電力新能源行業(yè)投資策略：關(guān)注儲(chǔ)能、抽蓄、氫能、煤電改造

電力新能源行業(yè)投資策略：關(guān)注儲(chǔ)能、抽蓄、氫能、煤電改造1

復(fù)盤(pán)：新能源已成共識(shí)，公用大幅跑贏滬深300用電需求大幅反彈，新能源快速發(fā)展用電需求反彈明顯，增長(zhǎng)率回歸疫情前序年份水平。自

2020

年四季度以來(lái)，

我國(guó)疫情控制情況良好，經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇國(guó)內(nèi)外需求提升背景下國(guó)內(nèi)產(chǎn)能擴(kuò)長(zhǎng)，上游

原材料、高耗能企業(yè)用能需求旺盛，加之電氣化程度提升。在

2020

年上半年

同比基數(shù)較低的情況下，全社會(huì)一季度單月用電量同比上升

26%、19%和

21%，疫情后用電量需求增速反彈效應(yīng)明顯。進(jìn)入第二季度，用電同比增速下

降至

13%-14%，第三季度及

10、11

月份用電量同比增速下降至個(gè)位數(shù)。若排

除受疫情影響的

2020

年份數(shù)據(jù)，相較

2019

年同期單月用電量數(shù)據(jù)來(lái)看，

2021

年復(fù)合增長(zhǎng)率維持在

7%-9%的高位區(qū)間，已回歸疫情前序年份用電量正

常增長(zhǎng)率水平，并略有提高。2021

年

1-11

月共計(jì)完成發(fā)電量

73826.7

億千瓦時(shí)，較去年同期增長(zhǎng)

9.2%。

受南方受來(lái)水偏枯影響，前

11

個(gè)月水電發(fā)電量占比

15.1%，同比下降

1.9pct；

風(fēng)電、光伏由于去年裝機(jī)潮新增大量裝機(jī)，發(fā)電占比分別達(dá)到

6.9%、2.3%，

同比上升

1.3pct、0.3pct。火電占比

70.7%，提升

0.26pct。裝機(jī)方面，截至

2021

年

11

月末，我國(guó)共計(jì)發(fā)電裝機(jī)

23.2

億千瓦，全年同比

增速保持在

10%左右，風(fēng)電、光伏裝機(jī)分別達(dá)到

3.05GW、2.87GW。從占比

上來(lái)看，風(fēng)電、光伏較去年占比增加明顯，分別較去年增加

2pct，1.5pct。由

于新能源招投標(biāo)集中于第二季度，較短的建設(shè)周期決定了項(xiàng)目大多投產(chǎn)于年末，預(yù)計(jì)

12

月份風(fēng)電、光伏裝機(jī)量及占比將進(jìn)一步提高。南方來(lái)水偏枯，東北風(fēng)況欠佳，煤炭供需歷史性緊張態(tài)勢(shì)，地方性缺電情況頻

現(xiàn)。全社會(huì)用電需求高增背景下，2021

年發(fā)電設(shè)備平均利用小時(shí)數(shù)同比明顯

提升，發(fā)電設(shè)備整體利用小時(shí)數(shù)明顯提高。然而，今年上半年水電來(lái)水偏枯，

影響云貴川外送兩廣的電量，云南、廣東及廣西部分地區(qū)出現(xiàn)有序用電情況；

在東北地區(qū)，三季度末煤炭供需歷史性緊張態(tài)勢(shì)，加之受風(fēng)電出力的影響，遼

寧、吉林地區(qū)電力供應(yīng)出現(xiàn)明顯缺口，一度影響居民用電。整體來(lái)看，火電、

核電利用小時(shí)數(shù)同比增速均在

5%-10%左右，提升更為明顯。新能源整體消納保持良好水平，利用小時(shí)相對(duì)平穩(wěn)。參考至

11

月數(shù)據(jù)，預(yù)計(jì)

2021

年整體風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)可較去年提升

100

小時(shí)以上，達(dá)到約

2190

小時(shí)，

光伏受陰雨等天氣影響，利用小時(shí)數(shù)下降約

100

小時(shí)左右，達(dá)到

1175

小時(shí)?！半p碳”背景下，供不應(yīng)求刺激發(fā)電裝機(jī)、電網(wǎng)加大投資，電力板塊迎來(lái)發(fā)展

機(jī)遇。從“十四五”開(kāi)局之年來(lái)看，我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展增速已基本擺脫疫情影響，

回歸平穩(wěn)發(fā)展水平。由于電力需求與

GDP增速存在強(qiáng)相關(guān)關(guān)系，同時(shí)電氣化

程度提升，預(yù)計(jì)未來(lái)用電量需求將保持穩(wěn)定增長(zhǎng)。今年局部缺電的情形將促進(jìn)

發(fā)電投資運(yùn)營(yíng)商進(jìn)一步加大發(fā)電裝機(jī)投資，同時(shí)新能源的大規(guī)模并網(wǎng)加大了特

高壓輸送需求以及局部調(diào)峰調(diào)頻壓力，加大了分布式電源及配網(wǎng)建設(shè)需求，將

為發(fā)電運(yùn)營(yíng)商及電網(wǎng)、儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商帶來(lái)新的發(fā)展機(jī)遇。2021

年公用板塊整體大幅跑贏，三季度實(shí)現(xiàn)大幅上漲截至

2021

年

12

月

17

日，申萬(wàn)公用事業(yè)板塊

2021

年累計(jì)漲跌幅達(dá)到

31.43%，

較滬深

300

相對(duì)收益率高達(dá)

