2022年5月12日稳增长背景下的新基建投资推动新时代的电源电网新基建华鹏伟中信证券研究部首席电新分析师1核心观点大势研判：立足于“双碳”目标实现，加速建设新型电力系统，以协调用电清洁化发展和用电量持续增长两大时代主题；把脉“源网荷储”一体化协调发展，较为乐观展望电源电网投资趋势，并重点关注结构化加速建设方向；电源上，可再生能源大规模接入、基荷电源和调峰电源的建设；电网上，跨区域输电线路的修建，电网信息化和智能化水平提升；用电上，用电多样化和精细化，需求响应和辅助服务逐渐兴起；其他，储能设施和分布式电源的大规模接入产业方向：超前基础设施投资建设，打造新型电力系统；从系统的角度来看，电网建设提速、电源规模扩大和储能设施完善项目批复加快，订单和出货量提升，商业模式完善。目录CONTENTS21.逐本溯源：“双碳”发展和用电量增长推动新型电力系统建设双碳发展和大规模可再生能源的接入电能替代和用电量的持续增长2.布局新型电力系统：结构重于总量，把握政策节奏31.1“双碳”建设引领电力系统新发展资料来源：北极星电力网，国家发改委，国家电网，中国政府网，中信证券研究部“双碳”目标实践路径日益清晰2020年9月，习近平主席在第七十五届联合国大会上发表重要讲话，提出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。自此而始，“30·60”的“双碳”目标开始快速与我国各类中长期规划相互配套融合。随着2021年我国进入“十四五”规划实施的开局之年，各项规划和行动方案相继出台，从“双碳”实践的顶层架构，到“源网荷储”一体化发展、电价机制改革、储能发展规划等落地方案。政策加码背景下，相匹配的新型电力系统性建设不断升级，跟踪政策、关注系统性问题根源，是研判新型电力系统建设的重要方式。时间重点会议及规划2020年9月22日国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话2021年1月27日国家电网有限公司董事长辛保安出席世界经济论坛“达沃斯议程”对话会2021年3月1日国家电网公司发布“碳达峰、碳中和”行动方案2021年3月15日习近平主持召开中央财经委员会第九次会议2021年4月19日国家发改委新闻发布会回答媒体关于“碳达峰、碳中和相关工作的进展情况”相关问题2021年4月30日中共中央政治局“新形势下加强我国生态文明建设”第二十九次集体学习2021年5月26日碳达峰碳中和工作领导小组第一次全体会议2021年10月8日国务院常务会议2021年10月12日《生物多样性公约》领导人峰会2021年10月24日国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知41.1“双碳”建设引领电力系统新发展资料来源：中信证券研究部预测2060年实现碳中和的路径——电力系统是实现“双碳”的关键环节“双碳”目标实践路径日益清晰电力系统作为实现“双碳”的重要载体。我们认为，通过梳理“双碳”建设本身对于电力系统的核心要求和电力紧张问题背后反映的系统建设问题，可以更好地把握未来中长期建设的投资方向和节奏。5“双碳”目标的实践——电力系统面临的核心难点：“双高”，即新能源、直流等大量替代常规机组，电动汽车、分布式能源、储能等交互式用能设备广泛应用，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征，系统转动惯量持续下降，调频、调压能力不足。其背后反映的，是清洁发展与系统安全之间的关系。资料来源：中国电力科学研究院资料来源：GE中国风电出力曲线与负荷曲线倒挂光伏并网加深鸭子曲线（一天中热电厂净负荷曲线）1.1“双碳”建设引领电力系统新发展61.1“双碳”建设引领电力系统新发展资料来源：国家电网公司各单位，电网头条（国家电网报公众号）国家电网各省级电网2020年最大负荷出现时间——高峰集中“冬夏”两季“双碳”目标的实践——电力系统面临的核心难点：“双峰”，即近年来我国用电需求呈现冬、夏“双峰”特征，峰谷差不断扩大，北方地区冬季高峰负荷往往接近或超过夏季高峰，电力保障供应的难度逐年加大。从运行实际看，风电和太阳能发电具有随机性，系统友好性较低，主要提供的是电量而非电力，为了满足电网高峰负荷需要，目前主要依靠的还是常规电源。其背后反映的是清洁发展与电力保障之间的关系。71.2“双碳”建设引领电力系统新发展资料来源：Wind，中信证券研究部电能替代背景下，用电量增速与GDP增速维持高相关性电能替代的长期性我们认为，“双碳”目标与电能替代是相辅相成的概念，伴随着我们社会生产（制造业自动化及机器代人等）、生活（新能源汽车加速渗透等）的再电气化进程，全社会用电量将在未来较长一段时间维持向上趋势，预计在“十四五”期间用电量增速与GDP增速之间的相关系数将有望维持在0.8-1.0之间，整体体现“十二五”末期触底后的“再电气化”过程中，电能在多领域的渗透提升。