（報(bào)告出品方/作者：國金證券，許雋逸）

一、全球能源危機(jī)陰影下，低碳化、去依附驅(qū)動(dòng)中國重塑能源結(jié)構(gòu)

2022 年是能源安全載入史冊的一年。一方面俄烏沖突后，西方各國紛紛對俄制裁，其中 包括對俄羅斯能源實(shí)施禁運(yùn)，致使該國作為全球第一大天然氣出口國、第二大石油出口 國被部分市場除名，引發(fā)全球能源結(jié)構(gòu)性供需失衡、價(jià)格高漲；另一方面 2022 年的能源 危機(jī)也使得能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要性更加凸顯。不僅出于實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的需要，更出 于能源去依附的緊迫性。能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型聚焦電力系統(tǒng)，需要靠負(fù)荷側(cè)電能替代和電源側(cè) 可再生能源滲透率提高共同實(shí)現(xiàn)，但也導(dǎo)致源、荷不確定性齊增，對電力系統(tǒng)的安全運(yùn) 行提出挑戰(zhàn)。

1.1、對外依附導(dǎo)致化石能源價(jià)格居高難下，重塑能源結(jié)構(gòu)意義重大

2022 年 1-10 月廣義動(dòng)力煤進(jìn)口量下降近 4 成+國內(nèi)增產(chǎn)壓力較大，供需持續(xù)偏緊支 撐煤價(jià)高位運(yùn)行。2021 年下半年以來的高氣價(jià)催生電力領(lǐng)域氣轉(zhuǎn)煤需求，帶動(dòng)國際 煤價(jià)上漲；為保國內(nèi)供應(yīng)，印尼于 1M22 實(shí)施為期一個(gè)月的煤炭出口禁令；2M22 俄 烏沖突后，多國對俄煤實(shí)施禁運(yùn)，海運(yùn)煤市場短期再平衡需要價(jià)差拉動(dòng)，致使進(jìn)口 煤與內(nèi)貿(mào)煤價(jià)差大幅縮窄乃至倒掛。1-10 月，我國進(jìn)口廣義動(dòng)力煤約 7553 萬噸， 同比下降 37.5%。基于 2022 全年廣義動(dòng)力煤進(jìn)口量分別下降 10%、30%、50%、70%的 假設(shè)，對應(yīng)國內(nèi)原煤日產(chǎn)量需達(dá) 1222、1232、1242、1252 萬噸/天。結(jié)合煤價(jià)走勢， 我們判斷 3 月、6 月、9 月的原煤日產(chǎn)量存疑，即日產(chǎn)量維持在 1230 萬噸/天以上存 在困難。動(dòng)力煤供需持續(xù)偏緊，導(dǎo)致 2022 年煤價(jià)整體保持高位。

能源價(jià)格上漲影響通脹，進(jìn)而影響國民經(jīng)濟(jì)發(fā)展。回溯歷史，20 世紀(jì)三次石油危機(jī) 引發(fā)國際原油價(jià)格飆升，嚴(yán)重打亂美國的經(jīng)濟(jì)發(fā)展步調(diào)，同時(shí)催生通脹加速；2022 年俄烏沖突導(dǎo)致歐洲天然氣短缺，嚴(yán)重影響化工行業(yè)。 1973 年 10 月，第四次中東戰(zhàn)爭爆發(fā)，阿拉伯國家為打擊以色列及其支持國，宣布禁止石油運(yùn)輸并減產(chǎn)； 1978 年底，伊朗爆發(fā)伊斯蘭革命，至 1979 年 3 月初暫停石油輸出；1980 年，兩伊 戰(zhàn)爭爆發(fā)，兩大石油輸出國產(chǎn)量銳減； 1990 年，第一次海灣戰(zhàn)爭爆發(fā)，歐美國家對伊拉克實(shí)施制裁，對伊拉克實(shí)施石油禁 運(yùn)。

新能源經(jīng)濟(jì)性進(jìn)一步凸顯，能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型具有內(nèi)生動(dòng)力。 煤電：當(dāng)前煤炭發(fā)電成本 800-1000 元/噸，度電耗煤 300 克，折合度電總成本 0.34-0.4 元（0.049-0.057 美元）。陸風(fēng)、光伏與之平價(jià)。 天然氣：當(dāng)前天然氣發(fā)電成本 8-16 美元/mmbtu，度電消耗 0.2 方氣，折合度電總成 本 0.078-0.142 美元。已超過海風(fēng)度電成本（假設(shè) 1mmbtu=25 標(biāo)方） 。

1.2、能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型聚焦電力，系統(tǒng)安全運(yùn)行面臨挑戰(zhàn)

碳達(dá)峰目標(biāo)下，重塑能源結(jié)構(gòu)是必然選擇。一次能源資源稟賦決定了中國以煤為主 的用能結(jié)構(gòu)，用能終端電氣化+電力系統(tǒng)低碳化是能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的必要路徑。 2030 年前碳排放達(dá)峰并控制在 105 億噸以內(nèi)，要求單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放 強(qiáng)度從 2020 年的 1.6 大幅降至 1。 我國以煤為主的化石能源利用結(jié)構(gòu)導(dǎo)致在 2020 年數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)下，能源供應(yīng)端煤炭碳排 貢獻(xiàn)占 77%；體現(xiàn)在消費(fèi)端即為電力碳排貢獻(xiàn)占 41%，用能結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變的重要性明確。

預(yù)計(jì)“十四五”期間電力消費(fèi) 5 年 CAGR 為 6.2%，對應(yīng)“十四五”GDP 年均增速 5.0%-5.5%的目標(biāo)，電力彈性系數(shù)大于 1。主因： 為實(shí)現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，用能終端電氣化水平需加速提高。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2019- 2021 年，全國電能替代電量分別為 2066、2252、1891 億千瓦時(shí)，分別占當(dāng)年全社 會用電增量的 54.3%、78.9%、23.6%。 疫情擾動(dòng)下，一則 2020 年基數(shù)較低，二則單位產(chǎn)值用電量最高的第二產(chǎn)業(yè) GDP 增加 值構(gòu)成占比回升。受疫情影響較大的 2020、2022 年，投資對 GDP 增長的貢獻(xiàn)率顯著 高于常規(guī)，主因三產(chǎn)受疫情沖擊較大、國家在經(jīng)濟(jì)承壓時(shí)傾向于通過增加基建投資 來穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)大盤。有序放開后，消費(fèi)對 GDP 增長的貢獻(xiàn)率有望回升，預(yù)計(jì)到“十四 五”末，年度電力彈性系數(shù)將逐步回落至 1 以下。

