公用事业及环保产业行业2023年度策略：重塑能源结构中的大机会

内容目录一、球源机影，低化去附动国重能结构 5外附致石源价居难，塑源结意重大 5源构型焦力，统全行临战 6二、顺力需盾把握场、联通大主线 11电市保供灵活改，营及备制商来遇口 11增四电供需续紧保要下装与量增 11降1M22煤下行明应松203年煤有继回落 12提：货场广赋涨空，量价政出台以补” 13新装或预灵活改积性升为设商来会 17源负区性配使网资求前十四五重关特压 19新电系源分离跨电程要性显 19十、网资需双，中点注特压 20套能建，能百齐放 22强政+件让出本间关大放量 22收保政刺下，蓄工拟规扩大 25三、股 26电资区和源资优为王 26电项资获能力核竞力 27能需放、绩弹较大 28电学能关核心节独运新态 28抽蓄：注储能线局龙标的 30四、资议 31五、险示 31图表目录图表：国动煤进口与速万） 5图表：019-222M0国内煤产（吨 5图表：国主城力煤口（/ 5图表：广港力提价元万） 5图表：世原价美国胀况美/） 6图表：中新源电、气LCE较kW） 6图表：030碳峰要求位值排幅降 7图表：020年源端碳放构 7图表：020年源端碳放构 7图表0：201-205E部门电结（千时，） 7图表1：201-201国替电情（千时，） 7图表2：预计十间电弹系先后低 8图表3：十电发电构测（） 8图表4：十电装机构测亿瓦，） 8图表5：电运特示意图 9图表6：2021年古VS京产GP较元） 9图表7：蒙用曲201某作） 9图表8：北用曲201某作） 9图表9：3-421北电主煤高企 10图表0：东地煤电量比高 10图表1：201-201川省力构意（千瓦、） 10图表2：201-202年、8三入流对（立秒） 10图表3：起经川跨省区电路 10图表4：火调示图 11图表5：201-201国火发设平利小时情（时） 11图表6：201-201国火装、力费增幅况） 11图表7：1H1-1H2投资成情（元） 12图表8：火发量占比况亿瓦、） 12图表9：水风光电设利小数动燃煤组用时的响（时） 12图表0：1M1-1122皇岛西500大动月均仓价元/ 13图表1：3M2-1122度原产与电电增速况） 13图表2：201-202三季火行营及比增（元） 13图表3：201-202三季火行归净润及比速亿、） 13图表4：十电电、机测亿瓦、） 14图表5：燃机上电价制革 15图表6：以能际例，用时变对量电的求算 15图表7：甘容补规则各体摊用算公式 16图表8：甘容补规则火灵性造量补标准 16图表9：甘容补规则火灵性造组0千机）计算 16图表0：多份出依火灵性造模置新源发标政策 17图表1：河省电活性造应置能规模布况 17图表2：火灵性造相环及的 18图表3：十间活性造投及负脱硝场间测 18图表4：沿省本普遍赖送电 19图表5：十间点发九清能基、五海风基地 19图表6：十间基地、装合献350GW以上 20图表7：内、林陕西甘、海新弃风光破5红线 20图表8：推存通满送计升420瓦输能力 20图表9：十间成及工交三” 20图表0：202-205能源增量应高需求少四” 21图表1：新源机对风光用和电活性造敏性算 21图表2：大、电网分式力统联示图 22图表3：201-110M2电网资成况亿） 22图表4：中假225电学能CAR1...............................................22图表5：源侧比超9成23预值） 22图表6：电侧化储能机量测 23图表7：电侧化储能机量测 23图表8：用侧化储能机量测 24图表9：集式伏投资RR系成、用小数敏性析 24图表0：集式伏投资RR系成、能成的感分（能作纯本） 24图表1：集式伏投资RR系成、能成的感分（能获电量偿） 24图表2：202-200年度际机量增与预装容（轴及增（轴） 25图表3：十开项目近半有展 25图表4：各市新建项数量 26图表5：各市征意见口项布与新项布局 26图表6：2021年火上市业料本火营业本重） 27图表7：火行历估值况 27图表8：新源力业历估情况 28图表9：新储产链标梳理 29图表0：储温环标的较 29图表1：抽蓄相环节标的 31图表2：相标估情况 31一、全球能源危机阴影下，低碳化、去依附驱动中国重塑能源结构2022年能源安载入册的一年。方俄突后，西各国纷对制裁，其中包括对俄罗斯能源实施禁运，致使该国作为全球第一大天然气出口国、第二大石油出口国被分场名引全球源构供失、价高；一面22年能源危机也使得能源结构转型的重要性更加凸显。不仅出于实现“双碳”目标的需要，更出于能源去依附的紧迫性。能源结构转型聚焦电力系统，需要靠负荷侧电能替代和电源侧可再生能源渗透率提高共同实现，但也导致源、荷不确定性齐增，对电力系统的安全运行提挑。对外依附导致化石源价格居高难下，塑源结构意义重大◼ 2022年1-10月义煤进量降近4成国增产力大供持偏紧支撑煤价高位。221下半年以来高气价电力领域气煤需求动国际煤价上涨；保国内供印尼于M2施为一个月的煤出口禁令M22俄乌冲突后，多国对俄煤实施禁运，海运煤市场短期再平衡需要价差拉动，致使进口煤与内贸煤差大幅缩乃至倒挂。-10，我进口广义动煤约553万吨，同比降3.5。于202全广动煤口分别降1、050、70假设，对应内原煤日量需达12、13、14、1252吨/天。结价走势，我们断3、6月、9的原日量疑即产量持在230吨以存在困。力供持偏紧致202煤体保高。图表1：国内动力煤日均进口量与增速（万吨、） 图表2：2019M1-2022M10国内原煤日产量（万吨/天）日进量万日进量万）（）0 5 0 -2%5 -4%0 -6%

130120120110110100100

209 200 201 202年意欲增产亿吨，折日产量约万吨天123456789101112 nd图表3：国内主要城市动力煤坑口价（元/吨） 图表4：广州港动力煤库提价（元/万吨）20015010020200-01200-03200-05200-07200-09200-1121-1201-03201-05201-07201-09201-11202-01202-03202-05202-07202-09202-11

