內容目錄一、球源機影，低化去附動國重能結構 5外附致石源價居難，塑源結意重大 5源構型焦力，統全行臨戰 6二、順力需盾把握場、聯通大主線 11電市保供靈活改，營及備制商來遇口 11增四電供需續緊保要下裝與量增 11降1M22煤下行明應松203年煤有繼回落 12提：貨場廣賦漲空，量價政出臺以補” 13新裝或預靈活改積性升為設商來會 17源負區性配使網資求前十四五重關特壓 19新電系源分離跨電程要性顯 19十、網資需雙，中點注特壓 20套能建，能百齊放 22強政+件讓出本間關大放量 22收保政刺下，蓄工擬規擴大 25三、股 26電資區和源資優為王 26電項資獲能力核競力 27能需放、績彈較大 28電學能關核心節獨運新態 28抽蓄：注儲能線局龍標的 30四、資議 31五、險示 31圖表目錄圖表：國動煤進口與速萬） 5圖表：019-222M0國內煤產（噸 5圖表：國主城力煤口（/ 5圖表：廣港力提價元萬） 5圖表：世原價美國脹況美/） 6圖表：中新源電、氣LCE較kW） 6圖表：030碳峰要求位值排幅降 7圖表：020年源端碳放構 7圖表：020年源端碳放構 7圖表0：201-205E部門電結（千時，） 7圖表1：201-201國替電情（千時，） 7圖表2：預計十間電彈系先后低 8圖表3：十電發電構測（） 8圖表4：十電裝機構測億瓦，） 8圖表5：電運特示意圖 9圖表6：2021年古VS京產GP較元） 9圖表7：蒙用曲201某作） 9圖表8：北用曲201某作） 9圖表9：3-421北電主煤高企 10圖表0：東地煤電量比高 10圖表1：201-201川省力構意（千瓦、） 10圖表2：201-202年、8三入流對（立秒） 10圖表3：起經川跨省區電路 10圖表4：火調示圖 11圖表5：201-201國火發設平利小時情（時） 11圖表6：201-201國火裝、力費增幅況） 11圖表7：1H1-1H2投資成情（元） 12圖表8：火發量占比況億瓦、） 12圖表9：水風光電設利小數動燃煤組用時的響（時） 12圖表0：1M1-1122皇島西500大動月均倉價元/ 13圖表1：3M2-1122度原產與電電增速況） 13圖表2：201-202三季火行營及比增（元） 13圖表3：201-202三季火行歸凈潤及比速億、） 13圖表4：十電電、機測億瓦、） 14圖表5：燃機上電價制革 15圖表6：以能際例，用時變對量電的求算 15圖表7：甘容補規則各體攤用算公式 16圖表8：甘容補規則火靈性造量補標準 16圖表9：甘容補規則火靈性造組0千機）計算 16圖表0：多份出依火靈性造模置新源發標政策 17圖表1：河省電活性造應置能規模布況 17圖表2：火靈性造相環及的 18圖表3：十間活性造投及負脫硝場間測 18圖表4：沿省本普遍賴送電 19圖表5：十間點發九清能基、五海風基地 19圖表6：十間基地、裝合獻350GW以上 20圖表7：內、林陜西甘、海新棄風光破5紅線 20圖表8：推存通滿送計升420瓦輸能力 20圖表9：十間成及工交三” 20圖表0：202-205能源增量應高需求少四” 21圖表1：新源機對風光用和電活性造敏性算 21圖表2：大、電網分式力統聯示圖 22圖表3：201-110M2電網資成況億） 22圖表4：中假225電學能CAR1...............................................22圖表5：源側比超9成23預值） 22圖表6：電側化儲能機量測 23圖表7：電側化儲能機量測 23圖表8：用側化儲能機量測 24圖表9：集式伏投資RR系成、用小數敏性析 24圖表0：集式伏投資RR系成、能成的感分（能作純本） 24圖表1：集式伏投資RR系成、能成的感分（能獲電量償） 24圖表2：202-200年度際機量增與預裝容（軸及增（軸） 25圖表3：十開項目近半有展 25圖表4：各市新建項數量 26圖表5：各市征意見口項布與新項布局 26圖表6：2021年火上市業料本火營業本重） 27圖表7：火行歷估值況 27圖表8：新源力業歷估情況 28圖表9：新儲產鏈標梳理 29圖表0：儲溫環標的較 29圖表1：抽蓄相環節標的 31圖表2：相標估情況 31一、全球能源危機陰影下，低碳化、去依附驅動中國重塑能源結構2022年能源安載入冊的一年。方俄突后，西各國紛對制裁，其中包括對俄羅斯能源實施禁運，致使該國作為全球第一大天然氣出口國、第二大石油出口國被分場名引全球源構供失、價高；一面22年能源危機也使得能源結構轉型的重要性更加凸顯。不僅出于實現“雙碳”目標的需要，更出于能源去依附的緊迫性。能源結構轉型聚焦電力系統，需要靠負荷側電能替代和電源側可再生能源滲透率提高共同實現，但也導致源、荷不確定性齊增，對電力系統的安全運行提挑。對外依附導致化石源價格居高難下，塑源結構意義重大? 2022年1-10月義煤進量降近4成國增產力大供持偏緊支撐煤價高位。221下半年以來高氣價電力領域氣煤需求動國際煤價上漲；保國內供印尼于M2施為一個月的煤出口禁令M22俄烏沖突后，多國對俄煤實施禁運，海運煤市場短期再平衡需要價差拉動，致使進口煤與內貿煤差大幅縮乃至倒掛。-10，我進口廣義動煤約553萬噸，同比降3.5。于202全廣動煤口分別降1、050、70假設，對應內原煤日量需達12、13、14、1252噸/天。結價走勢，我們斷3、6月、9的原日量疑即產量持在230噸以存在困。力供持偏緊致202煤體保高。圖表1：國內動力煤日均進口量與增速（萬噸、） 圖表2：2019M1-2022M10國內原煤日產量（萬噸/天）日進量萬日進量萬）（）0 5 0 -2%5 -4%0 -6%

130120120110110100100

209 200 201 202年意欲增產億噸，折日產量約萬噸天123456789101112 nd圖表3：國內主要城市動力煤坑口價（元/噸） 圖表4：廣州港動力煤庫提價（元/萬噸）20015010020200-01200-03200-05200-07200-09200-1121-1201-03201-05201-07201-09201-11202-01202-03202-05202-07202-09202-11

