（報告出品方/作者：申萬宏源/劉曉甯,查浩,鄒佩軒）

1.1 碳中和改變全社會用電需求驅動力

一次能源結構決定終端能源消費方式，當前全球範圍内電能占終端能源比例均極為有 限。能源消費為人類文明的基石，2020 年我國一次能源消費量達到 50 億噸标煤，其中化 石能源占比 84%，非化石能源占比 16%。但是從一次能源到終端能源，轉換次數越少效率 越高，因此全世界範圍内，即便電氣化社會經過百年發展，大部分化石能源仍不用于發電， 而是直接作為終端能源。

碳中和約束下，未來化石能源消費量需極度壓減，一次能源結構需發生根本性變化。 從碳排放約束來看，2020 年我國共排放 138 億噸 CO2-e 溫室氣體，碳中和約束下 2060 年需降至 20 億噸以下，由于農業等剛性排放存在，留給化石能源的排放空間極其有限。未 來化石能源在一次能源消費中的占比需盡可能壓減，僅存的少量化石能源預計主要用于電 網調峰調壓。

全社會迎來再電氣化機遇，用電增速成為碳中和進展的指标，與 GDP 增速的相關性減 弱。全社會迎來再電氣化機遇。終端用能結構的深度替代使得用電需求增速與 GDP 增速的 相關性減弱，而是成為碳中和進展的指标，新驅動力下預計中長期用電需求增速上修且增 速更加平穩。

我國已正式承諾 2060 年非化石能源占比提升至 80%以上，由于非化石能源（水風光 核）隻能用于發電，化石能源預計相當一部分為調峰電源，預計屆時電能占終端能源使用 量的比例将由目前的 27%提升至 90%以上，能源消費總規模穩定的情況下，預計全社會用 電規模擴容 3-4 倍。

1.2 新能源運營成為能源領域最強成長賽道

全社會用電規模增長疊加電源結構替代，新能源裝機預計迎來至少 2 個 10 年的高速增 長。根據非化石能源儲量倒推，由于水電資源總量有限、核電選址及安全要求苛刻，預計 2060 年風電光伏發電量占比将從 2020 年的 9.5%提升到 60%-70%，提升 6-7 倍。疊加 全社會用電總規模增長，未來 40 年新能源發電量将坐擁 20 倍以上增長空間，成為能源領 域最強成長賽道。

節奏上看，預計新能源運營擁有至少 2 個 10 年維度的兩位數複合增速成長期：1) 2030 年碳達峰前用電需求高增長疊加新能源低基數；2）2030-2040 年存量火電壽命集中到期 引發替代需求。

1.3 能源雙控向碳雙控轉變

有利于釋放全社會用能量上限 12 月 10 日中央工作會議推動能耗雙控向碳雙控轉變，全社會用能量上限有望打開.中 央經濟工作會議對前期激進能源雙控進行糾偏，提出“新增可再生能源和原料用能不納入 能源消費總量控制，創造條件盡早實現能耗‘雙控’向碳排放總量和強度‘雙控’轉變。

此次措辭前半部分延續了 10 月國常會表述，後半部分首次提出向碳排放量雙控轉變。 我們分析新政有利于提升全社會用能量上限，加速全社會電氣化進程，更符合碳中和本意：

1）在原有政策下，全社會總用能量受到嚴格管控，随着“能源雙控”向“碳排放量雙 控”轉變，可再生能源消費量将不計入能源消費總量，将徹底釋放能源總消費量上限；

2）電氣化為工業、交通領域減少直接碳排放最主要的方式，能耗雙控向碳雙控轉變推 動電氣化速度加快，最終将減碳重任交棒給電力行業，全社會用電需求增速進一步上行。（報告來源：未來智庫）