滕州500彬县500大同500 榆林5滕州500彬县500

印尼500山印尼500山西优混5002502001501000 能源价格上影响通进而影响国经济发回溯历史，0世纪次油危引发国际原油价格飙升，严重打乱美国的经济发展步调，同时催生通胀加速；222年俄冲导欧天气短，重响工业。1973年10月第四次东战争爆发阿拉伯为打击以色及其支，宣布禁止油输减；1978年，朗发兰革至179年3初暂石输；180，两伊战争发两石输国产锐；图表5：世界原油价格与美国通胀情况（美元/桶，）图表5：世界原油价格与美国通胀情况（美元/桶，）伊朗伊兰革命、两战第四次东战争原价格美通率年页岩油革定价中心第一次湾战争086420-2，195197199191131951971951971991911319519719919119319519719919119319519719201203205207209201203205207209煤电：当前煤炭发电成本80-100元/吨，度电耗煤00克，折合度电总成本0.34-.4元（.04-0.7美陆、伏平价。天然：前然发成本816元/mbt，电消耗0.2方，合电总成本0.7-.142美超过风电本设1mmbt=25标）。图表6：中国新能源与煤电、天然气LCOE比较（$/kWh）E，能源结构转型聚焦力，系统安全运行临战碳达峰目标下，重塑能源结构是必然选择。一次能源资源禀赋决定了中国以煤为主的用结，能端气化电系低源结转的要径。2030前排达并制在15吨内要单位内产值氧碳排放强从200的16降至。我国煤主化能利用构致在020据统下能供端炭碳排贡占77；现消端即电碳贡占，能构变重明确图表7：2030碳达峰目标要求单位产值碳排大幅下降0 42.9碳2.9碳放量亿）碳排放强（O2万，20年价）碳达峰点约1亿吨2.41.61.31.01.930 210 0205 200 205 200 205 200中联图表8：2020年能源供应端碳排放结构 图表9：2020年能源消费端碳排放结构石油,

天然气,6%

交通,建筑,10%

电力,41%煤炭,77%

工业,39%中联 中联◼预计“十四五”期间电力消费5年CAR为62，对应“十四五”GP年均增速5.0-.5的标电性系于1主：为实现能源结构转型，用能终端电气化水平需加速提高。根据中电联数据，2019-2021年全国电能代量分别为06、25、191亿千瓦时分别占当全社会用增的4.3、79、2.6。图表10：2016-2025E分部门用电量结构（亿千瓦时，）图表11：2016-2021年全国替代电量情况（亿千瓦时，）疫情动，则220基数低二单产用电最的二业GP增加值构占回。疫影响大的202、222，投对GP长贡率显著高于常规，主因三产受疫情冲击较大、国家在经济承压时倾向于通过增加基建投资来稳定经济图表10：2016-2025E分部门用电量结构（亿千瓦时，）图表11：2016-2021年全国替代电量情况（亿千瓦时，）12000100008000600040020000

第产业 第产业第产业 居民-全社用量）

2502001501000

全替电（千时） 占全社会电量(%)206 207 208 209 200 201，国源计鉴电联 中联图表12：预计“十四五”期间电力弹性系数先高后低--全社用量）-国内产值）208 209 200 201 202E 203E 204E 205E，国计鉴◼鼓励适度超期投资+组件降价+有序放开，电源清洁化有望提速。国家发改委投资司长于“积极扩大有效投资有关工作情况”发布会上，提出按照适度超前开展基础设施投资的求，推利、交通、源等础施建设。外“十五开局两年受伏件格企疫情响风光机量不预。着2023硅料排产，组件价格有望下降，并且防疫政策优化后开工建设周期有望缩短，风、光装机有望速。预计20-225年风、新增装机合计分为17、195、20G，装机年均增速在2上从电占比，计至2025年、光电分占到12.、9.0（合占比21.相比2020提升11.超完成光电占翻的“十四五规目。图表13：“十四五”分电源发电结构预测（） 图表14：“十四五”分电源装机结构预测（亿千瓦，）10%

燃煤 燃气 生质电 水电 核电 风电 光伏

燃煤 燃气生质电 水电核电 风电光伏 风电装机速）

0 光伏装机速）0208209200201202E203E204E

，电 ，电◼ 电力行点求时衡，能构变系安全行来战。因电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩溃，至停。1）电力运行点受用产业结构影。北和蒙主导产结构性著异；体现在电力运行特点上：以工业生产为主的蒙西电网全天用电曲线较为平均，三产占比高北电居、业用集在1021间。）业能，居民领域动车智家渗率升电化，加负侧确。图表15：电力运行特点示意图水电火电风电光伏水电火电风电光伏发电用电工业用电商业用电居民用电图表16：2021年内蒙古VS北京三产GDP比较（亿元）3500

北京 内蒙32,890.007,269.0032,890.007,269.00111.0025002000150010005000

第产业 第产

第产业，图表17：蒙西用电曲线（2021年某工作日） 图表18：北京用电曲线（2021年某工作日）国能局 国能局结构电供错致2021年东和202的四两短有用。东北缺电原因1：电煤成本高企叠加火电上网价格相对刚性，火电企业发电意愿较低。9M21以后国电煤格持续走高但当时上网电价上空间仅10，严压缩火电企盈利空间021年0月，家发《关于进步深化发电上网电价市场化改革的通知（下称149号文”）出台后，火电上网电价涨幅扩大至20，但月电煤价最达52.4，远超价涨，发电企业愿持续，导发电同持下。东北缺电原因2：电力结构依旧以火电为主，新能源替代效应不及预期。东北火力发电总电的74新能占约合3型电系概提后东北开始进行发电结构调整升级；但由于风光装机基数过小，发电占比仍较低，对火电替代应弱。图表19：3-4Q21东北缺电主因煤价高企 图表20：东北地区煤电电量占比较高

月度发电降幅） 月度煤价幅（）.%33.6%.%.%M9M10M11M12

0

光伏发光伏发量（千瓦）风力发量（千瓦）% M9 M10 M11 M12中联 中联四川缺电因1：传电大省+“碳”目，年火电在川发电构占比下降趋明。至221底，川火发仅当年发量的14.。022年7、8月受端高温旱气影响，江流域水端偏枯。高温下力旺盛，电力需刀扩，衡现突。四川缺电原因2：作为传统电力外送大省，跨省跨区输电线路规划建设主要服务于电力外送，缺少受电或留电通道。四川是“西电东送”的重要送出端，起、经四川的跨省跨区输电线路，或在建设规划上不具备双向输电能力，或受电端本身电力资源匮乏、不备互济。高温干旱间，网8条电力入川道全部运行但仍有口。图图表21：2010-2021年四川省电力结构示意图（亿千瓦时、）图表22：2019-2022年7、8月三峡入库流量对比（立方米/秒）5004003002001000

