-1-敬请参阅最后一页特别声明市场数据(人民币）市场优化平均市盈率18.90国金公用事业及环保产业指数2371沪深300指数3541上证指数2916深证成指10402中小板综指11117相关报告1.《Q3经营数据：来水转枯拖累水电、火电补位-公用环保行业周报》，2022.10.232.《Q3经营数据：台山电量盼恢复、风光增速扩大-公用环保行业周报》，2022.10.163.《8月用电看经济：煤炭减产，电新中游高景气-公用事业行业专题》，2022.10.124.《8月电力：水力发电不足，新能源持续高增-公用环保行业周报》，2022.10.105.《甘肃容量补偿方案初步落地，颇具亮点-公用环保行业周报》，2022.9.25许隽逸分析师SAC执业编号：S1130519040001xujunyi＠gjzq.com.cn百花齐放进行时——从储能到泛灵活性调节资源投资建议关注电化学储能核心环节及独储运营新业态，关注火电灵活性改造脱硝等高弹性环节，关注南网旗下抽水蓄能龙头。建议关注：宁德时代（电车组覆盖）、阳光电源（电新组覆盖）、申菱环境、青达环保、南网储能等。行业观点电力实时平衡特点+绿电入市场，催生灵活性调节资源需求。（1）绿电装机扩大而出力呈高波动性、电能替代消费趋势明显引发负荷侧波动性增大，电力实时平衡难度加大；（2）绿电上网从“保量保价”向“竞量竞价”过渡，为避免受弃电率约束及售电合约偏差考核，就需报零价或于现货市场高价购电，影响盈利能力。灵活性调节资源改善绿电企业消纳问题，辅助电网调节。不同调节资源各有其用，当前处在共同发展阶段。基于差异化适用场景及发展初期各自需求空间足够大的背景下，当前不必过于关注不同路线间的互替。需考量建设周期与发展成熟度（技术&经济性）两个变量：（1）基于不同建设周期，消纳主力由近及远将依照“火电灵活性改造-抽水蓄能-电化学储能等新型储能”的顺序，在火电逐步退出、抽蓄优质资源见底后，新型储能为终局选择；（2）调节资源存在“技术成熟-补偿政策完善-经济性体现”的发展路径，目前仅抽蓄已跑通、获国家层面政策支持，其余路线因场景局限、技术不成熟（例如尚存安全隐患）等原因暂时仅有地方性补偿方案。因此经济性分析除考虑技术降本外，还需关注各省补偿政策、灵活性调节资源供需关系、电力市场的差异。总体上，各层级政策均聚焦于（调峰）容量、（调峰）电量、（调频等）辅助服务三类补偿，用于弥补建设及运行中产生的增量成本、并给予合理收益：电化学储能：扩增服务类型，3类模式下经济性逐类加强。（1）2000元/KWh系统成本下，仅依靠（调峰）电量补偿，针对每日一充一放和两充两放场景，调峰辅助服务价格/现货市场价差需分别高于0.5、0.6元/KWh方可盈亏平衡;（2）一充一放场景，补充考虑（调峰）容量补偿，当调峰价格/平均价差为0.5元/KWh，对应每年收取容量租赁/容量市场补偿225元/KWh可实现储能电站IRR11.4%，经济性显著提升；（3）基于前述假设，补充考虑（调频）辅助服务补偿，调频价格达到10元/MW可实现储能电站IRR22.1%。在理顺盈利路径、现货价差较高省份将迎来电网侧独储与户储高增速，而配储要求下电源侧储能仍会占装机增量的8成。预计至2025年三侧装机合计达44.4GW（21年基数仅有5.2GW），每年维持50%以上的高增速，至2030年，装机规模有望扩至92.7GW。火电灵活性改造：各地新机制设计关注辅助服务提供主体间性能差异（调节深度指标）、用户侧的费用分担，投资回报确定性提升——预计甘肃某600MW、实际出力可降至30%的机组，全年可享补偿1963万元/GW，对应5~7年可覆盖改造成本（测算基于按标准上限获得补偿的假设）。按规划预期，“十四五”有望改造2亿千瓦机组。抽水蓄能：新两部制电价明确6.5%的内部收益率，鼓励非电网企业参投。至2025年预计装机容量6544万千瓦，“十四五”新增约3000万千瓦。风险提示调节需求不及预期、政策制定及落地不及预期、市场化补偿低于标准等。1924207922332388254226972851211101220201220501220801国金行业沪深3002022年10月31日石油化工组公用事业及环保产业行业研究买入(维持评级))行业深度研究证券研究报告行业深度研究-2-敬请参阅最后一页特别声明内容目录1、灵活性调节资源需求确定、形式有别...........................................................41.1电力实时平衡特点+绿电入市场，催生需求.............................................41.2调节资源各有其用，发展成熟度不容忽视...............................................62、保障经济性，政策聚焦三类补偿................................................................102.1电化学储能：三类补偿创收，独储模式有望理顺.................................112.2火电灵活性改造：容量补偿缩短投资回本周期.....................................202.3抽水蓄能：技术成熟，新两部制电价已保障确定的IRR........................223、投资建议....................................................................................................253.1电化学储能：关注保安全环节及独储运营新业态...................................253.2火电灵活性改造：关注脱硝等高弹性环节.............................................273.3抽水蓄能：关注多储能路线布局的龙头标的..........................................284、风险提示....................................................................................................29图表目录图表1：电力运行特点示意图............................................................................4图表2：风力发电呈现“反调峰”特性..................................................................4图表3：光伏发电呈现“正调峰”特性..................................................................4图表4：用能结构调整带来负荷侧三产及城乡居民用电比重上升.....................5图表5：电力市场化改革后的电力交易模式.....................................................5图表6：电力现货市场电费结算机制示意图......................................................6图表7：午时光伏发电较多而电力负荷处在低谷值，出现报零价（山西1M22现货市场情况）.................................................................................................6图表8：应用比较：抽水蓄能VS火电灵活性改造............................................7图表9：应用比较：抽水蓄能VS新型储能.......................................................7图表10：350MW湿冷机组在THA工况下汽轮机组绝对内效率随负荷率的变化规律...................................................................................................................8图表11：350MW湿冷机组在THA工况下发电标准煤耗（左轴），及相比满负荷工况的煤耗增长（右轴）...............................................................................8图表12：储能技术度电成本计算用典型系统参数.............................................8图表13：不同储能技术度电成本区间...............................................................9图表14：当前在建项目建设年限分布...............................................................9图表15：考虑性能考核的分时段BESS控制策略示意图...............................10图表16：灵活性调节资源获利途径梳理.........................................................11图表17：基于上述获利途径的独立储能三类盈利模式...................................11图表18：部分省份储能准入门槛及调峰价格/现货市场运行情况....................12图表19：我国部分省区峰谷价差现状（含尖峰）...........................................13图表20：蒙西用电曲线（2021年某工作日）................................................14行业深度研究-3-敬请参阅最后一页特别声明图表21：北京用电曲线（2021年某工作日）................................................14图表22：内蒙古VS北京三产GDP比较（2021A，亿元）...........................14图表23：储能系统IRR对系统成本、