37.37%，大幅跑贏市場(chǎng)平均水平。分階段來(lái)看，

2021

年年初公用事業(yè)板塊指數(shù)一路下行，最低時(shí)累計(jì)跌幅達(dá)到

8.88%，開(kāi)年

走勢(shì)較為不利；進(jìn)入

3

月份以后局勢(shì)反轉(zhuǎn)，公用事業(yè)指數(shù)累計(jì)漲跌幅由負(fù)轉(zhuǎn)正，

而滬深

300

指數(shù)由正轉(zhuǎn)負(fù)；3

月份至

7

月末期間，公用事業(yè)指數(shù)累計(jì)收益率持

續(xù)震蕩，至

7

月末重新歸零；進(jìn)入

8

月份后，公用事業(yè)指數(shù)大幅上漲，迅速來(lái)

開(kāi)與滬深

300

的收益率差距，10

月份小幅回調(diào)，隨后繼續(xù)拉升。全年來(lái)看，

公用事業(yè)板塊實(shí)現(xiàn)超高相對(duì)收益率，達(dá)

37.4%。煤價(jià)高企推動(dòng)電力市場(chǎng)化改革。受進(jìn)口煤限制及國(guó)產(chǎn)煤產(chǎn)量的下滑，我國(guó)今年

煤價(jià)自

5

月以來(lái)持續(xù)高位運(yùn)行，10

月份動(dòng)力煤期貨價(jià)格一度飆升至

1900

元/

噸，大幅增加了煤電企業(yè)的發(fā)電成本。從

7

月份開(kāi)始，蒙西、寧夏、四川等省

份相繼發(fā)布市場(chǎng)電價(jià)可以上浮

10%的政策，資本市場(chǎng)普遍認(rèn)為打開(kāi)電價(jià)上浮

限制成為大勢(shì)所趨，火電板塊持續(xù)走高；到

10

月，中央印發(fā)了《關(guān)于進(jìn)一步

深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》，允許市場(chǎng)化交易電價(jià)上浮

20%

（高耗能產(chǎn)業(yè)用電電價(jià)不受上浮限制），為“漲電價(jià)”預(yù)期一錘定音。同時(shí)中央過(guò)煤炭增產(chǎn)保供、嚴(yán)查惡意炒作囤積等一系列嚴(yán)厲手段，煤價(jià)較快回

落。12

月初，中央經(jīng)濟(jì)工作會(huì)議強(qiáng)調(diào)煤炭在我國(guó)能源中的基礎(chǔ)性地位，推動(dòng)

煤炭和新能源優(yōu)化組合，激發(fā)了火電板塊的投資熱情，同時(shí)更加有利于火電企

業(yè)加速推進(jìn)新能源轉(zhuǎn)型，火電板塊持續(xù)上漲。國(guó)家能源局

6

月發(fā)布《關(guān)于

2021

年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，

我國(guó)陸上風(fēng)電、光伏項(xiàng)目正式進(jìn)入平價(jià)時(shí)代。后續(xù)綠色電力及電力市場(chǎng)化交易

政策及試點(diǎn)不斷推進(jìn)。新能源裝機(jī)確定性達(dá)成共識(shí)，綠電量?jī)r(jià)齊升預(yù)期逐步驗(yàn)

證，新能源運(yùn)營(yíng)商下半年開(kāi)始實(shí)現(xiàn)大幅上漲，超過(guò)公用事業(yè)整體漲幅。港股三

個(gè)火電轉(zhuǎn)型新能源公司在同期實(shí)現(xiàn)股價(jià)的大幅上升。同時(shí)新能源運(yùn)營(yíng)領(lǐng)域資本市場(chǎng)運(yùn)作持續(xù)升溫。2021

年

6

月，三峽能源以純正

新能源公司身份正式登陸

A股平臺(tái)，成為

A股最大新能源公司。2021

年

12

月龍?jiān)措娏?shí)現(xiàn)

A+H上市落定。此外各類(lèi)轉(zhuǎn)型發(fā)展新能源公司增加，借助資

本市場(chǎng)融資發(fā)展新能源。2

投資展望一：新能源運(yùn)營(yíng)把握“三重確定性”機(jī)會(huì)量的確定性——最基礎(chǔ)和必然的確定性政策持續(xù)出臺(tái)基本構(gòu)建起“N+1”政策框架，為未來(lái)中長(zhǎng)期快速健康發(fā)展奠定

高度的確定性。2021

年

10

月

24

日，中共中央國(guó)務(wù)院聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新

發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見(jiàn)》是黨中央對(duì)碳達(dá)峰碳中和工作進(jìn)行的

系統(tǒng)謀劃和總體部署，覆蓋碳達(dá)峰、碳中和兩個(gè)階段，是管總管長(zhǎng)遠(yuǎn)的頂層設(shè)

計(jì)，發(fā)揮統(tǒng)領(lǐng)作為“1+N”中的“1”。2021

年

10

月

26

日，國(guó)務(wù)院正式發(fā)布了《2030

年前碳達(dá)峰行動(dòng)方案》聚焦碳

達(dá)峰，提出了提高非化石能源消費(fèi)比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排

放水平等方面主要目標(biāo)。提出將碳達(dá)峰貫穿于經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展全過(guò)程和各方面，

重點(diǎn)實(shí)施“碳達(dá)峰十大行動(dòng)”。將作為“N”中為首的政策文件，外加各部門(mén)、各

地方政策等。共同構(gòu)成“1+N”

政策體系。隨著頂層規(guī)劃明朗，后續(xù)政策出臺(tái)

有望加速。隨著整體政策框架落地，各地方及部門(mén)分解任務(wù)指標(biāo)。前期各企業(yè)提出的宏大

裝機(jī)目標(biāo)，將得到各級(jí)政府及監(jiān)管部門(mén)的配合，建設(shè)指標(biāo)、開(kāi)發(fā)、并網(wǎng)將實(shí)現(xiàn)