水发量亿瓦）火发量亿瓦风发量亿瓦）12.514.6%10.912.112.8%18.914.112.2%23.4%31.730.229.3%200201202203204205206207208209200201

7000（立（立米秒）（立米秒）0（立米秒）2（立米秒）500040003000200010000月日 月日月日月日月日月日月日 图表23：起、经四川的跨省区电线路输电线路电压等级投运时间起经止德宝直流±50kv20912川-陕向家坝-上海直流±80kv20007川-渝-鄂--徽--苏-沪锦屏-苏南直流±80kv20212川-滇-渝--鄂--徽-苏溪洛渡-浙西直流±80kv20407川-黔-湘--浙雅中-江西直流±80kv20106雅中-江西白鹤滩-江苏直流±80kv20207白鹤滩-江苏白鹤滩-浙江直流±80kv白鹤滩-浙江北星二、理顺电力供需矛盾，把握市场化、互联互通两大主线火电：市场化+保供灵活性改造，运营及备制造商迎来机遇口增量“十四”力供需持续偏紧，供求装机与电量齐增火电的调节功能可涉及调峰、调频等辅助服务类型（1）调峰：考虑到系统负荷在不确定性，运行中开机的机组总容量应大于系统负荷需求，机组最小出力总和应小于系统负荷需求，偏差部分称为备用，分为上备用与下备用（下备用能力依赖灵活性改造（）调频组出力随力系统负波动而快调整（率求高于调峰。图表24：火电调峰示意图火电调峰缺背后是放缓。201年以，由火电机组大量投产电产能过剩导致利小时数下降。206年出的《于促进我国电有序的通知》中提出严煤电新规，叫停多煤电项目“三五”期火电投额年下滑21年国力求同增长1.3，电电同比长93但电机增仅4.。图表25：2011-2021年全国火电发电设备平均利用小时数况（小时）全火全火发设平利小数况小）5205004804604404202062020620720820920020120220320420520620720820920021

图表26：2016-2021年全国火电装机、电力消费量增幅情况（）电力需求速）火电装机火电装机速）火电发电增206 207 208 209 200 201 ◼“限电”使火投资重重视，1H1年起增持上行。20-205年火行业应偏紧，随着核准、投产量的迅速提升，到“十二五”期间已逐步过渡至供需基本平衡。2016年《关促进国煤电有序展的通中提出严控电新增，叫停多个煤电项目，“十三五”期间火电投资额连年下滑。能源“保供+调峰”双重需求催生下，21年起火电投资开始上行，今年上半年继续同比高增，全国火电投资完成额347元同增长71。图表27：1H11-1H22火电投资完成额情况（亿元，火火投完额亿，轴）同比（，轴）0

-2%-4%，电

，◼ 火电与核电作为相对稳定的保障电源，合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。722尖峰荷约12.5亿，若除电响接近13亿瓦按负电同步增长算至25尖荷将达5.5千。核电机划预计25在运机组量达0.7亿瓦则火理需量为14.8亿千，应电量机需求最高达3亿瓦00年底量约1.8千燃约1亿“十四五”划225煤新装机1-2亿瓦存超预空（理为机时间表前。图表28：火电发电量和占比情况（亿千瓦时、）图表29：水、风、光发电设备利用小时数变动对燃煤机组利用小时数的影响（小时，）火电发电(亿瓦)火电发电占（）2023E水、风、光发电利用小时数变动对燃机组利用小时数的影响70006000500040003000200010000208209200201202E203E204E205E“十四五”力供需衡而可再生力具波，煤电望“增不量。于“十四五图表28：火电发电量和占比情况（亿千瓦时、）图表29：水、风、光发电设备利用小时数变动对燃煤机组利用小时数的影响（小时，）火电发电(亿瓦)火电发电占（）2023E水、风、光发电利用小时数变动对燃机组利用小时数的影响70006000500040003000200010000208209200201202E203E204E205E机组类型利用小时数-2-4-6-8-10燃煤4,930.91.12.04.25.1水电3,433,743,053,363,673,98风电2,732,321,901,491,081,66光伏1,361,131,901,671,451,22降本：11M22煤下行说明供应偏松，2023年煤价有望继续回落◼当前国内煤下滑表应较为宽松国内价供需高度相，11疫防控加暖，内电速于1而111原量累同增长9.7。便3月、6月9原煤或存，们断际煤产累增仍有7-8。供转松使价供现罕较幅行秦皇岛5500大煤跌约10元至200元近寒袭，计在12月幅升50元右。图图表30：1M18-11M22秦皇岛山西5500大卡动力煤月均平仓 图表31：3M20-11M22月度原煤产量与火电发电量增速情况价（元/吨） （）160140120100

208 209 200 201 202123456789101112

302520151050-5-10-15

原煤产量比速） 火电发电同增（）200-0320200-03200-05200-0720-9200-11201-01201-03201-05201-07201-09201-11202-01202-03202-0522-7202-09202-112023预煤中在000-100右我认今冬价定年价高位，而203年3月价当年价位目看M23暖结叠两控产政策，下至000甚至于00。但4后，会束加情响消，国内产业政策效用逐步释放，能源、铁路等投资拉动电力需求，我们判断明年用电增速在5.5，现高的点因煤将在5月始涨如6电未出现来明偏情，季煤将归10-300元/高（视3月价否跌到1000元下。提价：现货市广赋予涨价空间，量政策出台“以价量”火电业临营力保供极有。煤、气价格市场化程度较高而电价受行政因素干预较多致使火电企业成本传导受阻，自2H20一能价始上以业持承。1439号文台燃发电市场交易价格浮动范围扩大为至原则上不超过2，高耗能企业和电力现货市场交易电价不受浮20限基于此，13Q22火电行营收同比高、业绩边改善，但仍低合水、数企未现亏主电价幅足覆成涨幅。图图表32：2018-2022年前三季度火电行业营收及同比增速（亿元、）图表33：2018-2022年前三季度火电行业归母净利润及同比增速（亿元、）10009008007006005004003002001000

