《电力及公用事业行业2022H1业绩总结专题报告：限电背景下各类电源的价值重估与发展方向-220906（53页）.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电力及公用事业行业2022H1业绩总结专题报告：限电背景下各类电源的价值重估与发展方向-220906（53页）.pdf（53页珍藏版）》请在三个皮匠报告上搜索。

1、 http:/ 请参考最后一页评级说明及重要声明 投资评级：投资评级：强于大市强于大市（维持维持）报告日期：报告日期：2022 年年 09 月月 06 日日 分析师：于夕朦 S03 -8831 分析师：范杨春晓 S01 行业表现行业表现 数据来源：同花顺IFIND 限电背景下，各类电源的价值重估与发展方向限电背景下，各类电源的价值重估与发展方向 电力及公用事业电力及公用事业行业行业2022H1业绩总结专题业绩总结专题报告报告 2022 年上半年年上半年电力板块行业电力板块行业回顾回顾及业绩及业绩总结总

2、结:2022 年上半年电力板块走势：年上半年电力板块走势：自 2021 年初至今，电力板块走势由于大盘走势，2022年 8月 31日的上证综指与申万电力指数较 2020年 12月 31日分别下降 7.8%和上升 24.18%；细分领域中，风力发电指数优于火电、水电、光伏发电。2022 年上半年，上证综指与申万电力指数较 2021 年 12 月31 日分别下降 6.63%和下降 13.34%，电力板块整体表现和大盘走势相近；分领域看，上半年申万火力发电、水力发电、光伏发电、风力发电指数分别-13.45%、0.58%、-25.62%、-18.37%，水电板块展现了良好的防御属性。2022 年上半年

3、，火电个股走势较弱，分化严重，涨幅最高的赣能股份与降幅最大的华润电力，涨跌幅分别为 57%和-40%；水电个股走势整体平缓，涨幅最高的公司华能水电涨幅 17%；新能源个股走势降幅明显，降幅最大的中广核新能源为-62%，跌幅最小的芯能科技为-10%。2022 年上半年电力情况：年上半年电力情况：2022 年上半年全社会用电量为 40977 亿千瓦时，同比增长 2.9%，两年复合增速 10.5%；发电量为 39631 亿千瓦时，同比增长 0.7%，其中火电、水电、核电、风电发电量同比增速分别为-3.9%、20.3%、2.0%、12.17%。截至 2022年 6 月，我国全口径总发电设备容量 24.

4、41 亿千瓦，同比增长 8.1%，其中风电和光伏同比增长为 17.24%和 25.85%。利用小时数方面，水电和光伏发电同比增长 13%、4.6%，火电、风电和核电均有轻微下降。2022 年上半年电力板块业绩年上半年电力板块业绩情况：情况：以我们自有的公用事业标的池涵盖公司为准，对 2022 年上半年电力板块进行业绩分析，2022 年上半年，电力行业实现营业收入同比增长约 21%归母净利润同下降 10%，毛利润同比下降 2.2%，整体毛利率同比下降了 4.2 个 pct；环比较一季度毛利率略微提升，从 16.3%到 17.9%。火电板块延续营收与利润增速不匹配的现状，但随着长协煤签约率、履约率

5、、执行率的稳步提升，燃料成本得到进一步控制和下降，板块盈利逐步修复。水电板块受上半年来水情况较好影响，发电量同比增长 20.3%，带动业绩增长较快，同时依旧保持水电高毛利率的特性。新能源板块受益于装机增速持续加快，板块业绩与毛利率均呈长期上涨趋势；核电板块业绩增长稳定，其中中广核新能源增速加快，带来一定的业绩增量。目前电力市场面临的问题和挑战：目前电力市场面临的问题和挑战：限电情况再现，可靠性电源不足是关键。限电情况再现，可靠性电源不足是关键。大规模限电情况连续第二年出现，高峰时段电力供应紧张情况短期难以改变。我们认为今年在政府已经做好充足准备情况下，限电情况再次发生，体现出我国目前电力系统冗

6、余很少，可靠性下降的现状，而这些问题都难以快速解决，短期内我国高峰时段电力供应紧张的情况可能会持续发生。连续两年发生限电情况的主要原因是我国可靠性电源不足。限电情况再现，可靠性电源不足是关键：大规模限电情况连续第二年出现，高峰时段电力供应紧张情况短期难以改变。我们认为今年在政府已经做好充足准备情况下，限电情况再次发生，体现出我国目前电力系统冗余很少，可靠性下降的现状，而这些问题都难-30%-25%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%21/9 21/11 22/122/322/522/7公用事业(申万)沪深300核心观点核心观点 分析师分析师 证券研究报告证券研究报告 行行业业周周

7、报报 行行业业报报告告 电电力力及及公公用用事事业业行行业业 行业周报 长城证券 2 请参考最后一页评级说明及重要声明 以快速解决，短期内我国高峰时段电力供应紧张的情况可能会持续发生。连续两年发生限电情况的主要原因是我国可靠性电源不足。高温天气下，多地用电负荷创新高。高温天气下，多地用电负荷创新高。电网最大用电负荷创历史新高，提高了用电高峰时期对发电端的出力要求。2022 年 7 月我国全国主要电网最高用电负荷合计值达到 12.6 亿千瓦，同比增长 5.6%，创历史新高。最高用电负荷不断提高对电源侧的出力和电网运行都提出了更高要求，在电力系统无法稳定运行时，电网被迫采取有序用电乃至拉闸限电的方

8、式引导负荷侧降低需求。极端高温天气显著影响水电出力极端高温天气显著影响水电出力。受极端高温天气影响，多个流域来水不及预期，显著影响了水电出力。今年上半年，我国主要流域来水情况好于去年，水电发电量显著增加，截至 2022 年 7 月，全国水电利用小时数2100 小时，同比增加 167 个小时。但进入 7 月以来，由于极端高温天气影响，来水情况逐渐低于预期，根据三峡集团公开数据，7 月三峡出库量较过去 4 年同期均值下降 40%。电源装机结构持续改变电源装机结构持续改变，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口。过去十年我国火电装机占比持续下降，由 2011 年的

9、 72.5%下降至 2022 年 7 月的 53.4%，而风光装机占比则由 4.5%上升至 28%，不可靠电源占比持续提升。并且过去十年我国火电发电量占比持续下降，但明显高于装机占比。为了保证电力系统的平稳运行，需要留有备用机组，我国各省合理备用率通常在 13%-15%，因此可用装机容量需高于用电负荷。由于可靠电源装机容量下降，在某些时段我国部分区域出现装机出力将低于用电负荷的情况，造成限电发生。我们认为由于可靠性电源装机规模难以快速提升，叠加由于高温天气导致四川湖北等地水电站蓄水量明显下降，到今年冬季枯水期来临时，我国部分省份可能会再度出现有序用电情况。而根据电规总院预测，到 2023 年，

10、我国将有 6 个省份电力供应紧张、17 个省份电力供应偏紧。长期看，我国用电需求和负荷伴随经济增长有望持续增加，若可靠性电源装机建设不足，限电情况还将频发。各细分电源发展方向与投资机会各细分电源发展方向与投资机会：火电具备能源压舱石作用，短期难以替代，价值需被重估。火电具备能源压舱石作用，短期难以替代，价值需被重估。整体看我国过去三个五年计划周期内，火电新增装机容量是持续下降的，到今年上半年我国火电新增装机仅新增 818 万千瓦。由于火电建设积极性下降，在没有足够替代电源的情况下，火电对电力系统提供的托底保障能力减弱。能源供应紧张背景下，我国煤电投资明显加快，今年上半年火电基本建设投资完成额同

11、比增长 71.8%。近期，广东省 5 个煤电项目在 8 月获得了核准，新增煤电装机 670 万千瓦。我们认为各级政府对于煤电的态度可能会发生转变，煤电的价值将被重估，“十四五”期间煤电新增规模有望保持在合理水平。而燃机由于其碳排放更低，相对更清洁，有望在未来十年实现快速发展。长期来看，火电角色发生改变，容量电价出台引导火电回归公用事业属性。火电角色将由主体性电源逐步转变为辅助能源，机组利用小时数将显著下降，可能由此前 4000多小时下降至 1000-2000 小时。角色改变后火电商业模式也将发生改变，需要出台容量电价政策给予火电合理收益，以此保障火电企业的正常经营，维持企业经营及投资（灵活性改

12、造）的积极性，最终实现新型电力系统平稳转型。新商业模式下，火电将会回归公用事业属性，行业将保持长期微利的状态。水电供需推动电价长期上涨，流域一体化开发转型新能源。水电供需推动电价长期上涨，流域一体化开发转型新能源。我国水电投产高峰期已过，未来三年常规水电新增规模预计为 2250 万千瓦左右。随着两河口、白鹤滩等主要大型水电机组在近一年内投产，我国目前具备经济性的大型水电站已基本开发完毕。随着水电机组陆续投产，西南水电大省 3XVW3W2VZZmOoMaQdN7NsQoOpNnPlOqQvMiNmMuM6MmMxOvPmPzQMYsRrN 行业周报 长城证券 3 请参考最后一页评级说明及重要声明

13、 电力供需将由此绝对宽松逐渐走向平衡乃至紧张。电力供需紧张将对电价形成支撑，我们认为西南水电大省水电市场电价将进入长期温和上涨。同时，在双碳背景下，水风光一体化转型新能源将成为新增长点，水风光一体化以大型水电基地为基础，配套建设风光电源，利用水电站的调节能力和已有送出线路，将三种电源的电力打捆外送。6 月“十四五”可再生能源规划出台，对水电及水风光一体化提出三个发展方向并提出建设两个水风光一体化大基地：科学有序推进大型水电基地建设；积极推进大型水电站优化升级，发挥水电调节潜力；依托西南水电基地统筹推进水风光综合基地开发建设。核电作为“双碳”背景下最佳基荷能源，行业有望实现长期稳健增长。核电作为

14、“双碳”背景下最佳基荷能源，行业有望实现长期稳健增长。其具备高效、可靠、情节等特点，受自然环境的影响较小，成本端受燃料价格波动影响也较小，供电稳定，可以承担电网基荷能源的角色。核能发电几乎不排放二氧化碳、氮氧化物，在减排温室气体、减少空气污染方面有重要价值。预计在 2022 到 2025 年间，我国将进一步加快扩大装机规模，保持每年 6 到 8 台核电机组的核准开工节奏。目前我国核电发电量占总发电量比例仅为 4.9%，远低于世界平均水平（约 10%），从国家能源安全和能源结构优化的角度来看，我国核电未来发展空间广阔。“十四五”规划给核电顶下的基调为积极安全有序发展核电，出规划核电发展技术路线外

15、，其应用将越加多元化，其中核能清洁供热也是颇有潜力的发展方向。新能源发电，量增价减或成为未来行业发展主旋律。新能源发电，量增价减或成为未来行业发展主旋律。双碳背景下新能源装机规模有望迅速扩大，弃风弃光率或再次提升；同时新能源进电力市场交易大势所趋，电源特性将导致市场电价显著承压，风光电源特性使其电能质量较差，在电力市场中将处于劣势，且电源容易出现自食效应。大部分风光机组出力曲线与分时电价曲线拟合度不高，将影响其参与市场化的收益。双碳目标下新能源规模必然会快速扩大，分布式和新能源大基地因为其电价和消纳的优势将成为重要发力点。新型电力系统对能源系统调节能力需求激增，储能行业作为系统重要造成新型电力

16、系统对能源系统调节能力需求激增，储能行业作为系统重要造成部分，将进入快速发展期。部分，将进入快速发展期。我国储能装机中抽水蓄能仍占绝对份额，新型储能占比逐渐增加，截至 2021 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为 46.1GW，同比增长 30%，占全球市场总规模的 22%。抽水蓄能未来十年是行业发展黄金期，抽水蓄能技术成熟、反应速度快、单机容量大、经济性较好等特点，是目前大规模调节能源的首选。根据规划 2025年和 2030 年我国抽蓄装机规模将分别达到 6200 万千瓦和 1.2 亿千瓦，而实际装机有望超出规划预期。同时，抽蓄价格商业模式逐渐成熟，参与电力市场有望提升盈利能力。新型储

17、能有望实现爆发式增长，逐步探索商业模式，“十四五”新型储能顶层规划已完成，“新能源+储能”将是主要应用场景，我国新型储能规模有望在 2025 年达到 4000 万千瓦，目前新型储能商业模式还在积极探索中，各省政策不尽相同，但主要以调峰辅助市场+租赁费用+市场现货电价差组成。投资意见：投资意见：火电：火电：短期看随着长协煤签约率、履约率、执行率的稳步提升，燃料成本有望进一步下降，但 7 月以来用电需求的快速增长带动煤炭消耗量增加，国内动力煤供需再次偏紧。下半年关注火电发电量回升和长协煤兑现比例提升带来的降本增效作用。长期看，随着火电角色的改变，其商业模式也将改变，行业将回归公用事业属性，业绩有望

18、保持稳定。推荐标的：华电国际，相关标的：华润电力（H）、国电电力。水电：水电：西南地区水电大省省内电力供需结构逐渐走向紧张，省内市场电价有望长期温和上涨。而外送电部分由于受端省火电市场电价普遍顶格上涨，电价上涨有望逐步传导至外送电量。两方面因素将共同推动西南水电企业综合电价上涨，增厚企业业绩。由于水风光一体化开发的优势以及水 行业周报 长城证券 4 请参考最后一页评级说明及重要声明 电企业良好的现金流，我们认为水电企业有望快速发展新能源，成为新的业绩增长点。推荐标的：国投电力、长江电力、川投能源，相关标的：黔源电力、桂冠电力。核电：核电：“双碳”目标下最佳基荷能源，每年核准和新增装机将有稳定预

19、期，行业有望实现长期看。推荐标的：中国广核，相关标的：中国核电。新能源运营：新能源运营：装机增速持续加快，行业景气度延续，随着两网陆续成立补贴结算公司，可再生能源补贴拖欠问题影响减弱。同时在政策引导和绿电运营商业绩压力下，我们认为行业将进入自律及正向的发展道路。推荐标的：中闽能源、福能股份，相关标的：三峡能源、龙源电力。储能：储能：在国家政策及市场需求的推动下，储能行业进入高速发展期。我们认为目前电力市场对于调峰调频等辅助服务和调节峰谷电源的需求非常旺盛，在电力市场较为成熟可以变现的省份，例如广东、山东、江苏等峰谷价差高且政府鼓励的省份，储能运营商将会有很明显的超额收益。推荐标的：文山电力。风

20、险提示：风险提示：政策风险、用电需求下滑风险、燃料成本持续高企风险、市场电价超预期下滑风险、来水不及预期风险。行业周报 长城证券 5 请参考最后一页评级说明及重要声明 目录目录 1.行情回顾.9 1.1 大盘指数与电力板块指数走势.9 1.2 电力板块个股区间涨跌幅.10 2.业绩总结.12 2.1 2022年上半年电力数据情况.12 2.2 电力行业及细分板块业绩总结.13 2.2.1 火电：长协煤履约率提升，燃料成本下降，板块盈利逐步修复.14 2.2.2 水电：来水情况较好叠加稳定高毛利率，板块业绩增长明显.15 2.2.3 新能源：装机增速持续加快，行业景气度延续，板块业绩稳定增长.1

21、6 2.2.4 核电：机组投产业绩稳健增长，发展新能源带来新的增长点.17 3.三季度行业发展展望.19 3.1 电力行业近期发展情况.19 3.1.1 限电情况再现，可靠性电源不足是关键.19 3.1.2 高温天气下，多地用电负荷创新高.20 3.1.3 极端高温天气显著影响水电出力.21 3.1.4 电源装机结构持续改变，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口.21 3.2 火电：能源压舱石作用短期难以替代，价值需被重估.24 3.2.1 短期：能源供应紧张凸显煤电重要性，火电投资有望再次加速.24 3.2.2 长期：火电角色发生改变，容量电价出台引导火电回归公用事业属性.25 3.3 水电

22、：供需推动电价长期上涨，流域一体化开发转型新能源.26 3.3.1 电力供应偏紧，西南水电大省电价有望持续温和上涨.26 3.3.2 双碳背景下，水风光一体化转型新能源将成为新增长点.28 3.4 核电：双碳背景下最佳基荷能源，行业有望实现长期稳健增长.30 3.5 新能源：量增价减或成为未来行业发展主旋律.32 3.5.1 双碳背景下新能源装机规模有望迅速扩大，弃风弃光率或再次提升.32 3.5.2 新能源进电力市场交易大势所趋，电源特性将导致市场电价显著承压.35 3.5.3 分布式：光伏增长主力军，补贴退坡后热情不减.39 3.5.4 大基地：集中开发规模快速增长，一体化项目外送保障消纳

23、与电价.42 3.6 储能运营：新型电力系统重要组成部分，进入发展快车道.44 3.6.1 抽水蓄能：未来十年是行业发展黄金期.46 3.6.2 新型储能：有望实现爆发式增长，逐步探索商业模式.50 4.投资建议.51 5.风险提示.52 行业周报 长城证券 6 请参考最后一页评级说明及重要声明 图表目录图表目录 图 1：2021-2022 年 8 月大盘与电力行业指数走势.9 图 2：2021-2022H1 电力细分领域指数走势.9 图 3：2022H1 大盘和电力行业指数走势.9 图 4：2022H1 电力细分领域指数走势.10 图 5：2021/12/31-2022/8/31 火电股区间