高效對(duì)接。在高效率和低隱性成本環(huán)境下，實(shí)現(xiàn)裝機(jī)規(guī)模的確定性增長(zhǎng)。風(fēng)機(jī)價(jià)格大幅下行，光伏組件價(jià)格預(yù)期下降，確保良好項(xiàng)目收益率，風(fēng)光裝機(jī)

增速具備高確定性。

新能源發(fā)電成本持續(xù)下降。2010-2020

年末，我國(guó)陸上風(fēng)電及光伏發(fā)電成本不

斷下降，其中陸上風(fēng)電平均裝機(jī)成本由

1500

美元/kW降至

1264

美元/kW，下

降

15.7%，度電成本從

0.071

美元/kWh降至

0.033

美元/kWh，下降

54%，風(fēng)

機(jī)材料價(jià)格下降及發(fā)電效率提升明顯；光伏平均裝機(jī)成本從

3994

美元/kWh降

至

651

美元/kWh，下降

83.7%，度電成本從

0.305

美元/kWh降至

0.044

美元

/kWh，下降

85.6%。近年來(lái)，大容量風(fēng)機(jī)占比不斷提升，大直徑和大容量風(fēng)

機(jī)將不斷提升發(fā)電效率從而降低度電成本；光伏則致力于不斷提升電池轉(zhuǎn)換效

率。隨著風(fēng)機(jī)大型化，陸上單機(jī)發(fā)電功率達(dá)普遍可達(dá)

4-5GW以上，海上風(fēng)電單機(jī)

發(fā)電功率達(dá)普遍可達(dá)

9GW以上。陸上風(fēng)電風(fēng)機(jī)成本降至約

2000

元，海上風(fēng)

電風(fēng)機(jī)成本降至約

4000

元，同時(shí)大型化攤薄相關(guān)建設(shè)成本、土地成本、吊裝

成本。使得平價(jià)陸上項(xiàng)目具備良好收益率水平，平價(jià)海上項(xiàng)目已基本可以實(shí)現(xiàn)。光伏經(jīng)歷過(guò)硅料價(jià)格大幅上漲后，目前已有所回調(diào)。過(guò)去

1-2

光伏產(chǎn)業(yè)需求量

大幅增加，帶動(dòng)產(chǎn)業(yè)鏈上下游的產(chǎn)能擴(kuò)張，在硅片、電池片、組件企業(yè)的大幅

擴(kuò)產(chǎn)的同時(shí)，硅料產(chǎn)能增長(zhǎng)相對(duì)較慢，導(dǎo)致硅料價(jià)格今年大幅上漲。根據(jù)

PVinfo統(tǒng)計(jì)，2021

年單晶致密塊料主流價(jià)格從年初

1

月份每公斤

85

元快速上

漲，6

月份漲至每公斤

206

元人民幣，半年間漲幅達(dá)到

142%。之后能耗雙控

政策讓

Q3、Q3

硅料價(jià)格進(jìn)一步上升，11

月漲至每公斤

269

元人民幣，相比

1

月的漲幅高達(dá)

216%，該價(jià)格水平已經(jīng)漲至

2011

年以來(lái)的最高價(jià)位。相應(yīng)一

定程度抑制了

2021

年新增光伏裝機(jī)規(guī)模。近期隨著硅料擴(kuò)產(chǎn)的預(yù)期，硅料價(jià)格近期出現(xiàn)下調(diào)，帶動(dòng)電池片及組件價(jià)格回

落。預(yù)計(jì)組件價(jià)格平穩(wěn)在

2

元/W內(nèi)，運(yùn)營(yíng)商便可以基本滿足收益率要求，持

續(xù)回落至

1.9

元/W以?xún)?nèi)，對(duì)應(yīng)

EPC成本降至約

4.0-4.3

元/W以?xún)?nèi)，開(kāi)發(fā)和建

設(shè)動(dòng)力動(dòng)力將逐漸增強(qiáng)。

在國(guó)內(nèi)強(qiáng)大產(chǎn)業(yè)鏈支撐下，成本的穩(wěn)定，終端裝機(jī)收益率得到保障，風(fēng)光裝機(jī)

主動(dòng)性提升，增速更具備高確定性。今年以來(lái)，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局確定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為

重點(diǎn)的大型風(fēng)電光伏基地項(xiàng)目，總規(guī)模約

100GW，主要分布在內(nèi)蒙古、青海、

甘肅、寧夏等地，利用優(yōu)質(zhì)風(fēng)光資源，正按照“成熟一個(gè)、開(kāi)工一個(gè)”的原則

積極開(kāi)工。據(jù)統(tǒng)計(jì)截至

11

月

24

日，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的

大型風(fēng)電光伏基地項(xiàng)目開(kāi)工數(shù)量達(dá)到

21

個(gè)，在建規(guī)模超

55GW。此外能源局發(fā)布組織擬納入國(guó)家第二批以沙漠、戈壁地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電光

伏基地項(xiàng)目的通知，要求已核準(zhǔn)（備案）且能夠在

2022

年開(kāi)工建設(shè)，原則上

能在

2023

年內(nèi)建成并網(wǎng)，后續(xù)也將持續(xù)推進(jìn)落地。此外，據(jù)風(fēng)芒能源統(tǒng)計(jì)，

今年以來(lái)各省風(fēng)電共計(jì)完成競(jìng)配

56.11GW，光伏

103.8GW。價(jià)的確定性——預(yù)期的確定性實(shí)現(xiàn)綠電：同質(zhì)電力外的綠色價(jià)值在實(shí)現(xiàn)從消費(fèi)終端來(lái)看，由于電力不論發(fā)電來(lái)源均為同質(zhì)商品，所有電力在市場(chǎng)化條