鼓勵(lì)適度超期投資+組件降價(jià)+有序放開，電源清潔化有望提速。國家發(fā)改委投資司 司長于“積極擴(kuò)大有效投資有關(guān)工作情況”發(fā)布會上，提出按照適度超前開展基礎(chǔ) 設(shè)施投資的要求，推進(jìn)水利、交通、能源等基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。此外，“十四五”開局兩 年受光伏組件價(jià)格高企和疫情影響，風(fēng)、光裝機(jī)增量不及預(yù)期。隨著 2023 年硅料排 產(chǎn)，組件價(jià)格有望下降，并且防疫政策優(yōu)化后開工建設(shè)周期有望縮短，風(fēng)、光裝機(jī) 有望加速。 預(yù)計(jì) 2023-2025 年風(fēng)、光新增裝機(jī)合計(jì)分別為 175、195、200GW，裝機(jī)容量年均增 速在 20%以上。從發(fā)電量占比看，預(yù)計(jì)至 2025 年風(fēng)、光發(fā)電量分別占到 12.4%、9.0% （合計(jì)占比 21.4%，相比 2020 年提升 11.9%，超額完成風(fēng)光發(fā)電量占比翻倍的“十 四五”規(guī)劃目標(biāo)）。

電力運(yùn)行特點(diǎn)要求實(shí)時(shí)平衡，用能結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變?yōu)橄到y(tǒng)安全運(yùn)行帶來挑戰(zhàn)。 因電能不能大量存儲，電能供需應(yīng)保持實(shí)時(shí)平衡，不平衡將引致電力系統(tǒng)失穩(wěn)、崩 潰，乃至大停電。 1）電力運(yùn)行特點(diǎn)受用電側(cè)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)影響。北京和內(nèi)蒙主導(dǎo)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)性顯著差異；體 現(xiàn)在電力運(yùn)行特點(diǎn)上：以工業(yè)生產(chǎn)為主的蒙西電網(wǎng)全天用電曲線較為平均，三產(chǎn)占 比高的北京電網(wǎng)居民、商業(yè)用電集中在 10-21 點(diǎn)之間。2）工業(yè)領(lǐng)域電能替代，居民 領(lǐng)域電動(dòng)汽車、智能家居等滲透率提升、電氣化加速，增加了負(fù)荷側(cè)不確定性。

結(jié)構(gòu)性電力供應(yīng)錯(cuò)位導(dǎo)致 2021 年的東北和 2022 年的四川兩次短期有序用電。東北缺電原因 1：電煤成本高企疊加火電上網(wǎng)價(jià)格相對剛性，火電企業(yè)發(fā)電意愿較 低。9M21 以后國內(nèi)電煤價(jià)格持續(xù)走高；但當(dāng)時(shí)火電上網(wǎng)電價(jià)上浮空間僅 10%，嚴(yán)重 壓縮火電企業(yè)盈利空間。2021 年 10 月，國家發(fā)改委《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上 網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》（下稱“1439 號文”） 出臺后，火電上網(wǎng)電價(jià)漲幅擴(kuò)大至 20%，但月度電煤價(jià)格最高達(dá) 52.4%，遠(yuǎn)超電價(jià)漲幅，發(fā)電企業(yè)意愿持續(xù)低迷，導(dǎo)致發(fā)電量同比持續(xù)下降。 東北缺電原因 2：電力結(jié)構(gòu)依舊以火電為主，新能源替代效應(yīng)不及預(yù)期。東北火力 發(fā)電占總發(fā)電量的 74%，新能源占比約合 13%。新型電力系統(tǒng)概念提出后，東北地區(qū) 開始進(jìn)行發(fā)電結(jié)構(gòu)調(diào)整升級；但由于風(fēng)光裝機(jī)基數(shù)過小，發(fā)電占比仍較低，對火電 替代效應(yīng)較弱。

四川缺電原因 1：傳統(tǒng)水電大省+“雙碳”目標(biāo)，近年火電在四川發(fā)電結(jié)構(gòu)中占比下 降趨勢明顯。截至 2021 年底，四川省火力發(fā)電僅占當(dāng)年總發(fā)電量的 14.6%。2022 年 7、8 月受極端高溫干旱天氣影響，長江流域來水極端偏枯。而高溫下電力需求旺盛， 電力供需剪刀差擴(kuò)大，失衡現(xiàn)象突出。 四川缺電原因 2：作為傳統(tǒng)電力外送大省，跨省跨區(qū)輸電線路規(guī)劃建設(shè)主要服務(wù)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(jīng)四川 的跨省跨區(qū)輸電線路，或在建設(shè)規(guī)劃上不具備雙向輸電能力，或受電端本身電力資 源匱乏、不具備互濟(jì)能力。高溫干旱期間，國網(wǎng) 8 條電力入川通道全部滿載運(yùn)行但 仍有缺口。

二、理順電力供需矛盾，把握市場化、互聯(lián)互通兩大主線

2.1、火電：市場化+保供+靈活性改造，運(yùn)營商及設(shè)備制造商迎來機(jī)遇窗口

2.1.1、增量：“十四五”電力供需持續(xù)偏緊，保供要求下裝機(jī)與電量齊增

火電的調(diào)節(jié)功能可涉及調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)類型。（1）調(diào)峰：考慮到系統(tǒng)負(fù)荷存 在不確定性，運(yùn)行中開機(jī)的機(jī)組總?cè)萘繎?yīng)大于系統(tǒng)負(fù)荷需求，機(jī)組最小出力總和應(yīng) 小于系統(tǒng)負(fù)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）。（2）調(diào)頻：機(jī)組出力隨電力系統(tǒng)的負(fù)荷波動(dòng)而快速調(diào)整（頻率要求高于 調(diào)峰）。

火電調(diào)峰缺位背后是裝機(jī)放緩。2011 年以來，由于火電機(jī)組大批量投產(chǎn)，火電產(chǎn)能 過剩導(dǎo)致利用小時(shí)數(shù)逐年下降。2016 年出臺的《關(guān)于促進(jìn)我國煤電有序發(fā)展的通知》 中提出嚴(yán)控煤電新增規(guī)模，叫停多個(gè)煤電項(xiàng)目，“十三五”期間火電投資額連年下滑。 21 年全國電力需求量同比增長 10.3%，火電發(fā)電量同比增長 9.3%，但火電裝機(jī)增速 僅 4.1%。

