（報告出品方/作者：長城證券，于夕朦，範楊春曉）

1.1、大盤指數與電力闆塊指數走勢

2021 年初至 2022 年 8 月末，上證綜指、滬深 300 指數、萬得全 A 和申萬電力指數較 2020 年 12 月 31 日分别-7.80%、-21.73%、9.17%、-6.62%和 24.18%，電力闆塊表現好于 大盤表現。分領域看，2021 年初至 2022 年 8 月末，申萬火力發電、水力發電、光伏發電、風力發 電指數分别上漲 35.26%、31.26%、9.88%、57.37%，其中風電闆塊表現最為優異。2022 年上半年，上證綜指、滬深 300 指數、萬得全 A、申萬電力指數較 2021 年 12 月 31 日分别-6.63%、-9.22%、-9.53%和-13.45%，電力闆塊走勢與大盤相近。

分領域看，2022 年上半年申萬火力發電、水力發電、光伏發電、風力發電指數分别13.45%、0.58%、-25.62%、-18.37%，水電闆塊展現了良好的防禦屬性。

1.2、電力闆塊個股區間漲跌幅

2022 年上半年，火電闆塊個股走勢整體偏弱，漲幅排名前五的公司有：贛能股份、國電 電力、通寶能源、華電國際，區間漲跌幅分别為 57%、50%、49%、9%，0%；跌幅排 名前五的公司有：華潤電力、長源電力、上海電力、粵電力 A、華銀電力，區間漲跌幅 分别為-40%、-28%、-26%、-25%、-20%。2022 年上半年，水電闆塊個股走勢整體平緩。漲幅排名前三的公司有：華能水電、川投 能源、長江電力，區間漲跌幅分别為 17%、12%、10%；跌幅排名前三的公司有：甘肅 電投、閩東電力、桂冠電力，區間漲跌幅分别為-15%、-12%、-1%。 2022 年上半年，核電闆塊個股走勢下降。中國廣核和中國核電區間漲跌幅分别為-6%、- 23%，其中，中國廣核的新能源發展迅速，帶來一定的業績增量。

2022 年上半年，新能源闆塊個股走勢降幅明顯。其中芯能科技、浙江新能、龍源電力區 間跌幅較小，分别為-10%、-13%、-14%；中廣核新能源、大唐新能源、江蘇新能、晶 科科技、新天綠能跌幅較大，分别為-62%、-44%、-39%、-38%、-33%。

2.1、2022年上半年電力數據情況

2022 年 1-6 月,全國全社會用電量 40977 億千瓦時，同比增長 2.9%，兩年複合增速 10.5%。 分産業看，第一産業用電量 513 億千瓦時，同比增長 10.3%；第二産業用電量 27415 億 千瓦時，同比增長 1.3%；第三産業用電量 6938 億千瓦時，同比增長 3.1%；城鄉居民生 活用電量 6112 億千瓦時，同比增長 9.6%。上半年發用電量增速均受疫情影響。2022 年 1-6 月全國發電量 39631 億千瓦時，同比增長 0.7%，其中火電、水電、核電、風 電發電量同比增速分别為-3.9%、20.3%、2.0%、12.17%。南方主要流域來水同比偏豐導 緻水電發電量高增，水火替代效應、燃煤成本保持高位等因素影響，火電發電增速放緩。

截至 2022 年 6 月，我國全口徑總發電設備容量 24.41 億千瓦，同比增長 8.1%，其中火 電、水電、核電、風電和光伏裝機容量分别為 13.05、4.0、0.56、3.42 和 3.37 億千瓦， 同比增長 3.03%、5.86%、6.46%、17.24%和 25.85%。“雙碳”背景下，風光裝機容量快速 增長。

2.2、電力行業及細分闆塊業績總結

我們根據公司主營業務占比及市場份額、行業影響确定标的池，并以此進行業績分析。2022 年上半年，電力行業實現營業收入 8079 億元，同比增長 20.5%；實現歸母淨利潤 609.7 元，同比下降 10.7%；實現毛利潤 1454 億元，同比下降 2.2%；電力闆塊整體毛利 率為 18%, 同比下降 4.2 個 pct；二季度營業收入 4298 億元，環比增長 13.66%；實現歸 母淨利潤 395 億元，環比增長 83.97%；實現毛利率 837.6 億元，環比增長 35.92%；毛利 率為 19.62%，環比提升 1.72 個 pct。2022 年上半年煤價成本環比有所改善，水電發電量 高增，闆塊盈利能力顯著改善。

2.2.1、火電：長協煤履約率提升，燃料成本下降，闆塊盈利逐步修複

2022 年上半年，火電闆塊實現營業收入 5881 億元，同比增長 21.5%；實現歸母淨利潤 90 億元，同比降低 65.8%；實現毛利潤 422 億元，同比下降 35%；火電闆塊整體毛利率 為 7.4%。二季度實現營業收入 3058.6 億元，環比增長 8.39%；實現歸母淨利潤 73.2 億 元，環比增長 333.21%；實現毛利潤 241 億元，環比增長 26%；毛利率為 6.13%，環比 下降 0.35 個 pct。上半年随着長協煤簽約率、履約率、執行率的穩步提升，燃料成本得 到進一步控制和下降，闆塊盈利逐步修複。

2.2.2、水電：來水情況較好疊加穩定高毛利率，闆塊業績增長明顯

2022 年上半年，水電闆塊實現營業收入 680.7 億元，同比增長 21.8%；歸母淨利潤 215.5 億元，同比增長 30.7%；實現毛利潤 349.2 億元，同比增長 33.9%；水電闆塊整體毛利 率 51.3%，保持在較高的盈利水平。 二季度實現營業收入 395.4 億元，環比增長 38.63%； 實現歸母淨利潤 152.2 億元，環比增長 140.36%；實現毛利潤 225.5 億元，環比增長 82.29%；毛利率為 57.03%，環比提升 5.72 個 pct。上半年來水情況較好，水電利用小時 數同比增加 195 個小時，帶動發電量大幅同比增長 20.3%。