13Q8 13Q9 13Q0 13Q1

火电火电营收YO-火电-5%-1%

0

火电归母利润火电13Q8 13Q9 13Q0 13Q1 火电

-2%-4%-6%-8%-10% 新型电力系统转型中配套高比例可再生电源的电价机制缺失。火电定位由“基荷电源”逐步转向“调节电源“十四五”期间将呈现装机增速高于电量增速、利用小时数快速下的特点要原因包括1）火具灵活性，电空间再生能源大发期间到挤压；为提供辅助务，组要提前锁一部分量能提供能量服务；3火电“”的保供任。然辅服务市场容量市等套机制的缺进步压火企业盈空。图表34：“十四五”火电发电、装机预测（亿千瓦、）5800.0

火电发电(亿瓦) 火电装机速() 火电发电速

100%5600.0 80%5400.0 60%5200.0 40%5000.0 20%4800.0 00%4600.0 -20%4400.0

208

209

200

201

202E 203E 204E

-40%，电，◼回溯革放来历电力制革均市化方理供矛。1985年投资体制改革“四五”期间，负责电力投资的中央财政资金不足，造成1978-985的严重缺，制约了国民济增长985年，务院颁布于鼓励集资办电荷实行多种电价的暂时规定（简称“79号文，引进外国资本、鼓励民间资投建电，进了源发。2002年企分开厂网离改革：原家电力集发、输、、售为，高度垄断发环缺竞；叠加997亚金机后济速缓电供应富余，以及二水电站后出现电力网问题202年，国务出台《体制改革方案（称“5文，明确按“厂网开主辅分离输配分、价上网”的原则，开始点建设争性电力市场然而，于199-202年发电增速下滑，202后国济速增，成20-005年间严缺，济量受到严重影响。力市场点在严重缺中自然，2004国家出标杆价政策。2015配分改21-201“刺火电资2014年电目核准权下放至地方引发新一轮火电投资热，电力供应再次由紧转宽，出现适宜发电侧市场化改革的件。215，国务院出《关于步深化电力制改革干意见》(简称“9号文”)，提出了包括发电计划放开、电价放开、配售电放开的“四放开、一独立、一加强”的改革计划。售电业务受到资本青睐，竞争性电力市场的建设进展急。2021年进一步完善电力市场化改革：由于火电供给侧改革“十三五”期间火电装机增量不足2020年下年以来煤价续高位，火电企业营困难电力供应能力。221年国家改委先后发《关于步深化燃煤电上网市场化改革通简称439号文和关组开电网业理电作关事项的通知（简称809号文”，取消工商业目录销售电价，改为“基准价+上下浮动，且浮动区间扩大为上下不超过20；推动工商业用户都进入市场，保持居民、农业公益性事业用电价格稳定；鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，暂直参市交易用，电企通过场方代购。图表35：燃煤机组上网电价机制沿革国发委网北星网现货场格供主，发电的间空价值。现货市场最大特点在于分时价格，反映了电力的时间价值；且因现货市场限价较为宽松，价格更贴近真实成本和供需。有助于调动火电保供积极性、推动调节资源的发展、促进新能源消纳和功率预测技术进步，从而推动新型电力系统建设和能源转型。煤电现货市场价格较中长期高约1，主因灵活性佳，可在电力供应紧张、格较高时段多发电；而新能源现货市场价格下降，主因其出力不可控。现货市场机制下，准确的新能源功率预测蕴含重要的信息价值。若预测准确性不足或报量报价策略完，业承的商损将超网核下罚。现货市场分省级市场和省间市场，满足省内平衡后的富余电量可参与省间市场交易，反映电的间值省间场格限为10/kWh远省市价上限，使得电力富裕省份的发电机组受益，尤其今年夏季遭遇高温干旱天气，水电出力不足导部省出电缺口山年8月间度均接近3元kW，内火电机组得以获取超额收益。省间现货价格高企也反映电网通道不足，中央政府认为新型电系因新源多需分价支，动市发。燃煤组与货场法抵利小数降长期响。当前政策要求总交易电量的90参与中长期市场；从欧美实践经验看，成熟电力场的现货交易电量比例最终自然稳定在1左右。以华能国际为例，假设1）公90电量参与中长期市场、1电量参与现货市场；2）当标煤入炉单价为元/时公中期为0.49元kW，较司平燃基价浮1；标煤炉价为106/11/1124元吨，司长期价为0.47元kW，即上浮20；3现货交价较中长期价高20。现参与现货场带来价涨20限空仅弥煤机利小数降以内净润造的响。在能源结构型的背，燃煤机组用小时降的长期趋明确。到2025年燃机利小数较2021年降约0此我判仍出容电价关政来障电合盈利平。图表36：以华能国际为例，用时数变动对容量电的求测算标煤入炉单价 中长协电价 利用小时数变动对容量电价的要求（，元/kWh）（元/吨）（元/千瓦时） 0.0 -2.0 -4.0 -6.0 -7.0 9830.79454(027)(002)0.230.450.611,350.790.9(022)(007)0.080.300.461,670.87-47(031)(002)0.040.260.421,060.87-3.5(032)(003)(007)0.150.311,240.87-5.1(037)(009)(002)0.100.26公公，针对活改投成的补，地提量场建方。以甘肃省于9月出台的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿》（下文简称“《规则》”）为例，提出建设本省容量市场的方案：调度机构以月度频率，考虑新能源装机/负荷预测/外送电预测后，发布调峰容量需求，由灵活调节资源通过竞价方式获得。该方案突破发电侧零和，实现调峰成本向用户传导，同时将调节度标入偿据。体看：分摊费用主由电量决定，分配程不在后顺序《则》明了场化电力用户与火电、新能源、水电这三类电源主体同时需按照电量占比来分摊调峰容量市场的月度偿总费电源主体电需进修，储能无参与分摊，正系数主要考虑对省内售电或外送电的溢价：若享受相对溢价，则修正后的分摊电量将高于实电。从21况来，肃年电约172.6千时省用量约1495亿元，其余部分外送，考虑市场化用电占比后预计费用分摊的计算基数为2500-700亿瓦。市场期设户月辅助务场摊费限为0.01元/W超分不再进行摊多费不电源体嫁由节体承。图表37：甘肃容量补偿规则下各主体分摊费用计算公式《肃电辅服市营暂规（求见），容量偿算以热季150、供季215为标，们计台定容量60千、际力至30的组在担义内节，在1/23档分别有6MW/0MW30MW量可受贴对全合计享补收约178万，对应单补收约63元/G。假设纯和热组造成平值10元K对应57可过量偿覆盖改造成本（算基于准上限获得偿的假相比于电化储能-10年以上的回本周期，灵活性改造是当前能够快速参与灵活性调节、较短时间内收回成本的经济案。图表38：甘肃容量补偿规则火灵活性改造容量补标准档位机组出力区间非供热季补偿标准上限（元/M/日）供热季补偿标准上限（元/MW日）1额定功率4≤实际出力＜定功率50103002额定功率3≤实际出力＜定功率402005003额定功率3≤实际出力＜定功率353507004额定功率2≤实际出力＜定功率306001205额定功率2≤实际出力＜定功率258001606额定功率1≤实际出力＜定功率201002007额定功率1≤实际出力＜定功率151202408额定功率5≤实际出力＜额功率101503009额定功率0≤实际出力＜额功率180360甘省力助务场营暂规（求见调节幅度非供热季补供热季补偿实际出力偿标准 标准调节幅度非供热季补供热季补偿实际出力偿标准 标准 （MW）补偿区间及容量（MW）非供热季补偿费用（元/非供热供热季补偿两季补偿费费用（万元用加总（万/供热季）元/年）各调节能力机组 单位收益累计收益（各区（万元间加总+两季加 年）50003000季）000总（万元/年）00401030024060132702832834723520050021030129225354637102303507001803022631554111819325600120150303875409272153582080016012030季）516720126总（万元/年）3315581510020090306459001554868131012024060307741001846701133515030030309681302389071595018036003011116027111381930调节幅度非供热季补供热季补偿实际出力偿标准 标准 （MW）补偿区间及容量（MW）非供热季补偿调节幅度非供热季补供热季补偿实际出力偿标准 标准 （MW）补偿区间及容量（MW）非供热季补偿费用（元/非供热供热季补偿两季补偿费费用（万元用加总（万/供热季）元/年）各调节能力机组累计收益（各区 单位收益间加总+两季加（万元年）新增装机或超灵活性改造积极性升为设备商带来机会配置新能源开发指标，对存量火电规模庞大、转型目标明确的电力央国企改造积极性刺激强。当前内蒙、河南、贵州已针对火电灵活性改造对应配置新能源开发指标出台了具体政策。总体来看，配置标准是根据机组承担0义务内调节后，能够新增深调容的1-2倍进新能源配置优质新项目具有稀性，从锁定新能源项目的开发权角度来看，电力央国企的改造积极性也较强。河南出台《通知》中显示：五大发电集团合计通过灵活性改造可配置新能源开发指标量占总量约58图表40：多省份已出台依火灵性改造规模配置新源发指标的政策日日期 机构 政策名称 政策内容2028