1.4 2021 年用電需求韌性超預期 預計 2022 年繼續向好

實證來看，長邏輯的短期效果更顯著，碳中和首年電能消費占比即大幅提升 支撐數據（1）：2021 年 GDP 增速下行但用電增速上行。去除 2020 年疫情影響，以 2019 年為基數，2021 年上半年我國 GDP 兩年複合增速 5.3%，低于 2019 年同期的 7.1%； 前三季度 GDP 兩年複合增速 5.15%，低于 2019 年同期的 6.2%。但是 2021 年上半年用 電量兩年複合增速 6.3%，高于 2019 年同期的 5.0%；前三季度用電量兩年複合增速 6.95%， 高于 2019 年同期的 4.4%。

支撐數據（2）：2021 年全社會用電量增速超過一次能源消費總量增速。2021 上半年 我國一次能源消費總量同比增長 10.5%，而全社會用電量同比增長 16.21%；前三季度一 次能源消費總量同比增長 7.3%，而全社會用電量同比增長 12.93%,用電量增速遠超用能量 增速。

2021 年用電高增速并非來自高耗能産業，而是全社會增速普升，地産潛在下滑影響有 限。從全社會用電增量貢獻來看，1-10 月四大傳統高耗能産業黑色、有色、非金屬礦物和 化工合計用電量占比為 27%，但是貢獻用電增量僅為 19.2%，高耗能産業用電增速大幅低 于全社會平均。

9、10 兩月高耗能産業對用電增速已然負貢獻，重工業及地産産業鍊權重大幅降低。 同時，高爐轉電爐、金屬制品深加工以及多晶矽等新興高耗能産業發展導緻高耗能單位産 量用電量提升。

另一方面，經濟結構變遷發揮重要作用，公共服務及管理、批發零售、城鄉居民，計 算機通信、交運倉儲行業用電增量可觀，智能化、數字化直接拉動用電需求，2022 年用電 有望維持高增速。

2.1 電網不穩定性增加多因素綜合作用引發電荒

用電需求高增 有效裝機增速不足 新能源不穩定性 電煤矛盾爆發，久違限電再次出 現。9 月電荒來自多方面，引爆點源于極端煤價下煤電企業現金流虧損，“計劃電-市場煤” 矛盾集中爆發，但是電力供需趨緊從“十三五”後期已經開始，2020 年底零星限電并未引 起足夠重視。

2017 年煤電供給側改革及 2018 年保衛藍天三年計劃大規模停建、緩建煤電機組，煤 電新增裝機容量大幅減少，新能源成為主要裝機增量來源，在調峰儲能配套滞後背景下， 電網愈加不穩定。

能源雙控加劇少部分省份電荒程度，但非電荒主因。結合國家能源局披露的 2021 年上 半年各省能源雙控完成情況晴雨表看，僅少部分限電省份能耗雙控超标，限電最嚴重省份 反而雙綠燈。

2.2 傳統電源增速大幅減少 十四五供需趨緊或剛剛開始

供給端：2021 年尚有水核投産，往後幾年煤、水、核三大傳統電源增速均大幅下滑， 新能源增速快但基數低，且無法滿足高峰負荷，難以彌補傳統電源增速掉檔

1）煤電長期為我國用電存量及增量主體，在當前技術環境下，我們分析完全停止新建 煤電裝機不具備現實可行性，但是大規模上量亦不符合政策導向，煤電在新增用電量中的 占比将持續下降。

停止新建煤電裝機不具備現實可行性，激進去煤方案得到有效糾偏。無論是總發電量 還是曆年發電增量，煤電始終為我國最重要的電源，支撐全社會用電量比例達到 70%，多 數年份貢獻發電增量超過 50%，煤電新增裝機“一刀切”式削減不具備現實可行性。12 月 中央經濟工作會議一改此前“嚴控煤電新增裝機”表述，明确“要立足以煤為主的基本國 情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優化組合”。含高 參數基荷電源、調峰火電、特高壓配套機組在内，我們分析“十四五”新增火電或不低于 150GW。