件下本應(yīng)獲得相同定價(jià)?；茉窗l(fā)電成本側(cè)需要多支付對(duì)應(yīng)污染成本（對(duì)應(yīng)

綠電的綠色價(jià)值），綠電則需要多支付維持出力穩(wěn)定的輔助服務(wù)成本（對(duì)應(yīng)火

電等的穩(wěn)定價(jià)值）。隨著污染成本將持續(xù)提升，對(duì)應(yīng)綠電綠色價(jià)值提升，而輔

助服務(wù)成本隨著儲(chǔ)能、抽蓄等發(fā)展將不斷彌補(bǔ)和降低。綠電交易及碳市場(chǎng)的推

進(jìn)將更有利于綠電價(jià)值實(shí)現(xiàn)。綠色價(jià)值在市場(chǎng)認(rèn)知和政策引導(dǎo)下逐步從邏輯合理走向客觀現(xiàn)實(shí)，從過(guò)去具有

一定象征意義和代表性的綠電交易，僅有國(guó)內(nèi)少量新能源運(yùn)營(yíng)商參與，到組織

試點(diǎn)，再到如今正在從試點(diǎn)走向常態(tài)。電力市場(chǎng)化還原電力商品屬性，綠電理

應(yīng)獲得更高價(jià)值。自

9

月

7

日，綠色電力交易試點(diǎn)啟動(dòng)。首批綠色電力交易共

17

個(gè)省份

259

家

市場(chǎng)主體參與，交易電量

79.35

億千瓦時(shí)。其中，國(guó)家電網(wǎng)公司經(jīng)營(yíng)區(qū)域成交

電量

68.98

億千瓦時(shí)，南方電網(wǎng)公司經(jīng)營(yíng)區(qū)域成交電量

10.37

億千瓦時(shí)（均價(jià)

提高

2.7

分/千瓦時(shí)）。綠色電力成交價(jià)格較當(dāng)?shù)仉娏χ虚L(zhǎng)期交易價(jià)格增加

0.03~0.05

元/千瓦時(shí)。本次交易預(yù)計(jì)將減少標(biāo)煤燃燒

243.60

萬(wàn)噸，減排二氧

化碳

607.18

萬(wàn)噸。綠電交易有望與火電電價(jià)“同臺(tái)

PK，隨行就市”2021

年

10

月

11

日發(fā)布《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化

燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)

市場(chǎng)化改革的通知》。主要提出，燃煤發(fā)電電量原則上全部進(jìn)入市場(chǎng)（70%至

100%）將燃煤發(fā)電市場(chǎng)交易價(jià)格浮動(dòng)范圍由現(xiàn)行的上浮不超過(guò)

10%、下浮原

則上不超過(guò)

15%，擴(kuò)大為上下浮動(dòng)原則上均不超過(guò)

20%，高耗能企業(yè)市場(chǎng)交

易電價(jià)不受上浮

20%限制。電力現(xiàn)貨價(jià)格不受上述幅度限制。前多省展開(kāi)市

場(chǎng)交易，電價(jià)基本實(shí)現(xiàn)基準(zhǔn)價(jià)

20%上浮。在此背景下，綠電常態(tài)化交易增加，已實(shí)現(xiàn)與火電享受相近上浮電價(jià)的趨勢(shì)。

11

月浙江交易中心促成大唐新能源與浙江銀泰百貨

3000

萬(wàn)千瓦時(shí)的綠電交易，

在當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價(jià)的基礎(chǔ)上溢價(jià)約

6.1

分/千瓦時(shí)，溢價(jià)比例達(dá)到

15%。這是

浙江自

9

月份成功完成全國(guó)首批綠電交易試點(diǎn)以來(lái)，開(kāi)啟綠電交易“日常模

式”。

江蘇已經(jīng)實(shí)現(xiàn)發(fā)改委所倡導(dǎo)的在電力中長(zhǎng)期交易市場(chǎng)框架下，設(shè)立綠色電力交

易品種。12

月

23

日，2022

年江蘇電力市場(chǎng)年度交易結(jié)果顯示，2022

年年度

交易共成交

1239

筆，總成交電量

2647.29

億千瓦時(shí)，成交均價(jià)

466.69

元/兆

瓦時(shí)較燃煤發(fā)電上網(wǎng)基準(zhǔn)價(jià)

391

元/兆瓦時(shí)相比，上浮

19.36%。其中綠電交易

成交電量

9.24

億千瓦時(shí)，成交均價(jià)

462.88

元/兆瓦時(shí)，上浮

18.38%。2022

年電力交易與去年相比，成交量上漲了

14.5%，其中年度雙邊交易電量比去年

增加

223.86

億千瓦時(shí)，年度掛牌交易比去年增加

111.32

億千瓦時(shí)。開(kāi)始綠電交易“日常模式”，推動(dòng)綠電交易常態(tài)化、廣義化?！叭粘ＤＪ健毕?/p>

更多供需雙方隨時(shí)根據(jù)需求可以實(shí)現(xiàn)雙邊或多邊的綠電交易，使得綠電交易成

為月度、年度電力市場(chǎng)化交易的一部分，讓更多的風(fēng)光電加入到更廣義的綠電

交易，實(shí)現(xiàn)與火電電價(jià)“同臺(tái)