2.2.3、新能源：裝機增速持續加快，行業景氣度延續，闆塊業績穩定增長

2022 年上半年，風電裝機容量同比增長 17.24%，光伏發電裝機容量同比增長 25.85%， 新能源裝機增速持續加快。闆塊實現營業收入 806 億元，同比增長 26.3%；實現歸母淨 利潤 190.7 億元，同比增長 23.1%；實現毛利潤 350.6 億元，同比增長 21.8%；新能源闆 塊整體毛利率為 43.5%。二季度實現營業收入 474.7 億元，環比增長 43.24%；實現歸母 淨利潤 113.6 億元，環比增長 47.30%；實現毛利潤 206.5 億元，同比增長 43.37%；毛利 率為 46.67%，環比提升 0.14 個 pct。

2.2.4、核電：機組投産業績穩健增長，發展新能源帶來新的增長點

2022 年上半年，核電闆塊實現總營業收入 711.9 億元，同比增長 6.8%；實現歸母淨利潤 113.42 億元，同比增長 13.7%；實現毛利潤 321.7 億元，同比增長 17.2%；核電闆塊整體 為毛利率 45.2%。核電闆塊業績增長系核電機組投産裝機量增長，以及中核快速發展新 能源，帶來業績增長。二季度實現營業收入 369 億元，環比增長 7.7%；實現歸母淨利潤 56.1 億元，環比下降 2.26%；實現毛利潤 164.5 億元，環比增長 4.66%。毛利率為 44.56%，環比下降 0.62 個 pct。

3.1、電力行業近期發展情況

3.1.1、限電情況再現，可靠性電源不足是關鍵

大規模限電情況連續第二年出現，高峰時段電力供應緊張情況短期難以改變。由于去年 全國多省份出現了限電情況，對經濟和民生産生了一定影響。為了避免限電再次發生， 今年國家在多次會議上強調了保障電力供應，明确提出了杜絕拉閘限電再度上演。各級 地方政府為此也積極開展了許多工作，包括保障電煤、燃氣、燃油供應、發放補貼支持 電力企業經營、推動電力體制改革和出台虛拟電廠政策引導負荷側用電。但随着高溫天 氣來臨和用電需求快速複蘇，多地再次出現了有序用電情況，川渝地區更是出現了大面 積限電。我們認為今年在政府已經做好充足準備情況下，限電情況再次發生，體現出我 國目前電力系統冗餘很少，可靠性下降的現狀，而這些問題都難以快速解決，短期内我 國高峰時段電力供應緊張的情況可能會持續發生。

我們認為連續兩年發生限電情況的主要原因是我國可靠性電源不足。過去兩年導緻我國 限電情況發生的原因不盡相同：從需求側看，去年我國率先走出新冠疫情，用電量持續 高增，多地電網用電負荷創新高，而今年 7 月開始我國逐漸擺脫新一輪疫情影響，疊加 多地高溫天氣導緻多地電網用電負荷再創新高。而從供給側看，去年由于能耗雙控政策 推進以及煤價高企，煤電機組出力受到影響，而今年則由于極端高溫天氣影響，水電出 力顯著下降。但過去兩年導緻限制限電發生的共通原因則是由于我國裝機結構持續改變， 發電端出力穩定性下降，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口。

3.1.2、高溫天氣下，多地用電負荷創新高

疫情影響消退疊加高溫天氣，用電需求快速複蘇。7 月份全國全社會用電量 8324 億千瓦 時，同比增長 6.3%。根據國家能源局數據，分産業看，第一産業用電量 121 億千瓦時， 同比增長 14.3%；第二産業用電量 5132 億千瓦時，同比下降 0.1%；第三産業用電量 1591 億千瓦時，同比增長 11.5%；城鄉居民生活用電量1480億千瓦時，同比增長 26.8%。分地區看，東、中、西部和東北地區全社會用電量增速分别為4.6%、10.5%、7.9%和2.2%。

電網最大用電負荷創曆史新高，提高了用電高峰時期對發電端的出力要求。2022 年 7 月 我國全國主要電網最高用電負荷合計值達到 12.6 億千瓦，同比增長 5.6%，創曆史新高。 分區域看，除了東北電網，其餘區域電網在 7 月的用電負荷均創曆史新高。最高用電負 荷不斷提高對電源側的出力和電網運行都提出了更高要求，在電力系統無法穩定運行時， 電網被迫采取有序用電乃至拉閘限電的方式引導負荷側降低需求。

3.1.3、極端高溫天氣顯著影響水電出力

受極端高溫天氣影響，多個流域來水不及預期，顯著影響了水電出力。今年上半年，我 國主要流域來水情況好于去年，水電發電量顯著增加，截至 2022 年 7 月，全國水電利 用小時數 2100 小時，同比增加 167 個小時。但進入 7 月以來，由于極端高溫天氣影響， 來水情況逐漸低于預期，根據三峽集團公開數據，7 月三峽出庫量較過去4年同期均值下降40%。

3.1.4、電源裝機結構持續改變，可靠電源出力與高峰用電負荷間存在缺口

過去十年我國火電裝機占比持續下降，由 2011 年的 72.5%下降至 2022 年 7 月的 53.4%， 而風光裝機占比則由 4.5%上升至 28%，不可靠電源占比持續提升。過去十年我國火電 和水電裝機容量占比持續下降，水火電合計裝機容量占比由 2011 年底的 94.3%下降至 2022 年 7 月的 69.8%，而核電裝機占比僅從 1.2%小幅提升至 2.3%，整體看可靠電源 （出力可預期，高峰負荷期可以穩定出力，目前火電、大水電和核電可以滿足要求）裝 機占比持續下降，不可靠電源裝機占比提升，電力系統穩定性下降。過去十年我國火電發電量占比持續下降，但明顯高于裝機占比。根據中電聯數據，過去 十年我國可靠電源發電量占比下降，由 2011 年的 98%下降至 2020 年的 88.3%，但仍維 持高位。