煤價中樞上台階，碳中和背景下煤電成本或永久式擡升，煤電電量電價需進一步放開。 近年來我國多次提出推進生産要素市場化，但是“計劃電-市場煤”矛盾延續 20 年始終懸 而未決。雖然我國 2019 年将煤電電價政策改為“基準 浮動”機制，允許下浮 15%、上 浮 10%，但是 2019 年國家層面明确表示 2020 年暫不上浮，電價形成了隻能下浮不能上 浮的慣例。10 月國常會提出深化電力體制改革，煤電電價允許上浮 20%，高耗能産業不受 限制，從競價結果來看各省基本頂格上浮。但是碳中和下煤價中樞或永久式上移，煤電企 業盈利能力尚無法恢複至合理水平，煤電電價需要進一步放開，否則電力企業無任何動力 新增燃煤發電機組。

新型電力系統下煤定位逐步轉變，煤電電價機制需深度調整，輔助服務市場亟需建立。 更長維度看，我國當前各電源電價體系均以煤電為基礎，未來以新能源為主體的新型電力 系統下，煤電定位将逐步轉變，國家層面已明确發文加快煤電機組靈活性、節能以及供熱 改造。當煤電功能轉向調峰為主後，利用小時數大幅降低、機組損耗大幅提升，單純的電 量電價機制無法體現低開機率下的煤電保障性功能，調峰補償等輔助服務市場以及容量電 價機制亟需建立。内蒙古 8 月提出靈活性改造新增調節能力對應的新能源指标歸改造企業 所有，一定程度激勵煤電企業靈活性改造，但是如果沒有相應輔助服務市場，運營期内的 火電調峰積極性将無法保障。

2）水電受資源總量限制，2020-2022H1 我國實為水電投産小高峰，投産電站包括烏 東德、白鶴灘、兩河口、楊房溝等，此輪高峰過後我國除西藏外水電基本開發殆盡，未來 增速大幅下滑。

根據建設進度，2020 年下半年-2022 年上半年我國迎來以烏東德、白鶴灘、兩河口、 楊房溝為代表的新一輪投産高峰。新投産機組多位于河流上遊，水電的“低成本”屬性被 大幅削弱。從絕對量上看，預計我國“十四五”期間投産的水電裝機或僅略低于“十三五”， 但是考慮到全社會用電體量已經今非昔比，“十四五”期間水電可支撐的用電增速遠遜“十 三五”。

新型電力系統下水電定位發生變化，适宜電站開展梯級儲能改造，調峰價值有望重估。 水電為唯一具備調峰儲能能力的非化石能源。水電瞬時出力可控，靈活性高于火電，調峰 基本不存在額外成本，較化學儲能有絕對經濟性優勢，未來有望升級為新型電力系統的穩 定器。除水風光一體化基地外，适宜水電也可安裝抽水裝置，改造為混合式抽蓄電站。目 前青海省已經明确提出建設黃河上遊梯級電站大型儲能項目，水電未來有望通過調峰功能 得到價值重估。

3）核電 2021 年我國投産 4 台機組，預計 2022 年投産 3 台機組。但是福島核事故後 我國核電審批長期停滞，新一輪核電審批 2019 年才重啟，建設周期在 6 年左右，我國“十 四五”中期将出現核電機組投産斷檔期，對長三角、珠三角地區電力供需格局影響極大。

受福島核事故影響，2016、2017 以及 2018 年底之前我國未審批新核電機組，根據建 設進度，預計 2021、2022 年為我國核電機組投産小高峰，十四五中期為核電投産空擋期。 2018 年底我國核電審批重啟，但是三代機組從開工到投産需要 6 年左右，由此推算下一輪 投産高峰需等到 2025 年下半年，新審批機組難解當下燃眉之急，“十四五”核電增量非常 有限。

核電裝機斷檔對沿海省份，尤其長珠三角影響極大。我國現有及在建核電全部位于沿 海，“十三五”廣東、浙江分别投産 6 台和 2 台核電，而“十四五”2025 年下半年之前均 無機組投産，核電斷檔影響基本由沿海省份承擔，導緻沿海省份電力供需更加緊張，或将 增加海上風電需求。

