）请阅读最后评级说明和重要声明24/35联合研究行业深度电力设备：新型电力系统成“十四五”主线多层面表态一致，锁定新型电力系统方向电力设备行业主要指电力从发电侧到用户侧之间所经历的输、变、配、用电相关设备，涉及的产品品类较多，按照电压等级可以分为特高压、超高压、高压、中压、低压等，按照产品职能可以分为一次设备（偏硬件）、二次设备（偏软件）。图31：电力设备行业包括的产品品类较多资料来源：长江证券研究所对于研究而言，由于电力设备行业需求主要来自于电网公司资本开支，并且大部分产品由电网公司进行集中招标采购，因此电力设备行业的景气判断核心在于电网投资趋势的判断（行业历史复盘也能够证实这一点）。宏观层面来说，我们认为电网投资主要受两方面的影响：一方面，因投资主要来自电网公司资本开支，电网公司的盈利能力高低与主动电网投资意愿强弱存在一定正相关，而随着电改的持续深化，预计未来电网公司盈利能力仍有压力，可能会抑制投资主动意愿；另一方面，因电网公司具备一定的公用事业企业定位，外部因素也会影响电网投资趋势，例如逆周期、民生、风光消纳等等，近几年外部因素对于电网投资更多是积极推动作用。图32：电网投资影响因素分析资料来源：长江证券研究所进一步的，电网投资的内部因素取决于电网公司管理层的战略规划，外部因素取决于国家宏观战略方向。当前时点，我们认为无论是电网公司领导层，还是国家战略层面，对于电网投资的方向都是高度一致和统一的，即新型电力系统建设。1）电网公司层面，国网董事长2021年以来多次在公开场合表态要推进新型电力系统建设，包括《国家电网“碳达峰、碳中和”行动方案》、《加快建设新型电力系统，助力实现“双碳”目标》等；南网近期披露的“十四五”建设规划紧紧围绕以新能源为主体的新型电力系统展开，规划“十四五”电网建设投资约6700亿元，较“十三五”增长约50%，以加快数字电网建设和现代化电网进程，推动以新能源为主体的新型电力系统构建。请阅读最后评级说明和重要声明25/35联合研究行业深度表9：国网董事长上任后的相关表态（含代理期）围绕新型电力系统时间事件/文件主要内容2020年12月12月份月度工作例会全力推进各级电网建设，包括特高压加快推进，数字化新基建项目建设2020年12月“碳达峰、碳中和”专题会议国网要确保实现“碳达峰、碳中和”目标，包括加快电网向能源互联网转型升级，打造清洁能源优化配置平台等2021年01月2021年安委会第一次会议加快建设华中特高压骨干网架；要大力提升设备质量2021年01月国网两会《服务新格局建功新征程奋力谱写具有中国特色国际领先的能源互联网企业建设新篇章》的工作报告；坚持建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业这个目标蓝图不动摇2021年01月世界经济论坛“达沃斯议程”未来5年，国网将年均投入超700亿美元，推动电网向能源互联网升级，促进能源清洁低碳转型，助力实现“碳达峰、碳中和”目标；要加快建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业；能源互联网是以坚强智能电网为基础，将先进信息通信技术、控制技术与能源技术深度融合应用，助力实现“碳达峰、碳中和“目标2021年03月“碳达峰、碳中和”行动方案在能源供给侧，构建多元化清洁能源供应体系；在能源消费侧，全面推进电气化和节能提效2021年07月《加快建设新型电力系统，助力实现“双碳”目标》1）完善特高压骨干网架和跨区域电力传输，加快电网向能源互联网升级；2）增强电网系统调节能力，加大抽水蓄能建设，推进新型储能应用；3）实施新型电力系统科技攻关；4）拓展电能替代广度深度。2021年09月2021能源电力转型国际论坛未来五年计划投入3500亿美元，推进电网转型升级；随着“双碳”进程加快和能源转型深化，亟待加快构建新型电力系统。资料来源：国家电网，长江证券研究所2）国家战略层面，国家主席习总书记2020年下半年首次提出中国“2030碳达峰、2060碳中和”的目标，随后各行各部门积极响应；并且在2021年年初习总书记公开表示要构建以新能源为主体的新型电力系统。