1、请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2022.09.19 抽水蓄能产业链抽水蓄能产业链/竞争格局竞争格局/盈利模式盈利模式，中国电建具中国电建具一体化优势一体化优势 新赛道系列新赛道系列 7 韩其成韩其成(分析师分析师)满静雅满静雅(研究助理研究助理)郭浩然郭浩然(研究助理研究助理) 证书编号 S0880516030004 S0880121060007 S0880122020030 本报告导读：本报告导读：中国电建抽水蓄能设计中国电建抽水蓄能设计约约 90%/建设建设约约 80%份额份额，

2、前期工作的抽水蓄能项目装机，前期工作的抽水蓄能项目装机23GW资源获取能力强资源获取能力强；我国我国抽水蓄能目前装机抽水蓄能目前装机36GW,2030年规划年规划总装机总装机120GW。摘要：摘要：抽水蓄能抽水蓄能目前装机目前装机 36GW/2030年规划年规划 120GW，技术成熟，技术成熟/安全性高安全性高/成本成本低低。1）新能源发电装机上升拉动储能需求，2021 年中国抽水蓄能已建36GW/在建 62GW，均位世界首位。至 21 年底我国已纳入规划的抽水蓄能约 814GW，其中 98GW 项目已实施。2022 年年初至 9 月，已核准电站12 个，装机规模合计 1670 万千瓦，投资金

3、额超 1100 亿元。2）根据国家规划，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模达到 62GW 以上（+CAGR14%）；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模达到 120GW 左右（+CAGR14%）。3）抽水蓄能技术成熟、安全性高，度电成本相比电化学储能优势明显。容量电价保障经营期容量电价保障经营期 40年的资本金内部收益率年的资本金内部收益率 6.5%，电量电价分享峰，电量电价分享峰谷电价差收益的谷电价差收益的 20%未来盈利空间大。未来盈利空间大。1）2021 年 4 月 30 日国家发改委发布的 关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见 明确抽水蓄能电站执行两部制电价。2）新建项目电站经营

4、期按 40 年核定，经营期内资本金 IRR 按 6.5%核定。3）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，在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。4）2021 年核准抽水蓄能电站平均单位动态成本 6480元/kW，成本占比机电安装/建筑工程占26%/25%。抽水蓄能产业链共涉及设备抽水蓄能产业链共涉及设备/总承包总承包/运营三个大环节。运营三个大环节。1）上游设备商主要包括东方电气/哈尔滨电气/国电南瑞。东方电气具有完全自主知识产权的抽水蓄能机组关键技术研发/设计/生产/安装/服务/成套/调试/改造体系，整体水平达世界一流。哈尔滨

5、电气大型水电产品市场占有率行业领先，2021年哈电集团研制的荒沟抽水蓄能机组为我国首台采用四支路技术的抽水蓄能机组。2）中游承包商以中国电建/中国能建/粤水电为主，行业集中度较高。中国电建具一体化竞争优势。3）下游运营商包括国家电网/南方电网（文山电力）/中国电建等。文山电力资产置换完成，主要业务转变为抽水蓄能/调峰水电和电网侧独立储能业务的开发/投资/建设/运营。中国电建中国电建抽水蓄能抽水蓄能设计设计约约 90%/建设建设约约80%份额份额，中国能建，中国能建上半年抽蓄新上半年抽蓄新签同增签同增 144 倍倍。1）中国电建占国内抽水蓄能设计约 90%/建设约 80%份额。上半年新签抽水蓄能

6、 129 亿，占新签能源电力合同 6%。上半年批准成立项目公司开展前期工作的抽水蓄能项目 22 个，批复开展投资建设和前期工作项目装机 23GW。2）中国能建先后承建了江苏宜兴、内蒙古呼和浩特、山西西龙池、河北丰宁、山东文登、江苏句容抽水蓄能电站等项目。上半年先后中标九个抽水蓄能项目投资建设合作协议，新签同增 144 倍。3）粤水电参与广东惠州抽水蓄能电站等 6 个抽水蓄能电站建设。风险提示：风险提示：宏观政策超预期紧缩、疫情反复、业绩增速不及预期。评级：评级：增持增持 上次评级：增持 细分行业评级 相关报告 建筑工程业 政策金融推动基建旺季加速，中国电建四季度定增在即 2022.09.18

7、建筑工程业 一带一路新能源等数据解析，首推中国电建/中国能建等 2022.09.13 建筑工程业 智能电网(特高压/微电网/运维)产业链、竞争格局与发展趋势 2022.09.09 建筑工程业 三大变化催化基建央企行情,首推新能源中国电建等八大央企 2022.09.06 建筑工程业 三大超预期重启基建行情，估值十年新低重估空间大 2022.09.04 行业更新行业更新 股票研究股票研究 证券研究报告证券研究报告 建筑工程业建筑工程业 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2 of 34 目目 录录 1.1.新能源发电装机上升拉动储能需求，抽水蓄能技术

8、成熟经济性好占比最高新能源发电装机上升拉动储能需求，抽水蓄能技术成熟经济性好占比最高 5 5 1.1.新能源发电装机容量占比上升出力波动性大，储能降低电网输出波动提升能源利用效率.5 1.2.储能分为抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等，抽水蓄能技术成熟经济性好.6 1.3.截至 2021 年底中国投运储能 46.1GW 占全球 22%，其中抽水蓄能 39.8GW 占储能的 86%.7 2.2.收益与成本：电量电价分享峰谷电价差的收益与成本：电量电价分享峰谷电价差的 20%20%未来盈利空间大，未来盈利空间大，20212021 年平均单位动态投资年平均单位动态投资 64806480 元元/kW

9、/kW .8 8 2.1.收益：容量电价保障经营期 40 年的资本金内部收益率 6.5%，电量电价分享峰谷电价差的 20%未来盈利空间大 8 2.1.1.国家发改委明确抽水蓄能电站执行两部制电价，鼓励了抽水蓄能电站参与辅助服务.8 2.1.2.容量电价政策新建项目经营期按 40 年核定，经营期内资本金 IRR 按 6.5%核定.10 2.1.3.抽水蓄能电站分享抽水电价、上网电价形成收益的 20%，电量电价政策提供盈利弹性.11 2.1.4.抽蓄电站参与电力辅助服务，并通过容量补偿、容量使用权转移等方式获得收入.13 2.2.成本：2021 年核准抽水蓄能电站平均单位动态成本6480 元/kW

10、，成本占比机电安装/建筑工程占 26%/25%16 3.3.行业规模：抽水蓄能目前装机行业规模：抽水蓄能目前装机 36GW36GW，规划，规划 20302030 年装机年装机 120GW120GW 1717 4.4.产业链产业链/竞争格局竞争格局/盈利模式：中国电建具备建设盈利模式：中国电建具备建设/运营等一体化竞争优势运营等一体化竞争优势 2121 4.1.上游设备：东方电气、哈尔滨电气、国电南瑞行业领先.21 4.2.中游总承包：中国电建设计 90%、建设 80%市场份额，中国能建、粤水电项目经验丰富.24 4.3.下游运营：国家电网、南方电网为主导.28 5.5.投资策略：推荐中国电建投

11、资策略：推荐中国电建/中国能建，粤水电受益中国能建，粤水电受益 3030 5.1.中国电建在全球“一带一路”能源电力领域具备发展潜力和竞争优势.31 5.2.中国能建特高压火电勘察设计龙头,获取风光开发指标 22GW.32 6.6.风险提示风险提示 3333 aVuYdUaXtVjWsW8Z9PbP7NnPpPtRoMfQoOyRkPmOpP8OnNzQxNmNqRMYqRmO 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 of 34 表目录表目录 表表 1 1：储能按技术原理要求划分为抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等：储能按技术原理要求划分为抽水

12、蓄能、压缩空气储能、电化学储能等.6 表表 2 2：储能按应用场景要求划分为发电测、电网测、用户侧等：储能按应用场景要求划分为发电测、电网测、用户侧等.7 表表 3 3：抽水蓄能电站两部制电价政策对比：抽水蓄能电站两部制电价政策对比.9 表表 4 4：主要电网区域容：主要电网区域容量电价预测量电价预测.10 表表 5 5：20222022 年年 1 1 月月7 7 月部分地区一般工商业峰谷电价差平均值月部分地区一般工商业峰谷电价差平均值 0.7160.716 元元/千瓦时（元千瓦时（元/千瓦时）千瓦时）.12 表表 6 6：三种分时电价机制政策：三种分时电价机制政策.13 表表 7 7：欧美重

13、要电价政策对比：欧美重要电价政策对比.14 表表 8 8：电力辅助服务分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务：电力辅助服务分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务.15 表表 9 9：20212021 年核准抽水蓄能电站平均单位动态成本年核准抽水蓄能电站平均单位动态成本 64806480 元元/kW/kW.16 表表 1010：20222022 年预计投产与开工的抽水蓄能电站年预计投产与开工的抽水蓄能电站.18 表表 11:11:各省“十四五”拟建设抽水蓄能项目情况，装机容量达各省“十四五”拟建设抽水蓄能项目情况，装机容量达 136GW136GW.19 表表 12:221

14、2:22 年各省“十四五”已核准的抽水蓄能电站项目达年各省“十四五”已核准的抽水蓄能电站项目达 30.50GW30.50GW.20 表表 13:13:抽水蓄能产业链抽水蓄能产业链共涉及设备、总承包、运营三大环节共涉及设备、总承包、运营三大环节.21 表表 1414：抽水蓄能上游主要是各类抽水蓄能电站设备：抽水蓄能上游主要是各类抽水蓄能电站设备.24 表表 1515：20222022 年中国电建持续推进抽水蓄能项目年中国电建持续推进抽水蓄能项目.25 表表 16:202216:2022 年中国能建持续推进抽水蓄能项目年中国能建持续推进抽水蓄能项目.27 表表 1717：抽水蓄能产业链中游为总承包

15、环节，市场集中度高：抽水蓄能产业链中游为总承包环节，市场集中度高.28 表表 1 18 8：抽水蓄能产业链下游为投资运营环节，电网企业占主导地位：抽水蓄能产业链下游为投资运营环节，电网企业占主导地位.29 表表 1919：财务数据对比（：财务数据对比（%）.30 表表 2020：盈利预测表（：盈利预测表（%）.30 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 of 34 图目录图目录 图图 1 1：20222022 年年 7 7 月风电、太阳能累计装机容量各占月风电、太阳能累计装机容量各占 14%14%.5 5 图图 2 2：20222022 年年

16、1 1-7 7 月全国弃风率月全国弃风率 3.9%3.9%，弃光率，弃光率 2.1%2.1%.5 5 图图 3 3：20212021 年中国抽蓄年中国抽蓄 39.8GW39.8GW 同增同增 25%25%.8 8 图图 4 4：中：中国电力储能市场累计装机规模中抽水蓄能占比国电力储能市场累计装机规模中抽水蓄能占比 86.3%86.3%.8 8 图图 5 5：机电设备及安装工程投资及建筑工程投资占抽蓄电站工程造价比重过半：机电设备及安装工程投资及建筑工程投资占抽蓄电站工程造价比重过半 .1717 图图 6 6：中国：中国 20222022 年抽水蓄能装机主要分布在广东、华东等地年抽水蓄能装机主要

17、分布在广东、华东等地 .1818 图图 7 7：中国各地区抽水蓄能装机资源点主要分布在南方：中国各地区抽水蓄能装机资源点主要分布在南方 .1818 图图 8 8：中国：中国 20302030 年抽水蓄能投产装机目标年抽水蓄能投产装机目标 120GW120GW.2020 图图 9 9：22H122H1 东方电气东方电气营业收入构成营业收入构成 .2222 图图 1010：20H1H1 东方电气东方电气归母净利润归母净利润 .2222 图图 1111：2222H1H1 哈尔滨电气哈尔滨电气营业收入构成营业收入构成 .2323 图图 1212：20172017-2022