4）新能源增速快但基數低，且無法滿足高峰負荷，難以彌補傳統電源增速掉檔 2021 年以來陸上風電成本快速下降。受益大型化趨勢，我國風機價格進入快速下行通 道，7-9 月中标價維持在 2400-2500 元/kW 之間，較 2020 年初幾近腰斬，平價時代收益 率不降反升，上半年國内風電招标量大超預期。

10 月國常會提出加快建設沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地項目，目 前首批 100GW 大基地已經陸續開工，第二批項目啟動申報，有望支撐陸上風電中期高增 速。

沿海省份電力供需緊張更加明顯，對海上風電的迫切性較高，平價倒逼海風快速降本。 2021 年為海上風電平價前最後一年，面臨補貼退坡和成本尚高雙重壓力，海上風電招标較 低，但是當前風機最低報價已降至 4000 元/kw 以下。疊加風機大型化帶來的土建安裝成本 攤薄，中性假設下海風總成本降至 12000 元/kw 以下時可實現平價，業内預期 2023-2024 年有望實現。受核電斷檔等因素影響，沿海省份電力供需緊張更加明顯，海風地方性補貼 有望加速平價進程。

終端電價上漲帶來分布式光伏性價比提升，分布式光伏有望成為新能源裝機新增量。 過去幾年我國持續降低一般工商業電價，工業企業安裝分布式光伏的積極性有限。但是在 煤電電價新政影響下，一方面安裝分布式光伏可顯著降低用電成本，另一方面如果未來階 段性限電、有序用電成為常态，分布式光伏可增強工業企業電源可靠性，帶來分布式裝機 需求井噴。影響“自發自用，餘電上網”分布式光伏項目回報率最主要的因素為當地一般 工商業電價，一般工商業電價絕對值與基準上網電價相關但非完全對應，随着上網電價上 漲，一般工商業電價與上網電價差值越小的地區，一般工商業電價上漲彈性越大，以廣東、 福建等地最為明顯。

供需平衡表顯示未來十年我國電力供應可能持續偏緊。我們測算“十四五”煤電仍需 保持較高的利用小時數才能勉強平衡，電力供需長期趨緊。

供需趨緊支撐電價上行 帶來電力行業長期高景氣。電力供需趨緊是電價走強最重要的 支撐，2018 年以後市場化電價與煤價的相關性有限。我國曆史電價主要經曆兩個階段，2015 年之前的煤電聯動時期以及 2016 年後的煤電聯動停滞 市場化交易時期。2012 年之前我 國電力供需整體處于偏緊狀态，煤電聯動基本得到有效執行。2016 年起我國電力供給過剩， 供需格局不利于電力企業， 煤電聯動始終未啟動，國家在推動市場化改革時也直言“抓住 電力供給整體過剩的窗口”。2018 年後我國電力供給邊際趨緊，即便煤價呈下跌趨勢，市 場化競價價差仍持續收窄，因此電價更取決于電力供需格局而非煤價。

3.1 新型電力系統的提出及内涵

新型電力系統的内涵：源網荷儲智能互動，多種能源系統融合協調。新型電力系統是 以新能源發電為供應主體，堅強智能電網為基礎平台，以先進信息數字技術、統一開放市 場機制為支撐，實現網源荷儲智能互動，多種能源系統融合協調，具備綠色低碳、安全高 效、廣泛互聯、靈活智能特征的适應未來經濟社會、能源環境可持續發展的電力系統。新 型電力系統的目标特征為：綠色低碳、安全高效、廣泛互聯、靈活智能。

未來新型電力系統“三高”、“兩峰”特征顯著。“三高”，即高比例新能源發電、 高度電力電子化和高送受電占比。“雙峰”，即我國用電需求已呈現冬、夏“雙峰”特征。 未來，随着電能替代推進和人民生活水平提高，“雙峰”特征将更加凸顯，疊加水電豐枯 季節特性、新能源反調峰特性，電力保障供應難度逐年加大。（報告來源：未來智庫）