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析（每日一充一放）................................................................................15图表24：储能系统IRR对系统成本、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析（每日两充两放）................................................................................15图表25：容量租赁/补偿市场已有省份通过政策落实......................................16图表26：储能系统IRR对容量租赁/补偿价格、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析...............................................................................................16图表27：部分地区调频里程补偿标准.............................................................17图表28：储能系统IRR对调频辅助服务价格、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析...............................................................................................17图表29：电网侧电化学储能装机增量预测......................................................18图表30：用户侧电化学储能装机增量预测......................................................19图表31：电源侧电化学储能装机增量预测......................................................19图表32：至2030年三侧电化学储能装机增量预测汇总.................................20图表33：至2030年电化学储能累计装机预测...............................................20图表34：“十三五”实际改造进度滞后于规划预期............................................20图表35：火电灵活性改造调峰合理补偿的构成.............................................21图表36：甘肃容量补偿规则下各主体分摊费用计算公式................................21图表37：甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造容量补偿标准........................22图表38：甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造机组（60万千瓦机组）收益计算.....................................................................................................................22图表39：“十二五”至“十六五”抽水蓄能规划与实际装机容量（万千瓦）.........23图表40：“十二五”至“十六五”抽水蓄能规划与实际开建容量（万千瓦）.........23图表41：至2028年抽水蓄能累计装机预测（万千瓦）.................................23图表42：抽水蓄能成本传导与定价机制变动及对应政策................................24图表43：“两网”抽水蓄能投建规划.................................................................25图表44：新型储能产业链标的梳理.................................................................25图表45：储能温控环节标的比较....................................................................26图表46：火电灵活性改造相关环节及标的......................................................27图表47：“十四五”期间灵活性改造总投资及全负荷脱销市场空间预测...........28图表48：抽水蓄能相关环节及标的.................................................................29行业深度研究-4-敬请参阅最后一页特别声明1、灵活性调节资源需求确定、形式有别1.1电力实时平衡特点+绿电入市场，催生需求需求来源1：电力运行特点要求实时平衡。电力系统是全世界最大的人造系统，支撑了电能的生产、传输与消费，包括发电（生产）、输电（输送）、配电（分配）、用电（消费）四个环节。由于电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩溃，乃至大停电。发电侧绿电发电与用电侧商业、居民用户用电均具有极高不确定性，为系统安全运行带来巨大挑战。发电侧：绿电出力呈现高波动性。从某区域系统负荷和风电/光伏出力曲线可见，风电夜间发电量较大，而在白天用电高峰时功率却是最低；光电白天发电量较大，而夜间不能发电，峰谷差值大。风电、光伏发电机组均具有造价成本较高、实际使用边际成本较低的特点，需要通过提高利用小时数、降低弃风弃光率来达到上网电量最大化，从而在满足消纳目标的同时摊薄度电成本。图表2：风力发电呈现“反调峰”特性图表3：光伏发电呈现“正调峰”特性来源：《抽水蓄能电站与新能源电力市场联合竞价策略研究》，国金证券研究所来源：《抽水蓄能电站与新能源电力市场联合竞价策略研究》，国金证券研究所用电侧：负荷波动趋于扩大。受城市化以及产业结构调整，加上电动汽车、清洁取暖等用电设备的普及，电能替代传统能源消费的趋势显著，引发三产及城乡居民用电比重的长期上升。而与一、二产相对稳定的负荷相比，三产及城乡居民用电一方面呈现出季节性波动（夏、冬季为用电高峰），另一方面也在日内呈现出峰谷差较大的特征。负荷波动扩大为电力运行实时平衡带来困难。图表1：电力运行特点示意图来源：国金证券研究所行业深度研究-5-敬请参阅最后一页特别声明图表4：用能结构调整带来负荷侧三产及城乡居民用电比重上升来源：Wind、国金证券研究所需求来源2：绿电消纳从保障性收购走向市场化交易，量/价风险敞口扩大。在发展初期为确保高成本绿电具有相对比较优势，电网核定保障利用小时数以内的电量，以统购统销的方式保量保价收购，消纳无忧、收益率确定。在“1439号文”后用户侧进入市场规模扩大，电网角色进一步向代理购电转换，可保障收购电量长期看逐步减少，意味着更多的绿电将进入市场化交易（售电量、电价均由市场决定）。绿电出力不可准确预测，而目前仍需通过报量报价参与市场交易，形成矛盾，是其盈利波动的主因。合约量、日前量、实时量反映现货市场上不同时间尺度的售电约定，两两间不匹配部分产生价差。常见影响绿电收益的两种情形包括：（1）午时光伏出力较多而电力负荷处在低谷值，产生弃电或报零价；（2）晚间光伏出力迅速降低且低于预期，而电力负荷达峰值，为避免受偏差考核就需于市场上高价购电履约。从绿电企业角度出发：解决上述难题的措施除了采用与传统能源联营、打捆售电外，就需要依赖以抽水蓄能（储能方案）、电化学储能（储能方案）、6%11%16%21%26%31%36%2006/032006/092007/032007/092008/032008/092009/032009/092010/032010/092011/032011/092012/032012/092013/032013/092014/032014/092015/032015/092016/032016/092017/032017/092018/032018/092019/032019/092020/032020/092021/032021/092022/032022/09三产及城乡居民用电量占比（%）图表5：电力市场化改革后的电力交易模式来源：国金证券研究所行业深度研究-6-敬请参阅最后一页特别声明火电灵活性改造（电源侧方案）这三类为代表的灵活性调节资源，实现电力平衡、保证消纳。当前在实际落地过程中，各地大多以行政手段对强配储能提出了要求，我们认为在电力发用电两端的预测趋于复杂后，配套灵活性调节资源对绿电运营的经济性助益未来会进一步体现。因此，随着技术升级带来的系统成本下降，以及共享储能这类一次性投资较小、风险可控的租赁模式推广，绿电企业配储或购买调节容量的自主意愿度将得到提升。图表6：电力现货市场电费结算机制示意图来源：国金证券研究所图表7：午时光伏发电较多而电力负荷处在低谷值，出现报零价（山西1M22现货市场情况）来源：购电结算平台，国金证券研究所1.2调节资源各有其用，发展成熟度不容忽视各类灵活性调节资源由于技术原理差异，适用场景存在差异化，因此当前为各路线百花齐放、共同发展阶段。本文关注当前主流的三类调节资源——抽水蓄能、火电灵活性改造以及电化学储能。从适用场景角度来看：（1）调峰比较：储能承担顶峰出力角色，火电灵活性改造用于基荷、腰荷调节；且容量有别，抽蓄具备显著的大容量优势。（抽蓄最先获国家层面政策支持的原因之一）（2）调频比较：响应速度有快慢之分，电化学储能是更优的AGC调频设备。除适用场景差异外，灵活性调节资源选择还取决于建设周期与发展成熟度（技术&经济性）。行业深度研究-7-敬请参阅最后一页特别声明从建设周期角度来看：多种灵活性调节资源将在“双碳”目标的不同阶段帮助解决系统消纳问题。火电灵活性改造可短期见效，抽蓄长建设周期下预计“十五五”成为消纳主力，电化学储能发展起步较晚，将在低基数下具有高增速，在火电逐步淘汰、抽蓄可供开发的优质场址减少后，成为远期消纳主力。