请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page1证券研究报告—深度报告公用事业[Table_IndustryInfo]环保公用2022年度策略超配（维持评级）2021年12月27日一年该行业与沪深300走势比较行业专题绿电势不可当，关注储能细分：抽蓄、氢能、煤电灵活性改造复盘：“双碳”目标下新能源已成共识，公用大幅跑赢沪深300截至2021年12月17日，公用事业2021年累计涨跌幅31.4%，较沪深300相对收益率高达37.4%。预计2021年末风电累计装机将增长到3.2亿千瓦，同比增长约15%，光伏累计装机增长至约3亿千瓦，同比增长19%左右。把握新能源运营的“三重确定性”机会“双碳”长期目标确定，电力市场化改革持续推进，电价更能体现供需、成本、和环境价值，，新能源运营商具备“三重”确定性。“量”—风光装机增速具备高确定性；“价”—火电价格上浮，煤价联动，业绩拐点出现，绿电叠加绿色溢价，盈利空间打开；“业绩”—量和价的确定性将直接促成业绩的高确定，业绩拾级而上，风电大型化摊薄成本，光伏上游价格回落，新能源运营商均能实现良好收益率。关注政策衔接、新旧衔接、能源形式衔接“1+N”政策体系规划明朗，后续衔接具体执行层面续政策出台有望帮助企业更好完成装机目标。重视抽水蓄能、火电调峰调频等传统电力，其符合与新能源优化组合发展的政策目标与客观需求，成本分摊及价格机制理顺后将形成良好商业模式。此外新能源电力是“双碳”目标实现的核心，但氢能作为清洁含能体能源是衔接助力深度脱碳的重要能源形势，目前已基本形成共识。2022或是观察分化布局行业核心资产的窗口期当前新能源运营行业处在整体的确定性增长中，但企业层面终有分化，预计明显分化在2022年或较难出现。但2021年处在企业规划与政策衔接和获取指标“跑马圈地”的前期，2022年项目指标开始转化落地，尤其是电力市场化加深运营能力逐步体现，将是观察窗企业竞争力和未来中长期分化趋势的窗口期。投资建议我们预计行业将保持确定性的较高增速，维持行业“超配”评级。火电受益辅助服务及联动“长协煤+长协电”，拐点将现，推荐积极转型新能源，现金流充沛火电龙头华润电力、华能国际等，关注转型高效、规划积极的中国电力、吉电股份、上海电力等；推荐有资金、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力等；推荐现金流良好，“核电与新能源”双轮驱动的中国核电；推荐电能综合服务苏文电能等。风险提示政策不及预期；用电量增速下滑；电价下滑；项目建设进度不及预期。重点公司盈利预测及投资评级公司公司投资昨收盘总市值EPSPE代码名称评级（元）（百万元）2021E2022E2021E2022E0836.HK华润电力买入28.7013811.722.1616.713.3601985中国核电买入8.2514450.450.5618.314.7600905三峡能源买入7.7722200.180.2943.226.80916.HK龙源电力买入18.7215040.770.8724.321.5300982苏文电能买入78.301102.323.3233.723.6资料来源：Wind、国信证券经济研究所预测相关研究报告：《环保与公用事业周报202112第3期：氢能政策持续引导，与“双碳”目标接轨》——2021-12-20《环保与公用事业周报202112第2期：抽蓄电价形成及分摊机制渐明确，迎确定增长》——2021-12-12《环保与公用事业2021年12投资策略：政策与股权激励推进，新能源运营确定性凸显》——2021-12-06《环保与公用事业周报202111第4期：电力体制改革深化阶段，政策加速改革落地》——2021-11-29《环保与公用事业周报202111第3期：各省“十四五”海上风电规划渐明朗，海上风电迎来确定性发展》——2021-11-21证券分析师：黄秀杰电话：021-61761029E-MAIL：huangxiujie@guosen.com.cn证券投资咨询执业资格证书编码：S0980521060002联系人：陈卓鸣电话：010-88005230E-MAIL：chenzhuoming@guosen.com.cn独立性声明：作者保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于本人的职业理解，通过合理判断并得出结论，力求客观、公正，其结论不受其它任何第三方的授意、影响，特此声明0.60.81.01.21.4J/21M/21M/21J/21S/21N/21公用事业沪深300请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page2内容目录复盘：新能源已成共识，公用大幅跑赢沪深300.........................................................5用电需求大幅反弹，新能源快速发展...................................................................52021年公用板块整体大幅跑赢，三季度实现大幅上涨........................................7投资展望一：新能源运营把握“三重确定性”机会.........................................................9量的确定性——最基础和必然的确定性...............................................................9价的确定性——预期的确定性实现.....................................................................11业绩的确定性——确定增长中观察分化的可能...................................................13投资展望二：抽水蓄能及火电调峰调频是新能源电力“立”与“破”重要衔接................16新型电力系统下抽水蓄能发挥重要作用.............................................................16市场规模和主要参与主体...................................................................................17国网新源控股有限公司......................................................................................18南方电网调峰调频公司有望与文山电力将重组实现上市....................................19厘清成本疏导办法，抽蓄发展进入新阶段..........................................................19利用煤电调峰调频——短期平衡新能源出力和供电安全的最适手段..................21过去改造推进较缓，如今改造势在必行，辅助服务收益将日益明确..................22投资展望三：氢能衔接助力深度脱碳.........................................................................22氢能应用场景及发展情况...................................................................................23绿氢：最具潜力的未来制氢来源........................................................................25气态运储为主，大力发展管道运氢及液态储运...................................................29公用事业企业积极布局氢能产业链上游.............................................................30投资建议....................................................................................................................32风险提示....................................................................................................................32公司盈利预测.............................................................................................................33国信证券投资评级......................................................................................................34分析师承诺................................................................................................................34风险提示....................................................................................................................34证券投资咨询业务的说明...........................................................................................34tYlYeWgV8VjZrQpNpM7N9R7NpNqQmOnMkPpOpNlOsQpQ9PrQtNxNqMvNvPrRpR请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page3图表目录图1：单月全社会用电量（亿千瓦时）........................................................................5图2：累计发电量情况（单位：亿千瓦时）.................................................................5图3：1-11月份发电量分类占比..................................................................................5图4：累计装机量情况（单位：亿千瓦）.....................................................................6图5：电源装机量分类占比..........................................................................................6图6：2021年水电利用小时数同比下降.......................................................................6图7：2021年火电、核电利用小时数提升明显（小时）.............................................6图8：风电、光伏利用小时数（小时）........................................................................6图9：本年公用事业相对收益率达37.4%（截至12.17）............................................7图10：近三年公用事业相对沪深300收益率..............................................................7图11：动力煤期货结算价（元/吨）............................................................................8图12：火电较公用事业板块整体弹性更大...................................................................8图13：新能源板块2021下半年表现强势....................................................................8图14：港股火电转型新能源公司2021年实现大幅上涨..............................................8图15：碳达峰碳中和“1+N”政策体系..........................................................................9图16：风电建设成本及度电成本下降情况.................................................................10图17：光伏建设成本及度电成本下降情况.................................................................10图18：2021年太阳能级硅料成交均价（元/kg）......................