随着新能源占比提升，我國電力系統将面臨三大問題。問題一，電量電力平衡問題。 新能源置信容量低，負荷高峰時刻，新能源電力支撐能力不足，新能源出力具有季節特性， 月度電量分布無法完全匹配負荷需求，存在季節性電量平衡難題，新能源裝機越大，随機 性越強，受極端氣候影響的風險越高。問題二，安全性問題。由于新能源的不可控性，電 力電子裝置的低慣性、弱抗擾性、多時間尺度響應等特性，以及受端電源“空心化”等問 題，系統功角穩定、頻率穩定、電壓穩定問題交織，并出現網絡安全等新問題。問題三， 綜合成本上升問題。考慮統籌全壽命周期綜合成本（包括電源電網初始投資、運行費用、 系統靈活性及安全性提升投資等），能源轉型過程，除新能源接入和跨區域互聯帶來的投 資，解決系統平衡和安全問題需要新增投資，因此雖然發電成本持續下降，但綜合用電成 本将會有所上升。

3.2 新型電力系統倒逼電改多層次電力市場逐步建立

電力政策頻出疏導系統成本，電力市場化改革迎來最高層重視。健全多層次統一電力市場體系，加快建設國家電力市場，引導全國、省（區、市）、 區域各層次電力市場協同運行、融合發展，規範統一的交易規則和技術标準，推動形成多 元競争的電力市場格局。要改革完善煤電價格市場化形成機制，完善電價傳導機制，有效平衡電力供需。

要加 強電力統籌規劃、政策法規、科學監測等工作，做好基本公共服務供給的兜底，确保居民、 農業、公用事業等用電價格相對穩定。要推進适應能源結構轉型的電力市場機制建設，有序推動新能源參與市場交易，科學 指導電力規劃和有效投資，發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用。我們認為新型電力系統下用能成本提高，電價上漲成為必然。未來需要打通源網荷儲 各環節鍊條，通過調動電源側、電網側、負荷側積極性參與市場，共同承擔用能成本上漲， 最小化全社會用能成本，保障電力系統平穩運行。

年初以來新型電力系統框架徐徐展開，尚有多個節點尚未打通，2022 年政策節奏值得 期待。

3.3 産業鍊迎來根本性變革新經濟新業态不斷湧現

3.3.1 發電側：挖掘電源靈活性

多能互補優化運行，平滑電源出力曲線。水、風、光等清潔能源發電特性各不相同， 聯合優化運行可以充分利用多種清潔能源在時間和空間上的平滑效應和互補效益，實現電 力系統運營最優化。從商業模式來看，靈活性電源（水、氣、儲）利用其出力靈活性對新 能源電量進行實時互補，一方面發揮調節性電源出力互補特性，提高新能源消納；另一方 面借助特高壓輸電通道打捆送出，節約外送線路資本開支。 火電靈活性改造空間廣闊 氣機啟停迅速适宜調峰。

火電靈活性改造能将機組最小出力 由傳統的 60%降至 30%，提高調峰效率；燃氣機組啟停快、運行靈活，可為清潔能源與負 荷波動提供靈活調節，兩者挖掘調峰潛力最具現實可行性。國家發改委 10 月底發布開展全 國煤電機組改造升級的通知，計劃十四五期間完成 2 億千瓦，增加系統調節能力 30gw-40gw。按照中電聯單位千瓦成本 500-1500 元測算市場規模約 150-600 億。随着 輔助服務市場逐步完善，火電靈活性改造盈利模式逐步清晰，行業将迎來加速發展。

電壓不平衡問題逐步加劇，無功補償設備空間巨大。無功功率的作用是能在電氣設備 中建立和維持磁場，維持電壓平衡。當前大量大功率負載增加導緻三相不平衡，損耗增加。 無功補償設施由于能根據系統需要自動在電網電壓下降時增加無功輸出，在電網中舉足輕 重。目前無功補償方案包括同步調相機、電容器、SVC 和 SVG，其中 SVG 是目前電網無 功補償最理想的方式，能夠迅速吸收或者發出所需的無功功率，保證運行電壓的穩定。