滕州500彬縣500大同500 榆林5滕州500彬縣500

印尼500山印尼500山西優混5002502001501000 能源價格上影響通進而影響國經濟發回溯歷史，0世紀次油危引發國際原油價格飆升，嚴重打亂美國的經濟發展步調，同時催生通脹加速；222年俄沖導歐天氣短，重響工業。1973年10月第四次東戰爭爆發阿拉伯為打擊以色及其支，宣布禁止油輸減；1978年，朗發蘭革至179年3初暫石輸；180，兩伊戰爭發兩石輸國產銳；圖表5：世界原油價格與美國通脹情況（美元/桶，）圖表5：世界原油價格與美國通脹情況（美元/桶，）伊朗伊蘭革命、兩戰第四次東戰爭原價格美通率年頁巖油革定價中心第一次灣戰爭086420-2，195197199191131951971951971991911319519719919119319519719919119319519719201203205207209201203205207209煤電：當前煤炭發電成本80-100元/噸，度電耗煤00克，折合度電總成本0.34-.4元（.04-0.7美陸、伏平價。天然：前然發成本816元/mbt，電消耗0.2方，合電總成本0.7-.142美超過風電本設1mmbt=25標）。圖表6：中國新能源與煤電、天然氣LCOE比較（$/kWh）E，能源結構轉型聚焦力，系統安全運行臨戰碳達峰目標下，重塑能源結構是必然選擇。一次能源資源稟賦決定了中國以煤為主的用結，能端氣化電系低源結轉的要徑。2030前排達并制在15噸內要單位內產值氧碳排放強從200的16降至。我國煤主化能利用構致在020據統下能供端炭碳排貢占77；現消端即電碳貢占，能構變重明確圖表7：2030碳達峰目標要求單位產值碳排大幅下降0 42.9碳2.9碳放量億）碳排放強（O2萬，20年價）碳達峰點約1億噸2.41.61.31.01.930 210 0205 200 205 200 205 200中聯圖表8：2020年能源供應端碳排放結構 圖表9：2020年能源消費端碳排放結構石油,

天然氣,6%

交通,建筑,10%

電力,41%煤炭,77%

工業,39%中聯 中聯?預計“十四五”期間電力消費5年CAR為62，對應“十四五”GP年均增速5.0-.5的標電性系于1主：為實現能源結構轉型，用能終端電氣化水平需加速提高。根據中電聯數據，2019-2021年全國電能代量分別為06、25、191億千瓦時分別占當全社會用增的4.3、79、2.6。圖表10：2016-2025E分部門用電量結構（億千瓦時，）圖表11：2016-2021年全國替代電量情況（億千瓦時，）疫情動，則220基數低二單產用電最的二業GP增加值構占回。疫影響大的202、222，投對GP長貢率顯著高于常規，主因三產受疫情沖擊較大、國家在經濟承壓時傾向于通過增加基建投資來穩定經濟圖表10：2016-2025E分部門用電量結構（億千瓦時，）圖表11：2016-2021年全國替代電量情況（億千瓦時，）12000100008000600040020000

第產業 第產業第產業 居民-全社用量）

2502001501000

全替電（千時） 占全社會電量(%)206 207 208 209 200 201，國源計鑒電聯 中聯圖表12：預計“十四五”期間電力彈性系數先高后低--全社用量）-國內產值）208 209 200 201 202E 203E 204E 205E，國計鑒?鼓勵適度超期投資+組件降價+有序放開，電源清潔化有望提速。國家發改委投資司長于“積極擴大有效投資有關工作情況”發布會上，提出按照適度超前開展基礎設施投資的求，推利、交通、源等礎施建設。外“十五開局兩年受伏件格企疫情響風光機量不預。著2023硅料排產，組件價格有望下降，并且防疫政策優化后開工建設周期有望縮短，風、光裝機有望速。預計20-225年風、新增裝機合計分為17、195、20G，裝機年均增速在2上從電占比，計至2025年、光電分占到12.、9.0（合占比21.相比2020提升11.超完成光電占翻的“十四五規目。圖表13：“十四五”分電源發電結構預測（） 圖表14：“十四五”分電源裝機結構預測（億千瓦，）10%

燃煤 燃氣 生質電 水電 核電 風電 光伏

燃煤 燃氣生質電 水電核電 風電光伏 風電裝機速）

0 光伏裝機速）0208209200201202E203E204E

，電 ，電? 電力行點求時衡，能構變系安全行來戰。因電能不能大量存儲，電能供需應保持實時平衡，不平衡將引致電力系統失穩、崩潰，至停。1）電力運行點受用產業結構影。北和蒙主導產結構性著異；體現在電力運行特點上：以工業生產為主的蒙西電網全天用電曲線較為平均，三產占比高北電居、業用集在1021間。）業能，居民領域動車智家滲率升電化，加負側確。圖表15：電力運行特點示意圖水電火電風電光伏水電火電風電光伏發電用電工業用電商業用電居民用電圖表16：2021年內蒙古VS北京三產GDP比較（億元）3500

北京 內蒙32,890.007,269.0032,890.007,269.00111.0025002000150010005000

第產業 第產

第產業，圖表17：蒙西用電曲線（2021年某工作日） 圖表18：北京用電曲線（2021年某工作日）國能局 國能局結構電供錯致2021年東和202的四兩短有用。東北缺電原因1：電煤成本高企疊加火電上網價格相對剛性，火電企業發電意愿較低。9M21以后國電煤格持續走高但當時上網電價上空間僅10，嚴壓縮火電企盈利空間021年0月，家發《關于進步深化發電上網電價市場化改革的通知（下稱149號文”）出臺后，火電上網電價漲幅擴大至20，但月電煤價最達52.4，遠超價漲，發電企業愿持續，導發電同持下。東北缺電原因2：電力結構依舊以火電為主，新能源替代效應不及預期。東北火力發電總電的74新能占約合3型電系概提后東北開始進行發電結構調整升級；但由于風光裝機基數過小，發電占比仍較低，對火電替代應弱。圖表19：3-4Q21東北缺電主因煤價高企 圖表20：東北地區煤電電量占比較高