由于可靠電源裝機容量下降，在某些時段我國部分區域出現裝機出力将低于用電負荷的 情況，造成限電發生。以今年 7 月為例，7 月全國最高用電負荷達到 12.59 億千瓦，按 照合理備用率 14%計算，當時實際需要裝機 14.35 億千瓦。考慮各類電源特性以及正常 檢修需求，假設火電、水電、核電、風電和太陽能在極端情況下可用容量比例分别為 90%、50%、95%、10%和 0%，我國 7 月可靠裝機容量約為 14.66 億千瓦，與總需求裝 機接近，電力系統達到緊平衡。

而實際運行中，由于物理限制，全國電網并不是完全互 聯互通、盈缺互濟的，必須分省平衡，因此在我國電源分布并不平均的情況下，全國數 值的緊平衡就意味着部分地區在極端情況下會缺少電源出力。以 8 月份的四川為例，在 極端高溫天氣影響下，四川本省用電負荷激增而水電出力大幅下降，導緻了電網被迫采 取限電措施。我們認為由于可靠性電源裝機規模難以快速提升，疊加由于高溫天氣導緻 四川湖北等地水電站蓄水量明顯下降，到今年冬季枯水期來臨時，我國部分省份可能會再度出現有序用電情況。而根據電規總院預測，到 2023 年，我國将有 6 個省份電力供 應緊張、17 個省份電力供應偏緊。

長期看，我國用電需求和負荷伴随經濟增長有望持續增加，若可靠性電源裝機建設不足，限電情況還将頻發。若想緩解電力供應緊張的情況，我們認為目前從電源側看有幾條路徑：1）增建火電尤其是燃機機組應對高峰用電；2）加大新能源大基地開發力度，通過火水電調節新能源提高可靠電源裝機規模；3）超額建設新能源，通過足夠多的備用裝機容量保障可靠性電源規模（前提為度電成本下降到一定程度）；4）大力發展儲能尤其是超長時儲能技術。

3.2、火電：能源壓艙石作用短期難以替代，價值需被重估

3.2.1、短期：能源供應緊張凸顯煤電重要性，火電投資有望再次加速

過去三個五年計劃期内，我國新增火電裝機容量持續下降。由于電源投資需要超前，而火電僅建設周期就要一年半左右，因此過去16年我國火電新增裝機規模呈現出明顯的周期性，五年計劃開始和結束之年通常有較多機組投産。但整體看我國過去三個五年計劃周期内，火電新增裝機容量是持續下降的，到今年上半年我國火電新增裝機僅新增818萬千瓦。由于火電建設積極性下降，在沒有足夠替代電源的情況下，火電對電力系統提供的托底保障能力減弱。能源供應緊張背景下，我國煤電投資明顯加快，今年上半年火電基本建設投資完成額同 比增長71.8%。2021年冬季以來，我國多省份陸續發生了限電情況，能源供應的安全性受到挑戰。在此背景下，部分政府對于煤電的态度出現了一定的轉變，火電的投資建設也再次提速。

缺電背景下煤電價值将被重新審視，“十四五”期間煤電新增規模有望保持在合理水平。 今年以來多國出現了嚴重能源供應緊張情況，政府放松了對煤電的管控。以歐洲為例， 受俄烏沖突影響，歐洲電力供應出現短缺，電價大幅上漲，屢創新高。為了緩解電力供 應緊張，德國、奧地利、希臘、荷蘭、波蘭、意大利、法國、英國等多個國家提出重啟 燃煤發電或推遲退煤進程。對于我國而言，連續兩年發生的限電情況固然有煤價高企以 及極端幹旱天氣的影響，但可靠性電源不足的問題同樣無法忽視。基于能源安全的重要 性和我國富煤缺油少氣的資源禀賦，我們認為各級政府對于煤電的态度可能會發生轉變， 煤電的價值将被重估，“十四五”期間煤電新增規模有望保持在合理水平。而燃機由于 其碳排放更低，相對更清潔，有望在未來十年實現快速發展。

3.2.2、長期：火電角色發生改變，容量電價出台引導火電回歸公用事業屬性

火電角色将由主體性電源逐步轉變為輔助能源，機組利用小時數将顯著下降。降低火電 的發電量占比是實現電力系統“雙碳”目标，随着風光等新能源裝機容量不斷上升，火 電将由主體性電源向提供可靠容量、調峰調頻等輔助服務的基礎保障性和系統調節性電 源轉型。在此背景下，火電的利用率将會大幅下降，利用小時數可能由此前 4000 多小 時下降至 1000-2000 小時。角色改變後火電商業模式也将發生改變，需要出台容量電價政策給予火電合理收益。由 于火電利用小時數大幅下降，沿用目前的商業模式必然将造成巨大的虧損。因此需要出 台容量電價/容量成本補償政策給予火電合理成本，以此保障火電企業的正常經營，維持 企業經營及投資（靈活性改造）的積極性，最終實現新型電力系統平穩轉型。

新商業模式下，火電将會回歸公用事業屬性，行業将保持長期微利的狀态。由于火電未 來更多将承擔調峰調頻等輔助服務職責，其最終價格機制我們認為會是與抽蓄類似的兩 部制電價，即容量電價收入回收固定成本外加一定的合理收益，電量電價覆蓋燃料成本 及其它變動成本。在這種模式下火電企業的利潤來源将是容量電價提供的固定收益，燃 料成本不再影響企業業績，行業将保持長期微利的狀态，回歸公用事業的屬性。