24、涨跌幅.10 图 6：2021/12/31-2022/8/31 水电股区间涨跌幅.11 图 7：2021/12/31-2022/8/31 核电股区间涨跌幅.11 图 8：2021/12/31-2022/8/31 新能源股区间涨跌幅.11 图 9：我国历年用电量（亿千瓦时）.12 图 10：历年各产业用电量占比.12 图 11：我国历年发电量（亿千瓦时）.12 图 12：历年各电源发电量占比.12 图 13：各电源历年利用小时数.12 图 14：我国历年发电设备容量（万千瓦）.13 图 15：历年各电源装机容量（万千瓦）.13 图 16：电力板块营业收入与同比增速.14 图 17：电力板块归母净

25、利润与同比增速.14 图 18：电力板块毛利润、同比及毛利率年度情况.14 图 19：电力板块毛利润、同比及毛利率季度情况.14 图 20：火电营业收入与同比增速.15 图 21：火电归母净利润与同比增速.15 图 22：火电板块毛利润、同比及毛利率年度情况.15 图 23：火电板块毛利润、同比及毛利率季度情况.15 图 24：水电板块营业收入与同比增速.15 图 25：水电板块归母净利润与同比增速.15 图 26：水电板块毛利润、同比及毛利率年度情况.16 图 27：水电板块毛利润、同比及毛利率季度情况.16 图 28：新能源板块营业收入与同比增速.16 图 29：新能源板块归母净利润与同比

26、增速.16 图 30：新能源板块毛利润、同比及毛利率年度情况.17 图 31：新能源板块毛利润、同比及毛利率季度情况.17 图 32：核电板块营业收入与同比增速.17 图 33：核电板块归母净利润与同比增速.17 图 34：核电板块毛利润、同比及毛利率年度情况.18 图 35：核电板块毛利润、同比及毛利率季度情况.18 图 36：2022年初至今部分省市有序用电相关政策.19 图 37：我国主要电网最高用电负荷合计值（万千瓦）.21 图 38：我国主要电网当月最高用电负荷（万千瓦）.21 图 39：三峡水库入流量（立方米/秒，数据截至 8月 24 日）.21 图 40：2011年-2021年我

27、国装机结构变化.22 图 41：2011年我国各电源装机占比.22 图 42：2021年我国各电源装机占比.22 行业周报 长城证券 7 请参考最后一页评级说明及重要声明 图 43：过去十年我国发电结构变化.22 图 44：2011年我国各电源发电量占比.23 图 45：2021年我国各电源发电量占比.23 图 46：我国历年新增火电装机（万千瓦）.24 图 47：火电电源基本建设投资完成额（累计同比：%）.25 图 48：我国历年火电利用小时数.26 图 49：我国历年水电装机规模（万千瓦）.27 图 50：两省历年发电量增速.27 图 51：两省历年发用电量差值（亿千瓦时）.27 图 52

28、：四川省 2019 年到 2021年水电市场化交易量价统计图.28 图 53：云南省 2022 年到 2022年 8 月水电市场化交易量价统计图.28 图 54：核能发电的低碳环保价值.30 图 55：核电装机容量预测.30 图 56：我国核电发电量及占比.31 图 57：核能供热原理图.32 图 58：我国未来四年用电量预测（单位：亿千瓦时）.33 图 59：我国 9省份分时电价走势曲线与典型光伏项目出力曲线比较图.37 图 60：2015-2022H1 全国光伏累计并网装机容量情况.40 图 61：2015-2022Q1 全国光伏新增并网装机容量情况.40 图 62：工商业与户用分布式光伏

29、装机量.41 图 63：分省份分布式光伏装机量.41 图 64：分布式光伏补贴退坡曲线.41 图 65：主流储能技术分类.44 图 66：储能应用与需求分类.45 图 67：2021年我国储能装机结构.45 图 68：2021年我国新型储能装机结构.45 图 69：抽水蓄能工作原理图.46 图 70：抽水蓄能装机规模预测（万千瓦）.47 图 71：633 号文政策要点.48 表 1：长城公用事业标的池.13 表 2：2022 年 7月我国装机出力测算（单位：万千瓦）.24 表 3：广东省 8 月核准煤电项目明细.25 表 4：规划主要涉及流域（包括但不限于）.29 表 5：“十四五”可再生能源

30、规划中水风光一体化大基地.29 表 6：根据非水可再生能源消纳权重对风光新增装机的测算.33 表 7：根据非水可再生能源消纳权重对风光新增装机的测算.34 表 8：风光电源消纳情况.34 表 9：国家层面推动新能源进入电力市场的部分政策.35 表 10：各省层面推动新能源进入电力市场的部分政策.36 表 11：我国各省份分时电价政策.37 表 12：户用、工商业分布式光伏补贴 5次调价.41 表 13：我国七大陆上新能源基地明细.42 表 14：我国第一批新能源大基地明细.43 表 15：8月电网代理购电峰谷价差（单位：元/千瓦时）.49 行业周报 长城证券 8 请参考最后一页评级说明及重要声

31、明 表 16：各省新型储能装机目标.50 表 17：各省份独立储能项目收益划分.50 行业周报 长城证券 9 请参考最后一页评级说明及重要声明 1.行情回顾行情回顾 1.1 大盘指数与大盘指数与电力板块指数电力板块指数走势走势 2021 年初至 2022 年 8 月末，上证综指、沪深 300 指数、万得全 A 和申万电力指数较2020 年 12 月 31日分别-7.80%、-21.73%、9.17%、-6.62%和 24.18%，电力板块表现好于大盘表现。图图 1：2021-2022 年年 8 月月大盘与电力行业指数走势大盘与电力行业指数走势 资料来源：IFIND，长城证券研究院（2020/1

32、2/31=1000）分领域看，2021 年初至 2022 年 8 月末，申万火力发电、水力发电、光伏发电、风力发电指数分别上涨 35.26%、31.26%、9.88%、57.37%，其中风电板块表现最为优异。图图 2：2021-2022H1 电力细分领域指数走势电力细分领域指数走势 资料来源：IFIND，长城证券研究院（2020/12/31=1000）2022年上半年，上证综指、沪深 300指数、万得全 A、申万电力指数较 2021年 12月 31日分别-6.63%、-9.22%、-9.53%和-13.45%，电力板块走势与大盘相近。图图 3：2022H1 大盘和电力行业指数走势大盘和电力行业

33、指数走势 6007008009001,0001,1001,2001,3001,4001,500万得全A上证综合指数沪深300指数SW电力7009001,1001,3001,5001,7001,9002,1002,300SW火力发电SW水力发电SW光伏发电SW风力发电 行业周报 长城证券 10 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：IFIND，长城证券研究院（2021/12/31=1000）分领域看，2022 年上半年申万火力发电、水力发电、光伏发电、风力发电指数分别-13.45%、0.58%、-25.62%、-18.37%，水电板块展现了良好的防御属性。图图 4：2022H1 电力细分领

34、域指数走势电力细分领域指数走势 资料来源：IFIND，长城证券研究院（2021/12/31=1000）1.2 电力板块个股区间涨跌幅电力板块个股区间涨跌幅 2022 年上半年，火电板块个股走势整体偏弱，涨幅排名前五的公司有：赣能股份、国电电力、通宝能源、华电国际，区间涨跌幅分别为 57%、50%、49%、9%，0%；跌幅排名前五的公司有：华润电力、长源电力、上海电力、粤电力 A、华银电力，区间涨跌幅分别为-40%、-28%、-26%、-25%、-20%。图图 5：2021/12/31-2022/8/31 火电股区间涨跌幅火电股区间涨跌幅 70075080085090095010001050万得

35、全A上证综合指数沪深300指数SW电力50060070080090010001100SW火力发电SW水力发电SW光伏发电SW风力发电 行业周报 长城证券 11 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：IFIND，长城证券研究院 2022 年上半年，水电板块个股走势整体平缓。涨幅排名前三的公司有：华能水电、川投能源、长江电力，区间涨跌幅分别为 17%、12%、10%；跌幅排名前三的公司有：甘肃电投、闽东电力、桂冠电力，区间涨跌幅分别为-15%、-12%、-1%。2022 年上半年，核电板块个股走势下降。中国广核和中国核电区间涨跌幅分别为-6%、-23%，其中，中国广核的新能源发展迅速，带来一

36、定的业绩增量。图图 6：2021/12/31-2022/8/31 水电股区间水电股区间涨跌幅涨跌幅 图图 7：2021/12/31-2022/8/31 核电股区间核电股区间涨跌幅涨跌幅 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 2022 年上半年，新能源板块个股走势降幅明显。其中芯能科技、浙江新能、龙源电力区间跌幅较小，分别为-10%、-13%、-14%；中广核新能源、大唐新能源、江苏新能、晶科科技、新天绿能跌幅较大，分别为-62%、-44%、-39%、-38%、-33%。图图 8：2021/12/31-2022/8/31 新能源股区间新能源股区间涨跌幅涨跌幅

37、 资料来源：IFIND，长城证券研究院 57%50%49%9%0%-1%-1%-1%-1%-2%-5%-11%-11%-12%-12%-14%-15%-16%-17%-18%-19%-20%-25%-26%-28%-40%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%17%12%10%3%0%-1%-12%-15%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%-6%-23%-25%-20%-15%-10%-5%0%中国广核中国核电-10%-13%-14%-16%-16%-22%-23%-24%-27%-27%-33%-38%-39%-44%-62%-70%-60%-50%-40

38、%-30%-20%-10%0%行业周报 长城证券 12 请参考最后一页评级说明及重要声明 2.业绩总结业绩总结 2.1 2022 年上半年电力数据情况年上半年电力数据情况 2022年 1-6 月,全国全社会用电量 40977亿千瓦时，同比增长 2.9%，两年复合增速 10.5%。分产业看，第一产业用电量 513 亿千瓦时，同比增长 10.3%；第二产业用电量 27415 亿千瓦时，同比增长 1.3%；第三产业用电量 6938 亿千瓦时，同比增长 3.1%；城乡居民生活用电量 6112 亿千瓦时，同比增长 9.6%。上半年发用电量增速均受疫情影响。图图 9：我国历年用电量（亿千瓦时）我国历年用电

39、量（亿千瓦时）图图 10：历年各产业用电量占比历年各产业用电量占比 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 2022年 1-6 月全国发电量 39631 亿千瓦时，同比增长 0.7%，其中火电、水电、核电、风电发电量同比增速分别为-3.9%、20.3%、2.0%、12.17%。南方主要流域来水同比偏丰导致水电发电量高增，水火替代效应、燃煤成本保持高位等因素影响，火电发电增速放缓。图图 11：我国历年发电量（亿千瓦时）我国历年发电量（亿千瓦时）图图 12：历年各电源发电量占比历年各电源发电量占比 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城

40、证券研究院 2022 年 1-6 月我国火电、水电、风电、核电和光伏发电平均利用小时数分别为 2,057、1,691、1,154、3,673 和 690 小时，同比-6.08%、13.03%、-4.76%、-3.47%和 4.58%图图 13：各电源历年利用小时数各电源历年利用小时数 6.6%8.5%4.5%3.1%10.3%2.9%3.4%0%2%4%6%8%10%12%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,0002002020212022H1 2022-07用电量（亿千瓦时）同比0%10%20%30%4

41、0%50%60%70%80%90%100%2002020212022H1 2022-07一产二产三产居民5.7%6.8%3.5%2.7%8.1%0.7%1.4%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,000200202021 2022H12022-07发电量（亿千瓦时）同比0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2002020212022H1 2022-07火电水电核电风电光伏 行业周报 长城证券 1

42、3 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：国家能源局，长城证券研究院 截至 2022 年 6 月，我国全口径总发电设备容量 24.41 亿千瓦，同比增长 8.1%，其中火电、水电、核电、风电和光伏装机容量分别为 13.05、4.0、0.56、3.42 和 3.37 亿千瓦，同比增长 3.03%、5.86%、6.46%、17.24%和 25.85%。“双碳”背景下，风光装机容量快速增长。图图 14：我国历年发电设备容量（万千瓦）我国历年发电设备容量（万千瓦）图图 15：历年各电源装机容量（万千瓦）历年各电源装机容量（万千瓦）资料来源：国家能源局，长城证券研究院 资料来源：国家能源局，长城证

43、券研究院 2.2 电力行业及细分板块业绩总结电力行业及细分板块业绩总结 我们根据公司主营业务占比及市场份额、行业影响确定标的池，并以此进行业绩分析。表表 1：长城公用事业标的池长城公用事业标的池 长城公用事业标的池长城公用事业标的池 火电板块火电板块 国电电力 华能国际 内蒙华电 华电国际 申能股份 浙能电力 深圳能源 上海电力 长源电力 天富能源 建投能源 通宝能源 江苏国信 穗恒运 A 豫能控股 金山股份 赣能股份 粤电力 A 宝新能源 晋控电力 大唐发电 京能电力 皖能电力 华银电力 中国电力 华润电力 水电板块水电板块 长江电力 国投电力 川投能源 华能水电 黔源电力 闽东电力 甘肃电

44、投 桂冠电力 新能源板块新能源板块 三峡能源 节能风电 嘉泽新能 中闽能源 龙源电力 江苏新能 新天绿能 太阳能 晶科科技 核电板块核电板块 浙江新能 芯能科技 金开新能 大唐新能源 中广核新能源 吉电股份 中国核电 中国广核 资料来源：长城证券研究院 0200040006000800010000火电水电风电核电光伏202020212021H12022H15.8%9.5%7.9%8.1%8.0%0%2%4%6%8%10%050,000100,000150,000200,000250,000300,00020022H1 2022-07全口径发电设备容量（万千瓦）同比020,

45、00040,00060,00080,000100,000120,000140,000水电火电风电核电光伏20022H12022-07 行业周报 长城证券 14 请参考最后一页评级说明及重要声明 2022 年上半年，电力行业实现营业收入 8079 亿元，同比增长 20.5%；实现归母净利润609.7 元，同比下降 10.7%；实现毛利润 1454 亿元，同比下降 2.2%；电力板块整体毛利率为 18%,同比下降 4.2 个 pct；二季度营业收入 4298 亿元，环比增长 13.66%；实现归母净利润 395亿元，环比增长 83.97%；实现毛利率 837.6 亿元，环比增

46、长 35.92%；毛利率为 19.62%，环比提升 1.72 个 pct。2022 年上半年煤价成本环比有所改善，水电发电量高增，板块盈利能力显著改善。图图 16：电力板块电力板块营业收入营业收入与同比增速与同比增速 图图 17：电力板块电力板块归母净利润与同比增速归母净利润与同比增速 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 注：为提高统计精度，季度毛利润分析剔除港股。2.2.1 火电：火电：长协煤履约率提升，燃料成本下降，板块盈利长协煤履约率提升，燃料成本下降，板块盈利逐步逐步修修复复 2022 年上半年，火电板块实现营业收入 5881 亿元，同比增长 2

47、1.5%；实现归母净利润90 亿元，同比降低 65.8%；实现毛利润 422 亿元，同比下降 35%；火电板块整体毛利率为 7.4%。二季度实现营业收入 3058.6 亿元，环比增长 8.39%；实现归母净利润 73.2 亿元，环比增长 333.21%；实现毛利润 241 亿元，环比增长 26%；毛利率为 6.13%，环比下降 0.35 个 pct。上半年随着长协煤签约率、履约率、执行率的稳步提升，燃料成本得到进一步控制和下降，板块盈利逐步修复。8247.59664.911102.312147.612136.914917.78079.217.2%14.9%9.4%-0.1%22.9%20.5%

48、-5%0%5%10%15%20%25%02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,0002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1营收（亿元）同比956.6787.6912.4998.11228.0404.5609.7-17.7%15.8%9.4%23.0%-67.1%-10.7%-80%-70%-60%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%02004006008001,0001,2001,4002016A2017A2018A2019A2020A2021A 2022H1归母净利润（亿元）同

49、比图图 18：电力板块电力板块毛利润、同比及毛利率年度情况毛利润、同比及毛利率年度情况 图图 19：电力板块电力板块毛利润、同比及毛利率季度情况毛利润、同比及毛利率季度情况 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 2382.72070.62439.12878.43209.71886.71453.8-13.1%17.8%18.0%11.5%-41.2%-2.2%28.9%21.4%22.0%23.7%26.4%12.6%18.0%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5

50、002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1毛利润（亿元）同比毛利率671.61338.01765.21728.2616.21306.211.5%-2.3%-22.2%-41.6%-8.2%-2.4%22.2%22.1%18.2%12.7%16.3%17.9%-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%05001,0001,5002,0002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q2毛利润（亿元）同比毛利率 行业周报 长城证券 15 请参考最后一页评级说明及重要声明 图图 20：火火电电营业收入营业收入与

51、同比增速与同比增速 图图 21：火火电归母净利润与同比增速电归母净利润与同比增速 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 2.2.2 水电：水电：来水情况较好来水情况较好叠加稳定高毛利率，板块业绩增长明显叠加稳定高毛利率，板块业绩增长明显 2022年上半年，水电板块实现营业收入 680.7 亿元，同比增长 21.8%；归母净利润 215.5亿元，同比增长 30.7%；实现毛利润 349.2 亿元，同比增长 33.9%；水电板块整体毛利率 51.3%，保持在较高的盈利水平。二季度实现营业收入 395.4亿元，环比增长 38.63%；实现归母净利润 152.2