月度發電降幅） 月度煤價幅（）.%33.6%.%.%M9M10M11M12

0

光伏發光伏發量（千瓦）風力發量（千瓦）% M9 M10 M11 M12中聯 中聯四川缺電因1：傳電大省+“碳”目，年火電在川發電構占比下降趨明。至221底，川火發僅當年發量的14.。022年7、8月受端高溫旱氣影響，江流域水端偏枯。高溫下力旺盛，電力需刀擴，衡現突。四川缺電原因2：作為傳統電力外送大省，跨省跨區輸電線路規劃建設主要服務于電力外送，缺少受電或留電通道。四川是“西電東送”的重要送出端，起、經四川的跨省跨區輸電線路，或在建設規劃上不具備雙向輸電能力，或受電端本身電力資源匱乏、不備互濟。高溫干旱間，網8條電力入川道全部運行但仍有口。圖圖表21：2010-2021年四川省電力結構示意圖（億千瓦時、）圖表22：2019-2022年7、8月三峽入庫流量對比（立方米/秒）5004003002001000

水發量億瓦）火發量億瓦風發量億瓦）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 圖表23：起、經四川的跨省區電線路輸電線路電壓等級投運時間起經止德寶直流±50kv20912川-陜向家壩-上海直流±80kv20007川-渝-鄂--徽--蘇-滬錦屏-蘇南直流±80kv20212川-滇-渝--鄂--徽-蘇溪洛渡-浙西直流±80kv20407川-黔-湘--浙雅中-江西直流±80kv20106雅中-江西白鶴灘-江蘇直流±80kv20207白鶴灘-江蘇白鶴灘-浙江直流±80kv白鶴灘-浙江北星二、理順電力供需矛盾，把握市場化、互聯互通兩大主線火電：市場化+保供靈活性改造，運營及備制造商迎來機遇口增量“十四”力供需持續偏緊，供求裝機與電量齊增火電的調節功能可涉及調峰、調頻等輔助服務類型（1）調峰：考慮到系統負荷在不確定性，運行中開機的機組總容量應大于系統負荷需求，機組最小出力總和應小于系統負荷需求，偏差部分稱為備用，分為上備用與下備用（下備用能力依賴靈活性改造（）調頻組出力隨力系統負波動而快調整（率求高于調峰。圖表24：火電調峰示意圖火電調峰缺背后是放緩。201年以，由火電機組大量投產電產能過剩導致利小時數下降。206年出的《于促進我國電有序的通知》中提出嚴煤電新規，叫停多煤電項目“三五”期火電投額年下滑21年國力求同增長1.3，電電同比長93但電機增僅4.。圖表25：2011-2021年全國火電發電設備平均利用小時數況（小時）全火全火發設平利小數況小）5205004804604404202062020620720820920020120220320420520620720820920021

圖表26：2016-2021年全國火電裝機、電力消費量增幅情況（）電力需求速）火電裝機火電裝機速）火電發電增206 207 208 209 200 201 ?“限電”使火投資重重視，1H1年起增持上行。20-205年火行業應偏緊，隨著核準、投產量的迅速提升，到“十二五”期間已逐步過渡至供需基本平衡。2016年《關促進國煤電有序展的通中提出嚴控電新增，叫停多個煤電項目，“十三五”期間火電投資額連年下滑。能源“保供+調峰”雙重需求催生下，21年起火電投資開始上行，今年上半年繼續同比高增，全國火電投資完成額347元同增長71。圖表27：1H11-1H22火電投資完成額情況（億元，火火投完額億，軸）同比（，軸）0

-2%-4%，電

，? 火電與核電作為相對穩定的保障電源，合計裝機規模應與尖峰負荷基本匹配。722尖峰荷約12.5億，若除電響接近13億瓦按負電同步增長算至25尖荷將達5.5千。核電機劃預計25在運機組量達0.7億瓦則火理需量為14.8億千，應電量機需求最高達3億瓦00年底量約1.8千燃約1億“十四五”劃225煤新裝機1-2億瓦存超預空（理為機時間表前。圖表28：火電發電量和占比情況（億千瓦時、）圖表29：水、風、光發電設備利用小時數變動對燃煤機組利用小時數的影響（小時，）火電發電(億瓦)火電發電占（）2023E水、風、光發電利用小時數變動對燃機組利用小時數的影響70006000500040003000200010000208209200201202E203E204E205E“十四五”力供需衡而可再生力具波，煤電望“增不量。于“十四五圖表28：火電發電量和占比情況（億千瓦時、）圖表29：水、風、光發電設備利用小時數變動對燃煤機組利用小時數的影響（小時，）火電發電(億瓦)火電發電占（）2023E水、風、光發電利用小時數變動對燃機組利用小時數的影響70006000500040003000200010000208209200201202E203E204E205E機組類型利用小時數-2-4-6-8-10燃煤4,930.91.12.04.25.1水電3,433,743,053,363,673,98風電2,732,321,901,491,081,66光伏1,361,131,901,671,451,22降本：11M22煤下行說明供應偏松，2023年煤價有望繼續回落?當前國內煤下滑表應較為寬松國內價供需高度相，11疫防控加暖，內電速于1而111原量累同增長9.7。便3月、6月9原煤或存，們斷際煤產累增仍有7-8。供轉松使價供現罕較幅行秦皇島5500大煤跌約10元至200元近寒襲，計在12月幅升50元右。圖圖表30：1M18-11M22秦皇島山西5500大卡動力煤月均平倉 圖表31：3M20-11M22月度原煤產量與火電發電量增速情況價（元/噸） （）160140120100

208 209 200 201 202123456789101112

302520151050-5-10-15

原煤產量比速） 火電發電同增（）200-0320200-03200-05200-0720-9200-11201-01201-03201-05201-07201-09201-11202-01202-03202-0522-7202-09202-112023預煤中在000-100右我認今冬價定年價高位，而203年3月價當年價位目看M23暖結疊兩控產政策，下至000甚至于00。但4后，會束加情響消，國內產業政策效用逐步釋放，能源、鐵路等投資拉動電力需求，我們判斷明年用電增速在5.5，現高的點因煤將在5月始漲如6電未出現來明偏情，季煤將歸10-300元/高（視3月價否跌到1000元下。提價：現貨市廣賦予漲價空間，量政策出臺“以價量”火電業臨營力保供極有。煤、氣價格市場化程度較高而電價受行政因素干預較多致使火電企業成本傳導受阻，自2H20一能價始上以業持承。1439號文臺燃發電市場交易價格浮動范圍擴大為至原則上不超過2，高耗能企業和電力現貨市場交易電價不受浮20限基于此，13Q22火電行營收同比高、業績邊改善，但仍低合水、數企未現虧主電價幅足覆成漲幅。圖圖表32：2018-2022年前三季度火電行業營收及同比增速（億元、）圖表33：2018-2022年前三季度火電行業歸母凈利潤及同比增速（億元、）10009008007006005004003002001000