“限電”使火電投資重獲重視，1H21 年起增速持續(xù)上行。2002-2005 年火電行業(yè)供 應(yīng)偏緊，隨著核準(zhǔn)、投產(chǎn)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(guān)于促進(jìn)我國煤電有序發(fā)展的通知》中提出嚴(yán)控煤電新增規(guī)模，叫停 多個(gè)煤電項(xiàng)目，“十三五”期間火電投資額連年下滑。能源“保供+調(diào)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(xù)同比高增，全國火電投資完成額 347 億元，同比增長 71.8%。

火電與核電作為相對穩(wěn)定的保障電源，合計(jì)裝機(jī)規(guī)模應(yīng)與尖峰負(fù)荷基本匹配。7M22 尖峰負(fù)荷約 12.5 億千瓦，若剔除限電影響應(yīng)接近 13 億千瓦。按照負(fù)荷與用電同步 增長測算，至 25 年尖峰負(fù)荷將達(dá) 15.5 億千瓦。根據(jù)核電裝機(jī)規(guī)劃，預(yù)計(jì) 25 年在運(yùn) 機(jī)組容量達(dá) 0.7 億千瓦，則火電理論需求量為 14.8 億千瓦，對應(yīng)煤電增量裝機(jī)需求 最高可達(dá) 3 億千瓦（2020 年底存量煤機(jī)約 10.8 億千瓦，燃機(jī)約 1 億千瓦）。“十四 五”規(guī)劃 2025 年煤電新增裝機(jī) 1.5-2 億千瓦，存在超預(yù)期空間（可理解為裝機(jī)時(shí)間 表前移）。

“十四五”電力供需緊平衡而可再生出力具有波動(dòng)性，煤電有望“增容不減量”。基 于“十四五”整體電力彈性系數(shù)大于 1 的預(yù)測，判斷電力供需格局將持續(xù)偏緊，并 且預(yù)計(jì)火電發(fā)電量將保持緩步增長態(tài)勢。另外，隨著可再生能源發(fā)電量占比逐步提 高，而其發(fā)電具有隨機(jī)性和波動(dòng)性。中性假設(shè)下，2023 年煤電、水電、風(fēng)電、光伏 機(jī)組平均利用小時(shí)數(shù)分別為 4393、3443、2073、1136 小時(shí)。在此基礎(chǔ)上，按照風(fēng)、 光、水發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)數(shù)分別下降 2%/4%/6%/8%/10%測算，對應(yīng)燃煤機(jī)組利用小 時(shí)數(shù)分別增長 0.7%/1.8%/2.9%/4.0%/5.1%。

2.1.2、降本：11M22煤價(jià)下行說明供應(yīng)偏松，2023年煤價(jià)有望繼續(xù)回落

當(dāng)前國內(nèi)煤價(jià)下滑表明供應(yīng)較為寬松。國內(nèi)價(jià)格與供需高度相關(guān)，11 月疫情防控疊 加暖冬，國內(nèi)用電增速低于 1%；而 1-11 月原煤產(chǎn)量累計(jì)同比增長 9.7%。即便考慮 3 月、6 月、9 月原煤產(chǎn)量或存疑，我們判斷實(shí)際原煤產(chǎn)量累計(jì)增速仍有 7-8%。供應(yīng) 轉(zhuǎn)松致使煤價(jià)在供暖季出現(xiàn)罕見較大幅度的下行，秦皇島 5500 大卡煤價(jià)下跌約 100 元至 1200 元。近日寒潮來襲，預(yù)計(jì)煤價(jià)在 12 月會小幅上升 50 元左右。

2023 年預(yù)計(jì)煤價(jià)中樞在 1000-1100 左右。我們認(rèn)為今冬煤價(jià)決定明年煤價(jià)的高位， 而 2023 年 3 月煤價(jià)決定當(dāng)年煤價(jià)低位。目前看，3M23 供暖季結(jié)束疊加兩會控產(chǎn)政 策，煤價(jià)或下滑至 1000 甚至低于 1000。但 4 月后，兩會結(jié)束疊加疫情影響消退， 國內(nèi)產(chǎn)業(yè)政策效用逐步釋放，能源、鐵路等投資拉動(dòng)電力需求，我們判斷明年用電 增速在 5.5%，呈現(xiàn)前高后低的特點(diǎn)，因此煤價(jià)將在 5 月開始上漲。如 6 月水電未出 現(xiàn)來水明顯偏豐情況，夏季煤價(jià)將回歸 1100-1300 元/噸高位（視 3 月煤價(jià)能否跌到 1000 元以下）。

2.1.3、提價(jià)：現(xiàn)貨市場推廣賦予漲價(jià)空間，容量電價(jià)政策出臺“以價(jià)補(bǔ)量”

火電企業(yè)面臨經(jīng)營壓力，保供積極性有限。 ? 煤、氣價(jià)格市場化程度較高而電價(jià)受行政因素干預(yù)較多致使火電企業(yè)成本傳導(dǎo)受阻， 自 2H20 一次能源價(jià)格開始上漲以來業(yè)績持續(xù)承壓。 “1439 號文”出臺將燃煤發(fā)電市 場交易價(jià)格浮動(dòng)范圍擴(kuò)大為至原則上不超過 20%，高耗能企業(yè)和電力現(xiàn)貨市場交易 電價(jià)不受上浮 20%限制。基于此，1-3Q22 火電行業(yè)營收同比高增、業(yè)績邊際改善， 但仍遠(yuǎn)低于合理水平、多數(shù)企業(yè)未實(shí)現(xiàn)扭虧，主因電價(jià)漲幅不足以覆蓋成本漲幅。

新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型中配套高比例可再生電源的電價(jià)機(jī)制缺失。火電定位由“基荷電 源”逐步轉(zhuǎn)向“調(diào)節(jié)電源”，“十四五”期間將呈現(xiàn)裝機(jī)增速高于電量增速、利用小 時(shí)數(shù)快速下降的特點(diǎn)。主要原因包括：1）火電具備靈活性，發(fā)電空間將在可再生能 源大發(fā)期間受到擠壓；2）為提供輔助服務(wù)，機(jī)組需要提前鎖定一部分容量不能提供 能量服務(wù)；3）火電“增容”的保供任務(wù)。然而輔助服務(wù)市場、容量市場等配套機(jī)制 的缺失進(jìn)一步擠壓了火電企業(yè)的盈利空間。