从发展成熟度来看：灵活性调节资源发展存在技术成熟-补偿政策完善-经济性体现的路径，抽蓄已跑通。抽蓄技术的成熟度高、自身成本端具备优势是最先获得国家层面政策支持的原因之二，在水利水电资源突出的省份已快速开建。而电化学储能电站安全性仍有待提升，短期内预计较难获得国家层面的政策支持。本文2.1部分将对其通过自身降本、以及地方性补偿政策下的经济可行性进行分析。图表8：应用比较：抽水蓄能VS火电灵活性改造项目抽水蓄能火电灵活性改造所承担负荷位置峰荷基荷、腰荷调峰能力200%30%~50%启动速率静止~满载120~150秒6~8小时空载~满载30~35秒2~3%额定容量/分钟爬坡速率50~100%额定容量/分钟2~3%额定容量/分钟深度调峰√√填谷√√快速负荷调整√√惯量支撑和频率调节√√电压支撑和调节√√黑启动√√来源：《中国高比例新能源带来的平衡挑战》、国家电网、国金证券研究所图表9：应用比较：抽水蓄能VS新型储能作用时间应用场景运行特点对储能的技术要求重点关注的储能类型秒级（1）电网支撑（2）辅助一次调频（3）电能质量（1）动作周期随机（2）毫秒级响应（3）大功率充放电高功率、高响应速度、高存储/循环寿命、高功率密度和紧凑型设备形态飞轮储能、超级电容器、抽水蓄能、电化学储能（高压并网）分钟至数小时级（1）平滑系统出力（2）二次调频（3）削峰填谷（4）提高设备利用率（1）充放转换频繁（2）秒级响应（3）能量需求大具备一定规模、高循环寿命、便于集成的设备形态电化学储能、抽水蓄能数小时级以上（1）电网削峰填谷（2）负荷调节（1）大规模能量吞吐大规模（100MW、100MWh以上）、深充深放（循环寿命5000次以上）、资源和环境友好、成本低抽水蓄能、压缩空气储能、熔融盐、储氢来源：《中国高比例新能源带来的平衡挑战》、国家电网、国金证券研究所具体分析三类灵活性调节资源较为突出的几点优、劣势：1)火电灵活性改造技术成熟度较高。三大核心目标包括降低最小出力、快速启停、快速升降负荷；其中降低最小出力，即向下调峰的能力是目前最主要的考核指标。优势：相比储能设施具有更短的改造周期、更少的投资成本、较大的调节容量。（1）通常火电灵活性改造可利用春秋季的大修期间完成，耗时随深行业深度研究-8-敬请参阅最后一页特别声明调要求的不同，平均约为30~50天（分别对应深调比例30%至20%），而电化学储能/抽水蓄能建设周期分别需要3~6个月/8~10年；（2）根据“十三五”火电灵活性改造项目投资情况，纯凝机组改造单位投资约45元/KW；供热机组按技术路线不同差异较大、约22~180元/KW，投资成本低于抽蓄电站；（3）单台600/1000MW的火电机组，假设深调比例30%，则相对满负荷状态可多出180/300MW的容量空间，不及抽蓄电站，但相较电化学储能电站具有显著优势。劣势：火电灵活性改造是单向调峰；煤耗随深调幅度增加，带来运行成本上升。（1）经过灵活性改造，从技术上解决了锅炉与汽轮机侧设计与运行条件上的限制，使得深调后负荷率能降至40%以下，但与抽水蓄能和电化学储能本质不同点在于没有蓄能过程，仅满足向下调峰需要；（2）同时，研究表明在负荷率调至60%以下后，汽轮机组绝对内效率变化曲线变得陡峭，煤耗率迅速升高。负荷率深调至20%，单位煤耗量将增加24.3%，提升运行成本。图表10：350MW湿冷机组在THA工况下汽轮机组绝对内效率随负荷率的变化规律图表11：350MW湿冷机组在THA工况下发电标准煤耗（左轴），及相比满负荷工况的煤耗增长（右轴）来源：《燃煤发电机组深度调峰运行的能耗特性分析》，国金证券研究所来源：《燃煤发电机组深度调峰运行的能耗特性分析》，国金证券研究所2)抽水蓄能技术成熟度较高。抽蓄利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。优势：抽水蓄能具有更大的调节容量、较低的度电成本。（1）抽水蓄能单个场站平均装机规模在120万千瓦以上，可同时服务于多个新能源电站。尤其在连续无风或大风的极端天气情况下，双向调峰需求猛增，大容量优势凸显。（2）通过长使用寿命摊薄度电成本LCOE。LCOE与储能本体系统、功率转换设备设施、土建施工和运行期间合计成本呈正相关（抽蓄电站土建成本计入系统成本），与几个特性指标成反比。其中，电化学储能在能量效率上更高，而在放电深度和等效容量保持率均很难做到100%，同时使用寿命远低于抽水蓄能。图表12：储能技术度电成本计算用典型系统参数储能类型放电深度-DOD能量效率-η等效容量保持率-ζ使用寿命-n（次）抽水蓄能100%76%100%16000电化学储能铅蓄电池70%80%70%2500~3500全钒液流电池90%72%70%6000~8000钠硫电池100%83%70%3800~5000磷酸铁锂电池90%88%70%3500~5000三元锂电池90%90%70%3000~3700来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，国金证券研究所0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%250270290310330350370100%50%40%30%20%负荷率（%）耗煤量（克/千瓦时）相比满负荷工况的耗煤量增长（%）行业深度研究-9-敬请参阅最后一页特别声明抽水蓄能LCOE仅磷酸铁锂电池的1/3。抽水蓄能LCOE约0.21~0.25元/KWh，相比目前在电化学储能装机处于主流地位的磷酸铁锂电池，成本仅1/3，因此在电池技术未得到突破的前提下，抽水蓄能仍具有较好的度电成本优势。图表13：不同储能技术度电成本区间来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，国金证券研究所劣势：（1）依赖自然资源禀赋，选址对投资建设成本影响较大。抽水蓄能电站项目必须先纳入国家能源局批准的建设选点规划或调整规划，才能开展前期工作。选址规划首先需要考虑生态红线等硬性限制指标；相比人工围建，以高差更大、水平距离更短的天然高山湖泊作为场地可大幅节省成本，优秀的选址资源会逐步稀缺。（2）抽蓄电站从核准至投运尚需7~8年。在完成选点规划、前期工作后，还需要省级发改委对拟选项目进行核准，完成可行性研究报告等文件的审批。从《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》征求意见稿（下文简称“2035规划”）披露的在建40个项目的建设年限来看，从核准到投运的过程预计需要5~10年时间不等，多数项目建设年限集中在8年。图表14：当前在建项目建设年限分布来源：《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》（征求意见稿），国金证券研究所3)电化学储能技术成熟度有提升空间。利用化学元素作为储能介质，通过完成化学反应或变价实现充放电。优势：（1）最适用于调频辅助服务。新能源高渗透率减少了同步发电机组在电网中的比例，恶化频率响应特性，增加了电力系统的失稳风险，由此带来调频需求，需按照惯性响应、一次调频、二次调频（AGC机组调频）0.210.610.710.670.620.860.250.820.950.880.821.260.00.20.40.60.81.01.21.4抽水蓄能铅蓄电池全钒液流电池钠硫电池磷酸铁锂电池三元锂电池度电成本区间（元/KWh）1411147302468101214165年6年7年8年9年10年在建项目数（个）行业深度研究-10-敬请参阅最后一页特别声明的顺序进行纠正。其中，前两者主要利用系统自身特性完成，而后者可通过引入储能完成。表征AGC机组调频性能的参数有4个，分别是：调节速率（K1）、响应时间（K2）、调节精度（K3）以及综合性能指标（Kp）。电化学储能具有更短的响应期和爬坡期、以及稳定器更精确的输出。综合来看，储能系统的调频效果约是水电机组的1.4倍，是天然气机组的2.3倍，是燃煤机组的20倍以上。（2）如前所述，更短的建设周期和更低的项目地资源依赖。劣势：（1）如前所述，系统成本当前仍具有降本空间；（2）安全事件仍有发生图表15：考虑性能考核的分时段BESS控制策略示意图来源：《考虑调频性能考核的储能–机组联合调频控制策略》、国金证券研究所2、保障经济性，政策聚焦三类补偿从各层级补偿政策汇总来看，灵活性调节资源获利途径已渐明朗，主要收取（调峰）容量、（调峰）电量、（调频等）辅助服务三类补偿。（1）电化学储能：随着独立储能市场独立地位的确立，源网侧储能在新能源电厂自建的传统模式之外，出现了部分联合、部分独立的模式（VS共享储能：仍为电厂自建，对过剩容量参考独立储能模式运营），以及完全独立模式；用户侧均为完全独立模式。独立储能由于获利途径的多样性，是电化学储能在降本以外具备经济性的重要发展方向。以独立储能视角来看：无论是作为共享储能向租赁方收取容量租赁费用，还是根据市场规则获取容量补偿（两者重叠的容量部分只可选其一获益），均是容量价值的变现；无论是根据市场规则获取调峰辅助服务费用，还是于现货试点省份参与市场套利（两者只可选其一获益，现货价差通常更高），均是电量价值的变现。源网侧储能受电网调度可额外获取调频收益，反映的是调频辅助服务价值。（后文将主要围绕独立储能模式展开）（2）抽水蓄能：新两部制电价——容量电价+电量电价分别反映抽蓄容量、电量两类主要的应用价值（抽蓄通常不用于参与调频辅助服务）。（3）火电灵活性改造：容量补偿+辅助服务补偿（含调峰、调频在内）。行业深度研究-11-敬请参阅最后一页特别声明图表16：灵活性调节资源获利途径梳理来源：国金证券研究所针对电化学储能及火电灵活性改造，各省补偿政策、灵活性调节资源供需关系、电力市场差异对经济性的影响不容忽视。总体上，政策导向是利用市场机制，逐步完善对灵活性调节资源建设、增量运行成本的补偿机制，并使其获得合理收益。但截至目前，除抽水蓄能路线已通过发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》保障了内部收益率IRR在6.5%以上，其余路线的实际可获收益仍具有较大的不确定性风险：（1）风险来源于各地陆续出台政策中对补偿范围、补偿标准上限、付费主体的差异化设置；（2）风险来源于各地新能源建设进度和灵活性调节资源建设进度的不匹配（若地区灵活性调节资源供大于求，则可获补偿会相应下降）；（3）针对以电化学储能为代表的新型储能，由于依赖峰谷价差套利，因此不确定性还包括各地用电侧特征对“价差套利”可实施性的影响。