3.3、水電：供需推動電價長期上漲，流域一體化開發轉型新能源

3.3.1、電力供應偏緊，西南水電大省電價有望持續溫和上漲

我國水電投産高峰期已過，未來三年常規水電新增規模預計為 2250 萬千瓦左右。随着 兩河口、白鶴灘等主要大型水電機組在近一年内投産，我國目前具備經濟性的大型水電 站已基本開發完畢。截至 2022 年 7 月，我國常規水電規模已經達到 35748 萬千瓦。而根據“十四五現代能源體系規劃”，到 2025 年我國常規水電容量将達 到 3.8 億千瓦，這意味着未來三年我國新增常規水電規模僅為 2252 萬千瓦。

随着水電機組陸續投産，西南水電大省電力供需将由此絕對寬松逐漸走向平衡乃至緊張。 前截至 2022 年 7 月，我國全國水電 6000 千瓦及以上電廠裝機量為 35748 萬千瓦，占全 國總裝機容量的 16%，水電裝機量排名前兩名的省份分别是四川省 8865 萬千瓦、雲南 省 6640 萬千瓦，分别占本省總裝機的 77.7%、72.5%。由于水電資源豐富，兩省長期作 為電力外送省将富裕電量外送至東部經濟發達省份。然而随着省内優質水電資源基本開 發完畢，發電量增速出現下滑，同時由于高耗能産業逐步向西部地區，用電量保持了較 快增長，因此省内電力供需逐漸由此前絕對寬松逐步走向平衡，在部分時間段甚至出現 了電力供應緊張的情況。長期看，由于兩省未來主要增量裝機為新能源，而用電量增長 有望維持較高水平，我們認為兩省的電力供需結構将逐漸走向緊張。

電力供需緊張将對電價形成支撐，我們認為西南水電大省水電市場電價将進入長期溫和 上漲。“十三五”期間由于雲南和四川電力供需寬松，在 2016 年新一輪電改開始逐步實 施後，兩省市場電價較此前标杆電價都出現了顯著下降。近年以來，随着電力供需逐漸 由寬松走向平衡，兩省市場電價呈現出穩步上漲趨勢。根據四川電力市場運營報告，2 021 年四川水電常規直購成交均價分别為 0.26 元/千瓦時，同比上漲 4%。根據昆明電力 交易中心數據，2021 年雲南市場電價加權成交電價為 0.21 元/千瓦時，同比增長 8.7%。

2022 年 6-8 月，雲南受夏季高溫天氣及省内電力供需緊平衡因素影響（按月度西電東送 “網對網”計劃分配電量在全省發電量的比重較大），電價分别同比上漲 14.5%、20.2%、22.0%，有較大增幅。由于川雲兩省電力供需将逐漸走向緊張，對電價将形成較成的支 撐，我們認為兩省省内的市場電價将會進入一個溫和上漲周期。

3.3.2、雙碳背景下，水風光一體化轉型新能源将成為新增長點

2022 年 3 月，國家能源局綜合司發布《關于開展全國主要流域可再生能源一體化規劃研 究工作有關事項的通知》（以下簡稱“通知”），“通知”旨在充分利用具有靈活調節能力 的水電和火電資源，在合理範圍内配套建設一定規模的以風電和光伏為主的新能源發電 項目，建設可再生能源一體化綜合開發基地，實現一體化資源配置、規劃建設、調度運 行和消納，提高可再生能源綜合開發經濟性和通道利用率。 水風光一體化以大型水電基地為基礎，配套建設風光電源，利用水電站的調節能力和已 有送出線路，将三種電源的電力打捆外送。具有日調節及以上能力的大型水電站是一體 化的核心，水電站通過調節自身蓄水和發電的節奏，配合風光電源出力，實現整體的出 力平穩，滿足系統的出力需求，同時也可以增加全電源組的發電量（相較于獨立風光項 目）。

今年 6 月，“十四五”可再生能源規劃出台，本次規劃對于水電及水風光一體化提出三 個發展方向并提出建設兩個水風光一體化大基地： 科學有序推進大型水電基地建設。推進前期工作，實施雅魯藏布江下遊水電開發。做好 金沙江中上遊等主要河流戰略性工程和控制性水庫的勘測設計工作。積極推動金沙江崗 托、奔子欄、龍盤，雅砻江牙根二級，大渡河丹巴等水電站前期工作。推進金沙江拉哇、 大渡河雙江口等水電站建設；重點開工建設金沙江旭龍、雅砻江孟底溝、黃河羊曲等水 電站。落實網源銜接，推進白鶴灘送電江蘇、浙江輸電通道建成投産，推進金沙江上遊 送電湖北等水電基地外送輸電通道開工建設。加強四川等地的電網網架結構，提升豐水 期通道輸電能力，保障水電豐水期送出。

積極推進大型水電站優化升級，發揮水電調節潛力。充分發揮水電既有調峰潛力，在保 護生态的前提下，進一步提升水電靈活調節能力，支撐風電和光伏發電大規模開發。在 中東部及西部地區，适應新能源的大規模發展，對已建、在建水電機組進行增容改造。 科學推進金沙江、雅砻江、大渡河、烏江、紅水河、黃河上遊等主要水電基地擴機。

依托西南水電基地統籌推進水風光綜合基地開發建設。做好主要流域周邊風能、太陽能 資源勘查，依托已建成水電、“十四五”期間新投産水電調節能力和水電外送通道，推 進“十四五”期間水風光綜合基地統籌開發。針對前期和規劃水電項目，按照建設水風 光綜合基地為導向，統籌進行水風光綜合開發前期工作。統籌水電和新能源開發時序， 做好風電和光伏發電開發及電網接入，明确風電和光伏發電消納市場，完善水風光綜合 基地的資源開發、市場交易和調度運行機制，推進川滇黔桂、藏東南水風光綜合基地開 發建設。