3.3.2 輸電側：結構性突出，特高壓和柔性直流是主戰場

特高壓直流解決我國一次能源分配不均勻問題 特高壓交流主要作為直流配套。特高壓 直流是跨區遠距離輸電的最優解決方案，我國九大清潔能源基地中的八個位于西部和北方， 未來西電東送、北電南送規模繼續增加。十四五期間将再推進建設金上—湖北，哈密—重 慶，隴東—山東，藏東南—大灣區等特高壓直流項目。

三大應用需求催生柔性直流輸電高速發展。柔性直流（VSC）是采用全控功率半導體 （IGBT 等）構成的柔性換流閥為核心進行交直流轉換的直流輸電技術。相比于傳統以晶閘 管為主的常規直流輸電（LCC），具有靈活可控、可獨立控制無功功率、支持弱電網、易于 構成多端系統等技術優勢，擁有三大應用場景。

場景一：遠海海上風電送出。柔性直流相比于高壓交流輸電，遠海情景下輸送效率更 高，輸送容量更大，經濟性更好。與未來海上風電遠海化、大基地化的發展趨勢一緻。

場景二：LCC-VSC 混合技術路線解決直流落點密集區域的特高壓換相失敗問題。華東、 華南電網直流落點密集，且未來還有區外來電需求。常規直流存在的換相失敗風險影響了 特高壓直流的進一步建設。通過 LCC-VSC 混合技術路線，外加存量常規直流改造為柔直解 決換相失敗問題。

場景三：柔直互聯增加電網互濟能力，提高電網安全性。通過柔性直流将區域電網互 聯，增加區域電網間互濟能力，提高電網運行效率。廣東、江蘇等地電網規模大，短路電 流超标等問題突出，加入柔直可有效提高電網安全性。

3.3.3 配電側：增容擴容 智能化

配網成為未來電網投資重點，提高分布式光伏接入能力和提高用電可靠性是主要目的。 南網“十四五”規劃電網總投資 6700 億元，其中配網投資 3200 億元占比接近一半。分布 式光伏在配電網内就地消納，十四五期間預計新增分布式光伏 1.5 億千瓦，配電網需進一 步增加容量，提高分布式光伏消納能力。我國供電可靠性相比于發達國家明顯偏低，未來 “分布式電源 用戶側儲能 電動車”三大賽道齊發力，對供電可靠性造成巨大壓力。

配網增容擴容和智能化是兩大方向。配網急需升級改造的本質原因是配網内電力流動 增加，因此增容擴容是基礎。我國現有配電網以鍊式、環網等拓撲結構為主，以後向更加 可靠的“雙花瓣”等方向發展.配網側接入的電氣設備數量和種類不斷豐富，需要配以高質 量的智能設備進行監測和管理，提高運行效率和可靠性.配電網智能化的主要方向有：智能 網關、智能感知、故障自愈、智能監測、智能通信等。

3.3.4 用電側：全面電能替代需求側響應成為發展關鍵

分時電價為需求側響應提供盈利渠道 多産業發展空間廣闊.為了引導需求端，從中央到 地方分時電價政策陸續出台，國家層面，7 月國家發改委發布《國家發展改革委關于進一步 完善分時電價機制的通知》給予明确信号，地方層面，6 月至今多地陸續出台分時電價，引 導用戶錯峰用電以給予電力系統靈活性定價。

電能替代進一步擴展用電領域 挖掘負荷靈活性參與電網調節.碳中和背景下化石能源 需全面退出燃料領域，其核心在于能源生産側實現清潔替代，能源消費側實現電能替代， 電能占終端能源利用的比例将趨近 100%。用電技術進步是消費側電能替代的關鍵，以電 制熱（冷）技術、電動汽車、電化學技術為代表的電能替代持續擴展用電領域，各類用電 技術将朝更加節能、高效、智能、可控的方向發展，推動用電負荷靈活可控，實現傳統的 “源随荷動”向新型“源荷互動”模式轉變。