18、2022H1H1 哈尔滨电气哈尔滨电气归母净利润归母净利润 .2323 图图 1313：2222H1H1 国电南瑞国电南瑞营业收入构成营业收入构成 .2323 图图 1414：20H1H1 国电南瑞国电南瑞归母净利润归母净利润 .2323 图图 1515：2222H1H1 中国电建营业收入构成中国电建营业收入构成 .2525 图图 1616：20H1H1 中国电建归母净利润中国电建归母净利润 .2525 图图 1717：2222H1H1 中国能建营业收入构成中国能建营业收入构成 .2626 图图 1818：20172017-20222

19、022H1H1 中国能建归母净利润中国能建归母净利润 .2626 图图 1919：2222H1H1 粤水电粤水电营业收入构成营业收入构成 .2727 图图 2020：20022H1H1 粤水电粤水电归母净利润归母净利润 .2727 图图 2121：2222H1H1 文山电力文山电力营业收入构成营业收入构成 .2929 图图 2222：20022H1H1 文山电力文山电力归母净利润归母净利润 .2929 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 of 34 1.新能源发电装机上升拉动储能需求，抽水蓄能技术新

20、能源发电装机上升拉动储能需求，抽水蓄能技术成熟经济性好占比最高成熟经济性好占比最高 1.1.新能源新能源发电装机容量占比上升出力波动性大，储能降低电发电装机容量占比上升出力波动性大，储能降低电网输出波动提升能源利用效率网输出波动提升能源利用效率 2022年年 7月，全国风电、太阳能累计装机容量分别占发电总装机容量的月，全国风电、太阳能累计装机容量分别占发电总装机容量的14%，近年来占比持续上升。，近年来占比持续上升。根据国家能源局数据，2017 年风电装机占比 9.2%、太阳能占比 7.3%，2022 年 7 月，全国风电、太阳能累计装机容量分别占发电总装机容量的 14%，占比持续上升。截至

21、2021 年底，全国可再生能源发电累计装机容量 10.63 亿千瓦，同比增长约 13.8%，占全部电力装机的 44.8%；其中，水电装机 3.91 亿千瓦、风电装机 3.28亿千瓦、光伏发电装机 3.06 亿千瓦。2017 年至 2021 年风电累计装机容量年复合增长率 19%，太阳能累计装机量年复合增长率 23.9%。新能源出力波动大、波动持续时间长，存在季节性偏差、年新能源出力波动大、波动持续时间长，存在季节性偏差、年/月不稳定性月不稳定性强。强。根据国家电网的相关研究，风电发电量主要集中在春冬两季（约占60%），光伏发电量主要集中在夏秋两季（约占 60%）；大小风年的风电利用小时数相差超

22、过 20%、光伏利用小时数相差约 10%。长时间尺度的平衡难度大、保供压力大。根据国家电网预测，2030 年新能源出力占系统总负荷之比为 5%51%、2060 年占 16%142%，新能源出力大波动使得电力供应紧张和弃风弃光问题并存，在新能源低出力时段，电力系统需要高可靠出力电源来实现平衡；在新能源高出力时段，则会对系统消纳、安全和储能技术带来挑战。图图 1：2022 年年 7 月风电、太阳能累计装机容量各占月风电、太阳能累计装机容量各占 14%图图 2：2022 年年 1-7 月全国弃风率月全国弃风率 3.9%，弃光率，弃光率 2.1%数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究 数据来源：全国新

23、能源消纳监测预警中心，国泰君安证券研究 可再生能源出力的波动性与不确定性造成了多个时间尺度上的电力、电可再生能源出力的波动性与不确定性造成了多个时间尺度上的电力、电量不平衡，为电力系统供需平衡带来了挑战。量不平衡，为电力系统供需平衡带来了挑战。短期体现为电力不平衡，长期体现为电量的不平衡。应对这一挑战的根本方法是提高系统的灵活性，使系统出力可调节以适应净负荷曲线的变化。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%火电装机容量水电装机容量风电装机容量太阳能装机容量核电装机容量019年1月2019年4月2019年7月2019年10月2020年1月2020

24、年4月2020年7月2020年10月2021年1月2021年4月2021年7月2021年10月2022年1月2022年4月2022年7月弃风率（%）弃光率（%）行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 6 of 34 储能技术被广泛应用于提升电网输出与负荷匹配度，降低电网输出波动，储能技术被广泛应用于提升电网输出与负荷匹配度，降低电网输出波动，减少电能损耗，以提升能源利用效率，为支持可再生能源大规模发展提减少电能损耗，以提升能源利用效率，为支持可再生能源大规模发展提供保障。供保障。其主要作用包括：1）平滑可再生能源功率输出波动，减少随机性、提高可调度性

25、，从而降低可再生能源对电力系统的冲击力度，提高跟踪计划出力的能力。2）电网级的储能应用可增强电网对可再生能源发电的适应性，提高可再生能源的接入能力。3）对于高比例新能源发电电网，为冗余的新能源发电提供了其他能源形式转移的途径，同时在长时间尺度，为广域能源互联网的运行提供支持。储能技术能够提高能源互联网的灵活性和稳定性。储能技术能够提高能源互联网的灵活性和稳定性。1）储能技术有利于电网调峰调频。在提升电网调峰能力方面，根据电源和负荷的动态变化情况，储能系统可以及时可靠地响应调度指令，并根据指令改变其出力水平；在提高电网调频能力方面，可以减小因频繁切换而造成传统调频电源的损耗。2）储能技术能够改善

26、供电质量和可靠性。当电网出现故障时，储能系统可以作为备用电源持续为用户供电，以提高电网的供电可靠性；储能系统还可作为可控电源对电网的电能质量进行治理，消除电压暂降、谐波等问题。3）储能技术可以提高社会应急能力。储能技术的应用能够对电网的电能质量做出快速的判断和处理。1.2.储能分为抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等，抽水储能分为抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等，抽水蓄能技术成熟经济性好蓄能技术成熟经济性好 抽蓄电站的度电成本约抽蓄电站的度电成本约 0.93 元元/(kWh)最低，锂离子电池约最低，锂离子电池约 2.04 元元/(kWh)。根据西北电力设计院研究，当储能电站的储能利用小时数

27、达到 1000h 时，抽蓄电站储能度电成本约 0.93 元/(kWh)，压缩空气储能度电成本约 1.85 元/(kWh)，电池类储能度电成本由低到高依次为锂离子电池、液流电池、钠硫电池和铅酸电池，锂离子电池储能度电成本约2.04 元/(kWh)，液流电池储能度电成本约 6.97 元/(kWh)，钠硫电池储能度电成本约 8.89 元/(kWh)，铅酸电池储能度电成本约 10.25 元/(kWh)。抽水蓄能技术成熟、安全性高、经济性好，适用于大电网的输配电环节。抽水蓄能技术成熟、安全性高、经济性好，适用于大电网的输配电环节。压缩空气储能适用于一次调频、离网储能等，飞轮储能适用于二次调频，电化学储能

28、适用于电能质量、频率控制、可再生储能、电动汽车能源。表表 1：储能储能按技术原理要求划分按技术原理要求划分为抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等为抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能等 储能类型储能类型 技术原理技术原理 储能时长储能时长 反应反应速度速度 特点特点 能量转能量转换效率换效率 放电时间放电时间 适用范围适用范围 抽水蓄能抽水蓄能 物理储能 30min 秒级 技术成熟、安全性高，经济性好 75-80 4-20h 大电网的输配电环节 压缩空气储能压缩空气储能 物理储能 30min 分钟级 综合利用效率高 75 1-20h 一次调频、离网储能等 飞轮储能飞轮储能 物理储能 15min

29、毫秒级 噪音大 95 30s-15min 二次调频 铅酸电池铅酸电池 电化学储能 15min 百毫秒级 无记忆，回收性好 75 1min-3h 电能质量、频率控制、可再生储能、电动汽车能源 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 7 of 34 钠硫电池钠硫电池 电化学储能 1-2H 百毫秒级 材料要求高 高温环境存在安全隐患 80-90 0.7-8h 负荷调频、调峰、改善电能质量 液流电池液流电池 电化学储能 1-2H 百毫秒级 储能密度高 75-85 1-20h 电能质量、备用电源、可再生储能 锂离子电池锂离子电池 电化学储能 1-2H 百毫秒级

30、 放电时间长，无记忆 90-95 0.5-8h 电能质量、备用电源、不间断电源设备（UPS）、便携式移动设备 超导储能超导储能 电磁储能 4H 毫秒级 维护困难 90-95 2s-5min 输配电网稳定、电能质量控制、不间断电源设备（UPS）超级电容储能超级电容储能 电磁储能 4H 毫秒级 维护困难，续航能力差 95 1-30s 工业生产中对电压波动较为敏感的精密制造与通信、数据中心等行业 数据来源：世界资源研究所抽水蓄能促进中国风光发电电能消纳研究，储能技术及应用（丁玉龙，来小康，陈海生），国泰君安证券研究 注：锂离子电池分为磷酸铁锂、锰酸锂、钴酸锂、三元锂电池，此处以最广为应用、最具代表性

31、的磷酸铁锂为例。表表 2：储能储能按应用场景要求划分按应用场景要求划分为发电测、电网测、用户侧等为发电测、电网测、用户侧等 类型类型 应用场景应用场景 具体功能具体功能 发电侧 辅助动态运行 取代或者延缓新建机组 提高火电机组效率，减少更换/维护设备费用 调节频率波动/减少对火电机组的磨损 电网侧 无功支持 缓解线路阻塞 延缓配电扩容升级 变电站直流电源 测量实际电压/调整输出无功功率大小/动态补偿 减少系统对输电容量的需求 缓解/避免扩容 有助于备用电源直接为直流负荷供电 用户侧 用户分时电价管理 容量费用管理 电能质量 依据电价管理放电时间 提供供电质量和可靠性 提供稳定电压和频率/备用电

32、源 其他 辅助服务：二次调频/电压支持/调峰/备用容量 分布式发电与微网：小型离网储能应用/商业、家用储能系统 大规模可再生能源并网领域 通过平衡负荷和发电差异调节频率波动 减少对火电机组的磨损 跟踪计划出力，避免弃风 数据来源：国家电网，国泰君安证券研究 1.3.截至截至 2021年底中国投运储能年底中国投运储能 46.1GW占全球占全球22%，其中，其中抽水蓄能抽水蓄能 39.8GW占储能的占储能的 86%截至截至 2021 年底中国投运储能年底中国投运储能 46.1GW 占全球占全球 22%，其中抽水蓄能，其中抽水蓄能39.8GW 增增 25%。根据 CNESA 全球储能项目库的不完全统

33、计，截至 2021 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模 46.1GW，占全球市场总规模的 22%，同比增长 30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 39.8GW，同比增长 25%。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 10.5GW。行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 8 of 34 图图 3：2021 年中国年中国抽蓄抽蓄 39.8GW 同增同增 25%数据来源：CNESA 全球储能项目库，国泰君安证券研究 注：2021 年灰色区域数据为新型储能累计装机容量 截至截至 2021年，年，中国电力储能市场

34、累计装机规模中抽水蓄能占比中国电力储能市场累计装机规模中抽水蓄能占比86.3%。此外，新型储能占比 12.5%。在新型储能中，锂离子电池储能占比 89.7%，铅蓄电池储能占比 5.9%，压缩空气储能占比 3.2%。图图 4：中国电力储能市场累计装机规模中抽水蓄能占比中国电力储能市场累计装机规模中抽水蓄能占比 86.3%数据来源：中国能源研究会储能专委会，国泰君安证券研究 2.收益与成本：电量电价分享峰谷电价差的收益与成本：电量电价分享峰谷电价差的 20%未未来盈利空间大，来盈利空间大，2021年平均单位动态投资年平均单位动态投资 6480元元/kW 2.1.收益：容量电价保障经营期收益：容量电

35、价保障经营期 40 年的资本金内部收益率年的资本金内部收益率6.5%，电量电价分享峰谷电价差的，电量电价分享峰谷电价差的 20%未来盈利空间大未来盈利空间大 2.1.1.国家发改委明确抽水蓄能电站执行两部制电价，鼓励了抽水蓄国家发改委明确抽水蓄能电站执行两部制电价，鼓励了抽水蓄05554045502000202021抽水蓄能/GW电化学储能/GW抽蓄同比增长%抽水蓄能86.30%熔融盐储热1.20%锂离子电池11.21%铅蓄电池0.74%压缩空气0.40%液流电池0.11%超级电容0.03%飞轮储能0.01