2.1电化学储能：三类补偿创收，独储模式有望理顺鉴于独立储能因获利途径多样性，是电化学储能在降本以外具备经济性的重要发展方向，下文将围绕独立储能经济性进行分析：总体上，三类盈利模式通过扩增服务类型使经济性逐类加强。图表17：基于上述获利途径的独立储能三类盈利模式独立储能盈利模式获利途径模式1调峰辅助服务/现货市场获取电能量补偿模式2调峰辅助服务/现货市场获取电能量补偿+容量租赁/补偿市场获取容量补偿模式3调峰辅助服务/现货市场获取电能量补偿+容量租赁/补偿市场获取容量补偿+调频辅助服务市场获利行业深度研究-12-敬请参阅最后一页特别声明来源：北极星电力网、国金证券研究所独立储能模式1：仅通过调峰辅助服务/现货市场获取电能量补偿多省份已就调峰辅助服务补偿出台政策，部分省份已试点电力现货市场。从各地最新政策来看，一方面进一步规范了储能规模的准入门槛，另一方面确定了独立储能参与电网调峰的补偿价格。而在发改委、能源局于22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》指导下，独立储能参与电力市场交易（含中长期及现货市场，但现阶段储能容量相对较小以现货市场为主）有了政策支持，当前多个省份已试点运行电力现货市场。图表18：部分省份储能准入门槛及调峰价格/现货市场运行情况电网储能规模准入门槛调峰价格电力现货市场是否已运行甘肃电网侧储能10MW/40MWh及以上非现货市场运行期间：上限0.5元/kWh；√储能新能源5MW/10MWh及以上现货市场运行时间：上限0.3元/kWh火电储能深度调峰：阶梯式，最高上限0.2-0.8元/kWh需求侧资源调峰上限0.2元/kWh新疆5MW/10MWh及以上发电侧储能：0.55元/kWh青海10MW/20MWh及以上储能与风电场、太阳能电站双边协商议价储能参与电网调峰0.5元/KWh陕西紧急性削峰需求响应补贴最高35元/kW/次；经济性非居民需求响应补贴最高15元/kW/次山西20MW/40MWh及以上独立储能市场主题调峰按照火电机组参与电力调峰交易末档区间√河南储能调峰：＜0.3元/kWh√东北三省发电侧10MW/40MWh及以上深度调峰：0.4-1元/kWh辽宁已试点用户侧储能双边交易：0.1-0.2元/kWh山东5MW/10MWh及以上0.15元/kWh√天津填谷固定补贴1.2元/kWh、竞价补贴1.2-2元/kWh，削峰采用固定补贴价格模式湖南紧急短时调峰：10MW及以上储能调峰：＜0.2元/kWh紧急调峰：0.45-0.6元/kWh江西独立储能调峰：0.2-0.6元/kWh安徽10MW/40MWh及以上储能调峰：0.3-0.8元/kWh√浙江调节容量不小于2.5MWh、调节功率不小于5MW，持续响应时间不小于1小时低谷电价时段调峰0.4元/kWh，尖峰电价时段填谷调峰0.5元/kWh，削峰调峰0.5元/kWh√江苏启停调峰20MW/40MWh及以上中长期可调负荷调峰：谷段上限0.25元/kWh，平段上限0.6元/kWh，峰端上限0.9元/kWh√短期可调负荷调峰：需求时段≥4小时，上限1元/kWh；需求时段＜4小时，上限2元/kWh深度调峰：上限600元/MWh广西0.396元/kWh(南网征求意见)广东0.792元/kWh(南网征求意见)√福建分布式储能、虚拟电厂等负荷侧调节资源可参与调峰辅助服务，参与条件要求可调节功率不小于2.5MW深度调峰按充电电量最高上限1元/kWh，深度调峰容量交易按调峰容量950元/MW·日√云南0.6624元/kWh(南网征求意见)贵州0.2376元/kWh(南网征求意见)四川√蒙西√上海√西北省间10MW/20MWh以上储能调峰：0-0.6元/kWh√行业深度研究-13-敬请参阅最后一页特别声明电动汽车类型用户0.4-0.45元/kWh其他类型用户（大工业用户、电蓄热、智能楼宇等）0.5-0.6元/kWh华中省间＜0.2元/kWh√来源：北极星电力网、国金证券研究所拉大峰谷价差亦是政策方向，于电力现货市场赚取价差收益或更高。不完全统计下，部分省区峰谷价差均值约0.69元/KWh，最高省份如河南、湖南价差接近1元/KWh；这一价格总体略高于各地制定的调峰辅助服务价格标准，且价差有望扩大。根据发改委早在18年发布的《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》一文中，就已提出充分利用价格机制，扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度，引导用户错峰用电。图表19：我国部分省区峰谷价差现状（含尖峰）来源：《新型储能经济性及价格机制研究》、国金证券研究所峰谷价差与用电侧特征有关。从三产结构可以看出北京和内蒙主导产业的结构性显著差异，并体现在电力运行特点上：以工业生产为主的蒙西电网全天用电曲线较为平均，三产占比高的北京电网居民、商业用电集中在10~21点之间。不同地区用电侧特征有差异，带来可套利空间的差异。00.20.40.60.811.2湖南河南上海（夏季）蒙东浙江江西湖北江苏吉林海南上海（非夏季）北京（城/郊区）山东云南（枯水期）天津陕西安徽北京（经开区）云南（平水期）河北南网蒙西（小风季）冀北云南（丰水期）山西蒙西（大风季）峰谷价差（含尖峰，元/千瓦时）行业深度研究-14-敬请参阅最后一页特别声明图表20：蒙西用电曲线（2021年某工作日）图表21：北京用电曲线（2021年某工作日）来源：国家能源局、Wind、国金证券研究所来源：国家能源局、Wind、国金证券研究所图表22：内蒙古VS北京三产GDP比较（2021A，亿元）来源：国家能源局、Wind、国金证券研究所独立储能于模式1下的收益率测算（每日一充一放）：结论：当前系统成本下，暂不考虑对容量价值的补偿，则调峰辅助服务价格/现货市场价差需高于0.5元/KWh方可盈亏平衡；考虑项目不确定性风险，根据草根调研，开发主体通常期望储能电站IRR能够达到11%以上，仅当成本下降25%、价差拉大至1元/KWh方可接近目标值，实现难度较大。假设：（1）当前储能系统成本约2000元/KWh，预计年降10%至2025年系统成本可降至约1503元/KWh，残值率5%；当前运维费用20元/KWh，预计年降1.15%。（2）全生命周期6000次充放电次数，每日充/放电1次2小时，年完全充放电300次对应可用时长20年。（3）放电深度90%，可用容量年衰减率1.2%。11172693289022259374891505000100001500020000250003000035000第一产业第二产业第三产业北京内蒙古行业深度研究-15-敬请参阅最后一页特别声明图表23：储能系统IRR对系统成本、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析（每日一充一放）假设条件储能系统成本（元/KWh）1503165318182000储能系统成本（元/KWh）2000，年降10%调峰辅助服务价格/现货市场价差（元/KWh）0.2-3.93%-4.22%-4.49%-4.74%全生命周期（年）200.3-1.47%-1.92%-2.34%-2.74%每年完全充/放电次数（次）3000.40.66%0.08%-0.47%-0.98%运维费用（元/KWh）20，年降1.15%0.52.57%1.87%1.21%0.59%残值率（%）5%0.64.32%3.52%2.76%2.05%放电深度（%）90%0.75.97%5.06%4.21%3.41%可用容量衰减率（%）1.2%0.807.52%6.52%5.58%4.69%每日充/放电次数（次）10.99.01%7.91%6.89%5.92%单次充/放电时长（h）2110.45%9.26%8.14%7.10%来源：北极星电力网、《新型储能经济性及价格机制研究》、国金证券研究所独立储能于模式1下的收益率测算（每日两充两放）：结论：当前系统成本下，暂不考虑对容量价值的补偿，则调峰辅助服务价格/现货市场价差需接近0.6元/KWh方可盈亏平衡；但两充两放将进一步受益于价差扩大，当前系统下成本，价差大于0.9元/KWh可满足IRR11%的目标。假设：（1）当前储能系统成本约2000元/KWh，预计年降10%至2025年系统成本可降至约1503元/KWh，残值率5%；当前运维费用20元/KWh，预计年降1.15%。（2）全生命周期6000次充放电次数，每日充/放电2次2小时，年完全充/放电600次对应可用时长10年。（3）放电深度90%，可用容量年衰减率2.5%。图表24：储能系统IRR对系统成本、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析（每日两充两放）假设条件储能系统成本（元/KWh）1503165318182000储能系统成本（元/KWh）2000，年降10%调峰辅助服务价格/现货市场价差（元/KWh）0.2-9.31%-10.10%-10.83%-11.52%全生命周期（年）100.3-4.34%-5.41%-6.43%-7.38%每年完全充/放电次数（次）6000.4-0.07%-1.39%-2.63%-3.81%运维费用（元/KWh）20，年降1.15%0.53.75%2.21%0.76%-0.61%残值率（%）5%0.67.26%5.52%3.88%2.33%放电深度（%）90%0.710.55%8.61%6.79%5.08%可用容量衰减率（%）2.5%0.813.68%11.55%9.55%7.67%每日充/放电次数（次）20.916.68%14.36%12.18%10.14%单次充/放电时长（h）2119.57%17.07%14.72%12.52%来源：北极星电力网、《新型储能经济性及价格机制研究》、国金证券研究所独立储能模式2：通过调峰辅助服务/现货市场获取电能量补偿+通过容量租赁/补偿市场获取容量补偿首个地方性容量租赁政策已出台，部分地区启动容量市场建设。《河南省“十四五”新型储能实施方案》是国内首次以政策形式提出租赁费用标准260元/KWh；甘肃与山东两地政策则提出了容量市场的建设，两者主要区别在行业深度研究-16-敬请参阅最后一页特别声明于甘肃政策向所有受益方收取（含绿电企业、用户侧，并为用户侧设置费用上限），而山东政策目前仅向用户侧收取。