一體化優勢疊加優質現金流，水電企業轉型新能源動力十足。由于水風光一體化可以提 升風光電源的電能質量，幫助消納，我們認為從政府層面看一體化項目的優先級會高于獨立集中式風光項目，水電企業可以更容易拿到水電站周邊的新能源資源。同時由于水 電企業自身現金流良好，其開發新能源的能力目前也要明顯優于火電和純新能源運營商。 我們認為水電企業在有充足的動力和能力情況下，有望快速轉型新能源，為企業帶來新 的業績增長點。

3.4、核電：雙碳背景下最佳基荷能源，行業有望實現長期穩健增長

核能發電的特點是高效、可靠、清潔。根據歐洲核能協會的統計數據，1kg 标準煤、礦 物油、鈾的發電能力分别為 8 千瓦時、12 千瓦時、24000 千瓦時。核電受自然環境的影 響較小，成本端受燃料價格波動影響也較小，供電穩定，可以承擔電網基荷能源的角色。 核能發電幾乎不排放二氧化碳、氮氧化物，在減排溫室氣體、減少空氣污染方面有重要 價值。據核能行業協會數據，當前核能發電規模相較于燃煤發電，每年可減少耗煤量超 1 億噸、減排二氧化碳近 3 億噸。

截至 2022 年 6 月，我國在運核電機組 54 台，在建核電機組 23 台，在運在建核電機組數 為全球第二。根據“十四五”現代能源體系規劃，到 2025 年我國核電運行裝機容量達 到 7000 萬千瓦左右，因此預計未來四年我國還将有 1500 萬千瓦左右的核電機組投産。 根據今年 8 月第二十九屆國際核工程大會内容，預計在 2022 到 2025 年間，我國将進一 步加快擴大裝機規模，保持每年 6 到 8 台核電機組的核準開工節奏。2021 年我國核電發電量 4075 億千瓦時，占總發電量比例僅為 4.9%，核電占比與法國、 美國等發達國家相比差距較大，也遠低于世界平均水平（約 10%）。除了減排溫室氣體、 減少空氣污染的價值，從國家能源安全和能源結構優化的角度來看，核電也具有重要的 戰略意義。當前我國核電份額較低，未來發展空間廣闊。

今年發布的“十四五規劃”為核電發展定下了基調：積極安全有序發展核電。規劃中提 到在确保安全的前提下，積極有序推動沿海核電項目建設，保持平穩建設節奏，合理布 局新增沿海核電項目。開展核能綜合利用示範，積極推動高溫氣冷堆、快堆、模塊化小 型堆、海上浮動堆等先進堆型示範工程，推動核能在清潔供暖、工業供熱、海水淡化等 領域的綜合利用。

“十四五”規劃除了對核電發展技術路線進行定調，也預示着核能應用将越加多元化。 與耗資不菲、建造周期漫長的傳統大型核電站相比，小型模塊化核反應堆意味着更低的 造價、更易于建造安裝、建造周期更短，也更安全靈活。小型堆能夠滿足中小型電網的 供電、城市供熱、工業供汽和海水淡化等各種領域應用的需求，近年來美國、俄羅斯、 法國、英國、中國等都在積極推進部署。海上浮動式核動力平台、核動力破冰船都是小 堆技術的應用方向。

核能清潔供熱也是頗有潛力的發展方向。2019 年，山東海陽核能供熱項目一期工程第一 階段正式投用，首開國内核能商業供熱先河；二期工程将于 2021 年投産；按照規劃未來有望實現整個海陽市乃至膠東半島的核能清潔供暖。核能供熱的初始建設投資高于傳 統燃煤鍋爐，但運行成本遠低于傳統鍋爐，且使用壽命可達 60-80 年，是傳統鍋爐的 3- 4 倍，所以全壽期來看仍具有較好的經濟效益。

雙碳目标下核電成為最佳基荷能源選擇，行業有望實現長期穩健增長。為了實現雙碳目 标，火電将逐漸轉變為輔助電源，而風光電源由于自身特性，難以完全承擔主力電源職 責。在這種背景下，清潔、出力穩定且利用小時數極高的核電成為了最佳的基荷能源選 擇，核電發電量占比具有較大提升空間。與此同時，大型核電項目的高投資、長周期、 長産業鍊對穩增長的作用以及歐洲主要國家對核電态度的轉變都有利于行業未來的發展。 我們認為未來 10-15 年高度國産化的核電行業将迎來發展良機，行業有望實現長期穩健 增長。

3.5、新能源：量增價減或成為未來行業發展主旋律

3.5.1、雙碳背景下新能源裝機規模有望迅速擴大，棄風棄光率或再次提升

為了實現“雙碳”戰略，今年以來政府針對最重要的能源領域先後出台《“十四五”現 代能源體系規劃》和《“十四五”可再生能源發展規劃》，其中可再生能源規劃中提出了 多個目标：可再生能源總量目标。2025 年，可再生能源消費總量達到 10 億噸标準煤左右（較 2020 年底增加 3.2 億噸）。“十四五”期間，可再生能源在一次能源消費增量中占比 超過 50%。 可再生能源發電目标。2025 年，可再生能源年發電量達到 3.3 萬億千瓦時左右（較 2020 年底增加 1.08 萬億千瓦時）。“十四五”期間，可再生能源發電量增量在全社 會用電量增量中的占比超過 50%，風電和太陽能發電量實現翻倍。