36、%新型储能12.5%抽水蓄能熔融盐储热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 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 of 34 能电站参与辅助服务能电站参与辅助服务 2021年年 4月月 30日国家发改委发布的 关于进一步完善抽水蓄能价格形日国家发改委发布的 关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见 明确抽水蓄能电站执行两部制电价，保证经营期成机制的意见 明确抽水蓄能电站执行两部制电价，保证经营期 40年年的资本金内部收益率的资本金内部收益率 6.5%；以竞争性方式形成电量电价。所有抽水蓄能电站，在 2023 年将全部按意见规定电价

37、机制执行。该文件明确了抽水蓄能电站保证了抽水蓄能电站建设的基础收益率，提高了社会投资主体参与抽水蓄能电站建设的积极性；鼓励了抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制。表表 3：抽水蓄能电站两部制电价抽水蓄能电站两部制电价政策对比政策对比 容量电价容量电价 电量电价电量电价 价值体现 容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能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。电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。发挥方式 对标行业先进水平合理核定容量电价 电力现货市场运行的地方 发挥现

38、货市场在电量电价形成中的作用 新建项目电站经营期按 40 年核定，经营期内资本金 IRR 按 6.5%核定。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。上一监管周期抽水蓄能电站可用率不达标的，适当降低核定容量电价水平。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。抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。意见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，在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。建立

39、适应电力市场建设发展和产业发展需要的调整机制 电力现货市场未运行的地方 引入竞争机制形成电量电价 适应电力市场建设发展进程和产业发展实际需要，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，以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。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。抽水蓄能电站上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执

40、行。由电网企业提供的抽水电量产生的损耗在核定省级电网输配电价时统筹考虑。数据来源：国家发改委，国泰君安证券研究 2022年年 8月月 31日山东省印发 关于促进山东省新型储能示范项目健康日山东省印发 关于促进山东省新型储能示范项目健康发展的若干措施，推动新型储能市场化发展。发展的若干措施，推动新型储能市场化发展。(1)新型储能示范项目进入电力现货市场后，作为独立市场主体参与市场交易，充电时为市场用户，从电力现货市场中直接购电；放电时为发电企业，在电力现货市场进行售电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。(2)对示范项目参与电力现货市场给予容量补偿。补偿费用暂按电力市场规则中独立储能

41、月度可用容量补偿标准的 2 倍执行。行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 10 of 34 2.1.2.容量电价政策新建项目经营期按容量电价政策新建项目经营期按 40 年核定，经营期内资本金年核定，经营期内资本金IRR 按按 6.5%核定核定 政策引导并鼓励抽蓄电站参与电力现货市场交易并提供辅助服务。政策引导并鼓励抽蓄电站参与电力现货市场交易并提供辅助服务。国家于 2021 年 4 月、7 月和 12 月先后出台抽水蓄能、分时电价和辅助服务市场机制，保证从 2023 年起全国所有抽蓄电站统一纳入两部制电价，明确容量电价和电量电价分别提供不同方面的价

42、值，其中容量电价纳入输配电价回收的机制，完善在不同省级电网以及特定电源和电力系统的机组容量分摊比例。容量电价新建项目电站经营期按容量电价新建项目电站经营期按 40年核定，经营期内资本金年核定，经营期内资本金IRR按按6.5%核定，为电站容量成本提供兜底核定，为电站容量成本提供兜底。容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能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。新建项目电站经营期按 40 年核定，经营期内资本金 IRR 按 6.5%核定。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

43、期同步调整。意见鼓励抽蓄电站将尽可能多的机组容量参与整体电力市场。意见鼓励抽蓄电站将尽可能多的机组容量参与整体电力市场。还新提出了适应电力市场建设发展进程和产业发展实际需要，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例的办法，以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。表表 4：主要电网区域容量电价预测主要电网区域容量电价预测 区域电网区域电网 东北东北 华北华北 华东华东 华中华中 南方南方 西北西北 单位造价单位造价（元（元/kW）6600 6700 6000 6300 580

44、0 7500 容量电价容量电价（元（元/kW）675 685 545 635 534 767 数据来源：段敬东新价格形成机制下抽水蓄能电站投资建设盈利能力研究，国泰君安证券研究 意见提出建立容量电费纳入输配电价回收的机制。意见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。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。完善容量电费在多个省级电网和的在特定电源和电力系统间的分摊方完善容量电费在多个省级电网和的在特定电源和电力系统间的分摊方式。式。根据功能和服务情况，抽水蓄能

45、电站容量电费需要在多个省级电网分摊的，由发改委组织相关省区协商确定分摊比例，或参照区域电网输电价格定价办法明确的区域电网容量电费分摊比例合理确定；根据项目核准文件，抽水蓄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。行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 11 of 34 2.1.3.抽水蓄能电站分享抽水电价、上网电价形成收益的抽水蓄能电站分享抽水电价、上网电价形成收益的20%，电量，电量电价

46、政策提供盈利弹性电价政策提供盈利弹性 2021年国家发改委年国家发改委发布 关于进一步完善分时电价机制的通知，更好发布 关于进一步完善分时电价机制的通知，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况。引导用户削峰填谷、改善电力供需状况。通知已于 2022 年 1 月 1 日起执行。通知要求各地要统筹考虑当地电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素，将系统供需紧张、边际供电成本高的时段确定为高峰时段，引导用户节约用电、错峰避峰；将系统供需宽松、边际供电成本低的时段确定为低谷时段，促进新能源消纳、引导用户调整负荷。可再生能源发电装机比重高的地方，要充分考虑新能源发电出力波动，以

47、及净负荷曲线变化特性。通知 优化了分时电价机制，为抽蓄电站参与电力通知 优化了分时电价机制，为抽蓄电站参与电力现货市场的盈利能现货市场的盈利能力提供保障。力提供保障。通知 拉大了峰谷价差，要求上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原则上不低于 3:1。通知 要求在峰谷电价的基础上推行尖峰电价和深谷电价机制。通知 要求在峰谷电价的基础上推行尖峰电价和深谷电价机制。进一步强化了峰谷价差，充分挖掘需求侧调节能力。尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷 95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，并考虑当年电力供需情况、天气变化等因素灵活调整；尖峰电价

48、在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。抽水蓄能电站分享抽水电价、上网电价形成收益的抽水蓄能电站分享抽水电价、上网电价形成收益的20%，电量电价未来，电量电价未来盈利空间大盈利空间大。(1)抽水蓄能电站利用电量电价实现套利，电力市场供不应求、电价高峰时放水发电；电力市场供过于求、电价低谷时抽水蓄能，利用电价价差实现收益。(2)根据国家发改委发布的关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见，抽水电价、上网电价形成的收益 20%由抽水蓄能电站分享，峰谷电价差越大，套利空间越大，抽蓄电站

49、分享的 20%收益越大。(3)按照当前单个项目百万千瓦的装机容量、平均一般工商业峰谷电价差超过 0.7 元/千瓦时的市场情况，电量电价未来盈利空间广阔。2022年年 1月月7月我国部分地区一般工商业峰谷电价差平均值月我国部分地区一般工商业峰谷电价差平均值0.716元元/千瓦时。千瓦时。(1)根据国家能源网统计，2022 年 1 月至 7 月各地区一般工商业峰谷电价差平均值前五位由高至低广东珠三角五市 1.273 元/千瓦时，海南 1.045 元/千瓦时，浙江 0.995 元/千瓦时，湖南 0.888 元/千瓦时，吉林 0.885 元/千瓦时。(2)后五位由低至高甘肃 0.273 元/千瓦时，宁

50、夏 0.379元/千瓦时，青海 0.383 元/千瓦时，江西 0.398 元/千瓦时，河北 0.357 元/千瓦时。(3)2022 年 1 月至 7 月各地区一般工商业峰谷电价差平均值分别为 1 月 0.729 元/千瓦时，2 月 0.718 元/千瓦时，3 月 0.712 元/千瓦时。4 月 0.724 元/千瓦时，5 月 0.705 元/千瓦时，6 月 0.714 元/千瓦时，7 月0.707 元/千瓦时，7 月总平均值 0.716 元/千瓦时。行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 12 of 34 表表 5：2022 年年 1 月月7 月部分

51、地区一般工商业峰谷电价差平均值月部分地区一般工商业峰谷电价差平均值 0.716 元元/千瓦时千瓦时（元（元/千瓦时）千瓦时）省份省份 1 月月 2 月月 3 月月 4 月月 5 月月 6 月月 7 月月 平均平均 广东珠三角五市 1.278 1.276 1.180 1.359 1.331 1.272 1.215 1.273 海南 0.515 0.967 0.986 1.039 1.318 1.317 1.176 1.045 浙江 1.261 0.935 0.927 0.990 0.968 0.949 0.936 0.995 湖南 0.964 0.864 0.857 0.739 0.829 0.

52、839 1.069 0.888 吉林 0.944 0.948 0.726 0.914 0.946 0.951 0.764 0.885 辽宁 0.923 0.914 0.912 0.905 0.891 0.891 0.705 0.877 湖北 0.930 0.956 0.957 0.904 0.790 0.889 0.640 0.867 重庆 1.083 0.840 0.820 0.783 0.765 0.777 0.788 0.837 江苏 0.804 0.822 0.860 0.851 0.829 0.854 0.828 0.835 安徽 0.682 0.699 0.915 0.915 0.

53、915 0.847 0.843 0.831 黑龙江 0.724 0.729 0.731 0.731 0.732 0.731 0.943 0.760 广西 0.647 0.844 0.774 0.769 0.729 0.722 0.675 0.737 上海 0.724 0.723 0.740 0.728 0.722 0.717 0.784 0.734 山东 0.742 0.724 0.739 0.746 0.750 0.738 0.690 0.733 四川 0.710 0.848 0.816 0.819 0.705 0.606 0.465 0.710 蒙东 0.653 0.645 0.668 0

54、.660 0.633 0.848 0.836 0.706 天津 0.706 0.708 0.712 0.711 0.698 0.711 0.656 0.700 河南 0.664 0.684 0.676 0.680 0.670 0.676 0.698 0.678 陕西 0.727 0.543 0.561 0.546 0.533 0.520 0.713 0.592 新疆 0.555 0.545 0.673 0.591 北京城区 0.633 0.560 0.575 0.574 0.555 0.563 0.644 0.586 山西 0.711 0.558 0.573 0.530 0.536 0.542

55、 0.574 0.575 福建 0.634 0.553 0.555 0.554 0.547 0.535 0.524 0.557 河北 0.532 0.530 0.527 0.523 0.511 0.570 0.568 0.537 江西 0.398 0.398 0.398 0.398 0.398 0.396 0.402 0.398 青海 0.379 0.400 0.412 0.394 0.329 0.370 0.394 0.383 宁夏 0.369 0.381 0.381 0.381 0379 0.381 0.381 0.379 甘肃 0.337 0.336 0.256 0.356 0.178

56、0.248 0.199 0.273 平均 0.729 0.718 0.712 0.724 0.705 0.714 0.707 0.716 数据来源：国际能源网、国泰君安证券研究 在具有明显季节性差异的地方，进一步建立健全季节性电价机制。在具有明显季节性差异的地方，进一步建立健全季节性电价机制。分季节划分峰谷时段，合理设置季节性峰谷电价价差。如水电等可再生能源比重大的地方，进一步建立健全丰枯电价机制，丰、枯时段应结合多年来水、风光出力特性等情况合理划分，电价浮动比例根据系统供需情况合理设置。鼓励北方地区研究制定季节性电采暖电价政策，通过适当拉长低谷时段、降低谷段电价等方式，推动进一步降低清洁取暖

57、用电成本，有效保障居民冬季清洁取暖需求。行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 13 of 34 表表 6：三种分时电价机制政策三种分时电价机制政策 机制种类机制种类 具体作用方式具体作用方式 一般峰谷电价机制 上年或当年预计最大系统峰谷差率 超过 40%的地方 原则上不低于 4:1 其他地方 原则上不低于 3:1 尖峰电价和深谷电价机制 尖峰时段 根据前两年当地电力系统最高负荷 95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，原则上不低于 20%深谷时段 热电联产机组和可再生能源装机占比大、电力系统阶段性供大于求矛盾突出的地方，可相应成立 季节性电价机制