图表25：容量租赁/补偿市场已有省份通过政策落实日期发布机构政策政策内容反映容量价值的形式2022.4河南省发改委《河南省“十四五”新型储能实施方案》鼓励集中式共享储能电站建设，鼓励新能源租赁储能容量，建议租赁费用标准为260元/kWh·年容量租赁2022.9甘肃省能源监管办《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（征求意见稿）电网侧独立储能按其额定容量参与调峰容量市场，共享储能租赁后剩余容量，在满足独立运行条件下，可参与调峰容量市场，补偿标准上限300元/MW·日（每日一冲一放2小时，折合约219元/KWh·年）容量补偿2022.6山东省能源局《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》（征求意见稿）容量补偿按基准价99.1元/KWh向用户侧征收，部分时段根据峰/谷系数修正，征收后按可用容量在灵活性调节资源提供方之间分配容量补偿2022.9《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》独立储能补偿费用按《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》（征求意见稿）中月度可用容量补偿标准的2倍执行来源：国家能源局、Wind、国金证券研究所独立储能于模式2下的收益率测算：结论：当前系统成本下，补充考虑对容量价值的补偿，年容量租赁/补偿在150~300元/KWh之间，则任意调峰价格及现货价差情形均可盈亏平衡；当调峰价格/平均价差达0.5元/KWh，对应每年收取容量租赁/补偿225元/KWh可实现储能电站IRR11%以上。相比仅依靠电量补偿的模式1，可见容量租赁/补偿对经济性的影响较为显著。假设：（1）当前储能系统成本约2000元/KWh，残值率5%；当前运维费用20元/KWh，预计年降1.15%。（2）全生命周期6000次充放电次数，每日充/放电1次2小时，年完全充/放电300次对应可用时长20年。（3）放电深度90%，可用容量年衰减率1.2%。（4）容量租赁/补偿价格取值150~300元/KWh。图表26：储能系统IRR对容量租赁/补偿价格、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析假设条件容量租赁/补偿价格（元/KWh·年）150188225263300储能系统成本（元/KWh）2000调峰辅助服务价格/现货市场价差（元/KWh）0.24.82%6.63%8.29%9.91%11.42%全生命周期（年）200.36.01%7.75%9.36%10.94%12.42%每年完全充/放电次数（次）3000.47.16%8.84%10.41%11.95%13.41%运维费用（元/KWh）20，年降1.15%0.58.27%9.91%11.43%12.95%14.38%残值率（%）5%0.69.35%10.95%12.44%13.93%15.34%放电深度（%）90%0.710.41%11.97%13.44%14.90%16.30%可用容量衰减率（%）1.2%0.811.45%12.97%14.42%15.86%17.24%每日充/放电次数（次）10.912.46%13.96%15.39%16.82%18.18%单次充/放电时长（h）2113.46%14.94%16.35%17.76%19.11%来源：北极星电力网、《新型储能经济性及价格机制研究》、国金证券研究所行业深度研究-17-敬请参阅最后一页特别声明独立储能模式3：通过调峰辅助服务/现货市场获取电能量补偿+通过容量租赁/补偿市场获取容量补偿+通过调频辅助服务市场获利多省份已就调频辅助服务补偿出台政策，补偿标准最高可至14元/MW，可获补偿取决于调频里程、调节性能；部分省份如广东、福建、蒙西、江苏、云南还配套出台了调频容量补偿政策，补偿基于中标容量大小。图表27：部分地区调频里程补偿标准来源：北极星电力网、国金证券研究所独立储能于模式3下的收益率测算：结论：当前系统成本下，补充考虑参与调频辅助服务市场的补偿，盈利水平进一步提升；当调峰价格/平均价差达0.5元/KWh、每年收取容量租赁/补偿225元/KWh、调频价格达到10元/MW可实现储能电站IRR22.1%。假设：（1）当前储能系统成本约2000元/KWh，残值率5%；当前运维费用20元/KWh，预计年降1.15%。（2）每日充/放电1次2小时，每日一次充放电后的剩余20小时内参与调频，响应级别为2分钟。每年工作300天对应可用时长8年（由于同时参与调峰与调频，可用容量年衰减率升至3%，使用寿命相应缩短）。（3）放电深度90%。（4）容量租赁/补偿价格取中值225元/KWh。（5）调频辅助服务补偿取值5~10元/MW。图表28：储能系统IRR对调频辅助服务价格、调峰辅助服务价格/现货市场价差的敏感性分析假设条件调频辅助服务价格（元/MW）5.06.37.58.810.0储能系统成本（元/KWh）2000调峰辅助服务价格/现货市场价差（元/KWh）0.29.15%11.79%14.14%16.63%18.87%全生命周期（年）80.310.38%12.97%15.30%17.75%19.97%每年完全充放电次数（次）3000.411.59%14.14%16.44%18.87%21.06%运维费用（元/KWh）20，年降1.15%0.512.78%15.30%17.57%19.97%22.14%残值率（%）5%0.613.95%16.44%18.68%21.06%23.21%放电深度（%）90%0.715.11%17.57%19.78%22.14%24.27%可用容量衰减率（%）3.0%0.816.25%18.68%20.88%23.21%25.33%每日充/放电次数（次）10.917.38%19.78%21.96%24.27%26.38%单次充/放电时长（h）2118.50%20.88%23.03%25.33%27.42%容量租赁/补偿价格（元/KWh·年）225响应级别（min）2来源：北极星电力网、《新型储能经济性及价格机制研究》、国金证券研究所独储多模式下的经济性提升将促电网侧装机扩大：基于22~25年风、光年装机合计106/120/127/128GW的假设下，从调峰、调频、尖峰负荷补偿三类辅助服务测算需求。考虑新能源规模扩大带来的调峰需求比例提升、0246810121416广东福建蒙西京津唐山东甘肃云南江苏部分地区里程补偿标准（元/MW）行业深度研究-18-敬请参阅最后一页特别声明电化学储能覆盖率提升以及经济性因素驱动下电网侧占比的提高，预计22~25年电网侧电化学储能装机将分别达0.4/0.9/2.1/3GW。图表29：电网侧电化学储能装机增量预测调峰2021A2022E2023E2024E2025E2030EA风电累计装机容量（GW）306.23351.23398.23446.23496.23832.01B光伏累计装机容量（GW）305.99367.19440.63519.94597.931202.65C日波动率38%38%38%38%38%38%D调峰需求比例30%35%40%45%50%65%E=(A+B)CD调峰储能累计装机需求（GW）69.7995.55127.51165.21207.89502.56F电化学储能覆盖比例2%2%3%5%7%10%G=EF电网侧电化学调峰配储累计装机需求（GW）1.191.913.838.2614.5550.26H电网侧占比30%31%32%33%34%35%I=deltaGH电网侧储能空间（GW）0.130.220.591.422.084.15J配储能时长（h）2.002.002.002.002.002.00K=IJ电网侧储能容量（GWh）0.260.431.192.844.158.30调频2021A2022E2023E2024E2025E2030EA最大负荷（亿kw）11.9212.5213.1413.8014.4918.49B调频需求比例3%3%3%3%3%4%C电化学储能份额2%2%3%5%7%10%D=ABC100电化学储能累计需求（GW）0.610.781.262.283.456.47E电网侧占比40%42%45%48%50%55%F=deltaeDE电网侧调频储能新增装机功率（GW）0.060.070.220.490.591.46G配储能时长（h）2.002.002.002.002.002.00H=FG电网侧调频储能空间（GWh）0.110.140.440.971.172.93尖峰负荷补偿2021A2022E2023E2024E2025E2030EA最大负荷（亿kw）11.9213.1114.4215.8717.4528.11B尖峰负荷补偿需求比例3%3%3%3%3%3%C=AB尖峰负荷补偿需求功率（GW）35.7639.3443.2747.6052.3684.32D电化学渗透率2%2%3%5%7%10%E=deltaCD尖峰负补偿新增功率（GW）0.060.070.120.220.338.43F配储能时长（h）2.002.002.002.002.002.00G=EF尖峰负补偿新增容量（GWh）0.120.140.240.430.6716.86电网侧合计增量（GWH）0.490.721.864.255.9928.10行业深度研究-19-敬请参阅最后一页特别声明电网侧合计增量（GW）0.240.360.932.123.0014.05来源：CNESA、国金证券研究所高现货价差省份用户侧装机意愿度提升，户储装机有望扩大：基于用电负荷年增5%的假设下，考虑户用储能渗透率的提升以及配储时长的延长，预计22~25年用户侧电化学储能装机将分别达0.6/1.1/2.4/4.9GW。图表30：用户侧电化学储能装机增量预测2021A2022E2023E2024E2025E2029E2030EA工商业用户用电功率（GW）953.601001.281051.341103.911159.111408.901479.35B用户侧储能渗透率0.1%0.2%0.2%0.3%0.5%1.0%1.5%C=AB累计储能功率（GW）1.141.502.103.315.8014.0922.19D=deltaC新增储能功率（GW）0.280.360.601.212.488.298.10E配储时长1.401.601.802.002.002.002.50F=DE新增储能容量（GWh）0.400.571.082.424.970.0020.25来源：CNESA、国金证券研究所强配要求下，电源侧仍会是增量装机的主要来源：大基地建设有强配储能需求，目前多数省份要求配套比例在10%~15%，即使考虑电厂配套其他灵活性调节资源对该指标的替代，以及共享储能模式下需求测算转至电网侧，保守估计2024年前实际配储比例低于10%，22~25年仍将带来3.3/5.7/8.5/10.6GW的装机增量，占三侧全部增量的约80%。