................................10图19：2021年太阳能级硅料成交均价（元/kg）......................................................11图20：我国风电、光伏装机量（GW）.....................................................................14图21：主要运营商2021H1新能源装机规模（万千瓦）...........................................14图22：各省风电项目配置评选标准...........................................................................15图23：新能源装机占比将大幅提升...........................................................................16图24：电力系统需要储能电站实现削峰填谷.............................................................16图25：抽水蓄能电站技术原理..................................................................................16图26：抽水蓄能占据我国储能主要部分....................................................................16图27：抽水蓄能电站全生命周期成本结构.................................................................17图28：抽水蓄能较其他储能方式具有明显成本优势..................................................17图29：我国抽水蓄能电站发展情况（万千瓦）.........................................................18图30：文山电力近五年盈利情况...............................................................................19图31：交易标的公司营收结构..................................................................................19图32：“十三五“大部分省份未达到抽蓄电站建设规划...............................................20图33：电力辅助服务各类品种补偿机制....................................................................22图34：氢能优势........................................................................................................23图35：氢能产业链概览.............................................................................................24图36：我国氢气预测年产量（万吨）........................................................................24图37：2060E预测氢能用途占比..............................................................................24图38：全球制氢方式占比..........................................................................................26图39：我国制氢方式占比..........................................................................................26图40：不同氢气单位成本对应天然气价格.................................................................27图41：不同氢气成本对应煤炭价格...........................................................................27图42：我国工业副产氢地域分布情况........................................................................27图43：工业副产氢出厂价格（元/Nm^3）................................................................27图44：欧盟绿氢年产量及可再生能源电解槽装机量发展规划....................................29表1：2021各省风电光伏项目建设规划或指标情况（GW）.....................................11表2：绿色电力交易试点主要制度安排......................................................................12表3：截止11月末部分省份“深化燃煤发电上网电价市场化改革”后电力交易价格....13表4：主要发电企业“十四五”新能源规划预测（单位：万千瓦）...............................14表5：当前主流储能技术比较....................................................................................17表6：国网新源主要运营情况....................................................................................18表7：拟置入标的公司资产情况.................................................................................19表8：我国抽水蓄能电价相关政策文件......................................................................21表9：“三改联动”——节能降耗改造、供热改造、灵活性改造..................................21表10：全国性氢能政策.............................................................................................24表11：地方性氢能政策.............................................................................................25请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page4表12：主要制氢方式对比..........................................................................................26表13：电解水制氢主流技术比较...............................................................................27表14：绿氢生产过程中碳排放极低...........................................................................28表15：中国2019弃风、弃光、弃水电量电解水制氢潜力........................................28表16：氢能主要储运方式对比..................................................................................30表17：五大发电央企积极布局绿氢生产业务.............................................................30表18：燃气公司氢能布局..........................................................................................31请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page5复盘：新能源已成共识，公用大幅跑赢沪深300用电需求大幅反弹，新能源快速发展用电需求反弹明显，增长率回归疫情前序年份水平。自2020年四季度以来，我国疫情控制情况良好，经济复苏国内外需求提升背景下国内产能扩长，上游原材料、高耗能企业用能需求旺盛，加之电气化程度提升。在2020年上半年同比基数较低的情况下，全社会一季度单月用电量同比上升26%、19%和21%，疫情后用电量需求增速反弹效应明显。进入第二季度，用电同比增速下降至13%-14%，第三季度及10、11月份用电量同比增速下降至个位数。若排除受疫情影响的2020年份数据，相较2019年同期单月用电量数据来看，2021年复合增长率维持在7%-9%的高位区间，已回归疫情前序年份用电量正常增长率水平，并略有提高。图1：单月全社会用电量（亿千瓦时）资料来源：发改委能源局、国信证券经济研究所整理2021年1-11月共计完成发电量73826.7亿千瓦时，较去年同期增长9.2%。受南方受来水偏枯影响，前11个月水电发电量占比15.1%，同比下降1.9pct；风电、光伏由于去年装机潮新增大量装机，发电占比分别达到6.9%、2.3%，同比上升1.3pct、0.3pct。火电占比70.7%，提升0.26pct。图2：累计发电量情况（单位：亿千瓦时）图3：1-11月份发电量分类占比资料来源：国家统计局，国信证券经济研究所资料来源：国家统计局，国信证券经济研究所装机方面，截至2021年11月末，我国共计发电装机23.2亿千瓦，全年同比增速保持在10%左右，风电、光伏装机分别达到3.05GW、2.87GW。从占比上来看，风电、光伏较去年占比增加明显，分别较去年增加2pct，1.5pct。由于新能源招投标集中于第二季度，较短的建设周期决定了项目大多投产于年末，-15-10-505101520250100002000030000400005000060000700008000019/1119/1220/0120/0220/0320/0420/0520/0620/0720/0820/0920/1020/1120/1221/0121/0221/0321/0421/0521/0621/0721/0821/0921/1021/11产量:发电量:累计值产量:发电量:累计同比火电71%水电15%风电7%核电5%太阳能2%请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page6预计12月份风电、光伏装机量及占比将进一步提高。图4：累计装机量情况（单位：亿千瓦）图5：电源装机量分类占比资料来源：国家统计局，国信证券经济研究所资料来源：国家统计局，国信证券经济研究所南方来水偏枯，东北风况欠佳，煤炭供需历史性紧张态势，地方性缺电情况频现。全社会用电需求高增背景下，2021年发电设备平均利用小时数同比明显提升，发电设备整体利用小时数明显提高。然而，今年上半年水电来水偏枯，影响云贵川外送两广的电量，云南、广东及广西部分地区出现有序用电情况；在东北地区，三季度末煤炭供需历史性紧张态势，加之受风电出力的影响，辽宁、吉林地区电力供应出现明显缺口，一度影响居民用电。整体来看，火电、核电利用小时数同比增速均在5%-10%左右，提升更为明显。图6：2021年水电利用小时数同比下降图7：2021年火电、核电利用小时数提升明显（小时）资料来源：Wind，国信证券经济研究所资料来源：Wind，国信证券经济研究所新能源整体消纳保持良好水平，利用小时相对平稳。参考至11月数据，预计2021年整体风电利用小时数可较去年提升100小时以上，达到约2190小时，光伏受阴雨等天气影响，利用小时数下降约100小时左右，达到1175小时。图8：风电、光伏利用小时数（小时）资料来源：发改委能源局、国信证券经济研究所整理0%2%4%6%8%10%12%20.020.521.021.522.022.523.023.520/1121/0221/0521/0821/11发电装机容量:累计值发电装机容量:累计同比火电56%水电17%风电13%核电2%太阳能12%请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page7“双碳”背景下，供不应求刺激发电装机、电网加大投资，电力板块迎来发展机遇。从“十四五”开局之年来看，我国经济发展增速已基本摆脱疫情影响，回归平稳发展水平。由于电力需求与GDP增速存在强相关关系，同时电气化程度提升，预计未来用电量需求将保持稳定增长。今年局部缺电的情形将促进发电投资运营商进一步加大发电装机投资，同时新能源的大规模并网加大了特高压输送需求以及局部调峰调频压力，加大了分布式电源及配网建设需求，将为发电运营商及电网、储能运营商带来新的发展机遇。