可再生能源電力消納目标。2025 年，全國可再生能源電力總量消納責任權重達到 33%左右，可再生能源電力非水電消納責任權重達到 18%左右，可再生能源利用率 保持在合理水平。 可再生能源非電利用目标。2025 年，地熱能供暖、生物質供熱、生物質燃料、太陽 能熱利用等非電利用規模達到 6000 萬噸标準煤以上。規劃雖然未給予明确的裝機規劃目标，但通過可再生能源消納占比目标我們可以大緻測 算出對應的風光裝機增長量。假設 2025 年我國非水可再生能源消納權重達到 20%，風 光電源合計新增裝機較 2021 年底将增加 4.5 億千瓦。

随着兩項全國性的“十四五”能源規劃出台，各省市也根據各自情況陸續出台了本省的 “十四五”能源規劃。根據目前已出台的規劃，各省份“十四五”新能源規劃合計裝機 容量已經達到了 7.64 億千瓦，遠超行業預期水平。随着風光裝機快速增長，今年上半年多地棄風棄光率再次提升。由于風光電源規模快速 擴大，可調節電源裝機占比明顯下降，導緻電力系統消納新能源的能力出現下降。以風 電為例，今年上半年風電棄風率明顯上升的吉林、黑龍江、湖南、甘肅和陝西五省上半 年風電裝機同比分别增長了 48.6%、19.5%、15.1%、33.3%和 23.8%，裝機快速增長是 其棄風率擡升的主要原因。

3.5.2、新能源進電力市場交易大勢所趨，電源特性将導緻市場電價顯著承壓

2021 年 5 月，國家發改委、國家能源局日前發布《關于進一步做好電力現貨市場建設試 點工作的通知》。《通知》提出，鼓勵新能源項目與電網企業、用戶、售電公司通過簽訂 長周期（如 20 年及以上）差價合約參與電力市場。引導新能源項目 10%的預計當期電 量通過市場化交易競争上網，市場化交易部分可不計入全生命周期保障收購小時數。盡 快研究建立綠色電力交易市場，推動綠色電力交易。随着電改的持續推進，市場電占比 将持續提升，風光能源作為未來的主力電源，其進入市場的電量規模及占比都将迅速提 升。

風光電源特性使其電能質量較差，在電力市場中将處于劣勢，且電源容易出現自食效應。 風光電源出力不穩定，波動性大的特點使其提供的電能質量較差，難以與傳統能源同台 競技。并且由于同一區域的電源出力曲線基本相同無法調節，當風光電源規模快速提升 後，當地電力出力曲線與風光電源出力拟合度持續提升。若此出力曲線與當地用電曲線 匹配較差的話，将出現項目高出力期電力供需寬松進而導緻電價顯著下滑。在沒有其它 輔助電源調節情況下，區域風光電源（尤其是光伏）将會進入建的越多，價格越低的困 境，産生自食效應。

大部分風光機組出力曲線與分時電價曲線拟合度不高，将影響其參與市場化的收益。由 于各地實際用電需求差異，各地峰谷電價時間段并不一緻，但大緻時間段接近。整體看， 尖峰電價多在上午 11 點至 12 點和下午 4 點至 8 點，高峰電價多出現在上午 9 點至 12 點 和下午 3 點至 10 點，低谷電價多出現在下午 11 點至次日 7 點，其餘時間段為平價電價。 根據論文《光伏出力特性指标體系和分類典型曲線研究》（作者：王建學、張耀、萬筱 鐘），我國光伏項目出力的季節性明顯，整體出力水平由大到小分别為夏季、春秋季和 冬季。

而每日的出力曲線與日照時間和強度相關，通常從早 7 點到晚 7 點，整體呈現 “半包洛”形狀，上午 10 點到下午 4 點是高出力期，中午時間達到峰值（不同地區及 季節天氣略有差異）。而對于風電而言，不同區域項目的出力曲線差别較大，整體看冬季多為高發季節，日特性呈現夜間出力大，白天出力小的特點。通過對比我們可以發現， 風光項目的日出力曲線與分時電價曲線拟合度不高，光伏項目的高發時段有大量時間隻 能對應平段電價，風電項目則有大量高發時間對應低谷電價。

2021 年 11 月，國家能源局印發《2021 年電力中長期合同簽訂工作的通知》，明确提出将 推動長協分時段簽約。随着電改持續推進，電力市場将越發成熟，長協合約中帶分時電 價曲線的比例将持續提高，且執行力度也會逐漸增強。在此背景下，風光項目在實現自 身日調節前都将市場化競争中處于不利地位，部分風光項目可能由于與當地分時電價拟 合度較差而顯著影響收益（例如吉林上午 11 點 30 至下午 3 點 30 均為平段電價，與光伏 主要出力時間重合）。

雙碳目标下新能源規模必然會快速擴大，分布式和新能源大基地因為其電價和消納的優 勢将成為重要發力點。随着新能源裝機規模迅速擴大，新能源的消納(電量)與市場電價 下滑成為行業面臨的全新挑戰。由于兩項指标存在的潛在下降風險，新能源投資主體為 了保證項目收益率，會選擇在拿到資源後延後開工時間，等待投資成本下降來對沖風險。 在此背景下，分布式和新能源大基地項目由于有較好的消納（分布式有自發自用，大基 地打捆外送）和電價，将成為投資主體們的發力重點。

3.5.3、分布式：光伏增長主力軍，補貼退坡後熱情不減

分布式光伏是實現雙碳目标的重要途徑，2021 年起新增裝機占比逐步超過集中式光伏。 國家在《“十四五”可再生能源發展規劃》中提出 “堅持集中式和分布式開發并舉，推動建設一批重大可再生能源基地，大力支持分布式新能源發展”，将分布式光伏的發展 地位和重要性提升至與集中式光伏并列，利用兩者的不同特性和應用場景，更好地利用 太陽能資源。截止至 2021 年，我國光伏累計并網容量達到 30599 萬千瓦，2017 到 2021 年五年複合裝機增速為 19%，其中分布式光伏累計并網容量 10751 萬千瓦，占累計總容 量的 35.1%，2017 到 2021 年五年複合裝機增速為 29%。截至 2022 年上半年，我國光伏 累計并網容量達到 33520 萬千瓦，其中分布式光伏累計并網容量 12678 萬千瓦，占累計 總容量的 37.8%。