52、亿元，环比增长 140.36%；实现毛利润 225.5 亿元，环比增长82.29%；毛利率为 57.03%，环比提升 5.72 个 pct。上半年来水情况较好，水电利用小时数同比增加 195 个小时，带动发电量大幅同比增长 20.3%。图图 24：水电板块水电板块营业收入营业收入与同比增速与同比增速 图图 25：水电板块归母净利润与同比增速水电板块归母净利润与同比增速 5966.77039.38084.08870.68599.910860.95880.518.0%14.8%9.7%-3.1%26.3%21.5%-5%0%5%10%15%20%25%30%02,0004,0006,0008,00

53、010,00012,0002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1营收（亿元）同比440.9197.3255.2341.3482.2-395.990.1-55.3%29.3%33.7%41.3%-182.1%-65.8%-200%-150%-100%-50%0%50%100%-500-400-300-3004005006002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1归母净利润（亿元）同比图图 22：火火电板块毛利润、同比及毛利率年度情况电板块毛利润、同比及毛利率年度情况 图图 23

54、：火火电板块毛利润、同比及毛利率季度情况电板块毛利润、同比及毛利率季度情况 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 注：为提高统计精度，火电板块季度毛利润分析剔除港股（中国电力 华润电力）1346.8909.81096.31427.81608.9209.3432.3-32.4%20.5%30.2%12.7%-87.0%-34.9%22.6%12.9%13.6%16.1%18.7%1.9%7.4%-100%-80%-60%-40%-20%0%20%40%02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002016A 2017A 2018

55、A 2019A 2020A 2021A 2022H1毛利润（亿元）同比毛利率320.5563.2532.7126.3191.3339.43.7%-17.5%-50.8%-91.1%-40.3%-39.7%14.6%13.1%7.7%1.3%6.8%6.5%-100%-80%-60%-40%-20%0%20%005006002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022H1毛利润（亿元）同比毛利率 行业周报 长城证券 16 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 2.2.3 新能源：

56、新能源：装机增速持续加快，行业景气度延续，板块业绩稳装机增速持续加快，行业景气度延续，板块业绩稳定增长定增长 2022 年上半年，风电装机容量同比增长 17.24%，光伏发电装机容量同比增长 25.85%，新能源装机增速持续加快。板块实现营业收入 806 亿元，同比增长 26.3%；实现归母净利润 190.7 亿元，同比增长 23.1%；实现毛利润 350.6 亿元，同比增长 21.8%；新能源板块整体毛利率为 43.5%。二季度实现营业收入 474.7 亿元，环比增长 43.24%；实现归母净利润 113.6 亿元，环比增长 47.30%；实现毛利润 206.5 亿元，同比增长 43.37%

57、；毛利率为 46.67%，环比提升 0.14个 pct。图图 28：新能源板块新能源板块营业收入营业收入与同比增速与同比增速 图图 29：新能源板块归母净利润与同比增速新能源板块归母净利润与同比增速 1034.81094.41233.71280.31316.51338.4680.75.8%12.7%3.8%2.8%1.7%21.8%0%5%10%15%20%25%02004006008001,0001,2001,4001,6002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1营收（亿元）同比313.7340.5392.0377.2428.1396.0215.

58、58.5%15.1%-3.8%13.5%-7.5%30.7%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%05003003504004502016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1归母净利润（亿元）同比图图 26：水电板块毛利润、同比及毛利率年度情况水电板块毛利润、同比及毛利率年度情况 图图 27：水电板块毛利润、同比及毛利率季度情况水电板块毛利润、同比及毛利率季度情况 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 559.2572.6645.6667.5719.1641.5349.22.

59、4%12.7%3.4%7.7%-10.8%33.9%54.0%52.3%52.3%52.1%54.6%47.9%51.3%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%005006007008002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1毛利润（亿元）同比毛利率4.9%-2.7%-10.8%-10.8%16.5%33.9%42.7%46.7%50.7%47.9%43.4%51.3%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%005006007002021Q1 2021Q2 2021Q3

60、2021Q4 2022Q1 2022Q2毛利润（亿元）同比毛利率 行业周报 长城证券 17 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 2.2.4 核电：核电：机组投产业绩稳健增长，发展新能源带来新的增长点机组投产业绩稳健增长，发展新能源带来新的增长点 2022 年上半年，核电板块实现总营业收入 711.9 亿元，同比增长 6.8%；实现归母净利润113.42亿元，同比增长 13.7%；实现毛利润 321.7 亿元，同比增长 17.2%；核电板块整体为毛利率 45.2%。核电板块业绩增长系核电机组投产装机量增长，以及中核快速发展

61、新能源，带来业绩增长。二季度实现营业收入 369 亿元，环比增长 7.7%；实现归母净利润56.1 亿元，环比下降 2.26%；实现毛利润 164.5 亿元，环比增长 4.66%。毛利率为44.56%，环比下降 0.62个 pct。图图 32：核电板块核电板块营业收入营业收入与同比增速与同比增速 图图 33：核电板块归母净利润与同比增速核电板块归母净利润与同比增速 615.5738.9883.2927.3991.91287.9806.120.0%19.5%5.0%7.0%29.8%26.3%0%5%10%15%20%25%30%35%02004006008001,0001,2001,40020

62、16A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1营收（亿元）同比83.5109.2130.9138.8162.0226.6190.730.8%19.8%6.1%16.7%39.9%23.1%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%05002016A2017A2018A2019A2020A2021A2022H1归母净利润（亿元）同比630.4792.2901.31069.41228.61430.5711.925.7%13.8%18.6%14.9%16.4%6.8%0%5%10%15%20%25%30%0200400600800

63、1,0001,2001,4001,6002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1营收（亿元）同比118.53 140.62 134.39 140.78 155.58 177.71 113.42 18.6%-4.4%4.8%10.5%14.2%13.7%-10%-5%0%5%10%15%20%02040608001802002016A2018A2020A2022H1归母净利润（亿元）同比图图 30：新能源板块毛利润、同比及毛利率年度情况新能源板块毛利润、同比及毛利率年度情况 图图 31：新能源板块毛利润、同比及毛利率季度情况新能源

64、板块毛利润、同比及毛利率季度情况 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 注：为提高统计精度，新能源板块季度毛利润分析剔除港股、吉电股份、太阳能电池片业务 204.3250.6309.9336.3385.9492.4350.622.7%23.6%8.5%14.8%27.6%21.8%33.2%33.9%35.1%36.3%38.9%38.2%43.5%0%10%20%30%40%50%005006002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1毛利润（亿元）同比毛利率110.7221.7287.3

65、389.6133.8273.939.3%35.5%27.0%27.4%20.9%23.6%47.1%49.5%44.0%43.1%46.4%46.5%0%10%20%30%40%50%60%005002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q2毛利润（亿元）同比毛利率 行业周报 长城证券 18 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 图图 34：核电板块毛利润、同比及毛利率年度情况核电板块毛利润、同比及毛利率年度情况 图图 35：核电板块毛利润、同比及毛利率季度情况核电板块毛

66、利润、同比及毛利率季度情况 资料来源：IFIND，长城证券研究院 资料来源：IFIND，长城证券研究院 272.5337.5387.4446.8495.8543.4321.723.9%14.8%15.3%11.0%9.6%17.2%43.2%42.6%43.0%41.8%40.4%38.0%45.2%0%10%20%30%40%50%005006002016A 2017A 2018A 2019A 2020A 2021A 2022H1毛利润（亿元）同比毛利率124.77 274.49 419.53 543.45 157.18 321.70 18.2%13.2%11.0%9.

67、6%26.0%17.2%40.4%41.2%39.9%38.0%45.9%45.2%0%10%20%30%40%50%005006002021Q1 2021Q2 2021Q3 2021Q4 2022Q1 2022Q2毛利润（亿元）同比毛利率 行业周报 长城证券 19 请参考最后一页评级说明及重要声明 3.三季度三季度行业行业发展展望发展展望 3.1 电力行业近期发展情况电力行业近期发展情况 3.1.1 限电情况再现，可靠性电源不足是关键限电情况再现，可靠性电源不足是关键 大规模限电情况连续第二年出现，高峰时段电力大规模限电情况连续第二年出现，高峰时段电力供应紧张情况短期难

68、以改变供应紧张情况短期难以改变。由于去年全国多省份出现了限电情况，对经济和民生产生了一定影响。为了避免限电再次发生，今年国家在多次会议上强调了保障电力供应，明确提出了杜绝拉闸限电再度上演。各级地方政府为此也积极开展了许多工作，包括保障电煤、燃气、燃油供应、发放补贴支持电力企业经营、推动电力体制改革和出台虚拟电厂政策引导负荷侧用电。但随着高温天气来临和用电需求快速复苏，多地再次出现了有序用电情况，川渝地区更是出现了大面积限电。我们认为今年在政府已经做好充足准备情况下，限电情况再次发生，体现出我国目前电力系统冗余很少，可靠性下降的现状，而这些问题都难以快速解决，短期内我国高峰时段电力供应紧张的情况

69、可能会持续发生。图图 36：2022 年初至今部分省市有序用电相关政策年初至今部分省市有序用电相关政策 2022 年我国各省市有序用电相关政策 省份 发布单位 时间 政策文件 辽宁 辽宁省工信厅 6 月 24 日 2022 年辽宁省有序用电方案 锦州市工业和信息化局 6 月 16 日 锦州市 2022 年有序用电方案 上海 上海市经济信息化委 6 月 16 日 2022 年上海市迎峰度夏有序用电方案 内蒙古 内蒙古自治区能源局 6 月 2 日 蒙西电网有序用电方案（2022 年版）蒙东电网有序用电方案（2022 年版）呼和浩特市人民政府 3 月 12 日 呼和浩特地区有序用电方案 黑龙江 安达

70、市人民政府 6 月 28 日 安达市 2022 年有序用电工作方案 大兴安岭发改委 5 月 25 日 大兴安岭地区 2022 年有序用电方案 牡丹江市发改委 5 月 16 日 牡丹江供电区 2022 年有序用电方案 黑河市人民政府 5 月 16 日 黑河市 2022 年“迎峰度夏”有序用电方案 双鸭山市发改委 5 月 13 日 双鸭山市 2022 年有序用电方案 哈尔滨市工信局 5 月 11 日 哈尔滨市 2022 年有序用电工作方案 山东 聊城市能源管理科 6 月 21 日 2022 年聊城市迎峰度夏有序用电方案 山东省能源局 6 月 7 日 2022 年全省迎峰度夏有序用电方案 宁夏 宁夏

71、回族自治区发改委 5 月 5 日 宁夏回族自治区 2022 年迎峰度夏有序用电实施方案 广东 深圳市工业和信息化局 4 月 11 日 深圳电网 2022 年有序用覅应季预案 中山市发展和改革委 4 月 11 日 中山市 2022 年有序用电实施方案 广东珠海斗门区人民政府 2 月 11 日 斗门区服务制造业有序用电若干措施扶持办法 江门鹤山市发展和改革委 1 月 19 日 2022 年鹤山市有序用电方案 浙江 宁波前湾新区开发建设管理委员会 8 月 26 日 宁波前湾新区 2022 年度有序用电实施方案 行业周报 长城证券 20 请参考最后一页评级说明及重要声明 岱山县有序用电和电网事故应季领

72、导小组办公室 7 月 6 日 岱山县 2022 年有需要用电方案 舟山市电网设施保护和供用电秩序维护领导小组办公室 7 月 1 日 舟山市 2022 年有需要用电方案 衢州市发改委 6 月 28 日 2022 年衢州市有序用电方案 杭州市发展和改革委员会 5 月 10 日 2022 年杭州市有序用电工作方案 武义县人民政府 4 月 19 日 2022 年武义县有限用电和电力需求响应工作 松阳市发改局、国网浙江省电力有限公司松阳县供电公司 4 月 18 日 2022 年松阳电网有序用电方案 临海市人民政府 4 月 18 日 2022 年临海有序用电方案 温州市供电公司 3 月 26 日 2022

73、 年温州市有序用电工作方案 台州电业局 3 月 14 日 2022 年台州有序用电方案 平湖市发展和改革局 3 月 3 日 2022 年全市有序用电方案 河南 浚县发展和改革委委员会 5 月 24 日 2022 年浚县迎峰度夏（冬）有序用电方案 云南 云南省能源局 4 月 8 日 云南省 2022 年有序用电方案 大理白族自治州能源局 4 月 8 日 大理州 2022 年有序用电方案 安徽 阜阳发展和改革委员会、阜阳供电公司 7 月 1 日 阜阳电网 2022 年度电力迎峰度夏有序用电方案 建德市发展和改革局 7 月 7 日 关于做好建德市 2022 年全市有序用电工作的通知 重庆 重庆市经济

74、和信息化委员会、国网重庆电力公司 8 月 16 日 关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知 重庆市渝北区经济和信息化委员会 5 月 18 日 渝北区 2022 年丰水期有序用电实施方案（征求意见稿）重庆市经信委 5 月 18 日 关于同意开展 2022 年电力削峰移峰和电力需求响应工作的复函 四川 四川省经济和信息化厅、国网四川省电力公司 8 月 16 日 关于扩大工业企业让电与民实施范围的紧急通知 资料来源：各省市政府网站，长城证券研究院 我们认为我们认为连续连续两年发生两年发生限电限电情况的主要情况的主要原因是我国原因是我国可靠性电源不足可靠性电源不足。过去两年导致我国限电情况发生的原

75、因不尽相同：从需求侧看，去年我国率先走出新冠疫情，用电量持续高增，多地电网用电负荷创新高，而今年 7 月开始我国逐渐摆脱新一轮疫情影响，叠加多地高温天气导致多地电网用电负荷再创新高。而从供给侧看，去年由于能耗双控政策推进以及煤价高企，煤电机组出力受到影响，而今年则由于极端高温天气影响，水电出力显著下降。但过去两年导致限制限电发生的共通原因则是由于我国装机结构持续改变，发电端出力稳定性下降，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口。3.1.2 高温天气下，多地高温天气下，多地用电负荷创新高用电负荷创新高 疫情影响消退叠加高温天气，用电需求快速复苏。疫情影响消退叠加高温天气，用电需求快速复苏。7 月份

76、全国全社会用电量 8324 亿千瓦时，同比增长 6.3%。根据国家能源局数据，分产业看，第一产业用电量 121亿千瓦时，同比增长 14.3%；第二产业用电量 5132 亿千瓦时，同比下降 0.1%；第三产业用电量1591亿千瓦时，同比增长 11.5%；城乡居民生活用电量 1480 亿千瓦时，同比增长 26.8%。行业周报 长城证券 21 请参考最后一页评级说明及重要声明 分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量增速分别为 4.6%、10.5%、7.9%和-2.2%。电网最大用电负荷创历史新高，提高了用电高峰时期对发电端的出力要求。电网最大用电负荷创历史新高，提高了用电高峰时期对发电端的出力

77、要求。2022 年 7 月我国全国主要电网最高用电负荷合计值达到 12.6 亿千瓦，同比增长 5.6%，创历史新高。分区域看，除了东北电网，其余区域电网在 7 月的用电负荷均创历史新高。最高用电负荷不断提高对电源侧的出力和电网运行都提出了更高要求，在电力系统无法稳定运行时，电网被迫采取有序用电乃至拉闸限电的方式引导负荷侧降低需求。图图 37：我国主要电网最高用电负荷合计值（万千瓦）我国主要电网最高用电负荷合计值（万千瓦）图图 38：我国主要电网当月最高用电负荷（万千瓦）我国主要电网当月最高用电负荷（万千瓦）资料来源：IFIND、长城证券研究院 资料来源：IFIND、长城证券研究院 3.1.3

78、极端高温天气显著影响水电出力极端高温天气显著影响水电出力 受极端高温天气影响，多个流域来水不及预期，显著影响了水电出力。今年上半年，我国主要流域来水情况好于去年，水电发电量显著增加，截至 2022 年 7 月，全国水电利用小时数 2100小时，同比增加 167 个小时。但进入 7 月以来，由于极端高温天气影响，来水情况逐渐低于预期，根据三峡集团公开数据，7 月三峡出库量较过去 4 年同期均值下降 40%。图图 39：三峡水库入流量（立方米三峡水库入流量（立方米/秒，数据截至秒，数据截至 8 月月 24 日）日）资料来源：IFIND，长城证券研究院 3.1.4 电源装机结构持续改变，可靠电源出力

79、与高峰用电负荷间存电源装机结构持续改变，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口在缺口 020,00040,00060,00080,000100,000120,000140,0-----------022022-0605,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,000201

80、5------------06南方华东华中华北东北010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,0001/11/91/171/252/22/102/182/263/63/143/223/304/74/154/235/15/95/175/256/26/106/186/2

81、67/47/127/207/288/58/138/238/319/89/169/2410/210/1010/1810/2611/311/1111/1911/2712/512/1312/2112/29200212022 行业周报 长城证券 22 请参考最后一页评级说明及重要声明 过去十年我国火电装机占比持续下降，由过去十年我国火电装机占比持续下降，由 2011 年的年的 72.5%下降至下降至 2022 年年 7 月月的的 53.4%，而风光装机占比则由而风光装机占比则由 4.5%上升至上升至 28%，不可靠电源占比持续提升。，不可靠电源占比持续提升。过去十年我国火电和水电