2021年公用板块整体大幅跑赢，三季度实现大幅上涨截至2021年12月17日，申万公用事业板块2021年累计涨跌幅达到31.43%，较沪深300相对收益率高达37.37%，大幅跑赢市场平均水平。分阶段来看，2021年年初公用事业板块指数一路下行，最低时累计跌幅达到8.88%，开年走势较为不利；进入3月份以后局势反转，公用事业指数累计涨跌幅由负转正，而沪深300指数由正转负；3月份至7月末期间，公用事业指数累计收益率持续震荡，至7月末重新归零；进入8月份后，公用事业指数大幅上涨，迅速来开与沪深300的收益率差距，10月份小幅回调，随后继续拉升。全年来看，公用事业板块实现超高相对收益率，达37.4%。图9：本年公用事业相对收益率达37.4%（截至12.17）图10：近三年公用事业相对沪深300收益率资料来源：Wind，国信证券经济研究所资料来源：Wind，国信证券经济研究所煤价高企推动电力市场化改革。受进口煤限制及国产煤产量的下滑，我国今年煤价自5月以来持续高位运行，10月份动力煤期货价格一度飙升至1900元/吨，大幅增加了煤电企业的发电成本。从7月份开始，蒙西、宁夏、四川等省份相继发布市场电价可以上浮10%的政策，资本市场普遍认为打开电价上浮限制成为大势所趋，火电板块持续走高；到10月，中央印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，允许市场化交易电价上浮20%（高耗能产业用电电价不受上浮限制），为“涨电价”预期一锤定音。同时中央过煤炭增产保供、严查恶意炒作囤积等一系列严厉手段，煤价较快回落。12月初，中央经济工作会议强调煤炭在我国能源中的基础性地位，推动煤炭和新能源优化组合，激发了火电板块的投资热情，同时更加有利于火电企业加速推进新能源转型，火电板块持续上涨。请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page8图11：动力煤期货结算价（元/吨）图12：火电较公用事业板块整体弹性更大资料来源：Wind，国信证券经济研究所资料来源：Wind，国信证券经济研究所受益“双碳”政策，新能源星辰大海已现。2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会上提出“双碳”目标；12月气候雄心峰会上提出到2030年我国风电、太阳能发电装机总量达12亿千瓦以上，我国新能源发展进入快车道。国家能源局6月发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，我国陆上风电、光伏项目正式进入平价时代。后续绿色电力及电力市场化交易政策及试点不断推进。新能源装机确定性达成共识，绿电量价齐升预期逐步验证，新能源运营商下半年开始实现大幅上涨，超过公用事业整体涨幅。港股三个火电转型新能源公司在同期实现股价的大幅上升。同时新能源运营领域资本市场运作持续升温。2021年6月，三峡能源以纯正新能源公司身份正式登陆A股平台，成为A股最大新能源公司。2021年12月龙源电力实现A+H上市落定。此外各类转型发展新能源公司增加，借助资本市场融资发展新能源。图13：新能源板块2021下半年表现强势图14：港股火电转型新能源公司2021年实现大幅上涨资料来源：Wind，国信证券经济研究所资料来源：Wind，国信证券经济研究所请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page9投资展望一：新能源运营把握“三重确定性”机会量的确定性——最基础和必然的确定性政策持续出台基本构建起“N+1”政策框架，为未来中长期快速健康发展奠定高度的确定性。2021年10月24日，中共中央国务院联合发布了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》是党中央对碳达峰碳中和工作进行的系统谋划和总体部署，覆盖碳达峰、碳中和两个阶段，是管总管长远的顶层设计，发挥统领作为“1+N”中的“1”。2021年10月26日，国务院正式发布了《2030年前碳达峰行动方案》聚焦碳达峰，提出了提高非化石能源消费比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排放水平等方面主要目标。提出将碳达峰贯穿于经济社会发展全过程和各方面，重点实施“碳达峰十大行动”。将作为“N”中为首的政策文件，外加各部门、各地方政策等。共同构成“1+N”政策体系。随着顶层规划明朗，后续政策出台有望加速。随着整体政策框架落地，各地方及部门分解任务指标。前期各企业提出的宏大装机目标，将得到各级政府及监管部门的配合，建设指标、开发、并网将实现高效对接。在高效率和低隐性成本环境下，实现装机规模的确定性增长。图15：碳达峰碳中和“1+N”政策体系资料来源：政府网站、发改委、国信证券经济研究所整理风机价格大幅下行，光伏组件价格预期下降，确保良好项目收益率，风光装机增速具备高确定性。新能源发电成本持续下降。2010-2020年末，我国陆上风电及光伏发电成本不断下降，其中陆上风电平均装机成本由1500美元/kW降至1264美元/kW，下降15.7%，度电成本从0.071美元/kWh降至0.033美元/kWh，下降54%，风机材料价格下降及发电效率提升明显；光伏平均装机成本从3994美元/kWh降至651美元/kWh，下降83.7%，度电成本从0.305美元/kWh降至0.044美元/kWh，下降85.6%。近年来，大容量风机占比不断提升，大直径和大容量风机将不断提升发电效率从而降低度电成本；光伏则致力于不断提升电池转换效率。请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page10图16：风电建设成本及度电成本下降情况图17：光伏建设成本及度电成本下降情况资料来源：IRENA，国信证券经济研究所资料来源：IRENA，国信证券经济研究所随着风机大型化，陆上单机发电功率达普遍可达4-5GW以上，海上风电单机发电功率达普遍可达9GW以上。陆上风电风机成本降至约2000元，海上风电风机成本降至约4000元，同时大型化摊薄相关建设成本、土地成本、吊装成本。使得平价陆上项目具备良好收益率水平，平价海上项目已基本可以实现。光伏经历过硅料价格大幅上涨后，目前已有所回调。过去1-2光伏产业需求量大幅增加，带动产业链上下游的产能扩张，在硅片、电池片、组件企业的大幅扩产的同时，硅料产能增长相对较慢，导致硅料价格今年大幅上涨。根据PVinfo统计，2021年单晶致密块料主流价格从年初1月份每公斤85元快速上涨，6月份涨至每公斤206元人民币，半年间涨幅达到142%。之后能耗双控政策让Q3、Q3硅料价格进一步上升，11月涨至每公斤269元人民币，相比1月的涨幅高达216%，该价格水平已经涨至2011年以来的最高价位。相应一定程度抑制了2021年新增光伏装机规模。近期随着硅料扩产的预期，硅料价格近期出现下调，带动电池片及组件价格回落。预计组件价格平稳在2元/W内，运营商便可以基本满足收益率要求，持续回落至1.9元/W以内，对应EPC成本降至约4.0-4.3元/W以内，开发和建设动力动力将逐渐增强。在国内强大产业链支撑下，成本的稳定，终端装机收益率得到保障，风光装机主动性提升，增速更具备高确定性。图18：2021年太阳能级硅料成交均价（元/kg）资料来源：PVinfo、国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page11图19：2021年太阳能级硅料成交均价（元/kg）资料来源：PVinfo、国信证券经济研究所整理今年以来，国家发改委、国家能源局确定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目，总规模约100GW，主要分布在内蒙古、青海、甘肃、宁夏等地，利用优质风光资源，正按照“成熟一个、开工一个”的原则积极开工。据统计截至11月24日，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目开工数量达到21个，在建规模超55GW。此外能源局发布组织拟纳入国家第二批以沙漠、戈壁地区为重点的大型风电光伏基地项目的通知，要求已核准（备案）且能够在2022年开工建设，原则上能在2023年内建成并网，后续也将持续推进落地。此外，据风芒能源统计，今年以来各省风电共计完成竞配56.11GW，光伏103.8GW。表1：2021各省风电光伏项目建设规划或指标情况（GW）序列省份保障性项目市场化项目大基地项目一体化项目合计备注风电光伏风电光伏风电光伏1内蒙6.83.85--2.94.5-18.052贵州5.7715.89-----21.66第一批凤电、两批光伏3广西5.614.663.2513.9542.6-13.65533.734辽宁4.71------4.71仅朝阳、大连、营口三市5河南4.04------4.046山东3.082.36---2-7.44存量项目7甘肃2.16.986-----9.09仅七州、酒泉等6市8山西1.7410.16-----11.90保障性含700MW奖励项目（风电0.1GW、光伏0.6GW）9河北1.211.41--1.51.5-15.61不含十四五期间项目10天津0.984.32-----5.3011湖北0.9647.315----412.2812陕西0.885.19--3.559.08-18.7013新疆0.21.7-----1.90不含十四五期间项目14安徽1.3764.409--0.550.65-6.9915吉林----0.80.4-1.2016青海----1.53.542.1347.13合计39.4678.253.253.9513.421.6359.79219.69资料来源：风芒能源，国信证券经济研究所整理价的确定性——预期的确定性实现请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page12绿电：同质电力外的绿色价值在实现从消费终端来看，由于电力不论发电来源均为同质商品，所有电力在市场化条件下本应获得相同定价。化石能源发电成本侧需要多支付对应污染成本（对应绿电的绿色价值），绿电则需要多支付维持出力稳定的辅助服务成本（对应火电等的稳定价值）。随着污染成本将持续提升，对应绿电绿色价值提升，而辅助服务成本随着储能、抽蓄等发展将不断弥补和降低。绿电交易及碳市场的推进将更有利于绿电价值实现。绿色价值在市场认知和政策引导下逐步从逻辑合理走向客观现实，从过去具有一定象征意义和代表性的绿电交易，仅有国内少量新能源运营商参与，到组织试点，再到如今正在从试点走向常态。电力市场化还原电力商品属性，绿电理应获得更高价值。自9月7日，绿色电力交易试点启动。首批绿色电力交易共17个省份259家市场主体参与，交易电量79.35亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域成交电量68.98亿千瓦时，南方电网公司经营区域成交电量10.37亿千瓦时（均价提高2.7分/千瓦时）。绿色电力成交价格较当地电力中长期交易价格增加0.03~0.05元/千瓦时。本次交易预计将减少标煤燃烧243.60万吨，减排二氧化碳607.18万吨。表2：绿色电力交易试点主要制度安排主要交易要素主要内容交易方式风电和光伏发电，未来逐步扩大到水电等其他可再生能源交易模式电力中长期交易模式下，设立的绿色电力交易品种参与对象售电方：风电及光伏发电企业、电网公司购电方：电力用户、售电公司交易场所北京电力交易中心、广州电力交易中心交易方式及价格形成一是通过电力直接交易方式购买绿电：主要是省内交易，由购电方与发电企业等直接通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式形成交易价格、达成交易。二是向电网企业购买绿电：购电方向电网企业购买其保障收购的绿电，省级电网企业、电力用户可以以集中竞价、挂牌交易等方式形成交易价格，省级电网公司也可统一开展省间市场化交易再出售给省内电力用户。交易合约期限年度、月度为主的中长期交易，未来鼓励用户与发电企业签订5-10年乃至项目全生命周期的长期购电协议（类似于国外PPA模式）交易流程1交易公告—2双边洽谈达成意向—3出清形成无约束交易结果—4安全校核—5交易结果发布—6签订电子合同—7交易执行—8交易结算—9绿色电了消费认证资料来源：国家电网，南方电网，国信证券经济研究所整理随着全国绿色电力交易试点范围扩大，江西电力交易中心于2021年9月30日至10月15日开展2021年10-12月江西电力市场绿色电力交易，按照平稳起步的原则，本次绿色电力交易价格设置上限价格为0.4643元/千瓦时；下限价格为0.4243元/千瓦时，高于江西煤电基准电价（0.4143元/千瓦时）0.01-0.05元。绿电交易有望与火电电价“同台PK，随行就市”2021年10月11日发布《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》。主要提出，燃煤发电电量原则上全部进入市场（70%至100%）将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过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%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。前多省展开市场交易，电价基本实现基准价20%上浮。