内蒙古自治区源局

《内蒙古自治区火电灵活改造消纳新能源实施细则（202年版》《关于222年风电和集中

（1）自治区内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增调节空间，按新增调节空间1：1确定新能规模（1）煤电灵活性改造按照增加调峰能力2029 河南省发改20211 贵州省能源

式光伏发电项目建设有关项的通知（下简称“通知”）《关于推动煤电新能源一化发展的工作措施（征求见稿》

（深调至额定功率的2，为增加机组规模1的调节能力）的4配置新能源建设规模，对应配置新能源88W保供煤电项目，优先通过多能互补式配置风光资源；现有煤电项目未开展灵活性改造，不配置新能源建设指标；现有项目/新建项目开展灵活性改造（应具备310负荷调节能力，按灵活性改造新增调峰容量负荷以下的调节部分）的2配置新能源建设指标。相省发委能局，图表41：河南省火电灵活性改造对应配置新能源规模分布情况,,,

,,,

大唐集团国电投国家能集华能集团华电集豫能控其他,

,政官，◼ 火电灵活性改造技术路线已较为成熟、改造周期较短，因此随着各地容量补偿政策的推出，预计在短期内需求将得到快速释放，于相关标的业绩体现也会相对更快。火电灵活性改造主要涉及锅炉、汽轮机、脱硝设备、蓄热设备等核心环节，其中脱硝设价量近30。图表42：火电灵活性改造相环及标的机组类型技术路线相关标的机组整体运行优化东方电气主机系统锅炉系统汽轮机系发电机系哈尔滨电气上海电气纯凝机组辅机系统三大风机优化改空预器改造宽负荷脱硝改造控制系统优化改造低压缸零出力青达环保储能技术高背压循环水供热热水蓄抽汽蓄固体蓄电热锅华光环能西子洁能龙源技术供热机组光轴供热热泵供热NB供热十四五灵性造资及负脱市空预测：结论：“十四五”期间灵活性改造总投资预计达13-3072亿元，对应全负荷脱硝产品场为0-9.6元，值设价量比近0。假设：基于关开全煤机组造级通》提出的十间成2亿千瓦的火电灵活性改造标作为中值，考虑各省量电价政策力度不一、量场推进后实际竞价结果低于补贴标准上限，引发实际改造规模不及预期，设置1.8亿千瓦的低值；考虑“十三五”实际完成量较低，投资延后带来实际改造超期，置.3千的值。参考三期机造的均位本低为743元K中为12元/KW高为13.6元/K。假设均台量于机组00MW与组35（热组主之。参考司负脱产的平价，为120万元台图表43：“十四五期间灵活性改总投资及全负荷脱市空间预测低值假设中值假设高值假设“十四五”期间灵活性改造规模（亿千瓦）1.822.3平均改造成本（元/KW）74310.013.6“十四五”期间灵活性改造总投资（亿元）13.720.030.2平均单台容量（MW）600400350预期合计改造台数（台）300500657单台全负荷脱硝工程价格（万元/台）100120150“十四五”期间全负荷脱硝市场空间（亿元）300625986全负荷脱硝工程价值量占比（）224306321、电、我们议点注青环保东电（新覆盖。青达环保：火电灵活性改造脱硝设备的龙头企业，同时拓展蓄热设备业务（热电厂在改造过程涉及热耦，需配套热方案。司传统业产品包除设备、低温烟气余热深度回收系统，用于火电煤耗降低及达标排放。随着电力行业环保治理成效已较为显著，传统业务增长趋于平稳，灵活性改造设备的销售放量有望带来高弹。东方气公深发设备造60年成源设研开制基和电站工程承包龙头企业。从火电设备、水电设备（含抽水蓄能）向新能源设备拓展，电并、业同多化产布是最优。资源与负荷区域性使电网投资需求前十四五”重点关注高压新型电力系统荷分离，跨区域输工重要性凸显沿海省份作为负荷中心新能源开发受限，普遍依赖外送电。新型电力系统转型面临的最大挑战可再生无法被储存运输传电源临负而建的式再适用“十三五”供给侧改革明确东部不再新建火电，而集中式新能源开发受制于土地，电力本地供应增量仅来自核电与海上风电，因此预计沿海地区电力本地供需缺口将持续在对送的逐增。图表44：沿海省份本地普遍依赖外送电全年全年电（千时）202全年电（千时）807006005004003002001000广东 山东 江苏 浙江 福建 辽宁 广西 上海 海南n， “三北地区作为清洁电源中心，普遍面临装机与消纳矛盾。大型风光基地的集中开发，可以通过规模效应降低建造、运行成本，充分利用沙漠、戈壁、荒漠地区的风光资源。预计“十四五”期间考虑内陆大基地和海风基地，总新增装机将达到350GW，各省规总量一半。但受于本地有限、灵活调节资乏和外送通不三”部分份风光已近或破线。解决新能源机与消盾的可能路包括：）家放松对风弃的，我们判断可能性较小；2）增加本地负荷，但产业转移需要时间；3）火电灵活性改造腾空；）加通道5提大地比例。图表45：“十四五期间重点发展大清洁能源基地、大上风电基地类型 基地名称 省份风光储一体化基地松辽清洁能源基地黑龙江吉林辽宁冀北清洁能源基地河北北部风光火储一体化基地黄河几字弯清洁能源基地内蒙古宁夏河西走廊清洁能源基地甘肃风光水储一体化基地黄河上游清洁能源基地青海金沙江上游清洁能源基地四川雅砻江流域清洁能源基地贵州金沙江下游清洁能源基地云南风光水火储一体化基地新疆清洁能源基地新疆类型 基地名称 省份海上风电基地广东海上风电基地广东福建海上风电基地福建浙江海上风电基地浙江江苏海上风电基地江苏山东海上风电基地山东来源国发委图表46：“十四”期间大基地风、光装机合计贡献350GW以上