13Q8 13Q9 13Q0 13Q1

火電火電營收YO-火電-5%-1%

0

火電歸母利潤火電13Q8 13Q9 13Q0 13Q1 火電

-2%-4%-6%-8%-10% 新型電力系統轉型中配套高比例可再生電源的電價機制缺失。火電定位由“基荷電源”逐步轉向“調節電源“十四五”期間將呈現裝機增速高于電量增速、利用小時數快速下的特點要原因包括1）火具靈活性，電空間再生能源大發期間到擠壓；為提供輔助務，組要提前鎖一部分量能提供能量服務；3火電“”的保供任。然輔服務市場容量市等套機制的缺進步壓火企業盈空。圖表34：“十四五”火電發電、裝機預測（億千瓦、）5800.0

火電發電(億瓦) 火電裝機速() 火電發電速

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%，電，?回溯革放來歷電力制革均市化方理供矛。1985年投資體制改革“四五”期間，負責電力投資的中央財政資金不足，造成1978-985的嚴重缺，制約了國民濟增長985年，務院頒布于鼓勵集資辦電荷實行多種電價的暫時規定（簡稱“79號文，引進外國資本、鼓勵民間資投建電，進了源發。2002年企分開廠網離改革：原家電力集發、輸、、售為，高度壟斷發環缺競；疊加997亞金機后濟速緩電供應富余，以及二水電站后出現電力網問題202年，國務出臺《體制改革方案（稱“5文，明確按“廠網開主輔分離輸配分、價上網”的原則，開始點建設爭性電力市場然而，于199-202年發電增速下滑，202后國濟速增，成20-005年間嚴缺，濟量受到嚴重影響。力市場點在嚴重缺中自然，2004國家出標桿價政策。2015配分改21-201“刺火電資2014年電目核準權下放至地方引發新一輪火電投資熱，電力供應再次由緊轉寬，出現適宜發電側市場化改革的件。215，國務院出《關于步深化電力制改革干意見》(簡稱“9號文”)，提出了包括發電計劃放開、電價放開、配售電放開的“四放開、一獨立、一加強”的改革計劃。售電業務受到資本青睞，競爭性電力市場的建設進展急。2021年進一步完善電力市場化改革：由于火電供給側改革“十三五”期間火電裝機增量不足2020年下年以來煤價續高位，火電企業營困難電力供應能力。221年國家改委先后發《關于步深化燃煤電上網市場化改革通簡稱439號文和關組開電網業理電作關事項的通知（簡稱809號文”，取消工商業目錄銷售電價，改為“基準價+上下浮動，且浮動區間擴大為上下不超過20；推動工商業用戶都進入市場，保持居民、農業公益性事業用電價格穩定；鼓勵新進入市場電力用戶通過直接參與市場形成用電價格，暫直參市交易用，電企通過場方代購。圖表35：燃煤機組上網電價機制沿革國發委網北星網現貨場格供主，發電的間空價值?，F貨市場最大特點在于分時價格，反映了電力的時間價值；且因現貨市場限價較為寬松，價格更貼近真實成本和供需。有助于調動火電保供積極性、推動調節資源的發展、促進新能源消納和功率預測技術進步，從而推動新型電力系統建設和能源轉型。煤電現貨市場價格較中長期高約1，主因靈活性佳，可在電力供應緊張、格較高時段多發電；而新能源現貨市場價格下降，主因其出力不可控?，F貨市場機制下，準確的新能源功率預測蘊含重要的信息價值。若預測準確性不足或報量報價策略完，業承的商損將超網核下罰。現貨市場分省級市場和省間市場，滿足省內平衡后的富余電量可參與省間市場交易，反映電的間值省間場格限為10/kWh遠省市價上限，使得電力富裕省份的發電機組受益，尤其今年夏季遭遇高溫干旱天氣，水電出力不足導部省出電缺口山年8月間度均接近3元kW，內火電機組得以獲取超額收益。省間現貨價格高企也反映電網通道不足，中央政府認為新型電系因新源多需分價支，動市發。燃煤組與貨場法抵利小數降長期響。當前政策要求總交易電量的90參與中長期市場；從歐美實踐經驗看，成熟電力場的現貨交易電量比例最終自然穩定在1左右。以華能國際為例，假設1）公90電量參與中長期市場、1電量參與現貨市場；2）當標煤入爐單價為元/時公中期為0.49元kW，較司平燃基價浮1；標煤爐價為106/11/1124元噸，司長期價為0.47元kW，即上浮20；3現貨交價較中長期價高20。現參與現貨場帶來價漲20限空僅彌煤機利小數降以內凈潤造的響。在能源結構型的背，燃煤機組用小時降的長期趨明確。到2025年燃機利小數較2021年降約0此我判仍出容電價關政來障電合盈利平。圖表36：以華能國際為例，用時數變動對容量電的求測算標煤入爐單價 中長協電價 利用小時數變動對容量電價的要求（，元/kWh）（元/噸）（元/千瓦時） 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，針對活改投成的補，地提量場建方。以甘肅省于9月出臺的《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則（征求意見稿》（下文簡稱“《規則》”）為例，提出建設本省容量市場的方案：調度機構以月度頻率，考慮新能源裝機/負荷預測/外送電預測后，發布調峰容量需求，由靈活調節資源通過競價方式獲得。該方案突破發電側零和，實現調峰成本向用戶傳導，同時將調節度標入償據。體看：分攤費用主由電量決定，分配程不在后順序《則》明了場化電力用戶與火電、新能源、水電這三類電源主體同時需按照電量占比來分攤調峰容量市場的月度償總費電源主體電需進修，儲能無參與分攤，正系數主要考慮對省內售電或外送電的溢價：若享受相對溢價，則修正后的分攤電量將高于實電。從21況來，肅年電約172.6千時省用量約1495億元，其余部分外送，考慮市場化用電占比后預計費用分攤的計算基數為2500-700億瓦。市場期設戶月輔助務場攤費限為0.01元/W超分不再進行攤多費不電源體嫁由節體承。圖表37：甘肅容量補償規則下各主體分攤費用計算公式《肅電輔服市營暫規（求見），容量償算以熱季150、供季215為標，們計臺定容量60千、際力至30的組在擔義內節，在1/23檔分別有6MW/0MW30MW量可受貼對全合計享補收約178萬，對應單補收約63元/G。假設純和熱組造成平值10元K對應57可過量償覆蓋改造成本（算基于準上限獲得償的假相比于電化儲能-10年以上的回本周期，靈活性改造是當前能夠快速參與靈活性調節、較短時間內收回成本的經濟案。圖表38：甘肅容量補償規則火靈活性改造容量補標準檔位機組出力區間非供熱季補償標準上限（元/M/日）供熱季補償標準上限（元/MW日）1額定功率4≤實際出力＜定功率50103002額定功率3≤實際出力＜定功率402005003額定功率3≤實際出力＜定功率353507004額定功率2≤實際出力＜定功率306001205額定功率2≤實際出力＜定功率258001606額定功率1≤實際出力＜定功率201002007額定功率1≤實際出力＜定功率151202408額定功率5≤實際出力＜額功率101503009額定功率0≤實際出力＜額功率180360甘省力助務場營暫規（求見調節幅度非供熱季補供熱季補償實際出力償標準 標準調節幅度非供熱季補供熱季補償實際出力償標準 標準 （MW）補償區間及容量（MW）非供熱季補償費用（元/非供熱供熱季補償兩季補償費費用（萬元用加總（萬/供熱季）元/年）各調節能力機組 單位收益累計收益（各區（萬元間加總+兩季加 年）50003000季）000總（萬元/年）00401030024060132702832834723520050021030129225354637102303507001803022631554111819325600120150303875409272153582080016012030季）516720126總（萬元/年）3315581510020090306459001554868131012024060307741001846701133515030030309681302389071595018036003011116027111381930調節幅度非供熱季補供熱季補償實際出力償標準 標準 （MW）補償區間及容量（MW）非供熱季補償調節幅度非供熱季補供熱季補償實際出力償標準 標準 （MW）補償區間及容量（MW）非供熱季補償費用（元/非供熱供熱季補償兩季補償費費用（萬元用加總（萬/供熱季）元/年）各調節能力機組累計收益（各區 單位收益間加總+兩季加（萬元年）新增裝機或超靈活性改造積極性升為設備商帶來機會配置新能源開發指標，對存量火電規模龐大、轉型目標明確的電力央國企改造積極性刺激強。當前內蒙、河南、貴州已針對火電靈活性改造對應配置新能源開發指標出臺了具體政策?？傮w來看，配置標準是根據機組承擔0義務內調節后，能夠新增深調容的1-2倍進新能源配置優質新項目具有稀性，從鎖定新能源項目的開發權角度來看，電力央國企的改造積極性也較強。河南出臺《通知》中顯示：五大發電集團合計通過靈活性改造可配置新能源開發指標量占總量約58圖表40：多省份已出臺依火靈性改造規模配置新源發指標的政策日日期 機構 政策名稱 政策內容2028