图表31：电源侧电化学储能装机增量预测参数20212022E2023E2024E2025E2030E光伏集中式光伏装机增量（GW）24.1334.8844.0647.5946.7994.12增量配储能比例（%）3%5%7%9%11%15%新增储能装机（GW）0.721.743.084.285.1514.12储配小时数（h）1.801.902.002.202.504.00储能新增规模（GWh）1.303.316.179.4212.8756.47风电风电新增装机（GW）47.5751.0052.0053.0055.0080.53增量配储能比例（%）2%3%5%8%10%15%新增储能装机（GW）0.711.532.604.245.5012.08储配小时数（h）1.801.902.002.202.504.00储能新增规模（GWh）1.282.915.209.3313.7548.32合计新增储能装机功率合计（GW）1.443.275.688.5210.6526.20新增储能装机容量合计（GWh）2.596.2211.3718.7526.62104.79来源：CNESA、国金证券研究所2025年前电化学储能装机将维持50%以上的高增速。2021年国内电化学储能累计装机量为5.2GW，测算结果表明至2025年源网侧与用户侧合计装机规模有望提升至44.4GW，CAGR为70.8%；至2030年，合计装机规模有望扩大至92.7GW。行业已进入高速发展期。行业深度研究-20-敬请参阅最后一页特别声明图表32：至2030年三侧电化学储能装机增量预测汇总图表33：至2030年电化学储能累计装机预测来源：CNESA、国金证券研究所来源：CNESA、国金证券研究所2.2火电灵活性改造：容量补偿缩短投资回本周期“十三五”改造不及规划预期。《电力发展“十三五”规划》中指出“十三五”期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿kW，纯凝机组改造约8200万kW；其他地方纯凝改造约450万kW。而国家电网数据显示“十三五”期间“三北”地区实际完成量8241万千瓦，改造进度滞后于规划预期。“十三五”改造积极性不高主因改造和参与调节带来的增量成本疏导路径不明确。过去除东北地区外，大部分地区配套调峰辅助服务补偿政策起步较晚，煤电机组灵活性改造将增加初始投资、运行费用（煤耗提升所致）等经济成本，近年来煤电企业持续亏损，缺乏合理补偿机制。具体来看，缺乏对辅助服务提供主体间性能差异的体现（调节深度指标）和标准化的电力辅助服务产品体系，且尚未建立用户侧参与的辅助服务分担共享机制。投资回报不确定性较高。图表34：“十三五”实际改造进度滞后于规划预期来源：《电力发展“十三五”规划》、国家电网、国金证券研究所《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中提出“十四五”期间规划完成2亿千瓦的火电灵活性改造，增加系统调节能力3000~4000万千瓦，促进清洁能源消纳；实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。规划目标的实现依赖各地补偿机制的完善。0102030405060电源侧增量（GW)电网侧增量（GW)用户侧增量（GW)0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%010203040506070809010020212022E2023E2024E2025E2030E电化学储能累计装机（GW）YOY/CAGR(%)2150082410500010000150002000025000“十三五”-三北地区规划改造“十三五”-三北地区实际改造改造规模（万千瓦）“十三五”三北地区实际完成改造不足规划4成行业深度研究-21-敬请参阅最后一页特别声明当前补偿机制日趋合理：一方面，容量补偿机制用于覆盖灵活性改造的固定成本，不与实际调节电量挂钩，考察机组的可调节潜力；另一方面，通过向辅助服务受益方收取费用用于覆盖由深度调峰带来的增量变动成本（如煤耗增加产生的增量燃料成本等），并反映合理的调峰收益（以及调频收益）。进一步地，在此基础上引入市场机制，在灵活性调节资源缺乏的初级阶段使灵活性改造的价值得到充分体现，而在灵活性调节资源与新能源发展进度趋于平衡后鼓励竞价。未来容量补偿于火电灵活性改造的意义更大：一方面，以电化学储能为代表的新型储能无需分摊辅助服务费用，而火电机组自身也是受益主体，仍需支付费用，产生冲抵；另一方面，受政策支持，新型储能参与辅助服务将具有更高的优先级，灵活性改造路线亦不具备充放电赚取现货市场差价能力。图表35：火电灵活性改造调峰合理补偿的构成来源：《火电机组深度调峰补偿模型的研究》、国金证券研究所以甘肃省于9月出台的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》（下文简称“《规则》”）为例，提出建设本省容量市场的方案：调度机构以月度频率，考虑新能源装机/负荷预测/外送电预测后，发布调峰容量需求，由灵活调节资源通过竞价方式获得。该方案突破发电侧零和，实现调峰成本向用户传导，同时将调节深度指标纳入补偿依据。具体来看：分摊费用主要由电量占比决定，分配过程不存在先后顺序。《规则》明确了市场化电力用户与火电、新能源、水电这三类电源主体同时需按照电量占比来分摊调峰容量市场的月度补偿总费用（电源主体电量需进行修正，储能无需参与分摊），修正系数主要考虑对省内售电或外送电的溢价：若享受相对溢价，则修正后的分摊电量将高于实际电量。从21年情况来看，甘肃省年发电量约1724.6亿千瓦时，本省用电量约1495亿元，其余部分外送，考虑市场化用电占比后预计费用分摊的计算基数为2500~2700亿千瓦时。市场初期暂设用户侧月度辅助服务市场分摊电费上限为0.01元/KWh，超出部分不再进行分摊，多出费用不向电源主体转嫁，由调节主体承担。图表36：甘肃容量补偿规则下各主体分摊费用计算公式来源：《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》、国金证券研究所容量补偿测算：以供热季150天、非供热季215天为标准，我们预计一台额定容量60万千瓦、实际出力可降至30%的机组，在承担50%义务内调节后，在1/2/3档分别有60MW/30MW/30MW容量可享受补贴，对应全年合计可享受补偿收益约1178万元，对应年单位补偿收益约1963万元/GW。假设取纯凝和供热机组改造成本平均值100元/KW，对应5~7年可通过容量补偿覆盖改造成本（测算基于按标准上限获得补偿的假设）。行业深度研究-22-敬请参阅最后一页特别声明2.3抽水蓄能：技术成熟，新两部制电价已保障确定的IRR抽水蓄能是国内目前占比近90%的储能方式，“十三五”实际开建不及规划预期，延后至“十四五”迎建设高峰，服务“十五五”消纳任务。2020年末我国抽水蓄能总装机容量约3249万千瓦，未达到“十三五”规划的4000万千瓦；“十三五”期间实际开建项目共计3733万千瓦，也远低于规划中的6000万千瓦。考虑到抽蓄电站平均8年的建设周期，“十四五”末可装机容量上限已基本确定，而在“2035规划”正式稿中提出“十五五”1.2亿千瓦（相比征询意见稿中2亿千瓦目标有所减少），对“十四五”期间开建规模提出了严峻的挑战。图表37：甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造容量补偿标准档位机组出力区间非供热季补偿标准上限（元/MW/日）供热季补偿标准上限（元/MW/日）1额定功率40%≤实际出力＜额定功率50%103002额定功率35%≤实际出力＜额定功率40%2005003额定功率30%≤实际出力＜额定功率35%3507004额定功率25%≤实际出力＜额定功率30%60012005额定功率20%≤实际出力＜额定功率25%80016006额定功率15%≤实际出力＜额定功率20%100020007额定功率10%≤实际出力＜额定功率15%120024008额定功率5%≤实际出力＜额定功率10%150030009额定功率0%≤实际出力＜额定功率5%18003600来源：《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》、国金证券研究所图表38：甘肃容量补偿规则下火电灵活性改造机组（60万千瓦机组）收益计算调节幅度非供热季补偿标准供热季补偿标准实际出力（MW）补偿区间涉及容量（MW）非供热季补偿费用（万元/非供热季）供热季补偿费用（万元/供热季）两季补偿费用加总（万元/年）各调节能力机组累计收益（各区间加总+两季加总）（万元/年）单位收益（万元/GW/年）50%0030000000040%10300240601327028328347235%20050021030129225354637106230%350700180302263155411178196325%6001200150303875409272105350820%80016001203051672012363341556815%10002000903064590015454886814310%120024006030774108018546740112335%150030003030968135023189057150950%180036000301161162027811183819730来源：《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》，国金证券研究所行业深度研究-23-敬请参阅最后一页特别声明图表39：“十二五”至“十六五”抽水蓄能规划与实际装机容量（万千瓦）图表40：“十二五”至“十六五”抽水蓄能规划与实际开建容量（万千瓦）来源：《“十二五”水利发展规划》、《“十三五”水利发展规划》、《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》（征求意见稿及正式稿），国金证券研究所注：“十六五”末规划为征求意见稿中所提来源：《“十二五”水利发展规划》、《“十三五”水利发展规划》、《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》（征求意见稿），国金证券研究所注：未来开建规划均为征求意见稿中所提至2025年预计装机容量6544万千瓦，相比2020年装机翻倍，“十四五”末目标能够实现。抽蓄建设周期需8年，从在建工程来看，若进展顺利，能够达到新一轮规划所提的6200万千瓦目标；而到2028年合计装机容量预计为8262万千瓦，距离“十五五”末1.2亿千瓦目标尚有差距。