0.000.200.400.600.801.001.201.401.600.002.004.006.008.0010.0012.0014.0016.0018.002003-122004-122005-122006-122007-122008-122009-122010-122011-122012-122013-122014-122015-122016-122017-122018-122019-122020-122021-12用电量:全社会用电量总计:同比（%）GDP：不变价：同比用电量与GDP增速相关系数81.2“双碳”建设引领电力系统新发展资料来源：Wind，中信证券研究部预测国内用电量长期趋势展望电能替代的长期性国家电网“双碳”行动方案中预计能源消费侧全面推进电气化和节能提效，2025/2030年电能占终端消费比重将达到30%/35%以上。国民经济持续发展，叠加终端应用场景的电气化加速，我们预计“十四五”及“十五五”期间我国用电需求将进入新一轮较快增长，2030年用电量有望达到11.5万亿千瓦时。7.49.511.513.415.016.617.919.120.00.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%0.05.010.015.020.025.0202020252030203520402045205020552060国内用电总需求万亿千瓦时%增长91.3电能替代呼唤电源、电网超前投资属性的回归2008-2021年当年用电量增加值及电源、电网投资对比（含预测值）新一轮电力系统投资周期有望启动结合历史数据可以观察到，上一轮明显的用电量增加值高峰出现在2010-2011年（分别为5404/5027亿千瓦时），在此之后我国迎来了“十二五”期间较为持续的电源高位投资（2010-2015年电源年投资额基本维持在3700-4000亿元之间），其后自“十二五”末期起至“十三五”中期我国又迎来了一轮电网投资建设的高峰（自2015年电网投资4640亿元起，快速增长至2016-2018年维持在5300-5500亿元之间）。我们认为用电量激增带来的电力系统运行压力，将成为电力系统建设的源动力，倒逼电源、电网等上游环节发挥政府部门的社会服务属性，提升投资强度以满足电源、电网环节较用电需求的超前建设属性；其中，电源投资倾向于较电网投资率先启动。01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0002008-122009-122010-122011-122012-122013-122014-122015-122016-122017-122018-122019-122020-122021-12E用电量增加量（亿千瓦时）电网基本建设投资完成额:累计值（亿元）电源基本建设投资完成额:累计值（亿元）资料来源：Wind，中信证券研究部预测101.3电能替代呼唤电源、电网超前投资属性的回归新一轮电力系统投资周期有望启动展望“十四五”新型电力系统建设和其中的电源、电网投资，我们预计将发生一定变化：•参考“双碳”目标发展和用电量的持续增长，研判有望参照2010-2011年用电量增加值激增后产业发展走势，开启新一轮电源、电网投资建设。•电源上，可再生能源大规模接入、基荷电源和调峰电源的建设；•电网上，跨区域输电线路的修建，电网信息化和智能化水平提升；•用电上，用电多样化和精细化，需求响应和辅助服务逐渐兴起；•其他，储能设施和分布式电源的大规模接入目录CONTENTS111.逐本溯源：“双碳”引领电能替代与新型电力系统建设2.布局新型电力系统：结构重于总量，把握政策节奏源网荷储一体化发展电源、电网、用电等多环节布局关注多领域变化带来的投资机会122.1“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局资料来源：国家发改委、能源局，中信证券研究部国家发改委、能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》。综合来看，电源、电网超前建设属性有望回归，储能配给三个环节的产业化空间广阔；其中，为了服务新型电力系统发展面临的三个核心难点，上述三个环节的建设均有各自的侧重点，跟随政策变化布局上述重点建设方向的受益供应商应为后续产业投资主线。背景“双碳目标”下，出于提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率的考虑，发挥源网荷储一体化和多能互补保障能源安全的作用意义1）有利于提升电力发展质量和效益；2）有利于全面推进生态文明建设；3）有利于促进区域协调发展基本原则1）绿色优先，协调互济——优先可再生能源开发利用，结合需求侧负荷特性和电力需求响应能力；2）提升存量，优化增量——提高存量电源调节能力，输电通道利用水平、需求响应能力、存量电力设备利用效率，较大送受端合理优化增量；3）市场驱动，政策支持源网荷储一体化实施路径1）充分优化负荷侧调节能力——“云大物移智链”加强互动，虚拟电厂等一体化聚合；2）实现就地就近、灵活坚强发展——增加本地电源支撑，提升重要负荷中心局部坚强电网建设；3）激发市场活力，引导市场预期——市场化电价机制引导电源、电网、负荷、独立储能健康发展多能互补实施路径1）统筹各类电源规划，积极实施“风光水火储一体化”、稳妥推进“风光水（储）一体化”、探索“风光储一体化”、严控“风光火（储）一体化”；2）强化电源侧灵活调节作用；3）优化各类电源规模配比；4）确保电源基地送电可持续性推进重点：提升保障能力和利用效率1）区域（省）级源网荷储一体化：公平引入电源、负荷、独立储能主体放开市场化交易，提升用户侧调峰积极性，依托5G等现代通讯及智能化技术加强全网统一调度。