请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page13表3：截止11月末部分省份“深化燃煤发电上网电价市场化改革”后电力交易价格省份时间成交均价元/兆瓦时上浮水平成交电量亿千瓦时基准电价元/兆瓦时江苏2021.10.15468.9719.94%19.98391江苏2021.10.25469.0020%108.69391山东2021.10.15473.0919.8%110.7394.9河南2021.10.29453.419.98%231377.9安徽2021.11.03461.2820%21.27384.4浙江2021.11.11498.3620%215415.3湖北2021.11499.3220%-416.1重庆2021.11.29475.319.9%27.25396.4湖南2021.11.30539.0019.78%99.49450山西2021.11395.8919.24%17.75332福建2021.1147119.79%76.72393.2资料来源：省电力交易中心，北极星电力在此背景下，绿电常态化交易增加，已实现与火电享受相近上浮电价的趋势。11月浙江交易中心促成大唐新能源与浙江银泰百货3000万千瓦时的绿电交易，在当地煤电基准价的基础上溢价约6.1分/千瓦时，溢价比例达到15%。这是浙江自9月份成功完成全国首批绿电交易试点以来，开启绿电交易“日常模式”。江苏已经实现发改委所倡导的在电力中长期交易市场框架下，设立绿色电力交易品种。12月23日，2022年江苏电力市场年度交易结果显示，2022年年度交易共成交1239笔，总成交电量2647.29亿千瓦时，成交均价466.69元/兆瓦时较燃煤发电上网基准价391元/兆瓦时相比，上浮19.36%。其中绿电交易成交电量9.24亿千瓦时，成交均价462.88元/兆瓦时，上浮18.38%。2022年电力交易与去年相比，成交量上涨了14.5%，其中年度双边交易电量比去年增加223.86亿千瓦时，年度挂牌交易比去年增加111.32亿千瓦时。开始绿电交易“日常模式”，推动绿电交易常态化、广义化。“日常模式”下更多供需双方随时根据需求可以实现双边或多边的绿电交易，使得绿电交易成为月度、年度电力市场化交易的一部分，让更多的风光电加入到更广义的绿电交易，实现与火电电价“同台PK，随行就市”。目前规模仍较小，参与交易主要是无补贴或极少补贴的风电、光伏电量。供给方面，2021年后平价项目大量并网将为市场化交易提供更多绿电。需求方面，2022中央经济工作会议进一步明确了新增可再生能源不纳入能源消费总量控制，向碳排放总量和强度"双控"转变。在高能耗企业的能耗指标趋紧，更多纳入碳配额考核的情况下，绿电的需求将得到极大提升。业绩的确定性——确定增长中观察分化的可能量和价的确定性将直接促成业绩的高确定性2021年为“双碳”目标制定后的第一年，也是“十四五”建设开局之年，各大发电央企在年初制定了发展规划，其中新能源均为其中的重要目标。2020年由于为陆风及光伏补贴的最后一年，风电、光伏装机分别同比增长34.6%、23.8%，增速较高；2021年风电受2020年抢装，及光伏受上游价格抑制，新能源装机增速有所回落。中央及各地规划均根据“双碳”目标进行调整，今年下放新能源建设指标较迟，随着后续指标的下达，以及上游硅料和组件价格回落，预计明年的新能源尤其是光伏装机的招标、开工建设将开始提速。预计整体来看，2021年末风电累计装机将增长到3.2亿千瓦，同比增长约15%，光伏累计装机增长至约3亿千瓦，同比增长19%左右。2021年装机确定性增长，使得新能源运营整体业绩增长具有高度的确定性，请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page14随着装机规模增长，业绩拾级而上。尤其是2021年低价风机和抢装海风将极大提升新能源运营商2022年业绩。图20：我国风电、光伏装机量（GW）图21：主要运营商2021H1新能源装机规模（万千瓦）资料来源：公司公告，国信证券经济研究所资料来源：公司公告，国信证券经济研究所表4：主要发电企业“十四五”新能源规划预测（单位：万千瓦）公司新能源装机规模测算2025较2020末2021H1市占率2025E市占率20202021H12025EA股三峡能源153816444500193%2.9%4.2%广宇发展25034834001260%0.6%3.1%华能国际107711425000364%2.0%4.6%吉电股份5836212000243%1.1%1.9%节能风电3634021363275%0.7%1.3%太阳能4005192000400%0.9%1.9%福能股份10511720595%0.2%0.2%上海电力5846141700191%1.1%1.6%金开新能1922451300578%0.4%1.2%江苏新能108121700547%0.2%0.6%H股龙源电力227522975275132%4.1%4.9%大唐新能源122212204222245%2.2%3.9%中广核新能源4054261205198%0.8%1.1%中国电力6186186000871%1.1%5.6%华润电力142014665420282%2.6%5.0%资料来源：公司公告，国信证券研究所测算2022年长协煤价+长协电价将陆续落地。长协电价市场化价格联动机制有望形成，实现分时段签约、价格锚定调整，市场化交易电量增长得到重要支撑。此外绿电交易推进、容量电价机制建立逐步推进。长协煤价+长协电价双重灵活调节，电力供应安全与电力合理利润得到政策机制保障。电厂向上游及下游，开展谈判均有据可依，电价更能体现供需、成本、和环境价值，新能源建设成本预期不断下行，绿电的盈利空间打开。2022年火电板块业绩拐点出现，新能源电力板块业绩确定性增长。2022或是观察分化布局行业核心资产的窗口期虽然行业处在整体的确定性增长中，随着行业发展阶段、公司运营管理和能力、政策导向等各方面的演变，未来基本可以确定会显现出一定的分化，但预计明2303162114661220114276662161443142640234824611710905001000150020002500请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page15显分化或在2022年较难出现。目前来看，由于运营模式具有较高同质化，项目开发方面灵活度较高，存在地方差异，企业需要“软硬实力”兼具。2021年处在企业规划与政策衔接和大规模获取指标“跑马圈地”的前期，2022年项目开始建成并网和指标开始转化落地开始，将是观察窗企业竞争力和未来分化趋势的窗口期。根据现有新能源项目竞配标准，企业产业能力（开发经验、资本实力、产业链投资等）、前期工作开展情况及申报电价为最核心的三个项目指标配置参考因素。图22：各省风电项目配置评选标准资料来源：各省发改委、各省能源局、国信证券经济研究所整理结合行业观察，以下几方面也可以重点关注。（1）股东实力和支持力度：电力运营商集团或股东支持，主要在于“自上而下”与各地方多产业一揽子合作，新能源产业上下游合作，或地方性企业的本地化优势，将很大程度带动新能源项目开发。（2）员工激励：当前大型电力企业企业实力、股东背景，往往差异较小，在项目具体竞争中，“自下而上”的推进尤为重要，具体项目开发人员的效率、专业、信息沟通等方面是项目竞争中的关键。可重点关注有员工股权激励，及良好项目激励机制的公司。（3）融资成本：由于新能源运营初期大量资本开支需求，项目自有资金投入占比往往在20%-30%，较高的杠杆比例及初期投资使得项目整体收益率对于债务融资成本变动极为敏感。获取市场最低的融资成本，可以在保障收益率情况下，在项目开发成本容忍度、电价、配置储能等方面实现资源竞配的相对优势。（4）现金流支撑程度：新能源运营快速增长期资本开支强度大，风电光伏平均来看1GW新能源发电项目，按30%资本金投入约15亿元，而现金流回收周期较长。考虑到股权融资进而摊薄股东收益，存量装机规模较大运营商，以及火电企业，如华润电力、华能国际，中国电力等，或核电、水电企业在转型中则更具这方面优势，凭借存量机组强有力现金流可以获取更多资源，滚动开发提升股东价值。现金流考量下，存量装机及装机增长弹性或需要权衡。20%20%24%20%40%20%14%15%8%5%6%5%20%10%12%8%7%6%5%20%10%10%18%25%24%30%10%10%18%20%8%7%10%10%10%8%7%40%40%40%40%40%40%40%0%20%40%60%80%100%广东宁夏陕西天津江苏浙江重庆山东企业能力设备先进性技术方案已开展前期工作地方政府支持接入消纳条件申报电价请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page16投资展望二：抽水蓄能及火电调峰调频是新能源电力“立”与“破”重要衔接新型电力系统下抽水蓄能发挥重要作用新能源大规模并网，储能发展势在必行。根据我国“3060双碳“目标指引，需要构建以新能源为主体的新型电力系统，风电、光伏未来将迅速发展：我们预计到2025、2030年，风电、光伏装机量占比将达到37.1%、46.5%，发电量占比将达到16.3%、24.5%。然而，光伏发电和风电的间歇特性，需要配套储能电站才能承担电力保障，因此，电力系统对储能电站容量的需求也将随之越来越大。图23：新能源装机占比将大幅提升图24：电力系统需要储能电站实现削峰填谷资料来源：WIND,国信证券经济研究所资料来源：《数据中心微模块储能应用》,国信证券经济研究所抽水蓄能是应用最广泛的调峰电源。抽水蓄能电站是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的水电站，综合效率在70%-85%之间。相较于传统水电站，抽水蓄能电站对于水落差要求更高，一般为100米以上。传统水电站主要为径流式和坝后式，径流式直接拦河发电无太高落差，坝后式利用一定落差来发电，但落差比较小，因此水电站改抽水蓄能电站比例不大。目前，抽水蓄能是运用最广泛的储能技术，2020年末我国抽水蓄能占总储能的89.3%。图25：抽水蓄能电站技术原理图26：抽水蓄能占据我国储能主要部分资料来源：VOITH公司官网,国信证券经济研究所资料来源：《数据中心微模块储能应用》,国信证券经济研究所在调峰端，抽水蓄能较其他储能方式优势明显。目前电网侧协调用电供需两端平衡主要为调频、调峰两大手段，前者对于放电的响应时间及速度要求较高，须达到秒级、分钟级的水平，后者则对放电持续时间要求较高。抽水蓄能由于响应时间一般在7分钟以上，但能做到持续4-6小时的放电，因此被主要用于调峰端，而电化学储能则应用于调频端。除此之外，抽水蓄能当前技术极为成熟，且建成后使用寿命极长，在调峰应用端具备无可比拟的优势。请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page17表5：当前主流储能技术比较储能类型响应时间放电持续时间能量密度(W·h/g)优点缺点物理储能抽水蓄能分数小时-数天0.2-2容量大、放电持续时间长，成本低启动速度慢、受地理条件限制、建设周期长压缩空气储能分数小时-数天-占地面积小、成本低启动速度慢，效率较低电化学储能锂电子电池<秒数小时60-200能量密度高、污染小、单体电压高成本高铅蓄电池<秒数小时30-45技术成熟、性价比高寿命短，污染严重全钒液流电池<秒数小时15-50安全性高、循环寿命长能量密度低，运维成本高其他储能电磁储能<秒数秒-充放电速度极快、瞬时响应成本较高，储能时间短资料来源：CNESA、Fraunhofer、国信证券经济研究所整理初期投资成本占比较高，抽水蓄能度电成本优势明显。从抽水蓄能电站全生命周期成本构成来看，较普通水电站，初期项目安装成本较低，其中系统成本占总成本约50%；运维成本较高，每年约为7-8万元/MW。相比其他储能技术，目前抽水蓄能技术已十分成熟，度电成本仅为0.21-0.25元/千瓦时，较电化学储能在成本方面具备明显优势。在考虑电化学储能持续降本的情况下，预计未来十年抽水蓄能度电成本依然能够保证相对优势。图27：抽水蓄能电站全生命周期成本结构图28：抽水蓄能较其他储能方式具有明显成本优势资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》,国信证券经济研究所资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》,国信证券经济研究所市场规模和主要参与主体2020年末，我国抽水蓄能累计装机规模达到31.79GW，同比增长5.02%，占全国储能装机总规模的89%。因抽水蓄能相对其他储能成本、成熟度等优势，短期看来，依然占据储能应用的主导地位。在建装机方面2021年4月，我国抽水蓄能电站在建装机52.43GW，是全球抽水蓄能电站规模最大的国家。目前装机主要集中在根据国家能源局9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，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达到1.2亿千瓦左右。请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page18图29：我国抽水蓄能电站发展情况（万千瓦）资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理目前，受前期投资巨大，以及后期运营电网调度统一等因素，抽水蓄能装机主要集中在国网及南网子公司投资运营。此外内蒙古电力（集团）有限责任公司以及江苏、浙江等地的部分企业也运营少量抽水蓄能电站。而根据规划中提出，“要研究简化储能新技术示范项目审批程序，稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目投资主体，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。”随着抽水蓄能相关政策的进一步清晰，更多市场主体参与抽水蓄能市场，因此在建的抽水蓄能电站的投资主体呈现多元化趋势，“十四五”期间新开工项目有望有更多投资主体参与。国网新源控股有限公司截至2021年3月末，随着安徽绩溪180万千瓦抽水蓄能电站全部投产运营，公司在运控股装机容量增至2087万千瓦，占全国总装机比重约65%。2020年，得益于电力系统调节需求增加和装机规模提升，公司抽水电量、发电量和上网电量等运营指标均有所上升。