我们认为在电价机制理顺后，抽蓄建设步伐将加快。图表41：至2028年抽水蓄能累计装机预测（万千瓦）来源：中电联、国金证券研究所前期装机不及规划预期，与成本传导方式不明确有关；新政优化了两部制电价，成本传导与定价机制已完善，成为灵活性调节资源三类可选方案中盈利最具确定性的。第一阶段：“十二五”期间，电网企业作为投建主体，内部消化建设运营成本。由于储能项目具有显著的公共事业属性，电力系统中的各方均受益，而早期由于火电在调峰调频功能上具有可替代性、新能源消纳问题尚不突出，加上电力市场机制未形成，在发电企业、电网企业、电力用户之间合理分摊成本较为困难。而抽水蓄能因其超大容量特点，相对更直接服务于电网来保证电力供应稳定性，因此在71号文下发后的抽蓄项目基本都属于电网侧，由电网企业内部消化建设运营成本。242号文再次明确了电网企业的投建主体地位，严格执行“厂网分开”政策。3000400032496200120003000005000100001500020000250003000035000“十二五”末规划“十三五”末规划2020A“十四五”末规划“十五五”末规划“十六五”末规划60003733180008000400002000400060008000100001200014000160001800020000“十三五”规划开建“十三五”实际开建“十四五”规划开建“十五五”规划开建“十六五”规划开建0%5%10%15%20%25%30%01000200030004000500060007000800090002020A2021A2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E合计-已建+在建投产（分年份）YOY（%）行业深度研究-24-敬请参阅最后一页特别声明第二阶段：“十三五”期间，首推两部制电价，但成本传导仍不通畅。两部制电价的推出使得抽蓄项目具有了独立定价的机制，并区分了容量电价和电量电价。但容量电费如何分摊仍不明确。尤其是在输配电价下调的大背景下，897号文指出已收取上网电费的抽蓄电站，成本费用不得计入输配电成本，即无法向电力用户传导电站投建所产生的占据大头的成本。“两网”投资热情不高。2019年国家电网发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》中提到“不得以投资租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新建开工项目，优化续建项目投资进度”，南方电网也相应发布了《优化投资和成本管控措施（2019年版）》。这一方面是在持续降低社会用能成本、降价减费政策影响下，输配电价下调，导致电网投资能力降低；另一方面也由于抽蓄项目经济性问题，开发意愿不高。图表42：抽水蓄能成本传导与定价机制变动及对应政策年份发布部门政策政策内容2004发改委《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》(发改能源「2004」71号）抽蓄电站主要服务于电网，建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定2007发改委《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》(发改价格「2007」1517号)1）71号文下发前：算作电网企业租赁经营，租赁费由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%；2）71号文下发后：电网企业全资建设，成本纳入电网运行费用统一核定2011国家能源局《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》（国能新能「2011」242号）再次明确电网企业作为投建主体，提高建设门槛2014发改委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》(发改价格「2014」1763号)实行两部制电价：1）容量电价：按照弥补抽蓄电站固定成本及准许收益的原则核定，逐步对新投产的抽蓄电站实行标杆容量电价；容量电费和抽发损耗纳入省级电网运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑；2）电量电价：主要弥补抽蓄电站抽发电损耗等变动成本，电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘等环保电价)执行2019发改委、国家能源局《输配电定价成本监审办法》（发改价格规「2019」897号）抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电成本2020发改委《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规「2020」101号）抽水蓄能电站、电储能设施不计算在可计提收益的固定资产范围内2021发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格「2021」633号）实行优化后两部制电价：经营期内资本金内部收益率按6.5%核定；辅助服务与抽发电价差形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减1）容量电价：①容量电费纳入输配电价回收，各省级电网、特定电源分摊；2）电量电价：①现货市场运行前——上网电价按当地燃煤机组标杆上网电价执行、抽水电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行，鼓励通过竞争性招标采购，确定抽水电价；②现货市场运行后——抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算来源：公司公告，国金证券研究所第三阶段：“十四五”以来，厘清成本传导与定价机制。优化后的两部制电价总体上明确了6.5%的内部收益率，并在此基础上将辅助服务与抽发电价差收益的20%视作弹性增量，鼓励非电网企业参与投资：（1）在容量电价方面，明确了容量电费纳入输配电价，由电网企业先行支付，向下传导，并考虑了各省级电网、特定电源分摊成本的场景；同时，鼓励参与辅助服务市场；（2）在电量电价方面，不再仅仅弥补抽发损耗成本，更多体现抽发电量实现的调峰填谷效益。先在抽水电价端鼓励实行市场机制，待未来现货市场运行后，上网电价也按照市场价格结算。市场机制下，抽发电量电价差有望拉大。（3）辅助服务与抽发电价差收益的80%计入6.5%IRR的考量（抵扣容量电费），余下20%则计入抽蓄电站的增量利润。这一机制考虑了抽蓄电站从纯依靠政府核价向部分市场化运作的逐步转变。政策刺激下，“两网”投建积极性回升。2021年国家电网与南方电网分别出台了《国家电网公司“碳达峰、碳中和”行动方案》和《南方电网“十四五”电网发展规划》，设置了“十四五”期间抽水蓄能建设目标。行业深度研究-25-敬请参阅最后一页特别声明图表43：“两网”抽水蓄能投建规划年份企业规划/会议规划/会议内容2021国家电网“服务碳达峰碳中和构建新型电力系统加快抽水蓄能开发建设重要举措”（3/19发布会）“十四五”期间力争在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站2021国家电网《国家电网公司“碳达峰、碳中和”行动方案》到2025年，公司经营区抽水蓄能装机超过5000万千瓦2021南方电网“南方电网公司抽水蓄能项目建设动员会”（10/24动员会）未来十年，将建成投产总装机容量2100万千瓦抽水蓄能项目，总投资约2000亿元2021南方电网《南方电网“十四五”电网发展规划》“十四五”期间，南方五省区将新增抽水蓄能600万千瓦，推动新能源配套储能2000万千瓦来源：北极星电力网，国金证券研究所3、投资建议3.1电化学储能：关注保安全环节及独储运营新业态以电化学储能为代表的新型储能：目前锂电池储能落地最快，这一路线正处于技术走向成熟的关键阶段，在当前装机低基数下随着经济性趋好，以及配储行政命令的生效，有望在未来5~10年内保持高增速的蓬勃发展。总体上，随着下游需求释放，各中游设备环节均会受益于量增；随着独储盈利模式的跑通，独储电站运营这类新业态应运而生、同样存在投资机会。图表44：新型储能产业链标的梳理来源：国金证券研究所行业深度研究-26-敬请参阅最后一页特别声明锂电池储能除核心环节如电芯环节，对应龙头宁德时代、亿纬锂能（电车组覆盖）；及变流器PCS环节，对应龙头阳光电源（电新组覆盖），我们还建议关注如下两个环节：保障储能电站安全环节：基于上文对调节资源发展路径的总结，技术成熟度提升是政策大力支持的重要前提，也是其具备经济性的重要前提，而安全性是技术成熟的重要标志。区别于锂电于电车场景的应用，大规模储能系统的特点之一就是电池数量多、排列相对密集，电池的不一致性会导致个别电池产生过充、过放，增加风险。近年来全球各地已爆发多起储能电站起火案例，近期海南莺歌海盐场100MW平价光伏项目储能电站起火事件再次引起关注。（1）温控：目前市场主流温控方案以风冷和水冷为主。由于温控技术具有技术可迁移性，储能温控企业普遍从其他赛道切入，主要以精密温控企业、新能源车温控企业、工业温控企业为主。考虑到温控业务定制化属性强，切换应用场景成本高，导致用户更换厂商意愿低、粘性高，因此储能业务布局早且业务种类全面的温控企业将具有先发优势。建议关注：英维克（通信组覆盖）、申菱环境、高澜股份、同飞股份（机械组覆盖）、松芝股份（电车组覆盖）等。（2）电池管理BMS：“硬件+算法”体系下数据和技术为王。目前市场主要参与者分为三类：整车厂商、电池厂商和专业第三方BMS厂商。（1）整车厂商了解自身产品控制系统的原理和需求，资金实力雄厚；（2）电池厂商对电池特性了解深刻，且掌握关键电池数据；（3）专业BMS厂商多为传统汽车电子零部件供应商，数据服务经验丰富。从国内出货来看目前CR2合计市占率约为30%（宁德时代+比亚迪），电池厂商占主导地位。建议关注：宁德时代（电车组覆盖）、比亚迪（电车组覆盖）等。独储运营环节：独立储能市场主体地位得到确认后，独立储能电站运营这一新业态出现。目前市场参与者包括三类：电网下属企业、电力运营商、储能中游设备商，各类主体存在差异化诉求。（1）电网自身需承担网络调节责任，独储是实现手段之一。