PK，隨行就市”。目前規(guī)模仍較小，參與交易主要是無(wú)補(bǔ)貼或極少補(bǔ)貼的風(fēng)電、光伏電量。供給

方面，2021

年后平價(jià)項(xiàng)目大量并網(wǎng)將為市場(chǎng)化交易提供更多綠電。

需求方面，2022

中央經(jīng)濟(jì)工作會(huì)議進(jìn)一步明確了新增可再生能源不納入能源

消費(fèi)總量控制，向碳排放總量和強(qiáng)度"雙控"轉(zhuǎn)變。在高能耗企業(yè)的能耗指標(biāo)趨

緊，更多納入碳配額考核的情況下，綠電的需求將得到極大提升。業(yè)績(jī)的確定性——確定增長(zhǎng)中觀察分化的可能量和價(jià)的確定性將直接促成業(yè)績(jī)的高確定性2021

年為“雙碳”目標(biāo)制定后的第一年，也是“十四五”建設(shè)開(kāi)局之年，各

大發(fā)電央企在年初制定了發(fā)展規(guī)劃，其中新能源均為其中的重要目標(biāo)。2020

年由于為陸風(fēng)及光伏補(bǔ)貼的最后一年，風(fēng)電、光伏裝機(jī)分別同比增長(zhǎng)

34.6%、

23.8%，增速較高；2021

年風(fēng)電受

2020

年搶裝，及光伏受上游價(jià)格抑制，新

能源裝機(jī)增速有所回落。中央及各地規(guī)劃均根據(jù)“雙碳”目標(biāo)進(jìn)行調(diào)整，今年

下放新能源建設(shè)指標(biāo)較遲，隨著后續(xù)指標(biāo)的下達(dá)，以及上游硅料和組件價(jià)格回

落，預(yù)計(jì)明年的新能源尤其是光伏裝機(jī)的招標(biāo)、開(kāi)工建設(shè)將開(kāi)始提速。預(yù)計(jì)整

體來(lái)看，2021

年末風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)將增長(zhǎng)到

3.2

億千瓦，同比增長(zhǎng)約

15%，光

伏累計(jì)裝機(jī)增長(zhǎng)至約

3

億千瓦，同比增長(zhǎng)

19%左右。2021

年裝機(jī)確定性增長(zhǎng)，使得新能源運(yùn)營(yíng)整體業(yè)績(jī)?cè)鲩L(zhǎng)具有高度的確定性，隨著裝機(jī)規(guī)模增長(zhǎng)，業(yè)績(jī)拾級(jí)而上。尤其是

2021

年低價(jià)風(fēng)機(jī)和搶裝海風(fēng)將極

大提升新能源運(yùn)營(yíng)商

2022

年業(yè)績(jī)。2022

年長(zhǎng)協(xié)煤價(jià)+長(zhǎng)協(xié)電價(jià)將陸續(xù)落地。長(zhǎng)協(xié)電價(jià)市場(chǎng)化價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制有望形

成，實(shí)現(xiàn)分時(shí)段簽約、價(jià)格錨定調(diào)整，市場(chǎng)化交易電量增長(zhǎng)得到重要支撐。此

外綠電交易推進(jìn)、容量電價(jià)機(jī)制建立逐步推進(jìn)。長(zhǎng)協(xié)煤價(jià)+長(zhǎng)協(xié)電價(jià)雙重靈活

調(diào)節(jié)，電力供應(yīng)安全與電力合理利潤(rùn)得到政策機(jī)制保障。電廠向上游及下游，

開(kāi)展談判均有據(jù)可依，電價(jià)更能體現(xiàn)供需、成本、和環(huán)境價(jià)值，新能源建設(shè)成

本預(yù)期不斷下行，綠電的盈利空間打開(kāi)。2022

年火電板塊業(yè)績(jī)拐點(diǎn)出現(xiàn)，新

能源電力板塊業(yè)績(jī)確定性增長(zhǎng)。2022

或是觀察分化布局行業(yè)核心資產(chǎn)的窗口期雖然行業(yè)處在整體的確定性增長(zhǎng)中，隨著行業(yè)發(fā)展階段、公司運(yùn)營(yíng)管理和能力、

政策導(dǎo)向等各方面的演變，未來(lái)基本可以確定會(huì)顯現(xiàn)出一定的分化，但預(yù)計(jì)明顯分化或在

2022

年較難出現(xiàn)。

目前來(lái)看，由于運(yùn)營(yíng)模式具有較高同質(zhì)化，項(xiàng)目開(kāi)發(fā)方面靈活度較高，存在地

方差異，企業(yè)需要“軟硬實(shí)力”兼具。2021

年處在企業(yè)規(guī)劃與政策銜接和大

規(guī)模獲取指標(biāo)“跑馬圈地”的前期，2022

年項(xiàng)目開(kāi)始建成并網(wǎng)和指標(biāo)開(kāi)始轉(zhuǎn)

化落地開(kāi)始，將是觀察窗企業(yè)競(jìng)爭(zhēng)力和未來(lái)分化趨勢(shì)的窗口期。

根據(jù)現(xiàn)有新能源項(xiàng)目競(jìng)配標(biāo)準(zhǔn)，企業(yè)產(chǎn)業(yè)能力（開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)、資本實(shí)力、產(chǎn)業(yè)鏈

投資等）、前期工作開(kāi)展情況及申報(bào)電價(jià)為最核心的三個(gè)項(xiàng)目指標(biāo)配置參考因

素。結(jié)合行業(yè)觀察，以下幾方面也可以重點(diǎn)關(guān)注。（1）股東實(shí)力和支持力度：電力運(yùn)營(yíng)商集團(tuán)或股東支持，主要在于“自上而

下”與各地方多產(chǎn)業(yè)一攬子合作，新能源產(chǎn)業(yè)上下游合作，或地方性企業(yè)的本

地化優(yōu)勢(shì)，將很大程度帶動(dòng)新能源項(xiàng)目開(kāi)發(fā)。（2）員工激勵(lì)：當(dāng)前大型電力企業(yè)企業(yè)實(shí)力、股東背景，往往差異較小，在