表6：国网新源主要运营情况指标2018201920202021.1~3可控装机容量（万千瓦）1,9071,9072,0572,087抽水次数（次）22,46826,77724,9638,523发电次数（次）27,12823,63526,6318,642抽水电量（亿千瓦时）283.74262.45276.0991.66发电量（亿千瓦时）225.12208.34220.672.58上网电量（亿千瓦时）218.73202.19215.6871.11综合利用小时数（小时）2,669.762,468.752,516.76790.91发电利用小时数（小时）1,181.131,092.511,117.80349.51综合利用效率（%）79.3479.3879.979.18资料来源：公司债券公告，国信证券经济研究所整理公司在建拟建项目主要为抽水蓄能电站项目。根据公司披露，截至2021年3月末，在建项目31个，拟建项目2个，总投资为2,741.17亿元，尚需投资1,961.75亿。以每千瓦6000-7000元投资规模，装机规模有望达4000万千瓦约未来随着在建项目的陆续投运，公司装机规模将进一步提升。国网总体对抽水蓄能提出明确规划。2021年3月，国家电网发布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，力争在“十四五”期间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，新增1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page19南方电网调峰调频公司有望与文山电力将重组实现上市截至2021年6月末，调峰调频公司在南方五省区运营的抽水蓄能电站在运装机容量合计788万千瓦，占全国总装机比重约25%。在建装机容量合计240万千瓦。资产重组置换调峰调频公司股权，文山电力成为南网储能业务上市平台。2021年10月15日，文山电力发布资产重组预案，拟将主要从事购售电、电力设计及配售电业务的相关资产负债与间接控股股东南方电网持有的调峰调频公司100%股权的等值部分进行置换，并向南方电网以发行股份的方式购买拟置入资产与拟置出资产交易价格的差额部分。本次交易完成后，文山电力主要业务将转为抽水蓄能业务、调峰水电业务以及电网侧独立储能业务，置换获得标的公司5座抽蓄电站，2座调峰水电站及1座独立储能电站，成为南方电网旗下储能上市平台。图30：文山电力近五年盈利情况图31：交易标的公司营收结构资料来源：国信证券经济研究所资料来源：国信证券经济研究所表7：拟置入标的公司资产情况电站业务类型投产时间定价模式清蓄电站抽蓄电站2015.11-2016.8政府核定，两部制电价模式深蓄电站抽蓄电站2017.11-2018.9政府核定，两部制电价模式海蓄电站抽蓄电站2017.12-2018.6政府核定，两部制电价模式广蓄电站抽蓄电站一期：1993.6-1994.3二期：1998.4-2000.3协商定价，单一容量电价模式惠蓄电站抽蓄电站2009.5-2011.5协商定价，单一容量电价模式天生桥二级电站调峰水电站1993.1-2000.12政府核定上网电价，根据上网电量结算，参与辅助服务考核鲁布革水电站调峰水电站1988.12-1991.7政府核定上网电价，根据上网电量结算，参与辅助服务考核深圳宝清电池储能站电网侧独立储能电站2011.9-2019.12单一容量电费资料来源：发改委，国信证券经济研究所整理南网总体对抽水蓄能提出明确规划。南方电网印发《公司关于推动绿色低碳发展转型的意见》提出，将在未来三个五年计划中，加快抽水蓄能建设，“十四五”新增装机600万千瓦，“十五五”“十六五”各新增装机1500万千瓦，未来十五年增长4.6倍，未来10年总投资约2000亿元，到2030年支撑2.5亿千瓦以上新能源接入和消纳。厘清成本疏导办法，抽蓄发展进入新阶段根据发改委对于抽蓄电站电价形成办法及成本疏导办法，我国抽水蓄能电价机制可大致分为三段：成本加成锁定项目投资收益率，电网、发电侧及用户侧共担费用（2004-请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page202014）。根据2004年发改委印发的《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，抽蓄电站主要由电网进行运营，成本及在此基础上产生的合理收益纳入电网销售费用。在2007年《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》中，发改委规定通知以后的电站由电网全资建设、运营，通知以前的非电网持有的抽蓄电站由电网租赁经营，成本均纳入电网费用。两部制电价完善固定成本及变动成本补偿办法，成本疏导顺畅（2014-2016）。2014年发改委印发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，通知明确了容量电价弥补电站固定成本及准许收益、纳入电网运行费用，电量电价弥补变动成本，电价水平按照当地燃煤标杆电价执行的方法，抽蓄电站投资端及运营端成本疏导顺畅。成本疏导困难，“十三五”抽水蓄能发展不及预期（2016-2021）。截至2020年末，我国抽水蓄能装机量达到3179万千瓦，但未达到《水电发展“十三五“规划》预期的4000万千瓦装机量。2016年”厂网分离“后抽水蓄能电站成本从电网成本中剥离并规定不允许纳入输配电价定价成本，但未对费用疏导方式进行明确规定，成本疏导不畅导致了投资热情低迷，”十三五“期间我国抽水蓄能发展较缓慢。图32：“十三五“大部分省份未达到抽蓄电站建设规划资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理连续重磅储能政策文件出台，抽蓄价格形成机制完善。随新能源装机增速加快，相应储能设施需配套建设以辅助大量新能源并网，2021年以来中央连续发布针对储能建设的相关政策文件。2021年4月，《关于加快推进新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》提出对于电网侧储能设施提出“建立电网测独立储能容量电价机制，研究探索电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”。2021年5月，《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出以两部制电价政策为主体：以竞争性方式形成电量电价+完善容量电价核定机制。以竞争性方式形成电量电价（体现抽蓄电站提供调峰服务的价值，回收抽水、发电的运行成本），将容量电价纳入输配电价回收（体现抽蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益）。此外，在2021年7月国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》的政策指导背景下，各地纷纷加大峰谷电价差，在此背景下，广东省发改委批复同意执行《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》。方案指出，代理购电价格包含平均上网电价、辅助服务费用、保障居民、农业用电价格稳定产生请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page21的新增损益分摊三部分。其中现阶段辅助服务费用主要包括储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用，相关费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。抽水蓄能的电价形成及分摊机制逐渐明确，理顺付费方。本次广东省明确储能、抽蓄电站费用按实际成本确定，由全体工商业用户共同分摊，进一步理顺抽水蓄能电价承担机制，利好储能/抽水蓄能发展。成本方面，执行单一容量电价的抽水蓄能电站无购电成本，按照批复价格收取固定电费，成本主要为折旧与人工费用；执行两部制电价的抽水蓄能电站主要运营成本为购电费用，其次为折旧与人工费用。表8：我国抽水蓄能电价相关政策文件时间政策内容2004年《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）抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。发电企业投资建设的抽水蓄能电站，要服从于电力发展规划，作为独立电厂参与电力市场竞争。2007年《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》政策下发后审批的抽蓄电站，由电网企业全资建设，不再核定电价，其成本纳入电网运行费用统一核定；下发后审批但未定价的抽蓄电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。核定的抽蓄电站租赁费原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决；用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决。2011年《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》坚持“厂网分开”的原则。原则上由电网经营企业有序开发、全资建设抽水蓄能电站，建设运行成本纳入电网运行费用；杜绝电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目；严格审核发电企业投资建设抽水蓄能电站项目2014年《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制：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；3）电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。2021年4月关于加快推进新型储能发展的指导意见（征求意见稿）目标：到2025年实现从商业化初期到规模化转变，装机规模30GW以上。1）大力推进电源侧储能项目建设。：健全包括利用小时数、并网时序等的“新能源+储能”项目激励机制；2）积极推动电网侧储能合理化布局：建立电网测独立储能容量电价机制，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，逐步推动储能电站参与电力市场；3）积极支持用户侧储能多元化发展：完善峰谷电价2021年5月国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见抽水蓄能两部制电价政策：以竞争性方式形成电量电价+完善容量电价核定机制。1）在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算；在电力现货市场尚未运行的地方，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行；2）对标行业先进水平合理核定容量电价：对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。2021年12月《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》实施方案指出，代理购电价格包含平均上网电价、辅助服务费用、保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益分摊三部分。其中，现阶段辅助服务费用主要包括储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用，相关费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。储能、抽水蓄能电站的费用具体按电网企业每月实际发生成本的金额确定，需求侧响应等费用的计算按国家及广东省相关规定执行。资料来源：发改委，国信证券经济研究所整理利用煤电调峰调频——短期平衡新能源出力和供电安全的最适手段11月国家发展改革委、国家能源局公布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，总体旨在推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”，严控煤电项目，发挥煤电的兜底保障作用和灵活调节能力，实现减排减污降能耗，提供综合服务，实现角色转变，为加快构建以新能源为主体的新型电力系统做出积极贡献。表9：“三改联动”——节能降耗改造、供热改造、灵活性改造改造方向改造目标节煤降耗改造十四五”期间改造规模不低于3.5亿千瓦——供电煤耗300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，加快改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，视情况将具备条件的转为应急备用电源。“供热改造“十四五”期间改造规模力争达到5000万千瓦——鼓励现有燃煤发电机组替代供热，积极关停采暖和工业供汽小锅炉，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造。灵活性改造存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000—4000万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。资料来源：Wind，国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page2212月中央经济工作会议进一步提出，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。