（2）电力运营商在绿电拿项阶段，需满足配储要求；在绿电运营阶段有短时消纳需求，因此拓展独储运营业务可采图表45：储能温控环节标的比较切入赛道代表企业温控技术种类切入储能温控时间2021年储能温控产品情况2021年归母净利润（亿元）2021年毛利率（%）2021年净利率（%）精密温控英维克风冷、液冷、间接蒸发冷却2013年2021年储能温控业务实现营收3.37亿元2.0529.358.92申菱环境风冷、液冷、间接蒸发冷却2016年储能集装箱温控系统已研发完毕1.4027.717.93工业温控高澜股份液冷2018年目前已有基于锂电池单柜储能液冷产品、大型储能电站液冷系统、预制舱式储能液冷产品等的技术储备和解决方案1.2526.395.86同飞股份风冷、液冷2019年公司已为储能领域客户匹配了相关液冷和空冷产品，拓展的客户有阳光电源、科陆电子、南都电源、江苏天合储能有限公司、天津瑞源电气有限公司等。1.2029.0014.46新能源车温控松芝股份风冷、液冷2020年初步进入储能电站电池热管理行业，主要为储能电站提供水冷式电池热管理系统相关产品。1.1318.653.40奥特佳液冷2016年处于产品研发阶段-1.3412.48-2.52来源：公司公告、国金证券研究所行业深度研究-27-敬请参阅最后一页特别声明用“部分联合、部分独立”的模式，满足自用同时赚取服务补偿。（3）储能中游设备商具备产业链一体化优势，拓展下游运营环节表明在部分地区项目经济性已较好，有助于其扩大利润水平。建议关注：南网储能、南网科技、三峡能源、林洋能源（电新组覆盖）、万里扬、宝光股份等。3.2火电灵活性改造：关注脱硝等高弹性环节火电灵活性改造：这一路线技术已较为成熟、改造周期较短，因此随着各地容量补偿政策的推出，预计在短期内需求将得到快速释放，于相关标的业绩体现也会相对更快。火电灵活性改造主要涉及锅炉、汽轮机、脱硝设备、蓄热设备等核心环节，其中脱硝设备在其中价值量占比近30%。图表46：火电灵活性改造相关环节及标的机组类型技术路线相关标的纯凝机组机组整体运行优化东方电气哈尔滨电气上海电气主机系统锅炉系统汽轮机系统发电机系统辅机系统三大风机优化改造青达环保华光环能西子洁能龙源技术龙净环保空预器改造宽负荷脱硝改造控制系统优化改造供热机组低压缸零出力储能技术热水蓄热抽汽蓄能固体蓄热电热锅炉高背压循环水供热光轴供热热泵供热NCB供热来源：国金证券研究所“十四五”火电灵活性改造总投资及全负荷脱硝市场空间预测：结论：“十四五”期间灵活性改造总投资预计达133.7~307.2亿元，其中全负荷脱硝产品市场约为41.8~84.2亿元。假设：（1）基于《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中提出的“十四五”期间完成2亿千瓦的火电灵活性改造目标作为中值，考虑各省容量电价政策力度不一、容量市场推进后实际竞价结果低于补贴标准上限，引发实际改造规模不及预期，设置1.8亿千瓦的低值；考虑“十三五”实际完成量较低，投资延后带来实际改造超预期，设置2.3亿千瓦的高值。（2）参考“十三五”期间供热机组改造占比达60%，考虑当前改造目的仍是配合大基地大规模新能源装机需要，改造重点仍位于“三北地区”，因此供热机组占比仍会较高，中值维持60%。（3）参考“十三五”期间机组改造的平均单位成本：纯凝机组中值为45元/KW，供热机组中值为140元/KW。（4）假设纯凝机组与供热机组平均单台容量分别为600MW/350MW.（5）参考青达环保全负荷脱销产品的平均价格，中值为1250万元/台行业深度研究-28-敬请参阅最后一页特别声明图表47：“十四五”期间灵活性改造总投资及全负荷脱销市场空间预测低值假设中值假设高值假设“十四五”期间灵活性改造规模（亿千瓦）1.822.3纯凝机组占比（%）45%40%35%供热机组占比（%）55%60%65%纯凝机组单位改造成本（元/KW）42.845.047.3供热机组单位改造成本（元/KW）100140180“十四五”期间灵活性改造总投资（亿元）133.7204.0307.2纯凝机组平均单台容量（MW）600供热机组平均单台容量（MW）350预期合计改造台数（台）417.9476.2561.3单台全负荷脱销工程价格（万元/台）100012501500“十四五”期间全负荷脱硝市场空间（亿元）41.859.584.2全负荷脱硝工程价值量占比（%）31.3%29.2%27.4%来源：Wind、中电联、青达环保公告、国金证券研究所我们建议重点关注：青达环保、东方电气（电新组覆盖）。青达环保：火电灵活性改造脱硝设备的龙头企业，同时拓展蓄热设备业务（热电厂在改造过程中涉及热电解耦，需配套储热方案）。公司传统业务产品包括除渣设备、低温烟气余热深度回收系统，用于火电煤耗降低及达标排放。随着电力行业环保治理成效已较为显著，传统业务增长趋于平稳，灵活性改造设备的销售放量有望带来高弹性。东方电气：公司深耕发电设备制造60余年，成为能源设备研究开发制造基地和电站工程承包龙头企业。从火电设备、水电设备（含抽水蓄能）向新能源设备拓展，“六电并举、五业协同”的多元化产业布局是其最大优势。3.3抽水蓄能：关注多储能路线布局的龙头标的我们建议重点关注：南网储能。抽水蓄能电站建设涉及的中游设备与水电站相同，包含水轮机、发电机、水泵、主变压器、压缩空气系统等环节；进入运营期后也将类似水电的商业模式，在长周期内每年获取稳定的现金流回报。今年9月，在完成重大资产置换及发行股份购买资产后，南网旗下文山电力置出了原购售电、电力设计及配售电主业的相关资产，并置入了抽水蓄能和新型储能运营的新业务，并正式更名为“南网储能”。重组后将成为市场上储能运营最纯标的之一，多路线布局、充分受益于行业需求的释放。根据公司计划，将在“十四五”期间新增投产抽蓄600万千瓦（约占“十四五”总规划量20%）、电网侧独储200万千瓦（约占“十四五”预测总装机量30%）。行业深度研究-29-敬请参阅最后一页特别声明图表48：抽水蓄能相关环节及标的来源：前瞻产业研究院、国金证券研究所4、风险提示灵活性调节资源需求不及预期风险。如文中所述，灵活性调节资源的需求一方面来源于发电侧绿电装机带来的出力高波动性，另一方面来源于负荷侧三产及城乡居民用电占比提升、用电设备多样化带来的用电波动性升高。若电力需求不及预期（文中对绿电装机的预测基于年用电增速5%的基本假设），则绿电装机可能不达预期，由此对灵活性调节资源的需求也将不达预期。政策制定及落地不及预期风险。如文中所述，灵活性调节资源发展路径中的重要一环即是在技术成熟后，给予相应的补偿政策。目前电化学储能与火电灵活性改造仍未配套出台国家层面的补偿政策，不同地方的补偿政策也有差异。若后续政策制定进度不及预期、或地方实际执行中不及预期，则将对上述两类调节资源的经济性产生较大的不利影响。市场化补偿实际低于标准等。如文中所述，针对灵活性调节资源出台的补偿政策均在逐步走向市场化的过程中，即设置补偿标准的上限，由市场供需关系决定实际补偿价格。若在初期灵活性调节资源因短缺而具备较好经济性的背景下大量扩建，则在后期出现绿电建设进度慢于灵活性调节资源建设进度的情形下，实际补偿价格可能大幅低于标准上限，对项目收益率产生较大的不利影响。行业深度研究-30-敬请参阅最后一页特别声明公司投资评级的说明：买入：预期未来6－12个月内上涨幅度在15%以上；增持：预期未来6－12个月内上涨幅度在5%－15%；中性：预期未来6－12个月内变动幅度在-5%－5%；减持：预期未来6－12个月内下跌幅度在5%以上。行业投资评级的说明：买入：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在15%以上；增持：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在5%－15%；中性：预期未来3－6个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%－5%；减持：预期未来3－6个月内该行业下跌幅度超过大盘在5%以上。行业深度研究-31-敬请参阅最后一页特别声明特别声明：国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告版权归“国金证券股份有限公司”（以下简称“国金证券”）所有，未经事先书面授权，任何机构和个人均不得以任何方式对本报告的任何部分制作任何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，国金证券不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他任何损失承担任何责任。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与国金证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。本报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员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。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。国金证券并不因收件人收到本报告而视其为国金证券的客户。本报告对于收件人而言属高度机密，只有符合条件的收件人才能使用。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于C3级(含C3级）的投资者使用；本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。使用国金证券研究报告进行投资，遭受任何损失，国金证券不承担相关法律责任。若国金证券以外的任何机构或个人发送本报告，则由该机构或个人为此发送行为承担全部责任。本报告不构成国金证券向发送本报告机构或个人的收件人提供投资建议，国金证券不为此承担任何责任。此报告仅限于中国境内使用。国金证券版权所有，保留一切权利。上海北京深圳电话：021-60753903传真：021-61038200邮箱：researchsh@gjzq.com.cn邮编：201204地址：上海浦东新区芳甸路1088号紫竹国际大厦7楼电话：010-66216979传真：010-66216793邮箱：researchbj@gjzq.com.cn邮编：100053地址：中国北京西城区长椿街3号4层电话：0755-83831378传真：0755-83830558邮箱：researchsz@gjzq.com.cn邮编：518000地址：中国深圳市福田区中心四路1-1号嘉里建设广场T3-2402