項(xiàng)目具體競(jìng)爭(zhēng)中，“自下而上”的推進(jìn)尤為重要，具體項(xiàng)目開(kāi)發(fā)人員的效率、

專(zhuān)業(yè)、信息溝通等方面是項(xiàng)目競(jìng)爭(zhēng)中的關(guān)鍵?？芍攸c(diǎn)關(guān)注有員工股權(quán)激勵(lì)，及

良好項(xiàng)目激勵(lì)機(jī)制的公司。（3）融資成本：由于新能源運(yùn)營(yíng)初期大量資本開(kāi)支需求，項(xiàng)目自有資金投入

占比往往在

20%-30%，較高的杠桿比例及初期投資使得項(xiàng)目整體收益率對(duì)于

債務(wù)融資成本變動(dòng)極為敏感。獲取市場(chǎng)最低的融資成本，可以在保障收益率情

況下，在項(xiàng)目開(kāi)發(fā)成本容忍度、電價(jià)、配置儲(chǔ)能等方面實(shí)現(xiàn)資源競(jìng)配的相對(duì)優(yōu)

勢(shì)。（4）現(xiàn)金流支撐程度：新能源運(yùn)營(yíng)快速增長(zhǎng)期資本開(kāi)支強(qiáng)度大，風(fēng)電光伏平

均來(lái)看

1GW新能源發(fā)電項(xiàng)目，按

30%資本金投入約

15

億元，而現(xiàn)金流回收

周期較長(zhǎng)?？紤]到股權(quán)融資進(jìn)而攤薄股東收益，存量裝機(jī)規(guī)模較大運(yùn)營(yíng)商，以

及火電企業(yè)，如華潤(rùn)電力、華能?chē)?guó)際，中國(guó)電力等，或核電、水電企業(yè)在轉(zhuǎn)型

中則更具這方面優(yōu)勢(shì)，憑借存量機(jī)組強(qiáng)有力現(xiàn)金流可以獲取更多資源，滾動(dòng)開(kāi)

發(fā)提升股東價(jià)值?，F(xiàn)金流考量下，存量裝機(jī)及裝機(jī)增長(zhǎng)彈性或需要權(quán)衡。3

投資展望二：抽水蓄能及火電調(diào)峰調(diào)頻是新能源電力“立”與“破”重要銜接新型電力系統(tǒng)下抽水蓄能發(fā)揮重要作用新能源大規(guī)模并網(wǎng)，儲(chǔ)能發(fā)展勢(shì)在必行。根據(jù)我國(guó)“3060

雙碳“目標(biāo)指引，

需要構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，風(fēng)電、光伏未來(lái)將迅速發(fā)展：我們

預(yù)計(jì)到

2025、2030

年，風(fēng)電、光伏裝機(jī)量占比將達(dá)到

37.1%、46.5%，發(fā)電

量占比將達(dá)到

16.3%、24.5%。然而，光伏發(fā)電和風(fēng)電的間歇特性，需要配套

儲(chǔ)能電站才能承擔(dān)電力保障，因此，電力系統(tǒng)對(duì)儲(chǔ)能電站容量的需求也將隨之

越來(lái)越大。抽水蓄能是應(yīng)用最廣泛的調(diào)峰電源。抽水蓄能電站是利用電力負(fù)荷低谷時(shí)的電

能抽水至上水庫(kù)，在電力負(fù)荷高峰期再放水至下水庫(kù)發(fā)電的水電站，綜合效率

在

70%-85%之間。相較于傳統(tǒng)水電站，抽水蓄能電站對(duì)于水落差要求更高，

一般為

100

米以上。傳統(tǒng)水電站主要為徑流式和壩后式，徑流式直接攔河發(fā)電

無(wú)太高落差，壩后式利用一定落差來(lái)發(fā)電，但落差比較小，因此水電站改抽水

蓄能電站比例不大。目前，抽水蓄能是運(yùn)用最廣泛的儲(chǔ)能技術(shù)，2020

年末我

國(guó)抽水蓄能占總儲(chǔ)能的

89.3%。在調(diào)峰端，抽水蓄能較其他儲(chǔ)能方式優(yōu)勢(shì)明顯。目前電網(wǎng)側(cè)協(xié)調(diào)用電供需兩端

平衡主要為調(diào)頻、調(diào)峰兩大手段，前者對(duì)于放電的響應(yīng)時(shí)間及速度要求較高，

須達(dá)到秒級(jí)、分鐘級(jí)的水平，后者則對(duì)放電持續(xù)時(shí)間要求較高。抽水蓄能由于

響應(yīng)時(shí)間一般在

7

分鐘以上，但能做到持續(xù)

4-6

小時(shí)的放電，因此被主要用于

調(diào)峰端，而電化學(xué)儲(chǔ)能則應(yīng)用于調(diào)頻端。除此之外，抽水蓄能當(dāng)前技術(shù)極為成

熟，且建成后使用壽命極長(zhǎng)，在調(diào)峰應(yīng)用端具備無(wú)可比擬的優(yōu)勢(shì)。初期投資成本占比較高，抽水蓄能度電成本優(yōu)勢(shì)明顯。從抽水蓄能電站全生命

周期成本構(gòu)成來(lái)看，較普通水電站，初期項(xiàng)目安裝成本較低，其中系統(tǒng)成本占

總成本約

50%；運(yùn)維成本較高，每年約為

7-8

萬(wàn)元/MW。相比其他儲(chǔ)能技術(shù)，

目前抽水蓄能技術(shù)已十分成熟，度電成本僅為

0.21-0.25

元/千瓦時(shí)，較電化學(xué)