2）市（县）级源网荷储一体化：重点城市开展局部坚强电网建设，研究热电联产、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化。3）园区（居民区）级源网荷储一体化：依托现代信息通讯、大数据、人工智能、储能等，运用“互联网+”模式调动调节响应能力；在商业区、综合体、居民区，依托光伏发电、并网型微电网和充电基础设施开展建设背景“双碳目标”下，出于提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率的考虑，发挥源网荷储一体化和多能互补保障能源安全的作用意义1）有利于提升电力发展质量和效益；2）有利于全面推进生态文明建设；3）有利于促进区域协调发展基本原则1）绿色优先，协调互济——优先可再生能源开发利用，结合需求侧负荷特性和电力需求响应能力；2）提升存量，优化增量——提高存量电源调节能力，输电通道利用水平、需求响应能力、存量电力设备利用效率，较大送受端合理优化增量；3）市场驱动，政策支持源网荷储一体化实施路径1）充分优化负荷侧调节能力——“云大物移智链”加强互动，虚拟电厂等一体化聚合；2）实现就地就近、灵活坚强发展——增加本地电源支撑，提升重要负荷中心局部坚强电网建设；3）激发市场活力，引导市场预期——市场化电价机制引导电源、电网、负荷、独立储能健康发展多能互补实施路径1）统筹各类电源规划，积极实施“风光水火储一体化”、稳妥推进“风光水（储）一体化”、探索“风光储一体化”、严控“风光火（储）一体化”；2）强化电源侧灵活调节作用；3）优化各类电源规模配比；4）确保电源基地送电可持续性推进重点：提升保障能力和利用效率1）区域（省）级源网荷储一体化：公平引入电源、负荷、独立储能主体放开市场化交易，提升用户侧调峰积极性，依托5G等现代通讯及智能化技术加强全网统一调度。2）市（县）级源网荷储一体化：重点城市开展局部坚强电网建设，研究热电联产、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化。3）园区（居民区）级源网荷储一体化：依托现代信息通讯、大数据、人工智能、储能等，运用“互联网+”模式调动调节响应能力；在商业区、综合体、居民区，依托光伏发电、并网型微电网和充电基础设施开展建设132.1“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局资料来源：Wind，中信证券研究部2008年-2022年03月我国电源投资完成额（亿元）电源侧：可再生能源投资占比不断提升电源投资从均衡发展向可再生能源投资占比不断提升转变。2008年以后，风电投资占比不断提升。2013年以后，光伏投资占比不断增加。0%10%20%30%40%50%60%70%01,0002,0003,0004,0005,0006,0002008-122009-122010-122011-122012-122013-122014-122015-122016-122017-122018-122019-122020-122021-122022-03水电火电核电新能源及其他基荷电源占比142.1“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局资料来源：Wind，中信证券研究部预测2010年-2025年国内新增风电装机规模（GW）电源侧：可再生能源投资占比不断提升电源投资从均衡发展向可再生能源投资占比不断提升转变，在政策的鼓励下，预计“十四五”是风光建设快速发展的时期。我们预计2022年国内新增风电装机约50GW。我们预计2022年国内新增光伏装机约80GW。