商業模式逐步清晰 政策落地 技術進步助推多行業發展.用戶側儲能：當前用戶側儲能 盈利模式主要包括峰谷套利、需量電費管理、動态增容，一般 而言在峰谷電價差額超過 0.7 元/kwh 時，用戶側儲能收益可觀.分布式光伏：分布式光伏收益模式分為标杆上網電價、 淨電量結算、自發自用餘量上網，随着裝機成本逐步下降、整縣推進和央企入局，十四五 期間預計高速發展。可中斷負荷：指對用戶側的負荷特性、用電效益、停電意願等加以考 慮後引入需求側管理，通過簽訂經濟合同實現電網高峰時段或緊急狀況下中斷部分負荷。8 月蒙西電網發布有序用電方案（征求意見稿），鼓勵建立可中斷負荷電價和高可靠性電價 機制，有望更大範圍推廣。

3.3.5 儲能：貫穿發輸配售全産業鍊應用模式多樣

儲能能夠提高風光發電質量 實現低密度、波動性能源的高密度、可控性利用.源網荷儲 四種方式中，儲能是唯一可以實現“填谷”和能源空間轉移的方式，發揮能量調節功能， 實現低密度、波動性能源的高密度、可控性利用，達到“類常規電源”的效果.儲能可分為 物理、電化學、電磁、熱能和化學儲能，其中物理儲能和電化學儲能技術相對成熟，儲氫 和光熱等新型技術目前成本高昂，存在應用局限性。截至 2020 年底我國儲能累計裝機規模 35.6GW，其中抽水蓄能占據 90%左右；其次為電化學儲能。

抽水蓄能：兩部制電價保障盈利水平，打開抽水蓄能發展空間。當前抽水蓄能度電成 本約為 0.2 元/千瓦時，遠低于電化學儲能和其他方式，磷酸鐵锂電池作為目前商業化應用 的綜合性能較高的典型儲能技術，其度電成本為 0.62-0.82 元/kW·h。

從潛在資源和政策規劃來看，十四五期間我國抽水蓄能投産規模将翻一番。國家能源 局發布抽水蓄能中長期發展規劃，目标 2025 年投産規模較“十三五”翻一番，達到 6200 萬千瓦以上。

十三五期間抽蓄規模低于規劃主要掣肘在于成本疏導困難。2021 年 4 月兩部制電價出 台，将抽水蓄能成本納入輸配電價核算，理順抽蓄行業成本傳導機制，并為企業合理利潤 兜底。

電化學儲能：電源側配置儲能或成為标配 項目盈利渠道進一步拓寬。各省為了提高新 能源并網效率，降低棄風棄光率，紛紛發布新能源配置儲能方案。截至目前已有超 20 餘省 份提出新建項目鼓勵配置儲能政策，配置比例大緻在 5%-20%之間。

各地政策均明确儲能可以參與輔助服務市場獲得收益，但實際上除儲能綁定火電機組 形式外，其他儲能目前還難以進入市場，未來随着電改深化，儲能有望參與市場獲得收益。 與此同時，近日廣東省提出儲能費用納入電價由全體用戶共同分攤，這一政策進一步擴寬 了儲能項目盈利渠道。

儲能應用貫穿源網荷全産業鍊 多種應用模式湧現。

為電源服務：1）儲能聯合火電機組調頻；2）新能源場站配置儲能減少棄電與并網考 核；3）儲能通過共享方式參與調峰；4）儲能參與輔助服務市場調峰調頻。

為電網服務：1）電網企業經營性租賃；2）合同能源管理機制；3）容量電費機制。

為用戶側服務：1）削峰填谷降低電費；2）光儲一體化模式提高光伏自發自用率。（報告來源：未來智庫）

4.1 質地估值雙維度篩選新能源運營商 Alpha

商業模式升級：新能源沒有燃料成本，業績穩定性遠高于火電，轉型帶來度電利潤擴 張。從電力産業鍊來看，化石能源電源上遊是燃料供給，而可再生能源不存在燃料供給， 本身就是運營環節全部上遊。在正常年份煤電毛利率也僅有 10%-15%，營業成本中燃料成 本占比超過 70%。而新能源運營由于沒有燃料成本，毛利率普遍可達 50%，新能源轉型帶 來度電利潤擴張。