儲(chǔ)能在成本方面具備明顯優(yōu)勢(shì)。在考慮電化學(xué)儲(chǔ)能持續(xù)降本的情況下，預(yù)計(jì)未

來(lái)十年抽水蓄能度電成本依然能夠保證相對(duì)優(yōu)勢(shì)。市場(chǎng)規(guī)模和主要參與主體2020

年末，我國(guó)抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到

31.79GW，同比增長(zhǎng)

5.02%，占

全國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)總規(guī)模的

89%。因抽水蓄能相對(duì)其他儲(chǔ)能成本、成熟度等優(yōu)勢(shì)，

短期看來(lái)，依然占據(jù)儲(chǔ)能應(yīng)用的主導(dǎo)地位。在建裝機(jī)方面

2021

年

4

月，我國(guó)

抽水蓄能電站在建裝機(jī)

52.43GW，是全球抽水蓄能電站規(guī)模最大的國(guó)家。目

前裝機(jī)主要集中在

根據(jù)國(guó)家能源局

9

月發(fā)布的《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035

年）》，到

2025

年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模較“十三五”翻一番，達(dá)到

6200

萬(wàn)千瓦以上；到

2030

年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模達(dá)到

1.2

億千瓦左右。目前，受前期投資巨大，以及后期運(yùn)營(yíng)電網(wǎng)調(diào)度統(tǒng)一等因素，抽水蓄能裝機(jī)主

要集中在國(guó)網(wǎng)及南網(wǎng)子公司投資運(yùn)營(yíng)。此外內(nèi)蒙古電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司

以及江蘇、浙江等地的部分企業(yè)也運(yùn)營(yíng)少量抽水蓄能電站。而根據(jù)規(guī)劃中提出，“要研究簡(jiǎn)化儲(chǔ)能新技術(shù)示范項(xiàng)目審批程序，穩(wěn)妥推進(jìn)以

招標(biāo)、市場(chǎng)競(jìng)價(jià)等方式確定抽水蓄能電站項(xiàng)目投資主體，鼓勵(lì)社會(huì)資本投資建

設(shè)抽水蓄能?！彪S著抽水蓄能相關(guān)政策的進(jìn)一步清晰，更多市場(chǎng)主體參與抽水

蓄能市場(chǎng)，因此在建的抽水蓄能電站的投資主體呈現(xiàn)多元化趨勢(shì)，“十四五”

期間新開(kāi)工項(xiàng)目有望有更多投資主體參與。國(guó)網(wǎng)新源控股有限公司截至

2021

年

3

月末，隨著安徽績(jī)溪

180

萬(wàn)千瓦抽水蓄能電站全部投產(chǎn)運(yùn)營(yíng)，

公司在運(yùn)控股裝機(jī)容量增至

2087

萬(wàn)千瓦，占全國(guó)總裝機(jī)比重約

65%。2020

年，得益于電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求增加和裝機(jī)規(guī)模提升，公司抽水電量、發(fā)電量和

上網(wǎng)電量等運(yùn)營(yíng)指標(biāo)均有所上升。公司在建擬建項(xiàng)目主要為抽水蓄能電站項(xiàng)目。根據(jù)公司披露，截至

2021

年

3

月末，在建項(xiàng)目

31

個(gè)，擬建項(xiàng)目

2

個(gè)，總投資為

2,741.17

億元，尚需投資

1,961.75

億。以每千瓦

6000-7000

元投資規(guī)模，裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)

4000

萬(wàn)千瓦

約未來(lái)隨著在建項(xiàng)目的陸續(xù)投運(yùn)，公司裝機(jī)規(guī)模將進(jìn)一步提升。國(guó)網(wǎng)總體對(duì)抽水蓄能提出明確規(guī)劃。2021

年

3

月，國(guó)家電網(wǎng)發(fā)布服務(wù)碳達(dá)峰

碳中和構(gòu)建新型電力系統(tǒng)加快抽水蓄能開(kāi)發(fā)建設(shè)重要舉措，力爭(zhēng)在“十四五”

期間在新能源集中開(kāi)發(fā)地區(qū)和負(fù)荷中心新增開(kāi)工

2000

萬(wàn)千瓦以上裝機(jī)，新增

1000

億元以上投資規(guī)模的抽水蓄能電站。南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻公司有望與文山電力將重組實(shí)現(xiàn)上市截至

2021

年

6

月末，調(diào)峰調(diào)頻公司在南方五省區(qū)運(yùn)營(yíng)的抽水蓄能電站在運(yùn)裝

機(jī)容量合計(jì)

788

萬(wàn)千瓦，占全國(guó)總裝機(jī)比重約

25%。在建裝機(jī)容量合計(jì)

240

萬(wàn)千瓦。資產(chǎn)重組置換調(diào)峰調(diào)頻公司股權(quán)，文山電力成為南網(wǎng)儲(chǔ)能業(yè)務(wù)上市平臺(tái)。

2021

年

10

月

15

日，文山電力發(fā)布資產(chǎn)重組預(yù)案，擬將主要從事購(gòu)售電、電

力設(shè)計(jì)及配售電業(yè)務(wù)的相關(guān)資產(chǎn)負(fù)債與間接控股股東南方電網(wǎng)持有的調(diào)峰調(diào)頻

公司

100%股權(quán)的等值部分進(jìn)行置換，并向南方電網(wǎng)以發(fā)行股份的方式購(gòu)買(mǎi)擬

置入資產(chǎn)與擬置出資產(chǎn)交易價(jià)格的差額部分。本次交易完成后，文山電力主要

業(yè)務(wù)將轉(zhuǎn)為抽水蓄能業(yè)務(wù)、調(diào)峰水電業(yè)務(wù)以及電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能業(yè)務(wù)，置換獲得