图33：习总书记提出要构建新型电力系统资料来源：CCTV，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明26/35联合研究行业深度因此，综合电网公司和国家层面，我们认为新型电力系统已经较确定性地成为“十四五”电网投资的主线，包括2022年在内，未来的电网投资将围绕“新型电力系统”展开，相关领域的投资有望呈现趋势性增长，对应公司能够不断受益。虽然电网大方向我们认为已基本明确——新型电力系统，但对于投资而言，建设具体落地更加重要。考虑到目前电网公司尚未对新型电力系统出台纲领性文件，即我们尚不能自上而下地分析和判断各细分领域未来的投资增减。但是，2021年以来电网投资确实出现一定变化且部分领域电网进行一些建设规划的表态，为我们对新型电力系统的判断提供切实的基础，我们也主要从这些零散信息对新型电力系统进行归纳总结。从国网2021年年初公布的“碳达峰、碳中和”行动方案中，我们可以看出新型电力系统主要承担的任务包括两大类：一是对发电侧提升清洁能源（风光）的消纳能力，二是对用电侧提升电能在终端能源消费中的比重以及节能减排。下文我们将逐一解析。图34：新型电力系统主要的两大任务资料来源：长江证券研究所清洁能源消纳难解，电网适应性升级全面跟进目前风光清洁能源的发展比较明确，风光因为自身特性对于电网会形成多方面冲击：1）风光的发力曲线与负荷曲线天然存在错配，比如光伏在晚上基本不出力但晚上通常是用电高峰之一等；2）风光发电出力与日照强度、风速高低直接相关，稳定性较差且调控难度较大；3）风光主要通过逆变器、变流器等器件接入电网，因此未来电网电力电子化程度将快速提升，对电网的安全稳定和电能质量都会形成影响；4）风光部分以地面电站形式建设于三北地区，与用电负荷重心（东部、中部、南部）存在地区上的差异。图35：光伏功率曲线与负荷功率曲线不匹配图36：每年国内光伏新增装机量的区域分布资料来源：户用光伏网，长江证券研究所资料来源：能源局，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明27/35联合研究行业深度针对风光的冲击，电网也正在从多个方面进行改造升级进行缓解。整体而言，从2021年的电网建设情况看，我们判断5个具体领域（储能、调度、数字化、特高压、电力交易）建设景气度确定性较强：一方面，2021年相应领域电网投资已经正在落地；另一方面，细分领域均有未来建设的粗略规划，奠定未来发展投资的景气度。此外，也存在部分新技术领域目前尚处在试点或者示范阶段，未来有可能出现投资建设的普及。图37：电网提升清洁能源消纳能力措施归纳资料来源：长江证券研究所接下来，对于5个确定性的细分领域我们将具体分析目前建设现状以及未来规划情况。1）储能：储能主要增加电网调峰能力，能够有效解决风光的发力曲线与负荷曲线错配的问题。电网侧主要建设的是抽水蓄能和以锂电池为代表电化学储能。目前抽水蓄能是电网公司加大投资的明确方向：国网前期披露开放1000亿元股权投资，吸引社会资本参与“十四五”时期新增的2000万千瓦抽水蓄能电站建设；南网规划“十四五”新建600万千瓦抽水蓄能电站；能源局发文2025年末建成约62GW抽蓄电站，较2020年末翻倍。电化学储能目前主要由电源侧和用户侧建设，电网侧更多是处在试点示范期，我们认为主要因为目前电化学储能成本较高且没有配套政策，使得项目没有盈利性，未来尚需等待政策出台使得项目盈利模式的出现。图38：抽水蓄能累计装机规模（GW）资料来源：能源局，长江证券研究所2）调度系统：电力调度本质是通过对发电端和负荷端的主动调节，使得电源端和负荷端达到均衡。新能源电源的预测性和可控性弱化，且随着负荷端充电桩等设备接入，负请阅读最后评级说明和重要声明28/35联合研究行业深度荷的可控性也在减弱，因此原来以D5000为代表的调度系统已不能适用于未来的电力系统（过去调度逻辑偏向于源随荷动），新一代调度系统要求考虑新能源、储能、电力交易等多环节调节的影响。2021年新一代调度系统进入试点推广阶段，并且新一代调度系统因为接入节点复杂化，整体价值量也可能出现一定幅度提升。调度系统未来几年需求有望实现持续较快增长，其核心供应商国电南瑞将直接受益。图39：新一代调度技术支持系统资料来源：国电南瑞公司公告，长江证券研究所3）电网数字化：电力系统调节能力高低与系统内信息的搜集、处理能力存在一定的关系，并且未来随着电源端、负荷端的复杂化和源网荷储的强化，电网各环节之间的协同关联性将进一步加强，原本独立的各环节信息数据需要进行融合。