图表47：内蒙、吉林、陕西、甘肃、青海、新疆弃风弃率突破5红线“十四五”期间 “十五五”期间第一批大基地风、光装机容量：97W本地消纳4G+外送消纳4GW沙漠戈壁大基地风、光装机容量：20GW本地消纳5G+外送消纳10W风、光装机容量：25GW本地消纳9G+外送消纳15W陆上大基地合计>30W来源北星各发委网 全新源纳测警，“十四五”主网投需求双高，中点关特高压“源荷分离”决定了“大电网”投资需求增加，预计“十四五”期间特高压投资超5000亿。一光大地划、装总容量97GW已部建中约0电量外送消纳。预计通过提升已建输电通道利用效率共计可提升跨区域电能力200千，满足第批基的送需。二大地划“十四五投产200原上2023年网其约75量送纳需特高直流出且增道送可生源量重超过0。按80万千瓦输电能力的线路单条投资20亿元，预计提效+新增分别涉及投资1050元和1675亿合计225元其仍五条路前工中按照每条线路200亿算仍投资100；有括粤联等条流高线路需要建，高合投额超000亿规较轮特压设期倍。图表48：推动存量通道满送合计将提升4200万千瓦输电力

图表49：“十四五”期间建成及开工“三交十三直”跨省区输电 设计送目跨省区输电 设计送目前送目前利加快配套电源网架加强通道电能力电能力用率建设释放能力释放能力青豫直流80040050400准东直流12080067400上海庙-山直流10053040470酒湖直流80055069250晋北-江苏流80060075200锡泰直流10030030700扎鲁特直流10064064360哈郑直流80054068260区域输电工程送端受端当前进度送电能力(万千瓦)20222025陇东-山东甘肃山东800华北蒙西-京津翼蒙西京津翼800陕西-河南陕西河南600华东白鹤滩-江苏四川江苏已投产400800白鹤滩-浙江陕西-安外电入四陕n/a浙江安浙已全线通800800华中陕北-武汉陕西湖北已投产670800雅中-江西四川江西已投产670800金上-湖北宁夏-湖南四川宁夏湖北湖南拟环评批500西南哈密北-重庆新疆重庆800华南藏东南-粤港大湾区西藏广东100锡盟至山交流86259869264蒙西-天津南10030028790交流榆横-潍坊交73453272202流合计108657057346870国能局锡盟至山交流86259869264蒙西-天津南10030028790交流榆横-潍坊交73453272202流合计108657057346870目标要，家源，电北极电网◼为避影新源机+疫策化023年特压速势。基于80kv直特压电能一为40千/、增高线满的假设预计202-205的风光机量别应需至投产2、、7条特高压。假设少1条高直流仅会影全发电送消纳的增新能源，则未来三每产1特压将响2-1GW能装机网。受疫情背景的多重影响，特高进度严后，截至目未有1条流完成核准2021年4国源局出加推特压建节，环明提速，特高从期建周从4年缩至2.5年虑到二大地则上2023年并网，国网出4直要在今年核、明年即刻开工的；加疫政策优化，执行限制性影响减退，023特高建设提速兼紧迫性现客观条。图表50：2023-2025年新能源新增电量对应特高压需求至“十四直”

图表51：新能源装机量对风、光利用率和火电灵活性改造的敏感性测算假设值2023E2024E2025E单条特高压直流对应的新能源装机量（GW）大基地项目占比-光伏455055大基地项目占比-风电607580风电6.56.57.3大基地项目中第二批占比90100100外送消纳占比455565光伏5.96.86.0外送电中新能源占比505560依托新建特高压满足外送求的占比8090100合计122413331463特高压直流需求（条）257中联北星力 中联北星力新型电力系统转型致使配网运行复杂程度加剧，特高压配套工程和智能化需求拉动配网投需高。方面为套高接配电，计2023年侧变电站站内设备增速可观。另外，大电源对用户端需求响应存在时滞性，而分布式电力系统靠近用户端，可根据用户需求及时反应，因此电力系统转型还包括“大电网、“大电源”与分布式的有机结合。然而，离散型、随机性的分布式新能源接入配电网就地消纳，导致配电网成为有源供电网络；叠加负荷侧电动汽车等场景的增加进一步大配网行制的度配侧需高智化自化。能源互联网是依托新一代信息通信技术推动新型电力系统建设，以智能电网为基础，特高压电网为骨干网架，清洁能源为根本推动能源转型发展，有效提升绿色清洁能源的资源利用效率。通过电力基础设施、电力通信网络、前后端平台系统软件以及智能终端应用四大体系，构造能源互联网整体系统架构，从而使电力由“单向传输”转向“多向动，实节互补、多互调区互济，大提升电调弹，从而障型力统安全定行。主、配网投需求双高预计“十四”电网资约2.-3万。国电网公司规划“十五”资2万亿推进电转型升其中主、配投资占各半。但从需求判断实际投资额或为23-25万亿，年均增速或超10。南方电网公司“十五总电建规划资约6700亿较“三”划资增长其中配网侧投资占比约。受特高压进度落后和疫情扰动执行侧推进等因素影响2021、222年1-10电网程资成增均低于5伴特压准开工提速有放，223电网资成增有提高。图表52：“大电源”、“大电网”与分布式电力系统互示意图