回溯改革開放以來的歷次電力體制改革，均用市場化方式理順供需矛盾。 ? 1985 年投資體制改革：“四五”期間，負(fù)責(zé)電力投資的中央財(cái)政資金不足，造成 1978-1985 年的嚴(yán)重缺電，制約了國民經(jīng)濟(jì)增長。1985 年，國務(wù)院頒布《關(guān)于鼓勵(lì) 集資辦電荷實(shí)行多種電價(jià)的暫時(shí)規(guī)定》（簡稱“79 號文”），引進(jìn)外國資本、鼓勵(lì)民 間資本投資建設(shè)電源，促進(jìn)了電源的發(fā)展。

2002 年政企分開、廠網(wǎng)分離改革：原國家電力公司集發(fā)、輸、配、售為一體，高度 壟斷使發(fā)電環(huán)節(jié)缺乏競爭；疊加 1997 年亞洲金融危機(jī)后經(jīng)濟(jì)增速放緩，電力供應(yīng)富 余，以及二灘水電站建成后出現(xiàn)電力上網(wǎng)問題。2002 年，國務(wù)院出臺《電力體制改 革方案》（簡稱“5 號文”），明確按照“廠網(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競價(jià)上網(wǎng)” 的原則，開始試點(diǎn)建設(shè)競爭性電力市場。然而，由于 1998-2002 年發(fā)電裝機(jī)增速下 滑，2002 年后中國經(jīng)濟(jì)高速增長，造成 2002-2005 年間的嚴(yán)重缺電，經(jīng)濟(jì)總量受到 嚴(yán)重影響。電力市場化試點(diǎn)在嚴(yán)重缺電中自然消亡，2004 年國家出臺標(biāo)桿電價(jià)政策。

2015 年配售分開改革：2010-2011 年“電荒”刺激火電投資、2014 年火電項(xiàng)目核準(zhǔn) 權(quán)下放至地方引發(fā)新一輪火電投資熱，電力供應(yīng)再次由緊轉(zhuǎn)寬，出現(xiàn)適宜發(fā)電側(cè)市 場化改革的條件。2015 年，國務(wù)院出臺《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》 (簡稱“9 號文”)，提出了包括發(fā)電計(jì)劃放開、電價(jià)放開、配售電放開的“四放開、 一獨(dú)立、一加強(qiáng)”的改革計(jì)劃。售電業(yè)務(wù)受到資本青睞，競爭性電力市場的建設(shè)進(jìn) 展急速。

2021 年進(jìn)一步完善電力市場化改革：由于火電供給側(cè)改革，“十三五”期間火電裝 機(jī)增量不足；2020 年下半年以來煤價(jià)持續(xù)高位運(yùn)行，火電企業(yè)經(jīng)營困難影響電力供 應(yīng)能力。2021 年，國家發(fā)改委先后發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化 改革的通知》（簡稱“1439 號文”）和《關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項(xiàng) 的通知》（簡稱“809 號文”），取消工商業(yè)目錄銷售電價(jià)，改為“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”， 且浮動(dòng)區(qū)間擴(kuò)大為上下不超過 20%；推動(dòng)工商業(yè)用戶都進(jìn)入市場，保持居民、農(nóng)業(yè)、 公益性事業(yè)用電價(jià)格穩(wěn)定；鼓勵(lì)新進(jìn)入市場電力用戶通過直接參與市場形成用電價(jià) 格，對暫未直接參與市場交易的用戶，由電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式代理購電。

現(xiàn)貨市場價(jià)格由供需主導(dǎo)，發(fā)現(xiàn)電力的時(shí)間和空間價(jià)值。現(xiàn)貨市場最大特點(diǎn)在于分時(shí)價(jià)格，反映了電力的時(shí)間價(jià)值；且因現(xiàn)貨市場限價(jià)較為 寬松，價(jià)格更貼近真實(shí)成本和供需。有助于調(diào)動(dòng)火電保供積極性、推動(dòng)調(diào)節(jié)資源的 發(fā)展、促進(jìn)新能源消納和功率預(yù)測技術(shù)進(jìn)步，從而推動(dòng)新型電力系統(tǒng)建設(shè)和能源轉(zhuǎn) 型。煤電現(xiàn)貨市場價(jià)格較中長期高約 10%，主因靈活性佳，可在電力供應(yīng)緊張、價(jià) 格較高時(shí)段多發(fā)電；而新能源現(xiàn)貨市場價(jià)格下降，主因其出力不可控。現(xiàn)貨市場機(jī) 制下，準(zhǔn)確的新能源功率預(yù)測蘊(yùn)含重要的信息價(jià)值。若預(yù)測準(zhǔn)確性不足或報(bào)量報(bào)價(jià) 策略不完善，企業(yè)所承擔(dān)的商業(yè)損失將遠(yuǎn)超電網(wǎng)考核下的罰款。

現(xiàn)貨市場分省級市場和省間市場，滿足省內(nèi)平衡后的富余電量可參與省間市場交易， 反映了電力的空間價(jià)值。省間市場價(jià)格上限為 10 元/kWh，遠(yuǎn)超省級市場價(jià)格上限， 使得電力富裕省份的發(fā)電機(jī)組受益，尤其今年夏季遭遇高溫干旱天氣，水電出力不 足導(dǎo)致部分省份出現(xiàn)電力缺口，山西年 8 月省間月度均價(jià)接近 3 元/kWh，省內(nèi)火電 機(jī)組得以獲取超額收益。省間現(xiàn)貨價(jià)格高企也反映電網(wǎng)通道不足，中央政府認(rèn)為新 型電力系統(tǒng)因?yàn)樾履茉摧^多需要分時(shí)價(jià)格支撐，推動(dòng)市場發(fā)展。