因此电网数字化的建设也是必要的，并且南网在“十四五”规划中明确提及“数字电网也就成为了承载新型电力系统的最佳形态”，也验证了数字化对于新型电力系统构建的重要性。图40：电力物联网架构资料来源：国家电网，长江证券研究所数字化整体建设近几年保持在较快速度，国网2018年开始重点推进数字电网的建设，目前尚处于建设偏前期阶段，随着试点、示范项目的推进，近几年投资也在不断增加，2020年国网投入约250亿元进行“数字化新基建”建设。2021年国网数字化共招标5批次，整体看，无论是数字化设备，还是数字化服务，2021年国网招标均实现较快增请阅读最后评级说明和重要声明29/35联合研究行业深度长：数字化设备2021年共招标5批次，合计招标金额约26亿元，较2020年增长15%；数字化服务招标共28亿元，较2020年增长约30%。同时，由于当前数字化建设主要集中在基础设施（数据中心、业务中台、传输网络等）、内部应用等环节，主要参与主体以电网公司旗下信息化建设平台为主，包括国电南瑞、国网信通等。图41：国网数字化招标金额统计情况（亿元）图42：2021年国网数字化服务中标情况资料来源：国家电网，长江证券研究所资料来源：国家电网，长江证券研究所展望“十四五”，我们认为除了基础设备、内部应用持续建设强化外，感知层对应的配电、用电环节也将迎来数字化的改造，因为未来随着配电网中分布式电源数量和占比的提升，调节控制将成为核心难点，配电网的主动性、可控性、感知性都将出现提升的迫切需要。具体产品方面，我们判断将更多出现针对信息传输感知的终端产品，从行业现状看，目前已经出现且较为成熟的主要包括配网监测产品、一二次融合柱上开关、电力机器人、新一代物联电表、智能低压电器等，未来若配网数字化改造提速，上述产品有望迎来需求的快速放量。图43：数字电网感知层产品梳理配网监测产品一二次融合智能柱上开关电力巡检机器人新一代物联电表智能低压电器资料来源：各相关公司公告以及官网，长江证券研究所4）特高压：主要用于解决远距离跨省份的电力传输，承担三北地区清洁能源基地电力外送。当前特高压建设主要围绕2018年提出的一揽子项目，2020、2021年均处于持续快速推进过程中，2021年招标3条交流和1条直流。对于“十四五”规划，2022年以来相关信息陆续出台，并且存在超预期空间，梳理来看：根据前期中国能源报报道，国网特高压“十四五”计划约3万公里新增线路长度、3.4亿千伏安新增容量，较“十三五”新增量均分别增长20%左右。我们按照国网规划的新增容量估算，“十四五”特高压将建成交流站点约25-30个，直流数量7-8条；与前期国网提及“十四五建成7条直流，交流环网到2025年华北、华东、华中和西南特高压网架全面建成”基本相符。同时，后续存在两方面超预期空间：总量层面，除国网此前规划的建成7条特高压直流，开工建设一批、研究储备一批特高压直流之外，从能源局前期发布的《关于委托开展“十四五”规划输电通道配套水风光及调节电源研究论请阅读最后评级说明和重要声明30/35联合研究行业深度证的函》看，国网“十四五”可能会再新增建设5条直流，主要针对戈壁沙漠地区的电力外送，包括宁夏-湖南、陕北-安徽、陕西-河南、蒙西-京津冀、外电入浙直流。建设进度层面，电网建设具备逆周期属性，并且特高压是电网基建的主要抓手之一；考虑到特高压目前具备较可观的项目储备，我们认为若2022年电网发挥电网基建属性，特高压建设存在提速的可能。表10：国网“十四五”特高压项目梳理（截至2022年1月18日）类型特高压项目主体进展项目出处特高压直流陕北-武汉国网建成18年的一揽子项目雅中-江西国网建成18年的一揽子项目白鹤滩-江苏国网在建18年的一揽子项目白鹤滩-浙江国网在建18年的一揽子项目金上-湖北（金上水电外送）国网可研20年特高压重启时提出，22年能源局文件再次提出陇东-山东国网可研20年特高压重启时提出，22年能源局文件再次提出哈密-重庆国网可研20年特高压重启时提出，22年能源局文件再次提出宁夏-湖南国网论证22年能源局文件陕西-安徽国网论证22年能源局文件陕西-河南国网论证22年能源局文件蒙西-京津冀国网论证22年能源局文件外电入浙直流国网论证22年能源局文件特高