82、装机容量占比持续下降，水火电合计装机容量占比由 2011 年底的 94.3%下降至2022 年 7 月的 69.8%，而核电装机占比仅从 1.2%小幅提升至 2.3%，整体看可靠电源（出力可预期，高峰负荷期可以稳定出力，目前火电、大水电和核电可以满足要求）装机占比持续下降，不可靠电源装机占比提升，电力系统稳定性下降。图图 40：2011 年年-2021 年我国装机结构变化年我国装机结构变化 资料来源：中电联，长城证券研究院 图图 41：2011 年我国各电源装机占比年我国各电源装机占比 图图 42：2021 年我国各电源装机占比年我国各电源装机占比 资料来源：中电联、长城证券研究院 注：装机规

83、模为6000千瓦以上规模电厂数据 资料来源：中电联、长城证券研究院 注：装机规模为全口径规模数据 过去十年我国火电发电量占比持续下降，但明显高于装机占比过去十年我国火电发电量占比持续下降，但明显高于装机占比。根据中电联数据，过去十年我国可靠电源发电量占比下降，由 2011 年的 98%下降至 2020 年的 88.3%，但仍维持高位。图图 43：过去十年我国发电结构变化过去十年我国发电结构变化 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20000202021水电火电核电风电光伏及其他72.5%21.8%4

84、.3%1.2%0.2%火电水电风电核电光伏及其他53.4%16.4%14.0%2.3%14.0%火电水电风电核电光伏 行业周报 长城证券 23 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：中电联，长城证券研究院 图图 44：2011 年我国各电源发电量占比年我国各电源发电量占比 图图 45：2021 年我国各电源发电量占比年我国各电源发电量占比 资料来源：中电联，长城证券研究院 资料来源：中电联。长城证券研究院 为了保证电力系统的平稳运行，需要留有备用机组，我国各省合理备用率通常在为了保证电力系统的平稳运行，需要留有备用机组，我国各省合理备用率通常在 13%-15%，因此可用装机容量需高于用电

85、负荷。，因此可用装机容量需高于用电负荷。为了保障电力供应，电力系统可用装机容量要高于用电负荷（可用装机容量=用电负荷（1+合理备用率），因此需要留有部分机组以备急用。根据国家能源局关于发布 2023 年煤电规划建设风险预警的通知政策，因为电网规模、发用电结构不同，各地的合理备用率有所差别，大部分省份合理备用率在 13%-15%。由于可靠电源装机容量下降，在某些时段我国部分区域出现装机出力将低于用电负荷的由于可靠电源装机容量下降，在某些时段我国部分区域出现装机出力将低于用电负荷的情况，造成限电发生。情况，造成限电发生。以今年 7 月为例，7 月全国最高用电负荷达到 12.59 亿千瓦，按照合理备

86、用率 14%计算，当时实际需要装机 14.35 亿千瓦。考虑各类电源特性以及正常检修需求，假设火电、水电、核电、风电和太阳能在极端情况下可用容量比例分别为90%、50%、95%、10%和 0%，我国 7 月可靠装机容量约为 14.66 亿千瓦，与总需求装机接近，电力系统达到紧平衡。而实际运行中，由于物理限制，全国电网并不是完全互联互通、盈缺互济的，必须分省平衡，因此在我国电源分布并不平均的情况下，全国数值的紧平衡就意味着部分地区在极端情况下会缺少电源出力。以 8 月份的四川为例，在极端高温天气影响下，四川本省用电负荷激增而水电出力大幅下降，导致了电网被迫采取限电措施。我们认为由于可靠性电源装机

87、规模难以快速提升，叠加由于高温天气导致四川湖北等地水电站蓄水量明显下降，到今年冬季枯水期来临时，我国部分省份可能会0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20000202021火电水电核电风电光伏82.8%13.3%1.9%1.6%0.4%火电水电核电风电光伏及其他67.4%16.0%4.9%7.8%3.9%火电水电核电风电光伏 行业周报 长城证券 24 请参考最后一页评级说明及重要声明 再度出现有序用电情况。而根据电规总院预测，到 2023 年，我国将有 6 个省份电力供应紧张、17 个省份电力供应偏

88、紧。表表 2：2022 年年 7 月月我国装机出力测算（单位：万千瓦）我国装机出力测算（单位：万千瓦）2022 年年 7 月底装机月底装机 可用容量可用容量 不可用容量不可用容量 可用容量比例可用容量比例 火电 130,937 117,843 13,094 90%水电 40,154 20,077 20,077 50%核电 5,553 5,275 278 95%风电 34,370 3,437 30,933 10%太阳能 34,351 0 34,351 0%合计 245,365 146,633 98,732 60%资料来源：国家发改委，中电联，长城证券研究院 长期看，我国用电需求和负荷伴随经济增长

89、有望持续增加，若长期看，我国用电需求和负荷伴随经济增长有望持续增加，若可靠性电源装机可靠性电源装机建设不足建设不足，限电情况还将频发。限电情况还将频发。若想缓解电力供应紧张的情况，我们认为目前从电源侧看有几条路径：1）增建火电尤其是燃机机组应对高峰用电；2）加大新能源大基地开发力度，通过火水电调节新能源提高可靠电源装机规模；3）超额建设新能源，通过足够多的备用装机容量保障可靠性电源规模（前提为度电成本下降到一定程度）；4）大力发展储能尤其是超长时储能技术。3.2 火电：能源压舱石作用短期难以替代，价值需被重估火电：能源压舱石作用短期难以替代，价值需被重估 3.2.1 短期：短期：能源供应紧张能

90、源供应紧张凸显煤电重要性凸显煤电重要性，火电投资有望再次加火电投资有望再次加速速 过去三个五年计划期内，我国新增火电装机容量持续下降。过去三个五年计划期内，我国新增火电装机容量持续下降。由于电源投资需要超前，而火电仅建设周期就要一年半左右，因此过去 16 年我国火电新增装机规模呈现出明显的周期性，五年计划开始和结束之年通常有较多机组投产。但整体看我国过去三个五年计划周期内，火电新增装机容量是持续下降的，到今年上半年我国火电新增装机仅新增818 万千瓦。由于火电建设积极性下降，在没有足够替代电源的情况下，火电对电力系统提供的托底保障能力减弱。图图 46：我国历年新增火电装机（万千瓦）我国历年新增

91、火电装机（万千瓦）0200040006000800000620072008200920000022H1新增火电装机（万千瓦）五年计划期内平均新增装机（万千瓦）行业周报 长城证券 25 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：WIND、中电联，长城证券研究院 能源供应紧张背景下，我国煤电投资明显加快，今年上半年火电能源供应紧张背景下，我国煤电投资明显加快，今年上半年火电基本建设投资完成额基本建设投资完成额同同比增长比增长 71.8%。2021 年冬季以来，我国多省份陆续发生了限电情况

92、，能源供应的安全性受到挑战。在此背景下，部分政府对于煤电的态度出现了一定的转变，火电的投资建设也再次提速。图图 47：火电电源基本建设投资完成额（累计同比：火电电源基本建设投资完成额（累计同比：%）资料来源：WIND、中电联，长城证券研究院 根据财新网消息，近期国家给各省下达了新增煤电规划建设项目指标，煤电投资大幅增长，广东省 5个煤电项目在 8月获得了核准，新增煤电装机 670万千瓦。表表 3：广东省广东省 8 月核准煤电项目明细月核准煤电项目明细 项目名称项目名称 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）华润电力海丰电厂 11000MW超超临界燃煤发电项目 100 广东国粤韶关综合利用发电扩建

93、项目 70 华能海门电厂 5、6号机组项目（汕头电厂迁建）200 广东粤电大埔电厂二期工程 200 茂名博贺电厂 3、4号 21000MW机组工程 100 合计 670 资料来源：财新网、长城证券研究院 缺电背景下煤缺电背景下煤电电价值价值将将被重新审视，被重新审视，“十四五”期间煤电新增规模有望保持在合理水平“十四五”期间煤电新增规模有望保持在合理水平。今年以来多国出现了严重能源供应紧张情况，政府放松了对煤电的管控。以欧洲为例，受俄乌冲突影响，欧洲电力供应出现短缺，电价大幅上涨，屡创新高。为了缓解电力供应紧张，德国、奥地利、希腊、荷兰、波兰、意大利、法国、英国等多个国家提出重启燃煤发电或推迟

94、退煤进程。对于我国而言，连续两年发生的限电情况固然有煤价高企以及极端干旱天气的影响，但可靠性电源不足的问题同样无法忽视。基于能源安全的重要性和我国富煤缺油少气的资源禀赋，我们认为各级政府对于煤电的态度可能会发生转变，煤电的价值将被重估，“十四五”期间煤电新增规模有望保持在合理水平。而燃机由于其碳排放更低，相对更清洁，有望在未来十年实现快速发展。3.2.2 长期：火电角色发生改变，容量电价出台引导火电回归公用长期：火电角色发生改变，容量电价出台引导火电回归公用事业属性事业属性-60-40-200204060801---

95、----------06 行业周报 长城证券 26 请参考最后一页评级说明及重要声明 火电角色将由火电角色将由主体性电主体性电源逐步转变为辅助能源，机组利用小时数将显著下降。源逐步转变为辅助能源，机组利用小时数将显著下降。降低火电的发电量占比是实现电力系统“双碳”目标，随着风光等新能源装机容量不断上升，火电将由主体性电源向提供可靠容量、调

96、峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型。在此背景下，火电的利用率将会大幅下降，利用小时数可能由此前 4000 多小时下降至 1000-2000小时。图图 48：我国历年我国历年火电利用小时数火电利用小时数 资料来源：WIND、中电联，长城证券研究院 角色改变后火电商业模式也将发生改变，需要角色改变后火电商业模式也将发生改变，需要出台出台容量容量电价电价政策给予火电合理收益。政策给予火电合理收益。由于火电利用小时数大幅下降，沿用目前的商业模式必然将造成巨大的亏损。因此需要出台容量电价/容量成本补偿政策给予火电合理成本，以此保障火电企业的正常经营，维持企业经营及投资（灵活性改造）的积极性

97、，最终实现新型电力系统平稳转型。新商业模式下，火电将会回归公用事业属性，行业将保持长期微利的状态。新商业模式下，火电将会回归公用事业属性，行业将保持长期微利的状态。由于火电未来更多将承担调峰调频等辅助服务职责，其最终价格机制我们认为会是与抽蓄类似的两部制电价，即容量电价收入回收固定成本外加一定的合理收益，电量电价覆盖燃料成本及其它变动成本。在这种模式下火电企业的利润来源将是容量电价提供的固定收益，燃料成本不再影响企业业绩，行业将保持长期微利的状态，回归公用事业的属性。3.3 水电：供需推动电价长期上涨，流域一体化开发转水电：供需推动电价长期上涨，流域一体化开发转型新能源型新能源 3.3.1 电

98、力供应偏紧，电力供应偏紧，西南西南水电大省水电大省电价有望持续电价有望持续温和上涨温和上涨 我国水电投产高峰期已过，未来三年常规水电新增规模预计为我国水电投产高峰期已过，未来三年常规水电新增规模预计为 2250 万千瓦万千瓦左右左右。随着两河口、白鹤滩等主要大型水电机组在近一年内投产，我国目前具备经济性的大型水电站已基本开发完毕。根据中电联数据，截至 2022 年 7 月，我国常规水电规模已经达到35748 万千瓦。而根据“十四五现代能源体系规划”，到 2025 年我国常规水电容量将达到 3.8 亿千瓦，这意味着未来三年我国新增常规水电规模仅为 2252万千瓦。4,448 2,057-500-

99、400-300-30001,0002,0003,0004,0005,0006,000火电利用小时数同比绝对值变化 行业周报 长城证券 27 请参考最后一页评级说明及重要声明 图图 49：我国历年我国历年水电装机规模（万千瓦）水电装机规模（万千瓦）资料来源：WIND，长城证券研究院 随着水电机组陆续投产，西南水电大省电力供需随着水电机组陆续投产，西南水电大省电力供需将将由此绝对宽松逐渐走向由此绝对宽松逐渐走向平衡乃至紧张平衡乃至紧张。前截至 2022 年 7 月，我国全国水电 6000 千瓦及以上电厂装机量为 35748 万千瓦，占全国总装机容量的 16%，水电装机量

100、排名前两名的省份分别是四川省 8865 万千瓦、云南省 6640 万千瓦，分别占本省总装机的 77.7%、72.5%。由于水电资源丰富，两省长期作为电力外送省将富裕电量外送至东部经济发达省份。然而随着省内优质水电资源基本开发完毕，发电量增速出现下滑，同时由于高耗能产业逐步向西部地区，用电量保持了较快增长，因此省内电力供需逐渐由此前绝对宽松逐步走向平衡，在部分时间段甚至出现了电力供应紧张的情况。长期看，由于两省未来主要增量装机为新能源，而用电量增长有望维持较高水平，我们认为两省的电力供需结构将逐渐走向紧张。图图 50：两两省省历年发电量增速历年发电量增速 图图 51：两省历年两省历年发用电量差值

101、（亿千瓦时）发用电量差值（亿千瓦时）资料来源：WIND，长城证券研究院 资料来源：WIND，长城证券研究院 电力供需紧张将对电价形成支撑，我们认为西南水电大省水电市场电价将进入长期温和电力供需紧张将对电价形成支撑，我们认为西南水电大省水电市场电价将进入长期温和上涨。上涨。“十三五”期间由于云南和四川电力供需宽松，在 2016 年新一轮电改开始逐步实施后，两省市场电价较此前标杆电价都出现了显著下降。近年以来，随着电力供需逐渐由宽松走向平衡，两省市场电价呈现出稳步上涨趋势。根据四川电力市场运营报告，2 021 年四川水电常规直购成交均价分别为 0.26 元/千瓦时，同比上涨 4%。根据昆明电力交易

102、中心数据，2021 年云南市场电价加权成交电价为 0.21 元/千瓦时，同比增长 8.7%。2022 年 6-8 月，云南受夏季高温天气及省内电力供需紧平衡因素影响（按月度西电东送“网对网”计划分配电量在全省发电量的比重较大），电价分别同比上涨 14.5%、20.2%、39,092 39,999 0500000002500030000350004000045000水电装机容量（万千瓦）行业周报 长城证券 28 请参考最后一页评级说明及重要声明 22.0%，有较大增幅。由于川云两省电力供需将逐渐走向紧张，对电价将形成较成的支撑，我们认为两省省内的市场电价将会进入一个温和上涨

103、周期。图图 52：四川省四川省 2019 年到年到 2021 年水电市场化交易量价统计图年水电市场化交易量价统计图 资料来源：四川电力市场运营报告，长城证券研究院 图图 53：云南省云南省 2022 年到年到 2022 年年 8 月水电市场化交易量价统计图月水电市场化交易量价统计图 资料来源：云南电力交易月报，长城证券研究院 3.3.2 双碳背景下，水风光一体化双碳背景下，水风光一体化转型新能源将成为新增长点转型新能源将成为新增长点 2022 年 3 月，国家能源局综合司发布关于开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作有关事项的通知（以下简称“通知”），“通知”旨在充分利用具有灵活调节能力

104、的水电和火电资源，在合理范围内配套建设一定规模的以风电和光伏为主的新能源发电项目，建设可再生能源一体化综合开发基地，实现一体化资源配置、规划建设、调度运行和消纳，提高可再生能源综合开发经济性和通道利用率。水风光一体化以大型水电基地为基础，配套建设风光电源，利用水电站的调节能力和已水风光一体化以大型水电基地为基础，配套建设风光电源，利用水电站的调节能力和已有送出线路，将三种电有送出线路，将三种电源源的的电力打捆外送。电力打捆外送。具有日调节及以上能力的大型水电站是一体化的核心，水电站通过调节自身蓄水和发电的节奏，配合风光电源出力，实现整体的出力平稳，满足系统的出力需求，同时也可以增加全电源组的发

105、电量（相较于独立风光项目）。00.050.10.150.20.250.30.3502040608001-4月5月6月7月8月9月10月11月12月元/千瓦时亿千瓦时2021年成交电量2020年成交电量2019年成交电量2021年成交电价2020年成交电价2019年成交电价00.050.10.150.20.250.302040608001801月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月元/千瓦时亿千瓦时2022年成交电量2021年成交电量2020年成交电量2022年成交电价2021年成交电价2020年成交电价 行业周报 长城证券 29 请参考

106、最后一页评级说明及重要声明 表表 4：规划主要涉及流域（包括但不限于）规划主要涉及流域（包括但不限于）流域流域 水系水系 长江流域 长江干流、金沙江、大渡河、雅砻江、乌江、嘉陵江、汉江、清江、岷江、沱江、洞庭湖水系（湘江、沅水、资水、澧水）、鄱阳湖水系（赣江、抚河、信江、饶河、修水）等 黄河流域 黄河上游、中游干流河段 珠江流域 西江干流南盘江、红水河-黔江-浔江以及支流北盘江、郁江、柳江等 东北诸河 松花江（含支流牡丹江）等 东南沿海诸河 钱塘江、闽江等 西南主要河流 西北主要河流 资料来源：国家能源局，长城证券研究院 今年 6 月，“十四五”可再生能源规划出台，本次规划对于水电及水风光一体