58、水电等可再生能源比重大的地方 健全丰枯电价机制 北方地区 研究制定季节性电采暖电价政策 数据来源：国家发改委，国泰君安证券研究 通知 强化分时电价机制执行机制，为市场交易提供制度保障，明确通知 强化分时电价机制执行机制，为市场交易提供制度保障，明确分时电价机制执行范围。分时电价机制执行范围。通知要求各地要加快将分时电价机制执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户；对部分不适宜错峰用电的一般工商业电力用户，可研究制定平均电价（执行分时电价用户的平均用电价格），由用户自行选择执行；不得自行暂停分时电价机制执行或缩小执行范围，严禁以完善分时电价机制为名变相实施优

59、惠电价。鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。各地根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场各地根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例。电力现货市场运行的地方要完善市场交易规则，合理设定限价标准，促进市场形成有效的分时电价信号，为目录分时电价机制动态调整提供参考。电力现货市场尚未运行的地方，要完善中长期市场交易规则，指导市场主体签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价

60、格，原则上峰谷电价价差不低于目录分时电价的峰谷电价价差。2.1.4.抽蓄电站参与电力辅助服务，并通过容量补偿、抽蓄电站参与电力辅助服务，并通过容量补偿、容量使用权转移容量使用权转移等方式获得收入等方式获得收入 两部制电价政策建立了辅助服务相关收益分享机制，强调按照“谁提供、两部制电价政策建立了辅助服务相关收益分享机制，强调按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则谁获利；谁受益、谁承担”的原则,确定补偿方式和分摊机制。确定补偿方式和分摊机制。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%

61、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。国内外通过抽水蓄能电站的盈利结构存在巨大差异，抽水蓄能电站个体国内外通过抽水蓄能电站的盈利结构存在巨大差异，抽水蓄能电站个体市场竞争力存在风险。市场竞争力存在风险。从国外实践来看，典型抽水蓄能电站的辅助服务收入已达到总收入的50%以上，来自峰谷电的“剪刀差”收入则不足50%。而我国现行辅助服务可实现的收入不足其年容量成本的 5%，与国外存在巨大差异。究其原因，成熟市场化国家辅助服务定价所基于的机会成 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 14 of 34 本定价方法与国内辅助服

62、务基于的会计成本定价方法存在巨大差异。这也带来了即使国内推进了电力现货市场建设，如果辅助服务市场改革没有到位，抽水蓄能电站作为独立个体参与市场竞争力不足的风险。表表 7：欧美重要电价政策对比欧美重要电价政策对比 英国英国 美国加州美国加州 欧盟欧盟 电力市场类型 分散式电力市场 集中式电力市场 兼具集中式与分散式的双重特征 交易规则 发电商与用户的双边交易（总交易电量占比超过 90%）电能量市场与辅助服务市场 耦合出清 日前市场“集中竞价，边际出清”日内市场采用撮合交易方式 实时市场采用平衡机制方式 价值体现 为保障抽水蓄能电站的合理收益，英国电力市场专门制定抽水蓄能机组的电价机制，明确抽水蓄

63、能电站收入包括固定收入（固定部分）与平衡机制收入（变动部分）两部分。实现了不同时段电能量产品价值的货币化体现以及辅助服务机会成本的显化体现，即由于负荷特性的稳定每日高峰时段/低谷时段可产生稳定、可预期的高峰/低谷价格信号“集中竞价，边际出清”的日前市场使得抽水蓄能电站具备了独立参与市场竞争实现生存的基础条件。因此，在欧盟国家抽水蓄能电站一般作为独立市场成员，与其它电厂在市场上展开竞争。收入来源 容量补偿按年一次性支付，抽水蓄能电站的剩余容量可通过自主参加平衡市场获得一部分变动收入 参与辅助服务市场和现货市场峰谷套利 包括参与辅助服务市场和现货市场峰谷套利 数据来源：国外典型电力市场抽水蓄能电价

64、机制及主要启示（王睿、罗开颜、张会娟、刘庆供），国泰君安证券研究 国家已经出台相关政策推动辅助服务市场规则完善。国家已经出台相关政策推动辅助服务市场规则完善。2022年6月国家发展改革委、国家能源局出台关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知，明确提出鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场的市场模式，并鼓励鼓励独立储能按照辅助服务市场规则或辅助服务管理细则，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务。2021年年 12月由国家能源局出台月由国家能源局出台 电力辅助服务管理办法。电力辅助服务管理办法。保障了电力系统安全、优质、

65、经济运行及电力市场有序运营，促进源网荷储协调发展，建立用户参与的电力辅助服务分担共享新机制，进一步规范电力辅助服务管理。电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由发电侧并网主体能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）提供的服务。电力辅助服务的种类分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。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。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，无需补偿。有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化

66、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。鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 15 of 34 表表 8：电力辅助服务电力辅助服务分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务 电力辅助服务分类 具体品种 补偿方式 固定补偿参考因素 有功平衡服务 一次调频 义务提供、固定补偿、市场化方式（集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商）电网

67、转动惯量需求和单体惯量大小 二次调频 常规机组：维持电网频率稳定过程中实际贡献量；其他并网主体：改造成本和维持电网频率稳定过程中实际贡献量 调峰 社会平均容量成本、提供有偿辅助服务的投资成本和由于提供电力辅助服务而减少的有功发电量损失 备用 转动惯量 爬坡 无功平衡服务 自动电压控制 义务提供、固定补偿、市场化方式（公开招标/挂牌/拍卖、双边协商）按低于电网投资新建无功补偿装置和运行维护的成本的原则 调相 事故应急及恢复服务 稳定切机 稳控投资成本、错失参与其他市场的机会成本和机组启动成本 稳定切负荷 用户损失负荷成本 黑启动 投资成本、维护费用、黑启动期间运行费用以及每年用于黑启动测试和人员

68、培训费用 数据来源：国家能源局，国泰君安证券研究 以浙江省为例，自去年浙江省电力辅助服务市场试运行以来，今年以浙江省为例，自去年浙江省电力辅助服务市场试运行以来，今年9月月21日日-10月月 20日，浙江省电力辅助服务市场将再次运行。日，浙江省电力辅助服务市场将再次运行。本次浙江省辅助服务的参与对象为包括新型储能在内的 5 兆瓦以上，持续响应时间 1小时以上的第三方独立主体。具体到补贴价格，第三方主体依据提供的服务及结算价格获得补偿，并承担由于服务不满足标准带来的考核费用。其中削峰调峰补偿根据下调的用电量、削峰调峰中标价格获取补偿，价格上限为 1000 元/兆瓦时，下限为 0 元/兆瓦时。填谷

69、调峰根据增加的用电量、填谷调峰中标价格获取补偿，价格上限为 320 元/兆瓦时，下限为0 元/兆瓦时。抽蓄电站参与辅助服务获得收益或补偿，随电力用户电费一并结算，电抽蓄电站参与辅助服务获得收益或补偿，随电力用户电费一并结算，电费账单中单独列支电力辅助服务费用。费账单中单独列支电力辅助服务费用。电力用户签订的带负荷曲线电能量交易合同中应明确承担电力辅助服务的责任和费用等相关条款，并满足所参与电力辅助服务的技术要求，参照发电企业标准进行补偿和分摊。费用补偿和分摊可采取以下两种方式。费用补偿和分摊可采取以下两种方式。电力用户直接承担方式：与电力用户开展电能量交易的发电企业相应交易电量不再参与电力辅助

70、服务费用分摊，由电力用户按照当地实施细则有关规定分摊电力辅助服务费用。电力用户经发电企业间接承担方式：电力用户与发电企业开展电能量交易时约定交易电价含电力辅助服务费用的，发电企业相应交易电量应继续承担电力辅助服务费用分摊。电力用户也可与发电企业自行约定分摊比例，在各自电费账单中单独列支。容量补偿是一种特殊的盈利机制，是指按照容量度电分摊标准按月向售容量补偿是一种特殊的盈利机制，是指按照容量度电分摊标准按月向售 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 16 of 34 电公司电公司(含直接参与批发市场的大用户含直接参与批发市场的大用户)收取容量电费，并

71、根据市场机组收取容量电费，并根据市场机组有效容量占市场机组总有效容量比例补偿给各机组。有效容量占市场机组总有效容量比例补偿给各机组。通过监管机构制定的容量价格为发电企业提供容量补偿，帮助其回收固定成本。该容量补偿机制通过设定容量电价和计算可补偿容量来实施。容量成本回收机制大体可归纳为稀缺定价机制、容量市场和容量成本补容量成本回收机制大体可归纳为稀缺定价机制、容量市场和容量成本补偿机制三类。偿机制三类。各地区应结合时机选择适宜的容量成本回收机制，可通过建立容量成本补偿机制起步。国外典型实施该种机制的国家有智利。国内，山东省电力现货市场交易规则（试行）规定山东省综合市场交易 价格由容量补偿费用、市

72、场形成的电量价格构成。根据山东省 关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知，山东容根据山东省 关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知，山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿。量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿。费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时 0.0991 元（含税）。广东省 2020 年发布关于征求等文件意见的函，现阶段只对售电公司和批发大用户所代理零售用户实际用电量之和超出售电公司持有的价差中长期合约外的电量(价差中长期合约外的电量，包括现货偏差电量和绝对价格中长期电量)收取容量补偿电费。在电网租赁经营管理方式中，抽水蓄能公司作为项目法人负责电站

73、建设在电网租赁经营管理方式中，抽水蓄能公司作为项目法人负责电站建设和建成后的还本付息，建成后租赁给电网公司经营，电网公司支付租赁和建成后的还本付息，建成后租赁给电网公司经营，电网公司支付租赁 费，电站所有权和经营权分离。费，电站所有权和经营权分离。在租赁模式下,抽水蓄能电站作为独立公 司,负责电站的建设和建成后的管理与还贷,电站建成后租赁给电网公司运营,租赁方支付给抽水蓄能公司租赁费。抽水蓄能电站由电网统一调度,其租赁费进入租赁方成本，由租方承担。2.2.成本：成本：2021年核准抽水蓄能电站平均单位动态成本年核准抽水蓄能电站平均单位动态成本6480元元/kW，成本占比，成本占比机电安装机电安

74、装/建筑工程占建筑工程占 26%/25%2021 年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态投资年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态投资 5367 元元/kW，平均单，平均单位千瓦动态投资位千瓦动态投资 6480 元元/kW。(1)抽水蓄能电站工程建设条件个体差异明显，造价水平与工程建设条件和装机规模相关，平均单位静态成本5367 元/千瓦，平均单位动态成本 6480 元/千瓦。(2)根据抽水蓄能产业发展报告 2021，一般情况下，抽水蓄能电站单位造价随装机规模增加而显著降低。表表 9：2021 年核准抽水蓄能电站年核准抽水蓄能电站平均单位动态成本平均单位动态成本 6480 元元/kW 省份省份 项目名

75、称项目名称 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）单位静态成本（元单位静态成本（元/千瓦）千瓦）单位动态成本（元单位动态成本（元/千瓦）千瓦）黑龙江 尚志 120 5809 6965 浙江 秦顺 120 4888 5945 浙江 天台 170 5263 6319 江西 奉新 120 5298 6366 河南 鲁山 130 5590 6675 湖北 平坦原 140 5495 6720 重庆 栗子湾 140 5828 7260 广西 南宁 120 5476 6613 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 17 of 34 宁夏 牛首山 100 6364

76、7847 辽宁 庄河 100 5689 6798 广东 梅州二期 120 3483 3930 平均 5367 6480 数据来源：水电水利规划设计总院抽水蓄能产业发展报告 2021、国泰君安证券研究 机电设备及安装工程投资占比机电设备及安装工程投资占比 26%位列第一，建筑工程投资占比位列第一，建筑工程投资占比 25%次之。次之。抽水蓄能电站工程造价各部分投资占比中，机电设备及安装工程26%，建筑工程 25%，建设期利息 14%，独立费用 12%，预备费 8%，施工辅助工程 6%，建设征地移民安置补偿费用 4%，金属结构设备及安装工程 4%，环境保护和水土保持工程 1%。根据抽水蓄能产业发展报