內蒙古自治區源局

《內蒙古自治區火電靈活改造消納新能源實施細則（202年版》《關于222年風電和集中

（1）自治區內發電集團統籌本區域內火電靈活性制造改造，整合新增調節空間，按新增調節空間1：1確定新能規模（1）煤電靈活性改造按照增加調峰能力2029 河南省發改20211 貴州省能源

式光伏發電項目建設有關項的通知（下簡稱“通知”）《關于推動煤電新能源一化發展的工作措施（征求見稿》

（深調至額定功率的2，為增加機組規模1的調節能力）的4配置新能源建設規模，對應配置新能源88W保供煤電項目，優先通過多能互補式配置風光資源；現有煤電項目未開展靈活性改造，不配置新能源建設指標；現有項目/新建項目開展靈活性改造（應具備310負荷調節能力，按靈活性改造新增調峰容量負荷以下的調節部分）的2配置新能源建設指標。相省發委能局，圖表41：河南省火電靈活性改造對應配置新能源規模分布情況,,,

,,,

大唐集團國電投國家能集華能集團華電集豫能控其他,

,政官，? 火電靈活性改造技術路線已較為成熟、改造周期較短，因此隨著各地容量補償政策的推出，預計在短期內需求將得到快速釋放，于相關標的業績體現也會相對更快。火電靈活性改造主要涉及鍋爐、汽輪機、脫硝設備、蓄熱設備等核心環節，其中脫硝設價量近30。圖表42：火電靈活性改造相環及標的機組類型技術路線相關標的機組整體運行優化東方電氣主機系統鍋爐系統汽輪機系發電機系哈爾濱電氣上海電氣純凝機組輔機系統三大風機優化改空預器改造寬負荷脫硝改造控制系統優化改造低壓缸零出力青達環保儲能技術高背壓循環水供熱熱水蓄抽汽蓄固體蓄電熱鍋華光環能西子潔能龍源技術供熱機組光軸供熱熱泵供熱NB供熱十四五靈性造資及負脫市空預測：結論：“十四五”期間靈活性改造總投資預計達13-3072億元，對應全負荷脫硝產品場為0-9.6元，值設價量比近0。假設：基于關開全煤機組造級通》提出的十間成2億千瓦的火電靈活性改造標作為中值，考慮各省量電價政策力度不一、量場推進后實際競價結果低于補貼標準上限，引發實際改造規模不及預期，設置1.8億千瓦的低值；考慮“十三五”實際完成量較低，投資延后帶來實際改造超期，置.3千的值。參考三期機造的均位本低為743元K中為12元/KW高為13.6元/K。假設均臺量于機組00MW與組35（熱組主之。參考司負脫產的平價，為120萬元臺圖表43：“十四五期間靈活性改總投資及全負荷脫市空間預測低值假設中值假設高值假設“十四五”期間靈活性改造規模（億千瓦）1.822.3平均改造成本（元/KW）74310.013.6“十四五”期間靈活性改造總投資（億元）13.720.030.2平均單臺容量（MW）600400350預期合計改造臺數（臺）300500657單臺全負荷脫硝工程價格（萬元/臺）100120150“十四五”期間全負荷脫硝市場空間（億元）300625986全負荷脫硝工程價值量占比（）224306321、電、我們議點注青環保東電（新覆蓋。青達環保：火電靈活性改造脫硝設備的龍頭企業，同時拓展蓄熱設備業務（熱電廠在改造過程涉及熱耦，需配套熱方案。司傳統業產品包除設備、低溫煙氣余熱深度回收系統，用于火電煤耗降低及達標排放。隨著電力行業環保治理成效已較為顯著，傳統業務增長趨于平穩，靈活性改造設備的銷售放量有望帶來高彈。東方氣公深發設備造60年成源設研開制基和電站工程承包龍頭企業。從火電設備、水電設備（含抽水蓄能）向新能源設備拓展，電并、業同多化產布是最優。資源與負荷區域性使電網投資需求前十四五”重點關注高壓新型電力系統荷分離，跨區域輸工重要性凸顯沿海省份作為負荷中心新能源開發受限，普遍依賴外送電。新型電力系統轉型面臨的最大挑戰可再生無法被儲存運輸傳電源臨負而建的式再適用“十三五”供給側改革明確東部不再新建火電，而集中式新能源開發受制于土地，電力本地供應增量僅來自核電與海上風電，因此預計沿海地區電力本地供需缺口將持續在對送的逐增。圖表44：沿海省份本地普遍依賴外送電全年全年電（千時）202全年電（千時）807006005004003002001000廣東 山東 江蘇 浙江 福建 遼寧 廣西 上海 海南n， “三北地區作為清潔電源中心，普遍面臨裝機與消納矛盾。大型風光基地的集中開發，可以通過規模效應降低建造、運行成本，充分利用沙漠、戈壁、荒漠地區的風光資源。預計“十四五”期間考慮內陸大基地和海風基地，總新增裝機將達到350GW，各省規總量一半。但受于本地有限、靈活調節資乏和外送通不三”部分份風光已近或破線。解決新能源機與消盾的可能路包括：）家放松對風棄的，我們判斷可能性較??；2）增加本地負荷，但產業轉移需要時間；3）火電靈活性改造騰空；）加通道5提大地比例。圖表45：“十四五期間重點發展大清潔能源基地、大上風電基地類型 基地名稱 省份風光儲一體化基地松遼清潔能源基地黑龍江吉林遼寧冀北清潔能源基地河北北部風光火儲一體化基地黃河幾字彎清潔能源基地內蒙古寧夏河西走廊清潔能源基地甘肅風光水儲一體化基地黃河上游清潔能源基地青海金沙江上游清潔能源基地四川雅礱江流域清潔能源基地貴州金沙江下游清潔能源基地云南風光水火儲一體化基地新疆清潔能源基地新疆類型 基地名稱 省份海上風電基地廣東海上風電基地廣東福建海上風電基地福建浙江海上風電基地浙江江蘇海上風電基地江蘇山東海上風電基地山東來源國發委圖表46：“十四”期間大基地風、光裝機合計貢獻350GW以上