107、化提出三个发展方向并提出建设两个水风光一体化大基地：科学有序推进大型水电基地建设。科学有序推进大型水电基地建设。推进前期工作，实施雅鲁藏布江下游水电开发。做好金沙江中上游等主要河流战略性工程和控制性水库的勘测设计工作。积极推动金沙江岗托、奔子栏、龙盘，雅砻江牙根二级，大渡河丹巴等水电站前期工作。推进金沙江拉哇、大渡河双江口等水电站建设；重点开工建设金沙江旭龙、雅砻江孟底沟、黄河羊曲等水电站。落实网源衔接，推进白鹤滩送电江苏、浙江输电通道建成投产，推进金沙江上游送电湖北等水电基地外送输电通道开工建设。加强四川等地的电网网架结构，提升丰水期通道输电能力，保障水电丰水期送出。积极推进大型水电站优化升

108、级，发挥水电调节潜力。积极推进大型水电站优化升级，发挥水电调节潜力。充分发挥水电既有调峰潜力，在保护生态的前提下，进一步提升水电灵活调节能力，支撑风电和光伏发电大规模开发。在中东部及西部地区，适应新能源的大规模发展，对已建、在建水电机组进行增容改造。科学推进金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、红水河、黄河上游等主要水电基地扩机。依托西南水电基地统筹推进水风光综合基地开发建设。依托西南水电基地统筹推进水风光综合基地开发建设。做好主要流域周边风能、太阳能资源勘查，依托已建成水电、“十四五”期间新投产水电调节能力和水电外送通道，推进“十四五”期间水风光综合基地统筹开发。针对前期和规划水电项目，按照建设水风

109、光综合基地为导向，统筹进行水风光综合开发前期工作。统筹水电和新能源开发时序，做好风电和光伏发电开发及电网接入，明确风电和光伏发电消纳市场，完善水风光综合基地的资源开发、市场交易和调度运行机制，推进川滇黔桂、藏东南水风光综合基地开发建设。表表 5：“十四五”可再生能源规划中水风光一体化大基地“十四五”可再生能源规划中水风光一体化大基地 水风光一体化基地水风光一体化基地 基地发展方针基地发展方针 川滇黔桂水风光综合基地 依托水电调节能力及外送通道，重点推进金沙江上游川藏段（四川侧）和川滇段、金沙江中下游、大渡河、雅砻江、乌江、红水河等水风光基地综合开发。藏东南水风光综合基地“十四五”期间，重点推进

110、金沙江上游川藏段（西藏侧）、雅鲁藏布江下游等水风光基地综合开发。中长期依托西藏地区水电大规模开发，持续推进西藏主要流域水风光综合基地规划论证和统筹建设。资料来源：国家发改委、长城证券研究院 一体化优势叠加优质现金流，水电企业转型新能源动力十足。一体化优势叠加优质现金流，水电企业转型新能源动力十足。由于水风光一体化可以提升风光电源的电能质量，帮助消纳，我们认为从政府层面看一体化项目的优先级会高于 行业周报 长城证券 30 请参考最后一页评级说明及重要声明 独立集中式风光项目，水电企业可以更容易拿到水电站周边的新能源资源。同时由于水电企业自身现金流良好，其开发新能源的能力目前也要明显优于火电和纯新

111、能源运营商。我们认为水电企业在有充足的动力和能力情况下，有望快速转型新能源，为企业带来新的业绩增长点。3.4 核电：双碳背景下最佳基荷能源核电：双碳背景下最佳基荷能源，行业有望实现长行业有望实现长期稳健增长期稳健增长 核能发电的特点是高效、可靠、清洁。根据欧洲核能协会的统计数据，1kg 标准煤、矿物油、铀的发电能力分别为 8 千瓦时、12 千瓦时、24000 千瓦时。核电受自然环境的影响较小，成本端受燃料价格波动影响也较小，供电稳定，可以承担电网基荷能源的角色。核能发电几乎不排放二氧化碳、氮氧化物，在减排温室气体、减少空气污染方面有重要价值。据核能行业协会数据，当前核能发电规模相较于燃煤发电，

112、每年可减少耗煤量超1 亿吨、减排二氧化碳近 3亿吨。图图 54：核能发电的低碳环保价值核能发电的低碳环保价值 资料来源：核能行业协会，长城证券研究院 截至 2022年 6月，我国在运核电机组 54 台，在建核电机组 23 台，在运在建核电机组数为全球第二。根据“十四五”现代能源体系规划，到 2025 年我国核电运行装机容量达到 7000 万千瓦左右，因此预计未来四年我国还将有 1500 万千瓦左右的核电机组投产。根据今年 8 月第二十九届国际核工程大会内容，预计在 2022 到 2025 年间，我国将进一步加快扩大装机规模，保持每年 6到 8 台核电机组的核准开工节奏。图图 55：核电装机容量

113、预测核电装机容量预测 行业周报 长城证券 31 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：WIND，长城证券研究院 2021 年我国核电发电量 4075 亿千瓦时，占总发电量比例仅为 4.9%，核电占比与法国、美国等发达国家相比差距较大，也远低于世界平均水平（约 10%）。除了减排温室气体、减少空气污染的价值，从国家能源安全和能源结构优化的角度来看，核电也具有重要的战略意义。当前我国核电份额较低，未来发展空间广阔。图图 56：我国核电发电量及占比我国核电发电量及占比 资料来源：核能行业协会，长城证券研究院 今年发布的“十四五规划”今年发布的“十四五规划”为核电发展定下了基调：为核电发展定下了

114、基调：积极安全有序发展核电。积极安全有序发展核电。规划中提到在确保安全的前提下，积极有序推动沿海核电项目建设，保持平稳建设节奏，合理布局新增沿海核电项目。开展核能综合利用示范，积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，推动核能在清洁供暖、工业供热、海水淡化等领域的综合利用。“十四五”规划除了对核电发展技术路线进行定调，也预示着核能应用将越加多元化。“十四五”规划除了对核电发展技术路线进行定调，也预示着核能应用将越加多元化。与耗资不菲、建造周期漫长的传统大型核电站相比，小型模块化核反应堆意味着更低的造价、更易于建造安装、建造周期更短，也更安全灵活。小型堆能够满足中小型

115、电网的供电、城市供热、工业供汽和海水淡化等各种领域应用的需求，近年来美国、俄罗斯、法国、英国、中国等都在积极推进部署。海上浮动式核动力平台、核动力破冰船都是小堆技术的应用方向。核能清洁供热也是颇有潜力的发展方向。核能清洁供热也是颇有潜力的发展方向。2019 年，山东海阳核能供热项目一期工程第一阶段正式投用，首开国内核能商业供热先河；二期工程将于 2021 年投产；按照规划未01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,00020000202021 2025E核电装机容量（万千瓦）1.9%2.0%2.

116、1%2.4%3.0%3.6%3.9%4.2%4.8%4.8%4.9%0%1%2%3%4%5%6%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021核电发电量（亿千瓦时）占比 行业周报 长城证券 32 请参考最后一页评级说明及重要声明 来有望实现整个海阳市乃至胶东半岛的核能清洁供暖。核能供热的初始建设投资高于传统燃煤锅炉，但运行成本远低于传统锅炉，且使用寿命可达 60-80 年，是传统锅炉的 3-4 倍，所以全寿期来看仍具有较好的经济效益。图图 57：

117、核能供热原理图核能供热原理图 资料来源：山东核电，长城证券研究院 双碳目标下核电成为最佳基荷能源选择，行业有望实现长期稳健增长。双碳目标下核电成为最佳基荷能源选择，行业有望实现长期稳健增长。为了实现双碳目标，火电将逐渐转变为辅助电源，而风光电源由于自身特性，难以完全承担主力电源职责。在这种背景下，清洁、出力稳定且利用小时数极高的核电成为了最佳的基荷能源选择，核电发电量占比具有较大提升空间。与此同时，大型核电项目的高投资、长周期、长产业链对稳增长的作用以及欧洲主要国家对核电态度的转变都有利于行业未来的发展。我们认为未来 10-15 年高度国产化的核电行业将迎来发展良机，行业有望实现长期稳健增长。

118、3.5 新能源：新能源：量增价减或成为未来行业发展主旋律量增价减或成为未来行业发展主旋律 3.5.1 双碳背景下新能源装机规模有望迅速扩大，弃风弃光率或再双碳背景下新能源装机规模有望迅速扩大，弃风弃光率或再次提升次提升 为了实现“双碳”战略，今年以来政府针对最重要的能源领域先后出台“十四五”现代能源体系规划和“十四五”可再生能源发展规划，其中可再生能源规划中提出了多个目标：可再生能源总量目标。可再生能源总量目标。2025 年，可再生能源消费总量达到 10 亿吨标准煤左右（较2020 年底增加 3.2 亿吨）。“十四五”期间，可再生能源在一次能源消费增量中占比超过 50%。可再生能源发电目标。可

119、再生能源发电目标。2025 年，可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右（较2020 年底增加 1.08 万亿千瓦时）。“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。行业周报 长城证券 33 请参考最后一页评级说明及重要声明 可再生能源电力消纳目标。可再生能源电力消纳目标。2025 年，全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到 33%左右，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到 18%左右，可再生能源利用率保持在合理水平。可再生能源非电利用目标。可再生能源非电利用目标。2025 年，地热能供暖、生物质供热、生物质燃料、太阳能热利用等非

120、电利用规模达到 6000 万吨标准煤以上。规划虽然未给予明确的装机规划目标，但通过可再生能源消纳占比目标我们可以大致测算出对应的风光装机增长量。假设 2025 年我国非水可再生能源消纳权重达到 20%，风光电源合计新增装机较 2021 年底将增加 4.5 亿千瓦。图图 58：我国未来四年用电量预测（单位：亿千瓦时）我国未来四年用电量预测（单位：亿千瓦时）资料来源：国家能源局，长城证券研究院 表表 6：根据非水可再生能源消纳权重对风光新增装机的测算根据非水可再生能源消纳权重对风光新增装机的测算 非水消纳权重非水消纳权重 非水可再生能源非水可再生能源 其他其他 光伏光伏 风电风电 风光合计风光合计

121、 2025年发电量（亿千瓦时）(线损率 4.5%）18%18595 2500 6438 9657 16095 20%20661 2500 7264 10896 18161 22%22727 2500 8091 12136 20227 利用小时数 1280 2200 -2025年装机（亿千瓦）18%-5.0 4.4 9.4 20%-5.7 5.0 10.6 22%-6.3 5.5 11.8 2021年装机（亿千瓦）3.07 3.28 6.4 新增装机（亿千瓦）18%-2.0 1.3 3.3 20%-2.6 1.9 4.5 22%-3.3 2.4 5.7 年均新增装机（亿千瓦）18%-0.49 0

122、.33 0.82 20%-0.65 0.47 1.12 22%-0.81 0.61 1.42 资料来源：国家能源局、国家统计局，长城证券研究院 随着两项全国性的“十四五”能源规划出台，各省市也根据各自情况陆续出台了本省的“十四五”能源规划。根据目前已出台的规划，各省份“十四五”新能源规划合计装机容量已经达到了 7.64 亿千瓦，远超行业预期水平。行业周报 长城证券 34 请参考最后一页评级说明及重要声明 表表 7：根据非水可再生能源消纳权重对风光新增装机的测算根据非水可再生能源消纳权重对风光新增装机的测算 风电 光伏 陆上 海上 集中式 分布式 福建 410 300 山东 700 3400 安

123、徽 330 1430 浙江 455 1245 江西 200 1600 江苏 1253 1816 河北 2026 3210 山西 1026 3691 内蒙古 5115 3262 吉林 1623 462 辽宁 2319 黑龙江 1000 550 陕西 4500 甘肃 2480 3200 宁夏 2426 新疆 4900 青海 807 3000 湖南 531 909 湖北 1500 500 河南 2000 广东 300 1700 2000 广西 1500 300 1000 300 贵州 500 2043 云南 2590 合计 76409 资料来源：各地方政府网站，长城证券研究院 随着风光装机快速增长，

124、今年上半年多地弃风弃光率再次提升。随着风光装机快速增长，今年上半年多地弃风弃光率再次提升。由于风光电源规模快速扩大，可调节电源装机占比明显下降，导致电力系统消纳新能源的能力出现下降。以风电为例，今年上半年风电弃风率明显上升的吉林、黑龙江、湖南、甘肃和陕西五省上半年风电装机同比分别增长了 48.6%、19.5%、15.1%、33.3%和 23.8%，装机快速增长是其弃风率抬升的主要原因。表表 8：风光电源消纳情况风光电源消纳情况 地区 2022 相比 2021 年下降 风电利用率 光伏利用率 风电利用率 光伏利用率 6 月 1-6 月 6 月 1-6 月 6 月 1-6 月 6 月 1-6 月

125、全国 97.0%95.8%98.6%97.7%-0.8%-0.6%-0.2%-0.2%北京 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.1%0.0%0.0%天津 100.0%99.8%100.0%99.9%0.0%-0.2%0.0%0.1%河北 97.6%95.5%99.3%97.2%0.1%0.5%0.2%-0.3%山西 99.7%97.3%99.9%99.1%1.1%0.7%0.0%0.7%山东 99.5%96.9%100.0%97.3%-0.2%-1.3%0.2%-1.5%蒙西 94.9%88.8%97.9%96.4%-1.5%-0.7%-0.4%-0.2%行业周报 长城

126、证券 35 请参考最后一页评级说明及重要声明 蒙东 85.9%88.7%99.2%98.3%-12.1%-8.2%-0.7%-0.9%辽宁 99.4%98.1%99.7%99.1%-0.6%0.4%-0.3%-0.4%吉林 95.6%92.8%99.2%97.6%-2.7%-3.5%-0.4%-0.8%黑龙江 100.0%96.4%100.0%98.0%0.0%-2.4%0.0%-1.8%上海 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%江苏 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%浙江 100.0%100.0%100

127、.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%安徽 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%福建 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%江西 99.8%99.9%100.0%100.0%-0.2%-0.1%0.0%0.0%河南 100.0%97.8%100.0%99.3%0.0%-1.4%0.0%-0.7%湖北 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%湖南 89.6%95.2%100.0%100.0%-9.3%-2.8%0.0%0.0%重庆 100.0%100.0%10

128、0.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%四川 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%陕西 96.2%94.7%98.4%97.5%-3.1%-2.7%-1.3%-0.4%甘肃 93.2%90.9%98.3%97.5%-3.4%-4.7%-0.9%-1.1%青海 88.8%93.5%84.8%89.1%-3.9%5.3%-4.7%0.8%宁夏 99.0%98.2%98.9%97.7%-0.4%1.2%-0.7%0.2%新疆 94.9%93.8%99.0%98.1%2.6%1.5%0.6%-0.3%西藏 100.0%100.0%87.5%79.

129、6%0.0%0.0%-10.9%-18.8%广东 100.0%99.7%100.0%99.9%0.0%-0.3%0.0%-0.1%广西 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%海南 100.0%100.0%100.0%100.0%0.0%0.0%0.0%0.0%贵州 99.9%99.6%98.9%99.1%0.0%0.0%-1.1%-0.8%云南 99.3%99.9%99.7%99.7%-0.7%0.0%-0.1%-0.1%资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，长城证券研究院 3.5.2 新能源新能源进进电力市场交易大势所趋，电源特性将导致市场电价电力市

130、场交易大势所趋，电源特性将导致市场电价显著承压显著承压 2021 年 5 月，国家发改委、国家能源局日前发布关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知。通知提出，鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如 20 年及以上）差价合约参与电力市场。引导新能源项目 10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。尽快研究建立绿色电力交易市场，推动绿色电力交易。随着电改的持续推进，市场电占比将持续提升，风光能源作为未来的主力电源，其进入市场的电量规模及占比都将迅速提升。表表 9：国家层面推动新能源进入电力市场的部分政策国家层面推动新能源进入

131、电力市场的部分政策 国家层面国家层面 日期 政策名称 主要内容 印发单位 2022.05 北京电力交易中心绿色电力交易实施细则 就国网区域绿电交易的定义、规则、机制等进行了明确。北京电力交易中心 2022.05 国家能源局 2022年深化“放管完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场国家能源局 行业周报 长城证券 36 请参考最后一页评级说明及重要声明 国家层面国家层面 服”改革优化营商环境重点任务分工方案 交易，推动分布式发电参与绿色电力交易 2022.01 促进绿色消费实施方案 鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较

132、强的地区逐步提升绿色电力消费比例。加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。国家发展改革委、工业和信息化部、住房和城乡建设部、商务部、市场监管总局、国管局、中直管理局 资料来源：国家政策文件、长城证券研究院 表表 10：各省层面推动新能源进入电力市场的部分政策各省层面推动新能源进入电力市场的部分政策 各省层面各省层面 日期 政策名称 主要内容 地区 印发单位 2022.08.22 关于本市 2022年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知 各区政府应积极推进可再生能源电力消纳，支持可再生能源开发利用，鼓励市场化用户积极参与市场化交易，

133、自主认购绿色电力，组织开展市场化用户绿电交易需求调查，推动重点用能单位开展绿电消纳等相关工作。北京 北京市发改委 2022.08.21 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实施意见 意见提出，深化能源体制机制改革。全面深化电力市场化改革，加快培育发展配售电环节独立市场主体，推进中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制，不断提高电力市场化交易比重。推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位，加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。福建 福建省人民政府 2022.06.10 江苏省促进绿色消费实施方案“到 2025年