2022H1 分布式光伏新增新增裝機達到 1965.3 萬千瓦，同比高增 156.9%，占光伏新增裝 機比達到了 63.6%。根據 2015 年至 2021 年新增光伏裝機容量情況，分布式光伏裝機量 占比在 2020 年後快速提升，2020 年、2021 年、2022 年 H1 占比分别為 31.6%、53.4%、 63.6%。2021 年新增光伏裝機共 5488 萬千瓦，分布式和集中式分别占比為 53.4%、 46.6%，是分布式光伏新增裝機首次超過集中式光伏新增裝機的年份。

2022 年上半年，全國新增分布式光伏裝機 19.65GW，受地方政策引導和補貼激勵等因 素影響，新增工商業分布式光伏新增裝機容量為 10.74GW，戶用分布式光伏新增裝機 8.91GW。其中，浙江省新增 138.5 萬千瓦，江蘇新增 106.7 萬千瓦；自分布式光伏發展之初，國家為支持發展提出補貼，随着光伏降本及裝機量大幅增加， 新能源電價逐步走向市場化，工商業及戶用分布式光伏經過 5 次補貼退坡，分别于 2020 年及 2021 年結束國家級補貼，目前依舊有區域和省級補貼。

長期看，分布式光伏尤其是工商業分布式在消納與電價方面較集中式光伏有明顯優勢， 發展前景将更為廣闊。随着新能源進入電力市場交易的比例不斷提升，新能源尤其是光 伏市場電價明顯承壓，多個新能源資源豐富，電力需求相對較小的省份（例如山西）， 光伏市場電價已經出現了明顯折價。而分布式光伏目前自發自用，餘電上網的商業模式 良好的保障了其電量的消納和綜合電價水平，即使後續餘電上網部分需要參與市場交易， 仍較集中式光伏電價有較大優勢。

3.5.4、大基地：集中開發規模快速增長，一體化項目外送保障消納與電價

新能源大基地依托風光資源和消納通道建設，是“十四五”新能源建設的重中之重。由 于新能源大基地可以在快速增加新能源裝機規模的同時保障裝機的可靠性（火水電配合 新能源出力），可以有效緩解目前我國的電力供應緊張局面，因此在“十四五”可再生 能源規劃中被重點提及。根據規劃，我國要在風能和太陽能資源禀賦較好、建設條件優 越、具備持續規模化開發條件的地區，着力提升新能源就地消納和外送能力，建設新能 源大基地。

統籌推進陸上風電和光伏發電基地建設，加快推進以沙漠、戈壁、荒漠地區 為重點的大型風電太陽能發電基地。大基地依托省級和區域電網消納能力提升增強就地 消納能力，依托已建跨省區輸電通道和火電“點對網”輸電通道，重點提升存量輸電通 道輸電能力和新能源電量占比。規則還提出依托“十四五”期間建成投産和開工建設的 重點輸電通道，按照新增通道中可再生能源電量占比不低于 50%的要求，配套建設風電 光伏基地。根據規劃，我國将建成七個新能源陸上大基地。

3.6、儲能運營：新型電力系統重要組成部分，進入發展快車道

新型電力系統對能源系統調節能力需求激增，儲能行業進入快速發展期。能源生産與消 費之間總是存在着差異，能源系統需要具備調節能力來消除這些差異。調節能力通常可 分為功率調節和能量調節，功率調節能力即全部機組的出力範圍，确保實時電力平衡； 能量調節能力即所有儲能設施存儲的總能量，确保長期的能量平衡。為了實現雙碳目标， 風光等新能源将逐步取代化石能源成為主要的一次能源，而随着可調節化石能源逐步退 出，電力可調節資源規模逐步下降，需要引入儲能作為新的調節能力來源，以保障電力 系統運行的穩定性。并且能源系統對于調節能力的需求将随着新能源滲透率升高而提高， 因此儲能成為了新型電力系統的重要組成部分。近年來國家已經出台多項政策，鼓勵儲 能行業快速發展，包括抽蓄、新型儲能在内的各項儲能技術都有望進入快速發展期。

目前儲能技術應用場景豐富，按應用場景分類可分為電源側、電網側以及用戶側，而根 據電網淨負荷波動的情況，我們可将對調節能力（儲能）的需求分為短時（秒級-分鐘 級）、長時（小時級到數日）以及超長時（周、月、季）。不同應用場景對儲能的需求不 盡相同，而不同時長的儲能所提供的輔助服務也不盡相同。目前來看電源側和電網側的 應用很多是重合的，而日内小時級的長時需求是儲能應用的重點。

我國儲能裝機中抽水蓄能仍占絕對份額，新型儲能占比逐漸增加。截至 2021 年底，中 國已投運電力儲能項目累計裝機規模為 46.1GW，同比增長 30%，占全球市場總規模的 22%。其中抽水蓄能累計裝機規模最大，為 39.8GW，同比增長 25%，但所占比重與去 年同比繼續下降，減少 3 個 pct；增量主要來自新型儲能，累計裝機規模達到 5729.7MW， 同比增長 75%。2021 年，中國新增投運電力儲能項目裝機規模首次突破 10GW，達到了 10.5GW，其中，抽水蓄能新增規模 8GW；新型儲能新增規模首次突破 2GW，達到 2.4GW，同比增長 54%。