燃煤機(jī)組參與現(xiàn)貨市場無法抵消利用小時(shí)數(shù)下降的長期影響。當(dāng)前政策要求總交易電量的 90%參與中長期市場；從歐美實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)看，成熟電力市 場的現(xiàn)貨交易電量比例最終自然穩(wěn)定在 10%左右。以華能國際為例，假設(shè) 1）公司 90%電量參與中長期市場、10%電量參與現(xiàn)貨市場；2）當(dāng)標(biāo)煤入爐單價(jià)為 983/1035 元/噸時(shí)，公司中長期電價(jià)為 0.479 元/kWh，即較公司平均燃煤基準(zhǔn)價(jià)上浮 18%；當(dāng) 標(biāo)煤入爐單價(jià)為 1067/1106/1124 元/噸時(shí)，公司中長期電價(jià)為 0.487 元/kWh，即上 浮 20%；3）現(xiàn)貨交易價(jià)格較中長期價(jià)格高 20%。發(fā)現(xiàn)參與現(xiàn)貨市場帶來的電價(jià)漲超 20%上限的空間僅能彌補(bǔ)燃煤機(jī)組利用小時(shí)數(shù)下降 7%以內(nèi)對凈利潤所造成的影響。

在能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的背景下，燃煤機(jī)組利用小時(shí)數(shù)下降的長期趨勢明確。預(yù)計(jì)到 2025 年燃煤機(jī)組利用小時(shí)數(shù)將較 2021 年下降約 10%，因此我們判斷仍需出臺容量電價(jià)相 關(guān)政策來保障火電的合理盈利水平。

針對靈活性改造投資成本的補(bǔ)償，多地已提容量市場建設(shè)方案。 以甘肅省于 9 月出臺的《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營暫行規(guī)則（征求意見稿）》 （下文簡稱“《規(guī)則》”）為例，提出建設(shè)本省容量市場的方案：調(diào)度機(jī)構(gòu)以月度頻 率，考慮新能源裝機(jī)/負(fù)荷預(yù)測/外送電預(yù)測后，發(fā)布調(diào)峰容量需求，由靈活調(diào)節(jié)資 源通過競價(jià)方式獲得。該方案突破發(fā)電側(cè)零和，實(shí)現(xiàn)調(diào)峰成本向用戶傳導(dǎo)，同時(shí)將 調(diào)節(jié)深度指標(biāo)納入補(bǔ)償依據(jù)。

具體來看： 分?jǐn)傎M(fèi)用主要由電量占比決定，分配過程不存在先后順序。《規(guī)則》明確了市場化電 力用戶與火電、新能源、水電這三類電源主體同時(shí)需按照電量占比來分?jǐn)傉{(diào)峰容量 市場的月度補(bǔ)償總費(fèi)用（電源主體電量需進(jìn)行修正，儲能無需參與分?jǐn)偅拚禂?shù) 主要考慮對省內(nèi)售電或外送電的溢價(jià)：若享受相對溢價(jià)，則修正后的分?jǐn)傠娏繉⒏?于實(shí)際電量。從 21 年情況來看，甘肅省年發(fā)電量約 1724.6 億千瓦時(shí)，本省用電量 約 1495 億元，其余部分外送，考慮市場化用電占比后預(yù)計(jì)費(fèi)用分?jǐn)偟挠?jì)算基數(shù)為 2500-2700 億千瓦時(shí)。市場初期暫設(shè)用戶側(cè)月度輔助服務(wù)市場分?jǐn)傠娰M(fèi)上限為 0.01 元/KWh，超出部分不再 進(jìn)行分?jǐn)偅喑鲑M(fèi)用不向電源主體轉(zhuǎn)嫁，由調(diào)節(jié)主體承擔(dān)。

容量補(bǔ)償測算：以供熱季 150 天、非供熱季 215 天為標(biāo)準(zhǔn)，我們預(yù)計(jì)一臺額定容量 60 萬千瓦、實(shí)際出力可降至 30%的機(jī)組，在承擔(dān) 50%義務(wù)內(nèi)調(diào)節(jié)后，在 1/2/3 檔分 別有 60MW/30MW/30MW 容量可享受補(bǔ)貼，對應(yīng)全年合計(jì)可享受補(bǔ)償收益約 1178 萬元， 對應(yīng)年單位補(bǔ)償收益約 1963 萬元/GW。 假設(shè)取純凝和供熱機(jī)組改造成本平均值 100 元/KW，對應(yīng) 5-7 年可通過容量補(bǔ)償覆蓋 改造成本（測算基于按標(biāo)準(zhǔn)上限獲得補(bǔ)償?shù)募僭O(shè)）。相比于電化學(xué)儲能 8-10 年以上 的回本周期，靈活性改造是當(dāng)前能夠快速參與靈活性調(diào)節(jié)、較短時(shí)間內(nèi)收回成本的 經(jīng)濟(jì)方案。

2.1.4、新增裝機(jī)或超預(yù)期+靈活性改造積極性提升，為設(shè)備商帶來機(jī)會

配置新能源開發(fā)指標(biāo)，對存量火電規(guī)模龐大、轉(zhuǎn)型目標(biāo)明確的電力央國企改造積極 性刺激強(qiáng)。當(dāng)前內(nèi)蒙、河南、貴州已針對火電靈活性改造對應(yīng)配置新能源開發(fā)指標(biāo) 出臺了具體政策。總體來看，配置標(biāo)準(zhǔn)是根據(jù)機(jī)組承擔(dān) 50%義務(wù)內(nèi)調(diào)節(jié)后，能夠新 增深調(diào)容量的 1-2 倍進(jìn)行新能源配置。優(yōu)質(zhì)新能源項(xiàng)目具有稀缺性，從盡早鎖定新 能源項(xiàng)目的開發(fā)權(quán)角度來看，電力央國企的改造積極性也較強(qiáng)。河南出臺《通知》 中顯示：五大發(fā)電集團(tuán)合計(jì)通過靈活性改造可配置新能源開發(fā)指標(biāo)量占總量約 58%。

2.2、資源與負(fù)荷區(qū)域性錯(cuò)配使電網(wǎng)投資需求空前，“十四五”重點(diǎn)關(guān)注特高壓

2.2.1、新型電力系統(tǒng)“源荷分離”，跨區(qū)域輸電工程重要性凸顯

沿海省份作為負(fù)荷中心新能源開發(fā)受限，普遍依賴外送電。新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型面臨 的最大挑戰(zhàn)是可再生資源無法被儲存或運(yùn)輸，傳統(tǒng)電源臨負(fù)荷而建的模式不再適用。 “十三五”供給側(cè)改革明確東部不再新建火電，而集中式新能源開發(fā)受制于土地， 電力本地供應(yīng)增量僅來自核電與海上風(fēng)電，因此預(yù)計(jì)沿海地區(qū)電力本地供需缺口將 持續(xù)存在，對外送電的需求逐年增加。