图表53：2011A-1~10M22电网投资完成情况（亿元、）电电工投完额亿）（）60050017.06%12.64%400 7.98%3005.33%6.82%200-0.69%3.0%0.6% 1.10%-1.70% -2.30%100-6.74%-5%0-1%中联 nd配套新能源建设，能百花齐放强配政策+组件让出成本空间，关大放量新能源装机扩大，利好有强配要求的国内大储，电源侧仍会是增量装机的主要来源关注3新源机带来大放。结论21-5国三储能计机CGR00。21现装机5.2悲性/观设25年望至63./81（77.GW）/985G。配求源网侧大储装主。假设（122-5集式光装机40/5/8/84；电机5055/0/6G（）目前多数省份要求配套比例在1-1，考虑电厂配套其他灵活性调节资源以及共图表54：中性假设，21-25年电化学储能CAGR图表55：源网侧占比超9成（23年预测值）享储能模式下电源侧需求转至电网侧，故对实际配储比例做情景假设。假设年新能源配储比例/8/0/5（悲观、图表54：中性假设，21-25年电化学储能CAGR图表55：源网侧占比超9成（23年预测值）0

累计装机悲观W） 累计装机中性累计装机乐观W） 悲观-OYAG()中性-OYAG() 中性-OYAG()25%20%15%10%200 201 202E 203E 204E 205E

电电用E、 E、◼分三来国储装需求：电源侧：强配要求下，电源侧是增量装机的主要来源。目前多数省份要求配套比例在10-5。考虑初期电厂配套其他灵活性调节资源（如火电灵活性改造）对储的替，3中设为，应能机1G4GWh电网侧：电网调度对体量、安全性要求较高，电化学储能渗透仍不高。考虑后续各省份通过出容量租赁偿相关政策以及运现货市场峰谷价拉，并伴随储能成本的降低，共享储能模式经济性或逐步凸显，能够刺激电网侧的装机量提升。用户侧：23年用电增5.5往后增5假设下，用侧储能率提升来增量装机。但各地现货价差及激励政策不同，装机积极性地方间差异大。考虑23年现货行省份进步扩大，东沿海省现货价格将好地反需紧张局面现价有拉，利工业能发。图表56：电源侧电化学储能机量预测参数20212022E2023E2024E2025E2030E光伏集中式光伏装机增量GW）2413400065008100840042.5增量配储能比例）3610151820新增储能装机（GW）0.22.06.0121515128441储配小时数（h）1.02.02.02.02.04.0储能新增规模GWh）1.04.013002673378033.4风电风电新增装机（GW）4757500055006000600030.0增量配储能比例）2610151820新增储能装机（GW）0.13.05.09.010806000储配小时数（h）1.02.02.02.02.04.0储能新增规模GWh）1.86.011001980270024.0合计新增储能装机功率合计GW）1.45.012002115259214.1新增储能装机容量合计（GWh）2.9108024004653648057.4E，图表57：电网侧电化学储能机量预测调峰2021A2022E2023E2024E2025EABCDE=AB**DFG=*FHI=etGHJK=*J风电累计装机容量（GW）光伏累计装机容量（GW）日波动调峰需求比例调峰储能累计装需求（GW）电化学储能覆盖例电网侧电化学调配储累计装机需（GW）电网侧占电网侧储能空间（GW）配储能时长电网侧储能容量（GWh）30.335.341.347.353.383.330.939.951.965.979.914440383838383838303540455065697910.514.419.025.257.323457101.93.05.49.9175957443031323334350.30.40.21.72.45.72.02.02.02.02.02.00.61.91.32.35.71055调频2021A2022E2023E2024E2025EABCD=***00EF=ete*EGH=*G最大负荷（亿调频需求比例电化学储能份额电化学储能累计求（GW）电网侧占比电网侧调频储能增装机功率（GW）配储能时长（h）电网侧调频储能间（GWh）11921252131413801449184933333423457100.11.61.82.83.56.74042454850550.60.30.30.90.91.62.02.02.02.02.02.00.10.70.70.71.72.3尖峰负荷补偿2021A2022E2023E2024E2025EABC=*BDE=etCDFG=*F最大负荷（亿尖峰负荷补偿需求比例尖峰负荷补偿需求功率（GW）电化学渗透尖峰负补偿新增率（GW）配储能时长（h）尖峰负补偿新增量（GWh）11921311144215871745281133333335763934432747605236843223457100.60.10.60.20.38.32.02.02.02.02.02.00.20.10.10.30.71686电网侧合计增量（GWH）0.91.72.23.47.1电网侧合计增量GW）0.40.91.11.73.6E，图表58：用户侧电化学储能机量预测2021A 2022E 2023E 2024E 2025E 2029E 2030EABC=*BD=etaCEF=*E工商业用户用电功率GW）用户侧储能渗透率累计储能功率新增储能功率GW）配储时长新增储能容GWh）95.01060510635119171146314561146390.10.20.20.30.51.01.51.41.12.13.35.2141622300.80.60.01.12.08.38.41.02.02.02.02.02.02.00.00.31.12.34.916672035E，