標(biāo)的公司

5

座抽蓄電站，2

座調(diào)峰水電站及

1

座獨(dú)立儲(chǔ)能電站，成為南方電網(wǎng)

旗下儲(chǔ)能上市平臺(tái)。南網(wǎng)總體對(duì)抽水蓄能提出明確規(guī)劃。南方電網(wǎng)印發(fā)《公司關(guān)于推動(dòng)綠色低碳發(fā)

展轉(zhuǎn)型的意見(jiàn)》提出，將在未來(lái)三個(gè)五年計(jì)劃中，加快抽水蓄能建設(shè)，“十四

五”新增裝機(jī)

600

萬(wàn)千瓦，“十五五”“十六五”各新增裝機(jī)

1500

萬(wàn)千瓦，未

來(lái)十五年增長(zhǎng)

4.6

倍，未來(lái)

10

年總投資約

2000

億元，到

2030

年支撐

2.5

億

千瓦以上新能源接入和消納。厘清成本疏導(dǎo)辦法，抽蓄發(fā)展進(jìn)入新階段根據(jù)發(fā)改委對(duì)于抽蓄電站電價(jià)形成辦法及成本疏導(dǎo)辦法，我國(guó)抽水蓄能電價(jià)機(jī)

制可大致分為三段：

成本加成鎖定項(xiàng)目投資收益率，電網(wǎng)、發(fā)電側(cè)及用戶側(cè)共擔(dān)費(fèi)用（2004-2014）。根據(jù)

2004

年發(fā)改委印發(fā)的《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問(wèn)題的

通知》，抽蓄電站主要由電網(wǎng)進(jìn)行運(yùn)營(yíng)，成本及在此基礎(chǔ)上產(chǎn)生的合理收益納

入電網(wǎng)銷(xiāo)售費(fèi)用。在

2007

年《關(guān)于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價(jià)問(wèn)題的通知》

中，發(fā)改委規(guī)定通知以后的電站由電網(wǎng)全資建設(shè)、運(yùn)營(yíng)，通知以前的非電網(wǎng)持

有的抽蓄電站由電網(wǎng)租賃經(jīng)營(yíng)，成本均納入電網(wǎng)費(fèi)用。兩部制電價(jià)完善固定成本及變動(dòng)成本補(bǔ)償辦法，成本疏導(dǎo)順暢（2014-2016）。

2014

年發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問(wèn)題的通知》，

通知明確了容量電價(jià)彌補(bǔ)電站固定成本及準(zhǔn)許收益、納入電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用，電量

電價(jià)彌補(bǔ)變動(dòng)成本，電價(jià)水平按照當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價(jià)執(zhí)行的方法，抽蓄電站投

資端及運(yùn)營(yíng)端成本疏導(dǎo)順暢。成本疏導(dǎo)困難，“十三五”抽水蓄能發(fā)展不及預(yù)期（2016-2021）。截至

2020

年末，我國(guó)抽水蓄能裝機(jī)量達(dá)到

3179

萬(wàn)千瓦，但未達(dá)到《水電發(fā)展“十三五

“規(guī)劃》預(yù)期的

4000

萬(wàn)千瓦裝機(jī)量。2016

年”廠網(wǎng)分離“后抽水蓄能電站成

本從電網(wǎng)成本中剝離并規(guī)定不允許納入輸配電價(jià)定價(jià)成本，但未對(duì)費(fèi)用疏導(dǎo)方

式進(jìn)行明確規(guī)定，成本疏導(dǎo)不暢導(dǎo)致了投資熱情低迷，”十三五“期間我國(guó)抽

水蓄能發(fā)展較緩慢。。連續(xù)重磅儲(chǔ)能政策文件出臺(tái)，抽蓄價(jià)格形成機(jī)制完善。隨新能源裝機(jī)增速加快，

相應(yīng)儲(chǔ)能設(shè)施需配套建設(shè)以輔助大量新能源并網(wǎng)，2021

年以來(lái)中央連續(xù)發(fā)布

針對(duì)儲(chǔ)能建設(shè)的相關(guān)政策文件。2021

年

4

月，《關(guān)于加快推進(jìn)新型儲(chǔ)能發(fā)展的

指導(dǎo)意見(jiàn)（征求意見(jiàn)稿）》提出對(duì)于電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能設(shè)施提出“建立電網(wǎng)測(cè)獨(dú)立儲(chǔ)

能容量電價(jià)機(jī)制，研究探索電網(wǎng)替代性?xún)?chǔ)能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收”。2021

年

5

月，《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》

提出以?xún)刹恐齐妰r(jià)政策為主體：以競(jìng)爭(zhēng)性方式形成電量電價(jià)+完善容量電價(jià)核

定機(jī)制。以競(jìng)爭(zhēng)性方式形成電量電價(jià)（體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)峰服務(wù)的價(jià)值，回

收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本），將容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收（體現(xiàn)抽蓄電站提

供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)的價(jià)值，回收抽發(fā)運(yùn)行成本外的

其他成本并獲得合理收益）。此外，在

2021

年

7

月國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》

的政策指導(dǎo)背景下，各地紛紛加大峰谷電價(jià)差，在此背景下，廣東省發(fā)改委批

復(fù)同意執(zhí)行《廣東省電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電實(shí)施方案（試行）》。方案指出，代理購(gòu)

電價(jià)格包含平均上網(wǎng)電價(jià)、輔助服務(wù)費(fèi)用、保障居民、農(nóng)業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定產(chǎn)生的新增損益分?jǐn)側(cè)糠帧Ｆ渲鞋F(xiàn)階段輔助服務(wù)費(fèi)用主要包括儲(chǔ)能、抽水蓄能電

站的費(fèi)用和需求側(cè)響應(yīng)等費(fèi)用，相關(guān)費(fèi)用由直