77、告 2021，自“十三五”以来，抽水蓄能电站单位造价水平相对平稳。图图 5：机电设备及安装工程投资及建筑工程投资机电设备及安装工程投资及建筑工程投资占抽蓄电站工程造价比重过半占抽蓄电站工程造价比重过半 数据来源：水电水利规划设计总院抽水蓄能产业发展报告 2021，国泰君安证券研究 3.行业规模：行业规模：抽水蓄能目前装机抽水蓄能目前装机 36GW，规划规划 2030年装机年装机 120GW 2021 年中国抽水蓄能已建规模年中国抽水蓄能已建规模 36.39GW，在建规模，在建规模 61.53GW，均位于，均位于世界首位。世界首位。根据水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联

78、合发布的抽水蓄能产业发展报告 2021 显示，截至 2021年底，我国已建抽水蓄能电站总装机规模达到 36.39GW，主要分布在广东、华东等地，居世界首位，我国抽水蓄能电站核准在建总规模为61.53GW，主要分布在华东、华北等地。5%25%1%26%4%4%12%8%14%施工辅助工程建筑工程环境保护和水土保持工程机电设备及安装工程金属结构设备及安装工程建设征地移民安置补偿费用独立费用预备费建设期利息 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 18 of 34 图图 6：中国中国 2022 年抽水蓄能装机年抽水蓄能装机主要分布在广东、华东等地主要分布在

79、广东、华东等地 数据来源：抽水蓄能产业发展报告 2021、国泰君安证券研究 至至 2021年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 814GW，其，其中中 98GW 项目已经实施。项目已经实施。根据 抽水蓄能产业发展报告 2021，2020年，国家能源局组织开展了新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查工作。综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术及初步经济性等因素后，共发现资源站点 1529 个，可装机总规模达1604GW，截至 2021 年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约814GW，其中 97.92GW 项目已

80、经实施。图图 7：中国中国各地区抽水蓄能装机资源点各地区抽水蓄能装机资源点主要主要分布分布在南方在南方 数据来源：抽水蓄能产业发展报告 2021、国泰君安证券研究 中国中国 2022 年年预计预计投产约为投产约为 9GW，2022 年年底底总总装机达装机达 45GW 左右左右。根据 2022 年 6 月发布的抽水蓄能产业发展报告 2021，预测 2022 年抽水蓄能电站预计投产 9GW，到年底总装机规模达到 45GW，核准建设规模达到 50GW。表表 10：2022 年预计投产与开工的抽水蓄能电站年预计投产与开工的抽水蓄能电站 地区 项目地址 2022 年预计投产抽水蓄能电站 东北 吉林敦化，

81、黑龙江荒沟 华北 山东沂蒙、文登，河北丰宁 华中 河南天池 7654804749928508589020040060080000华东电网华北电网华中电网东北电网西北电网南方电网西南电网已建项目（万KW)在建项目（万KW)939270924500805008000700000004000050000西南华东东北华北华中西北南方站点资源量（万KW)已纳入规划的站点资源（万KW）行业更新行业更新 请务必阅

82、读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 19 of 34 华东 浙江长龙山，福建周宁、永泰，安徽金寨 西南 重庆蟠龙 南方 广东梅州、阳江 2022 年预计开工的抽水蓄能电站 东北 辽宁大雅河 华北 河北徐水，内蒙古美岱 华中 河南龙潭沟，湖北宝华寺，湖南安化，华东 安徽宁国，江苏连云港，浙江建德；西南 青海哇让，陕西富平；南方 广东三江口、贵州黔南。数据来源：抽水蓄能产业发展报告 2021、国泰君安证券研究 “十四五十四五”期间期间 110 个抽水蓄能电站项目拟开工，装机容量达个抽水蓄能电站项目拟开工，装机容量达 136GW。据国际能源网、储能头条统计，截至 2022 年

83、7 月 14 日，全国已规划 183个抽水蓄能项目。其中 73 个抽水蓄能电站项目已开工，装机容量达91.38GW。“十四五”110 个抽水蓄能电站项目拟开工，总投资超 6504.31亿元，装机容量达 136W。从项目分布看，华北、华南等地规划较多。其中湖北省各地待建设抽水蓄能电站 18 个，总装机 21.5GW 以上，总投资则达到 842.57 亿元，项目数量在全国处于领先地位。表表 11:各省“十四五”拟建设抽水蓄能项目情况各省“十四五”拟建设抽水蓄能项目情况，装机容量达装机容量达 136GW 东北地区东北地区 省份省份 黑龙江黑龙江 吉林吉林 辽宁辽宁 项目个数项目个数 3 1 1 装机

84、容量（装机容量（MW）4000 5000 1600 项目投资（亿元）项目投资（亿元）/95 华北华北/华中地区华中地区 省份省份 山西山西 内蒙古内蒙古 河南河南 湖北湖北 湖南湖南 河北河北 项目个数项目个数 6 1 2 18 5 3 装机容量（装机容量（MW）6000 1200 3300 21500 6800 3000 项目投资（亿元）项目投资（亿元）401 81.75 204 842.57 423 59.2 华南华南/华东地区华东地区 省份省份 广东广东 广西广西 海南海南 江苏江苏 浙江浙江 安徽安徽 福建福建 山东山东 项目个数项目个数 9 7 1 1 13 5 4 1 装机容量（装

85、机容量（MW）10000 8000 2400 1200 15195 5800 5800 1180 项目投资（亿元）项目投资（亿元）550 399.36 110 70 910.87 350.14 351.15/西南西南/西北地区西北地区 省份省份 陕西陕西 甘肃甘肃 新疆新疆 贵州贵州 青海青海 云南云南 江西江西 重庆重庆 项目个数项目个数 8 7 4 3 2 2 2 1 装机容量（装机容量（MW）8400 8000 4700 3800 4800 2400 1200 1200 项目投资（亿元）项目投资（亿元）508 297.4 233.24 45.63 170 145 147 80 数据来源：

86、国际能源网，储能头条、国泰君安证券研究 “十四五”期间已核准的抽水蓄能电站装机规模达到“十四五”期间已核准的抽水蓄能电站装机规模达到 30.50GW。根据国际储能网报道，截至 2022 年 8 月 31 日，“十四五”已核准 23 座抽水蓄能电站，总装机规模 3050 万千瓦，项目投资规模超过 2000 亿元。其中，2021 年核准电站 11 个，装机规模合计 1380 万千瓦，投资金额约 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 20 of 34 900 亿元。2022 年至今已核准电站 12 个，装机规模合计 1670 万千瓦，投资金额超 1100

87、 亿元。表表 12:22 年各省“十四五”年各省“十四五”已核准的抽水蓄能电站已核准的抽水蓄能电站项目项目达达 30.50GW 省份 项目名称 装机容量（万千瓦）核准时间 江西 奉新 120 2021-03-04 河南 鲁山 130 2021-07-09 广西 南宁 120 2021-11-12 浙江 泰顺 120 2021-11-12 重庆 栗子湾 140 2021-11-25 湖北 平坦原 140 2021-12-13 辽宁 庄河 100 2021-12-16 浙江 天台 170 2021-12-20 广东 梅州二期 120 2021-12-22 黑龙江 尚志 120 2021-12-28

88、 宁夏 牛首山 100 2021-12-31 内蒙古 乌海 120 2022-01-30 重庆 建全 120 2022-03-03 湖南 安化 240 2022-06-24 河南 九峰山 210 2022-06-29 湖北 清江 120 2022-06-29 广东 水源山 120 2022-07-06 广东 三江口 140 2022-07-14 安徽 宁国 120 2022-07-18 湖北 宝华寺 120 2022-07-28 广东 浪江 120 2022-08-08 广东 中洞 120 2022-08-26 湖南 后寺河 120 2022-08-28 数据来源：国际能源网/储能头条、国泰君

89、安证券研究 根据国家规划，到根据国家规划，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模达到年，抽水蓄能投产总规模达到 62GW 以上（以上（+CAGR14%）；到）；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模达到年，抽水蓄能投产总规模达到 120GW 左右（左右（+CAGR14%）。）。根据国家能源局发布的 抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年），中长期规划布局重点实施项目 340 个，总装机容量约 421GW。到 2025 年，抽水蓄能投产总规模达到 62GW 以上，对应 2021年-2025 年 CAGR14%；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模达到 120GW 左右，对应 2025 年-2

90、030 年 CAGR14%。图图 8：中国中国 2030 年抽水年抽水蓄能投产蓄能投产装机目标装机目标 120GW 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 21 of 34 数据来源：国家能源局、国泰君安证券研究 4.产业链产业链/竞争格局竞争格局/盈利模式：中国电建盈利模式：中国电建具备建设具备建设/运运营等一体化竞争优势营等一体化竞争优势 抽水蓄能产业链共涉及设备、总承包、运营三个大环节。抽水蓄能产业链共涉及设备、总承包、运营三个大环节。上游为抽水蓄能电站设备供应方，主要包括水轮机、发电机、水泵、主变压器、压缩空气系统等。产业链中游为电站的总承包

91、方，代表性企业有中国电建、中国能建，市场份额集中度高。产业链的下游主要是抽水蓄能电站的投资运营方，由国家电网和南方电网主导。表表 13:抽水蓄能产业链抽水蓄能产业链共涉及设备、总承包、运营三大环节共涉及设备、总承包、运营三大环节 上游(设备)水轮机水轮机 公司：东方电气、哈尔滨电气、国电南端 发电机发电机 公司：国投电力、三峡水利、华能水电 水泵水泵 公司：大元泵业、东音股份、利欧股份 主变压器主变压器 公司：保变电气、新华都 压缩空气系统压缩空气系统 公司：丰电科技、中国电建 中游(总承包)总承包总承包 公司：中国电建、中国能建、粤水电 下游（运营）运营运营 公司：南方电网、国家电网、三峡集

92、团、中国电建 数据来源：前瞻产业研究院，国泰君安证券研究 4.1.上游设备：东方电气、哈尔滨电气、国电南瑞行业领先上游设备：东方电气、哈尔滨电气、国电南瑞行业领先 抽水蓄能产业链上游主要是各类抽水蓄能电站设备，东方电气、哈尔滨抽水蓄能产业链上游主要是各类抽水蓄能电站设备，东方电气、哈尔滨电气、国电南端为我国抽蓄机组主要生产企业。电气、国电南端为我国抽蓄机组主要生产企业。设备主要可分为发电机、366202120252030装机规模（GW)行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 22 of 34 水轮机、主变压

93、器、调速器系统、励磁系统等。东方电气水电产品总体水平位居国内前列，贯流式、混流式等水电技术达到国际领先水平，抽水蓄能机组研制达到世界一流水平。哈尔滨电气水电年生产能力达10000MW，国内大型水电机组市场占有率持行业领先。国电南端拥有光伏/抽水蓄能/分布式能源等各种发电类型的机组控制保护及并网解决方案，拥有完善的抽水蓄能机组的成套设备。东方电气是国内首个同时具备抽水蓄能机组研制和调试能力的发电设东方电气是国内首个同时具备抽水蓄能机组研制和调试能力的发电设备制造企业。备制造企业。截至 2022 年 8 月，已投运和在制抽水蓄能发电电动机 76台，水泵水轮机 75 台，进水球阀 77 台。机组容量

94、覆盖 40 兆瓦至 425 兆瓦，机组水头涵盖 63 至 756 米。随着丰宁、长龙山、敦化、梅州等项目一批抽蓄机组成功投产，且性能优异，目前，东方电气已系统构建起高水平的抽蓄机组研制和调试技术体系，抽蓄机组研制水平国内领先。白鹤滩百万千瓦水电机组成功并网发电，实现了我国高端装备制造的重大突破，标志着我国大型水电工程建设完成从“中国制造”到“中国创造”的历史性跨越。图图 9：22H1 东方电气东方电气营业收入构成营业收入构成 图图 10：2017-2022H1 东方电气东方电气归母净利润归母净利润 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 哈尔滨电气大型水电产