“三北”地區(qū)作為清潔電源中心，普遍面臨裝機(jī)與消納矛盾。大型風(fēng)光基地的集中式 開發(fā)，可以通過規(guī)模效應(yīng)降低建造、運(yùn)行成本，充分利用沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)的 風(fēng)光資源。預(yù)計(jì)“十四五”期間考慮內(nèi)陸大基地和海風(fēng)基地，總新增裝機(jī)將達(dá)到 350GW，占各省規(guī)劃總量的一半。但受制于本地負(fù)荷有限、靈活性調(diào)節(jié)資源缺乏和外 送通道不足，“三北”地區(qū)部分省份棄風(fēng)棄光率已接近或突破 5%紅線。 解決新能源裝機(jī)與消納矛盾的可能路徑包括：1）國家放松對棄風(fēng)棄光率的考核，但 我們判斷可能性較小；2）增加本地負(fù)荷，但產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移需要時(shí)間；3）火電靈活性改 造騰出空間；4）增加外送通道；5）提高大基地配儲比例。

2.2.2、“十四五”主、配網(wǎng)投資需求雙高，其中重點(diǎn)關(guān)注特高壓

“源荷分離”決定了“大電網(wǎng)”投資需求增加，預(yù)計(jì)“十四五”期間特高壓投資遠(yuǎn) 超 5000 億元。第一批風(fēng)光大基地規(guī)劃風(fēng)、光裝機(jī)總?cè)萘?97GW 已全部開工建設(shè)，其 中約 50%電量外送消納。預(yù)計(jì)通過提升已建輸電通道利用效率共計(jì)可提升跨區(qū)域輸 電能力 4200 萬千瓦，基本滿足了第一批大基地的外送需求。第二批大基地規(guī)劃“十 四五”投產(chǎn) 200GW，原則上 2023 年并網(wǎng)，其中約 75%電量外送消納，需新建特高壓 直流送出，且新增通道輸送可再生能源電量比重需超過 50%。 按 800 萬千瓦輸電能力的線路單條投資 200 億元，預(yù)計(jì)提效+新增分別涉及投資 1050 億元和 1675 億元，合計(jì) 2725 億元；其余仍有五條線路在前期工作中，按照每 條線路 200 億計(jì)算，仍需投資 1000 億；另有包括閩粵聯(lián)網(wǎng)等多條交流特高壓線路需 要建設(shè)，特高壓合計(jì)投資額超 5000 億，規(guī)模較第一輪特高壓建設(shè)周期翻倍。

為避免影響新能源裝機(jī)并網(wǎng)+防疫政策優(yōu)化，2023 年特高壓提速大勢所趨。 基于 800kv 直流特高壓輸電能力一般為 450 億千瓦時(shí)/年、新增特高壓線路均滿送的 假設(shè)，預(yù)計(jì) 2023-2025 年的風(fēng)、光裝機(jī)增量分別對應(yīng)需要至少投產(chǎn) 2、5、7 條特高 壓。假設(shè)減少 1 條特高壓直流僅會影響全發(fā)電量外送消納的增量新能源裝機(jī)，則未 來三年每少投產(chǎn) 1 條特高壓將影響 12-15GW 新能源裝機(jī)并網(wǎng)。受疫情背景下的多重因素影響，特高壓進(jìn)度嚴(yán)重滯后，截至目前未有 1 條直流完成 核準(zhǔn)。2021 年 4 月國家能源局提出要加快推進(jìn)特高壓建設(shè)節(jié)奏，各環(huán)節(jié)明顯提速， 特高壓從前期到建成周期從 4 年壓縮至 2.5 年。考慮到第二批大基地原則上 2023 年 并網(wǎng)，國網(wǎng)提出 4 條直流要在今年核準(zhǔn)、明年年初即刻開工的目標(biāo)；加之防疫政策 優(yōu)化，執(zhí)行側(cè)限制性因素影響減退，2023 年特高壓建設(shè)提速兼具緊迫性和實(shí)現(xiàn)的客 觀條件。

2.3、配套新能源建設(shè)，儲能百花齊放

2.3.1、強(qiáng)配政策+組件降價(jià)讓出成本空間，關(guān)注大儲放量

新能源裝機(jī)擴(kuò)大，利好有強(qiáng)配要求的國內(nèi)大儲，電源側(cè)仍會是增量裝機(jī)的主要來源。 關(guān)注 23 年新能源裝機(jī)加速帶來的大儲放量。 結(jié)論：21-25 年國內(nèi)三側(cè)儲能合計(jì)裝機(jī) CAGR 100%。21 年現(xiàn)有裝機(jī) 5.2GW，悲觀/中 性/樂觀假設(shè) 25 年有望提至 63.8/81.8（177.1GWh）/98.5GW。強(qiáng)配要求下，源網(wǎng)側(cè) 大儲是裝機(jī)主力。 假設(shè)：（1）22-25 年集中式光伏裝機(jī) 40/65/81/84GW；風(fēng)電裝機(jī) 50/55/60/60GW；（2） 目前多數(shù)省份要求配套比例在 10%-15%，考慮電廠配套其他靈活性調(diào)節(jié)資源以及共 享儲能模式下電源側(cè)需求轉(zhuǎn)至電網(wǎng)側(cè)，故對實(shí)際配儲比例做情景假設(shè)。假設(shè) 22-25 年 新 能 源 配 儲 比 例 5%/8%/10%/15% （ 悲 觀 ）、 6%/10%/15%/18% （ 中 性 ）、 10%/15%/18%/20%（樂觀）。

分三側(cè)來看國內(nèi)儲能裝機(jī)需求： 電源側(cè)：強(qiáng)配要求下，電源側(cè)是增量裝機(jī)的主要來源。目前多數(shù)省份要求配套比例 在 10%-15%。考慮初期電廠配套其他靈活性調(diào)節(jié)資源（如火電靈活性改造）對儲能 的替代，23 年中值設(shè)為 10%，對應(yīng)儲能裝機(jī) 12GW（24GWh）。 電網(wǎng)側(cè)：電網(wǎng)調(diào)度對體量、安全性要求較高，電化學(xué)儲能滲透仍不高。考慮后續(xù)各 省份通過出臺容量租賃/補(bǔ)償相關(guān)政策，以及在運(yùn)行現(xiàn)貨市場后峰谷價(jià)差拉大，并伴 隨儲能成本的降低，共享儲能模式經(jīng)濟(jì)性或逐步凸顯，能夠刺激電網(wǎng)側(cè)的裝機(jī)量提 升。