綜上，我們總結碳中和為電力闆塊帶來 1）電氣化率提升->全社會用電規模擴容；2） 電力行業脫碳-> 新能源發電量占比提升；3）發電原理改變->電力産業鍊利潤轉移三重互 為乘數的影響。

新能源經營模式類似水電，但是業績更加穩定，碳中和下添翼帶來更高成長性。與經 營模式類似的水電相比，水電站雖然有一定調節能力，但是發電量受單條河來水波動影響 較大；而新能源公司項目遍布全國，各地區光照、風況可以形成對沖，業績穩定性高于水 電。另一方面，新能源裝機擁有顯著更高的成長性，碳中和背景下未來裝機擴張進一步加 速，一線龍頭 2025 年新能源規劃裝機普遍為 2020 年存量裝機體量的 3-4 倍，從而帶來更 高估值。

美股火電轉型新能源運營商新紀元能源完美诠釋長坡厚雪複利增長，股價 40 年 400 倍。美股新紀元能源（NEE.N）為傳統電源轉型新能源的全球标杆企業，近 40 年股價實現 指數增長，基本沒有回調，累計上漲超過 400 倍，當前市值超過萬億人民币，PE 長期維 持在 40 倍以上。公司傳統電源裝機總規模保持穩定，為新能源轉型提供充足現金流，新能 源裝機持續成長，為業績估值雙升的最重要原因。公司 2020 年底總裝機規模約 50GW， 非化石能源占比約 50%。

新能源單個項目類債資産顯著 可實現滾雪球式增長。理論上新能源項目核準即可确定 全生命周期現金流，IRR 是衡量盈利能力的最佳指标。表面上影響 IRR 的四大指标為設計 利用小時數、單位造價、上網電價和貸款利率，但是實際上新能源項目的最終 IRR 往往是 上市公司資源儲備、管理機制、隐形資源等綜合作用的結果。

與單個項目相比，新能源公司可将存量項目的一部分資金用于分紅，富餘資金用于投 資新的項目進一步增厚企業價值，實現滾雪球式增長，因此新能源公司估值大幅高于單個 新能源項目。

考慮到現階段新能源運營商普遍可通過 IPO 融資、定向增發、出售傳統資産、發行 ABS 産品等方式進行外部融資，并非純内生增長的模型假設，因此上述結果可視為新能源運營 商估值下限。

與新能源設備相比，我國新能源運營市場相對集中。投資三類參與方關注點不同：

1）全國性央企。新能源運營市場空間足夠廣闊，我們認為全國性布局的“五大四小” 央企均有機會做大做強，“五大四小”旗下上市平台主要看公司治理、集團定位。

2）地方國企、央企地方性平台。由于風光資源分布極度不均，地方性平台受資源禀賦 限制明顯，短期看在建，中期看儲備，遠期看地圖。首選内蒙古，次選沿海省份。

3）民營企業。平價大基地為主的開發模式下，民營企業在項目資源、融資成本上具備 天然劣勢，因此我們認為民營企業關鍵在于特色，關注細分領域的機會。

4.2 電力行業下半場從單一發電到綜合能源轉型

随着新型電力系統的建立，我們預計未來市場化交易、分時電價、柔性負荷等機制逐 步完善，用戶用電場景變得更加靈活複雜。得用戶者得天下，專業的電力企業正在逐步從 單一發電向綜合能源服務商轉型。通過分布式光伏、儲能、節能改造等手段保障客戶用能 需求同時降低用能成本是關鍵。

（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】。未來智庫 - 官方網站

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