压交流南昌-长沙（配套雅中-江西直流）国网建成18年的一揽子项目荆门-武汉（配套陕北-湖北直流）国网在建18年的一揽子项目南阳-荆门-长沙国网在建18年的一揽子项目驻马店-武汉（配套青海-河南直流）国网可研18年的一揽子项目南昌-武汉（配套雅中-江西直流）国网可研18年的一揽子项目福州-厦门国网核准前期单独提出川渝环线国网可研22年能源局文件张北-胜利国网可研22年能源局文件大同-怀来-天津北-天津南国网预可研22年能源局文件资料来源：国家电网，光伏們，长江证券研究所备注：表中为根据目前已知公开资料整理情况特高压相关标的方面，中标市场格局稳定，其中特高压直流相关公司包括国电南瑞、特变电工、许继电气、中国西电等，特高压交流相关公司包括平高电气、中国西电、特变电工等。请阅读最后评级说明和重要声明31/35联合研究行业深度图44：特高压主设备的中标市场格局资料来源：国家电网，长江证券研究所5）电力交易：一方面，绿电交易已经落地，且成交价格高于火电电价，绿电的溢价可以支撑清洁能源建设和消纳，支撑新型电力系统建设；另一方面，电力现货交易试点有序进展，现货交易指及时交易，相比于目前国内普遍使用的中长期交易，能够更有效、迅速地反应电力供需关系，电力现货交易目前已有广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个试点。历史中标情况看，国电南瑞、国网信通为交易系统主要供应商。除上述5个具备建设确定性的领域外，也有一些新技术未来可能会出现投资上的增加，包括柔性直流、无功补偿、交直流混联等。其中，柔性直流我们认为在“十四五”期间有望出现投资上的景气，建议重点跟踪关注。柔性直流相比于常规直流，具备适应性强、灵活调节、故障风险低等特点，适用于孤岛供电、异步联网以及新能源上网，此前国内已经有多个柔直工程落地，例如张北柔直、海上风电柔性直流工程等等。近期南网的“十四五”规划中对柔性直流技术推进表态积极：新建直流受端以柔性直流为主，存量直流逐步实施柔性直流改造，逐步构建“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的主网架形态。但由于柔直的换流阀中一般使用IGBT作为主要控制元件，IGBT目前依赖进口为主且价格较高，因此一定程度阻碍柔直技术的发展；我们预计未来随着IGBT自主化（国电南瑞目前在推进电力IGBT的国产化研发测试工作），柔直项目有望放量。表11：柔性直流和常规直流性能对比比较内容常规直流柔性直流核心电力电子器件晶闸管器件，半控型IGBT器件，全控型可否向无源系统供电否是有误换相失败风险有无是否需要无功补偿需要不需要滤波装置需求，设备多不需要或设备少有功与无功功率能否独立控制不能能潮流反转是否需要改变控制策略需要不需要模块化程度低高实现多端的难易程度难易设备成本低高请阅读最后评级说明和重要声明32/35联合研究行业深度换流站容量大较小占地面积大小资料来源：电力勘测设计及施工运维，长江证券研究所终端消费电能提升，综合能源服务空间广阔对于终端能源消费，我们认为新型电力系统主要起到两方面的作用：1）推动电能在终端能源消费中的比重提升，因为在发电端清洁能源比例提升之后，电能将变成大比例的清洁能源，越高比例的电能消耗意味着越低的碳排放，电网公司一定程度可以通过基础设施建设去推动全社会电能消费比例的提升；2）节能减排，包括电网内部的节能减排，以及系统外企业、居民的节能减排，以降低能源损耗。对于电能在终端能源消费中的占比目标，电网公司保持每年1pct的平稳提升幅度，预计未来用电量增速中枢大概率保持平稳，对应骨干网一次设备扩容迫切性不强；但随着充电站以及分布式光伏的快速普及，部分地区配电网出现配电容量不足的压力，未来有可能迎来配网一次设备扩容的需要。而基础设施类的充电桩等电网公司投资力度较小，对相关企业影响有限。图45：电能在终端能源消费中的比重平稳增长资料来源：能源局，长江证券研究所对于节能减排，分为网内市场和网外市场。1）对内，主要来自于输配电网设备的节能减排，例如线损率的降低，其中节能变压器是较确定的方向之一。工信部2020年底发布《变压器能效提升计划（2021-2023年）》，2023年高效节能变压器在网运行比例提高10%；目前存量1700万台，配网变压器约1300-1400万台，因此我们预计未来每年30-40万台具备支撑（上一轮15-17年每年30-50万台），并且2021Q4开始已经在招标上实现兑现。