95、品市场占有率行业领先，创造我国水力发电设备哈尔滨电气大型水电产品市场占有率行业领先，创造我国水力发电设备多项第一。多项第一。为国内近 200 多座电站提供了 300 多台机组，并为国外 40 多个电站提供了 100 余台水电机组。公司坚持自主开发与合作生产引进技术相结合，创造了我国水力发电设备历史上多项“第一”。2021 年 12 月，哈电集团研制的荒沟抽水蓄能机组进入 15 天试运行。作为我国首台采用四支路技术的抽水蓄能机组，该机组的成功运行标志着哈电集团电机公司引领我国抽水蓄能技术再获突破。22H1 水电主机设备的营业收入16 亿元同增 27%，生产发电设备 856 万千瓦同降 20%，其

96、中水轮发电机组 154 万千瓦同降 69%。清洁高效发电设备,30.58%新能源,29.20%工程及服务,16.03%新兴成长产业,15.85%现代制造服务业,8.34%020406080002468020020归母净利润（亿元）增速（%）行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 23 of 34 图图 11：22H1 哈尔滨电气哈尔滨电气营业收入构成营业收入构成 图图 12：2017-2022H1 哈尔滨电气哈尔滨电气归母净利润归母净利润 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 数据来源

97、：公司公告、国泰君安证券研究 国电南端是抽水蓄能电站专业最全、技术水平国际领先的电力系统二次国电南端是抽水蓄能电站专业最全、技术水平国际领先的电力系统二次设备供应商。设备供应商。拥有全部自主知识产权的抽蓄电站工程安全监测、计算机监控、继电保护、水轮机调速、电机励磁和 SFC、机组状态监测等产品，参与了 30 多个抽蓄电站的建设。主要涉及抽水蓄能系统二次设备供应，投资规模在 1%-2%之间，市占率在 60%-70%。2022 年国家电网重大工程建设加快推进，白鹤滩江苏直流工程及山东沂蒙、吉林敦化、黑龙江荒沟抽蓄电站竣工投产，浙江泰顺、江西奉新、湖南安化、黑龙江尚志抽水蓄能电站项目获得核准同时中标

98、浙江抽蓄电站二次系统等抽蓄项目。图图 13：22H1 国电南瑞国电南瑞营业收入构成营业收入构成 图图 14：2017-2022H1 国电南瑞国电南瑞归母净利润归母净利润 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 火电主机设备,37.30%电站工程服务,23.17%交直流电机及其他,19.26%水电主机设备,13.36%核电,5.05%电站辅机及配套设备,1.86%-59,900-49,900-39,900-29,900-19,900-9,900100-45-40-35-30-25-20-15-10-502017 2018 2019 2020 2021 22H1

99、归母净利润（亿元）增长率（%）电网自动化及工业控制51.59%继电保护及柔性输电18.12%电力自动化信息通信16.96%发电及水利环保8.14%集成及其他4.94%其他业务0.26%0502002020212022H1归母净利润（亿元）增长率（%）行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 24 of 34 表表 14：抽水蓄能抽水蓄能上游上游主要是各类抽水蓄能电站设备主要是各类抽水蓄能电站设备 公司名称 主要内容 21 年主营业务及占比 东方电气 东方电气系统构建起具有完全自主知识产权

100、的抽水蓄能机组关键技术研发、设计、生产、安装、服务、成套、调试、改造体系，抽水蓄能机组整体研制和调试服务水平已达到国内领先、世界一流水平。白鹤滩水电站左岸 8 台机组全部按期完成安装、6 台顺利投运。国内最高水头长龙山抽水蓄能机组投入商运，各项参数表现优异。发电设备制造行业(100%)哈尔滨电气 水电年生产能力达 10000MW，国内大型水电机组市场占有率持行业领先。先后为国家重点工程生产混流式最大单机容量 800MW 机组、250MW-350MW抽水蓄能机组、轴流式最大容量 200MW 机组、贯流式最大单机容量 48MW机组，即将承制三峡公司白鹤滩 1000MW 水电机组。已为国内 200

101、多座电站提供了 300 多台机组，并为国外（美国、加拿大、日本、委内瑞拉、泰国、菲律宾、尼泊尔、土耳其、刚果、伊朗等国家）的 40 多个电站提供了 100 余台水电机组。水电主机设备(12.85%)火电主机设备(35.63%)电站工程服务(21.18%)交直流电机及其他(20.10%)核电产品(5.19%)电站辅机和配套产品(4.01%)国电南端 抽水蓄能电站专业最全、技术水平国际领先的电力系统二次设备供应商。主要涉及抽水蓄能系统二次设备供应，投资规模在 1%-2%之间，市占率在 60%-70%。2022 年国家电网重大工程建设加快推进，白鹤滩江苏直流工程及山东沂蒙、吉林敦化、黑龙江荒沟抽蓄电

102、站竣工投产，浙江泰顺、江西奉新、湖南安化、黑龙江尚志抽水蓄能电站项目获得核准同时中标浙江抽蓄电站二次系统等抽蓄项目。数据来源：公司官网，国泰君安证券研究 4.2.中游总承包：中国电建设计中游总承包：中国电建设计 90%、建设建设 80%市场份额市场份额，中国能建中国能建、粤水电项目经验丰富、粤水电项目经验丰富 抽水蓄能产业链中游为总承包环节，市场集中度高。抽水蓄能产业链中游为总承包环节，市场集中度高。2021 年8月，国家能源局发布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 6200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右。20

103、21 年中国电建作为新能源和抽水蓄能建设领域的领军者，具有抽水蓄能电站的规划、勘测设计、工程建造的核心技术能力，形成了完善的抽水蓄能技术标准。中国能建抽水蓄能业务快速增长；粤水电与四川宣汉县签订招商引资协议，建设白岩滩水库抽水蓄能电站项目。中国电建抽水蓄能建设领域的领军者，占国内抽水蓄能规划设计份额约中国电建抽水蓄能建设领域的领军者，占国内抽水蓄能规划设计份额约90%，承担建设项目份额约，承担建设项目份额约 80%。1）中国电建主业定位为水、能、砂、城、数五个领域。抽水蓄能源于水、产出能、可制砂、服务城、集成数，是中国电建重点发展的核心业务。进入十四五以来，中国电建加强顶层设计、助力标准建设、

104、统筹资源配置、加大正向激励，以实际行动助力抽水蓄能高质量发展。2）中国电建在抽水蓄能领域拥有勘测设计、建设施工、运维管理全产业链一体化优势，建成和正在建设着一批抽水蓄能电站工程，发挥着保障大电网安全、促进新能源消纳、提升全系统性能的重要作用。3）旗下水规总院、北京院、华东院、西北院、中南院、成都院、贵阳院、昆明院等设计企业，结合我国水资源分布状况，相继开展了河北、内蒙古、吉林、山东、江苏、浙江、广东等省区 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 25 of 34 的抽水蓄能电站选点规划研究、参与了抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）研究，以及

105、近百座抽水蓄能电站的勘测设计、施工监理等工作，掌握了抽水蓄能规划、设计及总承包等一大批关键核心技术，建立了一整套技术标准体系，培养了一大批专业技术骨干人才。22 年上半年，公司新签抽水蓄能业务 129 亿元，占新签能源电力业务合同 5.7%。上半年批准成立项目公司开展前期工作的抽水蓄能项目 22 个，批复开展投资建设和前期工作项目装机 2300 万千瓦。2022 年承接的多个重大里程碑式项目推进顺利。由中国电建所属华东院承担设计和前期施工的全国第二大、华东地区最大的抽水蓄能电站“浙江建德抽水蓄能电站”筹备工程开工，总投资 140.5 亿元，是建德历史上投资最大的项目；东北地区最大抽水蓄能电站“

106、辽宁清原抽水蓄能电站”下水库下闸蓄水；首座百万千瓦级抽水蓄能电站“重庆云阳建全抽水蓄能电站”正式开工；湖南最大抽水蓄能电站泄洪排沙洞顺利贯通等。图图 15：22H1 中国电建营业收入构成中国电建营业收入构成 图图 16：2017-2022H1 中国电建归母净利润中国电建归母净利润 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 表表 15：2022 年中国电建年中国电建持续推进持续推进抽水蓄能抽水蓄能项目项目 序号序号 时间时间 项目类型项目类型 项目描述项目描述 订单金额订单金额 1 2022-01-25 水电八局 平坦原抽水蓄能电站省道 S323复建工程 EPC

107、 总承包 项目为平坦原抽水蓄能电站淹没处理复建公路，将恢复省道 S323 现通行功能保障后期建设。1.4 亿元 2 2022-02-18 北京院 辽宁阜新海州露天矿抽水蓄能项目 利用已闭矿的海州露天矿建设抽水蓄能电站，拟装机容量 1200 兆瓦。/3 2022-03-28 水电三局 新疆阜康抽水蓄能电站 总投资 83.68 亿元，总装机容量 120 万千瓦设计年发电量 24.1 亿千瓦时。/4 2022-05-23 北京院 辽宁清原抽水蓄能电站项目 总投资 64 亿元，总装机容量 180 万千瓦，是东北最大的抽水蓄能电站。/5 2022-05-24 水电一局 新疆哈密抽水蓄能电站水库工程 总投

108、资为 82.3 亿，总装机规模为 120 万千瓦。/6 2022-5-25 中国电建 浙江天台抽水蓄能电站 总投资 107 亿元，“十四五”重点项目，电站额定水头 724 米世界最高。/7 2022-05-30 南宁抽蓄上水库土建工程 国家“十四五”规划重点项目，总装机 120 万千瓦，6.5 亿元 建筑工程承包89%电力投资与运营4%其他7%-10-505203040506070809020022H1归母净利润（亿元）增长率（%）行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 26 of 3

109、4 工程局 年设计发电量 16 亿千瓦时。8 2022-06-06 北京院 河津抽水蓄能电站前期设计总承包服务项目 总投资 68.15 亿元，位于山西省河津市，电站装机容量为 1200 兆瓦。/9 2022-06-20 华中院 河南嵩县抽水蓄能电站接 位于河南嵩枢纽初选电站装机容量 180 万千瓦，建成后年均发电量达 14 亿千瓦时左右。/10 2022-6-29 中南院 湖南安化抽水蓄能电站项目 总投资 151 亿元设计装机容量为 240 万千瓦，装机规模居全国第二、华中第一。/合计合计/7.9 亿元 数据来源：公司官网、国泰君安证券研究 中国能建积极进军抽水蓄能市场，先后承建了江苏宜兴、内

110、蒙古呼和浩中国能建积极进军抽水蓄能市场，先后承建了江苏宜兴、内蒙古呼和浩特、山西西龙池、河北丰宁、山东文登、江苏句容抽水蓄能电站等项目，特、山西西龙池、河北丰宁、山东文登、江苏句容抽水蓄能电站等项目，打响了抽水蓄能电站建设品牌。打响了抽水蓄能电站建设品牌。1）世界规模最大抽水蓄能电站河北丰宁抽水蓄能电站，装机容量世界第一，储能能力世界第一，总装机 360万千瓦，被誉为世界最大“充电宝”。2021 年 12 月 30 日全面投产发电，投产后每年将消纳过剩电能 88 亿千瓦时，年发电量 66.12 亿千瓦时，可满足 260 万户家庭一年用电，能节约标准煤 48.08 万吨，减少碳排放 120万吨，

111、相当于造林 24 万亩。2）公司参建的张北可再生能源柔性直流电网试验示范工程、丰宁抽水蓄能电站等项目，将张家口等地区的风电、光电等可再生能源“打包”送到北京，助力冬奥场馆历史上首次实现100%全绿电。中国能建 2022 上半年，工程建设业务实现营业收入人民币 1304.18 亿元，同比增长 13.39%，其中新能源及综合智慧能源营业收入人民币 351.09 亿元，同比增加 27.85%。公司 2022H1 归母净利润 27.94 亿元，同比增长 18.69%。公司 2022 年上半年，抽水蓄能业务快速增长，先后中标广东、广西等地抽水蓄能勘 察设计，签订湖北蕲春、甘肃白银、陕西汉中等九个抽水蓄能

112、项目投资建设合作协议，新签合同额同比增长 144 倍。图图 17：22H1 中国能建营业收入构成中国能建营业收入构成 图图 18：2017-2022H1 中国能建归母净利润中国能建归母净利润 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 勘测设计及咨询业务4%工程建设业务80%工业制造业务7%投资运营业务7%其他业务2%-20-5000702002020212022H1归母净利润（亿元）增长率（%）行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 27 of 34