圖表47：內蒙、吉林、陜西、甘肅、青海、新疆棄風棄率突破5紅線“十四五”期間 “十五五”期間第一批大基地風、光裝機容量：97W本地消納4G+外送消納4GW沙漠戈壁大基地風、光裝機容量：20GW本地消納5G+外送消納10W風、光裝機容量：25GW本地消納9G+外送消納15W陸上大基地合計>30W來源北星各發委網 全新源納測警，“十四五”主網投需求雙高，中點關特高壓“源荷分離”決定了“大電網”投資需求增加，預計“十四五”期間特高壓投資超5000億。一光大地劃、裝總容量97GW已部建中約0電量外送消納。預計通過提升已建輸電通道利用效率共計可提升跨區域電能力200千，滿足第批基的送需。二大地劃“十四五投產200原上2023年網其約75量送納需特高直流出且增道送可生源量重超過0。按80萬千瓦輸電能力的線路單條投資20億元，預計提效+新增分別涉及投資1050元和1675億合計225元其仍五條路前工中按照每條線路200億算仍投資100；有括粵聯等條流高線路需要建，高合投額超000億規較輪特壓設期倍。圖表48：推動存量通道滿送合計將提升4200萬千瓦輸電力

圖表49：“十四五”期間建成及開工“三交十三直”跨省區輸電 設計送目跨省區輸電 設計送目前送目前利加快配套電源網架加強通道電能力電能力用率建設釋放能力釋放能力青豫直流80040050400準東直流12080067400上海廟-山直流10053040470酒湖直流80055069250晉北-江蘇流80060075200錫泰直流10030030700扎魯特直流10064064360哈鄭直流80054068260區域輸電工程送端受端當前進度送電能力(萬千瓦)20222025隴東-山東甘肅山東800華北蒙西-京津翼蒙西京津翼800陜西-河南陜西河南600華東白鶴灘-江蘇四川江蘇已投產400800白鶴灘-浙江陜西-安外電入四陜n/a浙江安浙已全線通800800華中陜北-武漢陜西湖北已投產670800雅中-江西四川江西已投產670800金上-湖北寧夏-湖南四川寧夏湖北湖南擬環評批500西南哈密北-重慶新疆重慶800華南藏東南-粵港大灣區西藏廣東100錫盟至山交流86259869264蒙西-天津南10030028790交流榆橫-濰坊交73453272202流合計108657057346870國能局錫盟至山交流86259869264蒙西-天津南10030028790交流榆橫-濰坊交73453272202流合計108657057346870目標要，家源，電北極電網?為避影新源機+疫策化023年特壓速勢?；?0kv直特壓電能一為40千/、增高線滿的假設預計202-205的風光機量別應需至投產2、、7條特高壓。假設少1條高直流僅會影全發電送消納的增新能源，則未來三每產1特壓將響2-1GW能裝機網。受疫情背景的多重影響，特高進度嚴后，截至目未有1條流完成核準2021年4國源局出加推特壓建節，環明提速，特高從期建周從4年縮至2.5年慮到二大地則上2023年并網，國網出4直要在今年核、明年即刻開工的；加疫政策優化，執行限制性影響減退，023特高建設提速兼緊迫性現客觀條。圖表50：2023-2025年新能源新增電量對應特高壓需求至“十四直”