技术路线方面，非晶变压器比例有望提升，2020年非晶渗透率约10%-20%，上一轮变压器能效提升阶段2015-2017年非晶占比约30%，因此建议关注节能变压器和非晶合金产业链。请阅读最后评级说明和重要声明33/35联合研究行业深度图46：国网配网变压器季度集招情况（数量，万台）资料来源：国家电网，长江证券研究所2）对外，主要为市场近几年关注度较高的综合能源服务。综合能源服务市场目前处于起步阶段，并且因为进入门槛较低，参与主体数量较多，竞争较为激烈。但是，由于综合能源服务最终属于ToB类商业模式，我们认为真正具备客户资源优势的企业拥有较强的竞争力。图47：综合能源服务参与主体较多资料来源：国际电力网，长江证券研究所整体看，用电层面的电能消费比重提升和综合能源服务对电网影响冲击目前相对较小，节能变压器是未来的较确定投入方向之一，以及具备客户资源的综合能源服务商有希望在激烈竞争的行业内走出。请阅读最后评级说明和重要声明34/35联合研究行业深度投资建议运营端：“碳中和”时代号召和电力市场化改革将贯穿整个“十四五”期间，我们认为电力运营商的内在价值将全面重估。在此背景下，电力价格形成机制的改革和完善，有望催化火电经营边际改善，推荐关注优质转型火电华能国际、粤电力A和福能股份；新能源装机快速成长，同时绿电价值日益凸显之下，推荐三峡能源、中国核电；水电板块推荐拥有明确成长空间的行业龙头长江电力和供需改善的华能水电；电网板块推荐三峡集团入主后有望开拓综合能源服务的配售电先锋三峡水利。设备端：未来电网投资的结构性特征将愈发明显，围绕新型电力系统的相关领域建设景气度将相对较高，目前看储能、调度、数字化、特高压、电力交易、综合能源服务是几大较明确的投资方向，并且南网“十四五”规划中也再次验证我们的判断；此外配网数字化感知设备、柔性直流、节能变压器等新技术产新品未来有望出现放量。随着电力“十四五”规划的逐步出台落地，预计2022年开始电网建设方向将进一步清晰，相关环节和公司有望持续受益。优先推荐确定性环节相关的龙头公司，包括二次设备龙头国电南瑞、低压电器的正泰电器和良信股份、综合能源服务公司苏文电能等；建议关注配网数字化、特高压（柔性）直流、节能变压器等方向。请阅读最后评级说明和重要声明35/35联合研究行业深度投资评级说明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。办公地址[Table_Contact]上海武汉Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层P.C/（200122）Add/武汉市新华路特8号长江证券大厦11楼P.C/（430015）北京深圳Add/西城区金融街33号通泰大厦15层P.C/（100032）Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼P.C/（518048）分析师声明作者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。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。重要声明长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（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。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。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、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司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。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。