113、表表 16:2022 年中国能建年中国能建持续推进持续推进抽水蓄能项目抽水蓄能项目 序号序号 时间时间 项目类型项目类型 项目描述项目描述 订单金额订单金额 1 2022-02-12 广东院 梅州抽水蓄能电站 位于广东省梅州市五华县龙村镇，是全国库容第二的抽水蓄能电站。1.6 亿元 2 2022-02-12 广东院 阳江抽水蓄能电站 位于广东省阳江市阳春市八甲镇，是目前国内单机容量最大抽水蓄能电站。/3 2022-03-11 广西院 南方电网调峰调频发电有限公司抽水蓄能项目勘察设计合同 项目包括贵港、柳州鹿寨等 5 个抽水蓄能电站，每个电站总装机容量 1200 兆瓦。7.5 亿元 4 2022

114、-04-01 葛洲坝二公司 河北丰宁抽水蓄能电站上、下水库土建及金属结构安装工程 工程总投资 192 亿元，丰宁抽水蓄能电站装机规模居世界首位，总装机容量 3600 兆瓦。11.6 亿元 5 2022-06-18 广西院 钦州灵山抽水蓄能电站全阶段勘测设计项目 总投资 70 亿元，位于灵山县那隆镇八一茶场一带，拟建设总装机容量 120 万千瓦。/6 2022-06-18 广西院 南宁武鸣抽水蓄能电站全阶段勘测 位于广西壮族自治区内，每个项目装机容量 120万千瓦，均为等大(1)型工程。1.28 亿元 7 2022-06-25 葛洲坝集团公司 柞水县杏坪抽水蓄能电站项目 总投资 76 亿元，可拉

115、动地方 GDP 约 120 亿元。预计对当地节能减排、就业有显著利好。/合计合计/21.96 亿元 数据来源：公司官网、国泰君安证券研究 粤水电具备抽水蓄能电站上下水库土建、水库库岸防护等工程施工资质、粤水电具备抽水蓄能电站上下水库土建、水库库岸防护等工程施工资质、先进技术及丰富经验。先进技术及丰富经验。先后参与了广东惠州抽水蓄能电站、深圳抽水蓄能电站、清远抽水蓄能电站、阳江抽水蓄能电站、肇庆抽水蓄能电站、海南琼中抽水蓄能电站的建设。在全国尤其是在广东、四川、湖南等地区具备较高的品牌影响力，是区域水利水电工程建设的龙头企业。7 月25 日公告，签订四川白岩滩水库抽水蓄能电站项目招商引资协议，项

116、目预计装机容量 120 万至 160 万 kW，总投资约 100 亿元。图图 19：22H1 粤水电粤水电营业收入构成营业收入构成 图图 20：20172022H1 粤水电粤水电归母净利润归母净利润 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 工程施工77%发电15%产品销售7%勘测设计及咨询业务1%05200212022H1归母净利润（亿元）增长率（%）行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 28 of 34 表表 17：抽水蓄能产业链中游为总承包环节

117、，市场集中度高抽水蓄能产业链中游为总承包环节，市场集中度高 公司名称 主要内容 21 年主营业务及占比 中国电建 公司具有抽水蓄能电站的规划、勘测设计、工程建造的核心技术能力，形成了完善的抽水蓄能技术标准。公司主要领导主动对接国家相关部委，积极参加国家推进抽水蓄能项目开发建设工作等重要会议，在人民日报等媒体发表署名文章，为国家推进实现“十四五”抽水蓄能开发建设等工作出谋划策。牵头成立中国水力发电学会抽水蓄能行业分会，制定印发水电与抽水蓄能工程预算企业定额、风电光伏工期定额。积极推进承建项目实施，承建的广东梅州和阳江两座百万千瓦级抽水蓄能电站、吉林敦化抽水蓄能电站全面投产发电。不断加大业务开拓力

118、度，新签重点项目合同实现突破。新签浙江天台抽水蓄能电站、新疆哈密抽水蓄能电站等主体工程施工合同和多个抽水蓄能电站设计合同，其中天台抽水蓄能电站是国内单机容量最大、上下引水斜井最长，世界额定水头最高的抽水蓄能电站，将推动抽水蓄能电站建设水平迈上新高地。工程承包与勘测设计(83.56%)电力投资与运营(4.56%)房地产开发(6.62%)设备制造与租赁(1.47%)其他(3.80%)中国能建 21 年公司依托国家级能源智库，及时解读新能源“一体化”、抽水蓄能规划等行业政策，强化市场研究，构建了公司总部、区域总部及子公司“三位一体”新能源开发体系。全力抢抓抽水蓄能市场，与湖北蕲春等地方政府达成合作意

119、向。与镇巴县签订镇巴红岩坪抽水蓄能项目投资开发合作协议，拟在镇巴县投资建设抽水蓄能电站项目（预计投资额为人民币 90 亿元）。工程建设业务(81.88%)工业制造(8.76%)勘测设计及咨询业务(4.58%)投资运营业务(8.46%)其他业务(1.97%)粤水电 公司具备抽水蓄能电站上下水库土建、水库库岸防护等工程施工资质、先进技术及丰富经验，先后参与了广东惠州抽水蓄能电站、深圳抽水蓄能电站、清远抽水蓄能电站、阳江抽水蓄能电站、肇庆抽水蓄能电站、海南琼中抽水蓄能电站的建设。在全国尤其是在广东、四川、湖南等地区具备较高的品牌影响力，是区域水利水电工程建设的龙头企业。2018 年 1 月 18 日

120、，公司和南方电网调峰调频发电有限公司签署 广东阳江抽水蓄能电站下水库土建工程施工合同,合同价 4.54 亿元。合同工期为 37 个月。该项目 2018 年 8 月 8 日开工，因业主征地原因 2018 年 10 月停工，2020年 5 月工作面才陆续复工。该项目正处在施工期内。工程施工(80.63%)产品销售(7.03%)发电(11.82%)勘测设计与咨询服务(0.52%)数据来源：公司官网，国泰君安证券研究 4.3.下游运营：国家电网、南方电网为主导下游运营：国家电网、南方电网为主导 抽水蓄能产业链下游为投资运营环节，电网企业占主导地位。抽水蓄能产业链下游为投资运营环节，电网企业占主导地位。

121、国家电网规划“十四五”期间新增 1000 亿元以上投资规模的抽水蓄能电站、开工 2000 万千瓦以上装机规模。2025 年经营区抽水蓄能装机超过 5000 万千瓦，2030 年达到 1 亿千瓦。南方电网规划“十四五”和“十五五”期间分别投产 500 万千瓦和 1500 万千瓦抽水蓄能，2030 年抽水蓄能装机达到 2800 万千瓦左右。文山电力资产置换完成，主要业务转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧文山电力资产置换完成，主要业务转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发独立储能业务的开发/投资投资/建设建设/运营。运营。9 月 14日公司公告，南方电网公司持有的调峰调频公司 100%股权

122、已变更登记至上市公司名下，调峰调频公司 100%股权的过户事宜已完成，上市公司已合法持有调峰调频公司 100%股权。文山电力新增已全部投产运营的 7 座抽水蓄能电站，装机容量合计为 1028 万千瓦；1 座已取得核准、主体工程已开工的抽水蓄 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 29 of 34 能电站，装机容量 120 万千瓦，预计于 2025 年建成投产；11 座抽水蓄能电站进入前期工作阶段，总装机容量 1,260 万千瓦，将于“十四五”到“十六五”陆续建成投产。图图 21：22H1 文山电力文山电力营业收入构成营业收入构成 图图 22：201

123、72022H1 文山电力文山电力归母归母净利润净利润 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 表表 18：抽水蓄能产业链下游为投资运营环节，电网企业占主导地位抽水蓄能产业链下游为投资运营环节，电网企业占主导地位 公司名称 主要内容 21 年主营业务及占比 国家电网 国家电网公司是建设抽水蓄能电站的主力。2021 年 11 月，国家电网公司将持有国网新源控股有限公司 51.54%股权全部转至国网新源集团有限公司，整合抽水蓄能资产，国网新源集团有限公司成为国家电网布局抽水蓄能业务的平台公司。22 年上半年，国网新源集团抽水蓄能电站夜间抽水运行服务风电消纳 926

124、4 台次，午间抽水运行服务光伏发电消纳 4619 台次。国家电网规划“十四五”期间新增 1000 亿元以上投资规模的抽水蓄能电站、开工 2000 万千瓦以上装机规模。2025 年经营区抽水蓄能装机超过 5000 万千瓦，2030 年达到 1 亿千瓦。南方电网 文山电力与南方电网持有的南网双调 100%股权的等值部分进行置换，成为南方电网抽水蓄能业务的上市公司平台。2022 年 9 月 8 日，由南方电网调峰调频公司投资建设的广西玉林福绵抽水蓄能电站项目通过预可研报告审查。电站总装机容量为 120 万千瓦，安装 4 台 30 万千瓦的可逆式水泵水轮机组，总投资约 85 亿元。规划“十四五”和“十

125、五五”期间分别投产 500 万千瓦和 1500 万千瓦抽水蓄能，2030 年抽水蓄能装机达到 2800 万千瓦左右。文山电力 文山电力将主要从事购售电、电力设计及配售电业务的相关资产负债置出，与南方电网持有的南网双调 100%股权的等值部分进行置换。主要业务将转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。公司将新增：1）已全部投产运营的 7 座抽水蓄能电站，装机容量合计为 1028 万千瓦；1 座已取得核准、主体工程已开工的抽水蓄能电站，装机容量 120 万千瓦，预计于 2025 年建成投产；此外，还有 11 座抽水蓄能电站进入前期工作阶段，总装机容量 1,260 万千

126、瓦，将于“十四五”到“十六五”陆续建成投产。2）2 座装机容量合计 192 万千瓦的可发挥调峰调频功能的水电站。3）30MW/62MWh 的电网侧独立储能电站。电力行业(97.38%)服务分部(0.60%)设计行业(2.02%)电力98.56%设计1.41%挂牌服务费0.03%-100-80-60-40-200204060802002020212022H1归母净利润（亿元）增长率（%）行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 30 of 34 三峡能源 公司积极布局抽水蓄能、新型储能业务，融合多种能源形式，打

127、造“新能源+生态治理”、“新能源+抽水蓄能”、“新能源+制氢”等项目，不断为可再生能源规模化开发、安全平稳送出、高比例消纳做出有益探索，多个抽水蓄能项目纳入国家抽水蓄能中长期发展规划重点实施项目库。风力发电(66.42%)光伏发电(32.74%)水力发电(0.84%)江苏国信 江苏省光伏、风电等新能源发电项目发展速度迅猛，抽水蓄能和新型储能电站的并网运行是支撑新能源发电项目持续健康发展的坚实基础。公司以此为契机，积极筹划百万燃煤发电扩建项目，探索发展抽水蓄能等项目。电力(96.99%)金融(3.01%)数据来源：公司官网，国泰君安证券研究 5.投资策略：推荐中国电建投资策略：推荐中国电建/中国

128、能建，粤水电受益中国能建，粤水电受益 从财务数据看，中国电建、中国能建、粤水电等建筑公司 ROE 处于 7-9%以内，负债率普遍较高，毛利率 11-13%较为稳定。2022Q2 净利润增速明显提升。文山电力、东方电气、国电南瑞、三峡能源，负债率处于33-66%，毛利率较高，但 2022Q2 净利润增速环比有不同速度下滑。考虑到中国电建、中国能建这类建筑公司，由建设工程逐步转向投资建设运营一体化的高毛利商业模式，同时具备央企低成本融资优势和政府资源，能够获取优质的项目，业绩成长增速具备超预期的可行性。表表 19：财务数据对比（：财务数据对比（%）2021 年年 净利润增速净利润增速 单季度净利润