134、，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。组织电网企业定期梳理、公布本地绿色电力时段分布，有序引导用户更多消费绿色电力，对消费绿电比例较高用户在实施需求侧管理时优先保障。统筹推动绿色电力、绿证、碳排放权交易，探索建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，鼓励市场主体通过自发自用、电力市场购买、绿证认购可再生能源用电量完成可再生能源消纳责任权重，探索在碳排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减。江苏 江苏省发展改革委、省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅、省商务厅、省市场监管局、省机关事务管理局 资料来源：各省政策文件、长城证券研究院 风光电源特性使其电能质量较差，风光电源特性使其

135、电能质量较差，在电力市场中将处于劣势，在电力市场中将处于劣势，且且电源电源容易出现自食效应。容易出现自食效应。风光电源出力不稳定，波动性大的特点使其提供的电能质量较差，难以与传统能源同台竞技。并且由于同一区域的电源出力曲线基本相同无法调节，当风光电源规模快速提升后，当地电力出力曲线与风光电源出力拟合度持续提升。若此出力曲线与当地用电曲线匹配较差的话，将出现项目高出力期电力供需宽松进而导致电价显著下滑。在没有其它辅助电源调节情况下，区域风光电源（尤其是光伏）将会进入建的越多，价格越低的困境，产生自食效应。大部分风光机组出力曲线与分时电价曲线拟合度不高，将影响其参与市场化的收益大部分风光机组出力曲

136、线与分时电价曲线拟合度不高，将影响其参与市场化的收益。由于各地实际用电需求差异，各地峰谷电价时间段并不一致，但大致时间段接近。整体看，尖峰电价多在上午 11 点至 12 点和下午 4点至 8点，高峰电价多出现在上午 9 点至 12点和下午 3 点至 10 点，低谷电价多出现在下午 11 点至次日 7 点，其余时间段为平价电价。根据论文光伏出力特性指标体系和分类典型曲线研究（作者：王建学、张耀、万筱钟），我国光伏项目出力的季节性明显，整体出力水平由大到小分别为夏季、春秋季和冬季。而每日的出力曲线与日照时间和强度相关，通常从早 7 点到晚 7 点，整体呈现“半包洛”形状，上午 10 点到下午 4

137、点是高出力期，中午时间达到峰值（不同地区及季节天气略有差异）。而对于风电而言，不同区域项目的出力曲线差别较大，整体看冬 行业周报 长城证券 37 请参考最后一页评级说明及重要声明 季多为高发季节，日特性呈现夜间出力大，白天出力小的特点。通过对比我们可以发现，风光项目的日出力曲线与分时电价曲线拟合度不高，光伏项目的高发时段有大量时间只能对应平段电价，风电项目则有大量高发时间对应低谷电价。2021年 11 月，国家能源局印发2021 年电力中长期合同签订工作的通知，明确提出将推动长协分时段签约。随着电改持续推进，电力市场将越发成熟，长协合约中带分时电价曲线的比例将持续提高，且执行力度也会逐渐增强。

138、在此背景下，风光项目在实现自身日调节前都将市场化竞争中处于不利地位，部分风光项目可能由于与当地分时电价拟合度较差而显著影响收益（例如吉林上午 11 点 30至下午 3 点 30均为平段电价，与光伏主要出力时间重合）。图图 59：我我国国 9 省份分时电价走势曲线与典型光伏项目出力曲线比较图省份分时电价走势曲线与典型光伏项目出力曲线比较图 资料来源：政府官方网站，光伏出力特性指标体系和分类典型曲线研究，长城证券研究院 分时电价曲线选取了广东、浙江、江苏、山东、辽宁、云南、湖南、甘肃、宁夏9省市实施尖峰电价时间的分时电价数据拟合而成，峰谷价格比依照国际发改委政策取值1.6:1:0.4，尖峰电价上浮

139、20%。风电出力曲线由于地理位置原因差别较大，未做图示，但整体有“夜间大出力，白天出力小”的特点 表表 11：我国各省份分时电价政策我国各省份分时电价政策 区域区域 季节划分季节划分 尖峰尖峰 高峰高峰 平段平段 低谷低谷 峰平谷比峰平谷比 北京北京 天天 津津 1、12 月：11:00-12:00，18:00-19:00；7、8 月：11:00-12:00，16:00-17:00 为尖峰时段。11:00-12:00，18:00-19:00(1、12 月）、11:00-12:00，16:00-17:00（7、8 月）9:00-12:00，16:00-21:00 7:00-9:00，12:00-

140、16:00，21:00-23:00 23:00-7:00 1.5:1:0.46 7、8 月 14:00-16:00 9:00-12:00，14:00-19:00 7:00-9:00，12:00-14:00，19:00-23:00 23:00-7:00 剩余月份 无 9:00-12:00，14:00-19:00 7:00-9:00，12:00-14:00，19:00-23:00 23:00-7:00 河北电网河北电网 夏季（6、7、8月）11:00-12:00、16:00-17:00 12:00-16:00、17:00-18:00 8:00-11:00、18:00-21:00、22:00-24:

141、00 00:00-8:00 1.5:1:0.5 冬季（12 月-次年1-2 月）17:00-19:00 9:00-12:00、19:00-22:00 7:00-9:00、12:00-17:00、22:00-23:00 00:00-7:00、23:00-24:00 其他季节（3-5月、9-11 月）9:00-12:00、15:00-20:00 8:00-9:00、12:00-15:00、20:00-24:00 00:00-8:00 冀北电网冀北电网 夏季（6、7、8月）10:00-11:00、17:00-18:00、20:00-21:00 11:00-12:00、14:00-17:00、19:0

142、0-20:00 7:00-10:00、12:00-14:00、18:00-19:00、21:00-23:00 00:00-7:00、23:00-24:00 冬季（11-12 月及次年 1 月）17:00-19:00 8:00-9:00、10:00-11:00、7:00-8:00、9:00-10:00、11:00-14:00、20:00-00:00-7:00、050030035040000.511.522.533.544.50:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:001

143、7:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00分时电价价格走势曲线典型光伏项目出力曲线（功率/MW）行业周报 长城证券 38 请参考最后一页评级说明及重要声明 14:00-17:00、19:00-20:00 23:00 23:00-24:00 其他季节（2-5月、9-10 月）9:00-12:00、15:00-18:00、19:00-21:00 7:00-9:00、12:00-15:00、18:00-19:00、21:00-23:00 00:00-7:00、23:00-24:00 山山 西西 夏季（7 月、8月）、冬季（12月、1 月）18：00-20：00 08:00-

144、11:00、17:00-23:00 07:00-08:00、13:00-17:00、23:00-24:00 00:00-07:00、11:00-13:00 1.6:1:0.45 蒙西蒙西 大风季（1-5 月、9-12 月）无 17:00-21:00 4:00-10:00、15:00-17:00、21:00-24:00 0:00-4:00、10:00-15:00 1.48:1:0.79 小风季（6-8 月）18:00-20:00 5:00-7:00、17:00-21:00 7:00-10:00、15:00-17:00、21:00-次日 5:00 10:00-15:00 1.48:1:0.47 蒙

145、东蒙东 每年 6-8 月实施尖峰电价 18:0020:00 7:3011:30、17:0021:00 11:3017:00、21:0022:00、5:007:30 22:005:00 1.510.5 辽宁辽宁 17:00-19:00 7:30-11:30、17:00-21:00 5:00-7:30、11:30-17:00、21:00-22：00 22:00-5:00 吉吉 林林 每年 1-2 月、7-8月、11-12 月 16:00-18:00 9:00-11:30、15:30-21:00 6:00-9:00、11:30-15:30、21:00-23:00 23:00-6:00 黑龙江黑龙江

146、7 月至 9 月、11 月至次年 1 月 16:30-18:30 6:00-7:00、9:00-11:30、15:30-20:00 5:30-6:00、7:00-9:00、11:30-15:30、20:00-22:30 22:30-5:30 1.510.5 上海上海 江江 苏苏 对 315 千伏安及以上的大工业用电实施夏、冬两季尖峰电价 8:00-11:00、17:00-22:00 11:00-17:00、22:00-24:00 0:00-8:00 浙江浙江 夏季 7、8 月份及冬季 1、12 月份的13:00-15:00 由高峰时段调整为尖峰时段，执行尖峰电价。19：00-21：00 8:0

147、0-11:00、13:00-19:00、21:00-22:00 无 11:00-13:00、22:00-8:00 安安 徽徽 在日最低气温-5或日最高气温36时 9:00-12:00、17：00-22：00 8:00-9:00、12:00-17:00、22:00-23:00 23:00-8:00 季节性高峰电价（1 月、7 月、8月、9 月、12月)。这 5 个月上浮 81.3%，其他月份高峰电价上浮71%9:00-12:00、17：00-22：00 8:00-9:00、12:00-17:00、22:00-23:00 23:00-8:00 1.813:1:0.412 福建福建 8:30-11:

148、30，14:30-17:30，19:00-21:00 7:00-8:30,11:30-14:30,17:30-19:00,21:00-23:00 23:00-7:00 1.2:1:0.75 江江 西西 冬季（1 月，12月）17:00-19:00 9:00-12:00、19:00-20:00 6:00-9:00、12:00-17:00、20:00-24:00 00:00-06:00 1.6：1：0.4 夏季（7-9 月）20:00-22:00 16:00-20:00 6:00-16:00、22:00-24:00 00:00-06:00 其他季节（2-6、10-11 月）无 16:00-22:0

149、0 6:00-16:00、22:00-24:00 00:00-06:00 山东山东 冬季（1 月、12月）10:00-11:00,16:00-20:00 09:00-11:00,15:00-22:00 7:00-9:00、11:00-12:00、14:00-15:00、22:00-00:00 00:00-7:00,12:00-14:00 1.5:1:0.5 夏季（6-8 月）10:00-11:00,19:00-21:00 09:00-11:00,15:00-22:00 7:00-9:00、11:00-12:00、14:00-15:00、22:00-00:00 00:00-7:00,12:00-

150、14:00 春秋季（2-5 月、9-11 月）无 09:00-11:00，15:00-22:00 7:00-9:00、11:00-12:00、14:00-15:00、22:00-00:00 00:00-7:00,12:00-14:00 08:00-22:00,采暖期 8:00-20:00 22:00-08:00,采暖期 08:00-20:00 河河 南南 12 月 19:00-20:00 10:00-14:00、17:00-21:00 07:00-10:00、14:00-17:00、21:00-23:00 23:00-07:00 1.64:1:0.41 78 月 12:00-14:00、19：

151、00-20：00 10:00-14:00、17:00-21:00 07:00-10:00、14:00-17:00、21:00-23:00 23:00-07:00 每年 12 月和78 月：行业周报 长城证券 39 请参考最后一页评级说明及重要声明 1.74:1:0.5 湖北湖北 20:00-22:00 9:00-15:00 07:00-9:00,15:00-20:00，20:00-22:00 23:00-07:00 1.8:1.49:1:0.48 湖湖 南南 1 月、7 月、8 月、9 月、12 月 18:00-22:00 11:00-14:00、18:00-23:00 7:00-11:00、

152、14:00-18:00 23:00-7:00 1.6:1:0.4 广广 东东 7 月、8 月和 9月，以及最高气温达到 35及以上的高温天 11:00-12:00、15:00-17:00 10:00-12:00、14:00-19:00 8:00-10:00、12:00-14:00、19:00-24:00 00:00-8:00 1.7:1:0.38 广广 西西 7 月、8 月、9 月、12 月 11:00-12:00、17:00-18:00 10:00-12:00、16:00-22:00 7:00-10:00、12:00-16:00、22:00-23:00 23:00-24:00、00:00-7

153、:00 1.5:1:0.5 7 月、8 月、9 月、12 月 11:00-12:00、17:00-18:00 10:00-16:00 6:00-16:00、16:00-24:00 00:00-6:00 1.5:1:0.5 海海 南南 5 月、6 月、7 月 20：00-22：00 10:00-12:00；16:00-22:00 07:00-10:00；12:00-16:00；22:00-23:00 23:00-07:00 1.70:1:0.4 重重 庆庆 1 月、7 月、8 月、12 月 12001400 1100-1700、2000-2200 0800-1100、1700-2000、2200

154、-2400 00000800 四四 川川 夏季 7 月 26 日-8月 25 日 15:00-17:00 11:00-12:00、14:00-21:00 7:00-11:00、12:00-14:00、21:00-23:00 23:00-7:00 1.6:1:0.4 冬季 12 月 26 日-1月 25 日 19:00-21:00 11:00-12:00、14:00-21:00 7:00-11:00、12:00-14:00、21:00-23:00 23:00-7:00 贵州贵州 9:00-12:00、16:00-21:00 7:00-9:00、12:00-16:00、21:00-23:00 00

155、:00-7:00、23:00-24:00 1.5:1:0.5 云云 南南 1 月、5 月、11月、12 月 10:30-11:30、18:00-19:00 9:00-12:00、18:00-23:00 7:00-9:00、12:00-18:00 00:00-7:00、23:00-24:00 1.5:1:0.5 西藏西藏 陕陕 西西 夏季 7 月-8 月 19:30-21:30 8:00-11:30、18:30-23:00 7:00-8:00、11:30-18.30 23:00-7:00 1.5:1:0.5 冬季 1 月-12 月 18:30-20:30 8:00-11:30、18:30-23:

156、00 7:00-8:00、11:30-18.30 23:00-7:00 甘甘 肃肃 7:00-9:00、17:00-23:00 23:00-00:00、00:00-7:00 9:00-17:00 青青 海海 春季 1 至 3 月、冬季 10 至 12月:8:00-9:00、20:00-21:00 8:00-9:00、20:00-21:00 9:00-12:00，18:00-23:00 8:00-9:00、12:00-18:00、23:00-24:00 0:00-8:00 1.63:1:0.37 8:00-9:00、20:00-21:00 9:00-12:00，18:00-23:00 8:00-

157、9:00、12:00-18:00、23:00-24:00 0:00-8:00 宁宁 夏夏 8:0012:00、18:3022:30 6:30-8:00、12:00-18:30 22:306:30 1.5:1:0.5 新新 疆疆 夏季 7 月份 21:00-23:00、冬季 11、12、1 月份 19:00-21:00 夏季 7 月份 21:00-23:00、冬季 11、12、1 月份 19:00-21:00 8:00-11:00，19:00-24:00 11:00-14:00，16:00-19:00，0:00-2:00 2:00-8:00，14:00-16:00 1.65:1:0.35 资料来

158、源：各级政府网站，长城证券研究院 双碳目标下新能源规模必然会快速扩大，分布式和新能源大基地双碳目标下新能源规模必然会快速扩大，分布式和新能源大基地因为其电价和消纳的优因为其电价和消纳的优势势将成为重要发力点。将成为重要发力点。随着新能源装机规模迅速扩大，新能源的消纳(电量)与市场电价下滑成为行业面临的全新挑战。由于两项指标存在的潜在下降风险，新能源投资主体为了保证项目收益率，会选择在拿到资源后延后开工时间，等待投资成本下降来对冲风险。在此背景下，分布式和新能源大基地项目由于有较好的消纳（分布式有自发自用，大基地打捆外送）和电价，将成为投资主体们的发力重点。3.5.3 分布式：光伏增长主力军分布

159、式：光伏增长主力军，补贴退坡后热情不减，补贴退坡后热情不减 分布式光伏是实现双碳目标的重要途径，2021 年起新增装机占比逐步超过集中式光伏。国家在“十四五”可再生能源发展规划中提出“坚持集中式和分布式开发并举，推 行业周报 长城证券 40 请参考最后一页评级说明及重要声明 动建设一批重大可再生能源基地，大力支持分布式新能源发展”，将分布式光伏的发展地位和重要性提升至与集中式光伏并列，利用两者的不同特性和应用场景，更好地利用太阳能资源。截止至 2021 年，我国光伏累计并网容量达到 30599 万千瓦，2017 到 2021年五年复合装机增速为 19%，其中分布式光伏累计并网容量 10751

160、万千瓦，占累计总容量的 35.1%，2017 到 2021 年五年复合装机增速为 29%。截至 2022 年上半年，我国光伏累计并网容量达到 33520 万千瓦，其中分布式光伏累计并网容量 12678 万千瓦，占累计总容量的 37.8%。图图 60：2015-2022H1 全国光伏累计并网装机容量情况全国光伏累计并网装机容量情况 资料来源：同花顺IFIND，国家能源局，国家统计局，长城证券研究院 2022H1 分布式光伏新增新增装机达到 1965.3 万千瓦，同比高增 156.9%，占光伏新增装机比达到了 63.6%。根据 2015 年至 2021 年新增光伏装机容量情况，分布式光伏装机量占比

161、在 2020年后快速提升，2020年、2021 年、2022 年 H1占比分别为 31.6%、53.4%、63.6%。2021 年新增光伏装机共 5488 万千瓦，分布式和集中式分别占比为 53.4%、46.6%，是分布式光伏新增装机首次超过集中式光伏新增装机的年份。图图 61：2015-2022Q1 全国光伏新增并网装机容量情况全国光伏新增并网装机容量情况 资料来源：同花顺IFIND，国家能源局，国家统计局，长城证券研究院 9.2%12.3%36.6%47.4%40.5%31.6%53.4%63.6%0%10%20%30%40%50%60%70%004000500060