明确了短期内新老电力能源的关系，在短期内不是替代而是相互优化促进。截止2020年，全国全口径火电装机容量达12.5亿千瓦，占全部装机容量的56.58%。其中煤电装机容量为10.8亿千瓦，占全部装机容量的49%。根据中电联、国家电网等预测，我们认为碳达峰碳中和目标下，我国煤电装机规模将于“十五五”期间达到峰值，区间预计在11-12亿千瓦。我们预计届时煤电角色将发生较大转变，而如今煤电改造的加速是对未来转变的探索和量变积累。根据政策实施要求以及合理安排机组改造时序，保证本地电力安全可靠供应的政策要求。预计实施将于冬季供电供热高峰期结束后，逐步开始实施改造工作。过去改造推进较缓，如今改造势在必行，辅助服务收益将日益明确根据《电力发展“十三五”规划》安排，“十三五”期间，将在“三北”地区推行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；其他地方纯凝改造约450万千瓦。但由于经济性、配套制度不完善等因素，改造进展缓慢。根据“国家电网有限公司服务新能源发展报告2020”，截止2019年末累计完成火电灵活性改造约5775万千瓦。但是当前，风电光伏大比例接入的情况下，更加迫切需要大量的调节电源。在过去完成情况不佳的背景下，“十四五”期间再次提出完成2亿千瓦煤电灵活性改造，已是势在必行。煤电改造后参与辅助服务获取收益，整体由各地能源局在国家能源局《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（两个细则）的指导下根据各地实际情况制定出台，模式与原则基本一致。总体来看，电力辅助服务按照“补偿成本、合理收益”原则确定补偿力度，提供主体包括火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等以及能够响应调度指令的用户可调节负荷（包括通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合的可调节负荷）等并网主体。电力辅助服务的提供方式分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务。基本电力辅助服务为并网主体义务提供，不进行补偿。有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，所提供的电力辅助服务应达到规定标准，鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体，市场化方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等。补偿的服务品种及定价方式则包括以下方面。图33：电力辅助服务各类品种补偿机制资料来源：国家能源局，国信证券经济研究所整理投资展望三：氢能衔接助力深度脱碳请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page23氢能应用场景及发展情况氢能，未来的主流含能体二次能源。二次能源是联系一次能源和能源用户的中间纽带，可分为“过程性能源”和“含能体能源”。电能作为过程性能源和含能体能源是不能完全替代的。以往作为含能体二次能源的汽油和柴油等，生产几乎完全依靠化石燃料。随化石能源储量的逐渐消耗及“双碳”目标对于化石能源消耗总量的限制，迫切需要新型的不依赖化石燃料的、储量丰富的新的含能体能源。氢能是当前来源最广泛的含能体二次能源，可充分替代传统含能体能源。我国作为工业化大国，石化、煤化工、钢铁等行业，根据发改委相关统计，每年产生二氧化碳排放接近15亿吨，占全国能源碳排放量的15%左右，由于需要使用化石能源作为还原剂或原料等，这些领域所消耗的化石能源，很难用可再生能源电力来替代，属于“难减排领域”。此外交通作为碳排放重点领域，重卡、航运亦是“难减排领域”，运输自重、温度、距离等条件限制下使得电动化难以替代。氢能成为重点领域深度脱碳的当前最佳选择。氢能较传统二次能源具备多方面优势。相较于传统含能体能源，氢能的使用具备无碳排放、无污染的绿色能源性质，在不考虑上游制造来源的情况下，为优质的绿色能源。在运、储方面，氢气具备更高的能量密度及安全性：氢气的热值（143kJ/g）是石油的3倍，煤炭的4.5倍，在泄露后极易扩散，爆炸下限浓度高于汽油和天然气。在终端使用方面，目前氢能应用场景十分广泛，其中作为储能方式参与电网辅助是帮助电力实现时间层面转移的有效手段。图34：氢能优势资料来源：国鸿氢能，国信证券经济研究所整理制备方式多样，应用场景广泛。氢能产业链较长，上游涉及制取、储运及加注等多个流程，其中制取方式灵活多样，目前主要利用成本较低的化石能源制氢，储运则通过气态实现。中游为氢燃料电池及其系统配件的制造，下游应用方面，氢能被广泛应用于工业、交通及建筑等领域。请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page24图35：氢能产业链概览资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，国信证券经济研究所整理与“双碳”目标接轨，氢能具备长期发展能力。根据中国氢能联盟的预测，未来我国氢能行业迅速发展、氢气产量大幅提升：在2030年“碳达峰”目标下，预计2030氢气产量将达到3715万吨，在终端消费中占比达到5%；2060年“碳中和”目标下，氢气产量将达到1.3亿吨，在终端能源消费占比提升至约20%。从终端氢能消费占比来看，工业将依然是氢能应用的主要领域，占比超一半，交通运输方面氢能使用占比达到31%。图36：我国氢气预测年产量（万吨）图37：2060E预测氢能用途占比资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，国信证券经济研究所整理资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，国信证券经济研究所整理政策持续加码引导行业发展，覆盖产业链全场景。2019年3月，氢能首次被写入政府工作报告后，国务院、国家发改委、国家能源局等多部委陆续出台了支持、规范、鼓励氢能发展的政策。从覆盖范围来看，前期政策主要覆盖基础设施建设，如加氢站、氢能、风电与光伏发电互补系统，后期涉及多项细分领域，如燃料电池汽车购置补贴政策激励措施及多种形式储运技术示范应用。同时与“双碳”结合，提出因地制宜发展绿氢，鼓励氢能、风电与光伏发电互补系统技术开发与应用。表10：全国性氢能政策时间发布部门政策名称重点内容2019年3月国务院《政府工作报告》氢能首次被写入政府工作报告，要求“推动充电、加氢等设施建设”。2019年10月发改委《产业结构调整指导目录(2019年本)鼓励高效制氢、运氢及高密度储氢技术开发应用及设备制造，以及加氢站及车用清洁替代燃料加注站等2020年3月国家标准化管理委员会《2020年国家标准立项指南》围绕燃料电池、高性能动力电池、动力电池回收利用等方面开展标准研制。2020年4月国家能源局《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》氢能被列为能源范畴2020年6月国家能源局《2020年能源工作指导意见》制定实施氢能产业发展规划，组织开展关键技术装备攻关，积极推动应用示范。02000400060008000100001200014000201920202030E2040E2050E2060E工业60%交通运输31%发电与电网平衡5%建筑领域4%请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page25表10：全国性氢能政策时间发布部门政策名称重点内容2020年9月财政部等五部门《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》将对燃料电池汽车的购置补贴政策，形成布局合理、各有侧重、协同推进的燃料电池汽车发展新模式。2020年11月国务院《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》要求推进加氢基础设施建设，引导企业根据氢燃料供给、消费需求等合理布局加氢基础设施，提升安全运行水平；开展高压气态、深冷气态、低温液态及固态等多种形式储运技术示范应用，探索建设氢燃料运输管道，逐步降低氢燃料储运成本。2020年12月国务院《新时代的中国能源发展》加速发展氢制取、储运和应用等氢能产业链技术，促进氢能燃料电池技术链以及产业发展。2020年1月发改委《西部地区鼓励类产业目录（2020年本）》鼓励贵州省氢加工制造、氢能燃料电池制造、输氢管道、加氢站等涉氢产业，陕西省风电、光伏、氢能、地热等新能源及相关装置制造产业。2021年2月国务院《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电；加强新能源汽车充换电、加氢等配套基础设施建设。2021年3月全国人大《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要（草案）》在类脑智能、量子信息、基因技术、未来网络、深海空天开发、氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。2021年8月工信部《对十三届全国人大四次会议第5736号建议的答复将积极配合相关部门制定氢能发展战略,研究推动将氢气内燃机纳入其中予以支持。2021年10月国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》统筹推进氢能“制储输用”全链条发展；推进可再生能源制氢等低碳前沿技术攻关；加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用。2021年10月国务院《2030年前碳达峰行动方案的通知》从应用领域、化工原料、交通、人才建设等多个方面支持氢能发展。2021年11月工信部等四部委《关于加强产融合作推动工业绿色发展的指导意见》引导企业加大可再生能源使用，推动电能、氢能、生物质能替代化石燃料；加快充电桩、换电站、加氢站等基础设施建设运营。2021年12月工信部《“十四五”工业绿色发展规划》指出加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用。资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，政府网站，国信证券经济研究所整理地方政策目标规划积极跟进，助力产业链标准体系建设。目前，多个省市发布了针对氢能行业发展的规划目标及相应的补贴、激励措施。从政策具体内容来看，大部分强调制氢，尤其是电解水制氢，核心技术突破，以摆脱高度依赖化工区生产的限制；在氢能储运以及加氢方面则注重示范项目建设，完善行业标准，其中重点突破液氢运储相关的技术。在下游则引导燃料电池关键环节的创新发展，并鼓励氢能在终端交通领域的应用。表11：地方性氢能政策省份政策目标北京2023年前：实现氢能技术创新“从1到10”的跨越，培育5-8家具有国际影响力的氢能产业链龙头企业，京津冀区域累计实现产业链产业规模突破500亿元，减少碳排放100万吨。2025年前：具备氢能产业规模化推广基础，产业体系、配套基础设施相对完善，培育10-15家具有国际影响力的产业链龙头企业，形成氢能产业关键部件与装备制造产业集群，建成3-4家国际一流的产业研发创新平台，京津冀区域累计实现氢能产业链产业规模1000亿元以上，减少碳排放200万吨。河北到2022年，氢能关键装备及其核心零部件基本实现自主化和批量化生产，氢能产业链年产值达到150亿元。到2025年，培育国内先进的企业10-15家，氢能产业链年产值达到500亿元。核心技术不断突破。到2022年，基本形成涵盖氢能产业全链条的技术研发、检验检测体系。突破规模化纯水、海水电解制氢设备的集成设计及制造技术，开发高压车载储氢系统，研制加氢站关键设备，突破核心技术。到2025年，基本掌握高效低成本的氢气制取、储运、加注和燃料电池等关键技术，显著降低应用成本。应用领域持续扩大。到2022年，全省建成25座加氢站，燃料电池公交车、物流车等示范运行规模达到1000辆，重载汽车示范实现百辆级规模；氢气实现在交通、储能、电力、热力、钢铁、化工、通信、天然气管道混输等领域试点示范。到2025年，累计建成100座加氢站，燃料电池汽车规模达到1万辆，实现规模化示范；扩大氢能在交通、储能、电力、热力、钢铁、化工、通信、天然气管道混输等领域的推广应用。四川到2025年，燃料电池核心技术、氢气制储运加技术实现阶段性突破。车载电堆寿命、电堆体积功率密度、系统经济性、低温启动等燃料电堆各项指标显著提升。氢气制备、储运、加注等多个核心环节实现自主突破。到2025年，燃料电池汽车(含重卡、中轻型物流、客车)应用规模达6000辆，氢能基础设施配套体系初步建立，建成多种类型加氢站60座;氢能示范领域进一步拓展，实现热电联供(含氢能发电和分布式能源)、轨道交通、无人机等领域示范应用，建设氢能分布式能源站和备用电源项目5座，氢储能电站2座。到2025年，逐渐健全强化氢能产业链，培育国内领先企业25家，覆盖制氢、储运氢、加氢、氢能利用等领域。其中核心原材料企业2家，制氢企业7家，储运和加氢企业6家，燃料电池及整车制造企业10家山东2020年到2022年，为氢能产业全面起步期。产业发展制度体系逐步完善，聚集100家以上的氢能产业相关企业，燃料电池发动机产能达到20000台，燃料电池整车产能达到5000辆，加快布局燃料电池轨道交通、港口机械、船舶及分布式发电装备产业，氢能产业总产值规模突破200亿元；2023年到2025年，为氢能产业加速发展期。氢能产业链条基本完备，培育10家左右具有核心竞争力和影响力的知名企业，燃料电池发动机产能达到50000台，燃料电池整车产能达到20000辆，燃料电池轨道交通、港口机械、船舶及分布式发电装备产业实现突破，氢能产业总产值规模突破1000亿元；2026年到2030年，为氢能产业塑造优势期。