2010年-2022年国内和全球新增光伏装机规模（GW）18.817.412.916.023.030.422.818.519.524.451.3341.444554.558610.10.20.10.10.20.40.61.21.62.43.114.4879.51215-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%01020304050607080陆上风电(GW)海上风电(GW)装机增速13411111535534430485580183032384353731021041151341682200501001502002502010201120122013201420152016201720182019202020212022E国内装机全球装机152.1“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局资料来源：Wind，中信证券研究部2006-2021年我国规模以上分类型发电设备容量（万千瓦）电源侧：关注基荷电源发展和调峰电源建设我国基荷电源（可连续运行且发出电力不变的机组，主要是火电、核电）在发电设备容量中的占比快速从“十一五”末的75%下降至“十三五”末的59%。“十二五”期间基荷电源占新增比例为40%-65%，而“十三五”期间该数据快速下降至30%-50%区间。0%10%20%30%40%50%60%70%80%05,00010,00015,00020,00025,0002011-122012-122013-122014-122015-122016-122017-122018-122019-122020-122021-12水电火电核电风电太阳能基荷电源占比162.1“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局资料来源：北极星电力网，中信证券研究部电源侧：关注基荷电源发展和调峰电源建设基荷电源占比的快速下降，对电力系统运行产生较大冲击，且若单一区域内较为偏重“基荷电源+某种可再生能源”的形式，则该地区在上述可再生能源禀赋出现季节性或周期性波动时，较低比例的基荷电源很难满足目前持续提升的刚性用电需求。因此，从新型电力系统电源侧考量以上问题，我们认为需要关注基荷电源的比例是否能维持在一定的安全比例。能源大基地与清洁基荷电源同发力。结合“双碳”目标和目前我国大型超超临界火电机组技术、独立自主第三代“华龙一号”核电技术等技术储备，可考虑依托火电灵活性调峰能力、核电建设深入等方式托底基荷电源比例；另一方面，可以通过打造复合型风光大基地（配给调峰能力，平滑出力曲线）的方式，满足新增清洁发电能力同时着力提升电源基地系统友好性能力。我国“十四五”首批100GW风光大基地中部分项目已经披露实施，主要围绕原有能源基地增补风光比例和打造新型复合式风光基地两种方式并举。日期省份规模（万千瓦）项目情况2021年10月15日甘肃1285酒泉、金昌、张掖、武威、嘉峪关五市新能源项目2021年10月15日青海10908个就地消纳和7个青豫直流二期外送项目2021年10月16日内蒙古200内蒙古蒙西基地库布其200万千瓦光伏治沙项目2021年10月20日宁夏200国能宁夏电力200万千瓦光伏项目2021年10月20日内蒙古200大唐托克托外送项目2021年10月28日山东200鲁北盐碱滩涂地千万千瓦风光储一体化项目2021年10月28日吉林规划3000吉林省“陆上风光三峡”项目172.1“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局国家电网在运抽水蓄能电站一览（万千瓦）电源侧：调峰电源服务清洁能源发展抽水蓄能•2021年3月，国家电网宣布将开放1000亿元股权投资，以吸引资本参与和支持“十四五”期间计划新增的2000万千瓦抽水蓄能电站建设（总体规模约为国家电网现有在运电站规模的95.4%）。•2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，规划到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。因此，抽水蓄能建设节奏有望自“十四五”期间起迎来集中释放，直接利好主站设备和电站系统供应商。资料来源：国家电网，电网头条（国家电网报微信公众号），中信证券研究部18电网侧：服务清洁能源传输与满足用电量增长和安全用电需求从电网侧技术领域来看，新型电力系统建设中长期的重点诉求来源于：1）平衡我国清洁能源与重点负荷区域之间的地理差异矛盾；2）控制非基荷电源装机占比提升对电网稳定安全运行的影响；3）满足电能替代带动用电量持续增长的扩容需求；4）满足用电侧能源利用智能化、精细化的升级需求。电网侧可以考虑从大电网骨架网络和核心区域配电网络两层架构、六个环节加强建设强度，分别为：大电网侧的特高压（跨区域输送通道）、调度系统（跨区域配给调配能力）、抽水蓄能和配电网侧的扩容（刚性用电增加）、保护和智能运行、数字化。在电力供（政策导向）、需（电能替代）格局发生巨大变化的背景下，电网作为电力系统枢纽的作用凸显，所需优先满足的痛点更加聚焦，在此背景下我们预计“十四五”期间，电网及下游领域投资将呈现两大特点：1）结构重于总量；2）电网投资“杠杆属性”强化。