162、00全国分布式光伏新增并网容量（万千瓦）全国光伏新增并网容量（万千瓦）分布式占比 行业周报 长城证券 41 请参考最后一页评级说明及重要声明 2022 年上半年，全国新增分布式光伏装机 19.65GW，受地方政策引导和补贴激励等因素影响，新增工商业分布式光伏新增装机容量为 10.74GW，户用分布式光伏新增装机8.91GW。其中，浙江省新增 138.5万千瓦，江苏新增 106.7万千瓦；图图 62：工商业与户用分布式光伏装机量工商业与户用分布式光伏装机量 图图 63：分省份分布式光伏装机量分省份分布式光伏装机量 资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，长城证券研究院 资料来源：全国新能源消纳监测

163、预警中心，长城证券研究院 自分布式光伏发展之初，国家为支持发展提出补贴，随着光伏降本及装机量大幅增加，新能源电价逐步走向市场化，工商业及户用分布式光伏经过 5 次补贴退坡，分别于 2020年及 2021 年结束国家级补贴，目前依旧有区域和省级补贴。表表 12：户用、工商业分布式光伏补贴户用、工商业分布式光伏补贴 5 次调价次调价 文件编号文件编号 上网电价上网电价 执行时间执行时间 发改价格20131638号 分布式光伏电价补贴标准为每千瓦时 0.42元（含税）2013.9.1 发改价格规20172196号 分布式光伏电价补贴调整为每千瓦时 0.37元（含税）2018.1.1 发改能源2018

164、823号 分布式补贴标准调整为每千瓦时 0.32元（含税）2018.5.31 发改价格2019761号 户用分布式光伏调整为每 0.18 元，工商业 0.1 元（含税）2019.7.1 发改价格2020511号 工商业分布式 0.05元，户用分布式 0.08元 2020.6.1 发改价格2021833号 工商业分布式不再补贴，户用分布式 0.03元 2021.8.1 资料来源：国家能源局，长城证券研究院 图图 64：分布式光伏补贴退坡曲线分布式光伏补贴退坡曲线 资料来源：国家能源局，长城证券研究院 10.66 19.40 6.32 13.29 5.759.882.556.36051015202

165、530352021Q32021Q42022Q12022Q2分布式光伏（GW）工商业分布式光伏（GW）户用分布式光伏（GW）112.2171.5268.845.475.5149.612.632.13.6229.1232.3191.700广东江苏浙江河北河南山东工商业分布式光伏装机（万千瓦）户用分布式光伏装机（万千瓦）0.180.080.0300.420.420.420.420.370.320.10.0500.050.10.150.20.250.30.350.40.45户用分布式（元/千瓦时）工商业分布式（元/千瓦时）行业周报 长城证券 42 请参考最后一页评级说明及重要声明

166、 长期看，分布式光伏尤其是工商业分布式在消纳与电价方面较集中式光伏有明显优势，长期看，分布式光伏尤其是工商业分布式在消纳与电价方面较集中式光伏有明显优势，发展前景将更为广阔。发展前景将更为广阔。随着新能源进入电力市场交易的比例不断提升，新能源尤其是光伏市场电价明显承压，多个新能源资源丰富，电力需求相对较小的省份（例如山西），光伏市场电价已经出现了明显折价。而分布式光伏目前自发自用，余电上网的商业模式良好的保障了其电量的消纳和综合电价水平，即使后续余电上网部分需要参与市场交易，仍较集中式光伏电价有较大优势。3.5.4 大基地大基地：集中开发规模快速增长，一体化项目外送保障消纳：集中开发规模快速增

167、长，一体化项目外送保障消纳与电价与电价 新能源大基地新能源大基地依托风光资源和消纳通道建设，是“十四五”新能源建设的重中之重依托风光资源和消纳通道建设，是“十四五”新能源建设的重中之重。由于新能源大基地可以在快速增加新能源装机规模的同时保障装机的可靠性（火水电配合新能源出力），可以有效缓解目前我国的电力供应紧张局面，因此在“十四五”可再生能源规划中被重点提及。根据规划，我国要在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续规模化开发条件的地区，着力提升新能源就地消纳和外送能力，建设新能源大基地。统筹推进陆上风电和光伏发电基地建设，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电太阳能发电基地。

168、大基地依托省级和区域电网消纳能力提升增强就地消纳能力，依托已建跨省区输电通道和火电“点对网”输电通道，重点提升存量输电通道输电能力和新能源电量占比。规则还提出依托“十四五”期间建成投产和开工建设的重点输电通道，按照新增通道中可再生能源电量占比不低于 50%的要求，配套建设风电光伏基地。根据规划，我国将建成七个新能源陆上大基地。表表 13：我国七大陆上新能源基地明细我国七大陆上新能源基地明细 新能源大基地新能源大基地 发展方针发展方针 新疆新能源基地 结合哈密-郑州、准东-皖南特高压通道输电能力提升和哈密-重庆新规划外送通道建设，统筹本地消纳和外送消纳，在北疆以风电为主建设千万千瓦级的新能源基地

169、；在南疆以光伏为主建设千万千瓦级的新能源基地，探索光伏治沙等新发展方式；在东疆风电、光伏发电、光热发电相结合，建设千万千瓦级新能源基地。黄河上游新能源基地 发挥黄河上游水电调节优势，重点在青海海西州、海南州等地区统筹推进光伏发电和风电基地化开发。在甘肃庆阳、白银等地区建设千万千瓦级风电光伏基地。河西走廊新能源基地 依托甘肃省内新能源消纳能力和酒泉-湖南特高压直流输电能力提升，有序推进酒泉风电基地二期后续风电项目建设，重点在河西地区新增布局若干个百万千瓦级的新能源基地。黄河几字弯新能源基地 依托宁夏-浙江、宁东-山东、上海庙-山东、蒙西-天津南、陕北-湖北等跨省跨区输电通道，结合黄河流域生态保护

170、和高质量发展，有序推进配套新能源基地开发建设，推动传统能源基地向综合绿色能源基地转型，形成辐射地域广阔的新能源基地集群。重点在内蒙古西部阿拉善、巴彦淖尔、鄂尔多斯包头，陕西榆林、延安、渭南，山西大同、忻州、朔州、运城，宁夏北部和东部地区布局建设新能源基地。冀北新能源基地 切实提高锡盟-山东、锡盟-泰州、张北-雄安等既有输电通道利用率和新能源电量占比，加快推进张家口可再生能源示范区建设，重点在张家口、承德、乌兰察布、锡盟等地区布局一批百万千瓦级新能源基地。“十四五”期间，重点推进河北地区张家口可再生能源示范区、承德风电基地三期建设推进内蒙古锡盟特高压通道和火电“点对网”通道增配新能源基地建设，继

171、续推进乌兰察布风电基地建设。松辽新能源基地 推进黑龙江大庆可再生能源综合应用示范区建设和哈尔滨、佳木斯等地区新能源基地建设；在吉林结合本地负荷增长、扎鲁特-青州特高压通道外送能力提升等，推动白城、松原、四平新能源基地（陆上风光三峡）开发建设在辽西北铁岭、朝阳、阜新等地区结合工矿废弃土地修复、乡村振兴及光伏治沙开展新能源项目建设；在蒙东地区结合通辽、赤峰本地负荷增长以及扎鲁特-青州输电通道外送能力提升，推动新能源基地建设。行业周报 长城证券 43 请参考最后一页评级说明及重要声明 黄河下游绿色能源廊道 在河南、山东的黄河下游干支流及周边区域，集中规划实施一批风电、光伏发电规模化应用工程。在河南洛

172、阳、新乡、商丘、平顶山等地区重点推进风电开发；在山东滨州、潍坊等鲁北地区利用丰富的盐碱滩涂地等未利用土地资源，推动新能源与储能等融合发展。资料来源：“十四五”可再生能源规划，长城证券研究院 大基地一期大基地一期 9705 万千瓦全部建设动工，二期三期正在有序推进工作中。万千瓦全部建设动工，二期三期正在有序推进工作中。根据近期国家能源局新能源与可再生能源司司长李创军在第二届清华大学“碳中和经济”论坛上的讲话，目前我们第一批以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风光电基地装机规模大概 1 亿千瓦，第一批基地现在已经全部开工建设，第二批的基地项目清单已经印发，正在抓紧开展项目的前期工作，目前正在组织谋划第三

173、批基地项目。表表 14：我国我国第一批新能源大基地明细第一批新能源大基地明细 省份 项目名称 规划装机 2022 年投产容量 2023 年投产容量 内蒙古 蒙西昭沂直流外送 400 万千瓦风光项目 400 240 160 蒙西托克托外送 200 万千瓦风光项目 200 100 100 蒙西库布其 200 万千瓦光伏治沙项目 200 0 200 蒙中乌兰察布 120 万千瓦风电项目 120 60 60 蒙中锡盟特高压外送二期 400 万千瓦风光项目 400 0 400 蒙中锡盟上都外送 200 万千瓦风电项目 200 160 40 蒙东鲁固直流外送 400 万千瓦风电项目 400 200 200

174、 蒙东伊穆直流外送岭东 100 万千瓦风光项目 100 100 0 青海 青豫直流外送二期海南 340 万千瓦风光项目 340 80 260 青豫直流外送二期海西 190 万千瓦风光项目 190 60 130 海南 300 万千瓦光伏项目 300 80 220 海西 160 万千瓦光伏光热项目 160 40 120 海西茫崖 100 万千瓦风电项目 100 40 60 甘肃 河西武威张掖 150 万千瓦光伏治沙项目 150 100 50 河西酒泉 285 万千瓦风光热项目 285 0 285 河西酒泉金塔 100 万千瓦光伏项目 100 80 20 河西酒钢 120 万千瓦风光项目 120 5

175、0 70 陇东阳庆白银 200 万千瓦风光项目 200 100 100 陕西 陕北陕武直流外送一期 600 万千瓦风光项目 600 400 200 陕北锦界府谷外送 300 万千瓦风光项目 300 200 100 关中渭南 350 万千瓦风光项目 350 200 150 宁夏 宁夏银东直流外送 100 万千瓦光伏项目 100 100 0 宁夏灵绍直流外送 200 万千瓦光伏项目 200 100 100 新疆 北疆乌鲁木齐 100 万千瓦风光项目 100 100 0 南疆 140 万千瓦光储项目 140 140 0 兵团南疆 200 万千瓦风光项目 200 100 100 兵团北疆石子河 100

176、 万千瓦光伏项目 100 50 50 辽宁 辽西北阜新 140 万千瓦风光项目 140 45 95 辽西北铁岭 150 万千瓦风光项目 150 50 100 辽西北朝阳 120 万千瓦风光项目 120 40 80 吉林 吉西鲁固直流外送 300 万千瓦风电基地 300 200 100 吉西鲁固直流外送白城 140 万千瓦风光热项目 140 0 140 吉西 290 万千瓦就地消纳风光项目 290 200 90 黑龙江 黑龙江哈尔滨 140 万千瓦风电项目 140 0 140 黑龙江大庆 140 万千瓦风光项目 140 0 140 行业周报 长城证券 44 请参考最后一页评级说明及重要声明 河北

177、 张家口蔚县外送 100 万千瓦风光项目 100 100 0 张家口张北县 100 万千瓦风电项目 100 30 70 承德丰宁风光氢储 100 万千瓦风光项目 100 0 100 山西 山西运城 100 万千瓦风光项目 100 75 25 山西晋中 100 万千瓦风光项目 100 75 25 山东 山东鲁北 200 万千瓦光伏项目 200 0 200 四川 川西 140 万千瓦风光项目 140 80 60 云南 金沙江下游云南侧 270 万千瓦风光项目 270 148 122 贵州 贵州毕节 150 万千瓦光伏项目 150 80 70 贵州黔南 150 万千瓦光伏项目 150 80 70 广

178、西 广西红水河 140 万千瓦光伏项目 140 100 40 广西南宁横州 260 万千瓦风光项目 260 221 39 广西崇左 200 万千瓦风光项目 200 77 123 安徽 安徽阜阳南部 120 万千瓦风光项目 120 40 80 湖南 湖南娄底生态治理 100 万千瓦光伏项目 100 50 50 合计 9705 4571 5134 资料来源：国家能源局、长城证券研究院 大基地项目由于消纳和电价的优势，将成为“十四五”期间最主要的新能源开发方式，大基地项目由于消纳和电价的优势，将成为“十四五”期间最主要的新能源开发方式，对应项目开发商将会收益。对应项目开发商将会收益。根据李司长讲话，

179、“十四五”期间我国将至少有三期大基地项目，以每期一亿千瓦装机估算，通过大基地投产的新能源装机有望占“十四五”总新增装机的一半，成为最主要的开发方式。由于大基地有配套的调峰电源和外送线路，在电价和消纳上较普通集中式项目将有显著优势，项目盈利能力将会更好，对应业主有望兑现出可观的收益。3.6 储能运营储能运营：新型电力系统重要组成部分，进入发展：新型电力系统重要组成部分，进入发展快车道快车道 新型电力系统对新型电力系统对能源系统调节能力能源系统调节能力需求激增需求激增，储能行业进入快速发展期。，储能行业进入快速发展期。能源生产与消费之间总是存在着差异，能源系统需要具备调节能力来消除这些差异。调节能

180、力通常可分为功率调节和能量调节，功率调节能力即全部机组的出力范围，确保实时电力平衡；能量调节能力即所有储能设施存储的总能量，确保长期的能量平衡。为了实现双碳目标，风光等新能源将逐步取代化石能源成为主要的一次能源，而随着可调节化石能源逐步退出，电力可调节资源规模逐步下降，需要引入储能作为新的调节能力来源，以保障电力系统运行的稳定性。并且能源系统对于调节能力的需求将随着新能源渗透率升高而提高，因此储能成为了新型电力系统的重要组成部分。近年来国家已经出台多项政策，鼓励储能行业快速发展，包括抽蓄、新型储能在内的各项储能技术都有望进入快速发展期。图图 65：主流储能技术分类主流储能技术分类 行业周报 长

181、城证券 45 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：派能科技招股说明书，长城证券研究院 目前储能技术应用场景丰富，按应用场景分类可分为电源侧、电网侧以及用户侧，而根据电网净负荷波动的情况，我们可将对调节能力（储能）的需求分为短时（秒级-分钟级）、长时（小时级到数日）以及超长时（周、月、季）。不同应用场景对储能的需求不尽相同，而不同时长的储能所提供的辅助服务也不尽相同。目前来看电源侧和电网侧的应用很多是重合的，而日内小时级的长时需求是储能应用的重点。图图 66：储能储能应用与需求分类应用与需求分类 资料来源：长城证券研究院 我国储能装机中我国储能装机中抽水蓄能仍占绝对份额，新型储能占比逐渐

182、增加。抽水蓄能仍占绝对份额，新型储能占比逐渐增加。截至 2021 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为 46.1GW，同比增长 30%，占全球市场总规模的22%。其中抽水蓄能累计装机规模最大，为 39.8GW，同比增长 25%，但所占比重与去年同比继续下降，减少 3个 pct；增量主要来自新型储能，累计装机规模达到 5729.7MW，同比增长 75%。2021 年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破 10GW，达到了10.5GW，其中，抽水蓄能新增规模 8GW；新型储能新增规模首次突破 2GW，达到2.4GW，同比增长 54%。图图 67：2021 年我国储能装机结构年我国储能装机

183、结构 图图 68：2021 年我国新型储能装机结构年我国新型储能装机结构 行业周报 长城证券 46 请参考最后一页评级说明及重要声明 资料来源：CNESA储能产业研究白皮书2022、长城证券研究院 资料来源：CNESA储能产业研究白皮书2022、长城证券研究院 3.6.1 抽水蓄能：未来十年抽水蓄能：未来十年是行业发展黄金期是行业发展黄金期 抽蓄装机规划明确，抽蓄装机规划明确，且因为且因为需求迫切实际装机量有望超出规划目标值需求迫切实际装机量有望超出规划目标值 抽水蓄能是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

184、水至下水库发电。可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能。抽水蓄能技术成熟、反应速度快、单机容量大、经济性较好等特点，是目前大规模调节抽水蓄能技术成熟、反应速度快、单机容量大、经济性较好等特点，是目前大规模调节能源的首选。能源的首选。抽水蓄能电站可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能。抽水蓄能具有技术成熟、反应快速灵活、单机容量大、经济性较好等优点，是缓解系统调峰压力的最有效手段之一，可以快速稳定系统频率，可以调相运行，可以稳定系统电压，是电力系统事故备用电源，能作为电网黑启动电源，目前是大规模调节能源的首选。图图 69：抽水蓄能工作原理图抽水蓄能工作原理

185、图 资料来源：文山电力公司年报、长城证券研究院 目前我国抽水蓄能装机量较高的地区集中在华南、华东等经济发展较强、用电量较高且水电建设基础较好的的地区；其次是东北、华北、华中等以火电为主要电源的地区；西北地区除青海省水电装机量较高以外，其他地区以火电为主，风光为辅，抽蓄资源基本未开发；西南地区水电资源丰富，包括四川、云南等水电输出大省均未有抽蓄装机量，以大型水电站开发为主。86.3%12.5%1.2%抽水蓄能新型储能熔融盐储热89.7%5.9%3.2%0.9%0.2%0.1%0.1%锂离子电池铅蓄电池压缩空气液流电池超级电容飞轮储能其它 行业周报 长城证券 47 请参考最后一页评级说明及重要声明

