电力行业分析

电力行业分析1、行情回顾1.1、大盘指数与电力板块指数走势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。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。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。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。1.2、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%。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，带来一定的业绩增量。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%。2、业绩总结2.1、2022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。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。截至2022年6月，中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。2.2、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。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。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2022年上半年，火电板块实现营业收入5881亿元，同比增长21.5%；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。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%。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%；毛利率为46.67%，环比提升0.14个pct。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。3、三季度行业发展展望3.1、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。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，体现出中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，短期内中国高峰时段电力供应紧张的情况可能会持续发生。我们认为连续两年发生限电情况的主要原因是中国可靠性电源不足。过去两年导致中国限电情况发生的原因不尽相同：从需求侧看，去年中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月开始中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中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。7月份全国全社会用电量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%。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。2022年7月中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。3.1.3、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，中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%。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过去十年中国火电装机占比持续下降，由2011年的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。过去十年中国火电和水电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。过去十年中国火电发电量占比持续下降，但明显高于装机占比。根据数据，过去十年中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。由于可靠电源装机容量下降，在某些时段中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。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%，中国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，因此在中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，中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，中国将有6个省份电力供应紧张、17个省份电力供应偏紧。长期看，中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。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过去三个五年计划期内，中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年中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。但整体看中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，到今年上半年中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，中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比增长71.8%。2021年冬季以来，中国多省份陆续发生了限电情况，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。缺电背景下煤电价值将被重新审视，“十四五”期间煤电新增规模有望保持在合理水平。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退煤进程。对于中国而言，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中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。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。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。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，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。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，流域一体化开发转型新能源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中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，中国目前具备经济性的大型水电站已基本开发完毕。截至2022年7月，中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年中国常规水电容量将达到3.8亿千瓦，这意味着未来三年中国新增常规水电规模仅为2252万千瓦。随着水电机组陆续投产，西南水电大省电力供需将由此绝对宽松逐渐走向平衡乃至紧张。前截至2022年7月，中国全国水电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。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。“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，2021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%、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周期。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有送出线路，将三种电源的电力打捆外送。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电量（相较于独立风光项目）。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。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。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。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，行业有望实现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，每年可减少耗煤量超1亿吨、减排二氧化碳近3亿吨。截至2022年6月，中国在运核电机组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年中国核电运行装机容量达到7000万千瓦左右，因此预计未来四年中国还将有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，中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。2021年中国核电发电量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。当前中国核电份额较低，未来发展空间广阔。今年发布的“十四五规划”为核电发展定下了基调：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。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。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。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。3.5、新能源：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。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。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。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。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年中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。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。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。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。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。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。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），中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。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）。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。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，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，中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，中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%。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。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；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。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。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：集中开发规模快速增长，一体化项目外送保障消纳与电价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。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），可以有效缓解目前中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，中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。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，中国将建成七个新能源陆上大基地。3.6、储能运营：新型电力系统重要组成部分，进入发展快车道新型电力系统对能源系统调节能力需求激增，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。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。中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%。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%。3.6.1、抽水蓄能：未来十年是行业发展黄金期抽蓄装机规划明确，且因为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。目前中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