用戶側(cè)：23 年用電負(fù)荷增 5.5%，往后年增 5%的假設(shè)下，用戶側(cè)儲能滲透率提升帶 來增量裝機(jī)。但各地現(xiàn)貨價(jià)差及激勵(lì)政策不同，裝機(jī)積極性地方間差異大。考慮到 23 年現(xiàn)貨運(yùn)行省份將進(jìn)一步擴(kuò)大，東部沿海省份的現(xiàn)貨價(jià)格將更好地反映供需緊張 局面，現(xiàn)貨價(jià)差有望拉大，利好工商業(yè)儲能的發(fā)展。

組件價(jià)格下降騰出配儲成本空間。IRR 組件價(jià)格下降 0.4 元/W，對應(yīng)光伏系統(tǒng)成本 從 4.2 元/W 下降至 3.8 元/W。在首年接近 1500 小時(shí)利用小時(shí)數(shù)的假設(shè)下，全投資 IRR 從 5.6%升至 6.6%，配儲后對項(xiàng)目整體的經(jīng)濟(jì)性影響將有所減弱。1）若將儲能 作為純成本項(xiàng)測算，當(dāng)儲能成本為 2000/1700/1400 元/KWh，對應(yīng)項(xiàng)目整體 IRR 分別 為 5.3%/5.5%/5.6%；2）若考慮儲能在放電過程中獲取調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用/現(xiàn)貨價(jià)差， 上述儲能成本假設(shè)下，對應(yīng)項(xiàng)目整體 IRR 分別為 5.8%/5.9%/6.1%。

2.3.2、收益保障政策刺激下，抽蓄開工、擬建規(guī)模擴(kuò)大

抽蓄建設(shè)加速，鎖定“十五五”規(guī)劃目標(biāo)。基于最新統(tǒng)計(jì)情況顯示至“十四五”末可 實(shí)現(xiàn)裝機(jī)容量約 6804 萬千瓦，能夠超額完成十四五規(guī)劃目標(biāo)。 “十五五”末 1.2 億 千瓦目標(biāo)對應(yīng)“十四五”期間應(yīng)開建規(guī)模約 3738 萬千瓦。近兩年隨著盈利機(jī)制的確 定，項(xiàng)目開工規(guī)模擴(kuò)大，保守估計(jì) 8 年完工，則“十四五”仍需開工量減少至 1938 萬千瓦。

各地區(qū)擬建項(xiàng)目數(shù)量相比征求意見稿有所擴(kuò)大。根據(jù)黑鷹光伏對已披露項(xiàng)目的統(tǒng)計(jì)， 湖北、浙江、陜西等地在《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021~2035 年）》征求意見稿 之外新增部分項(xiàng)目（新增項(xiàng)目均在近兩年已通過可研、或完成項(xiàng)目簽約，原規(guī)劃中 也存在部分項(xiàng)目尚無進(jìn)展）。值得注意的是，原本沒有建設(shè)計(jì)劃的福建、海南、云南 等地也開始參與抽蓄電站項(xiàng)目建設(shè)。

三、選股策略

3.1、火電：資產(chǎn)區(qū)位和能源資源優(yōu)勢為王

煤炭供需緩和、價(jià)格下行帶來行業(yè)，“煤電一體化”帶來公司。火電企業(yè)營業(yè)成本 的 7 成以上為燃料成本，業(yè)績彈性主要取決于煤價(jià)波動(dòng)。2022 年 2 月 24 日，發(fā)改 委官網(wǎng)發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善煤炭市場價(jià)格形成機(jī)制的通知》（簡稱“303 號文”），提 出完善煤、電價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制，引導(dǎo)煤、電價(jià)格主要通過中長期交易形成。但因煤炭 供需仍偏緊，多數(shù)火電企業(yè) 1-3Q22 長協(xié)履約率不及 90%。而“煤電一體化”企業(yè)的 優(yōu)勢凸顯，長協(xié)履約率較高，業(yè)績得以率先扭虧。

電力市場化改革深化，資產(chǎn)布局的區(qū)位優(yōu)勢決定火電企業(yè)的超額收益。中長期市場：“1439 號文”出臺后，2022 年燃煤機(jī)組中長協(xié)電價(jià)普遍上浮，但部分 地區(qū)電價(jià)受行政干預(yù)，漲幅未滿 20%。隨著電力現(xiàn)貨市場推廣，反映電力實(shí)際供需 形勢的現(xiàn)貨交易價(jià)格對中長協(xié)電價(jià)具有重要指導(dǎo)意義，預(yù)計(jì) 2023 年中長協(xié)電價(jià)將普 遍頂格上浮 20%。因此，資產(chǎn)集中布局于 2022 年中長協(xié)電價(jià)漲幅未及 20%地區(qū)的火 電企業(yè)仍有漲電價(jià)空間。

省級現(xiàn)貨市場：源、荷不確定齊增，導(dǎo)致發(fā)、用電曲線的耦合度下降，日內(nèi)峰谷價(jià) 差拉大。可見電源側(cè)可再生能源滲透率越高、負(fù)荷側(cè)第三產(chǎn)業(yè)占比越高的省份現(xiàn)貨 市場峰谷價(jià)差越大，火電參與現(xiàn)貨市場交易所能獲得的漲價(jià)幅度越大。省間現(xiàn)貨市場：預(yù)計(jì)“十四五”中東部地區(qū)持續(xù)面臨電量電力雙缺局面，因此資產(chǎn) 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(xiàn)貨交易實(shí)現(xiàn)超額收益。

綠電轉(zhuǎn)型拔估值。常規(guī)火電作為傳統(tǒng)公用事業(yè)估值隨大市波動(dòng)，估值通常約為 8 倍 PE，而綠電估值通常在 20 倍 PE 以上。火電企業(yè)開啟綠電轉(zhuǎn)型有助于估值拔升，重 點(diǎn)關(guān)注綠電裝機(jī)占比逐漸提升的“火轉(zhuǎn)綠”企業(yè)。