组件价格下腾出配储本空间。IR组件格降0.4/W，对光伏统成本从42元W至38元/W在年近150小时用时的设，全资IRR从.6至6.6配储后对项整体的经性影响将有减弱。1）将储能作为成项算当能成为200/7001400元/KW，应目体IR分别为5.3/5./56；2若考虑储能在电过程获取调峰辅助务费用/货价差上述能本设，应项体IRR分为8/5./61。图表59：集中式光伏全投资IRR系统成本、利用小数敏感性分析IRR光伏投资价格(元/W)3.63.73.83.94.04.14.2首年发电利小时数1211311415.96.77.45.46.06.54.05.56.84.85.06.24.65.76.74.55.55.34.44.45.0主光运商司告图表60：集中式光伏全投资IRR系统成本、储能成的感性分析（储能作纯项）IRR光伏投资价格(元/W)3.63.73.83.94.04.14.2储能投资价格（元/Kh）2001701405.66.46.15.95.55.25.25.85.45.65.25.74.24.65.14.84.24.64.54.84.2来源主光运商司告图表61：集中式光伏全投资IRR系统成本、储能成的感性分析（储能获电补偿）IRR光伏投资价格(元/W)3.63.73.83.94.04.14.2储能投资价格2006.26.45.65.05.45.04.6IRR光伏投资价格(元/W)3.63.73.83.94.04.14.2（元/Kh）1701406.06.86.16.85.36.95.65.25.05.55.45.94.05.5来源主光运商司告收益保障政策下，抽蓄开工、拟规扩大◼ 抽蓄建设加速，锁定“十五五规划目标。基于最新统计情况显示至“十四五”末实现机量约804千瓦能超完十五规目。十末1.2亿千瓦标应十五期间开规约3738千瓦近着利制的确定，目工模大保守计8年工则十四”需工减至1938万千图表6：2020-2030年各年度实际装机容量及增速与预计装机容量（左轴）及增速（右轴）0

预计已建在建投（万瓦） 目前已建在建投（万瓦）预计YO%) 实际YO%)EEEEEEEEEE

《“十二五”水利发展规划》、“十三五”水利发展规划》、《抽水蓄能中长期发展规划（1~5年）》（征求意见稿，鹰伏图表63：“十四五”应开工目近一半已有进展2026E2027E“十五五”2028E2029E2030E已建+原在建投产（万千瓦）722772822822822与规划目标差距“十四五”应开工量）-338新增在建投产（万千瓦）0170250240880与规划目标差距“十四五”剩余开工量）-138《抽水蓄能中长期发展规划（025年（征求意见稿及正式稿，黑鹰光伏注：部分项目未标明设期保计8完即近年工目能“五期间产各地区拟建项目数量相比征求意见稿有所扩大。根据黑鹰光伏对已披露项目的统计，湖北浙、西等《抽蓄中期发划（221235征意见稿之外新增部分项目（新增项目均在近两年已通过可研、或完成项目签约，原规划中也存在部分目尚无展。值得注意是，本有建设计的福建海、云南等地开参抽电项目设。图表64：各省市区新增拟建项目数量新增项数量个）8642河河山西内蒙辽宁吉林黑龙江苏浙江安徽江西山东河南湖北湖南广东广西重庆四川贵州西藏陕西甘肃青海宁夏新疆新疆生建…福海云南《水能长发规2105）（求见）黑鹰伏图表65：各省市区征求意见稿口径项目布局与最新项目布局项目布（拟机容，万瓦（征求见稿径） 新增项布局拟装容量万瓦）河河内蒙辽宁吉林黑龙江苏浙江江西山东河南湖北湖南广东重庆四川贵州西藏陕西甘肃宁夏新疆新疆生建…福海云《“十五”水利发规划、《“十三五水利发展规》、抽水蓄能中长发展规划205）》（征求意稿，鹰伏三、选股策略火电：资产区位和源资源优势为王煤炭供需缓和、价格下行带来行业𝛽，“煤电一体化”带来公司𝛼。火电企业营业成的7以为料本业绩性要决煤波动202年2月4，发改委官发《于一完善炭场格成制的知（称303文提出完善煤、电价格传导机制，引导煤、电价格主要通过中长期交易形成。但因煤炭供需偏，数电业1-322协约及90。“电体”企优势显长履率高，绩以先亏。图表66：2021年各火电上市企业燃料成本占火电营业成本比重（）燃料成本火营成比（）92.8%87.9%92.8%87.9%87.0%77.9%

国电

华国

大国

华国际各司告电力场改深，产布的位势定电企的额益。中长期市1439号”出台后，022燃煤组中长协电普遍上但部分地区电价受行政干预，涨幅未满0。随着电力现货市场推广，反映电力实际供形势现交价对长协价有要导义，计2023年长价将普遍顶上浮20。此资产中局于2022中长电涨未及20地区电企仍涨价间。省级现货市场：源、荷不确定齐增，导致发、用电曲线的耦合度下降，日内峰谷价差拉大。可见电源侧可再生能源渗透率越高、负荷侧第三产业占比越高的省份现货市场谷差大火参与货场易能得的价度大。省间现货市场：预计“十四五”中东部地区持续面临电量电力双缺局面，因此资产集中于电力富余且外送通道较为完备的省份可通过省间电力现货交易实现超额收益。绿电转型拔值。常电作为传统用事业随大市波动估值通为8PE，绿估通在0倍PE以电开启电型助估拔升重点关绿装占逐提升“转”业。图表67：火电行业历史估值情况秦皇岛秦皇岛大卡价环比SW煤炭SW火力电 沪深业绩企稳，估值随 煤价下大市波动 度下降，煤价上行

5 0-5 -5 -5 -5

-5

-5 -5 -5 -5

绿电：项目资源获能力是核心竞争力低碳化趋势不变，平价时代关注项目资源获取能力和装机目标执行能力。新能源力行的业式以3左右资金本谋求8左的部益。块估值高于传统公用事业主因在能源结构转型的背景下，新能源装机成长性确定。上游发电设备制造行业竞争充分，新能源电力迈入平价上网时代，运营高度趋同。在此背景下，公司额收益来自于项目源的取落地能力风光水储体化”大基地开发思路下，背靠多能互补的综合能源集团的绿电运营商在项目资源获取方面具有优势。另外，因新能源项目资源掌握在地方政府手中，获地方支持的区域龙头绿运商具一优势。◼静待可再生贴核查后估值回升绿电运港股估值显低于A股值，因两个市场对可再生补贴拖欠所形成的共识不同。当前新能源电力行业估值处在底部，主因可再生补贴核查尚未完成和新能源电价的不确定性。基于国资企业项目开发合性常好预可再补发情较，估有率回。图表68：新能源电力行业历史估值情况绿电 绿电 沪深300706050403020100216-05 217-05 218-05 219-05 220-05 221-05 222-05

储能：需求放量、绩弹性较大电化学储能：核心环节及独储运新态以电化学储能为代表的新型储能：目前锂电池储能落地最快，这一路线正处于技走向成熟的关键阶段，在当前装机低基数下随着经济性趋好，以及配储行政命令的生效有在来5-10内保高速蓬发。总上随下需释放，各中游设备环节均会受益于量增；随着独储盈利模式的跑通，独储电站运营这类新业态运生同存投资会。图表69：新型