圖表51：新能源裝機量對風、光利用率和火電靈活性改造的敏感性測算假設值2023E2024E2025E單條特高壓直流對應的新能源裝機量（GW）大基地項目占比-光伏455055大基地項目占比-風電607580風電6.56.57.3大基地項目中第二批占比90100100外送消納占比455565光伏5.96.86.0外送電中新能源占比505560依托新建特高壓滿足外送求的占比8090100合計122413331463特高壓直流需求（條）257中聯北星力 中聯北星力新型電力系統轉型致使配網運行復雜程度加劇，特高壓配套工程和智能化需求拉動配網投需高。方面為套高接配電，計2023年側變電站站內設備增速可觀。另外，大電源對用戶端需求響應存在時滯性，而分布式電力系統靠近用戶端，可根據用戶需求及時反應，因此電力系統轉型還包括“大電網、“大電源”與分布式的有機結合。然而，離散型、隨機性的分布式新能源接入配電網就地消納，導致配電網成為有源供電網絡；疊加負荷側電動汽車等場景的增加進一步大配網行制的度配側需高智化自化。能源互聯網是依托新一代信息通信技術推動新型電力系統建設，以智能電網為基礎，特高壓電網為骨干網架，清潔能源為根本推動能源轉型發展，有效提升綠色清潔能源的資源利用效率。通過電力基礎設施、電力通信網絡、前后端平臺系統軟件以及智能終端應用四大體系，構造能源互聯網整體系統架構，從而使電力由“單向傳輸”轉向“多向動，實節互補、多互調區互濟，大提升電調彈，從而障型力統安全定行。主、配網投需求雙高預計“十四”電網資約2.-3萬。國電網公司規劃“十五”資2萬億推進電轉型升其中主、配投資占各半。但從需求判斷實際投資額或為23-25萬億，年均增速或超10。南方電網公司“十五總電建規劃資約6700億較“三”劃資增長其中配網側投資占比約。受特高壓進度落后和疫情擾動執行側推進等因素影響2021、222年1-10電網程資成增均低于5伴特壓準開工提速有放，223電網資成增有提高。圖表52：“大電源”、“大電網”與分布式電力系統互示意圖

圖表53：2011A-1~10M22電網投資完成情況（億元、）電電工投完額億）（）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%中聯 nd配套新能源建設，能百花齊放強配政策+組件讓出成本空間，關大放量新能源裝機擴大，利好有強配要求的國內大儲，電源側仍會是增量裝機的主要來源關注3新源機帶來大放。結論21-5國三儲能計機CGR00。21現裝機5.2悲性/觀設25年望至63./81（77.GW）/985G。配求源網側大儲裝主。假設（122-5集式光裝機40/5/8/84；電機5055/0/6G（）目前多數省份要求配套比例在1-1，考慮電廠配套其他靈活性調節資源以及共圖表54：中性假設，21-25年電化學儲能CAGR圖表55：源網側占比超9成（23年預測值）享儲能模式下電源側需求轉至電網側，故對實際配儲比例做情景假設。假設年新能源配儲比例/8/0/5（悲觀、圖表54：中性假設，21-25年電化學儲能CAGR圖表55：源網側占比超9成（23年預測值）0

累計裝機悲觀W） 累計裝機中性累計裝機樂觀W） 悲觀-OYAG()中性-OYAG() 中性-OYAG()25%20%15%10%200 201 202E 203E 204E 205E

電電用E、 E、?分三來國儲裝需求：電源側：強配要求下，電源側是增量裝機的主要來源。目前多數省份要求配套比例在10-5?？紤]初期電廠配套其他靈活性調節資源（如火電靈活性改造）對儲的替，3中設為，應能機1G4GWh電網側：電網調度對體量、安全性要求較高，電化學儲能滲透仍不高。考慮后續各省份通過出容量租賃償相關政策以及運現貨市場峰谷價拉，并伴隨儲能成本的降低，共享儲能模式經濟性或逐步凸顯，能夠刺激電網側的裝機量提升。用戶側：23年用電增5.5往后增5假設下，用側儲能率提升來增量裝機。但各地現貨價差及激勵政策不同，裝機積極性地方間差異大。考慮23年現貨行省份進步擴大，東沿海省現貨價格將好地反需緊張局面現價有拉，利工業能發。圖表56：電源側電化學儲能機量預測參數20212022E2023E2024E2025E2030E光伏集中式光伏裝機增量GW）2413400065008100840042.5增量配儲能比例）3610151820新增儲能裝機（GW）0.22.06.0121515128441儲配小時數（h）1.02.02.02.02.04.0儲能新增規模GWh）1.04.013002673378033.4風電風電新增裝機（GW）4757500055006000600030.0增量配儲能比例）2610151820新增儲能裝機（GW）0.13.05.09.010806000儲配小時數（h）1.02.02.02.02.04.0儲能新增規模GWh）1.86.011001980270024.0合計新增儲能裝機功率合計GW）1.45.012002115259214.1新增儲能裝機容量合計（GWh）2.9108024004653648057.4E，圖表57：電網側電化學儲能機量預測調峰2021A2022E2023E2024E2025EABCDE=AB**DFG=*FHI=etGHJK=*J風電累計裝機容量（GW）光伏累計裝機容量（GW）日波動調峰需求比例調峰儲能累計裝需求（GW）電化學儲能覆蓋例電網側電化學調配儲累計裝機需（GW）電網側占電網側儲能空間（GW）配儲能時長電網側儲能容量（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調頻2021A2022E2023E2024E2025EABCD=***00EF=ete*EGH=*G最大負荷（億調頻需求比例電化學儲能份額電化學儲能累計求（GW）電網側占比電網側調頻儲能增裝機功率（GW）配儲能時長（h）電網側調頻儲能間（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尖峰負荷補償2021A2022E2023E2024E2025EABC=*BDE=etCDFG=*F最大負荷（億尖峰負荷補償需求比例尖峰負荷補償需求功率（GW）電化學滲透尖峰負補償新增率（GW）配儲能時長（h）尖峰負補償新增量（GWh）11921311144215871745281133333335763934432747605236843223457100.60.10.60.20.38.32.02.02.02.02.02.00.20.10.10.30.71686電網側合計增量（GWH）0.91.72.23.47.1電網側合計增量GW）0.40.91.11.73.6E，圖表58：用戶側電化學儲能機量預測2021A 2022E 2023E 2024E 2025E 2029E 2030EABC=*BD=etaCEF=*E工商業用戶用電功率GW）用戶側儲能滲透率累計儲能功率新增儲能功率GW）配儲時長新增儲能容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，

組件價格下騰出配儲本空間。IR組件格降0.4/W，對光伏統成本從42元W至38元/W在年近150小時用時的設，全資IRR從.6至6.6配儲后對項整體的經性影響將有減弱。1）將儲能作為成項算當能成為200/7001400元/KW，應目體IR分別為5.3/5./56；2若考慮儲能在電過程獲取調峰輔助務費用/貨價差上述能本設，應項體IRR分為8/5./61。圖表59：集中式光伏全投資IRR系統成本、利用小數敏感性分析IRR光伏投資價格(元/W)3.63.73.83.94.04.14.2首年發電利小時數1211311415.96.77.45.46.06.54.05.56.84.85.06.24.65.76.74.55.55.34.44.45.0主光運商司告圖表60：集中式光伏全投資IRR系統成本、儲能成的感性分析（儲能作純項）IRR光伏投資價格(元/W)3.63.73.83.94.04.14.2儲能投資價格（元/Kh）2001701405.66.46.15.95.55.25.25.85.45.65.25.74.24.65.14.84.24.64.54.84.2來源主光運商司告圖表61：集中式光伏全投資IRR系統成本、儲能成的感性分析（儲能獲電補償）IRR光伏投資價格(元/W)3.63.73.83.94.04.14.2儲能投資價格2006.26.45.65.05.45.04.6IRR光伏投資價格(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來源主光運商司告收益保障政策下，抽蓄開工、擬規擴大? 抽蓄建設加速，鎖定“十五五規劃目標。基于最新統計情況顯示至“十四五”末實現機量約804千瓦能超完十五規目。十末1.2億千瓦標應十五期間開規約3738千瓦近著利制的確定，目工模大保守計8年工則十四”需工減至1938萬千圖表6：2020-2030年各年度實際裝機容量及增速與預計裝機容量（左軸）及增速（右軸）0