3.2、綠電：項(xiàng)目資源獲取能力是核心競爭力

低碳化趨勢不變，平價(jià)時(shí)代關(guān)注項(xiàng)目資源獲取能力和裝機(jī)目標(biāo)執(zhí)行能力。新能源電 力行業(yè)的商業(yè)模式是以 3%左右的資本金成本，謀求 8%左右的內(nèi)部收益率。板塊估值 高于傳統(tǒng)公用事業(yè)主因在能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的背景下，新能源裝機(jī)成長性確定。上游電設(shè)備制造行業(yè)競爭充分，新能源電力邁入平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代，運(yùn)營高度趨同。在此背 景下，公司超額收益主要來自于項(xiàng)目資源的獲取和落地能力。“風(fēng)光水火儲一體化” 大基地開發(fā)思路下，背靠多能互補(bǔ)的綜合能源集團(tuán)的綠電運(yùn)營商在項(xiàng)目資源獲取方 面具有優(yōu)勢。另外，因新能源項(xiàng)目資源掌握在地方政府手中，獲地方支持的區(qū)域龍 頭綠電運(yùn)營商也具有一定優(yōu)勢。

靜待可再生補(bǔ)貼核查落地后估值回升。綠電運(yùn)營商港股估值顯著低于 A 股估值，主 因兩個(gè)市場對可再生補(bǔ)貼拖欠所形成的共識不同。當(dāng)前新能源電力行業(yè)估值處在底 部，主因可再生補(bǔ)貼核查尚未完成和新能源電價(jià)的不確定性。基于國資企業(yè)項(xiàng)目開 發(fā)合規(guī)性通常較好，預(yù)計(jì)可再生補(bǔ)貼發(fā)放情況較好，估值有望率先回升。

3.3、儲能：需求放量、業(yè)績彈性較大

3.3.1、電化學(xué)儲能：關(guān)注核心環(huán)節(jié)及獨(dú)儲運(yùn)營新業(yè)態(tài)

以電化學(xué)儲能為代表的新型儲能：目前鋰電池儲能落地最快，這一路線正處于技術(shù) 走向成熟的關(guān)鍵階段，在當(dāng)前裝機(jī)低基數(shù)下隨著經(jīng)濟(jì)性趨好，以及配儲行政命令的 生效，有望在未來 5-10 年內(nèi)保持高增速的蓬勃發(fā)展。總體上，隨著下游需求釋放， 各中游設(shè)備環(huán)節(jié)均會受益于量增；隨著獨(dú)儲盈利模式的跑通，獨(dú)儲電站運(yùn)營這類新 業(yè)態(tài)應(yīng)運(yùn)而生、同樣存在投資機(jī)會。

鋰電池儲能除核心環(huán)節(jié)如電芯環(huán)節(jié)，對應(yīng)龍頭寧德時(shí)代、億緯鋰能（電車組覆蓋）； 及變流器 PCS 環(huán)節(jié)，對應(yīng)龍頭陽光電源（電新組覆蓋），我們還建議關(guān)注如下兩個(gè)環(huán) 節(jié)： 保障儲能電站安全環(huán)節(jié)：基于上文對調(diào)節(jié)資源發(fā)展路徑的總結(jié)，技術(shù)成熟度提升是 政策大力支持的重要前提，也是其具備經(jīng)濟(jì)性的重要前提，而安全性是技術(shù)成熟的 重要標(biāo)志。區(qū)別于鋰電于電車場景的應(yīng)用，大規(guī)模儲能系統(tǒng)的特點(diǎn)之一就是電池?cái)?shù) 量多、排列相對密集，電池的不一致性會導(dǎo)致個(gè)別電池產(chǎn)生過充、過放，增加風(fēng)險(xiǎn)。 近年來全球各地已爆發(fā)多起儲能電站起火案例，近期海南鶯歌海鹽場 100MW 平價(jià)光 伏項(xiàng)目儲能電站起火事件再次引起關(guān)注。

1) 溫控：目前市場主流溫控方案以風(fēng)冷和水冷為主。由于溫控技術(shù)具有技術(shù)可遷移性， 儲能溫控企業(yè)普遍從其他賽道切入，主要以精密溫控企業(yè)、新能源車溫控企業(yè)、工 業(yè)溫控企業(yè)為主。考慮到溫控業(yè)務(wù)定制化屬性強(qiáng)，切換應(yīng)用場景成本高，導(dǎo)致用戶 更換廠商意愿低、粘性高，因此儲能業(yè)務(wù)布局早且業(yè)務(wù)種類全面的溫控企業(yè)將具有 先發(fā)優(yōu)勢。

2) 電池管理 BMS：“硬件+算法”體系下數(shù)據(jù)和技術(shù)為王。目前市場主要參與者分為三類： 整車廠商、電池廠商和專業(yè)第三方 BMS 廠商。（1）整車廠商了解自身產(chǎn)品控制系統(tǒng) 的原理和需求，資金實(shí)力雄厚；（2）電池廠商對電池特性了解深刻，且掌握關(guān)鍵電 池?cái)?shù)據(jù)；（3）專業(yè) BMS 廠商多為傳統(tǒng)汽車電子零部件供應(yīng)商，數(shù)據(jù)服務(wù)經(jīng)驗(yàn)豐富。 從國內(nèi)出貨來看目前 CR2 合計(jì)市占率約為 30%（寧德時(shí)代+比亞迪），電池廠商占主 導(dǎo)地位。

3.3.2、抽水蓄能：關(guān)注多儲能路線布局的龍頭標(biāo)的

抽水蓄能電站建設(shè)涉及的中游設(shè)備與水電站相同， 包含水輪機(jī)、發(fā)電機(jī)、水泵、主變壓器、壓縮空氣系統(tǒng)等環(huán)節(jié)；進(jìn)入運(yùn)營期后也將 類似水電的商業(yè)模式，在長周期內(nèi)每年獲取穩(wěn)定的現(xiàn)金流回報(bào)。今年 9 月，在完成 重大資產(chǎn)置換及發(fā)行股份購買資產(chǎn)后，南網(wǎng)旗下文山電力置出了原購售電、電力設(shè) 計(jì)及配售電主業(yè)的相關(guān)資產(chǎn)，并置入了抽水蓄能和新型儲能運(yùn)營的新業(yè)務(wù)，并正式 更名為“南網(wǎng)儲能”。重組后將成為市場上儲能運(yùn)營最純標(biāo)的之一，多路線布局、充 分受益于行業(yè)需求的釋放。根據(jù)公司計(jì)劃，將在“十四五”期間新增投產(chǎn)抽蓄 600 萬 千瓦（約占“十四五”總規(guī)劃量 20%）、電網(wǎng)側(cè)獨(dú)儲 200 萬千瓦（約占“十四五”預(yù)測總 裝機(jī)量 30%）。

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精選報(bào)告來源：【未來智庫】