3.6.1、抽水蓄能：未來十年是行業發展黃金期

抽蓄裝機規劃明确，且因為需求迫切實際裝機量有望超出規劃目标值

抽水蓄能是利用水作為儲能介質，通過電能與勢能相互轉化，實現電能的儲存和管理。 利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電。可 将電網負荷低時的多餘電能，轉變為電網高峰時期的高價值電能。 抽水蓄能技術成熟、反應速度快、單機容量大、經濟性較好等特點，是目前大規模調節 能源的首選。抽水蓄能電站可将電網負荷低時的多餘電能，轉變為電網高峰時期的高價 值電能。抽水蓄能具有技術成熟、反應快速靈活、單機容量大、經濟性較好等優點，是 緩解系統調峰壓力的最有效手段之一，可以快速穩定系統頻率，可以調相運行，可以穩 定系統電壓，是電力系統事故備用電源，能作為電網黑啟動電源，目前是大規模調節能 源的首選。

目前我國抽水蓄能裝機量較高的地區集中在華南、華東等經濟發展較強、用電量較高且 水電建設基礎較好的的地區；其次是東北、華北、華中等以火電為主要電源的地區；西 北地區除青海省水電裝機量較高以外，其他地區以火電為主，風光為輔，抽蓄資源基本 未開發；西南地區水電資源豐富，包括四川、雲南等水電輸出大省均未有抽蓄裝機量， 以大型水電站開發為主。

根據規劃 2025 年和 2030 年我國抽蓄裝機規模将分别達到 6200 萬千瓦和 1.2 億千瓦，而 實際裝機有望超出規劃預期。根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年）》及《十 四五現代能源體系規劃》，各地按照能核盡核、能開盡開的原則，在規劃重點實施項目 庫内核準建設抽水蓄能電站。到 2025 年，我國抽水蓄能裝機規模達到 6200 萬千瓦以上， 在建裝機規模達到 6000 萬千瓦左右，到 2030 年，抽蓄規模達到 1.2 億千瓦左右。我國 2021 年底抽蓄規模為 3639 萬千瓦，若實現規劃目标，則未來 4 年和 9 年的裝機複合增 速分别達到 14.25%和 14.18%。

抽蓄價格商業模式逐漸成熟，參與電力市場有望提升盈利能力

新的兩部制電價出台疊加電力市場逐漸成熟，抽蓄行業的商業模式開始清晰。2021 年 4 月，國家發改委印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（633 号文）。633 号文的出台完善了抽水蓄能的價格機制，形成了穩定的成本回收機制 額外的經濟效益 的商業模式，并厘清了成本疏導路徑。同時 633 号文也明确要推動抽水蓄能電站作為獨 立市場主體參與市場。

抽蓄電站通過參與電力市場交易，電量電價部分收益有望顯著提升

根據 633 号文，抽蓄電站在有電力現貨市場的區域都将通過現貨市場形成抽水和放水價 格，即抽蓄電站可以通過電力市場高抛低吸，形成額外收入，而不隻是回收抽水、發電 的運行成本。根據各省份推出的分時電價機制，大部分省份的峰谷電價比都達到了 4.8:1 或 3.6:1。在部分用電緊張的省份，現貨市場的單日最高電價和最低電價價差會更大。目 前抽蓄電站轉化效率普遍達到為 75%-80%，這意味着抽蓄電站可以通過現貨市場獲取較 大的額外收入，增厚利潤。

3.6.2、新型儲能：有望實現爆發式增長，逐步探索商業模式

“十四五”新型儲能頂層規劃已完成，“新能源 儲能”将是主要應用場景。與世界其他 國家和地區相比，我國儲能與新能源裝機容量的比例，即“儲新比”，明顯偏低，2020 年 中國的儲新比約為 6.7%，而中國以外其他國家和地區的儲新比為 15.8%，随着可再生能 源比例提高，我國儲能将迎來巨大的發展機遇。2022 年 2 月 23 日，國家發改委及能源 局發布《“十四五”新型儲能發展實施方案》，明确了“十四五”期間新型儲能産業發展的頂 層規劃。一方面，加快建立新型儲能項目管理機制，規範行業管理，強化安全風險防範； 另一方面，明确新型儲能獨立市場地位，完善市場化交易機制，充分發揮市場在資源配 置中的決定性作用。

我國新型儲能規模有望在 2025 年達到 4000 萬千瓦。截至 2021 年底，我國新型儲能規 模達到了 573 萬千瓦，2021 年新增了 240 萬千瓦。2021 年 7 月，國家發改委、能源局印 發《新型儲能發展的指導意見》，提出到 2025 年實現新型儲能從商業化初期向規模化發 展轉變，裝機規模達 3000 萬千瓦以上，到 2030 年，實現新型儲能全面市場化發展。此 後 12 個省、自治區出台了本區域的“十四五”規劃，合計儲能裝機目标達到了 4320 萬 千瓦。

目前新型儲能商業模式還在積極探索中，各省政策不盡相同，但主要以調峰輔助市場 租賃費用 市場現貨電價差組成。由于各類新型儲能技術與抽蓄實現的功能并不完全相 同，且抽蓄建設周期太長，遠水解不了近渴，因此多個省份紛紛出台自己的獨立儲能政 策，以鼓勵新型儲能的發展。整體看，除市場現貨電價差盈利部分，各省份推出相關政 策根據充當電小時數、電站裝機規模等指标進行補貼，對獨立儲能充放電容量進行容量 補償及租賃費、輔助調節服務費。

目前由于電力系統對于調節輔助資源的需求十分旺盛，供需十分緊張，我們認為獨立儲 能項目現階段可以通過現貨市場進行峰谷價差套利或向電網提供調峰調頻獲得可觀的超 額收益。由于有超額收益的存在，未來一兩年湧入電力市場的輔助電源規模将快速擴大， 供需将逐漸走向平衡乃至寬松，項目收益率将會回落。長期看，我們認為儲能運營商會 回歸公用事業屬性，呈現出重資産、長周期、收益穩定但收益率不高的特點。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】系統發生錯誤

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