129、增速单季度净利润增速 ROE 负债率 毛利率 经营性净现金流/净利润 2020 年 2021 年 21Q1 21Q2 21Q3 21Q4 22Q1 22Q2 601669.SH 中国电建 7 75 13 181%10 8 43-4-7 7 5 34 601868.SH 中国能建 8 72 13 136%-9 39 375 29-9 17 16 20 002060.SZ 粤水电 9 87 11 258%13 24 37 53 9 8-5 25 600995.SH 文山电力 1 33 11 2183%-67-86 4-75-46 2 0-81 600875.SH 东方电气 7 66 17/46 2

130、3 60 28 33-19 46 19 600406.SH 国电南瑞 16 44 27 83%12 16 166 26 15 6 88 5 600905.SH 三峡能源 10 65 58 156%27 56 51 63-1 106 60 19 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 从估值水平看，中国电建/中国能建估值仍处于低位，与可比公司项目提升空间大。中国电建 2022PE 为 9 倍(历史最高 PE 平均 18 倍/2015 年最高 48 倍)PB1.2 倍（PB三峡能源 2.5 倍/龙源电力 2.8 倍），中国能建 PE12倍，粤水电 PE23 倍。而东方电气、国电南瑞、三峡能源等公司

131、PE 均为20 倍以上。表表 20：盈利预测表：盈利预测表 公司名称 EPS 利润增速（%）PE 2022E 2023E 2022E 2023E 2022E 2023E 601669.SH 中国电建 0.81 0.98 42 22 9.1 7.6 601868.SH 中国能建 0.20 0.23 27 16 12.2 10.6 002060.SZ 粤水电 0.31 0.36 15 15 22.9 19.7 600995.SH 文山电力 0.05 0.05 660 17 346.5 296.3 600875.SH 东方电气 0.92 1.17 26 27 23.9 18.7 行业更新行业更新 请

132、务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 31 of 34 600406.SH 国电南瑞 1.00 1.17 19 17 24.8 21.1 600905.SH 三峡能源 0.29 0.36 50 22 19.1 15.7 数据来源：Wind，国泰君安证券研究 注：中国电建、中国能建盈利预测来自国泰君安建筑组，其他公司来自万得一致预测；股价为 9 月 19 日最新股价。5.1.中国电建中国电建在全球“一带一路”能源电力领域具备发展潜力在全球“一带一路”能源电力领域具备发展潜力和竞争优势和竞争优势 维持预测 22-24 年 EPS 至 0.81/0.98/1.18 元增速

133、42/22/20%，维持目标价14.2 元，对应 22 年 17.5 倍 PE。中国电建抽水蓄能建设领域的领军者，占国内抽水蓄能规划设计份额约中国电建抽水蓄能建设领域的领军者，占国内抽水蓄能规划设计份额约90%，承担建设项目份额约，承担建设项目份额约 80%。旗下水规总院、北京院、华东院、西北院、中南院、成都院、贵阳院、昆明院等设计企业，结合我国水资源分布状况，相继开展了河北、内蒙古、吉林、山东、江苏、浙江、广东等省区的抽水蓄能电站选点规划研究、参与了抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）研究。22 年上半年，公司新签抽水蓄能业务 129 亿元，占新签能源电力业务合同 5.7%。上半年批

134、准成立项目公司开展前期工作的抽水蓄能项目 22 个，批复开展投资建设和前期工作项目装机 2300 万千瓦。中国电建全球最大能源工程电力公司，海外执行合同中国电建全球最大能源工程电力公司，海外执行合同 7062 亿装机亿装机3982MW。1)21 年全球工程设计 150 强中列第 1 位，连续两年居榜首；全球工程承包商 250 强中第 5 位。两项排名在电力行业领域均位列全球第一。2)截至 2022 年 6 月末，公司在 111 个国家设立了 359 个驻外机构，在 123 个国家或地区执行在建合同 2627 份总金额 7062亿元。在 14 个国家有投资项目 28 个总投资 752 亿元，境外

135、控股电力装机 3982MW。3）在“一带一路”沿线 65 个重点国家中的 43 个国家设有驻外机构，在其中 45 个国家执行 1558 份项目合同，合同金额 4157 亿元。中国电建上半年境外营收增中国电建上半年境外营收增 11%占比占比 14%，海投公司净利润，海投公司净利润14亿同增亿同增42%。1）22H1 境外业务营收 381 亿元(+11%)占 14%；境外业务新签 664亿元(-6%)占 12%。抢装越南海上风电，新签茶荣东城一、二期共 200MW 项目。签约阿根廷阿劳科 199MW 光伏项目，中标埃及 500MW 风电项目。2）海外投资公司在海外电力能源投资开发领域具有良好的资本

136、运作和项目开发建设能力。3）中国电建上半年净利润调整后可比同增 19%（今年调整后/去年调整前增 35%）。海投公司营收 55 亿、总资产为 556亿、净利润 14 亿元。同增 42%。国际工程公司上半年净利润 2.4 亿同增16%。中国电建十四五或新增约中国电建十四五或新增约 50GW装机，火电装机，火电/特高压特高压/电网辅业置入的电网辅业置入的150亿定增亿定增 9 月月 6 日完成第二次意见反馈。日完成第二次意见反馈。1）控股 19GW（水 6.9GW/风7.3GW/光伏 1.8GW）。22H1 新获取新能源建设指标 10GW，前期工作的抽水蓄能 23GW。2）绿色砂石已投产 0.5

137、亿吨/上半年净利润 4.7 亿，2025 年末计划产能 4 亿吨左右。3）中国电建目前 PE9 倍(历史最高 PE平均 18 倍/2015 年最高 48 倍)PB1.2 倍（PB三峡能源 2.3 倍/龙源电力 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 32 of 34 2.8 倍）。中国电建上半年订单增中国电建上半年订单增 51%超预期，火电特高压电网辅业资产置入，下超预期，火电特高压电网辅业资产置入，下半年业绩有望加速。半年业绩有望加速。(1)H1 新签5771 亿(年度计划的67%)增 51%，其中海外 664 亿占 12%，过去 2 年哈萨克斯坦

138、订单超 30 亿(不完全统计)。(2)新签能源电力 2265 亿(占 39%)增 116%，与上年度占比增加 8%。(3)超前研判电网行业改革带来的增量市场，适时布局售配电、智能电网、微网以及综合能源服务。(4)置入电建集团电网辅业资产(20 年权益净利润18 亿)。公司风光水的规划公司风光水的规划/设计设计/施工施工/投运一体化竞争优势被低估。投运一体化竞争优势被低估。(1)抽水蓄能参与国内约 90%以上建设，水电国内大型项目规划设计约 80%/施工约65%、全球约 50%，国内大型项目风电/光伏设计约 65%、新能源 EPC 全球第一。(2)21 年中国电建/三峡能源/华能国际净利润规模:

139、86/56/-103 亿,经营性净现金流:156/88/60 亿。(3)定增 150 亿 7 月 9 日获证监会受理,8月 13 日、9 月 6 日两次反馈意见。5.2.中国能建中国能建特高压火电勘察设计龙头特高压火电勘察设计龙头,获取风光开发指标获取风光开发指标22GW 国君建筑维持增持。维持预测 2022-24 年 EPS 为 0.20/0.23/0.26 元增速27/16/15%。维持目标价 3.08 元，对应 22 年 15.4 倍 PE。中国能建积极进军抽水蓄能市场，先后承建了江苏宜兴、内蒙古呼和浩中国能建积极进军抽水蓄能市场，先后承建了江苏宜兴、内蒙古呼和浩特、山西西龙池、河北丰宁

140、、山东文登、江苏句容抽水蓄能电站等项目，特、山西西龙池、河北丰宁、山东文登、江苏句容抽水蓄能电站等项目，打响了抽水蓄能电站建设品牌。打响了抽水蓄能电站建设品牌。1）世界规模最大抽水蓄能电站河北丰宁抽水蓄能电站，装机容量世界第一，储能能力世界第一，总装机 360万千瓦，被誉为世界最大“充电宝”。2021 年 12 月 30 日全面投产发电，投产后每年将消纳过剩电能 88 亿千瓦时，年发电量 66.12 亿千瓦时，可满足 260 万户家庭一年用电，能节约标准煤 48.08 万吨，减少碳排放 120万吨，相当于造林 24 万亩。2）公司 2022 年上半年，抽水蓄能业务快速增长，先后中标广东、广西等

141、地抽水蓄能勘 察设计，签订湖北蕲春、甘肃白银、陕西汉中等九个抽水蓄能项目投资建设合作协议，新签合同额同比增长 144 倍。中国能建是传统能源电力建设的国家队、排头兵和主力军。中国能建是传统能源电力建设的国家队、排头兵和主力军。(1)在火电建设领域代表着世界最高水平，在水电工程领域施工市场份额超过30%（大型水电超过 50%），承担国内已投运核电 90%以上常规岛勘察设计、66%以上常规岛工程建设和几乎所有大型清洁能源输电通道工程的勘察设计任务。(2)在境内电力规划咨询、火力发电、核电常规岛、骨干电网等行业勘察设计市场占有率超 70%，对中国 90%以上火电站、核电站常规岛及电网的勘察设计标准做

142、出了贡献，享有较高的行业领导地位和话语权。上半年新签增上半年新签增 10%，其中，其中 Q2 增增 21%加速。加速。(1)上半年新签 5328 亿增10%，其中 Q1 新签 2441 亿增 0.1%，Q2 新签 2887 亿增 21%加速。(2)工程建设中，传统能源新签 1310 亿同比下降 3%，新能源及综合智慧能 行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 33 of 34 源新签 2041 亿增 117%，城市建设新签 1097 亿下降 30%，综合交通新签 263 亿下降 15%。(3)抽水蓄能业务新签合同额同比增长 144 倍。(4)上半年归

143、母净利润28亿元增19%(22Q1/Q2增16/20%，21Q1-Q4增375/29/-9/17%)。在建风光装机在建风光装机 4.8GW，累计获取风光开发指标，累计获取风光开发指标 22GW。(1)控股并网装机容量 4.8GW，其中风电、太阳能、生物质等新能源控股装机 2.8GW。在建风光新能源项目 37 个，装机容量合计约 4.8GW。十四五或规划 20GW。(2)上半年获取风光新能源开发指标 8.4GW，累计获取风光新能源开发指标 22GW。(3)上半年风光等新能源发电收入 9.3 亿元，同比增长 55%。6.风险提示风险提示 宏观政策超预期紧缩。宏观政策超预期紧缩。新能源行业受宏观经济

144、影响较大。目前全球经济与地缘政治形势复杂严峻，对宏观政策的影响存在不确定性，存在政策紧缩超预期风险。疫情反复。疫情反复。新型冠状病毒肺炎疫情不稳定不平衡，奥密克戎变异株新的进化分支具有强传染性，海内外疫情反复，外部环境的变化给行业和公司的运行和业务发展带来风险。业绩增速不及预期。业绩增速不及预期。业绩受个体公司发展战略、经营决策、运营能力等因素影响，具有不确定性，存在业绩增速不及预期的可能。行业更新行业更新 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 34 of 34 本公司具有中国证监会核准本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格的证券投资咨询业务资格 分析师声明

145、分析师声明 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。免责声明免责声明 本报告仅供国泰君安证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报

146、告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也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。

147、投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。本报告版权

148、仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明评级说明 评级评级 说明说明 1.1.

149、投资建议的比较标准投资建议的比较标准 投资评级分为股票评级和行业评级。以报告发布后的 12 个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深 300 指数涨跌幅为基准。股票投资评级股票投资评级 增持 相对沪深 300 指数涨幅 15%以上 谨慎增持 相对沪深 300 指数涨幅介于 5%15%之间 中性 相对沪深 300 指数涨幅介于-5%5%减持 相对沪深 300 指数下跌 5%以上 2.2.投资建议的评级标准投资建议的评级标准 报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300 指数的涨跌幅。行业投资评级行业投资评级 增持 明显强于沪深 300 指数 中性 基本与沪深 300 指数持平 减持 明显弱于沪深 300 指数 国泰君安证券研究所国泰君安证券研究所 上海上海 深圳深圳 北京北京 地址 上海市静安区新闸路 669 号博华广场 20 层 深圳市福田区益田路 6009 号新世界商务中心 34 层 北京市西城区金融大街甲 9 号 金融街中心南楼 18 层 邮编 200041 518026 100032 电话（021）38676666（0755）23976888（010）83939888 E-mail：