资料来源：产业调研，中信证券研究部资料来源：国家电网社会责任报告，中电联，中信证券研究部预测新型电力系统建设中长期的重点诉求电网结构化投资（亿元）2.2“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局0%10%20%30%40%50%60%70%010002000300040005000600020162017201820192020E2021E特高压投资额（亿元）配网投资额（亿元）其他主网投资（亿元）数字化投资（亿元）特高压投资占比（%）配网投资占比（%）数字化投资占比（%）19电网侧：服务清洁能源传输与满足用电量增长和安全用电需求大电网主干网架特高压：•综合定量测算及定性分析，我们预计“十四五”期间特高压投放量有望达到10-15条。从定量分析来看，特高压建设需求集中在1）配套在建及规划大型能源基地的外输需求，2）跨区域输送及调配电量的需求；从定性分析看，“十四五”期间，待投放特高压线路主要包括：1）2018年9月规划的12条特高压线路中待核准的储备项目，包括驻马店-武汉交流、南昌-武汉交流等；2）国家电网2020年初宣布拟推进纳入电力规划的三条直流线路：金山水电外送、陇东-山东直流、哈密-重庆直流等；3）各省及国家电网近期披露的特高压建设计划：青海海西州外送通道、哈尔滨风电外送通道、成渝环网建设等。持续的特高压建设，有望继续利好核心站内设备龙头相关业务在“十四五”期间的发展与业绩兑现。资料来源：北极星电力网资料来源：北极星电力网，中信证券研究部“十四五”大型清洁能源基地布局与输电通道建设示意图储备特高压项目信息2.2“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局工程进度序号工程名称电压等级（kV）核准时间直流（规划）1金上水电外送工程±800国网发展部2020年6月完成可研2陇东-山东工程±800国网发展部2020年7月完成可研3哈密-重庆工程±800国网发展部2020年8月完成可研4青海（海西州）外送5哈尔滨外送交流（规划）1驻马店-武汉10002021-2022年2南昌-武汉10002021-2022年3天府南-铜梁（成渝环网）1000推进纳入电力规划4甘孜-天府南-成都东（成渝环网）1000推进纳入电力规划20电网侧：服务清洁能源传输与满足用电量增长和安全用电需求核心区域配电网络扩容：•我国形成了较为集中的核心城市群，伴随再电气化进程（如新能源汽车保有量的持续提升），核心城市群及周边核心区域配电网络的运行压力在不断提升。•对比技术升级需求，电网基础承载及扩容需求伴随电能替代进程和用电量的持续增长，亦需要持续建设，以满足下游用电需求。在此过程中，可以关注围绕重点经济发达区域的主要设备节能化改造等产品形态变化，以及分布式推广对配网扩容建设的影响。资料来源：中国汽车工业协会，中信证券研究部资料来源：NASA新能源汽车销量:累计值（辆）我国主要负荷中心分布2.2“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局0500000100000015000002000000250000030000003500000201020112012201320142015201620172018201920202021212.2“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局资料来源：宏力达、新风光、亿嘉和、良信股份、海兴电力等公司官网及公告，中信证券研究部电网侧：服务清洁能源传输与满足用电量增长和安全用电需求核心区域配电网络保护和智能运行：配网适应新型电力系统所需呈现的坚强化与主动性，要求持续提升以一二次融合设备、无功补偿装置、带电作业机器人、智能电力通信开关、国产芯电能表等为代表的智能终端大规模应用水平。立足“十四五”初期阶段，多数新产品形态仍处于部分省网（多为发达地区）的率先推广过程中；需关注后续相关产品向其他省份的渗透进度以及产品是否会被纳入电网集中采购，以形成需求规模效应。智能产品简介及功能示意图一二次融合柱上开关智能柱上开关具有遥信、遥测、遥控、遥调（“四遥”）等功能，能实时监测配网线路三相电压、电流、功率、电能量及零序电压电流等运行数据，对数据进行加工处理、研判故障类型并作出相应的分合动作，快速就地隔离故障并保护非故障区域的供电；同时，对于采集信息、故障信息、处理结果与配网数据主站进行双向通信，完成采集、处理、上传和执行的功能。无功补偿产品高压动态无功补偿装置，以多片DSP+FPGA为控制核心，采用瞬时无功理论控制技术、FFT快速谐波计算技术、大功率IGBT驱动技术，以高可靠性、易操作、高性能为设计目标，能够快速连续地提供容性或感性无功功率，实现恒考核点无功功率、恒考核点电压和恒考核点功率因数，以及综合补偿等多种控制模式。不仅可以自动补偿无功，还可以同时动态补偿谐波，保障电力系统稳定地运行。带电作业机器人带电作业机器人一般具备环境感知能力，配备视觉算法、机械臂&执行器控制等功能，可满足接线任务自动化及人工协同等模式需求。智能通信开关基于高集成度、低功耗的主控芯片的轻量型核心板及操作系统、专用计量芯片、通信芯片等，打造的具备一次线路保护、高精度测量、边缘计算、智能运维、寿命管理等功能，满足智能数字化配电系统迭代的智慧开关产品。