預計已建在建投（萬瓦） 目前已建在建投（萬瓦）預計YO%) 實際YO%)EEEEEEEEEE

《“十二五”水利發展規劃》、“十三五”水利發展規劃》、《抽水蓄能中長期發展規劃（1~5年）》（征求意見稿，鷹伏圖表63：“十四五”應開工目近一半已有進展2026E2027E“十五五”2028E2029E2030E已建+原在建投產（萬千瓦）722772822822822與規劃目標差距“十四五”應開工量）-338新增在建投產（萬千瓦）0170250240880與規劃目標差距“十四五”剩余開工量）-138《抽水蓄能中長期發展規劃（025年（征求意見稿及正式稿，黑鷹光伏注：部分項目未標明設期保計8完即近年工目能“五期間產各地區擬建項目數量相比征求意見稿有所擴大。根據黑鷹光伏對已披露項目的統計，湖北浙、西等《抽蓄中期發劃（221235征意見稿之外新增部分項目（新增項目均在近兩年已通過可研、或完成項目簽約，原規劃中也存在部分目尚無展。值得注意是，本有建設計的福建海、云南等地開參抽電項目設。圖表64：各省市區新增擬建項目數量新增項數量個）8642河河山西內蒙遼寧吉林黑龍江蘇浙江安徽江西山東河南湖北湖南廣東廣西重慶四川貴州西藏陜西甘肅青海寧夏新疆新疆生建…福海云南《水能長發規2105）（求見）黑鷹伏圖表65：各省市區征求意見稿口徑項目布局與最新項目布局項目布（擬機容，萬瓦（征求見稿徑） 新增項布局擬裝容量萬瓦）河河內蒙遼寧吉林黑龍江蘇浙江江西山東河南湖北湖南廣東重慶四川貴州西藏陜西甘肅寧夏新疆新疆生建…福海云《“十五”水利發規劃、《“十三五水利發展規》、抽水蓄能中長發展規劃205）》（征求意稿，鷹伏三、選股策略火電：資產區位和源資源優勢為王煤炭供需緩和、價格下行帶來行業??，“煤電一體化”帶來公司???；痣娖髽I營業成的7以為料本業績性要決煤波動202年2月4，發改委官發《于一完善炭場格成制的知（稱303文提出完善煤、電價格傳導機制，引導煤、電價格主要通過中長期交易形成。但因煤炭供需偏，數電業1-322協約及90?！半婓w”企優勢顯長履率高，績以先虧。圖表66：2021年各火電上市企業燃料成本占火電營業成本比重（）燃料成本火營成比（）92.8%87.9%92.8%87.9%87.0%77.9%

國電

華國

大國

華國際各司告電力場改深，產布的位勢定電企的額益。中長期市1439號”出臺后，022燃煤組中長協電普遍上但部分地區電價受行政干預，漲幅未滿0。隨著電力現貨市場推廣，反映電力實際供形勢現交價對長協價有要導義，計2023年長價將普遍頂上浮20。此資產中局于2022中長電漲未及20地區電企仍漲價間。省級現貨市場：源、荷不確定齊增，導致發、用電曲線的耦合度下降，日內峰谷價差拉大。可見電源側可再生能源滲透率越高、負荷側第三產業占比越高的省份現貨市場谷差大火參與貨場易能得的價度大。省間現貨市場：預計“十四五”中東部地區持續面臨電量電力雙缺局面，因此資產集中于電力富余且外送通道較為完備的省份可通過省間電力現貨交易實現超額收益。綠電轉型拔值。常電作為傳統用事業隨大市波動估值通為8PE，綠估通在0倍PE以電開啟電型助估拔升重點關綠裝占逐提升“轉”業。圖表67：火電行業歷史估值情況秦皇島秦皇島大卡價環比SW煤炭SW火力電 滬深業績企穩，估值隨 煤價下大市波動 度下降，煤價上行

5 0-5 -5 -5 -5

-5

-5 -5 -5 -5

綠電：項目資源獲能力是核心競爭力低碳化趨勢不變，平價時代關注項目資源獲取能力和裝機目標執行能力。新能源力行的業式以3左右資金本謀求8左的部益。塊估值高于傳統公用事業主因在能源結構轉型的背景下，新能源裝機成長性確定。上游發電設備制造行業競爭充分，新能源電力邁入平價上網時代，運營高度趨同。在此背景下，公司額收益來自于項目源的取落地能力風光水儲體化”大基地開發思路下，背靠多能互補的綜合能源集團的綠電運營商在項目資源獲取方面具有優勢。另外，因新能源項目資源掌握在地方政府手中，獲地方支持的區域龍頭綠運商具一優勢。?靜待可再生貼核查后估值回升綠電運港股估值顯低于A股值，因兩個市場對可再生補貼拖欠所形成的共識不同。當前新能源電力行業估值處在底部，主因可再生補貼核查尚未完成和新能源電價的不確定性?；趪Y企業項目開發合性常好預可再補發情較，估有率回。圖表68：新能源電力行業歷史估值情況綠電 綠電 滬深300706050403020100216-05 217-05 218-05 219-05 220-05 221-05 222-05

儲能：需求放量、績彈性較大電化學儲能：核心環節及獨儲運新態以電化學儲能為代表的新型儲能：目前鋰電池儲能落地最快，這一路線正處于技走向成熟的關鍵階段，在當前裝機低基數下隨著經濟性趨好，以及配儲行政命令的生效有在來5-10內保高速蓬發?？偵想S下需釋放，各中游設備環節均會受益于量增；隨著獨儲盈利模式的跑通，獨儲電站運營這類新業態運生同存投資會。圖表69：新型