上海上海市发布实施了《上海市燃料电池汽车产业创新发展实施计划》，提出到2023年，实现规划一百座加氢站，形成千亿产值规模，推广万辆氢燃料汽车的目标。目前，上海已经建成加氢站9座。推广燃料汽车1500辆。江苏至2021年，产业规模持续扩大。氢能及氢燃料电池汽车相关产业主营收入达到500亿元，整车产能超过2000辆，电堆产能达到50万KW以上。至2025年，基本建立完整的氢燃料电池汽车产业体系，力争全省整车产量突破1万辆，建设加氢站50座以上，基本形成布局合理的加氢网络，产业整体技术水平与国际同步，成为我国氢燃料电池汽车发展的重要创新策源地。资料来源：地方政府官网，地方发改委，国信证券经济研究所整理绿氢：最具潜力的未来制氢来源请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page26化石原料制氢成本较低，为当前制氢的主要手段。目前制氢路线主要分为三种：灰氢、副产氢及绿氢，在当下各具备一定的优劣势。从最终产物纯度来看，电解水制氢（绿氢）纯度最高，但受限于当前电解水制氢成本较另外两种明显更高，因此产量占比较低。化石能源制氢（灰氢）及副产氢目前技术成熟，制氢成本较低，但生产受到地理限制，一般在靠近矿产的工业区，且生产过程碳排放量较大。因此，与早期风力、光伏发电类似，技术不完善、上游成本高使得来源转向了碳排放量较大的化石能源。表12：主要制氢方式对比制氢方式优点缺点规模（立方米/小时）化石原料制氢煤气化产量高、成本低、技术成熟碳排放量大，产物纯度较低需进一步处理5000-500000天然气重整1000-100000工业副产氢焦炉煤气成本较低、相比煤制氢初期投资更小生产地点受限5000-100000氯碱副产氢2000-100000烷烃脱氢2000-10000合成氨醇50-10000电解水制氢常规电运行稳定能耗高，制氢成本高10-2000可再生电生产过程无碳排放风电、光伏发电存在间歇性，带来负荷变动问题其他光催化制氢生产过程无碳排放技术不成熟-资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，国信证券经济研究所整理“贫油少气”的资源禀赋决定了我国煤制氢为化石燃料制氢的主要方式。受限于我国“贫油少气”的资源禀赋，尽管均以化石能源制氢为主要手段，但我国煤制氢占比高达43%，天然气及、石油制氢仅占29%，而全球制氢方式中，煤制氢占比仅为18%，天然气占比达到48%。电解水制氢方面我国2020年未产生大规模电解水制氢产量，产量微小，预计随制取设备成本以及绿电价格下降，未来电解水制氢占比将不断上升。图38：全球制氢方式占比图39：我国制氢方式占比资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，国信证券经济研究所整理资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，国信证券经济研究所整理考虑碳排放成本情况下，煤制氢成本略高于天然气制氢。根据《氢能供应链成本分析及建议》一文测算，在煤价及天然气价格均属正常区间（煤价：800元/吨，天然气：2.5元/Nm3）时，天然气制氢成本略高于煤制氢。由于天然气占制氢总成本比例达73%，煤炭占比约为54%，天然气制氢对于原料价格更为敏感。若考虑碳排放成本，假设征收175元/吨CO2情况下，单位天然气制氢成本将增加0.84元/公斤，单位煤制氢成本则会增加3.85元。未来更多产业将被纳入碳交易市场情况下，天然气制氢成本将可能低于煤制氢。煤制氢18%天然气重整制氢48%石油制氢30%电解水制氢4%煤制氢43%天然气重整制氢16%石油制氢13%焦炉煤气、氯碱尾气等28%请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page27图40：不同氢气单位成本对应天然气价格图41：不同氢气成本对应煤炭价格资料来源：《氢能供应链成本分析及建议》，国信证券经济研究所整理资料来源：《氢能供应链成本分析及建议》，国信证券经济研究所整理资源丰富，但氢能产业长期发展无法完全依赖副产氢。我国工业副产氢资源非常丰富，可作为我国氢能行业起步阶段的过渡性氢源，根据测算，副产氢出厂价格仅略高于化石能源制氢。然而，副产氢资源分布不均，主要位于我国焦炭行业以及煤炭产地，即西北地区，难以覆盖至东部、南部及中部地区，在考虑储运成本后经济性大打折扣。此外，我国企业在环保、节能要求提高后加装了副产氢回收装置，从而使得大部分副产氢内部消化。因此，从长期来看，副产氢不适合作为主要氢源。图42：我国工业副产氢地域分布情况图43：工业副产氢出厂价格（元/Nm^3）资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，国信证券经济研究所整理资料来源：《氢能供应链成本分析及建议》，国信证券经济研究所整理绿氢，未来主流制氢技术。电解水制氢主要有碱性电解（AWE）、质子交换膜（PEM）电解、固体氧化物（SOEC）电解这三种技术路线。碱性电解水制氢技术路线成熟，设备造价低，更具经济性。PEM电解水由于具有良好的对可再生能源发电波动的适应性以及更高的能量转化效率，目前已成为主流的电解水技术。根据国际能源署（IEA）数据显示，2015-2019年间，全球新增电解槽装机中，PEM电解槽装机容量占比超过80%。表13：电解水制氢主流技术比较项目碱液电解水（AWE)质子交换膜电解(PEMEC)固体氧化物电解（SOEC）电解质隔膜30%KOH石棉膜质子交换膜固体氧化物电流密度/(A·cm-2)<0.81-41-10电耗（kW·h·N-1·m-3）4.5-5.53.7-4.52.6-3.6工作温度/℃70-9070-80700-1000产氢纯度>99.8%>99.99%>99.99%能量效率60-75%75-90%85-100%操作特征快速启停，产气需要脱碱快速启停，产物仅水蒸气启停不便，产物仅水蒸气电能质量要求稳定电源稳定或波动电源稳定电源动态响应能力较强强较弱电解槽寿命12000h10000h-可维护性强碱腐蚀强，运维成本高无腐蚀性介质，运维成本低-技术成熟度充分产业化初步产业化研发期特点技术成熟，成本低良好的可再生能源适应性转化效率较高资料来源：中国氢能联盟，国信证券经济研究所整理35949162375688810201153128502004006008001000120014000.80.911.11.21.31.41.5煤炭价格（元/吨）氢气成本（元/Nm^3）1.481.782.082.372.672.973.273.570.00.51.01.52.02.53.03.54.00.80.911.11.21.31.41.5天然气价格（元/Nm^3）氢气成本（元/Nm^3）0.831.20.91.331.81.500.20.40.60.811.21.41.61.82焦炉煤气氯碱化工丙烷脱氢请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page28绿氢制造过程中碳排放量极低，可充分助力“双碳”目标的实现。根据测算，化石能源制氢由于利于含碳元素作为原料，不可避免地会产生碳排放，而绿氢利用水电、风电以及光伏等可再生能源及水作为原料，可实现超低碳排的制氢效果。其中水电电解水制氢的单位碳排放<1kgCO2/kgH2，光伏发电则<3kgCO2/kgH2。在面临“碳达峰”“碳中和”需求下，绿氢是最具可持续性且接近于无碳排放的选择。表14：绿氢生产过程中碳排放极低制氢方式生产过程单位碳排放（kgCO2/kgH2)煤制氢传统煤气化19传统煤气化+CCUS<2天然气制氢SMR9.5SMR+CCUS<1电解水制氢电网电力38-45水电、风电<1光伏发电<3资料来源：《中国氢能产业发展报告2020》，国信证券经济研究所整理可再生能源资源丰富，我国绿氢开发具备资源禀赋优势。受益于我国“东高西低”的优势地理条件，我国水电资源得天独厚，长江流域的大型水电享誉全球。新能源方面，根据中国气象局风能太阳能资源中心估计，我国陆地70米高度上风功率密度达到200W/㎡（瓦/平方米）以上的风能资源技术可开发量为50亿千瓦，全国陆地太阳能资源理论储量1.86万亿千瓦。绿氢所需可再生电力来源丰富，随新能源装机的高速推进，将有越来越多的可再生电力可用于制氢。成本为当前可再生能源制氢最大掣肘。电费是电解水制氢成本的主要组成部分，根据测算在电价成本为0.3元/kWh的情况下，碱性与PEM电解水的制氢成本分别约为21.6元/kg、31.7元/kg。在其他条件不变的情况下，若电解水制氢需要获得与化石能源制氢相同的价格竞争力，则电价需降到0.05元/kWh。还原碳成本，可再生电力及电解技术降本，绿氢降本空间极大。目前我国加速推进碳市场建立，充分还原碳排放的外部成本，随碳价被纳入各个领域，化石能源制氢较绿氢需考虑额外的碳排放成本，增加绿氢成本竞争力。此外，风电、光伏目前各自通过风机大型化、提升组件效率、规模化建设降低EPC成本情况下，可再生能源电价仍将继续下降。目前能充分适应风电、光伏间歇发电特性的PEM电解水方式的关键材料与技术国产化率低，且未形成规模化，在装置方面具备较大降本空间。当前电解水制氢可实现电能年际间转移，助力消纳新能源“弃风弃光”。如前文所述，电力作为“过程性能源”在不转换为其他能量的形式下无法实现能量在时间维度上的储存。随“双碳”目标的提出，新能源发电将成为电力系统的主要组成部分，由于我国优秀风光资源主要位于三北地区，距离电力核心消纳区域存在距离。在此情况下，利用“弃风弃光”制氢可以实现帮助消纳风光资源，在长期，随电解水制氢以及储运的成本下降，可建设大型风电、光伏制氢基地，成为我国氢能的主要来源。表15：中国2019弃风、弃光、弃水电量电解水制氢潜力电源种类电量制氢潜力可供应公交车数量弃风169亿千瓦时30.2万吨6.6万辆弃光46亿千瓦时8.2万吨1.8万辆弃水300亿千瓦时53.6万吨11.6万辆合计515亿千瓦时92万吨20万辆资料来源：国家能源局，车百智库，国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page29绿氢在各经济体氢能战略中均居于首要地位：1）欧盟：2020年7月8日，欧盟发布欧盟《氢能战略》EUHydrogenStrategy，文件指出当前氢能发展的首要任务是开发主要利用风能和太阳能生产的可再生氢。欧盟的氢能发展将分为三个阶段进行：一是从2020年到2024年，支持欧盟安装至少6吉瓦的可再生氢电解槽，生产多达100万吨的可再生氢。二是从2025年到2030年，氢成为欧盟综合能源系统的内在组成部分，欧盟至少要有40吉瓦的可再生氢电解槽和多达1,000万吨的可再生氢生产。三是从2030年到2050年，可再生氢技术成熟，并在所有难以脱碳的部门大规模部署。2）德国：德国联邦政府于2020年6月10日通过《国家氢能战略》，确认了“绿氢”的优先地位，同时明确了氢能的主要应用领域。根据此次确定的氢能战略，德国的氢能将主要应用于船运、航空、重型货物运输、钢铁和化工行业。最晚在2040年前，德国将在国内建成10吉瓦的电解“绿氢”产能，其中一半将在2030年以前建成，这包括建设制氢所需的额外可再生能源装机。3）荷兰：2021年7月初，荷兰跨行业氢能工作组（CSWW)向国务卿提交了国家氢能计划。根据荷兰氢能战略，到2025年，荷兰将建成50个加氢站、投放1.5万辆燃料电池车和3000辆重型汽车。2030年后，海上风能将成为荷兰生产绿氢的重要来源。图44：欧盟绿氢年产量及可再生能源电解槽装机量发展规划资料来源：《欧盟氢能战略》，国信证券经济研究所整理气态运储为主，大力发展管道运氢及液态储运氢储运的方式有高压气态储氢、低温液态储氢和固态储氢。1）目前中国高压气态储运氢技术相对成熟，依靠压缩机将氢气压缩到储氢瓶中（一般为30MPa），再利用集装格和长管拖车等工具进行运输，适用于短距离、小规模运输。管道输氢是实现大规模、长距离气氢运输的方式，目前我国仅有100km管道建设，未来发展潜力较大；2）低温液态储氢是在标压下，将氢气冷冻至零下252.72℃变为液体，随后保存在特制的高度真空的绝热容器中，目前常见也是最理想的为杜瓦瓶，但由于造价较高，无广泛使用。目前液态氢主要应用于火箭燃料。3）固态储运是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的存储。固态储氢具有储氢密度高、安全性好、氢气纯度高等优势。但技术复杂，成本高，尚无规模化使用。02004006008001000120005101520253035404520202024E2030E可再生能源电解槽装机量（GW，左轴）可再生能源制氢量（万吨）请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page30表16：氢能主要储运方式对比储运方式运输工具压力（MPa）载氢量（kg/车）体积储氢密度质量储氢密度（wt%）能耗（KWh/kg）成本（元/kg）经济距离（km）气态储运长管拖车20300-40014.51.11-1.32.02≤200管道1-4-3.2-0.20.3≥500液态储运液氢槽罐车0.6450064141512.25≥200固态储运货车4300-400501.510-13.3-≤150资料来源：中国钢研科技集团，《国信证券氢能专题研究之一：氢能重点产业链介绍》，国信证券经济研究所整理就近消纳，当前我国储能储运方式以长管拖车运输为主。目前我国氢能储运以长管拖车的气态储运为主，主要原因为当前氢能需求较低，主要由当地氢能生产供给，在较短的运输距离下拖车气态储运具备明显的成本优势。未来随下游氢能需求的迅速增长，我国氢能资源分布不均以及东、南经济发达地区需求旺盛的特点注定了会产生大规模、长距离氢能运输需求。随产业链基础设施建设完善，管网输氢及液态储运将成为低成本运氢方式的最佳选择。液态储运相较于气态储运效率更高，据国际能源署的数据，运输成本为500公里时，液氢配送成本每千克仅增加约0.3美元，而高压气态运输配送成本将上升5倍以上，接近每千克2美元。这是由于液氢储运体积密度是高压气态储运的5倍，在中长距离氢气储运中经济性较高，是未来氢储运的重要方向。