智能电能表新一代智能电能表具备“双芯多能”特点，携带可插拔模块，可接入AMI和AMR等系统，一般支持多种通信方式，可实现互联互通等功能。222.2“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局电网侧：服务清洁能源传输与满足用电量增长和安全用电需求核心区域配电网络数字化•终端产品升级和电网复杂化，相应产生的海量数据流的利用，预计将催生电网领域加速与云平台、IDC、边缘计算等新型数字技术融合落地。电网每年固定在上述领域开展信息化及通信类设备采购，从电网数据安全与电网系统配套角度来看，电网侧数字化资产在解决方案总包交付方面，具备较高壁垒，预计上述企业的总包龙头地位随着数字化建设的推进，仍将继续保持。232.2“源网荷储”一体化发展，三大投资环节协同布局资料来源：CNESA，中信证券研究部储能侧：抽水蓄能与电化学中期并进，持续跟踪大容量储能技术演进新型电化学储能•电化学储能侧保持着锂电池储能技术渗透率的快速提升——锂电储能由于能量/功率密度更高、使用与循环寿命更长、响应时间更快、适应场景多等优势。2017年至今占全球新增电化学储能90%以上，国内锂电储能占新增电化学储能的比例亦从2017年51%上升到2020年的97%。我们判断：短期国内以电源侧的储能为主，满足新能源并网需求；海外的户用储能和分布式储能发展迅速。2017201820192020全球储能累计装机175.4181.0184.6189.8yoy4.0%3.2%2.0%2.8%其中：抽水蓄能168.4170.7170.9172.5电化学储能2.96.69.513.1熔融盐储能2.62.73.13.2飞轮储能0.50.50.60.4压缩空气储能0.40.40.40.4其中：抽水蓄能96.0%94.3%92.6%90.9%电化学储能1.7%3.7%5.2%6.9%熔融盐储能1.5%1.5%1.7%1.7%飞轮储能0.3%0.3%0.3%0.2%压缩空气储能0.2%0.2%0.2%0.2%中国累计储能装机28.931.332.435.1yoy18.9%8.3%3.5%8.3%其中：抽水蓄能28.630.030.331.8电化学储能0.41.11.72.8熔融盐储能0.020.20.40.5飞轮储能0.000.000.000.00压缩空气储能0.000.010.030.01242.3投资策略产业观点更新新型电力系统建设有望成为中长期产业投资主脉络，围绕“源网荷储”一体化发展，我们综合梳理三条投资主线：•建议重点关注风电光伏基地建设的启动和对产业的拉动，推荐光伏风电相关标的。•建议重点关注以核电为代表的基荷电源及大型抽水蓄能的投资恢复，重点推荐东方电气（A+H）。•建议聚焦电网结构化建设多维度受益标的，重点推荐国电南瑞、许继电气、宏力达、特变电工等。•建议持续关注储能及电力系统上游低压电器、功率半导体环节的优质企业成长进程，重点推荐正泰电器、良信股份，建议关注时代电气（A+H）。25风险因素新增装机不及预期的风险；项目批复不及预期的风险；储能成本下降不及预期的风险；电力市场化改革推进不及预期的风险。感谢您的信任与支持！THANKYOU华鹏伟（首席电力设备及新能源分析师）执业证书编号：S1010521010007免责声明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：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；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上分析师声明主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。评级说明其他声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含CLSAgroupofcompanies），统称为“中信证券”。法律主体声明本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited分发；在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCo.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSAgroupofcompanies（CLSAAmericas,LLC（下称“CLSAAmericas”）除外）分发；在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧盟与英国由CLSAEuropeBV或CLSA（UK）分发；在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发（地址：孟买（400021）NarimanPoint的DalamalHouse8层；电话号码：+91-22-66505050；传真号码：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118；印度证券交易委员会注册编号：作为证券经纪商的INZ000001735，作为商人银行的INM000010619，作为研究分析商的INH000001113）；在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发；在日本由CLSASecuritiesJapanCo.,Ltd.分发；在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd.分发；在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发；在菲律宾由CLSAPhilippinesInc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由CLSASecurities(Thailand)Limited分发。针对不同司法管辖区的声明中国：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSAgroupofcompanies（CLSAAmericas除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则定义且CLSAAmericas提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。任何从中信证券与CLSAgroupofcompanies获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas。新加坡：本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（资本市场经营许可持有人及受豁免的财务顾问），仅向新加坡《证券及期货法》s.4A（1）定义下的“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。根据新加坡《财务顾问法》下《财务顾问（修正）规例（2005）》中关于机构投资者、认可投资者、专业投资者及海外投资者的第33、34及35条的规定，《财务顾问法》第25、27及36条不适用于CLSASingaporePteLtd.。如对本报告存有疑问，还请联系CLSASingaporePteLtd.（电话：+6564167888）。MCI(P)024/12/2020。加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的CLSAEuropeBV分发。澳大利亚：CLSAAustraliaPtyLtd(“CAPL”)(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001）》第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAllOrdinaries指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。一般性声明本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、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。本研究报告仅为参考之用，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。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。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。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并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损失承担任何责任。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。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，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中信证券其它业务部门、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。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券2022版权所有。保留一切权利。证券研究报告2022年5月12日