186、 根据规划根据规划 2025 年和年和 2030 年我国抽蓄装机规模年我国抽蓄装机规模将将分别达到分别达到 6200 万千瓦和万千瓦和 1.2 亿千瓦亿千瓦，而，而实际装机有望超出规划预期实际装机有望超出规划预期。根据抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）及十四五现代能源体系规划，各地按照能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。到 2025 年，我国抽水蓄能装机规模达到 6200 万千瓦以上，在建装机规模达到 6000 万千瓦左右，到 2030 年，抽蓄规模达到 1.2 亿千瓦左右。我国2021 年底抽蓄规模为 3639 万千瓦，若实现规划目标，则未来

187、4 年和 9 年的装机复合增速分别达到 14.25%和 14.18%。今年 6 月中国电建董事长表示将在 200 个市、县开工建设 200 个以上抽蓄项目，目标开工 2.7 亿千瓦。今年 7 月能源局相关人士表态，“十四五”可核准装机规模 2.7 亿千瓦，总投资达 1.6 万亿元，涉及 28 个省（区、市）和新疆生产建设兵团。如果“十四五”期间 2.7 亿抽蓄抽蓄全部完全核准，根据抽蓄项目建设周期，2.7 亿装机有望在 2030 年前全部投产，届时抽蓄装机将达到 3 亿千瓦。由于电力系统对于辅助电源的巨大需求以及抽蓄产业链对于稳经济的作用，我们认为整个抽蓄行业投资建设进度和最终投产的装机规模将

188、超越规划预期。图图 70：抽水蓄能装机规模预测（万千瓦）抽水蓄能装机规模预测（万千瓦）资料来源：WIND，长城证券研究院 抽蓄价格抽蓄价格商业模式逐渐成熟商业模式逐渐成熟，参与电力市场有望提升盈利能力参与电力市场有望提升盈利能力 新的两部制电价出台叠加电力市场逐渐成熟，抽蓄行业的商业模式开始清晰。新的两部制电价出台叠加电力市场逐渐成熟，抽蓄行业的商业模式开始清晰。2021 年 4月，国家发改委印发关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（633 号文）。633号文的出台完善了抽水蓄能的价格机制，形成了稳定的成本回收机制+额外的经济效益的商业模式，并厘清了成本疏导路径。同时 633 号文也明确要

189、推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场。随着我国电力市场的逐渐成熟，其余类似辅助电源的价格机制也有望参照抽蓄的模式。意见主要内容包含两方面：坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策：坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策：以竞争性方式形成电量电价：抽蓄电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。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，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的 75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。抽水蓄能电站上

190、网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行。3029362000006000800040002019A2020A2021A2022M72025E2030E 行业周报 长城证券 48 请参考最后一页评级说明及重要声明 完善容量电价核定机制：抽蓄电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。对标行业先进水平合理核定容量电价。电站经营期按 40 年核定，经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定，意见印发前已核定容量电价的抽水蓄能电站维持原资本金内部收益率。推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场，逐步实现电站主要

191、通过参与市场回收成本、获得收益，促进抽水蓄能电站健康有序发展。明确抽水蓄能电站的成本疏导机制：明确抽水蓄能电站的成本疏导机制：633 号文明确提出建立容量电费纳入输配电价回收的机制。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。建立相关收益分享机制，鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，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，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。完善容量电费在多个省级电网的分摊方式，完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。抽水蓄

192、能电站明确同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量分摊比例，容量电费按容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊。特定电源应分摊的容量电费由相关受益主体承担，并在核定抽水蓄能电站容量电价时相应扣减。图图 71：633 号文政策要点 资料来源：政府网站，长城证券研究院 抽蓄电站通过参与电力市场交易，电量电价部分收益有望显著提升抽蓄电站通过参与电力市场交易，电量电价部分收益有望显著提升 2015 年，中共中央、国务院印发关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发20159 号文）及配套文件（简称“9 号文”），国家发改委、国家能源局随后发布了电力体制改革的六个配套文件，我国新一轮电力体制改

193、革拉开序幕。其中关于推进电力市场建设的实施意见明确我国电力市场构成主要由中长期市场和现货市场构成。2017 年，国家发展改革委和能源局选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃作为第一批电力现货市场建设试点地区，各试点地区均已开展现货市场不同时间周期的结算试运行。2021 年，国家发改委印发关于进一步完善分时电价机制的通知，“通知”提出拉大峰谷电价价差，并设立尖峰电价。新的分时电价机制有利 行业周报 长城证券 49 请参考最后一页评级说明及重要声明 于各类储能项目在电力市场中通过合理运营增加收益，扩大其发展空间。2022 年 1 月，国家发改委和能源局印发关于加快建设全国

194、统一电力市场体系的指导意见，明确提出进一步推动电力市场建设，完善电力市场体系的功能，积极稳妥推进电力现货市场建设，完善电力辅助服务市场等。根据 633 号文，抽蓄电站在有电力现货市场的区域都将通过现货市场形成抽水和放水价格，即抽蓄电站可以通过电力市场高抛低吸，形成额外收入，而不只是回收抽水、发电的运行成本。根据各省份推出的分时电价机制，大部分省份的峰谷电价比都达到了 4.8:1或 3.6:1。在部分用电紧张的省份，现货市场的单日最高电价和最低电价价差会更大。目前抽蓄电站转化效率普遍达到为 75%-80%，这意味着抽蓄电站可以通过现货市场获取较大的额外收入，增厚利润。表表 15：8 月电网代理购

195、电峰谷价差（单位：元月电网代理购电峰谷价差（单位：元/千瓦时）千瓦时）省市省市 尖峰电价尖峰电价1 高峰电价高峰电价2 平段电价平段电价3 低谷电价低谷电价4 最大峰谷价差最大峰谷价差（1-4）峰平价差峰平价差（2-3）海南省 1.6482 1.3735 0.819 0.3437 1.30 0.55 广东省（珠三角五市）1.5122 1.2153 0.7263 0.2932 1.22 0.49 湖南省 1.4345 1.2031 0.7693 0.3355 1.10 0.43 重庆市 1.3206 1.1084 0.7107 0.2996 1.02 0.40 黑龙江省 1.3427 1.123

196、 0.757 0.3909 0.95 0.37 浙江省 1.3229 0.9827 0.7559 0.4006 0.92 0.23 吉林省 1.3121 1.1009 0.749 0.397 0.92 0.35 安徽省 1.2212 1.1539 0.6905 0.3066 0.91 0.46 湖北省 1.2906 1.0761 0.7371 0.3773 0.91 0.34 辽宁省 1.2511 1.0077 0.6831 0.3584 0.89 0.32 江苏省 1.1738 1.1738 0.7021 0.3172 0.86 0.47 内蒙古自治区（蒙东）1.1026 0.9226 0.

197、6225 0.3225 0.78 0.30 陕西省 1.1017 0.9258 0.6326 0.3395 0.76 0.29 广西壮族自治区 1.0792 0.908 0.6226 0.3372 0.74 0.29 山东省 1.1397 0.9712 0.6903 0.4095 0.73 0.28 天津市 1.1185 1.1185 0.7696 0.3928 0.73 0.35 河南省 1.0696 1.0696 0.6917 0.3603 0.71 0.38 新疆 0.8504 0.7087 0.4309 0.1531 0.70 0.28 四川省 0.9396 0.9396 0.6127

198、 0.2858 0.65 0.33 北京市（城区）1.2188 1.1464 0.8435 0.5742 0.64 0.30 河北省（冀北）0.9368 0.8051 0.5856 0.3661 0.57 0.22 河北省（南网）0.9951 0.864 0.6454 0.4268 0.57 0.22 福建省（福州）0.8767 0.8767 0.5937 0.3107 0.57 0.28 山西省 0.8579 0.8579 0.5663 0.2989 0.56 0.29 贵州省（两部制电度电价）0.832 0.832 0.5631 0.2942 0.54 0.27 宁夏回族自治区 0.754

199、5 0.7545 0.5101 0.2657 0.49 0.24 上海市 0.9383 0.9383 0.8211 0.4522 0.49 0.12 内蒙古自治区（蒙西）0.7462 0.6485 0.49 0.3151 0.43 0.16 青海省 0.6816 0.568 0.4188 0.2696 0.41 0.15 江西省 0.8883 0.8883 0.6895 0.4907 0.40 0.20 云南省 0.5868 0.5868 0.404 0.2339 0.35 0.18 甘肃省 0.7471 0.7471 0.6112 0.4942 0.25 0.14 资料来源：CNESA，长城

200、证券研究院 行业周报 长城证券 50 请参考最后一页评级说明及重要声明 3.6.2 新型储能新型储能：有望实现爆发式增长，逐步探索商业模式：有望实现爆发式增长，逐步探索商业模式“十四五”新型储能顶层规划已完成，“新能源“十四五”新型储能顶层规划已完成，“新能源+储能”将是主要应用场景。储能”将是主要应用场景。与世界其他国家和地区相比，我国储能与新能源装机容量的比例，即“储新比”，明显偏低，2020 年中国的储新比约为 6.7%，而中国以外其他国家和地区的储新比为 15.8%，随着可再生能源比例提高，我国储能将迎来巨大的发展机遇。2022 年 2 月 23 日，国家发改委及能源局发布“十四五”新

201、型储能发展实施方案，明确了“十四五”期间新型储能产业发展的顶层规划。一方面，加快建立新型储能项目管理机制，规范行业管理，强化安全风险防范；另一方面，明确新型储能独立市场地位，完善市场化交易机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。我国新型储能规模有望在我国新型储能规模有望在 2025 年年达到达到 4000 万千瓦。万千瓦。截至 2021 年底，我国新型储能规模达到了 573万千瓦，2021 年新增了 240万千瓦。2021年 7月，国家发改委、能源局印发新型储能发展的指导意见，提出到 2025 年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上，到 2030 年，

202、实现新型储能全面市场化发展。此后 12 个省、自治区出台了本区域的“十四五”规划，合计储能装机目标达到了 4320 万千瓦。表表 16：各省新型储能装机目标各省新型储能装机目标 省份省份 储能装机目标（万千瓦）储能装机目标（万千瓦）配储比例配储比例 青海省 600 10%，2h 甘肃省 600 5-20%，2h 河南省 220 10%，2h 河北省 400 10%广东省 200-内蒙古自治区 500 15%，2/4h 浙江省 200 鼓励 安徽省 300 10%，1h 广西壮族自治区 150 5-10%，2h 山东省 450 10%，2h 湖南省 200 10-20%，2h 江苏省 500-合

203、计合计 4320 资料来源：政府网站，长城证券研究院 目前目前新型储能新型储能商业模式还在商业模式还在积极积极探索中，各省政策不尽相同，但主要探索中，各省政策不尽相同，但主要以调峰辅助市场以调峰辅助市场+租赁费用租赁费用+市场现货电价差组成。市场现货电价差组成。由于各类新型储能技术与抽蓄实现的功能并不完全相同，且抽蓄建设周期太长，远水解不了近渴，因此多个省份纷纷出台自己的独立储能政策，以鼓励新型储能的发展。整体看，除市场现货电价差盈利部分，各省份推出相关政策根据充当电小时数、电站装机规模等指标进行补贴，对独立储能充放电容量进行容量补偿及租赁费、辅助调节服务费。表表 17：各省份独立储能项目收益

204、划分各省份独立储能项目收益划分 地区地区 容量租赁容量租赁 调峰补偿调峰补偿 电费收益电费收益 河南 租赁费用标准为260元/kWh 每年 电网调峰报价上限 0.3元/kWh 湖南 深度调峰:上限 200 元/MWh;紧急短时调峰:上限600元/MWH 充电按照煤电标杆电价0.45元/kWh 的 75%计；放 行业周报 长城证券 51 请参考最后一页评级说明及重要声明 地区地区 容量租赁容量租赁 调峰补偿调峰补偿 电费收益电费收益 电按照煤电标杆电价计。青海 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 安徽 储能调峰上限 800元/MWh 东北 深度调峰:0.4 元

205、-1 元/kWh,用户侧储能双边交易:0.1元-0.2/kWh 江苏 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，峰段上限 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 山西 独立储能市场主体调峰 750 元-950元/MWh 福建 (火电深度调峰最高 600元/MWh)湖北 (火电深度调峰最高 600元/MWh)新疆 发电侧储能:0.55元/kWh 山东 储能调峰 400元/MWh 华北-第三方主体 最高上限 600元/MWh 贵州 储能调峰上限 0.2元/kWh

206、甘肃 储能调峰上限 0.5元/kWh 江西 最高上限 600元/MWh 河南 最高 0.5-0.7 元/kWh 河北南部 (火电调峰上限为 500 元/MWh)宁夏 调峰补偿标准为 0.8 元/千瓦时 浙江 对于实际投运的分布式储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体 0.8 元/千瓦时的补贴 陕西 充电电价以当年新能源市场交易电价，给予 100元/兆瓦时充电补偿；放电电价按照燃煤火电基准电价，给予 100元/兆瓦时放电补偿 资料来源：政府网站，长城证券研究院 目前由于电力系统对于调节辅助资源的需求十分旺盛，供需十分紧张，我们认为独立储能项目现阶段可以通过现货市场进行峰谷价差套利或向电网提供调

207、峰调频获得可观的超额收益。由于有超额收益的存在，未来一两年涌入电力市场的辅助电源规模将快速扩大，供需将逐渐走向平衡乃至宽松，项目收益率将会回落。长期看，我们认为储能运营商会回归公用事业属性，呈现出重资产、长周期、收益稳定但收益率不高的特点。4.投资建议投资建议 火电：火电：短期看随着长协煤签约率、履约率、执行率的稳步提升，燃料成本有望进一步下降，但 7 月以来用电需求的快速增长带动煤炭消耗量增加，国内动力煤供需再次偏紧。下半年关注火电发电量回升和长协煤兑现比例提升带来的降本增效作用。长期看，随着 行业周报 长城证券 52 请参考最后一页评级说明及重要声明 火电角色的改变，其商业模式也将改变，行

208、业将回归公用事业属性，业绩有望保持稳定。推荐标的：华电国际，相关标的：华润电力（H）、国电电力。水电：水电：西南地区水电大省省内电力供需结构逐渐走向紧张，省内市场电价有望长期温和上涨。而外送电部分由于受端省火电市场电价普遍顶格上涨，电价上涨有望逐步传导至外送电量。两方面因素将共同推动西南水电企业综合电价上涨，增厚企业业绩。由于水风光一体化开发的优势以及水电企业良好的现金流，我们认为水电企业有望快速发展新能源，成为新的业绩增长点。推荐标的：国投电力、长江电力、川投能源，相关标的：黔源电力、桂冠电力。核电：核电：“双碳”目标下最佳基荷能源，每年核准和新增装机将有稳定预期，行业有望实现长期看。推荐标

209、的：中国广核，相关标的：中国核电。新能源运营：新能源运营：装机增速持续加快，行业景气度延续，随着两网陆续成立补贴结算公司，可再生能源补贴拖欠问题影响减弱。同时在政策引导和绿电运营商业绩压力下，我们认为行业将进入自律及正向的发展道路。推荐标的：中闽能源、福能股份，相关标的：三峡能源、龙源电力。储能：储能：在国家政策及市场需求的推动下，储能行业进入高速发展期。我们认为目前电力市场对于调峰调频等辅助服务和调节峰谷电源的需求非常旺盛，在电力市场较为成熟可以变现的省份，例如广东、山东、江苏等峰谷价差高且政府鼓励的省份，储能运营商将会有很明显的超额收益。推荐标的：文山电力。5.风险提示风险提示 政策风险、

210、用电需求下滑风险、燃料成本持续高企风险、市场电价超预期下滑风险、来水不及预期风险。行业周报 http:/ 研究员承诺研究员承诺 本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则，独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点，不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接接收到任何形式的报酬。特别声明特别声明 证券期货投资者适当性管理办法、证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行）已于 2017 年 7 月 1 日起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容，仅面向长城证券客户中的专业投资者及

211、风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。免责声明免责声明 长城证券股份有限公司（以下简称长城证券）具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格。本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户（以下统称客户）提供，除非另有说明，所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布，亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据，不得

212、用于未经允许的其它任何用途。如引用、刊发，需注明出处为长城证券研究院，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息，但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向他人作出邀请。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易，或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内

213、的服务或业务支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。长城证券投资评级说明长城证券投资评级说明 公司评级：公司评级：买入预期未来 6个月内股价相对行业指数涨幅 15%以上 增持预期未来 6个月内股价相对行业指数涨幅介于 5%15%之间 持有预期未来 6个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%5%之间 卖出预期未来 6个月内股价相对行业指数跌幅 5%以上 行业评级：行业评级：强于大市预期未来 6个月内行业整体表现战胜市场 中性预期未来 6个月内行业整体表现与市场同步 弱于大市预期未来 6个月内行业整体表现弱于市场 长城证券研究院长城证券研究院 深圳办公地址：深圳市福田区福田街道金田路 2026号能源大厦南塔楼 16层 邮编：518033传真：86- 北京办公地址：北京市西城区西直门外大街 112号阳光大厦 8层 邮编：100044传真：86-10-88366686 上海办公地址：上海市浦东新区世博馆路 200号 A座 8层 邮编：200126传真： 网址：http:/