管道输氢是实现氢气大规模、长距离、低成本运输的重要方式，然而由于氢气运输管材存在“氢脆”现象，氢气管道需选用低碳钢材并特殊处理，导致造价为普通天然气管道2倍以上（美国天然气管道造价12.5-50万美元/公里，氢气管道造价约为30-100万美元/公里）。此外，当前加氢站尚未普及，在不产生规模效应的情况下，管道运氢成本不具优势。目前研究热点集中于天然气管网混氢运输。公用事业企业积极布局氢能产业链上游发电央企积极布局绿氢业务，有望成为电解水制氢主力。目前参与电解水制氢的主要为新能源上游龙头设备制造商，如隆基股份、阳光电源等，化工企业，如宝丰能源等，以及各大发电央企，如国家电力投资集团、大唐集团、华能集团等。电解水制氢中，电力成本占到60%以上，可再生能源电力运营商凭借其电力运营业务，在成本方面占据绝对优势。预计前期大型发电央企可通过与技术企业合作提供可再生能源电力或自行开发相关电解技术，后期随整体技术门槛降低、绿氢成本下降凭借电力成本优势获得竞争优势。表17：五大发电央企积极布局绿氢生产业务企业氢能布局国家电力投资集团国电投子公司吉电股份与氢能子公司和中韩（长春）国际合作示范区管理委员会签署《关于国家电投长春氢能产业基地项目合作协议书》。依据协议，国家电投将在长春投资约100亿元，建设年产40GW的PEM制氢（水电解制氢）高端装备研发制造基地。按照规划，长春氢能基地将分三期建设。其中，一、二期项目占地面积约400亩，投资约50亿元（含研发投入）。华能集团2020年11月至2021年2月，分别在成都、天津、辽宁营口、福建漳州、内蒙古赤峰市巴林右旗展开氢能布局，打造绿氢产业园，建设制氢示范项目。同时，华能集团正联合多方氢能伙伴扩大发展阵营。今年5月，与航天科技（000901）集团六院签约打造氢能相关生态链和产业链；7月，华能集团联合国网综合能源服务集团、灵宝市政府及多家金融机构，总投45亿元在三门峡建设氢能产业园。大唐集团2020年1月，以大唐云冈热电公司现有的热电资源为基础的山西首座氢储能综合能源互补项目正式签订，建成后每天制取高纯度的氢气10000kg，可同时满足20座500kg加氢站的需求；4月，大唐集团旗下大唐智慧能源产业有限公司与华润电力旗下华润智慧能源有限公司就综合能源服务、多能互补、电储能、氢能、智能微网等方面开展合作；同年8月，大唐集团6MW光伏就地制氢科技示范项目落户山西省大同市，其可再生能源大规模制氢研究有序推进；2021年3月和6月，大唐集团在内蒙古自治区乌兰察布市兴和县、吉林省落地150万千瓦清洁能源制氢项目、氢能开发利用项目。华电集团2020年9月，华电集团旗下潍坊发电有限公司与潍柴动力股份有限公司成功签署《氢能合作框架协议》，以加快氢能建设赋能新能源发展，华电集团正式入局氢能领域。2021年4月，华电集团与东方氢能、东方锅炉共同签订氢能综合利用技术合作协议，制定氢能发电解决方案，推动国内首套100kW氢燃料电池冷热电三联供系统示范应用；7月，华电集团发电运营有限公司与山西美锦能源股份有限公司签订合作协议，双方立足于运营公司和美锦能源现有产业基础、资源禀赋和市场需求，未来将积极发展风光氢等新能源产业，推动氢能产业链延长、价值链提升、供应链融通；此外，华电集团已分别与成都市、青海省人民政府签订氢能产业合作协议。国家能源集团2020年8月，国家能源集团设立旗下首家全资产业基金管理公司——国华投资公司，全力打造和推动氢能产业链；9月，国华投资公司以股权直投的模式成功参股武汉中极氢能源发展公司，持有该公司36%股权。请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page31表17：五大发电央企积极布局绿氢生产业务企业氢能布局2020年12月，国家能源集团旗下神华集团、国华投资等签署《国能新能源产业投资基金（有限合伙）合伙协议》，共同参与设立国能新能源产业投资基金（有限合伙），基金整体规模100.2亿元，主要投资方向包含收购、并购市场风电、光伏项目，以及氢能、储能等相关新技术项目，预计将撬动约500亿元的资金流向新能源产业。2021年5月，国家能源集团、美锦能源、飞驰汽车、国网综合能源服务集团、宁东能源化工基地管理委员会共同签订宁东可再生氢生态碳中和示范区合作框架协议；6月，国华投资与美锦能源签约，双方建立长期、全面的合作伙伴关系，发展风光氢等新能源产业，推动氢能产业链延长、价值链提升、供应链融通。资料来源：公司公告，《中国五大发电集团的氢能版图》，国信证券经济研究所整理业务模式高度重合，部分技术可复制，燃气公司可大举进军氢能产业链上游。从氢气制取、储运到最终应用，其形式与传统燃气公司业务模式高度重合，燃气公司可凭借其已有基础设施及技术工艺、存量上下游供应商及客户资源、丰富的行业经验发展涉氢业务。具体而言，燃气公司可从以下三个角度切入氢能产业链：1）提供氢液化设备及技术工艺：中泰股份12月9日回复投资者提问中提到，“公司当前制氢设备主要应用于能源化工领域，此外公司有氢液化板翅式换热器的示范项目，主要解决氢储运的问题，并具备大规模复制的技术基础”。中泰股份于2021年6月9日披露《关于签署风电、光伏制氢及氢液化产业化项目框架合作协议的公告》，公司与赤峰政府、中船风电、润丰能源签署了《赤峰风电、光伏制氢及氢液化产业化项目框架合作协议》，旨在利用内蒙古赤峰市地区优异的风电、光伏资源开发低成本的可再生能源电解制氢技术；2）发展管道掺氢业务：据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书》显示，目前我国仅有100km氢气管道建设，2030年我国氢气管道有望达到3000km，短期内纯氢气管道输送技术尚待进一步突破，管道建设规模难以扩大，天然气掺氢为当前最佳管道运输选择。燃气公司利用现有管网基础设施可大力发展管道掺氢业务；3）布局加氢站终端建设：随下游交通领域氢燃料电池车的逐渐推广，相应加氢站的配套设施将迎来巨大发展。按照《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》的规划，预计到2030年我国将建成加氢站1000座。燃气公司可利用原有的加气站网点，布局加氢站终端建设，如施行加氢站和加气站联建模式，或者加氢、加气和充电共建模式，可大幅节约建设成本。表18：燃气公司氢能布局公司氢能布局中泰股份公司在氢能源的制氢-储氢-加氢全产业链均有所布局。公司具备成熟的大规模制取高纯度氢的技术及业绩，在煤制氢的深冷分离工艺段居国内领先地位。氢液化领域，公司具备为大规模氢液化装置提供核心设备的业绩。同时，公司可结合山东中邑成熟的加气站网络，利用现有技术对加气站升级改造迅速切入加氢领域。2021年6月9日，中泰股份发布《关于签署风电、光伏制氢及氢液化产业化项目框架合作协议的公告》。根据合作协议，中船风电、润丰能源、中泰股份将在赤峰联合投资风电、光伏核心装备制造、风电场与光伏电站开发建设、制氢及氢液化等产业化项目。新天绿能2021年上半年，公司联合河北科技大学等单位共同申报的“大规模可再生能源耦合制氢关键技术及应用示范”项目，经过首年度的工作，顺利通过项目阶段评审2021年上半年，江西浮梁中岭风电项目实现全部风机并网发电，崇礼风电制氢项目一期完成风机全部吊装，其他项目按计划进度施工。新奥股份2021年6月，公司子公司新奥能源应用自主研发具有知识产权的1500Nm³/h天然气重整制氢工艺，应用在某药厂技改配套工程项目中。该项目完成建设并完成试车，该项工程已实现为客户稳定提供99.9%纯度氢公司子公司新地工程承担了张家口海珀尔新能源科技有限公司张家口氢能产业化应用示范项目的建设工程设计，该项目采用中国船舶重工集团公司第七一八研究所碱性水电解制氢技术华润燃气2020年10月，由华润燃气有限公司集团旗下潍坊华润燃气有限公司投资建设的206国道加氢站顺利完成竣工验收工作，进入投产运行阶段。206国道加氢站设计能力1000kg/12h，是华润燃气集团第一座固定式示范加氢站。重庆燃气2019年4月13日，重庆地大工业技术研究院有限公司与重庆燃气签订战略合作协议。双方拟成立合资公司，在重庆布局加氢站，服务氢能汽车示范应用与产业创新发展。资料来源：公司公告，国信证券经济研究所测算；请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page32投资建议1、电力市场化改革推进，电价更能体现供需、成本、和环境价值，新能源建设成本不断下行，新能源运营商具备“三重”确定性，“量”—风光装机增速具备高确定性；“价”—火电价格上浮带动绿电提升，叠加绿色溢价，绿电的盈利空间打开；“业绩”—装机持续滚动增长，业绩拾级而上，今年低价风机和抢装海风确保明年业绩。2、政策推动煤炭和新能源优化组合，长协煤价+长协电价政策有望落地，联动机制形成，煤电市场化交易扩大，火电盈利拐点出现。3、抽水蓄能、火电调峰调频、储能等符合与新能源优化组合发展的政策目标与客观需求，是“破两高”、“立新能”的重要衔接和助推。随着成本分摊机制理顺，分时电价价差扩大将提升相关业务收入。4、氢能作为含能体能源，是进一步推动化工、能源、交通等产业深度脱碳的能源形势，选择氢能已经逐渐成为国内外共识。新能源运营商在绿电制氢，燃气运营企业在氢能储运方面具有产业协同天然优势，看好产业延伸及衔接机会。5、新能源为主新型电力系统建设，深度利好新能源发电商、电能综合服务。受益火电辅助服务及享受联动“长协煤+长协电”，火电业绩有望提升，推荐积极转型新能源，现金流充沛火电龙头华润电力、华能国际等，关注转型高效、规划积极的中国电力、吉电股份、上海电力等；推荐有资金成本、资源优势的新能源运营龙头三峡能源、龙源电力、中广核新能源等；推荐现金流良好，“核电新能源”双轮驱动的中国核电；推荐电能综合服务苏文电能，关注文山电力等。风险提示政策不及预期；用电量增速下滑；电价不及预期；项目建设进度不及预期。请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page33公司盈利预测附表：公司盈利预测及估值公司公司投资收盘价EPSPEPB代码名称评级20202021E2022E20202021E2022E20200836.HK华润电力买入28.701.581.722.1618.216.713.31.5601985中国核电买入8.250.390.450.5624.118.314.72.2600905三峡能源买入7.770.180.180.2961.543.226.83.30916.HK龙源电力买入18.720.590.770.8726.024.321.52.2300982苏文电能买入78.302.262.323.3246.333.723.68.2600011华能国际买入10.030.29-0.190.6455.7-15.72.3000875吉电股份买入9.730.220.250.353.938.927.82.51811.HK中广核新能源买入8.220.250.440.5127.218.716.13.5资料来源：Wind、国信证券经济研究所预测港股单位为港币请务必阅读正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧Page34国信证券投资评级类别级别定义股票投资评级买入预计6个月内，股价表现优于市场指数20%以上增持预计6个月内，股价表现优于市场指数10%-20%之间中性预计6个月内，股价表现介于市场指数±10%之间卖出预计6个月内，股价表现弱于市场指数10%以上行业投资评级超配预计6个月内，行业指数表现优于市场指数10%以上中性预计6个月内，行业指数表现介于市场指数±10%之间低配预计6个月内，行业指数表现弱于市场指数10%以上分析师承诺作者保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于本人的职业理解，通过合理判断并得出结论，力求客观、公正，结论不受任何第三方的授意、影响，特此声明。风险提示本报告版权归国信证券股份有限公司（以下简称“我公司”）所有，仅供我公司客户使用。未经书面许可任何机构和个人不得以任何形式使用、复制或传播。任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以我公司向客户发布的本报告完整版本为准。本报告基于已公开的资料或信息撰写，但我公司不保证该资料及信息的完整性、准确性。本报告所载的信息、资料、建议及推测仅反映我公司于本报告公开发布当日的判断，在不同时期，我公司可能撰写并发布与本报告所载资料、建议及推测不一致的报告。我公司或关联机构可能会持有本报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。我公司不保证本报告所含信息及资料处于最新状态；我公司将随时补充、更新和修订有关信息及资料，但不保证及时公开发布。本报告仅供参考之用，不构成出售或购买证券或其他投资标的要约或邀请。在任何情况下，本报告中的信息和意见均不构成对任何个人的投资建议。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。投资者应结合自己的投资目标和财务状况自行判断是否采用本报告所载内容和信息并自行承担风险，我公司及雇员对投资者使用本报告及其内容而造成的一切后果不承担任何法律责任。证券投资咨询业务的说明本公司具备中国证监会核准的证券投资咨询业务资格。证券投资咨询业务是指取得监管部门颁发的相关资格的机构及其咨询人员为证券投资者或客户提供证券投资的相关信息、分析、预测或建议，并直接或间接收取服务费用的活动。证券研究报告是证券投资咨询业务的一种基本形式，指证券公司、证券投资咨询机构对证券及证券相关产品的价值、市场走势或者相关影响因素进行分析，形成证券估值、投资评级等投资分析意见，制作证券研究报告，并向客户发布的行为。请务必参阅正文之后的免责条款部分全球视野本土智慧国信证券经济研究所深圳深圳市罗湖区红岭中路1012号国信证券大厦18层邮编：518001总机：0755-82130833上海上海浦东民生路1199弄证大五道口广场1号楼12楼邮编：200135北京北京西城区金融大街兴盛街6号国信证券9层邮编：100032